Развитие теории и комплексные методы повышения эффективности функционирования электрооборудования горных предприятий

Однако кабели значительно дороже воздушных линий и, кроме того, фактический срок их службы составляет около одного года. Существующая методика выбора гибких кабелей не учитывает фактические сроки службы кабелей, обусловленные механическими повреждениями, ориентирована на максимальную годовую температуру окружающей среды и не учитывает технико-экономические показатели производства. Поэтому выбор сечения и длины экскаваторных кабелей - важная оптимизационная задача, решать которую следует в определенной последовательности.

Методы теплового расчета разработаны достаточно полно для кабелей стационарной прокладки, однако для ЭГК не существует приемлемой методики. Тепловой расчет сводится к решению критериальных уравнений теории теплопередачи (1), из которых определяется коэффициент теплопередачи h:

, (1)

где - критерий Нуссельта при данной температуре шланговой оболочки кабеля и окружающего воздуха; - критерий Грасгофа при температуре оболочки и окружающего воздуха; - критерий Прандтля при температурах окружающего воздуха и оболочки кабеля, соответственно. Решение (1) позволяет получить суммарный коэффициент теплоотдачи при конвекции и лучеиспускании h = h_к + h_л:

, (3)

где н_в - кинематическая вязкость воздуха; d_к - внешний диаметр кабеля.

Величина потерь Q_d, рассеиваемая с поверхности кабеля на единице длины и тепло Q, выделяемое в жилах кабеля на единице длины, определяются по формулам:

Q_d = h ·F(ф_d + ф_в),

Q = (ф_ж - ф_d)/( у_р·G/2рn), (4)

где F - площадь поверхности единицы длины кабеля; у_р - удельное тепловое сопротивление резины; n - число жил кабеля; G - геометрический фактор.

Геометрический фактор G определяется конструкцией кабеля и вычисляется по формуле Симмонса:

G = (0,85 + 0,2 з_к)·ln[(8,3 - 2,2 з_к) m_к + 1], (5)

где з_к - Д₂ / Д₁, Д₁ и Д₂ - толщина шланговой оболочки и изоляции жилы кабеля, соответственно; m_к = (Д₁ + Д₂)/d_ж; d_ж - расчетный диаметр жилы.

Геометрические размеры ЭГК, рассчитанные по ГОСТ 9388-82, и построенные графики зависимостей геометрического фактора и внешнего диаметра кабеля от номинального сечения основных жил, позволили установить их линейную зависимость в диапазонах 10 - 50 и 70 - 150 мм² что предопределяет линейный характер изменения нагрузочной способности ЭГК в этих диапазонах.

Совместное решение (4) и (5) дает выражение рассеивающей способности экскаваторных гибких кабелей:

. (6)

Выражение (6) позволяет произвести тепловой расчет всех типоразмеров ЭГК типов КГЭ при различных температурах окружающего воздуха. Для определения нагрузочной способности ЭГК воспользуемся методом теории планирования эксперимента. Удовлетворяя требование независимости факторов, при проведении полного факторного эксперимента (ПФЭ) типа 2³ применительно к (6), задействуем только факторы ф_в, ф_d и d_к. Аппроксимируя целевую функцию (6) методом ПФЭ, получаем полином с кодированными значениями факторов:

Q_d = 84,7 + 40,9-47,9+21,7- 4,1+ 10,6- 12,1- 0,9. (7)

Реализуя ПФЭ для (4) для подобластей 10 - 50 мм² и 70 - 150, получаем полиномы:

ф_ж = 87,9 + 15 +52,9 - 7,82 - 7,82, (10-50),

ф_ж = 71,24 + 5,01 + 46,24 - 4,74 - 4,74. (70-150). (8)

Совместно решая (7) и (8), получаем:

, (10-50),

,(70-150). (9)

Теперь имеется возможность получить зависимости нагрузочной способности ЭГК, используя формулу

, (10)

подставляя в нее значения Q_d из (9) и реализуя ПФЭ:

= 29421 + 19221+ 22080- 6566+14440- 4223+776+ >

> 559, (10 - 50),

=147772 + 43100 +116931 - 26463 +34121 -7587 + >

> 4378 +1392, (70 - 150). (11)

Осуществляем переход из кодированных значений факторов в натуральные по формулам перехода, решая зависимости (11) относительно сечений жил кабелей q_к, получим искомые выражения для выбора ЭГК, удобные для практического использования:

, (q_к = 10 - 50).

, (q_к = 70 - 150). (12)

Максимальная разница между сечениями кабелей, полученными по данным формулам и регламентированными ПУЭ для номинальных параметров не превышает 1,7%.

Основываясь на ранее проведенных нами исследованиях, была разработана методика выбора оптимальных параметров высоковольтных гибких кабелей типов КГЭ: сечений токоведущих жил в зависимости от фактических токовых нагрузок, сезонной температуры окружающей среды региона, фактического срока службы и длины кабелей:

1. Определяется необходимая температура нагрева токоведущих жил ф_ж, обеспечивающая старение изоляционных резин до предельного состояния за фактический срок службы t_сл (дней), обусловленный механическими повреждениями:

 .

Данная формула получена из расчета снижения эластичности (относительного удлинения) изоляционных резин при разрыве в процессе теплового старения до 100%, обеспечивающего безопасные условия эксплуатации и определенного при номинальной температуре среды.

2. Для повышения эффективности использования кабелей предлагается использовать две навески - для зимнего и летнего сезонов. Расчетная температура окружающей среды ф_с определяется для зимней и летней навесок кабелей как сумма среднемесячной температуры ф_см самого теплого месяца сезона и среднеквадратического отклонения у_с от этой температуры по климатическим справочникам для данного региона. Данное правило учитывает повторяемость появления аномальной температуры, т.е. превышающей ф_см + у_с, с вероятностью не ниже 0,2.

