Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько»
Розглянуто можливості комплексного рішення проблеми оперативного керування процесом підвищення ефективності видобутку метану вугільних родовищ. The possibilities of a complex solution to the problem of operational process control efficiency of extraction of methane from coal deposits....
Gespeichert in:
| Veröffentlicht in: | Геотехническая механика |
|---|---|
| Datum: | 2012 |
| 1. Verfasser: | |
| Format: | Artikel |
| Sprache: | Russian |
| Veröffentlicht: |
Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України
2012
|
| Online Zugang: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/53699 |
| Tags: |
Tag hinzufügen
Keine Tags, Fügen Sie den ersten Tag hinzu!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Zitieren: | Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» / Б.В. Бокий // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 98. — С. 18-28. — Бібліогр.: 6 назв. — рос. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-53699 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
Бокий, Б.В. 2014-01-26T10:16:07Z 2014-01-26T10:16:07Z 2012 Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» / Б.В. Бокий // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 98. — С. 18-28. — Бібліогр.: 6 назв. — рос. 1607-4556 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/53699 622.016.25:622.831.325.3.004.15 Розглянуто можливості комплексного рішення проблеми оперативного керування процесом підвищення ефективності видобутку метану вугільних родовищ. The possibilities of a complex solution to the problem of operational process control efficiency of extraction of methane from coal deposits. ru Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України Геотехническая механика Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» Creating automatic control system improvement degasification wells PC "mine named after A.F.Zasyadko" Article published earlier |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| title |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» |
| spellingShingle |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» Бокий, Б.В. |
| title_short |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» |
| title_full |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» |
| title_fullStr |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» |
| title_full_unstemmed |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» |
| title_sort |
создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин пао «шахта им.а.ф.засядько» |
| author |
Бокий, Б.В. |
| author_facet |
Бокий, Б.В. |
| publishDate |
2012 |
| language |
Russian |
| container_title |
Геотехническая механика |
| publisher |
Інститут геотехнічної механіки імені М.С. Полякова НАН України |
| format |
Article |
| title_alt |
Creating automatic control system improvement degasification wells PC "mine named after A.F.Zasyadko" |
| description |
Розглянуто можливості комплексного рішення проблеми оперативного керування процесом підвищення ефективності видобутку метану вугільних родовищ.
The possibilities of a complex solution to the problem of operational process control efficiency
of extraction of methane from coal deposits.
|
| issn |
1607-4556 |
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/53699 |
| citation_txt |
Создание автоматизированной системы управления повышением эффективности работы дегазационных скважин ПАО «Шахта им.А.Ф.Засядько» / Б.В. Бокий // Геотехническая механика: Межвед. сб. науч. тр. — Днепропетровск: ИГТМ НАНУ, 2012. — Вип. 98. — С. 18-28. — Бібліогр.: 6 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT bokiibv sozdanieavtomatizirovannoisistemyupravleniâpovyšenieméffektivnostirabotydegazacionnyhskvažinpaošahtaimafzasâdʹko AT bokiibv creatingautomaticcontrolsystemimprovementdegasificationwellspcminenamedafterafzasyadko |
| first_indexed |
2025-11-27T08:12:23Z |
| last_indexed |
2025-11-27T08:12:23Z |
| _version_ |
1850807782442270720 |
| fulltext |
18
он, в основном, молекулами Al2SiO5 и Fe2О3. Наличие этих молекул в его соста-
ве и полное отсутствие углерода предполагает использование шлака в индуст-
рии строительных материалов.
Обобщая изложенное, можно предположить, что плазменно-дуговая гази-
фикация ВУТ, развиваясь как технология, является наиболее перспективной
ввиду высокой интенсивности процесса, обуславливающую ее высокую произ-
водительность в газогенераторах большой единичной мощности. Она может
обеспечить минимальное загрязнение окружающей среды, высокую калорий-
ность получаемого синтез-газа за счет увеличения в нем составляющей – водо-
рода и возможности организации комплексной безотходной технологии пере-
работки угля и угольных отходов. Плазменно-дуговая газификация ВУТ позво-
ляет так же перерабатывать без предварительного осушения глубокообводнен-
ные отходы углеобогащения и исключает из технологии дорогостоящий кисло-
род.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Георгиев, И.С. Влияние температуры и состава среды на энергозатраты при плазменной газификации
бурых углей различного качества [Текст] / И.С. Георгиев, Б.И. Михайлов // Изв. Сибирского отделения АН
СССР. - 1987. – Вып. 4. - № 15. – С.83-89.
