Электрификация и автоматизация технологических процессов применительно к условиям ГП «Торезантрацит»

Аннотация

Данный дипломный проект «Электрификация и автоматизация технологических процессов применительно к условиям ГП „Торезантрацит“» состоит из двух частей: общая часть и специальная часть. В общей части рассматриваются: горная технология, механическое оборудование, охрана труда и экономика. В специальной части: автоматизированный электропривод, электроснабжение и электрооборудование, автоматизация, технико-экономические показатели, энергоаудит и специальный вопрос. В специальном вопросе разработаны способы и мероприятия, обеспечивающие экономию электроэнергии ГП «Торезантрацит».

The summary

The given degree project «Electrification and automation of technological processes with reference to conditions ME „Torezantratcit“» consists of two parts: the general part and a special part. In the general part are considered: mountain technology, the mechanical equipment, a labour safety and economy. In a special part: the automated electric drive, electrosupply and an electric equipment, automation, technical and economic parameters, enrgyaudit and a special question. In a special question ways and the actions providing economy of electric power ME «Torezantratcit» are developed.

1. Горно-технологическая часть

1.1 Геология

1.2 Расчет нагрузки на очистной забой

2. Механическое оборудование

2.1 Механическое оборудование 9-й южной лавы

2.2 Подземный транспорт

2.3 Подъемные установки

3. Охрана труда

3.1 Анализ опасностей и вредности в условиях шахты «Прогресс» ГП «Торезантрацит»

3.2 Противоаварийная защита

3.3 Телефонная связь

4. Технико-экономические показатели

4.1 Анализ основных показателей деятельности предприятия

4.2 Анализ основных фондов

4.3 Анализ себестоимости

4.4 Выпуск продукции

5. Электроснабжения и электрооборудование

5.1 Расчет внешнего электроснабжения

5.2 Расчет схемы электроснабжения подземного участка

6. Автоматизация

6.1 Общие сведения и основные задачи автоматизации

6.2 Системы автоматизации подъемных машин с приводом постоянного тока

6.3 Принцип работы схемы автоматизированного управления подъемной установки

7. Специальный вопрос

7.1 Электрические сети. Мероприятия по экономии электроэнергии

7.2 Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах

7.3 Сокращение числа трансформации

7.4 Экономия электроэнергии в кабельных сетях

7.5 Экономия электроэнергии в осветительных установках и сетях

7.6 Экономия электроэнергии при компенсации реактивной мощности

7.7 Мероприятия по экономии электроэнергии вентиляторных установках

7.8 Дополнительные рекомендации по экономии электроэнергии

7.9 Примеры расчетов экономии электроэнергии различных мероприятий

8. Энергоаудит и энергосбережение

8.1 Общие положения

8.2 Первый этап энергоаудита — оценка энергопотребления и затрат

8.3 Второй этап энергоаудита — оценка энергетических потоков Заключение Список используемой литературы

Горнодобывающая промышленность является одной из развивающихся промышленностей. На промышленных предприятиях ведется постоянный учет расхода электроэнергии, разработка способов и мероприятий обеспечивающих экономию электроэнергии. Система электроснабжения проектируется в соответствии с требованиями и нормами ПТЭ и ПТБ, при этом закладываются условия энергетической экономичности.

Доля энергетической составляющей в себестоимости незначительна, экономное расходование электроэнергии дает возможность выработать дополнительную продукцию, в то время как ущерб при недоотпуске энергии во много раз превышает ее стоимость. Поэтому экономии электроэнергии на промышленных предприятиях следует уделять пристальное внимание. Этой актуальной проблеме посвящен дипломный проект на тему «Электрификация и автоматизация технологических процессов применительно к условия ГП «Торезантрацит».

1. Горно-технологическая часть

1.1 Геология

Общие географические и административные сведения о районе Шахта «Прогресс» ныне состоящая как отдельное предприятие в Государственной холдинговой компании «Торезантрацит» Министерства Топлива и Энергетики Украины была сдана в эксплуатацию в 1974 году. Строительство ее в связи с отсутствием средств на строительство продолжалось 23 года вместо запланированных 17.

Основной целью ее строительства с введением в эксплуатацию была потребность в высококачественном антраците, как составной частью металлургического процесса и других хозяйственно-бытовых нужд. И как следствие появление новых рабочих мест и соответствующей инфраструктуры.

В административном отношении район шахты «Прогресс» расположен в пределах г. Тореза и Шахтерском районе Донецкой области.

Недра района принадлежат Государственной Холдинговой Компании «Торезантрацит» Министерства Топлива и Энергетики Украины.

На территории шахтного поля расположены населенные пункты — поселки шахт «Красная звезда», № 3-бис, № 9 г. Тореза. Через участок проходит железнодорожная магистраль «Илловайск — Дебальцево» со станцией Торез и сетью подъездных путей. Участок покрыт сетью асфальтированных дорог. Источником электроэнергии служат линии электропередач системы «ДонбассЭнерго «.

Водоснабжение осуществляется водоводами из канала Северский Донец — Донбасс, за счет Грабовского водохранилища. В орогидрографическом отношении оцениваемый район расположен на южном склоне Главного Донецкого водораздела, в бассейне р. Крынки — правого притока р. Миус.

Поверхность представляет собой всхолмленную степную равнину, рассеченную балками Прищепина, Филипова, Глухая, Запорожская и их строгами. Максимальная абсолютная отметка поверхности — плюс 320,8 м; минимальная — плюс 164,4 м.

Климат района Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура составляет +8.30єС. Минимальная температура наблюдается в январе, максимальная в июне. Среднегодовое количество осадков составляет 170 мм, из них большая часть выпадает в ноябре-январе, минимальное количество осадков в этом районе выпадает в сентябре и в марте.

Гидрогеологическая характеристика шахтного поля На оцениваемой площади подземные воды содержатся в породах четверичного и каменноугольного возрастов. В четверичных отложениях выдержанного горизонта нет, вода содержится в основном в опесоченных прослоях суглинков. Водоотдача их невелика, обычно при каптировании горизонта получают незначительные дебиты порядка 0,5ч0,7 м³/ч. В обводнении горных выработок он практически участия не принимает.

Основные водоносные горизонты, оказывающие влияние на обводнение горных выработок, приурочены в основном к песчаникам и реже известнякам карбона. Циркуляция подземных вод происходит в основном по открытым трещинам в этих породах. Пористость водоносных пород, благодаря небольшим величинам, не оказывает большого влияния на их водоотдачу. Величина ее для песчаников с глубиной снижается от 4,21% (глубина 100 м) до 2,79% (глубина 1100ч1200 м), а у известняков соответственно от 4,76% до 2,25%.

В связи с этим по условиям накопления и циркуляции подземные воды карбона преимущественно пластово-трещинного типа. Благодаря переслаиванию водоносных пород с водоупорами и наклонному залеганию пород они обладают напором, величина которого различная и связана с условиями и глубиной залегания водоносных горизонтов. В отдельных случаях пьезометрические уровни вскрываемых скважинами горизонтов устанавливается выше земной поверхности.

Геологическая характеристика пластов h8 и h7

В настоящее время основные очистные работы ведутся по пласту h8. Пласт h8 относится к числу наиболее мощных и выдержанных. Мощность пласта колеблется от 1,36 до 1,48, средняя мощность пласта равна 1,42 м. Угол залегания пласта колеблется от 6є до 8є. Шахтой «Прогресс» разрабатывается двумя панелями — северной и южной. Уголь трещиноват. Эндогенные трещины имеют азимут падения 18ч30є при среднем расстоянии между трещинами 1ч2 см.

Непосредственная кровля пласта представлена алевролитами песчано-глинистыми (40%), глинистыми (30%) и песчаными (30%).

Алевролит песчано-глинистый распространен в основном в центральной части шахтного поля, слагая кровлю пласта на северной и большей части южной панели. Незначительное распространение приурочено к западной части поля в южной половине его. Мощность его изменяется от 0,1 до 0,2 м.

Предел прочности на сжатие изменяется от 21,3 до 102,6 МПа при среднем значении 51,1 МПа. Коэффициент размягчения составляет в среднем 0,62; после водопоглощения прочность алевролита снижается почти на 40%. В очистных подготовительных выработках южной панели, на площадях с развитием зеркал скольжения по наслоению с расстоянием между ними 3ч2 см, сланец песчано-глинистый отслаивается в виде куполообразных вывалов до 3ч4 см, что осложняет ведение горных работ.

Куполообразные вывалы на северной панели редки, ложная кровля отмечена местами в I-й восточной лаве на незначительных площадях. Алевролит песчано-глинистый следует считать малоустойчивым (Б3).

Алевролит глинистый приурочен, в основном, к северо-западной части шахтного поля и площади южной панели. Мощность алевролита изменяется от 0,5 до 48,72 м.

Предел прочности на сжатие изменяется от 23,7 до 88,6 МПа при среднем значении 47,6 МПа, после водопоглощения составляет 26,0 МПа, т. е. уменьшается почти на 45%. В горных выработках шахты «Прогресс» кровля малоустойчива, сопровождается куполообразными вывалами, а на площадях, где глинистый алевролит обогащен углистым веществом, ложной кровли мощностью от 0,3 м до 0,6 м, реже 1,0 м.

В южной и юго-восточной частях шахтного поля наблюдается расщепление угольного пласта h8. Контур расщепления проходит в восточных лавах южной панели приблизительно на горизонте минус 550 м, а на западе около минус 650 м.

Верхняя угольная пачка мощностью 0,04ч0,07 м, постепенно удаляется от основной на расстояние 2,7 м и более метров. Контур зоны расщепления имеет сложную конфигурацию. Междупластье в расщепленном интервале представлено глинистым алевролитом с обилием углистых включений. При ведении горных работ на площадях, где междупластье увеличивается более 0,5 м, оно становится трудноподдерживаемым в горных выработках. Зона нерасщепленного пласта прослеживается на северном крыле и центральной части шахтного поля. Алевролит глинистый относится к неустойчивым породам (Б2).

Алевролит песчаный распространен, в основном, в западной части южной половины шахтного поля и в меньшей мере на востоке северной половины его. Предел прочности на сжатие изменяется от 33,6 до 98,9 МПа при среднем значении 61,1 МПа. После водопоглощения предел прочности изменяется от 35,2 до 58,7 МПа при среднем значении 44,6 МПа, прочность сланца уменьшается при этом на 27% алевролит песчаный относится среднеустойчивому (Б4).

Основная кровля представлена преимущественно сланцем песчаным в меньшей мере глинистым и песчано-глинистым алевролитами. Алевролит песчаный по своим прочностным характеристикам (у_сж=70,6 МПа) относится к труднообрушаемым породам, но учитывая наличие трещиноватости и резких контактов по слоям, следует считать его среднеобрушающимся (А 2). Алевролит глинистый основной кровли относится к легкообрушающимся (А1). Песчано-глинистый алевролит и перемещающиеся породы (алевролит песчаный и глинистый) основной относится к породам средней обрушаемости (А 2).

Почва пласта представлена алевролитом песчаным (92%), песчаником (3,5%), алевролитом глинистым (3%) и песчано-глинистым (1,5%).

Алевролит песчаный имеет предел прочности на сжатие от 16,3 до 125,7 МПа при среднем значении 50,0 МПа. Коэффициент размягчения составляет 0,64.

В горных выработках шахты «Прогресс» наблюдается интенсивное пучение почвы. Наряду с большой глубиной разработки (900ч1200 м) на процесс пучения влияет увлажнение (на южном крыле шахтного поля) и приближение ниже залегающего угольного прослоя мощностью 0,20ч0,30 м, к пласту h8 на расстояние 0,45ч2,0 м и более.

В очистных выработках пучение почвы наблюдается незначительно и существенного влияния на процесс угледобычи не оказывает. В подготовительных выработках пучение почвы происходит в среднем на 0,2 м в месяц. Оно вызывает деформации крепи и уменьшение сечения подготовительных выработок. В связи с этим каждые 5−6 месяцев выработки перекрепляются с подрывкой вспученных пород на величину в среднем до 1,3 м для глубин разработки 800ч900м.

Алевролит песчаный мощностью от 1,0 до 16,2 м прослеживается в почве пласта на отдельных локальных площадях. Предел прочности на сжатие изменяется от 73,3 до 173,9 МПа. По данным физико-механических испытаний песчаник следует считать устойчивым (П3).

Алевролит глинистый относится к неустойчивому (П1) с пределом прочности на сжатие 65,3 МПа, будет образовывать ложную почву на мощность до 0,20 м, склонный к пучению.

Алевролит песчано-глинистый относится к среднеустойчивому (П2), а при увлажнении — к неустойчивому (П1). Предел прочности на сжатие составляет от 29,3 до 54,9 МПа.

Границы, запасы полезного ископаемого и вскрытие шахтного поля Поле ш." Прогресс" вскрыто 2 центральносдвоенными (главным скиповым и вспомогательным клетевым) и 2 фланговыми (северный и южный) стволами.

В настоящее время по отрабатываемому пласту h8 принята проектом панельная схема подготовки с нисходящим порядком отработки лав.

В южной панели поле отрабатывается столбами по восстанию, в северной панели восточное поле — столбами по восстанию, а западное поле — столбами по простиранию. Размеры панелей составляют 2500 — 3500 м по простиранию и 1500 -1800 м по падению.

Технические границы шахты приняты согласно протоколу согласования с государственной холдинговой компанией «Торезантрацит» и указаны на ситуационном плане поверхности.

Вентиляция шахты Проветривание всех подземных выработок осуществляется за счет общешахтной депрессии. Схема проветривания шахты — центральная, способ проветривания — нагнетательный.

Режим работы вентиляторов непрерывный, обязательным условием считается наличие резервного вентилятора. Главные вентиляторные установки ВОД-40 в количестве 2-х штук установлены в устье наклонного ствола.

Технологический комплекс на поверхности Технологический комплекс на поверхности и на основной промплощадке представлен следующими зданиями и сооружениями:

— административно-бытовым комбинатом;

— надшахтным зданием скипо-клетевого ствола;

— надшахтным зданием вспомогательного ствола;

— открытым складом угля;

— подвесной канатной дорогой;

— котельной;

— галереями;

— складом крепежных материалов и другими вспомогательными зданиями и сооружениями.

1.2 Расчет нагрузки на очистной забой

Используя учебное пособие для бакалавров технических наук «Подземная разработка пластовых месторождений» производим расчет нагрузки на очистной забой для выбранных типов комбайнов.

Тип механизированного комплекса: 2МКД-90.

Тип выемочной машины: РКУ-10.

Средняя нагрузка на очистной забой, оборудованный комбайном РКУ-10 с механизированной крепью:

(1.1)

Т_п — суммарное время учитываемых технологических перерывов в смену, Т_п=10мин;

;

;

Коэффициент надежности технологической схемы:

(1.2)

Рабочая скорость подачи комбайна:

(1.3)

С₂ = 20,2 — для хрупких весьма, весьма хрупких углей;

(1.4)

Сопротивляемость угля резанию:

. (1.5)

Полученная скорость подачи комбайна проверяется по скорости передвижения крепи :

(1.6)

Принимаем .