3. Эффективные сечения q_к экскаваторных высоковольтных кабелей для данного диапазона сечений определяются по формулам (12).

4. Вычисляют экономически целесообразные значения длины экскаваторного кабеля из условия минимума капитальных и эксплуатационных затрат:

,

где А, В, С - постоянные для данного экскаватора коэффициенты;

t_пр - время простоя экскаватора при его переключении.

На рис.7 представлены графики зависимостей длин кабелей, навешиваемых на карьерные экскаваторы, от сечения токоведущих жил и нормы амортизации (срока службы). Верхний график соответствует сроку службы 1 год.

Рис. 7 Оптимальные длины экскаваторных гибких кабелей в зависимости от их фактических сроков службы и технико-экономических параметров угольного разреза

5. Получаемая оптимальная длина кабельной линии должна быть увеличена на длину участка кабеля, прокладываемого в направлении, поперечном фронту горных работ (например, с уступа на уступ).

6. Общая длина кабельной линии должна удовлетворять условию обеспечения допустимого уровня напряжения в наиболее тяжелом для него режиме работы (при пуске). Нами обосновано, что экономически в 10 - 20 раз более целесообразнее обеспечивать допустимые потери напряжения в сети путем изменения сечения воздушных линий электропередач, а не кабелей. Проверка параметров сети электроснабжения - сечений q_л и длины L_л воздушных линий по допустимой потере напряжения при пуске (до 42% от U_ном) осуществляются по формулам:

;

,

где I_н - номинальный ток синхронного двигателя, А; L_к - общая длина кабеля, км; L_л - длина ЛЭП от источника питания до приключательного пункта, км.

Обоснование научно-методических положений по определению и контролю удельных потерь электроэнергии в распределительных сетях карьеров.

Передача электроэнергии по распределительным сетям сопровождается потерями активной мощности в резистивных элементах. Фундаментальные исследования в этой области проводили Г.М. Каялов, С.Е. Гродский, Б.А. Князевский, В.С. Лившиц, Н.В. Копытов, А.А. Ермилов, И.М. Маркович, Ю.Л. Мукосеев, А.А. Федоров, В.С. Виноградов, Л.В. Гладилин, А.М. Маврицын, Н.А. Мельников, Б.П. Белых, Б.И. Заславец, С.А. Волотковский, В.И. Щуцкий, В.Н. Винославский, В.В. Дегтярев, Ю.С. Железко, И.В. Жежеленко, Н.В. Гончарюк, Ю.И. Галактионов и др.

Тенденция роста энергопотребления обязательным условием ставит требование соблюдения рациональных режимов использования электроэнергии и минимизации потерь. Абсолютные потери мощности, определяемые для конкретной электроустановки или системы, не позволяют судить об эффективности мероприятий по снижению потерь. Универсальной характеристикой в этом плане могут быть относительные (удельные) потери мощности (энергии), позволяющие регламентировать уровень потерь для различных электрических систем. Удельные потери каждого элемента системы могут быть определены по отношению к мощности головного элемента с использованием коэффициента потерь элемента системы k_ni = 1 - з_i, где з_i - КПД элемента системы.

Задачи повышения эффективности производства при экономном расходовании топлива и электроэнергии обусловливают необходимость четкого планирования расхода электроэнергии с учетом потерь в распределительных линиях. На потери энергии в целом по сети и ее элементов в первую очередь влияют соотношения активной и реактивной мощности и топология сети. Задача определения потерь электроэнергии встречается в различных постановках, и в общем случае является сложной многоаспектной проблемой.

В горной промышленности распределительные сети не являются сложно-разветвленными. При необходимости они могут быть легко эквивалентированы к радиальным линиям, предприятие же в основном интересует доля потерь в общем расходе электроэнергии, учтенной счетчиком на фидерной линии.

Достаточно точные методы расчета потерь предложены Г.М.Каяловым. Если известны пределы изменения нагрузок Р и Q, то целесообразно определять коэффициенты формы для этих пределов, суммируя затем потери для всего промежутка времени Т. Однако в формулах присутствует эквивалентное значение линии R, которое при неизменной топологии сети изменяется как в зависимости от изменения нагрузки, так и изменения температуры окружающей среды. При эквивалентировании сети по активным сопротивлениям изменение температуры нагрева проводников только на 10 ⁰С приводит к изменению сопротивления на 4,04 %.

Значительно в меньшей степени зависит от нагрузки и температуры окружающей среды КПД элемента системы - КПД электроустановок изменяется незначительно при достаточно широком отклонении их режима от номинального. При этом потери электроэнергии изменяются значительно - пропорционально канализируемой мощности. Кроме того, невозможно использовать абсолютные значения параметров для сравнения эффективности работы различных по рабочим параметрам электроустановок, сетей и систем электроснабжения. В этом случае появляется возможность создания измерительного комплекса, содержащего программируемые элементы, с помощью которого можно регистрировать как текущие, так и среднеквадратические значения относительных потерь электроэнергии в исследуемой сети или электроустановке.

Критерий эффективности использования электроэнергии по удельным потерям может быть использован для выявления очагов повышенных потерь, сравнения вариантов в технических расчетах. Отсутствие информации о действительных текущих потерях электроэнергии способствует росту безучетных потребителей и увеличению коммерческих потерь. Кроме того, общая картина рационального распределения электроэнергии на предприятии затушевывается, невозможно выявить очаги повышенных потерь без детальных технико-экономических расчетов, что не всегда возможно в силу указанных выше причин. Таким образом, наряду с развитием теоретических методов расчета потерь электроэнергии, возникла настоятельная необходимость в создании оперативных систем технического, а также коммерческого учета потерь электроэнергии. Наличие подобных систем позволит регламентировать на отдельных энергоемких производствах наряду с удельными нормами потребления электроэнергии удельные нормы потерь электроэнергии.