2. Ибраев Ш.Ш. Взаимодействие плазмы с измельчённым материалом в плазменных реакторах [Текст] /
Ш.Ш. Ибраев // Генераторы низкотемпературной плазмы. Тезисы докл. Всесоюз. конф. по генераторам низко-
температурной плазмы. – Новосибирск, 1989.–ч. 2. - С. 249-250.
3. Колобова, Е.А. Газификация углей и шлама гидрогенизации в плазме водяного пара [Текст] / Е.А. Коло-
бова // Химия твердого топлива. – 1983. – № 2 – С. 91-96.
4. Новиков, О.Я. Многодуговые системы [Текст] / О.Я. Новиков, П.И. Тамкиви, А.Н. Тимошевский. – Но-
восибирск: Наука, 1988. – 133с.
5. Змитренко Н.В. Явление инерции тепла. [Текст] / Н.В. Змитренко, А.П. Михайлов // В кн. Компьютеры,
модели, вычислительный эксперимент. Под ред. А.А. Самарского. – М.: Наука, 1988. – 176 с.
6. Веденов А.А. Задачник по физике плазмы [Текст] / А.А. Веденов. – М.: Атомиздат, 1981. - 160 с.
7. Янтовский Магнитогидродинамические генераторы / Е.И. Янтовский, И.М. Толмач. – М: Наука, 1972. –
201 с.
УДК 622.016.25:622.831.325.3.004.15
Д-р техн. наук Б.В. Бокий
(ПАО «Шахта им. А.Ф. Засядько»)
СОЗДАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ПОВЫШЕНИЕМ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДЕГАЗАЦИОННЫХ
СКВАЖИН ПАО «ШАХТА ИМ. А.Ф. ЗАСЯДЬКО»
Розглянуто можливості комплексного рішення проблеми оперативного керування
процесом підвищення ефективності видобутку метану вугільних родовищ.
CREATING AUTOMATIC CONTROL SYSTEM IMPROVEMENT DEGASI-
FICATION WELLS PС "MINE NAMED AFTER A.F.ZASYADKO"
The possibilities of a complex solution to the problem of operational process control efficiency
of extraction of methane from coal deposits.
В технологической схеме «поверхностная дегазация – утилизация метана»
важнейшим вопросом является стабильность процесса транспортирования
http://zasyadko.isgreat.org/�
19
газовой смеси от поверхностных скважин к когенерационной электрической
станции (КГЭС), причем с наименьшими затратами.
В настоящее время на ПАО «Шахта им. А.Ф Засядько» к поверхностному
сборному газопроводу диаметром 325 мм подключены 13 поверхностных
дегазационных скважин (ПДС) с помощью трубопроводов диаметром 100 и 150
мм. Высокая концентрация метана (до 95%) в газовой смеси из поверхностных
дегазационных скважин позволяет использовать такой газ для заправки
автотранспорта, увеличения концентрации метана в топливной смеси, которая
подается на КГЭС и поджига топливной смеси в цилиндрах двигателя
внутреннего сгорания (ДВС). В 2011 году объем потребления метана КГЭС
составил более 35 млн. м3, а объем потребления автомобильной
газонакопительной компрессорной системой (АГНКС) – около 1,5 млн. м3
метана.
В такой действующей газотранспортной системе постоянно осуществляется
контроль расхода и давления газовой смеси, а динамика изменения процентного
содержания метана контролируется периодически.
Основным недостатком существующих методов и средств измерения
концентрации метана является то, что они адаптированы к чистому газу, в то
время, как из дегазационных скважин кроме газа поступает вода, угольная и
породная пыль. Указанные компоненты загрязняют рабочие элементы
измерительных приборов, что приводит к увеличению погрешности измерений.
Например, завод изготовитель ультразвуковых расходомеров гарантируют
допустимые погрешности измерения только при запылённости до 1% и
отсутствия капельной влаги. Кроме того, анализ применяемых образцовых
измерительных средств показал, что в Украине, отсутствуют проверочные
стенды и методики оценки погрешности непрерывного измерения расхода и
состава газа в ПДС. Одновременно с этим существующая структура и
техническое исполнение системы дегазационных газопроводов требует
исследований на предмет взаимного влияния давления одних скважин на дебит
других и конструкторского решения для сведения к минимуму числа узлов
автоматизированного учета и автоматического регулирования параметров
системы дегазации.