Определяем количество угля, добываемого с одного цикла:

(1.7)

Определяем количество циклов в сутки:

(1.8)

Общая организация работ Режим работы шахты принимаем в соответствии с нормами проектирования. Режим работы шахты, участков служб предприятия, прежде всего, определяется режимом работы очистных забоев подземного транспорта, подъема и технологического комплекса. Участки водоотлива, вентиляции и энергетические работают в непрерывном режиме, что является необходимым условием жизнедеятельности шахты.

Шахта Прогресс работает по непрерывной рабочей неделе с одним общим выходным днем. Режимы работы добычных участков 4 смены по 6 часов каждая. При этом первая смена является ремонтной и 3 смены по добыче угля. См. график организации работ в очистном забое (табл. 1.1).

Таблица 1.1. График выходов рабочих в очистном забое оборудованным механизированным комплексом 2МКД-90

Технико-экономические показатели представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2. Технико-экономические показатели

2. Механическое оборудование и транспорт

2.1 Механическое оборудование 9-й Южной лавы

На шахте «Прогресс» ГП «Торезантрацит» применяют комплекс 2МКД90.

Очистной комплекс предназначен для механизации процессов выемки и доставки угля, крепления очистного забоя и управления кровлей полным обрушением в очистных забоях тонких и средней мощности пологих и наклонных (до 35є) пластов. Горнотехнические условия применения комплекса приведена в табл.2.1.

Таблица 2.1. Горнотехнические условия применения комплекса 2МКД90

Комплекс 2МКД90 состоит из: узкозахватного комбайна типа РКУ-10−03, механизированной крепи типа 2КД90; скребкового конвейера типа СПЦ276М02.08, кабелеукладчика 2КЦ или КЦ, комплекса управления и диагностики типа УДМК, оборудования системы орошения и электрооборудование.

Механизированная крепь 2МКД90 состоит из четырехстоичных секций с резервированием хода. Металлоконструкция крепи полностью унифицирована. Секции шарнирно соединены с навесным оборудованием, позволяющим проводить управление секциями в конце хода передвижки и ориентацию их относительно конвейера. Каждая секция крепи оснащена механизмом подъема носка основания, боковыми раздвижными щитками и системой пылеподавления с автоматическим включением форсунок в момент подтяжки секции к конвейеру.

Крепь механизированная КД90 предназначена для механизации процессов поддержания и управления кровлей в призабойном пространстве лавы при отработке пологопадающих пластов мощностью 0,8−0,2 м с самыми сложными горногеологическими условиями. Техническая характеристика крепи приведена в табл. 2.2.

Таблица 2.2. Техническая характеристика крепи 2КД90

Переломным этапом в угледобывающей промышленности явилось создание комбинированной углевыемочной машины — очистного комбайна, применение которого позволило одновременно механизировать в очистном забое три процесса: зарубку, отбойку и погрузку угля на призабойный конвейер. Эта задача для длинных очистных забоев лав впервые была успешно решена в Союзе Советских Социалистических Республик. В последующие годы проводилось дальнейшее совершенствование угледобывающей техники. Наращивалась энерговооруженность комбайнов, совершенствовались технологии. Применение комбайнов с разнесенными шнеками позволило отказаться от такой трудоемкой операции как взятие ниш.

На данный момент отечественная промышленность выпускает различные типы комбайнов. Их различие состоит в условии их применения: для пластов с различной мощностью и различными углами залегания.

Согласно комплексу в лаве используется комбайн РКУ10. Техническую характеристику комбайна привожу в табл. 2.3.

Таблица 2.3. Техническая характеристика комбайна РКУ10

Очистные узкозахватные комбайны РКУ10 предназначены для выемки угля в очистных забоях пластов мощностью 1−1,82 м, с углом падения до 35 градусов по простиранию и до 10 градусов по падению, при сопротивляемости угля резанию до 300 кН/м.

Применяются в механизированных комплексах 2КМ87, 2КМТ, 2МКД90, 2МКД90Т и другими, оборудованных конвейерами СП87М, СПЦ163, СПЦ273 с рейкой 3БСП или 2УКПК бесценной системы подачи.

Комбайн оснащен исполнительным органом, состоящим из двух шнеков, закрепленных на выводных валах поворотных редукторов; регулировка по мощности и гипсометрии пласта производится с помощью гидродомкратов. Шнеки симметрично расположены по концам корпуса машины, что обеспечивает работу в лаве без предварительной подготовки ниш при условии размещения приводных головок конвейера на штреках. Внедрение комбайна в пласт на концевых участках лавы в основном производится косыми заездами, (конструктивная компоновка комбайна позволяет применять также и фронтальную зарубку).

Комбайны РКУ10 серийно изготавливаются Горловским машиностроительным заводом.

Комплекс управления и диагностики УДМК обеспечивает управление машинами комплексами, диагностику, автоматическое регулирование скорости комбайна, двустороннюю связь машиниста комбайна со штреком.

2.2 Подземный транспорт

Проектом предусматривается осуществить транспортировку угля из 9-й южной лавы по следующей схеме.

Уголь из лавы транспортируется скребковым конвейером СПЦ-271М.02.08. По 10-му южному бортовому ходку: скребковым конвейером СП-250.12, ленточным конвейером 1Л-1000Д; электровозами 2АМ-8Д в секционных поездах ПС-3,5 — по южному откаточному штреку, южному полевому откаточному штреку, воздухоподающему квершлагу, южному полевому откаточному штреку (грузовая ветвь) доставляется в околоствольный двор на угольную яму скипового ствола. Характеристика средств транспорта сведена в табл.2.4.

Таблица 2.4. Характеристика средств транспорта

2.3 Подъемные установки

Расчет и выбор подъемных сосудов Типоразмер вагонетки УВГ-2,5, применяемой на рассматриваемой подъемной установке:

вместимость 2.5 м³ ;

ширина колеи 900 мм ;

— собственная масса Q_{ГР. С} =1078 кг.

Исходя, из этого типоразмера выбираем клеть типа 1УКН 3,6−1:

площадь F_КЛ =4,6 м²

высота 5,45 м грузоподъемность Q_ГР =5,2 т масса клети Q_КЛ=9,82 т Число людей опускаемых в клеть одновременно, равняется:

n_Л= 5F_КЛ =человека

Расчет и выбор канатов

Линейная масса вертикальной подъемной установки

Р_р= кг/м, (2.1)

где Q₀ — масса концевого груза для клетьевого подъема

Q₀=Q_гр+Q_кл+Q_гр.с= 5,2+9,82+1,078= 16,098 т;

_В=15?10⁸ Па — временное сопротивление разрыву проволок каната.

m=75 — запас прочности каната соответственно по максимальной статической нагрузке и по переменной шкале (по концевой нагрузке) для грузолюдской подъёмной установки;

₀=10 000 кг/м³ — условная плотность каната;

g=98 м/с² — ускорение свободного падения;

H₀ — максимальная длина отвеса каната;

Н₀=Н+h_ПР+h_Д=750+12+2=764 м; (2.2)

Н=750 м — глубина шахты;

H_ПР=12 м — высота переподъёма то есть запас высоты на случай аварийного переподъёма сосуда для одноканатных подъёмных установок оборудованных подъёмной машиной с барабанным токоведущим органом;

H_Д=2 м — дополнительная длина каната выше отметки возможного переподъёма определяемая при расчёте высоты копра для подъёмной машины с цилиндрическим барабаном.

По Р_р выбираем канат диаметром d_К=41 мм. Маркировочная группа по временному сопротивлению разрыва _В=1570 МПа Р=7175. суммарное разрывное усилие проволок 1145 кН каната в целом 975 кН.

Канат диаметром 41 мм грузолюдского назначения изготовлен из оцинкованной проволоки для средне агрессивных условий работы © марки высшей (В) левой односторонней свивки (О) не раскручивающийся (Н) повышенной точности (Т) маркировочной группы 1570 Н/мм².

Канат 41-ГМ-В-Л-О-Н-Т-1570 ГОСТ 2688–80.

Фактический запас прочности

m_ф=, (2.3)

где n_k=1;

Q_Z=1145?10³ H — суммарное разрывное усилие всех проволок выбранного стандартного каната.

Выбранный канат обеспечивает соблюдение условий.

Н₀<600 м m_ф m

544<600 8,57,5

Расчёт и выбор подъёмных машин

Диаметр барабана

Dkd_К=79?413,2 м, (2.4)

где к=79-коэффициент учитывающий условия работы подъёмной установки при расположении подъёмной машины на поверхности.

Предварительно принимаем машину 2Ц-42,3

Ширина каждого барабана подъёмной машины с двойными цилиндрическими барабанами (2Ц)

B, (2.5)

где l_p=35 мрезервная длина каната используемая для испытаний;

D_б=4 м диаметр выбранного барабана;

Z_тр=4-число витков трения;

= 3?10^-3 м — зазор между витками каната на барабане.

Максимальное статическое натяжение каната

S_СТ.МАХ =g?(Q₀+n_kрL₀)?sin = 9,8(16,078+6,75?544)= 36 кН.

Максимальная разность статических натяжений канатов

F_СТ.МАХ = кН, (2.6)

где а_с =1;

=q-p — разность линейных масс хвостового и головного каната q=p, так как хвостового каната нет, то = -p = 2,55.

Тип машины 2Ц-423 удовлетворяет условиям:

S_СТ.МАХ S_СТ.Д F_СТ.МАХ F_СТ.Д;

135 250 51 160.

3. Охрана труда

В настоящее время, да и в последние годы, в угольной промышленности настоящий кризис. Большие затраты на поддержание и развитие угольной отрасли привели к практическому сворачиванию производства. Повысились требования к профессиональным качествам рабочих, на производстве проводятся сокращения штатов. Боязнь потерять работу привела к тому, что у людей притупилось понятие «охрана труда в угольной промышленности».

Однако, именно на охране труда, на безопасности людей и не следует экономить. Шахта — это предприятие повышенной опасности. Правила безопасности и мероприятия, проводимые в соответствии с правилами безопасности, обеспечивают охрану труда в том объеме, в каком это возможно на шахте.

На шахте «Прогресс» ГП «Торезантрацит» проводятся комплексные мероприятия по противопожарной защите, борьбе с пылью, охране окружающей среды, проводятся санитарно-оздоровительные мероприятия, ведутся руководящие материалы по охране труда.

3.1 Анализ опасности и вредности в условиях шахты «Прогресс» ГП «Торезантрацит»

Шахтой разрабатывается пласт Н₈ «Фоминской». По метанообильности шахта относится к сверхкатегорной. По внезапным выбросам и по пыли неопасная.

Приток воды по шахте составляет: нормальный 480−500 м³ /час, максимальный 540 м³ /час.

Травмы в технологическом комплексе шахтной поверхности составляют 7−12 от общего их числа. Примерно третья часть всех смертельных несчастных случаев происходит вследствие обрушении в действующих выработках. При несоответствии прочности крепи и давлению происходит обрушение пород кровли. Травмирование на транспорте является второй по значимости причиной несчастных случаев в шахтах. На нее приходится в среднем одна четвертая часть всех смертельных случаев в шахтах. Причиной является распространение транспорта по всем подземным выработкам и большая стесненность. Механическое воздействие — основная причина травматизма, связанного с машинами и механизмами. Опасными факторами горного производства являются взрывные работы и электрический ток. Люди травмируются также при падении с высоты, падении различных предметов, а также при пожарах в зданиях и сооружениях комплекса шахтной поверхности.

Применение электроэнергии в шахте сопряжено с опасностями поражения (обслуживающего персонала электротоком, пожары, взрывы метана открытыми дугами, искрами и токами утечек), которые в определенной степени зависят от параметров электроустановок, таких, как питающее напряжение, род, частота и сила тока, режим нейтрали электрической сети.

На шахте «Прогресс» смертельных за последние 5 лет — 12 случаев (поражение электрическим током), групповых — 5 случая (в следствии обрушения кровли в действующих выработках), тяжелых — 7 случая (травмирование на транспорте).

В подземных выработках возможно переохлаждение или перегрев, может привести к потере работоспособности и заболеванию. Во избежании таких последствий на шахте установлены калориферы ФОЦ -40 и холодильные установки. Применение этих устройств позволяет установить температуру на рабочих местах 26 градусов по Цельсию, что является нормой для наших условий и уменьшает заболевания рабочего персонала.

В результате применения на шахте большого количества различных машин и механизмов существенным фактором влияющим на безопасность труда является шум. Вредное влияние шума сказывается на органах слуха и центральной нервной системы. При непрерывном напряжении из-за шума возрастает опасность возникновения несчастных случаев.

На шахте освещение оказывает существенное влияние на условия труда. При плохом освещении значительно возрастает вероятность несчастных случаев.

На освещение расходуется в среднем 5−10% общего потребления электроэнергии, поэтому при экономии электроэнергии в осветительных установках мы понизили не только затраты на электроэнергию, а повысили уровень безопасности на рабочих местах в шахте. При использовании ламп ЛБ вместо ЛДЦ позволяет сэкономить 32% электроэнергии, потребляемой осветительными установками. В результате этих мероприятий на шахте травматизм уменьшился на 10%.

Опасные моменты при перемещении людей по выработкам объясняются объективными условиями этого горного производства, а именно: стесненностью пространства, недостаточной освещенностью, шумом машин и механизмов затрудняющим звуковую ориентацию людей, несовершенство транспортных средств и т. п.

Общешахтная вентиляция — один из наиболее энергоемких процессов: на проветривание шахт расходуется более 20% потребляемой электроэнергии. Для приведения в норму вентиляционного процесса и получения значительной экономии электроэнергии необходимо упорядочить все ионное хозяйство: упростить вентиляционную сеть шахты, и уменьшить, аэродинамическое сопротивление выработок и каналов вентиляторов уплотнить все вентиляционные сооружения, включая и поверхностные, привести в соответствие режимы работы вентиляторов и аэродинамические параметры шахтной вентиляционной сети и.т.п.

Улучшение состояния вентиляционной сети шахты снижение общешахтной депрессии. С этой целью необходимо увеличивать площади поперечного сечения вентиляционных выработок (путем перекрепления), улучшать аэродинамические свойства выработок (применением затяжки, обшивки, штукатурки стен, скашивания углов на поворотах воздушной струи, установкой обтекателей на расстрелах и.т.д.), снижать местные сопротивления (уборкой завалов в выработках, не используемого оборудования, вагонеток), проводить дополнительные выработки. В результате этих мероприятий понизились затраты на электроэнергию, но это привело и к улучшению условий труда в горных выработках. Уменьшилось количество заболеваний связанных с запыленностью горных выработок. А это очень важный фактор, который приводит к социально — экономическому эффекту.

3.2 Противоаварийная защита

Мероприятия по предупреждению загазирований выработок выемочного участка

1. Обеспечить подачу расчетного расхода воздуха на выемочные участки.

2. Вести контроль за состоянием газового режима согласно требований «Правил безопасности в угольных шахтах».

3. Вести постоянный контроль состояния вентиляционных сооружений на выемочных участках. При выявлении нарушений по эксплуатации или установлении аварийного состояния вентиляционных сооружений, немедленно принять меры и приведению их в рабочее состояние.

4. При выполнении работ у вентиляционных сооружений не допускать повреждения элементов вентиляционных сооружений, а также приводить вентиляционные сооружения в рабочее состояние, предусмотренное схемой проветривания выемочного участка.

5. Обеспечить бесперебойную работу ВМ-6, проветривающего технологический тупик южного откаточного штрека.

6. При обнаружении местных или слоевых скоплений метана принять меры по их ликвидации в соответствии с разработанными мероприятиями.

