Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Введение.
Исследования в области повышения эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений, направленные на увеличение основного показателя эффективности – конечного коэффициента нефтеизвлечения, ведутся в широких масштабах практически во всех нефтедобывающих странах мира в течение многих десятилетий. За эти десятилетия предложены, исследованы в лабораторных условиях, испытаны на опытно-промышленных объектах до двух десятков новых методов воздействия на пласт, обеспечивающих увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.
Широкий разворот научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по повышению эффективности разработки нефтяных и битумных месторождений вызван многочисленными причинами, основные из которых заключаются в следующем:
Во-первых, центры добычи нефти перемещаются в северные и восточные районы с трудными горно-геологическими и природно-климатическими условиями, включая акваторию арктических морей, что приводит к резкому увеличению материально-технических и трудовых затрат.
Во-вторых, вследствие выборочного ввода в разработку крупных высокопродуктивных месторождений с высокими темпами добычи нефти произошло накопление низко продуктивных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, которые не введены в эксплуатацию. По целому ряду таких месторождений в настоящее время отсутствует экономически приемлемая технология разработки.
В-третьих, в целом конечный коэффициент нефтеотдачи даже при благоприятных условиях редко превышает 50 %, следовательно, более половины запасов остается в недрах . А по трудноизвлекаемым запасам эта цифра достигает 70-80 %. Происходит накопление огромного количества остаточных запасов в традиционных нефтедобывающих районах страны с развитой промышленной и социальной инфраструктурой. Эти районы обеспечены высококвалифицированными производственными и научными кадрами. Изыскание и создание методов увеличения нефтеотдачи позволили бы добиться снижения темпов падения добычи нефти и повышения эффективности разработки месторождений с остаточной нефтью.
Существующие методы повышения нефтеотдачи направлены на улучшение нефтеотмывающих способностей закачиваемого в пласт рабочего агента, снижение вязкости пластовой нефти, поверхностного натяжения на границе фаз, выравнивание скоростей вытеснения нефти из неоднородных пластов и т.д. Во всех этих методах предусматривается применение скважин обычной конструкции, которая практически не менялась со времен появления вращательного бурения.
Между тем известно, что можно бурить горизонтальные, пологонаклонные и восстающие скважины не только с поверхности земли, но и из подземных горных выработок в нефтяной шахте. Эти скважины могут быть пробурены по очень плотной сетке и могут иметь большую протяженность по пласту. В связи с этим обеспечивается очень высокая степень вскрытия пласта, являющаяся предпосылкой для высокого охвата пласта воздействием рабочего агента.
Учитывая, что стоимость бурения 1 метра таких скважин значительно ниже стоимости бурения скважин с поверхности земли, что в шахте возможно более эффективное использование всех применяемых методов увеличения нефтеотдачи из-за высокой степени вскрытия пласта плотной сеткой скважин, представляется целесообразным для повышения эффективности разработки нефтяных залежей, в первую очередь с нефтями высокой и средней вязкости и залежей природных битумов, применять системы дренажной шахтной разработки, в частности, системы термошахтной разработки.
1.Общая часть
1.1.Характеристика района и месторождения.
Ярегское месторождение тяжелой нефти расположено в центральной части Республики Коми в междуречье реки Ижмы и реки Ухты на слабохолмистом плато, являющимся частью восточного склона Южного Тимана.
Климат района континентальный. Среднегодовая температура воздуха составляет -13,3O С. Абсолютный температурный максимум равен + 37,7O С, минимум - 56O С. Длительность зимнего периода в среднем 192 дня, грунты промерзают на глубину до 2,2 м. Вечная мерзлота отсутствует. Среднегодовое количество осадков составляет 451 мм, 70% из них в летнее время. Толщина снегового покрова достигает 1,0 м. Расчетная снеговая нагрузка равна 150 кгс/м2. Расчетная ветровая нагрузка равна 35 кгс/м2.
Рассматриваемая территория расположена на водораздельном плато рек Ярега, Доманик и Лыа-Ель. Рельеф плато сравнительно ровный и характеризуется высотными отметками 135-168 м. Поверхность большей частью заболочена, мощность торфа от 0,5 до 3,0 м и более. Незастроенные участки залесены. Лес средней густоты и крупности.
Географические координаты месторождения 60O 25’ северной широты и 53O 26’ восточной долготы.
Месторождение располагается в промышленно развитом районе, где имеются все необходимые строительные, энергетические мощности и ресурсы. Месторождение с городом Ухта связано автомобильным и железнодорожным транспортом.
Сбор, подготовку и отгрузку нефти потребителю Ухтинскому нефтеперерабатывающему заводу (УНПЗ) осуществляет нефтебаза, расположенная на территории нефтешахты № 1, по железной ветке, соединяющей НШ-1 с железнодорожной магистралью Котлас-Воркута.
В настоящее время на месторождении действуют три нефтяных шахты: НШ-1, НШ-2 и НШ-3. При каждой шахте существует жилой поселок. Между собой и с городом Ухта поселки и шахты связаны автомобильными дорогами.
Нефтяная шахта № 3 располагается в северо-западной части Ярегского месторождения в 23 км к Юго-западу от города Ухты.
Нефтешахта № 3 была сдана в эксплуатацию в 1943 году и в 1964 году отработала свои запасы. Было принято решение реконструировать нефтешахту для добычи титановой руды, которая в пределах шахтного поля залегает в толще нефтеносных пород.
В связи с длительным фондом реконструкции, которая до настоящего времени не закончена, на нефтешахте была начата повторная отработка площадей на нефть с применением паротеплового воздействия на пласт.
1.2.Геолого-промысловая характеристика Ярегского месторождения и
общие сведения о месторождении.
Ярегское нефтяное месторождение было открыто в 1932 году. Разведка центральной части месторождения на нефть проводилась в период с 1932 года по 1942 год. Для этой цели было пробурено 103 скважины. Доразведка отдельных участков месторождения осуществлялась в период с 1943 года по 1958 год бурением еще 47 разведочных скважин. Опытная эксплуатация месторождения начата в 1932 году обычным способом – скважинами, пробуренными с поверхности.
Весьма низкое извлечение нефти, обусловленное чрезвычайно высокой вязкостью, и трудности в организации сбора и транспорта такой продукции в суровых климатических условиях не позволили осуществить разработку этого месторождения обычным способом в пределах экономической целесообразности. Стремление к разработке этого месторождения высококачественной нефти при более высокой нефтеотдаче и к снижению ее себестоимости приводит к созданию шахтного способа добычи нефти.
Первая нефтешахта (НШ-1), ведущая отработку северо-восточной части месторождения, вступила в эксплуатацию в 1939 году, нефтешахта № 3 начала отработку северо-западной части месторождения в 1943 году и нефтешахта № 2, эксплуатирующая юго-восток месторождения, введена в 1949 году.
1.3.Характеристика разреза.
Нефтяная залежь размером 36*3-6 км пластового сводового типа высотой до 87 м контролируется Ярегской, Лыаельской и недавно открытой Вежавожской структурами третьего порядка, осложняющими свод крупной Ухтинской брахиантиклинали на восточном склоне Южного Тимана.
Месторождение залегает на глубине 130-220 м в песчаниках живетского-пашийского возраста (пласт III местной промысловой номенклатуры) непосредственно на рифейском фундаменте.
В пределах контура нефтеносности брахиантиклиналь асимметрична. Северо-восточное крыло структуры с углом падения 1О более пологое, юго-западное почти в три раза короче северо-восточного, что обусловлено углом падения 2О 18’. С глубиной углы падения становятся круче. Кровля III-го пласта в основном совпадает с выступом кровли метаморфических сланцев. Ярегское месторождение отличается сокращенным стратиграфическим разрезом. В нем выделяются отложения докембрийской, девонской и четвертичной систем.
Большая часть поля III занимает сводовую и присводовую части структуры. Здесь кровля пласта III не спускается ниже абсолютной отметки минус 15, а в центре вырисовывается достаточно обширный свод с отметками выше плюс 10 м.
Наиболее высокое положение кровли отмечается на крайнем западе, в зоне выклинивания пласта, где он представлен только нижним продуктивным горизонтом.
Рифейский фундамент на западе средней части поля образует два относительно крупных выступа, разобщенных близширотной зоной погружения.
Как и на всем месторождении, пласт III состоит из трех разновозрастных пачек песчаников с прослоями- линзами аргиллитов и алевролитов: нижней афонинской толщиной до 35 м, средней старооскольской от 0 до 50 м и верхне пашийской от 0 до 14 м. На большей части шахтного поля средняя и верхняя пачки слагают единый верхний продуктивный горизонт песчаников, а в зоне выклинивания на западе весь пласт представлен песчаниками нижней и верхней пачки. Нижняя пачка сложена исключительно лейкоксен-кварцевыми песчаниками. Средняя состоит преимущественно из кварцевых косослоистых песчаников. Верхняя пачка сложена грубозернистыми слабосортированными песчаниками с лейкоксенами.
Пласт III перекрывается так называемыми “ надпластовыми аргиллитами”, средней толщиной 12 м. Это горизонтально- слоистые зеленовато серые аргиллиты средней крепости, в контактах с диабазами, которые темно- серые.
Выше залегает туффитовый слой, сложенный различными туффитами с подчиненным участием туффопесчаников и туффогенных глин. Средняя толщина слоя 43 м.
Над туффоидными породами несогласованно залегают плотные темные с голубоватым оттенком аргиллиты, средняя толщина которых около 6 м.
Выше лежит толща слабо известковых аргиллитов и аргиллитоподобных глин средней толщиной 76 м.
Пласт III Ярегского месторождения характеризуется следующими показателями:
мощность до 30 м;
проницаемость (3,06-5,06)* 10-12 м2;
пористость до 24 %;
начальное пластовое давление 147*104 Па;
температура 6-8оС;
вязкость нефти при пластовой температуре (11-15) ПА*с;
коэффициент нефтенасыщенности пласта 0,42-0,98.
Многочисленными трещинами с амплитудой смещения до 6-8 м залежь разбита на тектонические блоки размерами 10-30 м.
1.4.Физико-химическая характеристика нефти и газа.
Плотность добываемой на месторождении нефти в стандартных условиях более чем по 1500 определениям колеблется в широких пределах от 0,934 до 0,956 г/см3, среднее значение 0,945 г/см3. На шахтном поле III, расположенном в содовой части Ярегской структуры, плотность нефти несколько ниже и составляет в среднем 0,940 г/см3.
При начальной пластовой температуре 6-8оС средняя плотность дегазированной нефти 0,955-0,958 г/см3, а при нагревании до 100оС она снижается до 0,90 г/см3.
Расчетная плотность нефти в пласте при газовом факторе 10 т/м3 также определяется в 0,933 г/см3.
Ярегская нефть относится к весьма вязким. Основная масса определений вязкости дегазированной и отстоенной нефти была получена с помощью аппарата Энглера при температуре 50-75оС. По 469-ти анализам она изменяется от 32 до 58оЕ.
Кинематическая вязкость нефти при температуре 40оС и 50оС равна соответственно 786,3 и 406 мкм2/с, а на шахтном поле III она при температуре 50оС составила в среднем 212 мкм2/с.
Динамическая вязкость дегазированой нефти при температурах 6о и 8оС достигает 15300 и 12500 МПа*С, а в стандартных условиях – 3600 МПа*С. При температуре 100оС вязкость дегазированной и пластовой нефти снижается соответственно до 60 и 49 МПа*С (рис 1).
В составе нефти преобладают масла, в среднем 73,3 %, смол силикагеловых в ней около 20 %, асфальтенов и твердых парафинов соответственно 2,4 и 0,48 %, серы 1,12%. В нефти, экстрагируемой из керна, содержание твердых парафинов превышает 2%, а при тепловом воздействии на пласт количество парафина возрастает до 1,45%.
При перегонке пара с нефтью, содержащей 1,09% серы, выделяется 19,7см2/л сероводорода, начиная со 172оС, хотя большинство сернистых нефтей выделяют его уже при 110-130оС. Такая высокая термическая стойкость сернистых соединений в Ярегской нефти является благоприятным фактором для теплового воздействия на пласт.
В связи с потерями нефтью большей части легких фракций в ней полностью отсутствуют бензиновые составляющие, а начало кипения редко опускается ниже 200о С. Поэтому групповой углеродный состав нефти определяется по фракции 200-300оС, выход которой на нефтешахте 3-11,2%.
На ароматические углеводороды приходится 2,2%, нафтеновые – 7%,на метановые – 2%. Наибольшие колебания от места к месту характерны для метановых углеводородов (от 0,6 до 3,9%) в связи с наибольшими потерями их при биогенном воздействии.
Состав газа по 255-ти анализам меняется на месторождении в следующих пределах (в скобках указано среднее содержание на нефтешахте № 3):
метана 88,2-99,3% (95%);
сумма тяжелых углеводородов 0,1-2,5% (1%);
двуокиси углерода 0,3-9,4% (3%);
азот + инертные 0-12,6% (1%).
Как видно, в сводовой части структуры на нефтешахте III в газе несколько ниже инертных и метана, но в 2-3 раза больше его гомологов и в 1,3 раза больше двуокиси углерода, чем в среднем на месторождении.
В составе водорастворенного газа содержится 12-29% метана, 8-20% азота и до 60% двуокиси углерода.
Вода, поступающая в горные выработки вместе с нефтью, определяет общий фон слабой водоносности чисто нефтяной зоны всего пласта III. Половина из 19-ти шахтошурфов, вскрывающих всю нефтяную залежь, оказались практически безводными, а в остальных дебиты не превышали 27м3/сут.
В пределах водонефтяной зоны пласта в горные выработки, пройденные в нефтеносных песчаниках, вода по скважинам, которые вскрывали интенсивно трещиноватые участки, поступала с дебитами до сотен м3/сут. Пестрота степени минерализации этих вод, в которой преобладают хлориды щелочей, объясняется смешением вод из различных внутрипластовых областей питания.
Вода соленая с минерализацией до 22г/л, хлоркальциевого типа, ее вязкость 1,05Мпа*с.
|
T,( C) |
M,(Мпа*С) |
|
5,0 |
16080 |
|
10,0 |
10060 |
|
15,0 |
5374 |
|
20,0 |
3420 |
|
25,0 |
2175 |
|
30,0 |
1380 |
|
40,0 |
633 |
|
100,0 |
29,5 |
1.5.Вскрытие и подготовка шахтного поля.
Схема вскрытия. Шахтные стволы.
При почти горизонтальном залегании пласта на глубине близкой к 150м, вскрыть месторождение представляется возможным только с помощью вертикальных стволов, расположенных на расстоянии 50м один от другого.