В связи с вышеизложенным, для повышения эффективности работы ПДС
дегазационных скважин необходимо решить следующие задачи:
- разработать технологическую схему, сводящую к минимуму влияние
вредных примесей дегазационных газов на погрешность и надежность средств
измерения; изготовить экспериментальный образец узла учета, провести его
производственные испытания и выдать рекомендации на освоение
производства;
- разработать конструкцию и изготовить экспериментальные образцы
различных типов расходомеров и газоанализаторов содержания метана в
дегазационных потоках каждой скважины, разработать методики их
метрологической аттестации с помощью образцового стенда и методики их
промышленных испытаний на надёжность и оценку погрешности измерения в
процессе эксплуатации;
20
- разработать конструкцию опытных образцов, технологию изготовления и
методику их испытаний на каждой стадии производства;
- разработать конструкцию образцового аэрогазодинамического стенда для
поверки параметров погрешности вновь создаваемых средств непрерывного
измерения расхода газа;
- разработать методику и программу его метрологической аттестации,
сертифицировать и внести его в реестр образцовых поверочных средств;
- разработать методику и провести аттестацию опытных образцов
расходомеров и газоанализаторов и установить допустимые погрешности
измерений с помощью образцового стенда;
- выполнить опытно-конструкторские работы по освоению серийного
производства средств измерений автоматизированной системы диспетчерского
контроля, учета и управления системой дегазации, а также наладить их
производство;
- разработать исходные данные для технического задания на создание
автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ
ТП) на ПДС ПАО «Шахта им. А.Ф. Засядько»;
- разработать информационное, техническое, программное, математическое
и организационное обеспечение АСУ ТП системы дегазации, закупить
необходимое оборудование, изготовить, смонтировать, наладить и провести
промышленное испытание АСУ ТП. Устранить выявленные в процессе
промышленных испытаний недоработки и ввести АСУ ТП в промышленную
эксплуатацию.
Технологические разработки, выполненные по результатам комплекса
научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ позволяет
оперативно управлять процессом добычи метана из угольных месторождений с
помощью ПДС, снизить эксплуатационные затраты, связанные с их
эксплуатацией, повысить технику безопасности и экологию окружающей среды.
В соответствии с задачей первого этапа исследований ПАО «Шахта им.
А.Ф. Засядько разработан переносной узел ручного учёта дебита и контроля
параметров газа из дегазационных скважин, принципиальная схема которых
представлена на рис. 1
Введем следующие обозначения: Fmax и Fmin – соответственно максимальный
и минимальный измеряемый расход газа, приведенный к стандартным
условиям, нм3/сут; PH – номинальное абсолютное давление газа, МПА; t –
температура газа, оС. Данная схема предложена для условий:
Fmax = 2000 нм3/ч = 48000 нм3/сут; Fmin = 54 нм3/ч = 1296 нм3/сут; PH =7
кгс/см2 = 0,7 МПа; t = 10 оС,
21
1 – задвижка ручная; 2 – обратный клапан; 3 – комплект телемеханики; 4 – преобразователь
вычислитель многопараметрический ПМ–3В; 5 – диафрагма; 6 – фланец
Рис.1 – Принципиальная схема запорной арматуры узла ручного учета дебита и контроля
параметров газа из дегазационной скважины ПАО «Шахта им. А.Ф. Засядько»
Диафрагменный узел ручного учёта дебита газа состоит из переносной и
стационарной частей. В стационарную часть входит: задвижка ЗД1,
установленная на трубопроводе Ду325, в обход которой смонтирован бойпас,
диаметром Ду150, с двумя задвижками ЗД2, сепаратором, катушкой,
смонтированной вместо вынимаемой диафрагмы Д, термокармана и штуцера
для измерения состава газа.
Переносная часть содержит: диафрагму Д, с участками 2Д, преобразователь,
преобразователь-вычислитель многопараметрический типа ПМ-3В, комплект
телемеханики КТ и анализатор содержания метана. В комплект телемеханики
КТ входит: контролер, GSM модем и аккумулятор, обеспечивающий
функционирование пребразователя-вычислителя в течении 30 суток.