Разрабатываемые системы измерения текущих потерь мощности основаны на применении устройств телемеханики, позволяющих измерять потери вычитанием активной мощности в начале и конце линии. Создание системы оперативного технического учета потерь представляется целесообразным с использованием существующей и минимальным количеством дополнительной измерительной аппаратуры на основе предложенного в диссертации способа определения относительных потерь электроэнергии (АС СССР №1339455). Сущность способа заключается в том, что измеряют значение относительных потерь электроэнергии в линии на головном участке сети:

,

где ?W - абсолютные потери электроэнергии за период времени Т; W - активная электроэнергия, передаваемая по линии электропередач за период времени Т; k_ф - коэффициент формы графика нагрузки; R_л - эквивалентное активное сопротивлении линии; сosц - средневзвешенное значение коэффициента мощности сети.

Полагая W = РТ, где Р - среднее значение активной мощности, получаем:

,

где .

Фактические значения коэффициента b были получены в результате измерений режимных параметров на угольном разрезе «Павловский-2». Для различных экскаваторов значения b лежат в пределах от 0,005 до 0,1 и для конкретного экскаватора определяется в наибольшей степени значением коэффициента формы графика нагрузки k_ф. Поскольку исследованиями школы Б.П.Белых доказано, что для конкретного типа экскаватора и вида работ k_ф является величиной статистически постоянной, также можно говорить и о статистически постоянном значении коэффициента b для конкретных видов экскаваторов и работ (характерного графика нагрузки данной фидерной линии). Значения k_ф и сosц для данной фидерной линии должны быть определены экспериментально. В этом случае мгновенные абсолютные потери легко определяются по канализируемой мощности на головном участке сети и могут быть учтены счетчиком потерь аналогично счетчику активной энергии, а относительные потери за промежуток времени Т - на основании затраченной за этот промежуток времени активной энергии. Созданный в стране агрегатный комплекс электроизмерительной техники (АСЭТ) позволяет реализовать выражения с помощью унифицированных функциональных узлов либо посредством цифровых микропроцессоров, например, контроллера TMS03Cоntrol или S7-200 производства SIEMENS. Данное решение представляется наиболее целесообразным, поскольку исключает необходимость индивидуальной разработки приборов и дает возможность перейти к типовому проектированию. В диссертационной работе предлагается один из возможных вариантов системы оперативного учета потерь электроэнергии, составленной из унифицированных элементов АСЭТ. При этом эквивалентирование сети возможно как по величинам активного сопротивления элементов сети, так и по величинам предлагаемого в работе коэффициента потерь k_ni = 1 - з_i.

Для последовательно соединенных элементов системы можно написать:

Р ?Р₁ Р(1-з₁) ?Р₂ ( Р- ?Р₁)(1- з₂) (Р-)(1- з_n-1) ?Р_n

?Р₁ = Р(1-?₁),

?Р₂ = (Р-?Р₁) (1-?₂),

?Р₃ = (Р-?Р₁-?Р₂)(1- ?₃),

…………………………

?Р_n = (Р-)(1- ?_n).

Общие потери определятся по формуле:

?Р = или .

Для двух параллельно включенных элементов системы справедливо следующее:



Р = UIсosц;

?P₁=I₁U(1-?₁) сosц₁= I₁U сosц₁k_n1;

?P₂=I₂U(1-?₂) сosц₂= I₂U сosц₂k_n2;

;

,

где k_у1 и k_у2 - коэффициенты участия первого и второго элементов в канализации мощности головным участком сети.

При сosц₁? сosц₂? сosц:

?P=?P₁+?P₂ = I₁U сosц₁k_n1+ I₂U сosц₂k_n2=

= IU сosц = .

Для n параллельно включенных элементов:

.

В работе произведен анализ влияния различных режимных параметров на нагрузочные потери, определяемых по предлагаемому методу на головном участке сети.

Изменение уровня напряжения в узлах сети позволяет судить о нагрузочных потерях, но, являясь следствием изменения нагрузки системы, не является независимым режимным параметром в определении потерь. Отклонения напряжения на элементах сети не вызывает дополнительных потерь, не учтенных при определении потерь по канализируемой мощности головным участком сети.

Несимметричные режимы работы электрической системы обусловливают появление дополнительных потерь в линиях за счет тока обратной последовательности. Эти потери составляют доли процента от номинальных нагрузочных потерь.

Несинусоидальные режимы электрической системы, вызывая появление высших гармоник в сети, обусловливают появление дополнительных потерь, основная доля которых определяется токами нулевой последовательности. Удельные потери от высших гармоник даже в случае значительного отклонения k_нс от нормированного значения не превышают долей процента номинальных потерь.

Диэлектрические потери в высоковольтных сетях горнорудных предприятий обусловлены низким качеством изоляции и составляют существенную долю в общих потерях электрической сети.

Все виды дополнительных потерь в сети канализируются головным участком сети и могут быть определены по активной мощности этого участка и эквивалентного коэффициента потерь сети.

Новые технические средства повышения эффективности функционирования технологических комплексов

Значительный вклад в развитие и совершенствование защит электродвигателей внесли ученые А.И. Шалин, А.К. Белотелов, А.В. Булычев, В.К. Ванин, В.И. Ветров, А.О. Грундулис, В.П. Ерушин, В.И. Когородский, С.Л. Кужеков, В.Ф. Минаков, Л.Б. Паперно, И.П. Тимофеев, А.В. Портнягин, И.Ф.Суворов, А.М. Авербух, Г.Г. Гимоян, Р.М. Лейбов, В.А. Андреев, Г.И. Атабеков, В.Л. Фабрикант, Я.С. Риман, Н.В. Чернобровов, Л.В. Гладилин, В.М. Лозовой, А.М. Федосеев, Е.В. Бондаренко, М.А. Беркович, М.Л. Голубев, Р.С. Рабинович и др.