Вертикальные, центрально-сдвоенные стволы располагаются в средней части разрабатываемой площади. Оба ствола, подъемный и вентиляционный, пройдены диаметром 4,5м в свету и закреплены бетонной монолитной крепью.
В подземной части стволы пройдены на разные отметки с таким расчетом, чтобы обеспечить весь сбор подземных вод в одном месте. В непосредственной близости от стволов расположены все околоствольные выработки шахты и камеры: главного водоотлива, центральной подземной подстанции, электровозного депо, центральной нефтеперекачивающей станции, склад взрывчатых материалов.
Стволы пройдены по породам средней крепости и поэтому толщина бетонной крепи в стволах принята, согласно расчетам, 300мм. И только в верхних частях стволов, в шейках, толщина бетона взята большей, доходя в самом верху до 1,75м.
Армировка на вентиляционном стволе принята металлическая, проводники для клетей деревянные, а расстрелы металлические. В стволе они расположены со стороны лобовых стенок клетей, а на приемных площадках переходят на боковые – “ложные”.
Армировка главного ствола принята также металлическая: деревянные проводники, металлические расстрелы и лестничное отделение ствола. Проводники изготовлены из твердых пород хвойных деревьев (лиственница, сосна), которые устанавливаются с лобовой стороны клети на всем протяжении ствола (лобовые проводники) и лишь при подходе к приемным площадкам лобовые проводники замещаются “ложными” проводниками, т.е. расположенных по бокам клети.
Площадь сечения каждого ствола 16см2, за вычетом армировки приблизительно 13-14см2.
На поверхности стволы имеют следующие каналы:
запасной выход из лестничного отделения подъемного ствола на поверхность;
вентиляционный канал у вентствола и запасной выход у этого же ствола;
В околоствольном дворе к стволам пройдены ходки для вывода людей из шахты через лестничное отделение. Роль таких ходков выполняют:
наклонный ходок из насосной камеры ЦВО в подъемный ствол;
наклонный ходок у вентиляционного ствола.
Размещение подъемных сосудов, лестничных отделений удовлетворяет всем необходимым требованиям. Характеристики каждого ствола приведены в таблице.
|
Показатели |
Ед. изм. |
Главный ствол |
Вспомогат. ствол |
|
Глубина ствола с поверхности |
М |
144,9 |
143,1 |
|
Глубина зумфа |
М |
3 |
4,8 |
|
Полная глубина ствола |
М |
147,9 |
147,9 |
|
Диаметр ствола в свету |
М |
4,5 |
4,5 |
|
Площадь сечения ствола в свету |
М2 |
16,0 |
16,0 |
|
Вид крепи ствола |
Бетон |
Бетон |
|
|
Толщина крепи |
мм |
300 |
300 |
1.6.Способ подготовки шахтного поля.
Все шахтное поле разделено на 4 блока. Расстояние между блоками в среднем 350м. Направление расположения и нарезки блоков совпадают с направлением простирания месторождения.
Для нарезки блоков в крест простирания пройден капитальный штрек. Из этого штрека в соответствующих местах по простиранию месторождения засекаются откаточные и вентиляционные блоковые штреки, а из последних – полевые штреки. Все выработки пройдены с определенным уклоном, а именно:
Капитальный штрек – с уклоном 0,006 в сторону околоствольных выработок;
Блоковые откаточные и вентиляционные штреки пройдены с уклоном 0,006 в сторону капитального штрека;
Полевые штреки – с уклоном 0,007 в сторону блоковых штреков.
Уклоны всех выработок связаны между собой в общую систему по всей шахте и обеспечивают перемещение жидкости (воды и нефти) по водоотливным канавкам из любой выработки в район околоствольных выработок.
Подготовка уклонного блока есть один из элементов подготовки шахтного поля. В центре уклонного блока проходится уклон и ходок, которые заканчиваются эксплуатационной галереей. Из галереи бурят пологовосходящие добывающие скважины по продуктивному пласту. Выше пласта на 25-30м (в туффитовом горизонте) проходят ряд выработок (полевые штреки и оконтуривающие выработки), в которых проходятся буровые камеры. Из буровых камер бурят в пласт паронагнетательные вертикальные и наклонные скважины до ВНК.
1.7.Бурение скважин.
Разработка площадей уклонных блоков включает в себя бурение нагнетательных скважин в надпластовом горизонте и добывающих скважин с галереи уклона.
Бурение скважин в условиях подземных выработок ведется буровым станком ПБС-2Т и ПБСА-300. Станки ПБС-2Т изготовлены Ухтинским механическим заводом специально для Ярегских нефтешахт.
Его технические данные следующие:
тип - гидравлический
максимальная глубина бурения - 350м
максимальный диаметр бурения - 200мм
диаметр рабочих штанг до 73мм
максимальная распорная высота - 4950мм
максимальное усилие на забой - 5*104Н
углы поворота станка:
а) вокруг вертикальной оси - 360о
б) вокруг горизонтальной оси - 120о
привод:
а) тип - осевая гидравлическая турбина
б) мощность - 120кВт
в) перепад давления - 2Мпа
г) расход воды – 12л/с
частота вращения бурового инструмента
а) прямой ход
I скорость – 113мин-1
II скорость – 157мин-1
б) обратный ход
I скорость – 144мин-1
II скорость – 200мин-1
механизм подачи
тип гидравлический и механический;
гидравлическая подача:
а) количество гидромониторов – 2шт
б) усилие поршневой плоскости – 2,5*104Н
в) усилие штоковой плоскости – 2,2*104Н
г) ход – 630мм
механическая подача:
а) тип-редуктор червячный
б) ход – 600мм
лебедка
а) назначение – проведение спуско-подъемных операций
б) грузоподъемность – 3*104Н
в) емкость барабана – 15м
г) диаметр каната – 15,5мм
рабочее давление 2Мпа
ширина колеи 60мм
На буровом станке в качестве двигателя применена гидравлическая многоступенчатая осевая турбина, приводимая в действие напорной водой от насосной установки. Использование гидравлической энергии позволяет осуществлять (при помощи одного вида энергии) все виды работы в процессе бурения: вращение и подачу инструмента на забой, промывку скважины и пуско-подъемные операции.
Буровой снаряд состоит из промывочного сальника, колонны бурильных штанг диаметром до 73мм, колонковой трубы и замка, трехшарошечного долота.
В зависимости от крепости пород применяют долота типа Ci, CTi, Ti, K.
Вода от насосов к буровым станкам подается по трубопроводу Ду = 150мм. Из общего количества подаваемой воды на промывку скважины расходуется 35м3/час, на работу турбины 70м3/час.
Схема водоснабжения бурового станка следующая: насосы, установленные в камере участковой насосной забирают воду из емкости водосборника и по напорному трубопроводу подают ее на буровой станок. Сброс воды “после турбины” станка производится по отдельному трубопроводу в емкости водосборника.
Промывочная жидкость при бурении скважин в надпластовом горизонте отводится по водосточным канавкам горных выработок, имеющих уклон в сторону водонефтяной емкости центральной нефтеловушки.
Разрабатываемый пласт на площади уклонного блока дегазирован при первоначальной эксплуатации на режиме растворенного газа, поэтому выделение газа из пласта при бурении добывающих скважин незначительно и применение газоотводителя не предусматривается.
1.8.Технологическая схема и генеральный план поверхности.
Промплощадка НШ-3 расположена в 23км от г.Ухты и в 2км северо-восточнее железнодорожной магистрали Воркута – Котлас.
Нефтешахта в своем составе имеет комплекс подземных горных выработок, в которых ведется добыча нефти, сбор ее и откачка на поверхностный сборный пункт- нефтебазу, и технологический комплекс на поверхности, состоящий из зданий, сооружений и оборудования, предназначенный для приема и складирования породы, проветривания горных выработок, обеспечения подземного комплекса паром для закачки в пласт, водой, сжатым воздухом, электроэнергией и связью и для бытового обслуживания трудящихся.
Поверхностный комплекс представлен следующими сооружениями:
административно – бытовой комбинат
надшахтное здание подъемного ствола
надшахтное здание вентиляционного ствола
здание подъемных машин вентиляционного ствола
здание подъемных машин подъемного ствола
вентиляторная
подстанция
компрессорная
котельная
ремонтно-механическая мастерская
цех выжига
обогатительная фабрика
пигментная
склад
столярная мастерская
цех производства товаров народного потребления
стройдвор РСУ.
1.9Капитальные и подготовительные выработки,
околоствольный двор, камеры, склад взрывчатых веществ.
Расположение околоствольного двора решено таким образом, что имеются непосредственные выходы на откаточный штрек 1 блока по грузовой и порожняковой выработкам и на капитальный штрек, примыкающий к откаточному штреку.
Груженые вагоны с породой ставятся на грузовую выработку главного ствола, порожние направляются на мойку или на порожняковую выработку. Грузовая и порожняковая выработки двухпутевые.
Подача груженых вагонов в клети подъемного ствола механизирована. Установлены дозирующие стопоры и цепные толкатели типа ТЦК-8-3,5. Управление этими механизмами производится дистанционно, с пульта стволового подъемного ствола.
Расположение рудничного двора вентиляционого ствола решено с учетом тех функций, которые должен выполнять этот ствол, а именно: служить выходом для исходящей струи воздуха.
В пределах околоствольных дворов расположены следующие камеры: насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция, электровозное депо с гаражными и зарядными камерами, нефтеловушки №1 и №2, центральная нефтеперекачивающая станция, подземный склад взрывчатых материалов.
Насосная камера ЦВО и центральная подземная электроподстанция располагаются возле подъемного ствола, соединяясь с околоствольными выработками ходками, оборудованными противопожарными герметически закрывающимися дверьми. Из насосной камеры для выхода в подъемный ствол пройден наклонный ходок, сообщающийся с лестничным отделением. Этот ходок является вместе с тем и запасным выходом из шахты.
В непосредственной близости от подъемного ствола западного откаточного штрека 1 блока располагается электровозное депо с гаражами и зарядной камерой. Зарядная камера имеет два заезда и выезд для электровозов с противопожарными герметическими дверьми.
Нефтеловушка №1 и №2 располагаются между западным откаточным шреком 1 блока и западным вентиляционным штреком 1 блока и обеспечивают прием жидкости с западного и восточного крыла шахты.
С увеличением объемов добычи нефти на нефтешахте и возросших требований к качеству подготовки нефти, существующие нефтесборники ЦНПС не удовлетворяют сегодняшнему дню. Для этого, рядом с существующими нефтесборниками, ведется строительство новой ЦНПС с общей полезной емкостью 1140м3.
Для хранения взрывчатых материалов в подземных условиях пройдены выработки склада взрывчатых материалов, расположение которых выбрано в соответствии с “Правилами безопасности по ведению взрывных работ”.
Для изоляции околоствольных выработок, на случай пожара, все ответственные места оборудованы противопожарными дверьми в соответствии с ПБ. Все камеры, где имеются электросиловые установки, а также исходя из длительности срока их службы, закреплены бетонной монолитной крепью.
Подземный склад ВМ расположен между 110 и 112 полевыми штреками на западном крыле 1-го блока. Он представляет собой систему основных и вспомогательных выработок и камер, оборудованных для приема, хранения и выдачи ВМ. Крепление выработок и камер – монолитный бетон. Склад рассчитан на обеспечение проходки горных выработок в максимально требуемых проектом объемах. Предельная емкость составляет 2т ВВ (АП5 – ЖВ) и 7,5 тыс. штук электродетонаторов.
Выработки и камеры склада проветриваются за счет общешахтной депрессии обособленной струей воздуха.
Противопожарные средства размещаются в специальной камере склада.
Освещение склада и подводящих выработок – электрическое, во взрывоопасном исполнении.
По двухгоризонтальной системе разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок (полевых штреков) и уклона с приемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.
Все горные выработки, за исключением эксплуатационной галереи и половины расстояния наклонных путей уклона, проходятся по пустым налегающим породам. Срок службы этих выработок невелик и составляет примерно 8-10 лет. Исходя из этого, сечения выработок выбраны минимальными, но вместе с тем, отвечающими их назначениям.
1.10.Состояние разработки месторождения.
Энергетическая характеристика пласта.
Как показывают исследования, энергия пластовой воды не является фактором, который способствовал бы движению нефти к скважинам. Газовая шапка на месторождении отсутствует. В то же время работа вскрываемых трещин, нарушений, а также скважин, встречающих эти нарушения, характеризуется весьма большим газовым фактором. На месторождении пласт – коллектор разбит нарушениями и трещинами на отдельные блоки. Невысокое пластовое давление и медленные темпы его восстановления показывают, что упругие силы пласта и насыщающих его флюидов не оказывают заметного влияния на дренирование залежи. Основными силами, способствующими продвижению нефти к забоям скважин, является энергия свободного в пределах нарушений и трещин газа, растворенного в нефти и сила тяжести.
Режим растворенного газа характерен для огромного количества паровых скважин. Об этом свидетельствует постепенно наблюдаемые в процессе их эксплуатации, увеличение газового фактора с последующей его стабилизацией и быстрый темп падения дебитов. Имеющиеся геолого – промысловые материалы позволяют считать, что Ярегское месторождение характеризуется смешанным режимом – режимом растворенного газа с последующим переходом на гравитационный режим.
1.11.Физические основы технологии
термошахтной разработки нефтяных месторождений.
Термошахтная разработка является сочетанием дренажной шахтной разработки с методами искусственного воздействия на пласт теплоносителями (пар и горячая вода) и осуществляется при течении нефти в нефтяном пласте с помощью скважин, сооруженных в подземных горных выработках.
Высокие показатели термошахтной разработки обеспечиваются за счет сосредоточения в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, включающих использование плотных сеток размещения нагнетательных и добывающих, наиболее совершенных по степени и характеру вскрытия горизонтальных, пологонаклонных и восстающих скважин большой протяженности (до 300м), а также за счет закачки в пласт теплоносителя.
Указанные скважины соединяют друг с другом отдельные трещины, каверны, каналы и зоны повышенной проницаемости.
Благодаря резкому увеличению поверхности фильтрации самих скважин, фильтрационные сопротивления в пласте в этих условиях снижаются, увеличивается охват пласта процессом теплового воздействия.
Вход в продуктивный пласт горными выработками позволяет максимально снизить противодавление на пласт практически до величины атмосферного давления. В свою очередь, существующие способы изоляции горных выработок и крепления скважин дают возможность создавать в пласте перепады давления, необходимые для осуществления притока нефти от нагнетательных скважин к добывающим.
Значительный эффект при термошахтной разработке обеспечивается за счет воздействия теплоносителем при наличии в пласте плотной сетки нагнетательных и добывающих скважин.
Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения, термическое расширение пластовых флюидов, гравитационное дренирование пласта, вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки. Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.
