Талнахское месторождение

- автоматизация калориферных установок  I и II очереди

- автоматизация зумпфого водоотлива

- автоматизация системы пожаротушения

- автоматизация системы охлаждения  подъемных машин

- автоматизация систем приточного воздухоснабжения в надшахтном здании.

По диспетчеризации рудника:

- телеизмерение текущее (ТИТ)  и телеизмерение интегральное (ТИИ)  параметров горячего водоснабжения,  холодного водоснабжения, воздухоснабжения по площадкам вспомогательных стволов, вентиляционных стволов и по основной площадке.

По галереям и сетям АБК основной площадки:

- автоматизация контроля параметров  узла ввода на горячей воде

По АБК на основной площадке:

- автоматизация приточных систем  П1…П7

- автоматизация систем обеспыливания ОС1…ОС5

- автоматизация зумпфового водоотлива

- автоматизация контроля параметров  узла ввода на горячей воде.

По турбокомпрессорной:

- автоматизация турбокомпрессора  №12 (привязка аппратуры УКАС-АМ, поступающей комплектно с компрессором). Дополнительно выполнен вынос приборов контроля температуры масла, воды и подшипников турбокомпрессора №12 в операторскую с заменой прибора контроля температуры воды и масла с КСМ2 на УМС.

По ПДЦ на гор. –1100 м:

- автоматизация контроля уровней  руды в рудоспусках

- автоматизация маслостанции дробилки

- автоматизация аспирационной  установки.

5.2. Телемеханизация  и диспетчеризация

Проектами предусматривается телемеханизация  объектов поверхности (подстанции, вентиляторные, калориферные, пожбаки, подъёмные машины, сети ТВС) и подземной части рудника (подстанции, водоотливные установки, ШВД). Кроме того, выполнено размещение диспетчерского и телемеханического оборудования в диспетчерском пункте рудника на отм.+14.200 здания АБК на основной площадке.

Сбор и передача информации типа ТС-ТИТ-ТИИ-ТУ-СК осуществляется комплексом устройств отображения информации УОТИ с микропроцессором «Электроника-60». Информация диспетчеру и энергооператору может быть представлена помимо комплекса УОТИ.

Проектами предусматривается создание рабочих мест горного диспетчера, энергооператора, поста ликвидации аварий.

Средствами отображения информации являются щит горного диспетчера (ЩГД), щит ликвидации аварии (ЩЛА), щит  энергооператора (ЩЭО), стол энергооператора.

5.3. Метаноконтроль

Контроль за состоянием рудничной атмосферы с помощью автоматических приборов предусматривается в камерных выработках гор. –1300 м и ПДЦ, в которых выполнена местная световая и звуковая сигнализация с отключением электроэнергии при предельно допустимой концентрации метана.

Сигнализация о наличии метана в околоствольных дворах ВС-5 и ВС-6 вентиляционно – закладочных горизонтов –950 м., -1000 м., и –1200 м. выведена диспетчеру на стойку СПИ-1. Кроме того, выполнена местная световая и звуковая сигнализация.

5.4. Связь  и сигнализация

Объекты пускового комплекса оснащены следующими видами связи:

- общешахтной телефонной связью абонентов от АТС100/2000 рудника «Октябрьский»;

- диспетчерской телефонной связью  с абонентами поверхности на  базе коммутатора ПОС-90, установленного  у горного диспетчера, и с абонентами  в подземных выработках, на базе  комплекса ДИСК-ШАТС;

- громкоговорящей поисково-распорядительной  связью на объектах поверхности;

- громкоговорящей искробезопасной связью оповещения и аварийной сигнализацией подземных объектов на базе комплекса ДИСК-ШАТС;

- местной стволовой высокочастотной  связью между машинистами подъёмов  с рукоятчиками и стволовыми  на базе аппаратуры систем  «Сигнал-16» и «Сигнал-17»;

- телефонной связью диспетчера  транспорта с абонентами горизонтов  с помощью искробезопасной аппаратуры КДШ, высокочастотной связью с машинистами электровозов на базе аппаратуры ВГСТ-76;

- местной телефонной связью  в стволах и на горизонтах  отдельными цепочками на базе  телефонных аппаратов системы  МБ;

Производственные помещения и  АБК оборудованы автоматической пожарной сигнализацией.