Принцип работы узла ручного учёта заключается в следующем:
- в исходном состоянии, когда не производится измерение задвижка ЗД1
открыта, а задвижки ЗД2 закрыты. При этом, газ течёт по магистральному
трубопроводу, а вместо диафрагмы Д в бойпасе установлена катушка;
- перед началом измерений катушка извлекается из бойпаса и вместо неё,
помощью фланцевого соединения устанавливается измерительная диафрагма, к
которой подключается многопараметрический измерительный преобразователь
двумя импульсными трубками (+) (-);
- в термокарман устанавливается термометр сопротивления ТЕ, который
подключается кабелем к многопараметрическому измерительному
преобразователю;
- к штуцеру отбора пробы подключается газоанализатор метана;
- измерительный преобразователь и анализатор метана подключается к
комплекту телемеханики;
22
- процесс измерения дебита газа и параметров, каждой отдельно, скважины
начинается с того, что все остальные скважины подключенные к этому
сборному трубопроводу закрываются с помощью задвижек;
- на байпасе открываются задвижки ЗД2, а на сборном трубопроводе
закрывается задвижка ЗД1. При этом, измеряемый поток газа попадает в
сепаратор, очищается от капельной жидкости, пыли и проходит через
измерительную диафрагму;
- многопараметрический преобразователь измеряет перепад давления на
диафрагме, пропорциональный скорости потока газа, абсолютное давление и
температуру газа, а также производит вычисление дебита газа из скважины в
нм3/ч при заданном среднем значении его плотности, приведенной к
стандартным условиям;
- процентное содержание метана измеряется газоанализатором метана;
- сигналы от преобразователя-вычислителя и газоанализатора метана
передаются в комплект телемеханики КП и по сотовой связи в ПЭВМ
диспетчерского пункта, где обрабатываются, архивируются и представляются в
виде, удобном для учета и контроля.
Аналогичным образом производится измерение дебита газа на всех
скважинах, подключенных к сборному газопроводу.
Переходя к проблеме подземной дегазации, следует отметить, что и в этих
условиях для обеспечения безопасного труда и предупреждения аварийных си-
туаций необходим автоматический контроль параметров дегазационных уста-
новок. Контроль и автоматизация подземных систем дегазации угольных шахт
подразумевает решение следующих задач:
- передача информации об основных параметрах работы используемого
оборудования;
- контроль параметров каптируемой метановоздушной смеси (МВС) в сква-
жинах, участковых и магистральном дегазационных трубопроводах с использо-
ванием стационарных переносных приборов;
- осуществление автоматического отключения или включения основных и
резервных вакуум-насосов;
- сброс газа в атмосферу через «свечу» и перекрытие подачи газа потребите-
лю.
В настоящее время на шахте им. А.Ф. Засядько применяется отечественная
аппаратура контроля режима поверхностной и подземной дегазации (АКРД),
которая обеспечивает [1]:
- одновременный автоматический контроль концентрации метана, темпера-
туры, давления и расхода газа в дегазационных трубопроводах, параметров и
состава атмосферы, скорости и направления воздушного потока в горных выра-
ботаках (в зависимости от комплекта аппаратуры);
- выдачу управляющих сигналов на пусковую и технологическую аппарату-
ру дегазационной установки, при достижении концентрации метана в дегазаци-
онном трубопроводе пороговых значений (для комплексов, включающих дат-
чики метана систем дегазации ДМД [2], предназначенные для непрерывного
автоматического измерения объемной доли метана в скважинах и газопроводах
23
дегазационной сети, выдачи выходного аналогового измерительного сигнала и
дискретных сигналов на аппараты питания и управления для формирования
команд по двум уровням. Датчик ДМД применяется для работы в продолжи-
тельном режиме в условиях умеренного и холодного климата в шахтах (горных
выработках), опасных по газу, пыли и внезапным выбросам);
- звуковую и световую сигнализацию в соответствии с ГОСТ 24032, при
достижении концентрации метана в дегазационном трубопроводе пороговых
значений (для комплектов, включающих датчики ДМД);
- прием восьми аналоговых (от 0 до 5 мА) и четырех цифровых сигналов,
обработку и отображение мгновенных значений параметров системы дегазации
и окружающей атмосферы на дисплее аппарата АК и мониторе персонального
компьютера ПК оператора;
- передачу информации на поверхность по двухжильному кабелю на рас-
стоянии не менее 10 км при сопротивлении шлейфа кабеля не более 750 Ом;
- архивирование информации;
- конфигурацию узла учета на программном уровне (задание параметров
трубопровода, диафрагмы, газа и параметров системы для каждой системы де-
газации).