При средней температуре пласта 70 – 90оС нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:
за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения 15-21%
за счет термического расширения пластовых флюидов 5-10%
за счет гравитационного дренирования пласта 14-19%
за счет капиллярной пропитки 6-10%
В общем случае, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достигнуть 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме – 45-60%.
1.12.Критерии выбора первоочередных объектов высоковязких нефтей
для разработки их термошахтным способом.
|
Параметры |
Размерность |
Величина |
|
Глубина залегания |
М |
До 800 |
|
Запасы нефти |
Млн.т |
5 и более |
|
Пласт - коллектор |
- |
Устойчивые терригеные или карбонатные породы |
|
Пористость |
% |
18 и более |
|
Проницаемость |
МДарси |
100 и более |
|
Нефтенасыщенность весовая объемная |
% % |
50 и более |
|
Начальная пластовая температура |
оС |
26 и менее |
|
Газонасыщенность нефти |
М3/т |
10 и менее |
В соответствии с технологией термоциклического воздействия в комбинации с заводнением процесс разработки пласта осуществляется в 2 стадии:
I стадия – прогрев пласта до температуры 70 – 80 оС.
II стадия – вытеснение нефти из прогретого пласта водой.
I стадия. В начальной стадии под закачку пара вводится максимальное количество нагнетательных скважин. Пар закачивается под давлением 2-3 кгс/см3 на устьях подземных скважин. Спустя 6-8 месяцев после начала закачки пара, когда средняя температура пласта увеличивается до 30-40 оС, темп ввода тепла в пласт необходимо уменьшить на 30 %.
Для осуществления термодинамического режима полевые штреки или буровые камеры, расположенные на разрабатываемой площади, разбиваются на две группы таким образом, чтобы штреки (буркамеры) одной группы чередовались со штреками (буркамерами) другой группы. Пар в каждую группу нагнетательных скважин закачивается попеременно.
Спустя 12-14 месяцев после начала теплового воздействия темп нагнетания пара должен быть снижен на 50-6% по сравнению с начальным. К концу первой стадии средняя температура пласта возрастает до 70-80 оС и завершается подготовка пласта к вытеснению из него нефти. Всего в течении I стадии должно быть закачано в пласт количества пара, равное 0,7 порового объема пласта.
Во II стадии переходят к закачке в пласт воды, попутно добываемой из скважин. Вода закачивается под давлением 3-6 кгс/см2 на устьях нагнетательных скважин.
При температуре закачиваемой воды 30-40 оС нагнетание воды в пласт продолжается 3-4 месяца. В течении этого времени происходит снижение температуры пласта в среднем на 5-6 оС. Затем для восстановления температуры пласта осуществляется переход к закачке пара. Продолжительность цикла закачки пара 50-60 суток.
1.13.Контроль и регулирование процесса.
В процессе разработки фиксируются следующие данные:
а) Расход, давление, температура закачиваемых в пласт агентов по каждому штреку ежесуточно.
б) Дебит нефти, воды и температура добываемой жидкости по каждой скважине - не менее двух раз в неделю.
в) Добыча нефти и воды по всему уклону ежесуточно.
г) Количество скважин, находящихся под нагнетанием по каждому штреку, а также количество реагирующих скважин и продолжительность их работы в сутки.
д) Температура и влажность поступающего и исходного воздуха в уклоне и в каждом штреке 2 раза в месяц.
е) Температура по пласту в контрольных скважинах 1 раз в месяц.
ж) Коэффициент сухости пара, поступающего в подземные скважины 1 раз в месяц.
з) Физико-химический состав закачиваемой в пласт воды 1 раз в месяц.
и) Физико-химический состав добываемой в уклоне нефти и воды 1 раз в месяц.
Основной задачей регулирования процесса является обеспечение равномерного прогрева уклонного блока по площади и по мощности пласта, а также равномерный отбор нефти по всей площади. Для более равномерного распределения пара и воды по отдельным буркамерам, каждая буркамера оборудуется дросселирующим устройством.
1.14.Параметры прогрева пласта.
Запасы нефти на 1га (средние) – 50 тыс.т.
Запасы нефти на 1 га при мощности пласта в 1 м - 2080 т.
Среднее содержание нефти в 1м3 песчаника - 208 кг.
Извлечение нефти с 1м3 песчаника - 72,8 кг.
Прогреваемый объем пласта для добычи 1т нефти - 13,7 м3.
Теплоемкость песчаника - 510 ккал/м3.оС.
Количество пара для прогрева 1м3 песчаника до температуры 100оС - 75 кг.
Принимая теплопотери равные 100%, необходимое количество пара на 1т нефти - 2,1т.
Количество добытой нефти с 1 га - 17,5 тыс.т.
Приемистость 1 нагнетательной скважины:
вертикальной - 2 т/сут
горизонтальной - 20 т/сут
Количество закачиваемого пара в уклонном блоке - 200-500 т/сут.
Время обработки уклонного блока - больше 3 лет.
1.15.Технология термошахтной разработки.
Технология термоциклического воздействия на пласт в комбинации с заводнением разработана с учетом особенностей процесса теплового воздействия в условиях трещиновато-пористого пласта, насыщенного высоковязкой нефтью (рис.1)/
При нагнетании теплоносителя в пласт, закачиваемый агент, особенно в начальной стадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. При этом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счет теплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры, скорость прогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки и почти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущий расход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резко снижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающие породы. Отсюда вытекает вывод, что в условиях трещиновато-пористой среды высокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпа ввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогрева пласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит к дополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделенй в шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемых блоков. Ускорить прогрев пласта при изложенном выше механизме теплового воздействия можно, в основном, двумя способами: за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или за счет повышения температуры закачиваемого агента.
Рис.1 Общая схема технологии термошахтной добычи нефти.
2.Транспорт нефти и материалов.
2.1.Режим работы шахты.
Для работы принят круглогодичный режим работы шахты. При этом для рабочих занятых технологическим процессом добычи нефти:
Для подземных рабочих и рабочих на поверхности принята пяти дневная рабочая неделя. Нефть добывается в три смены с перерывами между сменами 48 минут. Подготовительные работы ведутся в 2 смены, и обеспечивают подготовку площадей для годового увеличения добычи нефти.
Максимальная производительность шахты на настоящее время составляет 140 тыс. тонн в год.
2.2.Проходка горных выработок.
Все подземные выработки на нефтяных шахтах Ярегского месторождения проводятся буровзрывным методом в соответствии с проектом проходки горной выработки и паспортом БВР.
Бурение шпуров производится перфораторами ПП-63В с пневмоподдержками. Диаметров шпуров под патроны ВВ=36мм. Взрывчатое вещество, используемое на шахте “Аммонит 5-ЖВ” или “Аммонит Т-19”.
Оконтуривание забоя до паспортных размеров производится отбойными молотками МО-10Л.
Погрузка в вагонетки УВГ-1.3 производится породопогрузочными машинами ППН-1С.
При проходки горных выработок для предупреждения травматизма в при забойном пространстве предусматривается временная предохранительная крепь выдвижная консольного типа.
Постоянная металлическая арочная крепь устанавливается с отставанием 1,5-2,0 метра. Все горнопроходческие выполняются с соблюдением действующих нормативных документов по технике безопасности.
Разбуривание горного массива под эксплутационные скважины (пара нагнетающие и нефти сборные скважины) производится буровыми станками типа ПБС-1Т. Данные бур станки были разработаны Ухтинским механическим заводом и приводятся в действие от гидравлики.
2.3.Транспорт нефти.
Добываемая в каждом блоке (уклоне) жидкость (нефть, вода, конденсат, механические примеси) собирается в нефтисборники, откуда насосами перекачивается на участковую нефтеловушку. Для откачки жидкости из уклонного блока используются поршневые насосы типа 9МГр-61, которые устанавливаются в насосной камере. Количество насосов два (рабочий и резервный).
Участковая нефтеловушка представляет собой ряд тонких выработок служащих для сбора и транспорта добываемой жидкости с группы уклонов. На нефтеловушке производится частичное отделение воды от нефти. Нефть откачивается на центральную нефтеловушку, вода используется для закачки в пласт и для работы буровых станков, а излишки воды перекачиваются на центральный водоотлив.
Жидкость из участковой нефтеловушки по трубопроводам откачивается в одну из емкостей песколувушки ЦНПС. При движение жидкости в песколувушке происходит осаждение механических примесей. Нефть из песколувушки через сливные окна и отводящие трубы перетекает в емкости нефтесборников ЦНПС. Вода через разделяющие перемычки по трубам водослива сбрасывается в канавку.
В нефтесборнике нефть подогревается до t =700С. подогрев воды водо-зеркальный. Отсчет подогрева, связанной воды осуществляется за счет подогрева и отстоя (не менее 24 ч., при этом содержание воды не должно превышать 1% и механических примесей 0,1%). В период отстоя ведется контроль за температурой нефти и содержания свободной воды в нефтесборниках. Свободная вода сбрасывается через отводы в канавку.
Подготовленная на ЦНПС нефть перекачивается насосами через скважины на нефтебазу НШП “Ярегонефть”.
На ЦНПС применяются насосы типа НПС 65/35-500 (один в ремонте). Производительность насоса – 65м3/ч. развиваемое давление – 340 м.
На нефтебазе производится окончательный отстой и подогрев нефти до t=70-800С, далее идет отгрузка нефти в железнодорожные цистерны, для дальнейшей транспортировки ее на нефтеперерабатывающий завод.
2.4.Проверочный расчет локомотивной откатки.
При термошахтной разработке полезное ископаемое, нефть, перекачивается с помощью насосов по трубопроводам. Порода от проходки и расширения горных выработок, оборудования, материалы и люди доставляются по подземным выработкам электровозным транспортом.
В настоящее время на 1т. добываемой нефти приходится 0,24 м3 транспортируемой породы от проходки и восстановления горных выработок.
При годовой добычи нефти 250тыс.т.потребуется транспортировать 60тыс.м3 породы, что составляет 232,8 м3 в сутки при пяти дневной рабочей неделе.
Работы по проходке и восстановлению выработок производится в 2 смены. При такой организации работ сменная производительность составляет 116,4 м3. Коэффициент разрыхления породы 1,75, емкость вагонетки 1,3 м3.
Нефтешахты по содержанию метана в рудничной атмосфере относятся к сверх категорийным. В качестве транспорта принимается локомотивная откатка электровозами в рудничном исполнении РП и РВ.
Максимальное расстояние откатки в шахте, принимая во внимание размеры отведенного поля, составит 1300 м, а средние 1100 м.
Магистральные пути соответствуют нормальному профилю (профиль пути, соответствующий требованиям ПБ: 3-5%, спуск в грузовом направлении). Ширина колеи 600 мм.
2.4.1.Выбор типа электровоза.
Тип электровоза по способу питания тяговых двигателей выбирается в соответствии с требованиями с П.Б согласно категории шахты по пыли и газу.
Весовую категорию (сцепной вес) электровоза выбирают из ряда выпускаемых машин, руководствуясь нормами проектирования шахт и основными техническими направления развития горных работ.
Исходя из этого, на нефтешахте применяются электровозы типа 5АРВ, 4.5АРП для откатки на вентиляционных выработок и для вспомогательных транспортных операций; электровоза типа АМ8Д-для магистральных выработок с основной откаткой породы и других грузов.
Средневзвешенный уклон рельсовых путей откаточного горизонта:
Iсв=;
где, in -уклон откаточного участка;
Ln –растояние транспортирования.
Iсв=;
Средневзвешенное расстояние откатки:
Lсв=;
где An-сменная производительность n-го участка;
Ln-расстояние транспортирования.
Сменная производительность шахты по транспорту породы составит 116,4 м3/смену.
116,4 / 3 = 38,8 м3/смену.
Средневзвешенное расстояние откатки составит:
Lсв=;
2.4.2.Предварительное определение весовой нормы поезда
Весовая норма поезда по условию троганья с места на преобладающем подъеме:
QТР=;
где Рсц – сцепной вес локомотива (Рсц =80 кН.)
- коэфф. сцепления колес с рельсами при трогание ( =0,17 (табл.8))
ТР – основное удельное сопротивление груженной вагонетки при трогании ТР=1,51=1,5*9=13,5
i = 6%
Qп – пусковое ускорение поезда
Qп = 0,03 м/с2
P = Pсц = 80 кН
Qгр = кН
Весовая норма поезда по условию равномерного движения на преобладающем подъеме минимальным коэффициентом сцепления.
Qгр =
где мин = 0,15; гр = 9 н/ кН
Qгр =
Весовая норма поезда по условию допустимого нагрева тепловых двигателей.
Qгр =
где Fд – длительная сила тяги локомотива
Fд = 4,1кН
м – коэффициент, учитывающий дополнительный нагрев двигателей при маневрах
м = 1,3
iр.с. – уклон равного сопротивления
iрс = ;
где , m – грузоподъемность выбранной вагонетки,
m = 16,7 кН;
mо – собственный вес вагонетки;
mо = 6,0 кН;
гр = 9 кН - сопротивления движению вагонеток
пор = 11 кН - сопротивления движению вагонеток
iр.с = ;
-относительная продолжительность движения.
= tдв / Тр,
где tдв - время движения локомотива в грузовом и порожнем направлении.
tдв = 10,8мин = 0,18 ч.
Тр = tдв + 25 = 35,8мин = 0,597ч
= 10,8 / 35,8 = 0,3
Qгр = ;
Весовая норма поезда по длине допустимого тормозного пути.
Qгр =
Где Рт – тормозной вес локомотива.
Рт = 80 Кн.
т = 0,19;
ат – тормозное замедление.
Q = V2дл / 2lт = 6,25 / 80 = 0,078 м/с2;
Vдл = 9 км/ч = 2,5 м/с;
Wгр = 9 Н/кН;
Iсв = 6 %;
Qгр =
Определяем количество груженых вагонеток в составе:
Z = Q1гр /( m + mo);
Где Q1гр- минимальный вес поезда по предыдущим условиям.
Q1гр = 503,6;
m=16.7 кН;
mo=6;
z = 503,6 / (16,7 + 6)=22,2;
Применяем 22 вагонетки в составе поезда. Необходимо тормозное (удельное) усилие.
в=1000*Рт*т/(Р+Qгр);
Qгр- минимальный вес поезда по предыдущим условиям,
Qгр = 503,6 кН;
Рт – тормозной вес локомотива,
Рт = 80 кН;
т - коэфф. сцепления колес с рельсами при торможении,
т = 0,19;
b = 1000*80*0,19(80+503,6)=26,05;
Необходимо тормозное замедление
ат = 0.01*(b + W1гр - iсв);
где b = 26.05;
W1гр = 9;
Iсв = 6;
ат = 0,01(26,05+9-6)=0,29;
Определим допустимую скорость движения:
Vдоп = ;
Где lт = 40 м;
ат = 0,29;
Vдоп = = 4,8 м/с = 17,28 км/ч;
Принимаем Vmax = 12 км/ч (конструктивная скорость электровоза АМТД).