7. Погасить 9-й южный бортовой ходок от южного откаточного штрека до 9-й южной лавы и установить глухие изолирующие перемычки.

8. При необходимости изменения мест расположения вентиляционных сооружений, работы выполнять силами участка ВТБ по специально составленным паспортам.

Противопылевые мероприятия на участках Использование современного высокопроизводительного оборудования в очистных забоях значительно повысило уровень запыленности рудничной атмосферы на шахте.

Поэтому задача эффективной борьбы с пылью может быть успешно решена только при внедрении комплекса мер по подавлению пыли:

1. Орошение мест разгрузки, погрузки и перегрузки угля.

2. Водяные завесы.

3. Интенсивное проветривание и др.

Для пылеподавления использования используется вода из противопожарно-оросительного трубопровода диаметром 100 мм, проложенного по южному полевому грузовому откаточному штреку, воздухоподающему квершлагу, южному откаточному штреку, 10-му южному бортовому ходку к 9-й южной лаве. Для подачи воды в забой по 9-му — 10-му бортовым ходкам прокладывается трубопровод диаметром 100 мм.

Для повышения эффективности пылеподавления применяется дозаторы смачивателя ДСУ-4М.

Борьба с пылью при работе комбайна производится с помощью оросительных устройств, которыми комплектуется комбайн. Для орошения применяется насосная установка НУМС-33Е. Для подачи воды к пунктам орошения в лаве прокладывается забойный водопровод диаметром 32 мм.

Борьба с пылью при прохождении ниш предусматривается применение ручных оросителей РО-4 и орошение устья шпура при бурении ручными электросверлами СЭР-1.

Для орошения мест перегрузки угля с конвейера на конвейер и в вагонетки применяется фарсунки ЭФ-1,6−75.Форсунки устанавливаются таким образом, чтобы вся поверхность угля на конвейере или весь очаг пылеобразования перекрывался распыленной водой; вся вода увлекалась транспортируемым углем и не попадала на работающих людей. На 10-м южном бортовом ходке устанавливается водяная завеса ВЗ-1 для осаждения пыли в исходящей из лавы струе воздуха.

Индивидуальные средства защиты Помимо противопылевых мероприятий предусматривается индивидуальная защита органов дыхания шахтеров от пыли с помощью противопылевых респираторов типа РПА со сменными фильтрами. Респираторы закрепляются за всеми рабочими и ИТР участка.

Мероприятия по противопожарной защите В целях пожаротушения на участке по 10-му южному и 9-му южному бортовым ходкам, южному откаточному штреку прокладываются противопожарные трубопроводы диаметром 100 мм. Расход воды на пожаротушение — принято 0,014 м³/с.

На сопряжениях 10 и 9 южных бортовых ходков с лавой устанавливаются пожарные краны. По 9-му южному бортовому ходку, пожарные краны устанавливаются через 100 м, по 10-му южному бортовому ходку пожарные краны устанавливаются через 50 м. вдоль ленточного конвейера. Тип ленты конвейера 1Л1000Дрезинотканевая, трудносгораемая, прошедшая входной контроль ВГОО.

Первичные средства пожаротушения (ручные огнетушители и песок) должны устанавливаться у всех электромеханизмов со стороны поступления воздушной струи, но не далее 10 м от механизма.

У всех приводных головок конвейеров с турбомуфтами устанавливаются два ручных огнетушителя, у передвижных электростанций устанавливается 2 ручных огнетушителя, ящик с песком 0,1 м³ и одна лопата.

У электрораспределительных пунктов устанавливается 3 ручных огнетушителя, ящик с песком 0,2 м³ и лопата.

У насосных маслостанций устанавливаются 4 ручных огнетушителя, ящик с песком 0,2 м³ и лопата.

3.3 Телефонная связь

Для оперативного управления горными работами на шахтах широко применяется телефонная и селекторная связь.

На шахте создана служба связи, которая следит за работой шахтной телефонной сети и шахтной АТС, подчинена механику шахты. Шахтная АТС осуществляет как региональную, так и внутришахтную связь. Телефонами обеспечены все ключевые звенья управления шахтой (директор, главный инженер, главный механик и т. д.), цеха поверхности шахты, АБК шахты, шахтный подъем.

В шахте телефонами оборудуются все добычные и подготовительные участки. Места установки телефонов: на откаточном штреке в месте сопряжения его с бортовым ходком, на вентиляционном штреке в месте сопряжения его с бортовым и сборным ходком, в месте сопряжения лава — бортовой ходок, лава — сборный ходок, и шахтный подъем. Непосредственно на рабочем месте, на участке связь осуществляется по селектору.

Телефонная связь имеет большое значение в оперативном управлении деятельностью предприятия.

В результате принятых мер травматизм рабочих снизиться с 2−3 случаев за последние 5 лет до 1−2 случаев за тот же отрезок времени Снижение травматизма вызвало социально-экономический эффект, ведь смерть или травма одного рабочего наносит ущерб государству в размере 1 000 000 рублей.

4. Технико-экономические показатели

4.1 Анализ основных показателей деятельности предприятия

Производительность труда (ПТ) — один из важных показателей эффективности производства. Он непосредственно отражает величину «отдачи» труда, вложенного в производство продукта. Практически применяемый на предприятиях и в официальной статистики показатель производительности труда существенно отличается от теоретического. В хозяйственной деятельности предприятия под производительность труда понимают производительность именно живого труда («выработка»).

ПТ=Q/ЖТ, (4.1)

Q — выпуск продукции (валовой, товарной, реализованной, чистой);

ЖТ — затраты живого труда.

Показатель, обратный производительности труда — трудоемкость.

ТЕ=1/ПТ=ЖТ/Q. (4.2)

Трудоемкость отражает затраты живого труда на выпуск предприятием каждой единице производимой продукции.

Большое значение, придаваемое производительности труда в горной промышленности, определяется рядом причин.

Анализ деятельности предприятия характеризуется основными технико-экономическими показателями.

Технико-экономические показатели шахты «Прогресс» ГП «Торезантрацит» по итогам работы за январь 2006 г.

За январь 2006 года добыто антрацита 27,0 тыс. тонн при плане 35 тыс. тонн, что составляет 77,0%.

Объем реализации выполнен на 85,4% при плане 29,1 тыс. тонн фактически отгружено 24,9 тыс. тонн в денежном выражении это составляет 6658,2 тыс.грн. при плане 7327 тыс.грн.

Фактическая себестоимость готовой продукции 5828 тыс. грн или 250,88грн/т при плане 8241 тыс. грн или 283,20 грн/т.

Убытки от выпуска товарной продукции составили за январь 2006 года 483,7 тыс.грн.

Оптовая цена 1 тонны 269,77 грн. При плане 251,79 грн.

4.2 Анализ основных фондов

Основные фонды предприятия — это стоимость совокупности средств труда, необходимых для рационального и планомерного производства продукции, которые используются на предприятии в течении длительного времени, переносят свою стоимость на созданный с их помощью продукт по частям по мере потребления и сохраняют материальную форму.

Правильное и рациональное использование основных фондов — одно из главных условий повышения эффективности функционирования экономики.

Главными характеристиками использования основных производственных фондов предприятия является фондоотдача и фондоемкость.

Показатель фондоотдачи характеризует количество продукции, выпускаемой на 1 грн. стоимости основных производственных фондов предприятия. Фондоотдача рассчитывается по формуле:

(4.3)

где Qгодовой объем выпускаемой продукции в грн. или натуральных единицах ее измерения;

— среднегодовая стоимость основных фондов предприятия, грн.

Обратный по отношению к фондоотдачи — фондоемкость. Показатель отражает величину основных производственных фондов, задалжеваемых на выпуск каждой единице продукции. Фондоемкость рассчитывается по формуле:

. (4.4)

Таблица 4.1. Основные фонды предприятия

4.3 Анализ себестоимости

Себестоимость — показатель выражающий суммарные затраты предприятия, связанные с выпуском производимо продукции либо услуг.

Помимо затрат на выпуск, себестоимость включает также и некоторую часть затрат по реализации выпускаемой продукции (по определенному их перечню — в той мере, в какой реализация продукции осуществляется самим предприятием).

Себестоимость продукции является важнейшим показателем экономической эффективности предприятия. В нем синтезируются все стороны хозяйственной деятельности, аккумулируются результаты использования всех производственных ресурсов. Снижение себестоимости — ода из первоочередных и актуальных задач любого общества, каждой отрасли предприятия. От уровня себестоимости продукции зависят сумма прибыли и уровень рентабельности, финансовое состояние предприятия и его платежеспособность, темпы расширенного воспроизводства, уровень закупочных цен на продукцию.

Анализ себестоимости является одним из основных этапов исследования финансово — хозяйственной деятельности предприятия, поскольку здесь необходимо учитывать все факторы, влияющие на себестоимость, выявить пути их снижения, так как от затрат в конечном итоге зависит цена продукции, объем реализации и прибыль предприятия.

Себестоимость исчисляют по 7- ми элементам затрат:

— затраты материальных ресурсов МЗ;

— топливные затраты ТЗ;

— энергетические затраты ЭЗ;

— амортизация основных фондов А;

— оплата труда работников (заработная плата ЗП);

— отчисления на социальные нужды СН;

— прочие денежные расходы ПДР.

В общем, виде себестоимость с, грн/ед. продуции, выражается формулой:

с=(МЗ+ТЗ+ЭЗ+А+ЗП+СН+ПДР)/Q. (4.5)

Расчет затрат сводим в табл. 4.2.

Таблица 4.2. Расходы по себестоимости

К материальным затратам относятся денежные затраты на всевозможные материалы, потребляемые в ходе эксплуатационной деятельности предприятия. Принято выделять материалы трех основных групп: сырье, основные материалы и вспомогательные материалы.

Сырьем называется исходный материал, начальный полуфабрикат, поступающий на предприятие для технологической переработки.

Основные материалы — это та часть материалов, которая после всех переработок остается физической основой производимой конечной продукции предприятия.

Вспомогательными называют все остальные материалы, которые не входят в физический состав выпускаемой продукции, но необходима для ее производства.

4.4 Выпуск продукции

Данные по выпуску продукции представлены в табл. 4.3.

Таблица 4.3

5. Электроснабжение и электрооборудование

5.1 Расчет внешнего электроснабжения

Исходные данные:

Установленная нагрузка на предприятии:

P_уст=9000 кВт;

Р_0,4=1300 кВт;

P_ЦПП=6000 кВт;

cos=0,87.

Линии электропередачи:

L_вл1=9 км;

L_вл2=13 км.

Источники питания:

п/ст ЭС Потребители:

2СД типа СДВ-15−49−12У3 2АД типа АК1У-59−4У4;

P_ном=800 кВт; P_ном=1000 кВА;

cos=0,9. U_ном=6 кВ;

U_ном=6 кВ; cos=0,81.

K_ср.см=0,51

Определение расчётной нагрузки Коэффициент использования:

(5.1)

Принимаю коэффициент спроса k_с=0,6.

Активная расчетная мощность:

. (5.2)

Реактивная расчетная мощность:

(5.3)

Полная расчётная мощность:

(5.4)

где k_р.maxкоэффициент разновременности максимумов нагрузки отдельных групп приёмников, k_р.max =0,9.

Выбор силовых трансформаторов Предварительно по величинам полной расчётной мощности и напряжения внешнего электроснабжения выберу силовой трансформатор марки ТДТН-10 000/115−38,5−6,6:

S_номт=10 000 кВА; I_хх=1,0 ;

Р_кз=76 кВт; U_кз=10,5; 17,5; 6,5 .

Р_хх=17 кВт;

Проверка выбранных силовых трансформаторов Коэффициент загрузки силового трансформатора:

. (5.5)

Найду потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах:

(5.6)

где — потери при хх трансформатора, кВт;

— потери при КЗ, кВт.

.

Потери реактивной мощности трансформатора:

(5.7)

где — реактивные потери хх, квар;

— реактивные потери КЗ, квар;

(5. 8)

(5. 9)

.

Найду число часов использования активной и реактивной мощности:

(5.10)

(5.11)

где Т_ма, Т_мрсоответственно годовое число часов использования активной и реактивной нагрузки.

Найду потери активной и реактивной энергии:

(5.12)

(5.13)

Для Р_0,4 выберу понижающий трансформатор: ТМ-2500−6/0,4

Из условия: .

Расчёт воздушных линий электропередачи Уточнённая расчётная нагрузка предприятия с учётом потерь мощности в силовом трансформаторе:

(5.14)

(5.15)

. (5.16)

Расчётный ток, протекающий по воздушной линии:

. (5.17)

Предварительно выбираю провод марки: АС70.

Сечение по экономической плотности тока:

(5.18)

где j_ээкономическая плотность тока.

Предварительно по результатам по результатам расчета по экономической плотности тока целесообразно выбрать провод марки АС70.

R₀=0,46 Ом/км, X₀=0,427 Ом/км.

Расстояние между проводами 3 м.

Корректировка на длину:

(5.19)

(5.20)

Найду потери активной и реактивной мощности в ВЛ:

(5.1.17)

(5.21)

Проверю выбранный провод на потерю напряжения:

Проверю на допустимую потерю напряжения:

(5.24)

Расчёт токов короткого замыкания На рис. 5.1 представлена первичная схема замещения для расчетов точек КЗ.

Рис. 5.2. Первичная схема замещения для расчетов точек КЗ Приму S_b=1000 МВА.

Сопротивление подстанций:

Х₁ = Х₃ =1Ом.

Сопротивление линий:

; (5.25)

.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора типа ТДНТ-10 000/115−38,5−6,6:

(5.26)

Сопротивление каждой обмотки:

(5.27)

Сопротивление понижающего трансформатора типа ТМН-4000/35−6,6

. (5.28)

Сопротивление синхронных двигателей:

.

Сопротивление асинхронных двигателей:

.

Для первой точки КЗ Сопротивление ветви от п/ст ЭС до точки КЗ:

(5.29)

Так как условие не выполняется, то объединение схемы не возможно.

Следовательно, расчет делаем по каждой линии.

Со стороны S₁:

(5.30)

(5.31)

(5.32)

Со стороны S₂:

Точки КЗ в точке К1:

Ударный ток КЗ:

. (5.33)

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

. (5.34)

Мощность КЗ:

(5.35)

Для второй точки КЗ Для расчетов точки К2 преобразовываю схему замещения. Она представлена на рис. 5.3.

Рис. 5.3. Упрощенная расчетная схема для нахождения токов КЗ в точке К2

Так как >3 и >3, то объединяем источники питания.

; (5.36)

. (5.37)

Ударный ток КЗ:

. (5.38)

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

. (5.39)

Мощность КЗ:

(5.40)

Для третьей точки Ударный ток КЗ:

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Мощность КЗ:

Для четвертой точки Точка К4 является удаленной от источников питания. Преобразованную схему для расчетов точек КЗ представлю на рис. 5.4.

Рис. 6.4. Преобразованная схема замещения для расчета токов КЗ в точке К4

— сопротивления двигателей.