В развитых странах подавляющее большинство устройств защиты выполняется на базе микропроцессоров. В нашей стране число микропроцессорных устройств защиты составляет порядка 0,12% от общего количества. Несмотря на распространенное мнение, что переход на микропроцессорную элементную базу релейной защиты в России неизбежен, сбрасывать со счетов защитные устройства на электромеханических реле еще достаточно продолжительное время нельзя. В случае же использования гибридных защит с применением достаточно простых и надежных полупроводниковых приборов (диодов, тиристоров) с внедрением элементов самоконтроля исправности, индикации о произошедшей аварии, а также применения централизованных устройств, обеспечивающий необходимый набор защит для всего технологического комплекса - такое решение может привести к ожидаемым результатам. На современных горных предприятиях, особенно на открытых разработках, эксплуатируются высокомеханизированные комплексы, установленная мощность электрооборудования достигает 20 МВт, что по мощности сравнимо с крупным промышленным предприятием, но в отличие от промышленных предприятий, электрооборудование сконцентрировано на небольшой площади, что создает благоприятные предпосылки для их оборудования комплексной защитой. В горнодобывающей промышленности выход из строя любого двигателя вспомогательных агрегатов в большинстве случаев приводит к остановке всего технологического комплекса, поэтому целесообразно иметь одно защитное устройство, реагирующее на изменение параметров любого чувствительного элемента, необходимым набором которых снабжены все двигатели комплекса. Разработка структурной схемы и параметров подобного защитного для всего технологического комплекса является актуальной научной и практической задачей.

Попытки создать универсальную защиту для асинхронных двигателей предпринимались постоянно, но эта задача оказалась достаточно сложной. Анализ существующей тенденции перехода защитных устройств на новую элементную базу показал, что внедрение микропроцессорных защитных устройств в горнодобывающую промышленность представляется очень проблематичным в силу сложных условий эксплуатации горной техники (случайный, резкопеременный характер формирования нагрузок, затяжные пуски мощных сетевых двигателей, глубокие провалы напряжения, мощные электромагнитные возмущения, большие колебания температур и влажности, вибрация, запыленность и т.п.). Ремонт или переналадка микропроцессорной техники в полевых условиях практически невозможны. Поэтому актуальными остаются задачи расширения функциональных возможностей о повышения надежности работы релейных защитных устройств.

В работе предложена классификация причин возникновения аварийных режимов АД, дана характеристика анормальных режимов их работы и классификация средств защиты. Особого внимания заслуживает неполнофазный режим, поскольку на его долю в горной промышленности приходится наибольший процент аварий (до 50%).

Специфика работы электродвигателей горного оборудования, в силу их компактного расположения, невысокой кратности максимального момента и высоким сопротивлением, соизмеримым с сопротивлением питающей сети, обусловливает более тяжелые условия неполнофазного режима по сравнению с общепромышленными установками. При обрыве линейного провода в цепи одного из двигателей токи обратной последовательности появляются в цепи остальных электродвигателей, что значительно ухудшает работу всего технологического комплекса.

Промышленностью выпускаются защитные устройства от несимметричных режимов работы на пассивных и активных элементах, однако их установка регламентирована ПУЭ лишь в порядке исключения для двигателей, защищенных предохранителями и не имеющих защиты от перегрузки, если двухфазный режим ведет к выходу двигателя из строя с особо тяжкими последствиями. Это обусловлено экономической нецелесообразностью установки защиты по стоимости, сравнимой со стоимостью самого двигателя. Кроме того, все эти защиты имеют существенный недостаток - отсутствие самоконтроля исправности.

Наиболее совершенными схемами защит от неполнофазных режимов являются фильтровые защиты токов и напряжений обратной последовательности. Схемы защит с применением фильтров тока или напряжения симметричных составляющих по сравнению с простыми защитами имеют то преимущество, что они реагируют не только на количественные изменения электрических параметров защищаемой установки, но и на их качественные изменения.

Одним из основных элементов фильтровой защиты является чувствительный элемент - фильтр напряжения или тока обратной последовательности. Фильтры напряжения обратной последовательности можно применять для электродвигателей различной мощности и режимов работы и для них не требуются трансформаторы тока, необходимость применения которых для большой группы электродвигателей технологического комплекса практически невозможно реализовать. В работе был проведен графо-аналитический анализ работы фильтра напряжения обратной последовательности (ФНОП) с целью повышения его чувствительности и выбора управляющего сигнала для защитного устройства с самоконтролем исправности.

Проведенный анализ работы ФНОП в различных режимах, а также патентный поиск по кл. Н 02Н 7/08, позволили сконструировать устройство для защиты трехфазных электроустановок от анормальных режимов работы. По данному устройству получен патент РФ №2027273. Схема одного из вариантов опытных образцов представлена на рис.8.

Устройство выгодно отличается от аналогичных наличием самоконтроля исправности, адаптацией для применения с различными коммутационными аппаратами без изменения их схем управления, возможностью защиты электроустановок различной мощности, а также контроля несимметрии линейных напряжений сети. Дополнительно устройство обеспечивает возможность контроля порядка чередования фаз и наличие анормального режима при повторном включении коммутационного аппарата на анормальный режим.

Рис. 8 Принципиальная схема опытного образца защитного устройства

Опытные образцы данного устройства находили свое внедрение на подстанциях и в котельной угольного разреза «Павловский-2» ОАО «Приморскуголь».