2.4.3. Тяговые расчеты.
Определим силы тяги локомотива в груженном и порожнем режимах в предложении, что груженые поезда движутся под уклон.
Fгр = 1/nдв*Р + z(m+mo)*(W1гр - iсв);
Fпор = 1/ nдв*(Р+z*mo)*( W1пор + iсв );
где P = 80кН;
z = 22 вагонетки;
nдв = 2;
m = 16,7;
mо= 6;
Wгр = 9;
Wпор = 11;
Iсв.= 6%
Fгр = 1/280+22(16,7+6)*(9-6)= 724,25Н=0,724кН
Fпор = 1/280+22*6*(11+6) = 1855Н = 1,86кН
Используя тяговые характеристики двигателей, определяем токи и соответствующие им значения скорости. Таблица №2.1.
|
Fгр |
Fпор |
Iгр |
Iпор |
Vгр |
Vпор |
|
0,724кН |
1,86кН |
30А |
48А |
12км/ч |
15км/ч |
Определяем время движения поезда в груженом и порожнем состоянии.
tгр = ; tпор = ;
где
Lс = 800м;
Vгр = 11км/ч;
Vпор = 12км/ч;
к – коэффициент, учитывающий длину откатки.
к = 0,5.
tгр = ; tпор =
Фактическая продолжительность рейса локомотивосостава.
TР = tгр+tпор+z*tп+z*tp+tм;
tгр = 8,7 мин.
tпор = 8 мин.
z = 22 вагонетки
tп = 1,3 мин.
tp = 0,5 мин.
tм = 6 мин.
TР = 8,7+8+22*1,3+22*0,5+6 = 62,3 мин.
2.4.4. Определение парка подвижного состава.
а) Количество возможных рейсов электровозов за смену
rв = ;
где
Тсм – продолжительность смены;
Тсм = 420 мин.
Тп – продолжительность подготовительно- заключительных операций.
Тп = 30 мин.
Тлн – время перерывов на личные надобности.
Тлн = 10 мин.
Тр = 62,3 мин.
rв = рейсов.
б) Необходимое количество рейсов для вывозки грузов.
rн=;
Кп - коэффициент, учитывающий выдачу породы.
Кп = 1,15
Асм = 116,4 м3/смену;
Асм – сменная производительность шахты;
z = 22 вагонетки;
Кн = 1.5 – коэффициент неравномерности работ;
Vв – объем кузова вагонетки;
Кр – коэффициент разрыхления породы;
Кр = 1,75
Vв = 1,3 м3
rн=рейса.
в) Общее количество рейсов в смену с учетом пассажирских.
rобщ = rм + rл;
где
rл – количество необходимых людских рейсов в смену;
rл – 2;
rобщ = 4+2 = 6 рейсов.
г) Парк рабочих электровозов.
Nр.эл.= rобщ / rв;
где
rобщ = 6;
rв = 6;
Nр.эл = 6/6=1;
д) Инвентарный парк электровозов.
Nинв.эл. = Nр.эл + Nрез;
где
Nинв.эл. = 1;
Nрез – резервное число электровозов;
Nрез = 2 электровозов
Nинв.эл. = 1 + 2 = 3
Рабочий парк вагонеток определяется:
Zраб = Nр.эл * Z;
где
Nр.эл = 1;
Z = 22 вагонетки;
Zраб = 22 * 1 = 22 вагонетки.
Zинв. = Кр(Nр.эл*Z* n р.п*nс*z)
где
n р.п – количество разгрузочных пунктов.
n р.п = 1;
nс – количество составов на грузовой и порожняковой ветвях околоствольного двора.
nс = 3;
Кр – коэффициент резерва.
Кр = 1,25;
Zинв. = 1,25(1*22* 1*3*22) = 110 вагонов.
2.4.5. Определение числа зарядных стволов и определение рабочих параметров зарядной камеры.
а) Число рабочих батарей.
mp = Nр.эл * S
где
S – норматив батарей на один рабочий электровоз;
S = 2;
Nр.эл = 1;
mp = 1*2 = 2 батареи.
б) Инвентарное число батарей.
mинв = mр*кинв;
где
mр = 2
кинв – коэффициент, учитывающий число баттарей.
кинв =1,1
mинв = 2*1,1 = 2,2;
Принимаем 2 батареи.
в) Число одновременно заряжаемых батареи.
m = mр – Nр.эл;
где
mр = 2;
Nр.эл = 1;
m = 2 – 1= 1;
г) Число зарядных столов в камере mст .
Принимаем mст = m = 1.
д) Общее число столов в камере.
mоб= mст+mобм+mрем;
где
mст = 1;
mобм – число обменных столов;
mрем – число ремонтных столов;
mоб = 1;
mоб= 1+1+1 = 3 стола.
е) Число зарядных агрегатов.
mз.а = mст;
где
mст = 1;
mз.а = 1;
ж) Потребность мощность зарядного агрегата.
Pп = ;
где
Vб – номинальное выпрямленное напряжение батареи;
Vб = 120 В.
Iс – средний поездной ток;
Iс = 39 А.
Pп = ;
Принимаем типовой зарядный агрегат ЗУК- 75 / 120 М.
3.Вентиляция и техника безопасности .
Все работы на нефтешахтах должны производится в строгом соответствии следующих правил:
Поскольку нефтяные шахты относятся к первой группе опасности по метану и другим газообразным углеводородам метанового ряда - вентиляции шахты отводится особое внимание.
1.Расчет вентиляции шахты
Расчет вентиляции шахты ведется согласно « Руководства по проветриванию и вентиляции угольных шахт», согласованного Госгортехнадзором СССР 16.07.89г., Госстроем СССР 4.06.89г., утвержденного Министерством угольной промышленности СССР от 15.08.89г.
3.1. Расчет расхода воздуха для проветривания подготовительных забоев.
Расчет расхода воздуха, необходимого для проветривания тупиковых выработок, рассчитывается по выделению метана, по газам, образующимся при взрывных работах, числу людей, средней минимальной скорости воздуха в выработке, с учетом температуры. Окончательно принимается наибольший результат,
1.1. Расчет расхода воздуха по выделению метана производится по формуле:
; м3/с
QЗ.П. - расход воздуха, который необходимо подавать в призабойное пространство тупиковой выработки, м3/с;
С - допустимая, согласно ПБ, концентрация метана в исходящей из выработки вент. струе;
1З.П. - метановыделение на призабойном участке, м3/мин,
Со - концентрация метана в струе воздуха, поступающего в тупиковую выработку.
1.2. Расчет расхода воздуха по газам, образующимся при взрывных работах, определяется:
м3/с.
vbb. - объем вредных газов, образующихся после взрывания, л
V вв -100 Вуг, + 40 Впор,
Вн.п., Впор. - масса взрываемых ВВ в нефтеносном пласте и породе, кг
Т - время проветривания выработок после взрывания, мин,
S - средняя площадь поперечного сечения выработки в свету, при переменном сечении, м2
S=
К обв. - коэф. обводненности выработки;
Кут. - коэф. утечек воздуха в вент, трубопроводах;
L - длина тупиковой части, м
1.3. Расчет по числу людей:
Q з.п. = 6 п, м 3/мин.,
где п - максимальное число людей, одновременно работающих в подготовительной выработке.
1.4. Расход воздуха по минимальной скорости в выработке:
Qs.n. = S x Vmin, м3/сек., где:
Vmin - минимально допустимая, согласно ПБ, скорость воздуха в тупиковой выработке, м 3/с.
Данные расчетом количества воздуха для подготовительных забоев сведены в таблице № 3.1.
3.2. Расчет воздуха для обособленного проветривания камер.
1. Расход воздуха для проветривания склада ВМ:
Q = 0,07 * VK = 0,07 * 900 = 63,0 м 3/мин. =1,1 м 3/с.
где:
VК - суммарный объем выработок склада ВМ, м3
2. Расход воздуха для проветривания зарядных камер электровозного депо:
=137,0 м3/мин.= =2,28м3/с
где:
При этом должно соблюдаться условие
Q г 30nб КЭ
к > 30 * (2 * 1,0) + (10 * 0,6)] = 240 м3/мин. = 4,0 м3/сек.
где:
Кэ –коэф., учитывающий тип применяемых батарей на. электровозе для
96 ТЖМ-350 КЭ = 1,0,
ТНЖШ-300 КЭ=0,6
3. Расход воздуха для проветривания камер для машин и электрооборудования определяется по формуле:
QK= м3/сек.
где:
Nyi- мощность электроустановки в камере, кВт; учитываются одновременно работающие установки;
i- коэффициент полезного действия (КПД) электроустановки; для насосных и подъемных установок принимается равным КПД двигателя, а для подземных вакуум-насосных станции -произведению КПД двигателя и вакуум-насоса;
Кзi - коэффициент, учитывающий продолжительность работы электроустановки в течение суток, для установки с продолжительностью непрерывной работы 1 час и более К = 1, для периодически работающей установки с продолжительностью непрерывной работы менее 1 ч. К рассчитывается по формуле:
;
Т pi - суммарная продолжительность работы установки в течение суток, ч.
nti - мощность трансформатора, установленного в камере- кВт;
n э - число одновременно работающих электроустановок;
n т - число одновременно работающих трансформаторов;
t вх - температура воздуха в выработке перед камерой в наиболее теплый месяц года, 0С, для действующих шахт определяется как средняя по результатам трех измерений в течение месяца, при проектировании новых (реконструкции действующих) принимается равной минимально допустимой температуре воздуха на входе в камеру tmin согласно Санитарным правилам по устройству и содержанию предприятии угольной промышленности.
Данные расчетов для насосных камер уклонов; электроподстанций сведены в таблице №3.3.
4. Расчет расхода воздуха для проветривания камеры огневых работ произведен по минимально допустимой скорости в выработке:
Q = S * V min = 6.7*0.25 = 1.68 м3/c.
5. Расчет расхода воздуха для проветривания камеры растворно-бетонного узла по минимальной скорости воздушной струи, при V=0,25 м3/с.
Qр6y=S*V = 16 * 0,25 =4,0 м3/сек.
Камера, проветривается последовательно.
Всего для обособленного проветривания камер на 1-е полугодие 2000 года потребуется:
Qк = 1.1 + 4,0 + 1,68+7,64= 14,42 м3/сек.
3.3. Расчет расхода воздуха для проветривания полевых штреков:
1. Расчет расхода воздуха, для проветривания полевых штреков произведен по минимальной скорости в выработке по формуле
Q = S * Vмin, м3/сек.
где:
Vмin - минимально допустимая скорость воздуха в горных выработках,
согласно ПБ - 0,25 м/сек., а для поддерживаемых выработок - 0,15 м/сек.
Данные расчетов количества воздуха для полевых штреков сведены в таблице №3.5.
3.4. Расчет расхода воздуха для проветривания эксплуатационных галерей.
1. Расчет произведен по минимальной допустимой скорости в выработке "Правил безопасности для нефтяных шахт"
Q = S * Vмin, м3/сек.
где:
Vмin - минимально допустимая скорость воздуха в горных выработках, согласно ПБ -0.25м/с
Данные расчеты количества воздуха для эксплуатационных галерей сведены в таблице №3.4.
3.5. Расчет внутренних утечек воздуха через вентиляционные сооружения.
1. Расчет норм утечек воздуха рассчитывается по формуле:
Qуt. = Qуt.н
где: Qуt - нормы утечек через сооружения при фактическом перепаде давления; Qуt.н – норма утечек через сооружения при перепападе давления 50 даПа м3/мин
hф- фактический перепад давленая, даПа
2. нормы утечек воздуха, через шлюз рассчитывается по формуле:
Qут.шл. = К пер.* Qут. ,
где: К пер. - коэффициент, зависящий от числа перемычек в шлюзе, принимается равным 0,76 при двух перемычках, 0,66 при трех и 0,57 при четырех;
Qуt - норма утечки воздуха через одну перемычку при общем перепаде давления на шлюзе, м3/мин.
3. Норма утечек через кроссинг определяется как сумма норм утечек через шлюзы (перемычки) умноженная на коэффициент 1,25
Данные расчетов внутренних утечек сведены в таблице № 3.2.
3.6.Расчет утечек воздуха через надшахтное здание и канал вентилятора.
1. Для определения расчетных норм утечек воздуха применяем формулу:
Qуt.вн = Qуt.н
Где:
hф - фактический перепад давления:
Qуt.н - норма утечек воздуха;
Q - для надшахтного здания при общей площади, включая копер S= 495 м2 составляет 6,37 м3/ceк.;
Qуt.кан. - для канала вентилятора, при S = 7,2 м2 составляет 5,05 м3/сек.
Данные расчетов утечек воздуха через надшахтное здание и канал вентилятора сведены в таблице №3.6.