 

5.5. АСБ-ЧУС  гор. –1300 м

Рабочей документацией предусматривается  оборудование горизонта –1300 м устройствами автоматической светофорной блокировки (АСБ) и частотного управления стрелочными  переводами (ЧУС) с использованием аппаратуры АБСС.1М и комплекса НЭРПА-1. В  проекте также предусмотрены  устройства автоматического управления сигнальными огнями и шлюзовыми  дверями на соединительной выработке  с ВС-6 с возможностью выдачи через  систему телемеханики информации диспетчеру о положении дверей, занятости  шлюза, а также приема сигналов управления дверями от диспетчера.

Автоматизация шлюзовых вентдверей выполнена на базе аппаратуры управления шлюзовыми устройствами АШУ.

Устройства АСБ запроектированы  для кольцевой схемы откатки  в установленном направлении  движения составов с использованием одной рабочей частоты (1660 Гц) и  учетом разработанных и утвержденных мероприятий по безопасному движению электровозного транспорта и выполнению маневровых работ.

Данным проектом предусмотрены 7 узлов АСБ и корректировка трех узлов, введенных в действие III пусковым комплексом рудника.

По согласованию с эксплуатацией  рудника определены стрелочные переводы, оборудуемые устройствами частотного управления с движущегося электровоза  и по схеме с местным управлением.

Проектом предусматривается также  опережающая сигнализация «Берегись  электровоза».

Размещение оборудования АСБ, ЧУС, АШУ производится в специальных  нишах.

Места установки светофоров, сигнальных указателей, транспарантов «БЭ», датчиков АСБ и ЧУС уточняются при монтаже  устройств.

 

6. Специальная часть

6.1. Сущность вопроса  о нормировании качества электроэнергии  на промышленных предприятиях

При известных экономических характеристиках  потребителей и показателях воздействия  параметров электроэнергии на режимы работы сетей и оборудования, с  одной стороны, и известных стоимостях соответствующих технических средств  повышения КЭ—с другой, теоретически можно для каждого потребителя  определить оптимальные уровни параметров электроэнергии аналогично оптимальному значению реактивной мощности. Практическое же решение задач повышения качества электроэнергии таким путем наталкивается  на трудности как информационного, так и организационного характера. Первые обусловлены необходимостью получения специфической информации о параметрах электроэнергии, которая в настоящее время оперативно не регистрируется, вторые—двухсторонностыо проблемы электромагнитной совместимости: ужесточать ли требования к искажающим ЭП в части помех, вносимых ими в сеть, или снижать восприимчивость остальных ЭП к этим помехам. Оба пути требуют определенных затрат, и теоретически здесь также может быть найдено оптимальное решение.

Однако производить ЭП с различными характеристиками влияния на режим  сети или с различной степенью восприимчивости, сообразуясь с  конкретной электромагнитной обстановкой  в тех или иных узлах системы, практически невозможно. Кроме того, электромагнитная обстановка с течением времени меняется, что при таком  подходе потребует изменения  характеристик ЭП. В отличие от потребления реактивной мощности, изменяющегося  практически в однозначном направлении, значения параметров электроэнергии могут  измениться в любую сторону. И, наконец, в настоящее время отсутствуют  методы и средства (программы для  ЭВМ), позволяющие определять эти  оптимальные значения с точностью, достаточной для практических целей  и оправдывающей столь сложную  организацию работ. Поэтому принятый в настоящее время путь сохранения допустимой электромагнитной обстановки в сети состоит в нормировании предельных значений параметров электроэнергии. Параметры электроэнергии или их комбинации, на значения которых накладывают  соответствующие ограничения (нормы), называют показателями электромагнитной совместимости оборудования.

Для обеспечения электромагнитной совместимости оборудования необходимо иметь комплекс взаимно согласованных  норм, применяемых в различных  сферах проектирования и эксплуатации сетей и ЭП:

1) нормы на предельные уровни  искажений, вносимых в сеть  отдельными ЭП. Эти нормы используют при конструировании ЭП, вносящих искажения в сеть;

2) нормы на предельные уровни  искажений, вносимых в сеть  энергосистемы потребителями энергии.  Эти нормы относятся к границам  раздела сетей и определяют  характер мер, которые должен  принять потребитель, имеющий  различные искажающие ЭП, часть  из которых, возможно, не оборудована  специальными подавляющими устройствами, а искажения не оказывают влияния  на работу ЭП данного потребителя.  Эти нормы используют при проектировании  или реконструкции сети потребителя  с целью принятия централизованных  мер по предотвращению выброса  недопустимо больших искажений  в питающую сеть. В условиях  эксплуатации на этих нормах  должна основываться система  надбавок к тарифам на электроэнергию  за внесение искажений, превышающих  установленный уровень;