Область применения этого устройства ограничена его использованием с отдельной трехфазной электроустановкой либо с групповым коммутационным аппаратом. Однако возникновение анормального режима отдельной электроустановки в группе может не вызвать отключение группового коммутационного аппарата в силу невозможности отстроить изменение режима работы отдельной электроустановки от нормальных изменений режимов работы группы электроустановок. Установка же подобных защитных устройств, несмотря на их простую схему и небольшую стоимость, на каждую электроустановку в группе экономически нецелесообразно. В силу этих причин нами было разработано многоканальное устройство защиты, предназначенное для технологического комплекса - несколько компактно расположенных электроустановок, связанных между собой непрерывностью технологического процесса (т.е. выход из строя любой электроустановки требует отключение всего технологического комплекса). Причем в качестве чувствительных элементов в данном устройстве могут быть использованы различные датчики, реагирующие на появление любых анормальных режимов работы любой электроустановки в группе. В данной схеме заложен принцип построения универсального защитного и диагностического устройства технологического комплекса, которое может быть реализовано и на микропроцессорной основе. Диагностические функции данного устройства реализуются на основе использования в качестве чувствительных элементов миниатюрных дифференцирующих индукционных преобразователей тока, а в качестве вторичных приборов - анализаторов спектра гармонических составляющих потребляемого электроустановкой тока с последующей фильтрацией гармоник, характеризующих вид и степень развития различных дефектов электрических машин. На данное устройство, схема которого представлена на рис.9, получен патент РФ №2258291.



Рис. 9 Принципиальная схема многоканального устройства защиты от анормальных режимов работы трехфазных электроустановок 1-групповой коммутационный аппарат; 2 - коммутационные аппараты электроустановок; 3- датчики анормальных режимов; 4 - группа электроустановок; 5, 6 - кнопки «Пуск» и «Стоп» дистанционного включения; 7 - катушка дистанционного включения; 8 - катушка расцепителя группового коммутационного аппарата; 9 - тиристор; 10 - переменный резистор; 11 - исполнительное реле; 12 - диод; 13 - конденсатор; 14 - трехфазный двухполупериодный выпрямитель; 15 - реле времени; 16 - промежуточные реле; 17 - диод; 18 - резистор; 19 - размыкающие контакты промежуточных реле; 20 - устройство фазировки; 21 - вольтметр; 22 - фильтр напряжения обратной последовательности; 23 -замыкающий контакт исполнительного реле; 24 - размыкающий контакт реле времени; 25 - размыкающий контакт исполнительного реле; 26 - замыкающий контакт реле времени; 27 - блок-контакт коммутационного аппарата

В опытном образце в качестве датчиков были использованы только фильтры напряжения обратной последовательности.

Опытный образец пятнадцатиканального устройства защиты был установлен на дробильном комплексе Лучегорского угольного разреза, имеющего 12 технологически связанных электродвигателей различной мощности (три канала устройства остались не задействованы). Пробное включение дробильного комплекса и его дальнейшая эксплуатация даже при затяжном пуске главного двигателя дробилки и значительном симметричном снижении линейных напряжений не приводили к срабатыванию защитного устройства. Искусственное создание неполнофазного режима на любом присоединении (электродвигатели различной мощности) вызывало срабатывание УЗ. Устройство также, как и в предыдущем случае, обладает самоконтролем исправности, адаптацией для применения с различными коммутационными аппаратами без изменения их схем управления, возможностью защиты электроустановок различной мощности, а также контроля несимметрии линейных напряжений сети. Дополнительно устройство обеспечивает возможность контроля порядка чередования фаз и наличие анормального режима при повторном включении коммутационного аппарата на анормальный режим.

Рациональная организационно-технологическая система технического обслуживания горных предприятий.

Увеличение эффективности, надежности и ресурса, а также обеспечение безопасной эксплуатации машин и механизмов тесно связано с необходимостью оценки их технического состояния. Это и определило формирование нового научного направления - технической диагностики, которое получило особо широкое развитие в последнее десятилетие. Возникает необходимость перехода на более прогрессивную систему ТО, которая уже внедряется на предприятиях ряда отраслей промышленности - ОФС. Надежность большинства механического и электромеханического оборудования напрямую определяется вращающимися узлами и деталями, испытывающими высокие динамические нагрузки и подверженными наибольшему износу. Именно с этим связано особое внимание специалистов к вопросам функциональной диагностики подобных узлов (вибродиагностики), а также спектрального анализа токовых нагрузок. Переход на прогрессивные технологии технического обслуживания связан с решением целого комплекса проблем - технических, организационных, социальных, создания автоматизированных систем управления техническим обслуживанием.

В число комплекса вопросов по повышению уровня безопасности и эффективности эксплуатации горного оборудования входят как технические, так и организационные мероприятия. Причем организационные мероприятия по существу являются технологическими аспектами и, как правило, дают наибольший экономический эффект. В то же время внедрение новых технологий возможно только на базе современных методов и технических средств неразрушающего контроля технического состояния оборудования.

В настоящее время сложилась ситуация, когда наряду с появлением высокоточных технических средств измерения и обработки режимных параметров узлов и механизмов, имеем чрезвычайно важную проблему обеспечения надежности и безопасности практически уже изношенного горного оборудования. По ГОСТ 18353-79 имеются девять видов, включающих более 50 методов неразрушающего контроля. В то же время основные фонды в горнодобывающих отраслях России уже амортизированы на 90%.