Так как >3 и >3, то ток и мощность в относительных единицах равны:

(6.41)

Следовательно, ток и мощность, посылаемые энергосистемой равны:

Мощности и токи, посылаемые электродвигателю равны, так как Х_р3 = Х'₄ = 68,7 > 3, то Полны мощности и ток КЗ в точке К4:

Через 0,2сек после КЗ:

При установившемся режиме:

Ударный ток КЗ:

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Результаты расчетов заносим в табл. 5.1

Таблица 5.1. Расчетные значения токов КЗ во всех точках

Выбор электрических аппаратов, изоляторов и шин Все электрические аппараты, изоляторы, шины выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор выключателей и разъединителей Со стороны 110 кВ:

напряжение-U_ну=110 кВ;

расчётный токI_pmax= 52,5 A;

ток отключенияI_{p от}=5,68 кА;

мощность отключения-S_0,2=1190 МВ? А;

ударный ток-i_у=13,64 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=6,23 кА (I_?· vt_ф=2,4 кА).

Выберу выключатель марки МКП11 063 020У1

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

номинальный ток отключенияI_н от=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_н от=3810 МВ? А;

допустимый ударный ток-i_дин=52 кА;

ток термической стойкостиI_t=20 кА (I_t· vt=34,64 кА);

Выберу разъединитель марки РНДЗ1110/1000;

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный токI_на= 1000 A;

допустимый ударный токi_дин=80 кА .

Со стороны 6,6 кВ:

напряжение-U_ну=6,6 кВ;

расчётный токI_pmax= 252,7 A;

ток отключенияI_{p от}=10,2 кА;

мощность отключения-S_0,2=116,011МВ?А;

ударный ток-i_у=13,886 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=10,2 кА (I_?· vt_ф=3,95 кА).

Выберу КРУ марки КЭ-10/20-У3

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

номинальный ток отключенияI_н от=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_н от=228 МВ? А;

допустимый ударный ток-i_дин=51 кА.

Выберу разъединитель марки РВ10/630 У3

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

допустимый ударный токi_дим=52 кА.

Вид встраиваемого выключателя ВЭ-10−1250−20.

На стороне 6,6 кВ выбираем выключатель типа: ВЭ-10−1250−20

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный токI_на= 1250 A;

номинальный ток отключенияI_н от=20 кА;

номинальная мощность отключения-S_н от=228 МВ? А;

допустимый ударный ток-i_дин=51 кА;

ток термической стойкостиI_t=35 кА (I_t· vt=3,56 кА).

Со стороны 35 кВ:

напряжение-U_ну=35 кВ;

расчётный токI_pmax= 92,3 A;

ток отключенияI_{p от}=1,44 кА;

мощность отключения-S_0,2=168,9 МВ? А;

ударный ток-i_у=5,13 кА;

установившейся ток КЗ-I_?=7,7 А (I_?· vt_ф=4,9 кА).

Выберу выключатель марки ВТ-35−800−12,5

номинальное напряжение-U_на=35 кВ;

номинальный токI_на=800 A;

номинальный ток отключенияI_н от=12,5 кА;

номинальная мощность отключения-S_н от=757,7МВ?А;

допустимый ударный ток-i_дин=31 кА;

ток термической стойкостиI_t=12,5 кА (I_t· vt=21,6 кА).

Выберу разъединитель марки РВ-35/630 У3

номинальное напряжение-U_на=35 кВ;

номинальный токI_на= 630 A;

допустимый ударный токi_дин=40,5 кА.

Выбор и проверка изоляторов и шин Изолятор выбирают:

— по номинальному напряжению,

— по номинальному току для проходных изоляторов,

— по допустимому усилию на головку изолятора.

Для шин установленных плашмя:

(5.42)

где l-длина пролёта между изоляторами; l=60 см;

a-расстояние между шинами, а=30 см.

Выберу проходной изолятор марки П10/630−750

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

максимальная разрушающая нагрузкаF_max=750 кгс;

номинальный ток изолятора I_н.из. =630 А.

Выберу опорные изоляторы марки ОФР-10−750

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

максимальная разрушающая нагрузкаF_max=750 кгс;

номинальный ток изолятора I_н.из. =1600 А.

Выберу алюминиевую шину (60×8)

(5.43)

где I_доп0-длительно допустимый ток I_доп0 =2160 А;

k₁— поправочный коэффициент при расположении шин плашмя (0,95);

k₂— поправочный коэффициент для двухполосных медных шин k₂ =1,70;

k₃— поправочный коэффициент для шин при температуре окружающей среды отличной от +25 ^оС, k₃ =0,98.

Ударный ток КЗ при трёхфазном КЗ:

.

Изгибающий момент:

. (5.44)

Момент сопротивления, при установки шин плашмя:

. (5.45)

Расчётное сопротивление на изгиб:

(5.46)

где у_доп-допустимое напряжение в шине данного сечения и материала, у_доп =13 кН/см² .

Минимальное сечение шины по условию термической стойкости:

(5.47)

где б-термический коэффициент б=6 ;

t_ф-фиктивное время действия КЗ.

.

Оставляем шину 60×8.

Выбор и проверка трансформаторов тока Со стороны 110 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТВ-110−200/5

номинальное напряжение-U_на=110 кВ;

номинальный ток первичной обмоткиI_{н1 тт}=200 А;

номинальный ток вторичной обмоткиI_{н2 тт}=5 А.

Расчётная длина соединительных проводов:

(5.48)

где l-длина провода (в один конец), соединяющего ТТ и прибор.

Полное допустимое сопротивление внешней цепи:

(5.49)

где r_спров-допустимое сопротивление соединительных проводов;

(5.50)

r_приб-сумма сопротивлений последовательно включённых обмоток проводов и реле;

r_конт-сопротивление контактов.

Допустимая нагрузка вторичной обмотки ТТ:

. (5.51)

Расчётная нагрузка вторичной обмотки ТТ в нормальном режиме:

. (5.52)

.

Расчётная кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ:

(5.53)

Расчётная кратность тока термической стойкости ТТ:

(5.54)

.

Со стороны 35 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТФ3М 35А

номинальное напряжение-U_на=37,5 кВ;

номинальный ток первичной обмоткиI_{н1 тт}=481 А;

номинальный ток вторичной обмоткиI_{н2 тт}=5 А;

нагрузка вторичной обмотки-S2ном=30 ВА;

кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ-k_д=80;

кратность односекундного тока термической стойкости ТТ-k_тс=4;

номинальное время термической стойкости ТТ-t_нтс=3с.

Со стороны 6 кВ:

Выберу трансформатор тока марки ТПЛК-10

номинальное напряжение-U_на=10 кВ;

номинальный ток первичной обмоткиI_{н1 тт}=1000 А;

номинальный ток вторичной обмоткиI_{н2 тт}=5 А;

класс точности-10Р;

кратность допускаемого тока электродинамической стойкости ТТ-k_д=24;

кратность односекундного тока термической стойкости ТТ-k_тс=60;

номинальное время термической стойкости ТТ-t_нтс=3с;

Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Со стороны 110 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НКФ-110−83У1

номинальное первичное напряжение-U_н1=110 кВ;

номинальное вторичное напряжение-U_н2=100 В;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=600 В? А.

Со стороны 35 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НКФ-35−83У1

номинальное первичное напряжение-U_н1=35 кВ;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=300 В? А.

Со стороны 6 кВ:

Выберу трансформатор напряжения марки НТМИ-6−66У3

номинальное первичное напряжение-U_н1=6 кВ;

номинальное вторичное напряжение-U_н2=100 В;

Номинальная мощность ТН в классе точности 1-S_2н=150 В? А.

Выбор и расчёт релейной защиты Для трансформатора типа ТДТН-10 000−110−35−6,6 выбираю дифференциальную защиту.

Первичные токи со стороны ВН, СН и НН:

(5.55)

Коэффициенты трансформации:

(5.56)

Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты:

. (5.57)

Первичный ток срабатывания реле защиты от перегрузки:

(5.58)

.

Дифференциальная защита Определяем вторичные токи в плечах защиты:

(5.59)

Определяем первичный ток небаланса без учета составляющей, обусловленной неточностью уставки расчетного числа витков:

(5.60)

Определяем ток срабатывания защиты:

1) по условию отстройки от максимального тока небаланса:

; (5.61)

2) по условию отстройки от броска тока намагничивания:

; (5.62)

Плечо с большим вторичным током принимаем за основное и подключаем к рабочей (дифференциальной) обмотке реле.

Ток срабатывания на основной стороне:

. (5.63)

Расчетное число витков насыщающего трансформатора на основной стороне:

. (5.64)

Предварительно принимаем =79

Минимальные значения токов на не основной стороне:

. (5.65)

Определяем число витков уравнитеных обмоток:

— если отключена обмотка II, то

(5.66)

— если отключена обмотка I, то

.

Принимаем число витков

— для =12;

— для =66.

Окончательно принимаем число витков:

— на основной стороне =79,

— на не основной стороне=66.

Первичный ток срабатывания защиты, соответствующий окончательно принятому числу витков:

. (5.67)

Коэффициенты чувствительности:

. (5.68)

По ПУЭ должно быть ?2, условие выполняется.

Защита двигателей от многофазных КЗ Выберу реле марки РТ-84

Пусковой ток:

. (5.69)

Ток срабатывания отсечки:

. (5.70)

Расчёт заземляющих устройств Сопротивление заземляющего устройства без компенсации емкостных токов:

(5.71)

где U_pасч-расчётное напряжение на заземляющем устройстве по отношению к земле;

I_pасч— расчётный ток для заземляющих устройств к которым не присоединены компенсирующие устройства.

Сопротивление растеканию трубчатого заземлителя:

где с_ср-удельное сопротивление грунта;

l-длина трубы;

d-диаметр трубы;

t-расстояние от поверхности земли до середины заземлителя;

Длина полосы, соединяющей электроды между собой:

(5.73)

n-число трубчатых заземлителей,

. (5.74)

Общее сопротивление заземляющего контура:

(5.75)

где з_г, з_в-коэффициент использования вертикальных и горизонтальных заземлителей.

Напряжение прикосновения:

; (5.76)

.

Время действия защиты — 0,3 с.

Молниезащита подстанций и воздушных линий На вводе в подстанцию применяем трубчатые разрядники марки РТ-110−2/10.

Для защиты трансформаторов применяем вентильные разрядники марки РВМГ-110МУ1.

Для защиты шин подстанции применяем вентильные разрядники марки РВС-6.

Для защиты ОРУ подстанции от прямых ударов молнии применяем молниеотводы марки СМ-20.

Диагональ зоны защиты :

(5.77)

где =6 мвысота защищаемого объекта;

=20м — высота молниеотводов.

Dдиагональ четырехугольника, по углам которого устанавливаются молниеотводы.

. (5.78)

Для защиты ВЛ принимаю тросовой молниеотвод.

Зона защиты:

(5.79)

где — активная высота молниеотвода, м,

. (5.80)

Выбираю стальную одноцепную промежуточную опору:

— для первой ВЛ:

опор; (5.81)

— для второй ВЛ:

опор.

Компенсация реактивной мощности Мощность компенсирующего устройства:

(5.82)

где P-средняя активная нагрузка предприятия;

tgц₁, tgц₂,-тангенс угла сдвига фаз соответственно до и после компенсации;

б-коэффициент учитывающий компенсацию реактивной мощности синхронными электродвигателями.

.

Выберу конденсатор марки УКЛ (П)-6(10)-450У3.

Определяем количество конденсаторов:

(5.83)

где q_к-мощность одного конденсатора.

Принимаем n=6 конденсаторов.

5.2 Расчет схемы электроснабжения подземного участка

Расчет электрического освещения

При расчете электроосвещения в основном используют 3 метода:

1. Метод светового потока, который учитывает так называемые показатели помещения и отраженность близлежащих поверхностей.

2. Точечный метод, который в основном применяется при освещении замкнутых пространств или в подземных горных выработках.

3. Метод удельной мощности, который применяется при упрощенных инженерных расчетах.

Выбор светильника Для данных условий при расчете электроосвещения воспользуемся точечным методом (рис. 5.6).

Рис. 5.6. Схема к расчету электроосвещения Для наших условий (освещение откаточного штрека длинной 1200 м.) принимаем светильник РВЛ 20

U_ном = 127 В

P_ном = 20 Вт

F_л = 980 лм з_свет. = 0,7

При освещении откаточного штрека нормируется только горизонтальная освещенность. При данном методе используется упрощенный инженерный способ расчета.

лм, (5.84)

;

(5.85)

Из кривой светораспределения светильника РВЛ-20 в зависимости от угла б находим силу света.

(5.86)

Согласно техническим условиям высота выработки h'_выр =3,15 м, а = 3 м.

К_З = 1,2ч2,2 — коэффициент загрязнения светильника.

Принимаем К_З = 1,7,

I_б = 105 кд.

(5.87)

(5.88)

(5.89)

Согласно ПБ освещенность в откаточном штреке должна быть не меньше 2 лк ().

Расчетную величину освещенности умножим на 2, так как эту точку освещает два близлежащих светильника.

. (5.90)

Выбор осветительного трансформатора Мощность осветительного трансформатора выбирается по выражению:

(5.91)

(5.92)

— количество светильников ,

(5.93)

(5.94)

. (5.95)

Для питания осветительной сети принимаем агрегат типа АОС-4 в количестве 2-х штук.

Номинальные данные агрегата АОС-4

Выбор кабеля для питания осветительной сети Сечение кабеля определяем по выражению:

(5.96)

(5.97)

(5.98)

(5.99)

(5.100)

Выбираем кабель: КГ 3×10 + 1×6.

Расчет уставки максимальной токовой защиты

(5.101)

(5.102)

(5.103)

Расчет нагрузок и выбор мощности трансформаторной подстанции

На участке применяется 2 трансформаторные подстанции.

Для выбора и расчета мощности трансформаторных подстанций питающих участковую сеть составляется таблица электропотребиелей участка (табл. 6.2 и табл. 6.3).

Таблица 6.2. Электропотребители, получающие питание от трансформаторной подстанции № 1

УP_ном = 712 кВт Таблица 6.3. Электропотребители, получающие питание от трансформаторной подстанции № 2

УP_ном = 422,4 кВт Определяем мощность трансформаторной подстанции № 1, с помощью коэффициента спроса (К_с).

(5.104)

(5.105)

(5.106)

(5.107)

(5.108)

Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия:

. (5.109)

Для наших условий выбираем трансформатор для шахты взрывобезопасной типа ТСВП.

ТСВП 630/6

Определяем мощность трансформаторной подстанции № 2, с помощью коэффициента спроса (К_с).

(5.110)

(5.111)

(5.112)

Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия:

.

Для наших условий выбираем трансформатор для шахты взрывобезопасной типа ТСВП.

ТСВП 250/6

Выбор и расчет кабельной сети участка

Выбор кабельной сети по нагреву рабочим током Результаты расчетов сведем в табл. 6.4.

Таблица 6.4. Расчетные параметры по выбору кабельной сети участка

Выбор кабельной сети по экономической плотности тока Для электрических сетей со соком эксплуатации до 5 лет (временные эл. сети) выбор по экономической плотности тока не производится.

Для наших условий расчет по экономической плотности тока не производится.

Проверка кабельной сети участка по допустимой потери напряжения Схема замещения представлена на рис. 5.8.

Рис. 5.8. Схема замещения рассчитываемого участка

. (5.115)

Суммарные потери напряжения должны быть меньше допустимых потерь напряжения для данной электрической сети.

. (5.116)

По допустимым потерям напряжениям проверяется только магистральный кабель (м.к.).