Аппаратура АКРД состоит из аппарата контроля АК, датчика давления и
расхода ДДР, датчика температуры ДТ, устройства приема и передачи данных
УПД, коробки кабельной искробезопасной ККИ. В целом, аппаратура АКРД
соответствует требованиям ТУ У 32.2-00165706-26:2005 применительно к усло-
виям эксплуатации ее технических средств (табл. 1)
Таблица 1 – Факторы условий эксплуатации технических средств аппаратуры АКРД
Факторы условий эксплуатации
Значения
факторов
условий
эксплуатации
Технические
средства аппаратуры
1 2 3
Допустимое отклонение
напряжения питания от номинального
значения, %
от -15 до +10 УПД, АК, ДДР, ДТ
Температура окружающей среды,
0С от +5 до +35 УПД, АК, ДДР, ДТ
Относительная влажность
окружающей среды, %
при 35 0С
при 28 0С
100
80
АК, ДДР, ДТ,УПД
Атмосферное давление, кПа
(мм. рт. ст.)
от 87,8 до 119,7
(от 660 до 900) УПД, АК, ДДР, ДТ
Предельная запыленность
окружающей среды, мг/м3, не более 1000 УПД, АК, ДДР, ДТ
24
Продолжение табл 1-
1 2 3
Синусоидальная вибрация по
ГОСТ 17516.1-90:
- диапазон частот, Гц;
- максимальная амплитуда
ускорения, м/с2
0,5-35
5
АК, ДДР, ДТ
Технические характеристики аппаратуры АКРД:
- измерение и контроль расхода газовой смеси в диапазоне от 2 до 300
м3/мин;
- измерение и контроль избыточного давления в нагнетательной части тру-
бопровода в диапазоне от 0 до 151,6 кПа;
- измерение и контроль разрежения в диапазоне от 0,7 до 86,5 кПа;
- диапазон измерения температуры газа в трубопроводе в диапазоне от 10 до
600 С;
- диапазон измерения содержаний метана высоких концентраций – от 0 до
99,9 % об. долей метана (для комплектов, включающих датчики ДМД);
- диапазон измерения содержаний метана низких концентраций – от 0 до 2,5
% об. долей метана (для комплектов, включающих анализаторы метана АТ1-1
или датчики АТ3-1);
- диапазон измерения содержания оксида углерода в атмосфере горных вы-
работок – от 0 до 100 млн-1 (для комплектов, включающих датчики окиси угле-
рода ДОУ);
- диапазон изменения скорости и направления воздушного потока в горных
выработках – от 0,25 до 8 м/с (для комплектов, включающих датчики скорости
и направления движения воздуха ДСНВ);
- диапазон измерения температуры атмосферы горных выработок – от
-10 до 1500 С (для комплектов, включающих датчики ДТИ).
Преобразователи ППИ и выносные первичные преобразователи датчиков
контроля параметров газа в дегазационных трубопроводах и атмосферы горных
выработок, датчики давления и расхода ДДР, датчики температуры ДТ, аппара-
ты сигнализации, сирена искробезопасности СИ-1 и аппарата контролера АК
размещаются в подземных выработках шахты или в помещениях вакуум-
насосных станций системы дегазации. Устройство приема-передачи данных
размещается на поверхности, в диспетчерской.
Допускаемая основная приведенная погрешность измерения разрежения,
избыточного давления и температуры в дегазационном трубопроводе – не бо-
лее 10%. Относительная погрешность измерения расхода газовой смеси – не
более 10%. Погрешность преобразования, передачи и представления информа-
ции – 1,5%. Время прогрева аппаратуры и срабатывания сигнализации – не бо-
лее 60 мин.