РАСХОД
воздуха, необходимого для проветривания подготовительных забоев
Таблица № 3.1.
|
№№ пп |
Наименование забоев |
Вид работ |
Sсв М2 |
L прох м |
Lтупт м |
Lтруб м |
СН4 |
Iабс М3/мин |
V М/с |
ВВ кг |
Расчетное по выработке |
Примечание |
|||||||
|
Qгаз м3/с |
QВВ м3/с |
Qлюд м3/с |
Qмин м3/с |
Qрасч м3/с |
Qвент м3/с |
1,43xQв. QВМП м3/с |
|||||||||||||
|
На вход |
На исход |
||||||||||||||||||
|
1 |
Ходок бремсберга ЦВС |
Расширение |
7,0 |
60 |
120 |
130 |
0,0 |
0,2 |
1,06 |
0,25 |
4,8 |
0,04 |
0,17 |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,86 |
2,66 |
обособлено |
|
2 |
Бремсберг ЦВС |
Расширение |
7,0 |
50 |
50 |
80 |
0,0 |
0,2 |
1,06 |
0,25 |
- |
0,04 |
- |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,80 |
2,58 |
обособлено |
|
3 |
Ходок 1Т-1 |
Проходка |
7,0 |
90 |
80 |
90 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
28,5 |
0,0 |
0,61 |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,78 |
2,55 |
обособлено |
|
4 |
Уклон 1Т-1 |
Проходка |
7,0 |
100 |
70 |
100 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
27,3 |
0,0 |
0,60 |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,79 |
2,56 |
обособлено |
|
5 |
ЗВШ-4 эт. 2 бис. |
Проходка |
7,0 |
100 |
260 |
270 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
- |
0,0 |
- |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
2,01 |
2,88 |
обособлено |
|
6 |
ЗПдШ-4 эт. |
Проходка |
7,0 |
100 |
220 |
230 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
- |
0,0 |
- |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,94 |
2,78 |
обособлено |
|
7 |
Ходок ВЭУ-3 |
Расширение |
7,0 |
220 |
240 |
250 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
- |
0,0 |
- |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
1,98 |
2,82 |
обособлено |
|
8 |
Уклон ВЭУ-3 |
проходка |
7,0 |
- |
240 |
260 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,25 |
- |
0,0 |
- |
0,5 |
1,75 |
1,75 |
2,00 |
2,85 |
обособлено |
|
ИТОГО: |
21,68 |
Таблица №3.2.
|
Наименование выработки |
Тип вентиляционных сооружений |
Кол-во вент. сооружений |
S м2 дверей |
S м2 перемычки |
Н даПа |
Норма утечек м3/мин |
К от числа пер-к в шлюзе |
Кут. кроссинга |
Q ут м3/мин. |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Околоствольный двор |
|||||||||
|
ЦВС бис |
Одностворч.двери |
4 |
1,5 |
158 |
66 |
0,57 |
117,3 |
||
|
ЦВС |
Глухая перемычка |
2 |
3,0 |
158 |
6,0 |
10,7 |
|||
|
Трубный ходок с порож. |
- |
1 |
3,0 |
158 |
12,0 |
21,3 |
|||
|
Ходоу эл.депо |
- |
2 |
4,0 |
156 |
7,0 |
12,4 |
|||
|
106 п.ш. |
- |
2 |
5,0 |
152 |
7,5 |
13,1 |
|||
|
Ходок старой ЦНПС |
- |
2 |
8,5 |
155 |
10,0 |
17,6 |
|||
|
ИТОГО: |
192,4 |
||||||||
Западное крыло |
|||||||||
|
108 п.ш. бис. |
Глухая перемычка |
2 |
10,0 |
151 |
19,1 |
||||
|
108 п.ш. |
- |
2 |
10,0 |
151 |
19,1 |
||||
|
112 п.ш. |
- |
2 |
9,0 |
6,0 |
3,6 |
||||
|
114 п.ш. |
- |
2 |
9,2 |
6,0 |
3,6 |
||||
|
116 п.ш. |
- |
2 |
10,0 |
6,0 |
3,8 |
||||
|
118 п.ш. |
- |
2 |
10,0 |
5,5 |
3,6 |
||||
|
120 п.ш. |
- |
2 |
7,0 |
5,0 |
2,8 |
||||
|
122 п.ш. |
- |
2 |
8,5 |
5,0 |
3,2 |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
12 п.ш. бис |
- |
2 |
8,5 |
5,0 |
3,2 |
||||
|
Ходок 122 уклона |
- |
2 |
9,0 |
5,0 |
3,3 |
||||
|
124 п.ш. |
- |
2 |
7,0 |
4,5 |
2,7 |
||||
|
126 п.ш. |
- |
2 |
6,0 |
4,5 |
2,6 |
||||
|
128 п.ш. |
- |
2 |
7,0 |
4,5 |
2,7 |
||||
|
130 п.ш. |
- |
2 |
6,5 |
4,5 |
8,8 |
2,6 |
|||
|
132 п.ш. |
- |
2 |
10,5 |
4,5 |
11,0 |
3,3 |
|||
|
134 п.ш. |
- |
2 |
10,0 |
4,5 |
11,0 |
3,3 |
|||
|
136 п.ш. |
- |
2 |
7,0 |
4,5 |
9,0 |
2,7 |
|||
|
138 п.ш. |
- |
2 |
5,6 |
4,5 |
8,1 |
2,4 |
|||
|
140 п.ш. |
- |
2 |
4,5 |
4,5 |
7,3 |
2,2 |
|||
|
142 п.ш. |
Шлюз двухстворч.дв. |
2 |
5 |
4,0 |
130 |
0,66 |
24,3 |
||
|
144 п.ш. |
Глухая перемычка |
2 |
7,0 |
3,5 |
9,0 |
2,4 |
|||
|
146 п.ш. |
- |
2 |
9,5 |
3,0 |
10,8 |
2,6 |
|||
|
148 п.ш. |
- |
2 |
7,5 |
3,02,5 |
9,3 |
2,3 |
|||
|
150 п.ш. |
- |
2 |
6,0 |
2,5 |
8,5 |
1,9 |
|||
|
152 п.ш. |
- |
2 |
8,0 |
2,0 |
9,5 |
2,1 |
|||
|
154 п.ш. |
- |
2 |
6,0 |
2,0 |
8,5 |
1,7 |
|||
|
156 п.ш. |
- |
2 |
6,5 |
2,0 |
8,8 |
1,8 |
|||
|
158 п.ш. |
- |
2 |
6,5 |
1,5 |
8,8 |
1,8 |
|||
|
160 п.ш. |
- |
2 |
6,0 |
1,5 |
8,5 |
1,5 |
|||
|
162 п.ш. |
- |
2 |
6,5 |
1,5 |
8,3 |
1,5 |
|||
|
164 п.ш. |
- |
2 |
6,5 |
1,5 |
8,8 |
1,5 |
|||
|
Заездная сбойка |
Шлюз с двухстворч.дверями |
2 |
5,0 |
1,0 |
130 |
14,0 |
|||
|
Сбойка №1 |
Шлюз с одностворч.дверями |
2 |
1,5 |
1,0 |
66 |
7,1 |
|||
|
Шлюзовая сбойка |
Двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
1,0 |
130 |
14,0 |
|||
|
ИТОГО: |
170,4 |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ВЭУ-2 |
|||||||||
|
101 п.ш.с ход.ВЭУ-2 |
Глухая перемычка |
1 |
6,0 |
76,0 |
8,5 |
10,5 |
|||
|
101 п.ш.с укл.ВЭУ-2 |
- |
1 |
6,0 |
71,0 |
8,5 |
10,1 |
|||
|
Сбойка № 2 ВЭУ-2 |
Шлюз с двухстворч.дверями |
2 |
5,0 |
2,0 |
130 |
0,76 |
19,8 |
||
|
ИТОГО: |
4,04 |
||||||||
Капитальный бремсберг |
|||||||||
|
Вент.сбойка через капит.бремсберг |
Кроссинг |
1 |
85,8 |
100 |
154,4 |
1,25 |
273 |
||
|
ВПдШ-2 |
Глухая перемычка |
1 |
12,0 |
66 |
24 |
27,5 |
|||
|
ВОШ-2 |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
59 |
130 |
0,76 |
107,3 |
||
|
ЗОШ-2 |
- |
2 |
5,0 |
90 |
130 |
0,76 |
|||
|
ВПШ-2 |
- |
2 |
5,0 |
5,0 |
130 |
0,76 |
|||
|
ВПдШ-3 |
Глухая перемычка |
1 |
6,0 |
4,5 |
17,0 |
||||
|
ВВШ-3 |
- |
1 |
12,0 |
4,0 |
24 |
||||
|
ВОШ-3 |
- |
1 |
8,0 |
3,0 |
19 |
||||
|
301 п.ш.через ходок ВЭУ-2 |
Кроссинг |
1 |
91,3 |
3,0 |
164,3 |
||||
|
ЗОШ-3 бис |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
13 |
130 |
0,76 |
|||
|
ВПШ-3 |
Глухая перемычка |
1 |
10,0 |
2,0 |
22 |
||||
|
ЗПШ-3 бис |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
12 |
130 |
0,76 |
|||
|
ВВШ-3 бис |
- |
2 |
5,0 |
1,5 |
130 |
0,76 |
|||
|
ВВШ-4 |
Глухая перемычка |
1 |
8,0 |
1,0 |
19 |
||||
|
ЗВШ-3 бис |
- |
1 |
8,0 |
1,7 |
19 |
||||
|
Уклон 4Т-2 |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
1,5 |
130 |
0,76 |
|||
|
401 п.ш.черезЗОШ-4 |
Кроссинг |
1 |
98 |
0,5 |
176,4 |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
ИТОГО: |
804,2 |
||||||||
ЗТ-1 |
|||||||||
|
201 п.ш.через ходок укл.ЗТ-1 |
Кроссинг |
1 |
80 |
40 |
144 |
1,25 |
161 |
||
|
Сбойка № 1 укл. ЗТ-1 |
Шлюз двухствороч.двери |
2 |
5,0 |
4,0 |
130 |
0,76 |
27,9 |
||
|
Сбойка № 2 |
Глухая перемычка |
2 |
3,0 |
4,0 |
6,0 |
1,7 |
|||
|
Сбойка № 3 |
- |
2 |
3,0 |
3,5 |
6,0 |
1,6 |
|||
|
Сбойка № 4 |
- |
2 |
3,0 |
3,5 |
6,0 |
1,6 |
|||
|
Сбойка № 5 |
- |
2 |
3,0 |
3,0 |
6,0 |
1,5 |
|||
|
Сбойка № 6 |
- |
2 |
3,0 |
2,5 |
6,0 |
1,3 |
|||
|
Сбойка № 7 |
- |
2 |
3,0 |
2,5 |
6,0 |
1,3 |
|||
|
Сбойка № 8 |
- |
2 |
3,0 |
2,0 |
6,0 |
1,2 |
|||
|
Сбойка № 1 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
10,0 |
1,0 |
11,0 |
1,6 |
|||
|
Сбойка № 2 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
10,0 |
1,0 |
11,0 |
1,6 |
|||
|
Сбойка № 3 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
10,0 |
0,5 |
11,0 |
1,1 |
|||
|
Сбойка № 4 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
10,0 |
0,5 |
11,0 |
1,1 |
|||
|
Сбойка № 5 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
10,0 |
0,5 |
11,0 |
1,1 |
|||
|
Сбойка № 6 панели ЗТ-1 |
Шлюз двухствороч.двери |
2 |
5,0 |
0,5 |
130 |
0,76 |
9,9 |
||
|
Сбойка № 7 панели ЗТ-1 |
Глухая перемычка |
2 |
10,0 |
0,5 |
11,0 |
1,1 |
|||
|
Сбойка № 8 панели ЗТ-1 |
- |
2 |
13,0 |
0,5 |
12,5 |
1,3 |
|||
|
2 |
ИТОГО: |
217,9 |
|||||||
4Т-2 |
2 |
||||||||
|
404 п.ш.через ходок 4Т-2 |
Кроссинг |
1 |
84,1 |
2,5 |
151,4 |
1,25 |
42,3 |
||
|
Сбойка №1 |
Шлюз двухствороч.двери |
2 |
1,5 |
2,5 |
66 |
0,76 |
11,2 |
||
|
Сбойка №2 |
Глухая перемычка |
2 |
10,0 |
2,0 |
11,0 |
2,2 |
|||
|
Сбойка №3 |
- |
2 |
10,0 |
1,5 |
11,0 |
1,9 |
|||
|
Сбойка №4 |
- |
2 |
10,0 |
1,0 |
11,0 |
1,6 |
|||
|
ИТОГО: |
59,2 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Блок 1Т-1 |
|||||||||
|
Бремсберг ЦВС |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
3,0 |
130 |
0,76 |
24,2 |
||
|
Бремсберг ЦВС через 1Т-1 |
Кроссинг |
1 |
101,8 |
2,5 |
183,2 |
1,25 |
51,2 |
||
|
Сбойка №1 с ходка бр.ЦВС |
Глухая перемычка |
2 |
4,0 |
1,5 |
7,0 |
1,2 |
|||
|
Сбойка №2 с ходка бр.ЦВС |
- |
2 |
3,0 |
1,5 |
6,0 |
1,0 |
|||
|
Сбойка №3 с ходка бр.ЦВС |
Шлюз двухстворч.двери |
2 |
5,0 |
0,5 |
130 |
0,76 |
9,9 |
||
|
Сбойка №4 с ходка бр.ЦВС |
Глухая перемычка |
2 |
6,0 |
0,5 |
8,5 |
0,9 |
|||
|
Сбойка №5 с ходка бр.ЦВС |
- |
2 |
7,0 |
0,5 |
9,0 |
0,9 |
|||
|
Сбойка №6 с ходка бр.ЦВС |
- |
2 |
7,0 |
0,5 |
9,0 |
0,9 |
|||
|
Сбойка №7 с ходка бр.ЦВС |
- |
2 |
7,0 |
0,5 |
9,0 |
0,9 |
|||
|
ИТОГО: |
91,1 |
||||||||
|
ВСЕГО: |
1575,6 |
Всего внутренних утечек воздуха: Qвн.ут.=26,3 м3/сек.
Р А С Ч Е Т
расхода воздуха, необходимого для проветривания насосных камер уклонов
и эл. подстанции на 1-е полугодие.
Таблица № 3.3.
|
Наименование камер |
Твх. С |
Пэ |
Nqi КВт |
i |
К |
Пт |
N КВт |
Q расч. м3/с |
Примечание |
|
Насосная №1 укл.ЗТ-1 |
22 |
2 |
22 110 |
0,87 0,93 |
1 1 |
- |
- |
0,90 |
Обособленное проветрвание |
|
Насосная №2 укл.ЗТ-1 |
23 |
2 |
22 90 |
0,87 0,93 |
1 1 |
- |
- |
0,64 |
-- |
|
Насосная укл.4Т-2 |
21 |
3 |
66 |
0,87 |
0,8 |
- |
- |
0,38 |
-- |
|
Машинная ЦНПС |
25 |
3 |
160 |
0,93 |
1 |
- |
- |
3,12 |
-- |
|
Нефтеловушка ЦНПС |
25 |
1 |
13 |
0,87 |
1 |
- |
- |
0,47 |
-- |
|
Насосная песколовушка № 1 |
25 |
1 |
15 |
0,87 |
1 |
- |
- |
0,54 |
-- |
|
Лебедочная ВВУ |
16 |
1 |
30 |
0,86 |
1 |
1 |
4 |
0,12 |
-- |
|
Умформенная эл.депо |
20 |
1 |
57 |
0,97 |
1 |
1 |
184 |
0,75 |
-- |
|
Эл.подстанция ВЭУ-3 |
20 |
- |
- |
- |
- |
1 |
324 |
0,72 |
-- |
|
Эл.подстанция ЗТ-1 |
20 |
- |
- |
- |
- |
1 |
404 |
0,9 |
Последоват. проветривание |
|
Эл.подстанция 401 |
18 |
- |
- |
- |
- |
1 |
240 |
0,6 |
-- |
|
Эл.подстанция 176 |
16 |
- |
- |
- |
- |
1 |
320 |
0,5 |
-- |
|
Эл.подстанция 4Т-2 |
18 |
- |
- |
- |
- |
1 |
404 |
0,67 |
-- |
|
ЦПП |
20 |
- |
- |
- |
- |
1 |
570 |
2,6 |
-- |
|
ЦВО |
20 |
1 |
315 |
0,86 |
1 |
2 |
8 |
2,06 |
-- |
|
Эл.подстанция ЦНПС |
20 |
- |
- |
- |
- |
1 |
400 |
0,9 |
|
|
ИТОГО для обособленного проветривания насосных камер и эл.подстанций |
7,64 |
расхода воздуха для обособленного проветривания буровых галерей и панелей уклонов.