(5.120)

; (5.121)

. (5.122)

Определяем потери напряжения в гибком кабеле, для более удаленного и наиболее мощного потребителя (комбайн):

(5.123)

Допустимые потери в магистральном кабеле:

; (5.124)

К установке принимаем кабель типа ЭВТ 3×95 (2 штуки).

Проверка кабельной сети по пуску наиболее мощного и удаленного электропотребителя Из паспортных данных электродвигателя:

1ЭКВЭ4−200

P_ном = 200 кВт;

U_ном = 660 В;

М_п =2300 Н•м;

Cos ц = 0,83;

з = 0,895;

n = 1000 об/мин.

; (5.125)

(5.126)

Определяем напряжение на зажимах двигателя при пуске:

(5.127)

(5.128)

(5.129)

(5.130)

(5.131)

Определяем сопротивление магистральных кабелей

(5.132)

Потери напряжения от работающих двигателей Определяем пусковой параметр г_п :

(5.133)

Определяем напряжение на зажимах электродвигателя при перегрузке Результаты признаются правильными, если выполняется условие:

Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1140 В

В электрических сетях напряжением до 1140 В рассчитываются два вида токов КЗ (3-х фазный и 2-х фазный). По 3-х фазному току КЗ выбирается аппаратура управления и защиты. По 2-х фазному току КЗ проверяется ранее выбранная уставка максимальной токовой защиты.

Для расчетов токов КЗ составляется расчетная схема замещения с указанием точек КЗ (рис 5.9).

Рис. 5.9. Схема замещения участка для расчетов КЗ

1. 3-х фазный ток КЗ можно определить:

. (5.134)

2-х фазный ток КЗ можно определить:

(5.135)

(6.136)

Результаты расчета сведем в табл. 6.5.

Таблица 6.5. Результаты токов КЗ на участке

Выбор аппаратуры управления и защиты

Каждый коммутационный аппарат выбирается по 3-м параметрам:

1. По номинальному напряжению:

. (5.137)

По номинальному току:

. (5.138)

2. По отключающей способности:

. (5.139)

Для наших условий принимаем аппаратуру управления и защиты с .

Для управления электрооборудованием участка принимаю станцию СУВ-350, в которой вмонтированы контакторы.

Станция управления СУВ-350 в рудничном взрывобезопасном исполнении РВ-3В-И в комплекте с пультом управления предназначена для дистанционного управления трехфазными асинхронными электродвигателями с короткозамкнутым ротором, установленными на машинах и механизмах угледобывающих комплексов, выполняющих очистные работы в лавах пологих пластов комбайновым способом при использовании механизированной крепи.

Станция управления рассчитана на работу в сетях с изолированной нейтралью при номинальном напряжении 380 и 660 В с частотой 50 Гц.

Электрическая схема станции управления обеспечивает:

— дистанционное управление с центрального пульта всеми двигателями комплекса, за исключением двигателя комбайна;

— останов конвейера с пульта управления комбайном;

— снятие напряжения со станции при помощи аварийных кнопок «СТОП» по всей длине лавы с воздействием на нулевой расцепитель автоматического выключателя, встроенного в станцию;

— защиту от токов КЗ каждого отходящего от станции силового присоединения;

— контроль изоляции и электроблокирование;

— сигнализацию о срабатывании максимальной токовой защиты;

— защиту от потери управляемости;

— невозможность самопроизвольного включения;

— блокирование, исключающее включение комбайна и конвейера лавы без предупредительного сигнала.

Станция имеет штепсельные выводы для отходящих кабелей.

Технические данные станции управления СУВ-350 привожу в таблице 6.6.

Таблица 6.6. Технические данные станции управления СУВ-350

Выбор аппаратуры по расчетному току:

1. Комбайн эл. двигатель: ЭКВЭ4−200

Принимаем пускатель магнитный ПВИ-320 в количестве 2-х штук.

2. Станция управления СУВ-350

Для защиты станции управления встроенные контакторы типа:

КТ-6043АР Выбор и проверка уставок максимальной токовой защиты Уставка максимальной токовой защиты для магистрали выбирается из условий:

где — пусковой номинальный ток самого мощного и удаленного двигателя.

Для ПВИ-320 встроенная защита УМЗ.

Уставка максимальной токовой защиты типа УМЗ .

На участке выбираю автоматический выключатель типа АВ-400.

АВ-400 применяется уставка токовой защиты типа ПМЗ: .

Выбор кабеля и аппаратов высокого напряжения (6 кВ)

Выбор кабеля напряжением 6 кВ а) Выбор кабеля по нагреву рабочим током:

. (5.140)

Согласно ПУЭ по табл. Выбираем кабель: СБН-6 3×10

б) Выбор кабеля по экономической плотности тока:

. (5.141)

Принимаем кабель: СБН 3×25

в) Выбор кабеля по нагреву токов КЗ:

(5.142)

(5.143)

. (5.144)

г) Проверка кабеля по дополнительной потери напряжения:

(5.145)

(5.146)

Окончательно принимаем кабель марки:

СБН 3×50 (по).

Выбор КРУ-6(10) кВ Аппаратуру управления и защиты выбираем по 3-м параметрам:

а) По номинальному напряжению:

. (5.147)

Принимаем КРУВ-6

.

б) По номинальному току аппарата:

; (5.148)

.

Принимаем КРУВ-6

.

в) По отключающей способности

. (5.149)

К установке принимаем КРУВ-6 с выключателем типа ВЭМ-6−40/40

6. Автоматизация

6.1 Общие сведения и основные задачи автоматизации

Подъемные установки шахт и рудников являются наиболее ответственными и сложными звеньями в цепи выдачи полезного ископаемого на поверхность.

Шахтные и рудничные подъемные установки отличаются по назначению: грузовые, грузолюдские, людские; по типу подъемного сосуда: клетьевые и скиповые. Все они оборудуются приводом на постоянном или переменном токе и могут работать в режимах ручного, дистанционного, полуавтоматического и автоматического управления. Наибольшее количество автоматизированных подъемных установок имеет в качестве подъемного сосуда скип, что вызвано двумя причинами: напряженным режимом работы таких установок и сравнительно небольшими колебаниями нагрузки. Максимальные трудности решения вопросов автоматизации возникают на клетьевых подъемных установках, что связано с необходимостью выполнения большого количества маневровых операций клетью с большой точностью при ее посадке на кулаки и подъеме с них. Особые сложности возникают при автоматизации подъемных установок, работающих с нескольких горизонтов, при использовании в качестве подъемных сосудов многоэтажных клетей.

Основное требование к системе автоматического управления подъемной установкой является точное выполнение заданной тахограммы независимо от отклонений действительной нагрузки от заданной и действия других внешних возмущающих факторов.

При комплексной автоматизации подъемной установки система автоматического управления, кроме того, должна обеспечивать дозировку загрузки и контроль разгрузки подъемного сосуда, контроль заполнения бункера и блокировку работы машины с устройствами контроля заполнения верхнего и нижнего бункеров. Схема автоматизации должна предусматривать следующие виды защит:

а) От переподъемов — срабатывающую от конечных выключателей индукционного типа, устанавливаемых на копре, и механического типа, располагаемых на указателе глубины. Выключатели для увеличения надежности дублируют друг друга;

б) от превышения скорости — срабатывающую при превышении действительной скорости над заданной на 15%. Защита осуществляется ограничителями скорости;

в) нулевую и максимальную защиты. Нулевая защита отключает подъемную установку как при исчезновении напряжения в сети, так и при срабатывании предохранительного тормоза. Максимальная защита осуществляет защиту электродвигателя привода подъема от недопустимых перегрузок. При асинхронном приводе срабатывание этой защиты приводит к отключению двигателя от сети, а при выполнении привода с двигателем на постоянном токе такая защита выполняется в большинстве случаев по принципу токовой отсечки и при срабатывании приводит к резкому снижению скорости.

Наибольшие трудности при создании систем автоматического управления подъемными установками возникают при автоматизации периодов замедления и особенно дотягивания, связанные с необходимостью выполнения жестких условий как по скорости движения, так и точности останова подъемной машины.

В качестве задающего устройства регулятора хода, действующего в функции пути или времени, используются различные устройства: ретардирующий диск, магнитная запись программы на рабочих канатах, специальные задатчики, выполненные на базе решающих усилителей постоянного тока.

Измерение действительной скорости вращения подъемной машины осуществляется тахогенератором постоянного или переменного тока.

В элементе сравнения сигналы, пропорциональные действительной и заданной скорости, сравниваются, полученный сигнал рассогласования усиливается усилителем и поступает на регулирующий элемент, который, воздействуя на привод подъемной машины, изменяет ее режим работы таким образом, чтобы рассогласование по скоростям свести к нулю.

Задатчик скорости, измеритель скорости, устройство сравнения, усилитель и регулирующий элемент образуют регулятор хода, который контролирует отклонение действительной скорости от заданной и, воздействуя на привод подъемной машины, обеспечивает выполнение заданной тахограммы подъема.

Регуляторы хода различают по способу регулирования скорости подъемной машины (механические и электрические), по методу поддержания регулируемой величины на заданном уровне (статические, астатические и изодромные), по характеру работы (непрерывного и дискретного действия).

В нашей стране большинство подъемных установок оборудовано асинхронным приводом, который получил, распространение благодаря простоте конструкции двигателя, меньшему количеству электрических машин по сравнению с приводом постоянного тока, относительно высокому коэффициенту полезного действия и коэффициенту мощности, возможности размещения на меньшей площади. Первоначальные затраты при установке асинхронного привода значительно меньше, чем при приводе постоянного тока.

Основной недостаток асинхронного привода шахтного подъема это неблагоприятные механические характеристики, вследствие чего при автоматизации подъемных установок с таким приводом возникают большие трудности.

Другим недостатком асинхронного привода является необходимость в дополнительных устройствах для режима замедления и дотягивания (динамическое торможение, регулирование тормозного привода подъемной машины, преобразователи частоты и др.). Характер нагрузки и режимы работы подъемной установки определяют выбор способа автоматизации и необходимых средств автоматизации привода переменного тока в различные периоды движения, а в некоторых случаях приходится принимать различные, устройства автоматизации даже для одного периода движения.

Управление приводом постоянного тока осуществляется с помощью бесконтактной системы управления, а регулирование скорости не сопровождается дополнительными потерями электроэнергии. В настоящее время для привода постоянного тока применяют следующие системы: генератор — двигатель с возбуждением от двухкаскадного усилителя (ПМУ — ЭМУ — Г — Д), от двухкаскадного магнитного усилителя (ПМУ — СМУ — Г — Д), от тиристорного управляемого возбудителя-усилителя (ПМУ — ВК — Г — Д), управляемый выпрямитель — двигатель (УВ — Д), управляемый ртутный выпрямитель — двигатель (УРВ — Д).

6.2 Системы автоматизации подъемных машин с приводом постоянного тока

На подъемных установках в качестве приводных используются двигатели постоянного тока с независимым возбуждением. Управление в основном осуществляется изменением напряжения, подводимого к якорю двигателя.

Системы управляемые выпрямитель — двигатель (УВ-Д) Основные технические задачи, которые необходимо решить при создании системы управляемый выпрямитель — двигатель с одним комплектом вентилей и реверсированием напряжения в цепи якоря, подъемного электродвигателя, обеспечивающей работу системы в двигательном и тормозном режимах, следующие:

— обеспечить быстродействие системы измерения, определяющей момент переключения в якорной цепи и подачу импульса на переключение реверсора;

— осуществить переключение при запертых вентилях и полном отсутствии тока в якорной цепи;

— свести к минимуму время между импульсом на переключение реверса и началом протекания тока в обратном направлении, т. е. время неуправляемого привода.

Осуществление реверса главной цепи между подъемами затруднений не вызывает, так как паузы между ними составляют секунды. Отмеченные требования имеют значение при переходе нагрузки через ноль в течение цикла подъема либо при мгновенном изменении скорости. Основное значение при решении поставленных задач имеет собственное время переключения реверсора.

Известны два принципиально разных способа управления переключением главной цепи. Первый базируется на измерении рассогласования между заданной и действительной скоростями осуществляет переключение, если рассогласование по скорости не устраняется при существующей полярности главной цепи. Недостаток схемы — наличие ошибки по скорости. Применение такой системы требует высоких коэффициентов усиления в системе автоматического регулирования для уменьшения этой ошибки, но это вызывает дополнительные трудности при стабилизации систем.

Другим способом является переключение главной цепи при исчезновении в ней тока. В этом случае система автоматического регулирования не связана со схемой переключения полярности, и коэффициент ее усиления определяется только требованиями к точности регулирования скорости. Схема управления осуществляет переключения в главной цепи в начале цикла подъема, а также во время цикла при необходимости изменения знака момента на валу приводного электродвигателя.

На рис. 7.1 приведена схема системы автоматического управления электроприводом подъемной установки, выполненного по системе управляемый выпрямитель — двигатель при постоянном потоке возбуждения вследствие изменения, подводимого к якорю выпрямленного напряжения и U_d .

6.3 Принцип работы схемы автоматизированного управления подъемной установки

Схема автоматизированного управления подъемной установки реализуется по системе ОВ-Д с нереверсивным тиристорным преобразователем с контактным реверсом. Схема реализована как трехконтурная система подчиненного регулирования. Содержит блок задания (БЗ), регулятор положения скипа (РП), регулятор скорости (РС), регулятора тока (РТ). Регулятор тока выдает реверсивный сигнал, поэтому для управления СИФУ (система импульсного и фазного управления) в одну сторону введен блок выделения модуля (БВМ). Реверс осуществляется реверсом, с помощью блока управления реверса (БУР). Реверс осуществляется при 0 тока в якорной цепи двигателя. Направление реверса определяется по сигналу регулятора тока.

В системе введены датчик напряжения (Дн), датчик тока (Дт) якорной цепи, датчик скорости (Дс). Сигналы датчиков гальванически развязываются от информационных цепей.

Блок защиты вводится информационная силовая часть, т. е. напряжение, ток, скорость. Сигналы блока защиты поступают на блок задания и релейно-контакторную аппаратуру силовых цепей.

В системе так же введена СИФУ тиристорного преобразователя для обмотки возбуждения (ОВ) двигателя. Стабилизация тока возбуждения осуществляется с помощью регулятора тока возбуждения.

Положение скипа определяется с помощью интегрированного датчика скорости. Кроме того, на регулятор положения подаются сигналы от конечных датчиков.

7. Специальный вопрос

Разработка способов и мероприятий обеспечивающих экономию электроэнергии

Главным резервом экономии электроэнергии в промышленности является в настоящее время применение энергосберегающих технологий (совершенствование существующих и применение новых). Эти задачи относятся главным образом к технологии, имеют свою специфику.

Для каждой отрасли промышленности доля энергетической составляющей в себестоимости выпускаемой продукции разная. Так, например, в черной металлургии это 40%, в машиностроении 20%, в производстве воды 30% и т. д. Но и тогда, когда доля энергетической составляющей в себестоимости незначительна, экономное расходование электроэнергии дает возможность выработать дополнительную продукцию, в то время как ущерб при недоотпуске энергии во много раз превышает ее стоимость.