3) нормы на качество поставляемой  энергии, представляющие собой  условия, обеспечиваемые энергоснабжающими организациями на границе раздела сетей. В эксплуатации на этих нормах должна основываться система скидок с тарифов за поставку электроэнергии пониженного качества;

4) нормы на предельные уровни  искажений на вводах ЭП, чувствительных  к искажениям питающего напряжения, используемые при конструировании  ЭП. На основании этих норм  предусматривают мероприятия по  защите ЭП от помех. Очевидно, что уровень искажений на вводах  ЭП в общем случае не совпадает  с их уровнем на границе  раздела и может быть выше  последнего из-за искажений, вносимых  собственными ЭП. Кроме того, в  условиях эксплуатации возможны  случаи, когда в послеаварийных  режимах энергия поставляется  с пониженным качеством. Это  приводит к снижению экономических  показателей оборудования, но не  должно приводить к выходу  его из строя. Поэтому нормы  искажений в расчете на которые должны конструироваться ЭП должны быть выше норм, предъявляемых к качеству электроэнергии в нормальных условиях электроснабжения.

Фактические режимы работы ЭП будут  отличаться от тех, в расчете на которые  они проектировались, вследствие многообразия условий, в которых используются ЭП, и изменения во времени параметров электроэнергии на их вводах. Для некоторых типов ЭП воздействие параметров может проявляться в одной и той же форме (например, нагрева). При этом превышение одного из ПКЭ над нормированным значением может не вызвать необходимости применения каких-либо мер, если другие ПКЭ в это время находятся существенно ниже предельных значений. Для оценки допустимости режимов работы конкретного оборудования в конкретных условиях необходимо, с одной стороны, знать функцию совместного воздействия на характеристики оборудования всех ПКЭ, а с другой— уметь оценивать допустимость режима при случайном характере воздействующих факторов.

Разработка охарактеризованного  выше комплекса норм еще не завершена. В настоящее время действует  стандарт, устанавливающий нормы  качества электроэнергии на вводах ЭП (ГОСТ 13109—67). Этот стандарт не укладывается в структуру норм, описанную выше, представляя собой нормы на качество электроэнергии, потребляемой непосредственно  ЭП, т. е. нечто среднее между описанным  в пп.З и 4, безотносительно к организационному механизму ответственности за несоблюдение норм. Несмотря на недостатки стандарта, его использование оказалось полезным в основном в связи с учетом его требований проектными организациями. В условиях же эксплуатации проверка соблюдения его требований практически не проводилась из-за отсутствия как средств измерения ПКЭ, так и организационного механизма контроля качества. Сказался и тот факт, что в ряде случаев ЭП функционируют нормально и при несоблюдении его требований.

ГОСТ 13109—67 устанавливает для трехфазных сетей переменного тока шесть  ПКЭ: отклонение напряжения, отклонение частоты, размах колебаний напряжения, размах колебаний частоты, коэффициенты обратной последовательности и искажения  синусоидальности напряжений.

Целью данной работы является рассмотрение последнего показателя (искажения синусоидальности).

Задача ограничения уровней  гармоник в электрических сетях  имеет два аспекта: технический  и экономический.

Необходимость лимитировать допустимые величины гармоник определяется такими техническими требованиями, как исключение неуспешных коммутаций вентильных преобразователей (в особенности это относится к реверсивным преобразователям, работающим и в выпрямительном, и в инвентарном режиме); предотвращение повреждений батарей конденсаторов и других аппаратов вследствие резонансных явлений на высших гармониках; обеспечение качественной работы устройств релейной защиты и измерительных приборов, систем автоматики, телемеханики и связи.

При наличии высших гармоник ухудшаются экономические показатели работы систем электроснабжения предприятий в  результате возникновения добавочных потерь от гармоник и сокращения срока  службы изоляции электрических машин, трансформаторов, батарей конденсаторов  и силовых кабелей.;

В настоящее время в различных  странах действуют национальные нормы, лимитирующие, как правило, уровень  гармоник в кривых напряжений или  токов. При составлении этих норм принимались во внимание исключительно  технические соображения, так как, по мнению ряда зарубежных авторов, возможность  расчета ущерба от действия гармоник весьма проблематична. В отдельных  случаях энергетическими системами  Западной Европы задаются максимально  допустимые уровни отдельных гармоник напряжения, что необходимо для выбора силовых фильтров.