Таблица №3.4.
|
Наименование выработок |
S м2 |
V м/с |
Q м3/сек |
Примечание |
|
Буровая галерея уклона 4Т-2 |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
Обособленно |
|
Буровая галерея уклона ЗТ-2 |
8,0 |
0,25 |
2,0 |
-- |
|
Панель уклона ЗТ-2 |
8,0 |
0,25 |
2,0 |
Последовательно |
|
ИТОГО: |
3,75 |
Расхода воздуха для проветривания полевых штреков.
|
Наименование выработок |
S м2 |
V м/с |
Q м3/сек |
Примечание |
|
ЗПШ – 1 этажа |
8,5 |
0,15 |
1,28 |
Последовательно |
|
ЗПдШ – 1 этажа |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
01 полевой штрек |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
03 полевой штрек |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
017 полевой штрек |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
ВПШ – О |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
ВОШ-1 |
6,0 |
0,15 |
0,9 |
Обособленно |
|
121 полевой штрек |
6,0 |
0,25 |
1,5 |
Последовательно |
|
221 полевой штрек(нижний) |
5,0 |
0,25 |
1,3 |
-- |
|
217 полевой штрек(нижний) |
5,0 |
0,25 |
1,3 |
-- |
|
221 полевой штрек(верхний) |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
217 полевой штрек(верхний) |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
205 полевой штрек |
5,0 |
0,25 |
1,3 |
-- |
|
ВПШ – 2 этажа |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
ВПШ – 2 бис |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
ВОШ – 2 этажа |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
ВПдШ – 3 этажа |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
Сбойка № 1 с ВПдШ – 3 этажа |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
Сбойка № 2 с ВПдШ – 3 этажа |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
-- |
|
225 полевой штрек |
8,3 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
229 полевой штрек |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
233 полевой штрек |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
-- |
|
237 полевой штрек |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
-- |
|
319 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
323 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
327 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
331 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
335 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
КШ – 1 бис |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
КШ – 1 |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
ВВШ – 4 этажа |
10,4 |
0,25 |
2,6 |
Обособленно |
|
403 полевой штрек(нижний) |
4,5 |
0,25 |
1,13 |
Последовательно |
|
403 бис п.ш. |
4,5 |
0,25 |
1,13 |
-- |
|
405 полевой штрек |
10,0 |
0,25 |
2,5 |
-- |
|
Рассечка № 23 |
7,2 |
0,25 |
1,8 |
-- |
|
ВОШ – 3 эт.бис |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
415 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,5 |
Обособленно |
|
419 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
423 полевой штрек |
6,2 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
Восточная диаг.сбойка 4 этажа |
6,2 |
0,25 |
1,5 |
-- |
|
301 полевой штрек |
10,4 |
0,25 |
2,6 |
-- |
|
201 полевой штрек |
8,0 |
0,15 |
1,2 |
Последовательно |
|
101 полевой штрек |
8,0 |
0,15 |
1,2 |
-- |
|
Вентиляционная сбойка |
6,8 |
0,25 |
1,7 |
-- |
|
ЦВС |
6,4 |
0,25 |
1,6 |
-- |
|
310 п.ш. бис |
5,5 |
0,25 |
1,38 |
-- |
|
312 п.ш. бис |
6,2 |
0,25 |
1,55 |
-- |
|
404 п.ш. |
6,5 |
0,25 |
1,63 |
-- |
|
404 бис п.ш. |
12,8 |
0,25 |
1,92 |
Обособленно |
|
Диагональный штрек 4 этажа |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
Последовательно |
|
412 полевой штрек |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
-- |
|
414 полевой штрек |
7,0 |
0,25 |
1,75 |
-- |
|
ЗОШ – 1 этажа |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
-- |
|
ЗВШ – 1 бис |
7,0 |
0,15 |
1,05 |
-- |
|
ЮШ – 1 |
12,8 |
0,25 |
3,2 |
Обособленно |
|
ЮШ – 3 |
12,8 |
0,25 |
3,2 |
-- |
|
ЮШ – 2 |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
Последовательно |
|
ЮВШ |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
-- |
|
ЮОШ (ОШ) |
12,8 |
0,25 |
3,2 |
Обособленно |
|
ВВУ |
7,5 |
0,15 |
1,13 |
Последовательно |
|
ГВШ |
8,5 |
0,15 |
1,28 |
-- |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
ГОК |
8,5 |
0,15 |
1,28 |
-- |
|
Нефтеловушка 2-го горизонта |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
Обособленно |
|
142 полевой штрек |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
-- |
|
Эл.депо 2 горизонта |
10,0 |
0,15 |
1,5 |
Последовательно |
|
Ходок в водосборники 2 горизонта |
8,5 |
0,15 |
1,25 |
-- |
|
Обгонная 2 – го горизонта |
8,5 |
0,15 |
1,25 |
-- |
|
Порожняковая 2 – го горизонта |
8,5 |
0,15 |
1,25 |
-- |
|
Грузовая ветвь 2 горизонта |
8,5 |
0,15 |
1,25 |
-- |
|
Эл.депо 2 – го горизонта |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
-- |
|
Камера противопожарного поезда 2 горизонта |
12,8 |
0,15 |
1,92 |
-- |
|
Песколовушка № 2 |
8,5 |
0,25 |
2,13 |
-- |
|
Заезд на ВЭУ – 2 |
10,4 |
0,25 |
2,6 |
Обособленно |
|
ИТОГО: |
31,34 |
Внешние утечки воздуха.
|
Наименование вентиляционных сооружений |
Площадь, м2 |
Норма утечек, При h=200даПа |
Фактический перепад, даПа |
Расчетные нормы, м2/с |
|
Надшахтное здание вент.ствола |
495 |
380 |
202 |
6,4 |
|
Вент.канал |
7,2 |
300 |
202 |
5,0 |
|
ИТОГО: |
11,4 |
воздуха для проветривания эксплуатационных уклонов НШ- 3
Расчетный расход воздуха в уклонах определяется из суммы расходов воздуха насосной камеры, галереи, утечки воздуха через вент.сооружения и глухие перемычки.
Таблица № 3.7.
|
Уклонный блок |
Q насос м3/с |
Qгалер м3/с |
Q утеч м3/с |
Q укл м3/с |
Примечание |
|
Уклон 4Т-2 |
0,38 |
1,75 |
0,99 |
3,12 |
|
|
Уклон 3Т-1 |
0,90 |
2,0 |
3,63 |
||
|
0,64 |
7,17 |
Итого для проветривания уклонных блоков потребуется 10,29 м3/сек.
3.8.Расчет расхода воздуха для проветривания шахты в целом
Qш = 1,1 (Qп.з.+ Qгал+Qкам+Qп.ш.+ Qвн.ут.) = 1,1(21,68+3,75+14,42+31,34+26,26) = 107,2 м3/сек.
где:
Qп.з – расход воздуха для обособленного проветривания забоев, м3/сек
Qкам – расход воздуха для обособленного проветривания полевых штреков, м3/сек
Qп.ш – расход воздуха для обособленного проветривания камер, м3/сек
Qвн.ут – расчетные внутренние утечки воздуха, м3/сек
1,1 – коэффициент, учитывающий неравномерность распределения воздуха.
Расход воздуха для проветривания действующих шахт должен удовлетворять условию:
Qш
где:
Кн.ш. – коэффициэнт неравномерности газовыделения в шахте – 1,1;
С – допустимая концентрация газа в исходящей из шахты вент.струе – 0,75%;
Со – концентрация газа в атмосферном воздухе на поверхности шахты – 0%;
J – абсолютное метановыделение в исходящих из шахты вентиляционных струях.
107,2 м3/сек 18,0 м3/сек
Подача вентилятора главного проветривания НШ-3
Qв.у.= Qш + Qут.вн. = 107,2+ 11,4 = 118,6 м3/сек.
где:
Qш – расход воздуха для проветривания шахты в целом, м3/сек.
Qут.вн. – внешние утечки воздуха, м3/сек.
При проведении работ по техническому обслуживанию и ремонту вентиляторной установки обязательными для исполнения являются Правила безопасности в угольных и сланцевых шахтах. Правила технической эксплуатации угольных и сланцевых шахт, Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей и инструкцией заводов изготовителей.
1.Меры безопасности при техническом обслуживании и ремонте механического оборудования вентиляторных установок.
Работы по техническому обслуживанию и ремонту оборудования вентиляторной установки необходимо производить при снятом напряжении и на пульте управления вывесить плакат «Не включать –работают люди!»
Работы по техническому обслуживанию и ремонту на узлах к деталях проточной части, осуществляемые с вентиляционного канала, должны выпол няться при застопоренном роторе к звеном, состоящим не менее чем из двух рабочих.
Рабочее место должно быть освещено светильниками с напряжением не более 12 В.
Работы в проточной части вентиляторов следует осуществлять с мон тажными поясами с надежно сооруженных и закрепленных помостов, лестниц и настилов.
Грузоподъемные устройства, грузозахватные приспособления и стропы применяемые при, монтаже и демонтаже деталей и узлов вентилятора, должны пройти техническое освидетельствование, установленное Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов.
Стропальные работы при монтаже и демонтаже деталей и узлов вентиляторов должны производиться в соответствии с Инструкцией по безопасному ведению работ для стропальщиков (зацепщиков), обслуживающих грузоподъем ные краны.
Перед подъемом груза необходимо убедиться в том, что груз надежно закреплен и ничем не удерживается.
При подъеме и перемещении груза запрещается находиться на грузе, под ним или оттягивать его.
Для предотвращения самопроизвольного разворота громоздких грузов во время их подъема или перемещения необходимо применять специальные
оттяжки.
Груз при опускании необходимо устанавливать на прочные прокладки.
При извлечении лопатки рабочего колеса осевого вентилятора следу ет соблюдать осторожность, т.к. лопатка при возможном заедании может выскочить из посадочного места в радикальном направлении. На рабочих местах необходимо иметь верстаки и стеллажи для деталей, при разработке крупных узлов использовать специальные столики и грузоподъемные устройства.
Пневматический инструмент следует присоединять и отсоединить пос ле отключения его от сети сжатого воздуха.
Запрещается во время работы установки открывать люки вентилятора и канатов и входить в каналы.
Запрещается производить ремонт вращающихся частей работающей ус тановки.
Запрещается пуск вентиляторной установки без ограждения движущих ся частей и открытых трубопроводов.
Запрещается курение в здании вентиляторной установки
.
Запрещается курение при работе с легко воспламеняющимися жидкос тями
Запрещается пользоваться промывочными жидкостями или производить травление без резиновых перчаток.
При проведении работ по Т.О. к ремонту необходимо проверить заземление вентиляторных установок и электрооборудования.
При использовании домкратов необходимо проверить их исправность, состояние поверхности головок и ленточной резьбы. Проверка действия реверсивных и герметизирующих устройств должна производится при остановленных вентиляторах без пуска их на реверсивный режим. При этом до остановки вентилятора необходимо вывести рабочих из очистных и тупиковых подготовительных выработок на свежую струю и отключить электроэнергию на участках. Возобновление работ после каждой проверки разрешается не менее чем через 15 мин после восстановления нормальной вентиляции и осмотра выработок надзором участка ВТБ.
Работа по техническому обслуживанию и ремонту считаются незакон ченными, если оборудование и вся зона рабочего места не приведены в по рядок, а защитные устройства не поставлены на свои места.
По окончании рабочего дня ремонтная бригада обязана оставить вентиляторную установку в работоспособном состоянии.
В случае выхода резервного вентилятора из работоспособного состояния для проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту более чем на сутки необходимо поставить об этом в известность диспетчера и главного инженера шахты.
2.Меры безопасности при техническом обслуживании и ремонте электрооборудования вентиляторных установок.
К обслуживанию и ремонту электрооборудования допускаются лица, имеющие удостоверение на право производства работ на установках напряжением до и свыше 1000в. Удостоверение на право производства работ вы даются продлеваются электротехническому персоналу после периодической проверки знаний в объеме, предусмотренном Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.
Работы на электроустановках должны производиться по посменному на ряду или устному распоряжению. Перечень работ, выполняемых по письменному наряду или устному распоряжению, устанавливается главным энергетиком шахты с учетом конкретных условий и требований Правил технической эксплуатации электроустановок и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.
Для обслуживания электрооборудования на вентиляторных установках должны быть следующие защитные устройства: диэлектрические перчатки резиновые коврики или изолирующие подставки, набор предупредительных плакатов по технике безопасности, указатели напряжения.
Около высоковольтного оборудования должны быть коврики-дорожки шириной не менее 750 мм. Включение и выключение высоковольтного pacпределительного устройства необходимо производить в диэлектрических ботах и перчатках.
Все токоведущие части электродвигателей должны быть защищены от случайного прикосновения. Никаких работ в электрически цепях и аппаратуре, находящихся под напряжением, производить на разрешается. Вращающиеся части электродвигателя должны быть ограждены.
Запрещается работа вентиляторного устройства в автоматическом режиме при неисправном механическом оборудовании и при нарушении схемы управления, блокировок, контроля и защиты.
Подсоединение, регулировку и работы по техническому обслуживанию к ремонту электрооборудования следует производить при снятом напря жении.
3.Противопожарные мероприятия.
В здании вентиляторных установок должен находиться комплект противопожарного инвентаря: сухие огнетушители, ящик с песком или инерт ной пылью, лопаты, ведра, крюки.
Огневые работы должны производиться в соответствии с Инструкцией по проведению огневых работ в подземных выработках и надшахтных зда ниях.
При ведении огневых работ в здании вентиляторных установок необходимо принять меры, предотвращающие попадание искр на электрооборудование, узлы вентилятора и фундамент, на которых имеются следы горюче смазочных материалов.
Использованный обтирочный материал должен храниться в специаль ных металлических ящиках с крышками, смазочный материал - в железных баках и бочках. Горючие материалы к жидкости не следует раз мешивать вблизи электрооборудования.
В случае возникновения пожара в здании вентиляторных установок необходимо немедленно отключить электроэнергии, сообщить о случившем ся диспетчеру и преступить к тушению пожара.