Схема соединения суживающего устройства (диафрагмы) с датчиком давле-
ния и расхода ДДР, способ установки преобразователя ПП.3 датчика ДМД на
дегазационном трубопроводе соответственно представлены на рис. 2 и рис. 3
25
а б
1 – датчик ДДР; 2 – рукав напорный соединительный для газовых приборов ААГР
234.100.004 ТУ У 21.1-2341001174-001-2002; 3 – резьбовое соединение с накидной гайкой
шланга; 4 – труба стальная с внутренним диаметром 10 мм; 5 – запорный вентиль;
6 – диафрагма; 7 – отстойник
Рис. 2 – Схема соединения диафрагмы с датчиком давления и расхода ДДР, который
расположен выше (а) и ниже (б) диафрагмы
– направление газовой струи; 1 – преобразователь ПП.3; 2 – накидная гайка 3 –
гнездо;4 – прокладка; 5 – резиновое соединение; 6 – место сварки; 7 – патрубок
Рис. 3 – Способ установки преобразователя ПП.3 датчика ДМД на трубопроводе большого
(а) и малого (б) диаметров:
Технические характеристики ДМД:
- диапазон измерений в объемных долях метана – от 0 до 99,9 %;
- объемная доля метана, при которой срабатывает исполнительное устройст-
во по первому уровню – 30 %;
- объемная доля метана, при которой срабатывает исполнительное устройст-
во по второму уровню – 25 %;
26
- пределы допускаемой основной приведенной погрешности – ± 4 %;
- пределы допускаемой приведенной погрешности срабатывания по показа-
ниям преобразователя – ± 2 %;
- цена наименьшего отсчета цифровой индикации в объемных долях метана
– 0,1 %;
- время прогрева датчика – не более 60 мин;
- время установления показаний Т09 – не более 60 мин;
- унифицированный выходной сигнал датчика на верхнем пределе измере-
ния на нагрузке (от 0 до 1000 Ом) – 5 ± 0,5 мА;
- время непрерывной работы без применения ручного корректирования – не
менее 30 сут.;
- коэффициент возврата по первому и второму уровням – не менее 0,8;
- номинальное напряжение питания переменного тока преобразователя
ППИ.З от искробезопасного источника питания аппарата питания и управления
(одного из аппаратов АС.13, АС.15 или АПД) – 50 ± 3 В;
- номинальное напряжение питания переменого тока частотой (50±1)Гц ап-
парата питания и управления (АС.13, АС.15 или АПД) – 36, 10, 127, 380 или
660 В;
- потребляемая мощность – не более 60 ВА.
Способ установки датчика температуры ДТ на дегазационном трубопроводе
представлен на рис. 4.
Рис. 4 – Способ установки датчика температуры ДТ на трубопроводе большого (а)
и малого (б) диаметров.
Действующая система контроля на базе аппаратуры АКРД позволила осуще-
ствить модернизацию структуры контроля и управления. К основным задачам
решаемыми этой системой относятся: измерение объемной доли метана, оксида
углерода, скорости газового потока, контроль состояния технологического обо-
рудования, контроль работы систем дегазации и газоотсоса, местная и телесиг-
27
нализация о превышении значений контролируемых параметров заданных ве-
личин на подземных и наземных вычислительных устройствах, централизован-
ное воздействие на локальные системы автоматического управления основным
и вспомогательным оборудованием, формирование отчетов о работе техноло-
гического оборудования.
Так, на экране ПЭВМ диспетчера в окне системы учета газа (окно постоян-
ной индикации) всегда отображаются сведения о газе в одном из газопроводов.
Отсюда получают данные о конкретном участке газопровода, общем объеме га-
за, расходе при нормальных условиях, перепаде давления на диафрагме, абсо-
лютном давлении газа, его температуре, дате и времени [3].
Меню системы мерного трубопровода включает пункты следующего назна-
чения (табл. 2)
Таблица 2 – Назначение пунктов главного меню системы мерного трубопровода
Название подменю Назначение
1.Просмотр архивов Просмотр и печать суточных и почасовых архивов нештатных
ситуаций и вмешательств оператора.
2. Преобразователи
Просмотр и установление режимов работы измерений – переход
на константу, информационных пределов, калибровка
преобразователей, определение коэффициента фильтрации.
3. Параметры газа Просмотр и определение плотности газа, концентрации СО2, N2 и
барометрического давления.
4.Параметры
системы
Определение параметров мерного трубопровода (диаметра
трубопровода и диафрагмы, коэффициента теплового расширения и
шероховатости). Определение уровня расхода по перепаду
давления. определение границ минимального и максимального
расходов, выход за которые считается как нештатная ситуация
Все вычисления в системе учета выполняются с точностью 0,001%, однако
архивные данные выводятся в печать с разной точностью: почасовые и суточ-
ные значения объема газа в стандартных условиях с точностью 0,001%; почасо-
вые и суточные значения объема газа в рабочих условиях, а также среднечасо-
вые значения давления и температуры с точностью 0,5 %. Кроме просмотра ар-
хивов система АКРД обеспечивает выдачу любой архивной информации пара-
метрах газового потока в дегазационных (шахтных или поверхностных) трубо-
проводах в виде напечатанного отчета, для чего достаточно ввести дату и время
начала и окончания периода времени, за который необходим данный отчет.
