Развитие теории и комплексные методы повышения эффективности функционирования электрооборудования горных предприятий

Вид материала

Автореферат диссертации

Содержание Q, выделяемое в жилах кабеля на единице длины, определяются по формулам: Q А, В, С – постоянные для данного экскаватора коэффициенты; t Обоснование научно-методических положений по определению и контролю удельных потерь электроэнергии в распределительных сетях кар Р = UIсosφ Новые технические средства повышения эффективности функционирования технологических комплексов

Подобный материал:

• Правила безопасности при эксплуатации электрооборудования и электросетей на открытых, 974.06kb.
• Развитие организационной культуры в контексте повышения эффективности функционирования, 297.46kb.
• Управление процессами повышения эффективности государственных инвестиций в развитие, 383.31kb.
• Методы и средства повышения качества функционирования ветроэнергетических установок, 245.79kb.
• Методические указания к выполнению контрольной работы, 513.12kb.
• Итоги работ по диагностике электрооборудования схемы выдачи мощности аэс, рекомендации, 7.77kb.
• Ебования к эффективности функционирования предприятий, поскольку только эффективное, 75.24kb.
• Руководящий технический материал ртм москва 2011 г. Аннотация, 1623.28kb.
• Кузнецова Екатерина Викторовна, 217.07kb.
• Рабочая программа учебной дисциплины "методы анализа режимов электрооборудования электростанций, 153.87kb.

Рациональные параметры высоковольтных гибких кабелей.

Кабельные линии в системе внутрикарьерного электроснабжения (ЭГК) являются очень важным элементом горного электрооборудования. Они обладают более высокими эксплуатационными качествами, чем воздушные линии: гибкостью и удобством в эксплуатации при мобильном характере горных работ, малыми затратами на переустройство, более простой защитой от атмосферных перенапряжений, меньшими потерями электроэнергии.

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 ν_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(τ_d + τ_в),

Q = (τ_ж – τ_d)/( σ_р·G/2πn) , (4)

где F – площадь поверхности единицы длины кабеля; σ_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 η_к)·ln[(8,3 – 2,2 η_к) m_к + 1], (5)

где η_к - Δ₂ / Δ₁ , Δ₁ и Δ₂ – толщина шланговой оболочки и изоляции жилы кабеля, соответственно; m_к = (Δ₁ + Δ₂)/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 τ_в, τ_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:

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

τ_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 τ_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 τ_с определяется для зимней и летней навесок кабелей как сумма среднемесячной температуры τ_см самого теплого месяца сезона и среднеквадратического отклонения σ_с от этой температуры по климатическим справочникам для данного региона. Данное правило учитывает повторяемость появления аномальной температуры, т.е. превышающей τ_см + σ_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 – η_i , где η_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; сosφ – 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 сosφ 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 – η_i.

Для последовательно соединенных элементов системы можно написать:

Р ∆Р₁ Р(1-η₁) ∆Р₂ ( Р- ∆Р₁)(1- η₂) (Р-)(1- η_n-1) ∆Р_n





∆Р₁ = Р(1-ŋ₁),

∆Р₂ = (Р-∆Р₁) (1-ŋ₂),

∆Р₃ = (Р-∆Р₁-∆Р₂)(1- ŋ₃),

…………………………

∆Р_n = (Р-)(1- ŋ_n).

Общие потери определятся по формуле:

_{∆Р = или .}

Для двух параллельно включенных элементов системы справедливо следующее:



Р = UIсosφ;

∆P₁=I₁U(1-ŋ₁) сosφ₁= I₁U сosφ₁k_n1;

∆P₂=I₂U(1-ŋ₂) сosφ₂= I₂U сosφ₂k_n2;

;

,

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

При сosφ₁≈ сosφ₂≈ сosφ:

∆P=∆P₁+∆P₂ = I₁U сosφ₁k_n1+ I₂U сosφ₂k_n2=

= IU сosφ = .  

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.