В течении периода работы вентиляторной установки в режиме реверсирования содержание метана в местах возможного возникновения пожара не должно превышать 2%.
4.Безопасность жизнедеятельности.
Эксплуатацию и обслуживание вентиляторных установок производит Подземный электромеханический участок. По правилам безопасности вентиляторные установки должны работать непрерывно, допускаются лишь кратковременные остановки при периодической замене оборудования, при аварийном выходе из строя работающего вентилятора или при необходимости реверсирования вентиляционной струи, которая должна быть произведена не более чем за десять минут.
Управление оборудованием вентиляторной установки и контроль за его работой производится из диспетчерской шахты
Осмотры вентиляторной установки производят:
Текущие ремонты (не реже одного раза в месяц) производит бригада
оперативно- ремонтного персонала в количестве четырех человек.. 4.1.Анализ потенциальных опасностей.
а) При работе осевых вентиляторов создается сильный шум, уровень интенсивности которого превышает допустимые (нормы) уровни. Согласно ГОСТ12.1.003.83 допустимый уровень шума должен быть не более 85ДБ.
б) Возникновение пожаров при нарушении правил эксплуатации электромеханического оборудования и хранения ГСМ.
в) Травматизм, основными причинами которого является:
Следует иметь в виду возможность потерь рабочего времени, связанных простудными заболеваниями, которые являются следствием суровых климатических условий.
4.1.1 .Правила техники безопасности при обслуживании, ремонтах и осмотрах механического и электрического оборудования.
Работа с электрооборудованием.
Для защиты персонала от поражения электрическим током предусмотрено обязательное устройство заземления электрооборудования вентиляторной установки. Оно подключается к общерудничному заземлению сопротивлением 2.0 Ом. Главный заземлитесь, согласно ЕПБ, должен иметь площадь сечения не менее 0.75м2, толщину не менее 5мм., длину не менее 2.5м. В качестве главных заземлителей используются стальные листы.
Заземляющий контур на вентиляторной установке выполняется из стальной полосы сечением 40*4 и окрашивается в черный цвет.
Все электромонтажные и электроремонтные работы производятся не менее чем двумя лицами при снятом напряжении. Во время перестановки электродвигателей неподключенные концы кабеля должны быть закорочены и заземлены. . После подключения электродвигателя необходимо проверить фазировку.
При пуске и остановке вентилятора рабочий всегда должен стоять на изолирующей подставке или резиновом коврике, а при работе с аппаратами высокого напряжения обязан пользоваться резиновыми диэлектрическими перчатками согласно «Правил пользования и испытания защитных средств применяемых в электроустройствах».
Для безопасного обслуживания электрооборудования, также необходимо иметь указатели напряжения, переносные защитные заземления, временные переносные ограждения и набор плакатов по технике безопасности.
1.Промышленная санитария
ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ШУМ.
В настоящее время предельно допустимые нормы звукового давления на рабочих местах и на территории жилой застройке регламентированы.
«Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий» ГОСТ12Л.003.83
Таблица 4.1
|
Конструкция и материал |
площадь |
Коэффициент звукопоглощения, на соответствующих частотах |
||||||
|
125 |
250 |
500 |
1000 |
2000 |
4000 |
8000 |
||
|
Пол бетонный |
432 |
0,01 |
0,01 |
0,01 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
0,02 |
|
Потолок и стены оштукатуренные и окрашенные клеевой покраской |
1213 |
0,013 |
0,015 |
0,019 |
0,025 |
0,038 |
0,048 |
0,05 |
|
Плиты минераловатные ПП-80 с воздушным зазором 50 мм. |
1213 |
0,21 |
0,40 |
0,72 |
0,98 |
0,97 |
0.79 |
0,75 |
По формуле, А0= Σ d1*S1,
- рассчитываем звукопоглощающие в вентиляторной(в октавных полосах частот) до и после облицовки. Результаты заносим в таблицу 4.1.
По формуле, ΔL=10Ig
4.3. Определяем эффективность звукопоглощающих облицовок.
Исходные данные:
Вентиляторная установка с вентилятором
Размеры здания: -длина-24м.
-ширина-18м.
-высота-9,3м.
-средний коэффициент интенсивности шума -115ДБ
-коэффициент звукопоглощения поля αn =0.01
-коэффициент звукопоглощения стен и потолков αn =0,013
(на частоте 125 Гц).
Определим площадь потолка и стены данного здания, то есть Sn и Sc. Sn=24*18==432м2
Sc=(24* 18)+(18,6*42)=121Зм2
С помощью формулы А0= Σ d1*S1,определим звукопоглощение облицованного и необлицованного помещений:
Анеобл=1213*0,013+432*0,01=20,1м2
Аовл= 1213*0,21+432*0,01 =259м2
250Гц
Aнеoбл= 1213*0.015+432*0,01=22.5м2
Аобл =1213*0,4+432*0,01 =489,52м2
500Гц
Анеобл=1213*0,019+432*0,01=23,4м2
Аобл =1213*0,72+432*0,01 =877,68м2
1000Гц
Aнеoбл= 1213*0.025+432*0,01=38,97м2
Аобл =1213*0,98+432*0,02 =1197,38м2
2000Гц
Aнеoбл= 1213*0.038+432*0,02=54,734м2
Аобл =1213*0,97+432*0,02 =1185,25м2
4000Гц
Aнеoбл= 1213*0.048+432*0,02=66,86м2
Аобл =1213*0,79+432*0,02 =966,91м2
8000Гц
Aнеoбл= 1213*0.05+432*0,02=69,29м2
Аобл =1213*0,75+432*0,02 =918,39м2
125Гц:
ΔL=10Ig=10Ig
250Гц:
ΔL=10Ig
500Гц:
ΔL=10Ig
1000Гц:
ΔL=10Ig
2000Гц:
ΔL=10Ig
4000Гц:
ΔL=10Ig
8000Гц:
ΔL=10Ig
Таблица 4. 2
|
Параметры |
Частоты в октавных полосах. Гц |
||||||
|
125 |
250 |
500 |
1000 |
2000 |
4000 |
8000 |
|
|
Измеренный шум вентиляторной, Дб |
112 |
117 |
115 |
113 |
111 |
105 |
98 |
|
Нормы шума на рабочем месте, Дб |
99 |
92 |
86 |
86 |
83 |
80 |
78 |
|
Снижение шума за счёт звукопоглащения . Дб |
11,1 |
13,4 |
16,7 |
14,87 |
13,36 |
11.6 |
11.22 |
|
Шум в вентиляторной после применения звукопоглащения, Дб |
100,9 |
103,6 |
98,3 |
98,13 |
97,64 |
93,4 |
86,78 |
Помимо этого , для снижения уровня- шума до допустимых пределов на выходе из диффузора вентилятора располагают глушитель шума. представляющий собой бетонное сооружение, стенки которого являются продолжением стенок диффузора. По направлению струи в коробке глушителя устанавливается пластины перемычки, рассекающие поток на ряд воздушных струй. Пластины сооружаются из звукопоглощающих блоков, изготавливаемых из термозита в смеси с цементом в соотношении 1:4. Сооружение глушителя шума обеспечивает снижения уровня интенсивности его на 15-20 Дб.
2.Освещение.
Для освещения применяются стандартные и переносные светильники с газоразрядными лампами.
Устройство осветительных установок выполняется в соответствии с требованиями ПУЭ. Рабочие места должны быть освещены хорошо, при напряжении осветителей не выше 12 В. Освещение в околоствольном дворе, в местах управления механизмами должно быть не менее -55 лк.
3.Грузоподъемные механизмы
Грузоподъемные механизмы испытываются не реже одного раза в год. Управление грузоподъемным средством может осуществлять лишь лицо
имеющее на это право, то есть прошедшее курсы по установленной программе, и сдавшее экзамен комиссии с представителями Госготехнадзора.
Использование неисправного оборудования и инструмента как правило приводит к травматизму. Применение неисправного оборудования и инструмента запрещено инструкцией по Т.Б. для всех рабочих и ИТР
4.4.Причины возникновения пожаров и противопожарные мероприятия.
Пожар на вентиляторной установке возникнуть по разным причинам. основные из которых: воспламенение кабелей и электрооборудования:
попадание искр на замасленный обтирочный материал; разогрев подшипника при его проворачивание на валу в том случае, если контроль температуры нагрева подшипника почему- либо не сработал. Причиной пожара могут быть также сварочные и газопламенные работы, неправильно подключенные нагревательные приборы, курение на вентиляторной установке и другие.
Дежурный электрослесарь каждую смену обязан проверить наличие противопожарного инвентаря и материалов для тушения пожаров (несгораемый ящик с песком емкостью не менее 0.2м3. два огнетушителя ОУ-8, противопожарный щит с киркой, лопатой, ломом, топором и ведром для воды).
Использованный обтирочный материал должен храниться в специальных бочках и баках. При этом все горючие жидкости, предметы и материалы как можно подальше от электрооборудования.
Сварочные и газопламенные работы должны производиться в строгом соответствии с «Инструкцией по ведению огневых работ в подземных выработках и надшахтных зданиях», которая является приложением к параграфу 497 «Правил безопасности в угольных и сланцевых шахтах».
При воспламенении электрооборудования огонь ни в коем случаи нельзя тушить водой или пенными огнетушителями.
Обо всех случаях возгорании, независимо от того ликвидирован ли пожар, необходимо сообщить о случившемся диспетчеру и начальнику Подземного электромеханического участка. При пожаре оперативно-ремонтный персонал действует согласно плана ликвидации аварий.
Здания вентиляторной установки сооружается из огнеопасных материалов: колонны сборные железобетонные, из бетона марки 200, стены из навесных стенных панелей марки ПСП. Фундаменты под вентилятором и электродвигателем монолитные железобетонные из бетона марки 200.
Здания вентиляторных установок . относится к категории Г (не пожароопасные). Степень огнеопасности I- не сгораемые -2,5 СНиП, П-М.2-72.
Склад противопожарных материалов должен находиться не более, чем в 100м от здания.
Нормы метеопараметров в помещении в.у.: температура t° может быть от 1°С до 40°С, влажность воздуха не более, чем 75% при температуре от 13°С до 19°С.
Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания
В настоящее время на нефтешахте №3 ЗАО «БИТРАН» в эксплуатации находится вентиляторная установка В-УПД-2,4,которая не имеет резерва по производительности и не может обеспечить расширения производительных площадей для увеличения среднегодовой производительности шахты.
В данный проекте рассматривается вариант замены этой установки на более мощную в связи с увеличением количества воздуха подаваемого в шахту. Данная вентиляторная установка не соответствует современным требованиям предъявляемым к установкам такого типа. В настоящее время она полностью снята с производства отечественной промышленностью (с 1972 года) и в связи с предстоящим увеличением производственных площадей возникает необходимость ввода в эксплуатацию новой вентиляторной установки главного проветривания шахты.
Из характеристики вентиляторной сети следует, что для нормального проветривания шахты на ближайшее время подходят два вентилятора: ВЦД – 31,5 и ВОД – 40.
Исходными данными для проектирования вентиляторной установки главного проветривания являются:
Q=K*QШ
где QШ =190 м3/с.
к =1,1 – коэф. протечек воздуха
Q=1.1*190=210, м3/с
Депрессию вентиляторного канала принимают (0,15 – 0,2) депрессия шахты:
hk=(0.15-0.2)hш,
где hш.min =2700 Н/м2
hш.mах =3700 Н/м2
hк.mах =740 Н/м2
hк.min =540 Н/м2
Статическое давление вентиляторной установки:
hс.т.= hш+ hк
где hш.min =2700 Н/м2
hш.mах =3700 Н/м2
hк.mах =740 Н/м2
hк.min =540 Н/м2
hс.т.min.=3240 Н/м2
hс.т.max=4440 Н/м2
При дальнейшем рассмотрении рабочих зон данных вентиляторов выясняем, что вентилятор ВОД-40 или ВОД-50 не смогут удовлетворять по условию депрессии шахты при дальнейшем ее развитии. Это возможно только при последовательном соединение таких осевых вентиляторов для увеличения суммарного напора (депрессии), что безусловно усложняет и удорожает их эксплуатацию. (см.рис.5.1.)
Поэтому дальнейший расчет вентилятора главного проветривания будем производить только для ВЦД – 31,5 , который обладает достаточным резервом как по напору, так и по подаче на ближайшие годы развития шахты. 
Рис.5.1. График аэродинамических характеристик
2. На индивидуальную характеристику вентилятора ВЦД – 31,5 наносим точки К и М с координатами Q = 210 м3/с, hст.max = 4440 Н/м2 , hст.min = 3240 Н/м2 и через них характеристики вентиляторной сети для начала и конца эксплуатации вентилятора, т.е. при эквивалентных отверстиях сети:
Amin = 1.19
Amax = 1.19
где Q = 210 м3/сек
hст.min = 3240 H/м2
hст.max = 4440 H/м2
Amin = 1.19м2
Amax = 1.19м2
Характеристики вентиляторной установки строим по уравнениям:
h1 = 1.41
h2 = 1.41
где Q = 210 м3/сек. ( см. табл.)
Расчет характеристик сети.
Таблица 5.1.
|
Q, м3/сек. |
0 |
30 |
60 |
90 |
120 |
150 |
180 |
210 |
240 |
270 |
300 |
|
h1 , Н/м2 |
0 |
90,27 |
361,08 |
812,4 |
1444,3 |
2256,7 |
3249,7 |
4423,2 |
5777,2 |
7311,8 |
9027 |
|
H2 , Н/м2 |
0 |
657 |
262,8 |
591,3 |
1051,2 |
1642,5 |
2365,2 |
3219,3 |
4204,8 |
5321,7 |
6570 |
3. Регулирование рабочего режима вентиляторной установки производим изменение угла установки лопаток направляющего аппарата.
Через точки Б,В и Г пересечения линии МК необходимых вентиляторных режимов и соответствующих характеристик давления проводим характеристики вентиляторной сети при эквивалентных отверстиях А1, А2 и А3.