Нами проводились исследования аварийности экскаваторного парка (всего 53 экскаватора) Лучегорского угольного разреза. Для анализа технического состояния экскаваторного парка Лучегорского угольного разреза были использованы статистические материалы - ежесуточные отчеты начальников смен, в которых фиксировались причины и время простоев горного оборудования. Были проанализированы отчеты за 758 суток. Для каждого экскаватора построены диаграммы аварийности (модели технического состояния) основных узлов и механизмов в виде

М_А = а Кан + b СД + с ГП + d ЦУ + е Каб + f Ко + g Пно + h ВВ + k МО + l РК + m Кон + n С + f И,

где латинские буквы перед сокращениями узлов и механизмов - доля отказов узла или механизма в общем потоке аварий на экскаваторе. Например, для одного из экскаваторов (ЭШ-11/70 №10) эта модель выглядит следующим образом: М_А = 18Кан + 25СД +1ГП +17ЦУ + 8Ко +10Пно +3ВВ +1МО +17С. Следует отметить, что ни одна из 53 моделей не повторяет другую, т.е. каждый экскаватор «болеет» по-своему и требует особого отношения. Получены обобщенные диаграммы экскаваторов шагающих, карьерных и роторных. Обобщенные данные аварийности экскаваторов шагающих и карьерных представлены в табл.4. Как видно из таблицы, на долю электрических машин и их систем управления приходится до 44% времени аварийных простоев у шагающих и до 54% у карьерных экскаваторов.

Наиболее распространенными причинами, вызывающими отказы вращающегося оборудования, являются дисбаланс - 34%, расцентровка валопроводов - 35%, дефекты подшипниковых узлов - 14%, дефекты зубчатых передач - 9%, электромагнитные дефекты - 8%. Безусловно, особого внимания заслуживают проблемы дисбаланса и расцентровки валопроводов, которые могут быть решены применением лазерных центровщиков и организацией балансировки в собственных опорах приборами, и решены эти проблемы могут быть полностью самим предприятием. Что же касается подшипниковых узлов, то здесь проблема сложнее - зависит и от качества поставляемого оборудования и от качества его эксплуатации.

Таблица 4

Обобщенные доли аварийности узлов и механизмов экскаваторов Лучегорского угольного разреза

Оборудование	Аварийность, %
	Шагающие экскаваторы	Карьерные экскаваторы
Канаты	22	13
Синхронный двигатель	12	5
Главные привода	11	35
Цепи управления	11	14
Кабель	4	3
Ковш	16	4
Компрессорное оборудование	3	1
Высоковольтное оборудование	2	2
Механическое оборудование	9	22
Стрела	9	-
Прочее	1	1

Техническая база ОФС основана на взаимосвязи между эксплуатационными параметрами и дефектами: различные дефекты имеют строго определенные диагностические признаки, появляющиеся при их возникновении, и диагностические параметры, меняющиеся по мере их развития. В качестве диагностических признаков используются технологические и режимные параметры (температура, электрическая нагрузка, давление, влажность и т.п.), а также параметры вибрации (вибрационная скорость, вибрационное ускорение, вибрационное перемещение).

За последние несколько десятилетий вибрационная диагностика стала основой контроля и прогноза состояния вращающегося оборудования. Физической причиной ее быстрого развития является огромный объем диагностической информации, содержащийся в колебательных силах и вибрации машин, работающих как в номинальных, так и в специальных режимах. Техническим обеспечением вибрационной диагностики являются высокоточные средства измерения вибрации и цифровой обработки сигналов, возможности которых непрерывно растут, а стоимость снижается.

В диссертации проведен анализ существующих видов ТО, определены характерные особенности современных технологий контроля и диагностики оборудования и, в частности, вибродиагностики. Дана классификация методов и обобщены технические средства неразрушающего контроля, применяемые в горной промышленности.

Особенностью любой технической системы как объекта диагностирования является тесная взаимосвязь электрических, электромеханических и механических устройств и элементов, отличающихся функциональным назначением и принципом действия.

Диагностический параметр (ДП) - параметр (признак) объекта диагностирования, используемый в установленном порядке для определения технического состояния объекта. Для каждого типа технической системы можно указать множество параметров, характеризующих техническое состояние системы. Большинство ДП по своему назначению могут иметь двойственную природу, являясь одновременно диагностическими и техническими (или параметрами функционального использования). Именно эти параметры чаще всего поддаются непосредственному измерению. В случае если значения диагностических параметров не поддаются непосредственному измерению, то эти значения могут быть найдены путем обработки других параметров, связанных с искомыми функциональными зависимостями.

Всю совокупность параметров технического состояния можно разделить на различные классы, в рамках которых объединяются параметры, связанные общностью физических процессов: электрические, механические, акустические, оптические, химические и др. Выбор совокупности ДП для реализации диагностирования представляет многоальтернативную задачу, определяется многими факторами, основными из которых являются: целевая функция объекта диагностирования; стратегия его технического обслуживания; задаваемый набор средств технического диагностирования; время диагностирования; стоимость средств диагностирования и самого процесса.

Технологии виброакустичекой диагностики позволяют с высокой степенью достоверности придавать определенному функциональному параметру или отклонению от него (дефекту) характерные диагностические признаки. В частности, совокупностью виброакустических признаков, определяющих техническое состояние элементов вращающегося электрооборудования - подшипников, являются характерные частоты и их амплитуды: f_ВР - частота вращения вала, f_в - частота перекатывания тел качения по внутреннему кольцу, f_н -- частота перекатывания тел качения по наружному кольцу, f_тк - частота вращения тел качения, f_с - частота вращения сепаратора. Наличие этих гармоник и различных модулированных субгармоник в спектре виброакустического сигнала позволяет определять 13 видов дефектов подшипников: бой вала, неоднородный радиальный натяг, перекос наружного кольца, износ наружного кольца, раковины (трещины) на наружном кольце, износ внутреннего кольца, износ тел качения и сепаратора, раковины и сколы на телах качения, неуравновешенность ротора, дефекты узлов крепления, дефекты смазки, дефект муфты. Амплитуды этих гармоник позволяют судить о степени развития дефекта.