По результатам преддипломной практики на предприятии получены данные о энергетической составляющей в себестоимости товарной продукции (табл. 8.1.). на рис. 8.1 представлены показатели энергетической составляющей. Анализируя данные рисунка и таблицы можно сделать вывод, что для платы за энергоресурсы в себестоимости продукции шахты «Прогресс» ГП

" Торезантрацит" по годам за последние 5 лет колеблется от 18,2 до 27,4%. Результаты анализов показывают, что экономия электроэнергии на промышленном предприятии следует уделять самое пристальное внимание.

Таблица 8.1. Энергетическая составляющая в себестоимости и товарной продукции

Экономия электроэнергии означает, прежде всего, уменьшение потерь электроэнергии во всех звеньях системы электроснабжения и в самих электроприемниках. Основными путями снижения потерь электроэнергии в промышленности являются следующие:

1) рациональное построение системы электроснабжения, при ее проектировании и реконструкции, включающее в себя применение рациональных:

а) напряжений;

б) мощности и числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях;

в) общего числа трансформаций;

г) места размещения подстанций;

д) схемы электроснабжения;

е) компенсации реактивной мощности и др.

2) снижение потерь электроэнергии в действующих системах электроснабжения, включающее в себя следующее:

а) управление режимами электропотребления;

б) регулирование напряжения;

в) ограничение холостого хода электроприемников;

г) модернизация существующего и применения нового, более экономичного и надежного технологического и электрического оборудования;

д) повышение качества электроэнергии;

е) применение экономически целесообразного режима работы самих трансформаторов;

ж) замена АД на СД, где это возможно;

з) автоматическое управление освещением в течение суток;

и) применение рациональных способов регулирования режимами работы насосных и вентиляционных установок и др.

3) нормирование электропотребления, разработка научно-обоснованных норм удельных расходов электроэнергии на единицу продукцию. Нормирование электропотребления предполагает наличие на предприятиях систем учета и контроля расхода электроэнергии;

4) организационно-технические мероприятия, которые разрабатываются конкретно на каждом предприятии с учетом его специфики.

Известно, что при передаче электроэнергии от источника к приемнику теряется 10−15% электроэнергии, отпущенной с шин подстанций.

7.1 Электрические сети. Мероприятия по экономии электроэнергии

Рис. 7.2. Электрические сети. Мероприятия по экономии электроэнергии

7.2 Экономия электроэнергии в силовых трансформаторах

При загрузке силового трансформатора на 30% нагрузочные потери примерно равны потерям холостого хода. В среднем на каждой трансформации теряется до 7% передаваемой мощности. Работа трансформатора в режиме холостого хода или близком к нему вызывает излишние потери электроэнергии не только в самом трансформаторе, но и по всей системе электроснабжения (от источника питания до самого трансформатора) из-за низкого коэффициента мощности.

В целях экономии электроэнергии целесообразно отключать мало загруженные трансформаторы при сезонном снижении нагрузки. Было подсчитано, что за счет сезонного отключения трансформаторов на 35 и 110 кВт можно получить экономию электроэнергии около 190 млн кВт? ч в год в целом по стране.

Потери активной мощности и энергии в двухобмоточных трансформаторах Потери активной мощности в трансформаторе определяют по выражению:

(7.1)

где — активные потери холостого хода при номинальном напряжении;

— активные нагрузочные потери (активные потери КЗ) при номинальной нагрузке;

— коэффициент загрузки трансформатора;

— фактическая нагрузка трансформатора;

— его номинальная мощность;

— каталожные данные трансформатора.

Потери электроэнергии в трансформаторе равны:

(7.2)

где — годовое число работы трансформатора;

— годовое число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой.

При одной смене =2400 ч, при двух сменах =5400 ч, при трех сменах =8400ч.

Потери активной мощности (приведенные), учитывающие потери, как в самом трансформаторе, так и создаваемые им в элементах системы электроснабжения (от генераторов электростанций до рассматриваемого трансформатора) в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором, определяют по выражению:

(7.3)

где — приведенные активные потери мощности холостого хода;

— коэффициент изменения потерь или экономический эквивалент реактивной мощности, характеризующий активные потери от источника питания до трансформатора, приходящиеся на 1 квар пропускаемой меньше 0,6.

При > 0,6 удельные затраты увеличиваются незначительно.

7.3 Сокращение числа трансформаций

Значительную экономию электроэнергии можно получить за счет сокращения числа трансформаций. Как указывалось, в каждом трансформаторе теряется до 7% передаваемой мощности, поэтому вопросы рационального числа трансформаций в системе электроснабжения имеют важное значение. Основными причинами излишнего числа трансформаций являются: неправильный выбор напряжения (питающей, распределительной сетей) без учета перспективы развития промышленного предприятия; использование имеющихся на предприятии двигателей на 6 кВ при выполнении распределительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.

Если же двигательная нагрузка, например 6 кВ на предприятии составляет более 25% общей нагрузки, то рациональным, как показывают расчеты, является для данного предприятия напряжение 6 кВ и на этом напряжении должны быть выполнены питающая и распределительные сети. Таким образом, и в этом случае также можно избежать трансформации 10/6 кВ.

Экономию электроэнергии можно получить, применив при реконструкции или проектировании системы электроснабжения для потребителей П категории однотрансформаторные подстанции с резервированием по НН вместо двухтрансформаторных подстанций. Можно использовать одну трансформаторную КТП вместо двух двухтрансформаторных.

Значительную экономию электроэнергии можно получить также, уменьшив мощность цеховых трансформаторов за счет компенсации реактивной мощности (КРМ). Этот вопрос, относящийся одновременно и к трансформаторам, и в целом к кабельным сетям, рассмотрен далее.

7.4 Экономия электроэнергии в кабельных сетях

Известно, что большая часть потерь активной мощности падает на распределительные сети 0,22 — 10 кВ, несмотря на то, что в эти сети вкладывается значительно больше цветного металла, чем в сети 35−110 кВ (табл. 8.2).

Таблица7.2. Потери активной мощности и расход цветного металла в сетях разных напряжений

Из табл. 8.2 видно, что наиболее действенными мероприятиями по снижению потерь мощности и электроэнергии являются те, которые снижают эти потери в сетях 0,22−10 кВ.

Как известно, потери активной мощности в кабельных линиях равны:

(7.4)

где — ток в линии;

— сопротивление одной фазы линии.

Ток в линии и ее сопротивление можно выразить так:

(7.5)

где — мощность нагрузки, кВт;

— номинальное напряжение сети, кВ;

— коэффициент мощности;

— удельное сопротивление материала жилы кабеля, (для алюминиевых проводов = 0,026ч0,029; для медных = 0,0175ч0,018; для стальных = 0,01ч0,14);

l_л— длина, км;

s_л— сечение линии, мм² .

Можно записать:

(7.6)

Из этого следует, что экономить электроэнергию в кабельных линиях можно за счет:

1) сокращения длины линий, например, от цехового трансформатора до приемника электроэнергии;

2) увеличения сечений линий до экономически целесообразных значений, определяемых технико-экономическими расчетами (ТЭР); на кафедре ЭПП МЭИ разработана программа выбора экономически целесообразных сечений кабельных линий, соответствующих минимуму приведенных затрат.

3) повышения cos ц электроустановок;

4) увеличения напряжения сети.

Сокращение длины кабельных линий осуществляется за счет рационального распределения приемников электроэнергии между подстанциями с учетом технологических особенностей производства; более глубокого подвода ВН к цехам, где устанавливают понижающие подстанции; рационального выбора мест размещения подстанций.

Особенно резко уменьшаются потери активной мощности и энергии при увеличении напряжения, так как эти потери обратно пропорциональны квадрату напряжения ().

Так, если к цехам подвести напряжение 6(10) кВ вместо 0,38 кВ, то потери снизятся в:

Ниже рассмотрены методы расчета ожидаемой экономии энергии.

Потери активной мощности в линиях и сетях определяются их технологическими параметрами и током нагрузки, кВт,

(7.8)

где 1,1 — коэффициент, учитывающий сопротивление переходных контактов, скрутку жил и способ прокладки линий;

nчисло фаз линий;

— удельное сопротивление материала провода при 20є С;

— среднее значение тока нагрузки, А;

l_л — длина линий, м;

s_л — сечение линии, мм².

Экономия электроэнергии в сети при переводе ее на наиболее высокое напряжение, кВт? ч,

(7.9)

где — длина участка сети, на котором производится повышение номинального напряжения, м ;

и — средние значения токов в каждом проводе сети соответственно при НН и ВН, А;

и — сечения проводов сети при НН и ВН, мм² (при проведении мероприятий без замены проводов (=);

t_р — расчетный период времени, ч.

При проведении реконструкции сетей (замене сечения проводов, их материала, сокращении длины без изменения напряжения) экономия электроэнергии, кВт. ч, составит:

(7.10)

— среднеквадратичное значение тока нагрузки одной фазы, А;

— соответственно длина, м; удельное сопротивление материала, Ом? мм²/м; сечение, мм²; данного участка сети до и после реконструкции.

Известно, что потери электроэнергии в сетях пропорциональны активному сопротивлению проводов. Следовательно, при включении под нагрузку резервной линии потери электроэнергии снизятся в 2 раза, если длина, сечение проводов и нагрузка основной и резервной линии равны, а схемы одинаковы.

7.5 Экономия электроэнергии в осветительных установках и сетях

На освещение расходуется в среднем 5−10% общего потребления электроэнергии в зависимости от отрасли промышленности: в текстильной — до 30%, в полиграфической — до 18%, в электротехнической — до 15%.

Основными направлениями экономии электроэнергии в осветительных установках и сетях являются следующие:

1) применение наиболее экономичных типов источников света, светильников, систем комбинированного освещения, пускорегулирующей аппаратуры;

2) рациональное размещение светильников;

3) рациональное построение осветительных сетей;

4) нормализация режимов напряжения в осветительных сетях;

5) переход на питание светильников напряжением 380 В вместо 220 В;

6) повышение коэффициента использования осветительных установок;

7) применение рациональных режимов работы осветительных установок;

8) рациональная эксплуатация осветительных сетей (периодическая чистка светильников, замена ламп, где это необходимо, и т. д.);

9) совместное использование систем естественного и искусственного освещения.

Ниже приведена краткая характеристика способов уменьшения расхода электроэнергии в осветительных установках и сетях.

Одной из важных проблем, определяющей экономичность внутреннего освещения, является правильный выбор системы освещения: система одного общего освещения или система комбинированного освещения (общее плюс местное).

Выбор системы освещения определяется технологическими особенностями производства и способом организации рабочих мест.

Вторым направлением экономии электрических ресурсов, расходуемых на освещение, является применение эффективных источников света, т. е. источников света с высокой световой отдачей (металлогалогенных, натриевых и др.). При этом необходимо учитывать конкретные требования технологического производства. В табл. 8.3 в качестве примера приведены основные светотехнические характеристики люминесцентных ламп мощностью 80 Вт.

Таблица 8.3. Основные светотехнические характеристики люминесцентных ламп мощностью 80 Вт

Из табл. 8.3 следует, что использование ламп ЛБ вместо ЛДЦ позволяет сэкономить 32% электроэнергии, потребляемой осветительными установками. Значительное снижение расхода электроэнергии на освещение территории промышленных предприятий можно получить при замене ламп типа ДРЛ (без замены светильника и ПРА — пускорегулирующей аппаратуры) лампами типа НЛВД — с эллипсоидной колбой и светорассеивающим покрытием. Так, например, если лампу типа НЛВД мощностью Р₂ = 300 Вт со световым потоком в 27 клм поставить вместо ртутной лампы типа ДРЛ мощностью Р₁ = 400 Вт со световым потоком в 23 клм, то при годовом числе часов работы Т_р = 400 ч и одновременном увеличении освещенности можно получить следующую годовую экономию электроэнергии на одном светильнике:

(7.11)

Известно, что газоразрядные лампы являются более экономичными, чем лампы накаливания. Кроме того, лампы накаливания имеют энергетический КПД ниже, чем газоразрядные лампы, для которых, КПД ?17%,

Во всех промышленных осветительных установках целесообразнее; применять люминесцентные, ртутные, металлогалогенные, натриевые и другие лампы. Возможная экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света приведена в табл. 8.4.

Таблица 8.4. Экономия электроэнергии за счет перехода на более эффективные источники света

При выборе типа светильника для внутреннего освещения, в первую очередь, учитывают условия среды освещаемого помещения, а также технические требования, связанные с технологическим процессом производства. Окончательный выбор светильника производят на основании светотехнических и технико-экономических расчетов.

Экономия электроэнергии, получаемая за счет правильного выбора источников света, определяется следующими факторами:

а) световой отдачей источника света h;

б) потерями в ПРА для газоразрядных ламп, учитываемыми коэффициентом б;

в) нормативными требованиями к осветительной установке, зависящими от нормируемой освещенности Е_н и коэффициента запаса k_з.

Мощность, потребляемая осветительной установкой, равна:

(7.12)

где k — коэффициент пропорциональности.

Эта формула была взята за основу при формировании табл. 8.4.

Для установок внутреннего освещения рекомендуется использовать установки смешанного света, т. е. натриевые лампы высокого давления в сочетании с другими лампами высокого давления, например, типов ДРИ и ДРЛ.

Так, например, для помещений малой высоты (примерно до 6 м) наиболее эффективными являются люминесцентные лампы типа ЛБ, как имеющие малую пульсацию светового потока и более высокую световую отдачу, чем лампы ДРЛ. Для помещений средней высоты (6−10 м) целесообразнее использовать металлогалогеновые лампы типа ДРИ, для помещений высотой 10−20 м — лампы ДРЛ, а для помещений выше 20 м лампы НЛВД.

Значительную экономию электроэнергии (до 12−13%) можно получить при питании осветительных установок напряжением 380 В вместо 220 В.

Современная очистка ламп и светильников. Загрязнение ламп и светильников веществами, находящимися в воздухе производственных помещений, приводит к резкому снижению их к.п.д. и изменению формы кривой силы света.

При решении конкретной задачи производственного освещения обычно заданными являются: нормируемая освещенность и высота помещения. Поэтому в этих условиях искомыми величинами повышения экономичности осветительной установки являются ее минимальная установленная мощность и схема размещения светильников.

Эффективным считается пакетный способ размещения светильников (вместо линейного), при котором над приемником электроэнергии располагают по 3- 4 светильника: выигрыш — потребность светильников в 2 раза меньше.

На энергетическую эффективность осветительной установки сильно влияет светораспределение светильника. Наиболее выгодным оказывается применение ламп типа ДРИ, как имеющих наибольшую световую отдачу. Использование светильников концентрированного светораспределения К, характеризуемого средним значением удельной мощности 13,7 Вт/м² вместо глубокоизлучателей Г со средним значением удельной мощности 16 Вт/м² дает экономию электроэнергии около 15%. Использование светильников с кривой К вместо диффузных светильников с косинусной кривой силы света Д (среднее значение удельной мощности 23,3 Вт/м²) позволяет сэкономить в среднем до 40% электроэнергии.

Для экономного расхода электроэнергии в осветительных установках должна предусматриваться рациональная система управления освещением, т. е. включение или отключение освещения в зависимости от уровня естественной освещенности помещения. Для автоматизации управления включением и отключением осветительных установок применяются фотоавтоматы, фотореле, программные реле времени и т. п.

Регулирование освещенности отключением групп источников света имеет следующие недостатки:

— усложняются осветительные сети;

— сокращается срок службы некоторых типов ламп.