К отечественным системам контроля аэрогазодинамических параметров
можно отести систему контроля параметров дегазационной сети шахты, в
которой используется аппаратура «КРУГ» [4], а также систему газоаналитиче-
скую многофункциональную «МИКРОН 1Р» [5]
Следует отметить, что в разработке точных газоаналитических систем и
приборов мировыми лидерами являются фирмы DRAGER (Германия) и RIKEN
KEIKI (Япония). В частности на российском рынке продукция фирмы DRAGER
представлена трассовыми газоанализаторами серий GDXL и GD200, а также
контрольно-измерительной системой Polytron-Regard [6]. Отличительной осо-
28
бенностью этой системы является ее возможность ее использования в трубо-
проводах высокого и низкого давления.
На основании выше сказанного можно сделать следующие выводы:
- использование апппаратуры АКРД позволяет осуществлять автоматизиро-
ванный контроль и управление системой дегазации, что способствует повыше-
нию эффективности работы этой системы и снижает вероятность возникнове-
ния аварийных ситуаций.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аппаратура контроля режима дегазации АКРД: Руководство по эксплуатации 1951.00.00.000РЭ [Текст]:
Утв. 12.06.2006 / ОАО «Красный металлист». – Конотоп, 2006. – 33 с.
2. Датчик метана систем дегазации ДМД: Руководство по эксплуатации 1589.00.00.000РЭ [Текст]: Утв.
12.06.2006 / ОАО «Красный металлист». – Конотоп, 2006. – 25 с.
3. Комплекси технічних та програмних засобів пертворення сигналів КЗПС. Перетворювач мікропроцесор-
ний багатоканальний ППС.1-М [Текст]: Керівництво з експлуатації / НПВП ТзОВ «Техприлад». – Львив, 2006.
– 21 с.
4. Аппаратура «КРУГ». Система контроля параметров дегазационной сети шахты [Текст]: Руководство
пользователя ИГТ.041410.002-00.003 РП. – Екатеринбург, 2008. – 20 с.
5. Руководство по оборудованию и эксплуатации системы газоаналитической шахтной многофункцио-
нальной «Микрон 1Р» [Текст]: 4217.01.000.000 РЭ. – Екатеринбург, 1997-2009. – Т.1. – 44 с.
6. Системы контроля загазованности оптического типа [Текст] / Р.М. Хамадиев, Д.Н. Федосеев, И.И. Луки-
ца, О.Г. Зверев // Экспозиция Нефть Газ. – Казань: Логос, 2007. – № 11. – С. 43 – 45.
УДК 622.451.004.14+622.8.012.2
Канд. техн. наук Т.В. Бунько
(ИГТМ НАН Украины)
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СЕТЕЙ ПЕТРИ ДЛЯ РЕОРГАНИЗАЦИИ
РАБОТЫ УЧАСТКА ВЕНТИЛЯЦИИ И ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ
УГОЛЬНОЙ ШАХТЫ
Розроблено методичний підхід та основні принципи розв’язання задач та прийняття
рішень дільницею вентиляції і техніки безпеки вугільної шахти на основі використання
мереж Петрі та створення у складі дільниці нового підрозділу – групи інформаційного
забезпечення.
USE OF THE PETRY NETWORKS FOR REORGANIZATION
WORKS OF AREA OF VENTILATION AND ACCIDENT PREVENTION
OF COAL MINE
Methodical approach and basic principles of decision of tasks and acceptance of decisions
by the area of ventilation and accident prevention of coal mine on the basis of the use of the
Petry networks and creation in composition the area of a new subsection – group of the infor-
mative providing is developed.
Для моделирования функционирования организационных структур в на-
стоящее время используются методы теории расписаний, конечных автоматов,
теории систем массового обслуживания, сети Петри и др. В литературе по ис-
следованию операций приведены детальные анализы достоинств и недостатков
этих методов [1-3]. Участок вентиляции и техники безопасности (ВТБ) имеет
свою специфику, существенно отличающуюся от организационных структур
других производственных (не горного профиля) предприятий, функционирует в
условиях информационной неопределенности; поэтому адаптация его работы к
|