Диагностические признаки асинхронных двигателей: f_ВР - частота вращения ротора, f_u - частота напряжения питания, f_z - зубцовая частота, s - скольжение ротора - позволяют определять практически все дефекты, за исключением сопротивления изоляции - неуравновешенность ротора, бой вала, дефекты узлов крепления, статический эксцентриситет зазора, динамический эксцентриситет зазора, дефекты обмоток статора, дефекты обмоток ротора, несимметрию напряжения питания, нелинейные искажения напряжения питания.

Диагностические признаки машин постоянного тока: f_ВР - частота вращения якоря, f_К - коллекторная частота, f_п -частота пульсаций напряжения питания позволяют определять неуравновешенность якоря, бой вала (муфты), дефекты узлов крепления, дефекты обмоток якоря, дефекты системы возбуждения, дефекты щеточно-коллекторного узла, пульсации напряжения питания.

Кроме виброакустического сигнала для анализа технического состояния может быть использован спектр потребляемого тока приводного двигателя, при этом можно диагностировать связанные с двигателем и шестерни редуктора.

Таким образом, организация практических мероприятий по диагностированию технического состояния конкретных машин и механизмов требует построения соответствующей системы диагностирования. Создание системы диагностирования сопряжено с постановкой и решением целого комплекса задач. К их числу относятся задачи, связанные с исследованием кинематических и динамических свойств объекта диагностирования, определением всего множества дефектов, неисправностей, поломок, отказов и, соответственно, формированием алфавита классов диагностируемых технических состояний, поиском информативных диагностических признаков, на языке которых могут быть описаны эти классы (словарь диагностических признаков), разработкой алгоритмов и решающих правил диагностирования, разработкой требований к перечню и техническим характеристикам измерительной, анализирующей, регистрирующей, вычислительной, документирующей и т.п. аппаратуры, разработкой соответствующего математического и технического обеспечения и ряд других.

На рис.10 представлена классическая кривая надежности оборудования, которая характеризуется тремя характерными участками: зонами послепусковых отказов, случайных отказов и износа. Выравнивание данной седлообразной зависимости и, соответственно, увеличение межремонтного интервала может достигаться двумя путями: переход на обслуживание оборудования по фактическому состоянию (по сравнению с ППР и реактивным ТО) и совершенствованием системы ремонта оборудования - проактивным (ПАО).

Не вызывает сомнений, что для увеличения межремонтного интервала наиболее эффективны капитальные вложения именно в совершенствование системы ремонта оборудования (ПАО). Если мониторинг состояния оборудования и ОФС приводят к экономии затрат службы ремонта только по мере совершенствования системы ТО предприятия, то совершенствование технологии ремонта непосредственно с момента внедрения положительно влияет на межремонтный интервал оборудования. В первую очередь, как часть стратегии ПАО на начальном периоде реализации подпрограмма нацелена на входной и выходной контроль, оценку ТС оборудования после ремонта, обеспечение минимальных дисбалансов и несоосности роторов агрегата при выводе из ремонта,

Рис. 10 Схема реализации программы обеспечения надежности функционирования оборудования

монтажа бездефектных подшипников, полумуфт и других насадных деталей в соответствии с ТУ, обеспечение расчетной жесткости опорной системы при монтаже и обеспечение систем смазки трущихся деталей. Для реализации этого необходимо превентивное внедрение в следующие технологии:

- входной контроль подшипников качения; вероятный результат - увеличение межремонтного интервала не менее чем на 5%;

- индукционный нагрев насадных деталей при монтаже; вероятный результат - увеличение межремонтного интервала не менее чем на 10%;

- применение динамометрических монтажных ключей; вероятный результат - увеличение среднего межремонтного интервала не менее чем на 7%;

- балансировка роторов в собственных опорах; вероятный результат - увеличение среднего межремонтного интервала не менее чем на 10%;

- центровка с применением лазерных датчиков; вероятный результат - возрастание среднего срока службы подшипников и муфт в три раза, возрастание межремонтного интервала на 10 - 100%;

- оценка технического состояния оборудования после ремонта; вероятный результат - только при уровнях вибрации, соответствующих оценки «отлично» - не менее чем на 15%;

- обеспечение качества смазки трущихся пар; вероятный результат - 40% подшипников выходят из строя вследствие отклонения количества смазки от номинальной величины и ухудшения качества.

Мониторинг технического состояния в сочетании с ОФС предназначен для предотвращения внезапных отказов, а ПАО - для подавления причин их возникновения. Однако реализация ПАО, даже при наличии технических средств для проведения вибромониторинга, невозможна, если только выполнять требования ГОСТов. Практически все системы мониторинга и диагностики дают информацию об общем уровне вибрации. При измерении общего уровня колебаний максимальный вклад могут давать несколько основных составляющих, например, составляющая на частоте вращения. Эта составляющая имеет, безусловно, большое значение, однако развивающиеся дефекты могут привести к росту других составляющих, уровень которых может быть значительно ниже уровня доминирующей составляющей. Таким образом, измерение общего уровня является слишком грубой оценкой, с точки зрения определения технического состояния машины или оборудования, и может быть использовано скорее для его контроля, чем для мониторинга, не говоря уже о глубокой детальной диагностике, требующей более тонких методов. Общий уровень используется для сравнения с установленными стандартами пороговыми значениями и для построения трендов, т.е. зависимостей общего уровня от времени, что дает возможность оценить, в первом приближении, скорость изменения состояния машины или оборудования. Кроме того, нормируемые по ГОСТ параметры вибрации по общему уровню носят рекомендательный характер, поскольку даже в группе однотипных машин пороговые уровни вибрации могут сильно меняться в зависимости от условий эксплуатации.