Так, например, срок службы ламп накаливания при числе включений около 2500 практически не снижается. Срок службы люминесцентных ламп уменьшается за год на 17% при трехсменной работе, если считать, что каждое включение сокращает срок службы примерно на 2 ч.

Регулирование освещенности может быть осуществлено снижением питающего напряжения, однако технически этот способ экономии электроэнергии более сложен, чем указанный выше.

К перерасходу электроэнергии в осветительных сетях приводят отклонения напряжения. Напряжение на выводах ламп не должно быть выше 105% и ниже 85% номинального напряжения. В Таблицы 8.4 приведены данные, характеризующие увеличение потребления электроэнергии при изменении относительного отклонения напряжения

(7.13)

Как видно из табл.7.5 при относительном отклонении напряжения, равном 10%, потребление электроэнергии увеличивается для ламп накаливания на 16,4%, для люминесцентных ламп — на 20%, для ртутных ламп — на 24%.

Таблица 7.5. Изменение потребления электроэнергии при изменении k_u

В табл. 7.6 приведены данные, характеризующие снижение срока службы ламп при изменении относительного отклонения напряжения k_u.

Таблица 7.6. Изменение срока службы ламп при изменении k_u

Анализ данных, приведенных в табл.8.6 показывает, что при k_u = 10% срок службы ламп накаливания снижается на 92,2%, а газоразрядных ламп — на 27%.

Одной из основных причин, вызывающих значительные отклонения напряжения в осветительных сетях промышленных предприятий, являются пусковые токи крупных электродвигателей. В этих случаях для питания осветительных сетей применяют отдельные силовые трансформаторы.

Для поддержания нормального напряжения на источниках света используются тиристорные ограничители напряжения типа ТОН и трехфазные стабилизаторы напряжения типа СТС.

Перспективным путем экономии электроэнергии в осветительных сетях считается разработка и внедрение высокоэкономичных источников света.

Расчет экономии электроэнергии на освещение, получаемой при замене старых источников света (индекс 2) на новые, высокоэкономичные (индекс 1):

(7.14)

где T_ос — число часов использования максимума осветительной нагрузки в год, ч;

бкоэффициент, учитывающий потери мощности в сетях и ПРА, равный для ламп: накаливания 1,03; люминесцентных 1,23; газоразрядных высокого давления (ртутных, натриевых и др.) 1,13;

p — мощность одной лампы, Вт;

n — число ламп в одном светильнике;

N — число светильников.

Для внутреннего освещения промышленных предприятий с естественным освещением Т_ос = 750 ч при одной смене; Т_ос = 2250 ч при двух сменах; Т_ос = 4150 ч при трех сменах. Более подробные сведения по освещению приведены в специальной литературе.

Рис. 7.4. Осветительные установки. Мероприятия по экономии электроэнергии

7.6 Экономия электроэнергии при компенсации реактивной мощности

Реактивная мощность потребляется как электроприемниками, так и элементами сети. Реактивная мощность, потребляемая промышленным предприятием, распределяется между ее отдельными видами приемников электроэнергии следующим образом: 65% приходится на АД, 20 — 25% на силовые трансформаторы и около 10% на воздушные электрические сети и другие электроприемники (люминесцентные лампы, реакторы и т. п.).

Снизить потребление реактивной мощности, а, следовательно, и потери активной мощности, можно двумя способами: без применения и с применением компенсирующих устройств (КУ).

К первому способу относятся следующие мероприятия:

1) упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима работы оборудования, к повышению коэффициента мощности cos ц;

2) переключение статорных обмоток АД напряжением до 1 кВ с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40%;

3) установка ограничителей холостого хода АД;

4) замена или отключение силовых трансформаторов, загруженных менее чем на 30% их номинальной мощности;

5) замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности;

6) замена АД на СД той же мощности и применение СД для всех новых установок и при реконструкции существующих, где это возможно по технико-экономическим соображениям;

7) регулирование напряжения, подводимого к двигателю при тиристорном управлении;

8) повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных;

9) правильный выбор электродвигателей по мощности и по типу. Мощность электродвигателей необходимо выбирать в соответствии с режимом производственного оборудования, без излишних запасов.

При равных условиях (одинаковой мощности, частоте вращения и типе исполнения) АД с короткозамкнутым ротором имеет лучшие энергетические характеристики, чем АД с фазным ротором.

Ко второму способу относятся следующие мероприятия:

1) применение в качестве КУ синхронных двигателей;

2) применение в качестве КУ батарей конденсаторов.

Наибольшее распространение на промышленных предприятиях в качестве КУ получили батареи конденсаторов. Их основные достоинства следующие:

— малые потери активной мощности (0,3ч45 кВт на 100 квар);

— отсутствие вращающихся частей и их малая масса, простая и дешевая эксплуатация по сравнению с другими КУ.

7.7 Мероприятия экономии электроэнергии в вентиляторных установках

Общешахтная вентиляция — один из наиболее энергоемких процессов: на проветривание шахт расходуется более 20% потребляемой отраслью электроэнергии при подземном способе добычи .

Для приведения в норму вентиляционного процесса и получения значительной экономии электроэнергии необходимо упорядочить все эксплуатационное хозяйство: упростить вентиляционную сеть шахты, и уменьшить, аэродинамическое сопротивление выработок и каналов вентиляторов уплотнить все вентиляционные сооружения, включая и поверхностные, привести в соответствие режимы работы вентиляторов и аэродинамические параметры шахтной вентиляционной сети и.т.п.

Повышение эксплуатационного к, п.д. вентиляторной установки. Допущенные при монтаже и наладке вентиляторной установки дефекты приводят к снижению эксплуатационного к.п.д.

Улучшение состояния вентиляционной сети шахты снижение общешахтной депрессии. С этой целью необходимо увеличивать площади поперечного сечения вентиляционных выработок (путем перекрепления), улучшать аэродинамические свойства выработок (применением затяжки, обшивки, штукатурки стен, скашивания углов на поворотах воздушной струи, установкой обтекателей на расстрелах и.т.д.), снижать местные сопротивления (уборкой завалов в выработках, не используемого оборудования, вагонеток), проводить дополнительные выработки.

Изменение угла установки лопаток направляющего аппарата. Для экономичного регулирования подачи центробежных вентиляторов следует изменять угол положения лопаток направляющего аппарата в пределах от 60 до 70°. При больших углах величина к.п.д. вентилятора становится меньше 0,6.

Модернизация вентиляторов и реконструкция вентиляторной установки, внедрение систем оперативного диспетчерского управления вентиляцией. При проведении модернизации вентиляторов следует предусматривать комплекс технических мероприятий, направленных на повышение экономичности работы вентиляторной установки (замену рабочего колеса, подрезку или удлинение лопаток, увеличение длины диффузок-и.т.д.).

8.8 Дополнительные рекомендации по экономии электроэнергии

Повышение напряжения в кабельных сетях, т. е. перевод сетей, например, с 6 на 10 кВ, с одной стороны, приводит к существенному снижению потерь электроэнергии, а с другой стороны, требует особого внимания к уровню и качеству изоляции.

В действующих цеховых сетях при их реконструкции при наличии значительной плотности нагрузки целесообразно применение напряжения 0,66 кВ вместо 0,38 кВ, так как оно имеет следующие преимущества:

1) снижаются в 3 раза потери электроэнергии, и уменьшается расход цветных металлов в сетях НН;

2) уменьшается число цеховых подстанций, увеличивается почти в 2 раза экономический радиус их действия и возрастает единичная мощность цеховых трансформаторов до 2500 кВ? А;

3) сокращается количество оборудования напряжением выше 1 кВ; так, например, имеется значительное число электродвигателей средней мощности (200 — 700 кВт), допускающих переход с напряжения 6 на 0,66 кВ с одновременной заменой сетевого напряжения 6 кВ на напряжение 10 кВ;

4) увеличивается в v3 раз пропускная способность сети;

5) снижаются и с увеличением единичной мощности цеховых трансформаторов.

Уменьшить потери электроэнергии в кабельных сетях можно также за счет уменьшения неравномерности нагрузки по фазам и, в первую очередь, — за счет правильного распределения по фазам однофазных и двухфазных приемников электроэнергии.

Важным мероприятием по экономии электроэнергии является также повышение уровня эксплуатации и технического обслуживания электрооборудования (про ведение плановых ремонтов и осмотров оборудования, замена или отключение незагруженного оборудования и т. д.).

Несоответствие показателей качества электроэнергии нормативным значениям вызывает дополнительные (по отношению к номинальному режиму) потери электроэнергии. Из всех показателей качества наибольшие потери электроэнергии вызывают отклонения напряжения от номинального. Так, при снижении напряжения потери возрастают, увеличение же напряжения сказывается на приемниках электроэнергии по-разному. Для АД потери электроэнергии зависят от k_з и при k_з= 0,85ч1,0 имеют минимальное значение при напряжении, немного большим номинального.

Дополнительные потери электроэнергии имеют место и при несимметричной нагрузке. При коэффициенте несимметрии в пределах его нормативного значения потери электроэнергии для АД составляют 2,4%, для трансформаторов — 4%, для СД — 4,2% номинальных значений. Примерно такой же уровень (2 — 4%) имеют потери электроэнергии при несинусоидальном напряжении в трансформаторах, двигателях, генераторах, кабельных линиях.

Хотя потери электроэнергии от снижения ее качества составляют 2 — 6% номинальных значений, они напрямую связаны с перегревом оборудования, а, следовательно, ведут к интенсивному старению изоляции и к преждевременному выходу ее из строя. Это относится и к несинусоидальности, и к несимметрии напряжения. Так, например, при несимметрии напряжения равной 4%, срок службы полностью загруженного АД сокращается в 2 раза; при несимметрии напряжения, равной 5%, располагаемая мощность двигателя уменьшается на 5−10%, при несимметрии, равной 10% - на 20−25% в зависимости от исполнения двигателей. На силовые трансформаторы несимметрия оказывает такое же влияние, как и на АД, т. е. вызывает дополнительный нагрев обмоток и снижение срока службы трансформаторов.

В то же время на работу кабельных линий несимметрия не оказывает существенного влияния. При несинусоидальном напряжении сети происходит ускоренное старение изоляции силовых кабелей.

Если электродвигатели и другие электроприемники имеют продолжительность работы на холостом ходу 40−60% всего времени эксплуатации, то их целесообразно снабжать ограничителями холостого хода. Ограничитель включают в цепь катушки управления магнитным пускателем, и он отключает электроприемник при отсутствии нагрузки. Таким образом, снижается потребление электроэнергии.

Для выявления резервов экономии электроэнергии на промышленных предприятиях необходимо составлять и анализировать электробалансы для отдельных энергоемких агрегатов и установок, переходя затем к цехам и предприятию в целом. Электробалансы состоят из приходной и расходной частей, численно равных друг другу. В приходную часть электробаланса включают электроэнергию, полученную от энергосистемы и выработанную собственными источниками (например, ТЭЦ), расходная часть включает следующие основные статьи:

1) прямые затраты электроэнергии агрегатами и установками на основной технологический процесс с выделением постоянных и нагрузочных потерь в технологическом и электрическом оборудовании;

2) косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или плохого качества сырья (высокая влажность, загрязненность и т. д.);

3) затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (освещение, вентиляция, цеховой электротранспорт и т. п.);

4) потери электроэнергии в элементах систем электроснабжения (линиях, трансформаторах, электродвигателях, преобразовательных установках);

5) отпуск электроэнергии посторонним потребителям в порядке ее перепродажи (поселкам, городскому транспорту и т. п.).

Расходная часть может не содержать статей 2 и 5.

Работа по рациональному использованию электроэнергии на действующих промышленных предприятиях только тогда является эффективной, когда налажен учет и контроль расхода электроэнергии, нормирование электропотребления с учетом специфических особенностей предприятия.

Значительную экономию электроэнергии можно получить от внедрения автоматизированных систем управления (АСУ) на базе компьютерной техники. Экономия достигается за счет точности и скорости отработки отклонений от рациональных режимов, расширения функциональных возможностей, динамического прогнозирования с определением направления и темпа изменения процессов. Начало АСУ закладывается в системах учета и контроля за электропотреблением. Кроме непосредственной информации об электропотреблении необходимо иметь данные о режимах работы электроприемников, определяющих в основном характер электропотребления.

7.9 Примеры расчетов экономии электроэнергии различных мероприятий

Пример № 1

Определить потери мощности электроэнергии, напряжения в силовом трансформаторе ТМ 320/6 при:

А также приведенные потери активной мощности.

Решение

1. Определим потери активной мощности в трансформаторе:

(7.15)

где — активные потери холостого хода при номинальном напряжении;

— активные нагрузочные потери;

— коэффициент загрузки;

(7.16)

2. Определим потери электроэнергии в трансформаторе:

(7.17)

где — годовое число часов работы трансформатора ;

— годовое число часов работы трансформатора с номинальной нагрузкой;

3. Опредим приведенные потери активной мощности:

(7.18)

где — приведенные потери холостого хода;

(7.19)

где — коэффициент изменения потерь; =0,07

(7.20)

— приведенные потери короткого замыкания;

где

Потери активной мощности:

4. Определим приведенные потери электроэнергии:

(7.21)

Определим потери напряжения во вторичной обмотке трансформатора:

(7.22)

где:

Пример № 2

Конвейерная установка оборудована тремя асинхронными двигателями мощностью по 100 кВт и работает со значением К_м=0,5 (T_м=T_х=10 часов в сутки) и средней загрузкой, равной =0,25).

В результате устройства загрузочного, бункера, удалось исключить работу конвейера вхолостую, т. е. Tх~0 (k_М=1), а среднюю загрузку повысить до значения ₂=0,8. Определить ожидаемую годовую экономию электроэнергии при условии, что суточное потребление электроэнергии установкой до устройства бункера составляло Число дней работы установки в году равно 300.

Решение При ₁=0,25 и k_М=0,5 по графику определяем К_W1=2,02.

При ₂=0,8и k_М=1 по графику определяем К_W2=1,04.

Определяем коэффициенты определяются К_W

К_W1= и К_W2=, (7.23)

следовательно, =(К_W2?)/К_W1, т. е.

=1,04?3000/2,02=1545 кВт? ч/сут.

Ожидаемая годовая экономия электроэнергии:

=(-)?300=(3000−1545)? 300=436 500 кВт? ч (7.24)

Пример № 3

В результате реконструкции цеха возможна замена 100 ламп накаливания мощностью 200 Вт каждая на 60 люминесцентных ламп мощностью 80 Вт при условии сохранения расчетной освещенности рабочих мест.

Определить ожидаемую экономию электроэнергии, если значения: К_С=0,95 и Т_ОС=4000 ч.

Решение Определяем выражение значение :

=(n_С?P_C — n_у?Pу)=100?0,2 — 60?0,08 = 15,2 кВт (7.25)

Ожидаемая годовая экономия электроэнергии:

=?К_С?T_ОС = 15,2?0,95?4000 = 57 760 кВт? ч (7.26)

Пример № 4

Для повышения к.п.д. вентиляторной установки сняты лопатки с одного колеса двухступенчатого вентилятора, а на другом увеличен угол установки лопаток от ₁=25° до ₂=35°, обеспечивающей необходимую подачу вентилятора Q = 110 м³/с и давление H =1200 Па. Значение к.п.д. вентилятора изменилось при этом от ₁=0,65 до ₂=0,725, _Д=0,9, _С=0,95. Определить ожидаемую годовую экономию электрической энергии по шахте.