Во многих случаях изменение технического состояния элементов машин и оборудования, особенно на начальной стадии развития дефектов, не влияет на общий уровень вибрации. Так, в частности, для подшипников, появление небольших дефектов на телах качения, а также на наружной и внутренней обоймах практически не изменяет общего уровня вибрации. В то же время наличие зарождающихся дефектов является ценной информацией для обслуживающего персонала и одним из необходимых условий реализации проактивной системы обслуживания. На угольных предприятиях Дальневосточного региона присутствуют элементы мониторинга технического состояния по общему уровню вибрации либо как составляющая системы освидетельствования для продления срока службы экскаваторов. Только на Лучегорском угольном разрезе нами был реализован и получает развитие с 2007 года вибромониторинг по параметрам дефектов подшипниковых узлов преобразовательных агрегатов карьерных экскаваторов. В течение девяти месяцев 2007 года были охвачены мониторингом 38 карьерных и шагающих экскаваторов из 53 и, соответственно, более 300 подшипников преобразовательных агрегатов. По результатам испытаний бездефектных подшипников в выборке оказалось всего 20%, основная масса подшипников имеет слабые 42% и средние дефекты - 31%, нуждающихся в срочной замене - 7%.

По видам дефектов наибольшее распространение (48%) имеют дефекты наружного кольца - обкатывание, износ и раковины, далее - тела качения и сепаратор - самые слабые звенья подшипника (40%). Многие дефекты по мере развития порождают несколько других, при этом коэффициент модуляции «родительского» дефекта, как правило, снижается. Диагностика подшипников синхронного двигателя экскаватора ЭШ-11/70 №8 выявила на одном из них (3636) 22 марта дефект: «износ наружного кольца» (коэффициент модуляции m=8 - средний). Затем 28 мая этот дефект стал уже сильным (m =16), кроме того, появился дефект «обкатывание наружного кольца» (m=10 - средний) и «износ тел качения и сепаратора» (m=8 - средний). Измерения 15.06 показали снижение степени развития дефекта «износ наружного кольца» до m=7, но зато появились «раковины на наружном кольце» (m=16 - сильный). На генераторе поворота этого же экскаватора у подшипника 32330 первоначально выявлены дефекты «раковины и сколы на телах качения» (m=13) и «износ тел качения и сепаратора» (m=8). Эти дефекты сначала развились до величин коэффициентов модуляции 24 и 12, а затем наблюдается их снижение до 23 и 9, соответственно, что свидетельствует об изменении геометрии элементов подшипника. Данные обстоятельства значительно затрудняют определение остаточного ресурса подшипника. До настоящего времени не существует прогнозных моделей остаточного ресурса подшипниковых узлов горного оборудования. Вибродиагностика в угольной промышленности Дальнего Востока только начинает развиваться. Также получает развитие ПАО. Нами на Лучегорском угольном разрезе внедрена технология безразборного восстановления работоспособности подшипниковых узлов электрических машин с помощью наноматериалов - ультрадисперсного состава ССРС, инициирующего самоорганизующиеся процессы в местах трения, устраняющего дефекты и повышающего ресурс работы.

Требуемый при проведении работ по мониторингу современный комплекс средств измерений и диагностики (измерительная система) состоит из следующих частей: аппаратные средства измерений, вспомогательные устройства и каналы связи, программное обеспечение и ЭВМ. Для постоянного мониторинга используются стационарные системы, а для периодического - переносные приборы.

Стационарная аппаратура контроля состояния и мониторинга оборудования применяется для непрерывного контроля вибрации, температуры, давления и других технологических параметров (текущие контрольные измерения и отключение или сигнализация при превышении параметром допустимого значения), мониторинга и диагностики (полные контрольные измерения, анализ тенденций изменения параметра, оценка запаса работоспособности, прогнозирование остаточного ресурса и определение развивающихся и развитых дефектов). Такая аппаратура включает в себя первичный вибропреобразователь (датчик), крепящийся на объекте контроля (агрегате), предварительный согласующий усилитель, соединительный кабель, вторичный блок контроля вибрации, устройство ввода данных в локальный сервер и программное обеспечение. Вторичный блок контроля вибрации служит для проведения текущих контрольных измерений, т.е. измерения значения вибрации, индицирования текущего состояния оборудования, управления внешними устройствами (реле отключения или звуковая и световая сигнализация) при превышении текущим уровнем вибрации допустимых значений.

Переносная аппаратура применяется для периодического контроля и мониторинга параметров вибрации и делится на два класса: виброметры и сборщики данных. Виброметры предназначены для текущих контрольных измерений, т.е. измерения виброускорения, виброскорости или виброперемещения. Сборщики данных предназначены для полных контрольных измерений и позволяют производить анализ сигнала вибрации во временной и частотной областях.

Все диагностические системы объединяются в единую систему мониторинга. Это подразумевает возможность использования диагностической информации, полученной любым из подразделений другими, заинтересованными в ее использовании. Основой компьютеризированного мониторинга является программное обеспечение, устанавливаемое на сервере.

По завершении инсталляции измерительной системы, первый шаг при пуске системы мониторинга оборудования состоит в создании компьютерной базы данных по обслуживаемому оборудованию, содержащей детальное описание всего обслуживаемого оборудования, измерительных точек, параметров для каждой измерительной точки и предварительные предельно допустимые уровни измеряемых параметров (в дальнейшем записи базы данных могут быть расширены, удалены или модифицированы). Затем создаются маршруты опроса точек измерений (для стационарной системы) и обходов оборудования, по которым будут следовать техники и производить сбор данных по каждой измерительной точке маршрута (для сборщиков данных). Маршрут определяет последовательность сбора данных (какой агрегат, какой его компонент, какая точка и в какой последовательности должны быть обследованы).

Предлагаемая к реализации иерархическая система сбора и обработки данных предполагает три уровня. На первом уровне силами сменного персонала установок проводятся текущие контрольные измерения с помощью виброметров и контрольно-сигнальной аппаратуры в соответствии с Регламентом измерений. Результаты измерений фиксируются в вахтовом журнале и/или вводятся в территориальный сервер установки.

...