Решение.

Рассчитанная ожидаемая годовая экономия электрической энергии составит:

==215 240 кВт? ч. (7.27)

8. Энергоаудит и энергосбережение

8.1 Общие положения

Вопрос о проведении энергоаудита предприятия обычно решается непосредственно с руководством организации, заинтересованной в повышении своей экономической эффективности. Первый контакт рекомендуется устанавливать непосредственно с ее ответственным руководителем.

Проводится начальное ознакомление с системой генерирования, распределения и энергопотребления на предприятии, выявляются места нерационального энергопотребления, оценивается потенциал энергосбережения, намечается состав бригады энергоаудита и оценивается объем предполагаемой работы. Как правило, энергообслуживающий персонал предприятия хорошо знает различие проектной и исполнительной схем энергоснабжения, нарушение правил эксплуатации установленного энергетического оборудования, ведущие к дополнительным потерям энергии, имеет свое видение решения проблемы энергосбережения. Персонал предприятия лучше всех знает сложившуюся реальную картину на предприятии и должен понять, что выявление нерациональных энергопотерь не приведет к штрафным для него санкциям. Энергоаудитор — представитель не карающей, а помогающей организации.

Собирается информация по энергопотреблению за прошедшие периоды времени. Сбор, и накопление информации рекомендуется производить с использованием стандартных форм.

Общее энергопотребление организацией различных энергоносителей (как правило, отражаемое в финансовой отчетности предприятия в разделе оплаты энергоносителей) разбивается по отдельным цехам, группам технологических процессов, отдельным основным процессам и установкам, видам продукции (как составляющие себестоимости). Этот ознакомительный этап завершается формированием таблицы энергопотребления. При этом используются стационарные средства учета предприятия, проводятся дополнительные измерения в узловых точках предприятия с помощью переносных приборов, используются расчетные методы.

Опытный энергоаудитор, которым, как правило, является специалист энергоснабженец, может быстро выявить места возможной экономии энергии по:

завышенным температурам уходящих газов и разогретых поверхностей, свидетельствующих о наличии плохой теплоизоляции;

низкому значению cosц асинхронного электропривода, свидетельствующему о его недогрузке и неэкономичном режиме работы системы.

Все выявленные возможности экономии энергии должны быть внесены в перечень рекомендаций с указанием приоритета на реализацию. Определяемому технико-экономическим расчетом.

Возможности решения по экономии ТЭР, имеющие более высокий приоритет по условию экономической эффективности, прорабатываются более детально технически, организационно и экономически. Отчет по энергоаудиту передается руководству предприятия.

Предварительно целесообразно провести его обсуждение с сотрудниками предприятия, которые имеют отношение по характеру их служебной деятельности к энергосбережению и реализации энергосберегающих предложений, учесть их критические замечания и получить их поддержку. Важно своевременно, без проволочек передать отчет, так как при переносе сроков принятия решения теряется эффект новизны и увеличивается вероятность принятия руководством отрицательного решения по реализации энергосберегающих мероприятий.

В настоящее время уже издано большое количество методической литературы по энергоаудиту. Не смотря на то, что многие методики существенно отличаются, порядок проведения энергетического обследования предприятия можно представить следующим образом:

— Энергоаудит электротехнических и электромеханических систем;

анализ системы электроснабжения и электропотребления;

анализ режимов работы трансформаторных подстанций;

анализ системы КРМ;

обследование основного электропотребляющего оборудования;

обследование системы освещения;

электробаланс и оценка потерь в системе электроснабжения.

— Энергоаудит теплотехнических и технологических систем;

анализ тепловых схем;

аудит котельной;

обследование систем отопления;

тепловой баланс;

анализ режимов работы холодильного оборудования;

анализ режимов работы систем водоснабжения и канализации;

обследование компрессорного оборудования, системы разводки сжатых газов.

Результаты труда «Энергоаудитора» во многом зависят от профессиональных навыков его специалистов.

Профессиональные навыки подразумевают знание технических, экономических и управленческих аспектов, а также техники безопасности.

Проблемой, как правило, является отсутствие на предприятиях внутреннего учета. Поэтому аудиторская организация должна быть оснащена комплектом портативного измерительного оборудования, позволяющего фиксировать фактическое энергопотребление без врезки в обследуемые системы и без остановки работающего оборудования.

Определив и решив общие вопросы энергоаудита, необходимо разобрать подробнее этапы его проведения.

8.2 Первый этап энергоаудита — оценка энергопотребления и затрат

Первый, ознакомительный этап энергоаудита посвящен знакомству с предприятием и сбору и анализу имеющейся на предприятия, полезной для энергоаудита, информации.

Определение текущего потребления всех энергоресурсов и затрат на них является необходимой исходной информацией. Она необходима для анализа проблем энергоиспользования и правильной расстановки приоритетов для достижения наилучших результатов энергоаудита.

Какая же информация потребуется и может быть полезной для энергоаудита.

Прежде всего, это потребление всех энергоресурсов по месяцам на протяжении последних 12 или более месяцев. Обычно такая информация представляется в табличном виде.

Вопрос о ценах на энергоресурсы является очень важным при проведении энергоаудита, особенно в условиях рыночных взаимоотношений между поставщиками и потребителями энергоресурсов. Правильный выбор поставщика и условия договора на поставку может сказаться на итоговой стоимости используемых энергоресурсов.

Не последнюю роль играет и выбор типа используемого энергоресурса, особенно в условиях нестабильных, часто меняющихся цен. Например, в последнее время на российском рынке появился большой выбор радиационных отопителей с прямым сжиганием газа. Во многих случаях переход от традиционных систем парового и водяного отопления на такие отопители дает значительную экономию в стоимости энергоресурсов.

При рассмотрении структур тарифов на энергоресурсы нужно учесть все факторы, которые в конечном итоге определяют, сколько предприятие платит за энергоресурсы:

изменение цены в течение года;

структура тарифа;

дифференцированные тарифные ставки;

штрафные санкции;

другие выплаты;

Наиболее сложной обычно является структура тарифов на электроэнергию, которая зависит от вида размера потребителя, региона.

Поскольку цены на электроэнергию являются комплексными, для оценки потенциала экономии в потреблении электроэнергии необходимо получить следующую информацию:

полная установленная мощность электрооборудования;

суточные графики нагрузки;

годовые (сезонные) изменения нагрузки;

средняя величина коэффициента мощности;

возможность комплексации реактивной мощности;

структура энергопотребления (технологические процессы, освещение и др.).

Для оценки эффективности использования энергоресурсов и наглядности представляемой информации могут быть получены различные типы удельных затрат.

В результате ознакомительного этапа энергоаудиторы должны иметь:

представление о предприятии и основных технологических процессах;

общую стоимость затрат предприятия на энергоресурсы. Важно не забыть расходы на воду, стоки и канализацию;

структуру затрат по энергоносителям;

сезонные изменения в потреблении энергоресурсов и их стоимости;

структуру цен на каждый энергоресурс.

Основной результат первого этапа — определение наиболее значимого энергоресурса в стоимостном выражении.

Основное правило, которого следует придерживаться при проведении энергоаудита — чем более высокая доля энергоресурса в общей стоимости, тем больше времени должно быть запланировано для определения эффективности его использования на предприятии.

8.3 Второй этап энергоаудита — оценка энергетических потоков

По результатам первого этапа энергоаудита мы знаем стоимость и потребление каждого энергоресурса на предприятии. Следующим логическим шагом будет определить, куда же идут энергоресурсы, как они используются.

Цели второго этапа энергоаудита «Оценка энергетических потоков»:

— определение для каждого энергоресурса наиболее значимых потребителей по затратам и объемам потребления;

— распределение потребления каждого энергоресурса по основным потребителям.

Чтобы правильно понять, где и для чего расходуются энергоресурсы, необходимо разобраться в производственных технологических процессах. Обычно это достигается путем обсуждения с руководством производственных цехов, мастерами и технологами, обследованием технологических линий предприятия и составлением схем (диаграммы) технологических процессов. Для каждого элемента такой схемы следует определить потоки энергоресурсов, сырья, продукции, промышленных стоков и потерь. Основываясь на имеющейся информации и визуальном наблюдении, оценить величину энергопотоков и потерь, а также составить перечень основных потребителей энергоресурсов (как для основных процессов, так и для вспомогательных).

Если для оценки энергетических потоков имеющейся информации недостаточно, необходимо использовать локальные счетчики, там, где они имеются, или специальное переносное оборудование для энергоаудита.

Часто небольшая экономия у крупного потребителя бывает более значительной (и достижимой), чем большая экономия у небольшого потребителя. Это не означает, что следует игнорировать небольших потребителей, но начальные усилия следует концентрировать на областях, наиболее вероятных для получения значительной экономии энергоресурсов.

После того, как удалось разобраться в основных технологических процессах, необходимо составить список основных потребителей энергоресурсов предприятия, чтобы на следующем этапе сосредоточиться на их детальном обследовании. Выявить основных потребителей. Наиболее крупными потребителями энергии на горных предприятиях обычно являются:

энергоемкие агрегаты основного технологического процесса (экскаваторы, угольные и проходческие комбайны, драги, технологические насосы и др.);

вентиляторные установки (главного проветривания и др.);

компрессорные установки;

водоотливные установки;

транспорт (подъемные и конвейерные установки, автомобильный транспорт и др.);

система освещения;

система отопления (котлы паровые и водогрейные и др.).

Для того, чтобы из составленного списка основных потребителей энергоресурсов выделить наиболее значимые и расставить приоритеты для их подробного обследования, необходимо знать их долю в общем потреблении. Для оценки величин потребления отдельных потребителей смогут помочь некоторые полезные способы:

— анализ сезонных изменений в потреблении;

— проведение измерений;

— расчетный способ.

Сезонные изменения в энергопотреблении могут помочь отделить энергопотребление технологического процесса от потребления на отопление.

Расчет потребления часто сочетается с измерениями, оценкой и вычислениями. Поскольку всегда желательно, чтобы это было точным, как только практически возможно, неизбежно будут появляться неувязки. На данном этапе важны не столько точные величины потребления, сколько общая картина.

Помочь в определении доли отдельных потребителей может сезонное изменение в потреблении тепла или топлива.

Там, где нагрузка процесса относительно постоянна, оценка ее величины может быть получена путем измерения потребления топлива или энергии предприятием вне отопительного сезона. Если нагрузка технологического процесса непостоянна и хорошо коррелирует с выпуском продукции, то разделить потребление можно путем статического корреляционного анализа энергопотребления от выпуска продукции и температуры окружающего воздуха.

Энергетическая характеристика является результатом регрессионного анализа потребления пара, расходуемого на выпуск продукции.

Она рассчитана по данным за летний период, когда система отопления была отключена. Энергетическая характеристика ищется в виде линейной зависимости:

Q = k + a? P, (8.1)

где Q — недельное потребление пара;

k — постоянный коэффициент, представляющий потребление, не связанное с выпуском продукции (система ГВС, разогрев, потери и т. п.);

а — коэффициент;

Р — выпуск продукции за неделю.

Зависимость потребления тепла, полученная на основе регрессионного анализа данных за весь рассматриваемый период, имеет два независимых параметра выпуска продукции и температуры окружающего воздуха.

Зависимость имеет вид:

Q = k + a? P +b? (8-t), (8.2)

где Q, k, a, Pто же, что и в предыдущем случае,

b — коэффициент;

t — температура наружного воздуха.;

Использование сезонных изменений в потреблении возможно не только для тепла, но и для других ресурсов.

В производственном корпусе электроэнергия использовалась на технологические нужды (сварочные автоматы, краны и другое технологическое оборудование) и для питания электродвигателей вентиляторов, калориферов системы парового отопления корпуса.

Причем, вентиляторы включаются только в холодное время, когда в помещении недостаточно тепла от паровых радиаторов и естественной конвекции воздуха у калориферов. Поэтому долю электроэнергии, потребляемой калориферами, также можно определить по сезонному изменению потребления электроэнергии производственным цехом.

Пользуясь информацией, учитывающей сезонные изменения, можно определить доли электроэнергии, используемой производственным цехом в технологии и в системе отопления.

Очень часто на предприятии имеются технические счетчики энергоресурсов, которые не используются и показания которых не регистрируются. Особенно это касается счетчиков электроэнергии. Часто крупное оборудование имеет встроенные электросчетчики. Выявить их можно при первых обходах предприятия и при беседах с персоналом на производстве. Если организовать считывание этих счетчиков с необходимой периодичностью в течение суток или недели, то можно выяснить график нагрузки оборудования или участка, что является важной информацией для составления общего баланса энергопотребления предприятия и агрегатных балансов энергоемких потребителей.

Напомним, что целью второго этапа энергоаудита является определение наиболее значимого потребителя для каждого энергоресурса. С одной стороны, мы имеем значения годового и месячного потребления энергоресурсов, с другой стороны, список основных потребителей с необходимыми данными о них — мощности, режим использования и т. п.

Значение мощности (кВт) может быть получено из технической документации, считано с маркировки присоединенного электродвигателя, измерено или любым другим способом. Коэффициент загрузки можно оценить по показаниям установленных постоянных счетчиков или портативного прибора (токоизмерительные клещи, анализатор электропотребления). Часы работы в неделю и число недель в году можно получить из данных по производству или при обсуждении с персоналом.

Выявив основных наиболее энергоемких потребителей, необходимо оценить величину их энергопотребления более детально.

Необходимо составить агрегатные энергобалансы с учетом графика их работы, загрузки и т. п. Получит, по возможности, их энергетические характеристики, т. е. зависимости производительности агрегатов по основному технологическому процессу потребляемых энергоресурсов.

Энергетические характеристики основных наиболее энергоемких технологических механизмов могут быть получены на основе экспериментально — статистического метода в нормализованных условиях. Нормализованные условия предполагают комплектацию оборудования в соответствии с проектной документацией, техническую исправность механизмов и электрического оборудования, соответствие напряжения на зажимах электродвигателей требованиям ПУЭ. Энергетические характеристики определяются как статистические связи. Характер связи не противоречит условиям линейности, поэтому энергетические характеристики могут быть получены в виде линейных регрессионных уравнений:

W = a + b_п, (8.3)

Где W — значение потребленного энергоресурса;

П — производительность технологического механизма по основной продукции (для экскаватора, например, объем переработанной горной массы, м³);

a, b — параметры уравнения регрессии.

В процессе обследования основных технологических агрегатов необходимо сформировать идеи о том, как можно улучшить эффективность их работы и снизить потери энергии.

Таким образом, в результате Второго этапа должны быть:

определены наиболее значимые потребители по затратам и объемам потребления для каждого энергоресурса;

определены их энергетические характеристики и составлены агрегатные балансы.

Заключение

В данном дипломном проекте были рассмотрены вопросы по электрификации и автоматизации технологических процессов применительно к условиям ГП «Торезантрацит».

В дипломном проекте были рассмотрены общая и специальная части. В общей части были рассмотрены: технология горного производства, охрана труда, механическое оборудование и технико-экономические показатели. В специальном вопросе были рассмотрены: автоматизированный электропривод, электроснабжение и электрооборудование, автоматизация, специальный вопрос, энергоаудит.

Были произведены различные расчеты и анализы, исходя, из которых были выбраны способы и мероприятия, обеспечивающие экономию электроэнергии на горном предприятии.