Величину эквивалентных отверстий А1, А2 и А3 определяем по координатам точек Б,В и Г соответствующих режимов работы вентилятора в момент изменения угла установки лопаток направляющего аппарата:
А1 = 1,19
А2 = 1,19
А3 = 1,19
где
Q = 210 м3/сек
h= 4151 Н/м2
h= 3849 Н/м2
hг= 3507 Н/м2
А1 = 1,19м2
А2 = 1,19 м2
А3 = 1,19 м2
Характеристики вентиляционной сети при А1, А2, и А3 строим по уравнениям:
hБ = 1,41Q2/А12 = 1,41*Q2/3.882 = 0.094 Q2;
hв = 1,41Q2/А22 = 1,41*Q2/4.032 = 0.087 Q2;
hГ = 1,41Q2/А32 = 1,41*Q2/4.222 = 0.079 Q2;
Таблица №5.2.
|
Q, м3/сек |
0 |
30 |
60 |
90 |
120 |
150 |
180 |
210 |
240 |
270 |
300 |
|
hБ, н/м2 |
0 |
84,6 |
338,4 |
761,4 |
1353,6 |
2115 |
3045,6 |
4145,4 |
5415,4 |
6852,6 |
8460 |
|
hВ, н/м2 |
0 |
78,3 |
313,2 |
704,7 |
1252,8 |
1957,5 |
2818,8 |
3836,7 |
5011,2 |
6342,3 |
7830 |
|
hГ, н/м2 |
0 |
71,1 |
284,4 |
639,9 |
1137,6 |
1777,5 |
2559,6 |
3483,9 |
4550,4 |
5759,1 |
7110 |
Построение характеристики сети при А1, А2, и А3 позволяют установить число ступеней регулирования и углы установки лопаток направляющего аппарата.
Вентилятор будет работать со следующими углами на каждой ступени регулирования при изменении эквивалентного отверстия сети в пределах:
от Amax до A1 θ = 40°
от A1 до A2 θ = 30°
от A2 до A3 θ = 20°
от A3 до Amin θ = 10°
Продолжительность работы вентилятора на каждой ступени регулирования будет равна:
на первой ступени
t1 = T;
где Т = 20 лет.
hГ = 3483,9 н/м2
hК = 4423,23
hМ = 3219,3
t = 20*;
на второй ступени
t2 = T*;
где hВ = 3836,7 н/м2
t2 = 20*;
на третьей ступени
t3 = T*;
где hБ = 4145,4 н/м2
t3 = 20*;
на четвертой ступени
t4 = T*;
где hк = 4423,23;
t4 = 20*;
4.Максимальная мощность на валу вентилятора, определяемая по режиму «К» (при регулировании направляющим аппаратом)
Nmax = ;
где
= 4423 Н/м2
Q = 210 м3/сек.
= 0,827
Nmax = (кВт);
Минимальная мощность на валу вентилятора, определяемая по режиму точки “М”
Nmin = ;
= 3219,3 Н/м2
Q = 210 м3/сек.
= 0,77
Nmin = = 878 (кВт) ;
Необходимая мощность двигателя с учетом резерва
Nд = 1,1 Nmax = 1.1 * 1123.1= 1235 (кВт)
Принятый вентилятор поставляется заводом в комплекте с синхронным двигателем типа СДВ – 15 – 64 – 10 мощностью 1250 кВт и скоростью вращения 600 об/мин.
5. Абсциссы точек пересечения К1 и М1 характеристик вентиляционной сети с характеристикой давления вентилятора при θ = 30° определяют возможные производительности вентилятора. При Аmin Qmax = 216 м3/сек, при Аmax Qmax = 242 м3/сек.
Резерв производительности вентилятора при установленном двигателе и с учетом возможности регулирования вверх спрямляющим аппаратом будет равен:
Q % = ;
где
Qmax = 216 м3/сек
Q = 210 м3/сек
Q % = ;
6. Среднегодовой расход электроэнергии на вентиляцию шахты
Е = * 24*365;
где
Nmin = 878 кВт
Nmax = 1123 кВт
ηд = К.П.Д двигателя = 0,96
ηс = К.П.Д. электрической сети = 0,96
Е = кВт*час;
6.Электропривод вентиляторной установки типа ВЦД-31,5.
Описание вентиляторной установки
Вентиляторные установки, оснащенные синхронными электродвигате лями с нерегулируемым электроприводом переменного тока объединены в еди ную вентиляционную систему. Поэтому регулирование подачи осуществляются путем изменения угла поворота лопастей вентилятора на стороне нагнетателя. Поскольку вентилятор работает при неизменной частоте вращения, то автома тизация изменением угла поворота лопастей вентилятора на напорном воздухо воде является единственным способом регулирования его подачи.
Если лопатки повернуты с оптимальным углом атаки, то рабочей точкой является точка, которой соответствует максимальная подача Q1 и максимальный напор H1. Изменяя угол поворота лопастей, то есть, вводя дросселирование, вы зывающее потерю напора НЗ, можно снизить подачу и перейти к работе в но вой точке с параметрами Q2 и Hi.
Автоматизация регулирования подачи изменением угла поворота лопа стей вентилятора наиболее простой способ управления вентиляторной установ ки, содержащей несколько вентиляторов, работающих на общую сеть.
На рис. приведена принципиальная схема электропривода одного вен тилятора.
Схема содержит синхронный электродвигатель М, схему пуска и возбу ждения. Запуск электропривода осуществляется в три этапа:
- асинхронный пуск и разбег двигателя до подсинхронной скорости;
- подача возбуждения в обмотку ротора;
- синхронизация работы синхронного двигателя с сетью (втягивание в синхронизм).
Разбег двигателя до подсинхронной скорости осуществляется с помощью короткозамкнутой пусковой обмотки, заложенной в ротор. Пуск осуществляется от полного напряжения сети. Поскольку в вентиляторах используются синхрон ные двигатели высокого напряжения коммутационные операции при пуске вы полняются с помощью масляного выключателя Q1. Масляный выключатель включается электромагнитами YAI и УАЗ, а отключается электромагнитами YA2 и YA4. Команды на включение и отключение масляного выключателя по даются ключом управления SM и кнопкой SB.
В качестве возбудителя синхронного двигателя в схеме применен ком плектный тиристорный возбудитель с автоматическим регулятором возбужде ния (на схеме не показан) типа ТЕ8-320/75 Т-5УЗ. Этот возбудитель обеспечи вает следующие функции:
- пуск синхронного двигателя с автоматической подачей напряжения возбуждения с контролем тока статора;
- ограничение напряжения возбуждения по минимальному значению;
- ограничение тока возбуждения по максимальному значению,
- защиту обмотки ротора двигателя от длительной перегрузке по току;
- форсировку гашения поля ротора при отключении двигателя. Тиристорный возбудитель имеет встроенные защиты от внутренних и внешних коротких замыканий и от длительного асинхронного хода синхронного двигателя. Защита от токов короткого замыкания осуществляется с помощью автоматического выключателя QFI. Защита от перегрузки по току выполнена посредством двух токовых реле КА2 и КАЗ.
Конструктивно пусковое устройство содержит шкаф управления типа ШГС 5902-43 Н2УЗ, пульт управления типа ШГС 9508-00 Н2УЗ и тиристорный возбудитель. Тиристорный возбудитель выполнен в виде металлического шкафа двустороннего обслуживания и отдельно устанавливаемого силового трансформатора Т типа ТСЗВ. В шкафу возбудителя установлены следующие элементы:
- нереверсивный тиристорный выпрямитель на основе силовых тиристоров VI...V6;
- пусковое сопротивление R с тиристорным ключом QVI и QV2;
- релейная панель управления;
- электронная система управления с автоматическим регулятором возбуждения синхронного двигателя
Рис 6.1.
В вентиляторе использован синхронный двигатель типа СДВ-15-64 -10с номинальной мощностью 1250 квт, с номинальным напряжением 6 кВ и с синхронной скоростью вращения 600 об/мин, кратность критического момента приасинхронном пуске двигателя тК= 2,1,0 критическое скольжение Sк= 0,18.
Поскольку торможение электропривода вентилятора осуществляется на выбеге с наложением механических тормозов в конце процесса, интерес пред ставляет расчет процесса запуска синхронного электропривода. При этом пуск двигателя может быть легким (при нулевом угле атаки лопастей вентилятора на стороне нагнетателя) или тяжелым - при номинальном угле атаки лопастей вен тилятора на стороне нагнетателя. Ниже рассчитаны процессы при тяжелом пус ке, так как если тяжелый пуск электропривода обеспечивается, то легкий пуск будет обязательно успешным.
Математическое описание электропривода вентилятора в режиме асин хронного пуска и разбега до подсинхронной скорости выполнено без учета электромагнитных переходных процессов в системе. Система уравнений для расчета пусковой механической характеристики синхронного электродвигателя вентилятора при сделанных допущениях имеет вид:
Мэ =
Где Мэ - электромагнитный момент синхронного двигателя,
Мк - критический момент при асинхронном пуске синхронного двигателя,
sk - критическое скольжение синхронного двигателя при асинхронном пуске,
S - текущее значение скольжения двигателя при пуске,
рад/с- синхронная частота вращения двигателя,
30
30
– текущее значение частоты вращения при пуске,
J: - суммарный момент инерции ротора двигателя и вращающейся части ме ханизма (крыльчатки вентилятора),
Мс - момент сопротивления механизма, который для вентиляторов, как из вестно, является квадратичной функцией частоты вращения,
С - коэффициент связи, определяемый номинальными данными синхронного двигателя,
Мэн = 20 КНм - номинальный электромагнитный момент синхронного элек тродвигателя,
= 62,8 рад/с - номинальная (синхронная) частота вращения двигателя.
На рис. Приведена структурная схема электропривода в режиме асинхронного пуска.
Рис.6.2.
Математическое описание электропривода вентилятора в режиме подача возбуждения в обмотку ротора и синхронизации работы синхронного двигателя с сетью (втягивания двигателя в синхронизм) после завершения асинхронного пуска и разбега до подсинхронной скорости выполнено с учетом электромаг нитных переходных процессов в роторной цепи двигателя. Система уравнений для расчета пусковой механической характеристики синхронного электродвига теля вентилятора на этом этапе пуска имеет вид:
МЭ =ММ sin ,
=
где Мм - максимальное значение момента синхронного двигателя,
- внутренний угол сдвига между э.д.с. статора и напряжением сети,
Uc - напряжение сети,
Е-э.д.с. статора синхронного двигателя,
Хс - индуктивное сопротивление фазы статора.
На рис. приведена структурная схема электропривода в режиме подачи возбуждения в обмотку ротора и синхронизации работы синхронного двигателя.
Рис.6.3.
До достижения подсинхронной скорости расчеты ведутся по первой структурной схеме. Через промежуток времени t = 6,25 с, что соответствует
значению уставки реле времени КТ на принципиальной схеме, дальнейший рас чет продолжается по второй структурной схеме. Результаты расчета приведены
на рис.
М,КНм , рад
Расчет проведен методом Рунге-Кутта четвертого порядка. На графики выведены значения частоты вращения двигателя, электромагнитного момента двигателя МЭ и вентиляторного момента сопротивления Мс. Как видно из рис. асинхронный пуск синхронного двигателя завершается при частоте вращения, равной (о = 60 рад/с, то есть при скольжении S = 4,45%. Время разбега двигателя до подсинхронной скорости составило 6,25 с. После подачи возбуждения в об мотку ротора синхронизации работы синхронного двигателя происходит также за время 6,25 с. Таким образом, общее время пуска оставило 12,5 с.
На рис. приведены механические характеристики электропривода вен тилятора при асинхронном запуске.
Как видно из рис.6.4., рабочая точка электропривода вентилятора нахо дится на синхронной скорости вращения и в зоне номинальной нагрузки элек тродвигателя, а следовательно, синхронный двигатель по пусковым свойствам выбран правильно.
7.Техническое обслуживание и ремонт
вентиляторной установки
Вентилятор – агрегат состоящий из корпуса, ротора, направляющих и спрямляющих аппаратов с присоединенным к нему коллектором и входной коробкой.
Вентиляторная установка – вентилятор с присоединенным к нему входными элементами: подводящим канатом, диффузором, выходной частью и вспомогательными устройствами для переключения и реверсирования воздушной струи. Кроме того вентиляторная установка включает электродвигатель с пускорегулирующими устройствами, аппаратуру контроля подшипников вентилятора и электродвигателя, аппаратуру дистанционного управления, звукопоглощающее устройство.
Применяются вентиляторы двух типов – осевые и центробежные. Производительность вентилятора (2 м3/с) количество воздуха, протекающее в единицу времени через плоскости входа всасывающего вентилятора или через плоскости нагнетающего вентилятора.
Полное давление вентилятора (Н,да Па/кгс/см2/)- разности полных давлений при выходе из вентилятора и перед входом в него. На действующих не газовых шахтах вентиляторные установки могут состоять из одного вентилятора с резервным двигателем ($163, ПБ).
Ревизия, наладка и испытания проводятся согласно ПБ 1 раз в 2 года специализированной организацией; для автоматизированных вентиляторных установок , она проводится 1 раз в год.
Перечень работ по ревизии и наладке устанавливается руководством по ревизии, наладке и испытаниям шахтных вентиляторов главного проветривания.
Вентиляторная установка главного проветривания подвергается воздействию комплекса внешних условий, характеризующихся непрерывно меняющимися значениями и комбинациями параметров запыленности, влажности, агрессивности среды.
При сочетании условий эксплуатации с повышенными параметрами при запыленности (свыше 120 мг/м3) влажности (свыше 85%) исходящей струи воздуха с агрессивной средой объем работ, предусмотренный текущим ремонтом Т, следует выполнять ежемесячно.
В период эксплуатации вентиляторные установки проходят серию технических обслуживаний и ремонтов, количество и порядок которых составляет структуру ремонтного цикла с циклом ТО: (ТО2)-(ТО1)-(ТО4).
Структура ремонтного цикла для вентиляторных установок имеет следующий вид: К-РО1-Т1-Т2-РО1-Т1-(Т2-НРГ)РО1-Т1-Т2-РО1-НРД-РО1-Т1-Т2-РО1-Т1-(Т2-НРГ)-РО1-Т1-Т2-РО1-Т1-НРД-РО1-Т1-Т2-РО1-Т1-(Т2-НРГ)-РО1-Т1-Т2-РО1-Т1-…….К
Виды ремонтов, их периодичность и содержание работ определены в соответствии с требованиями Правил безопасности в угольных и сланцевых шахтах, Правил технической эксплуатации угольных и сланцевых шахт, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, опытом эксплуатации и наладки действующего парка и инструкции по монтажу и эксплуатации вентиляторов. Время проведения капитального ремонта уточняется в зависимости от технического состояния вентиляторной установки.
На вентиляторных установках с одним вентилятором, работы по ТО и ремонту осуществляются в выходные и праздничные дни.
Виды ТО и ремонта:
ТО1 - ежемесечное ТО;
ТО2 – ежесуточное ТО;
ТО4 - двухнедельное ТО;
РО1 –ежемесячное ремонтное обслуживание;
Т1 –ежеквартальный текущий ремонт;
Т2 – полугодовой текущий ремонт;
НРГ – годовая ревизия и наладка системы автоматизации;
НРД - двухгодовая ревизия и наладка;
К – капитальный ремонт.
ТО производится обслуживающим и ремонтным персоналом для своевременного обнаружения и устранения неисправностей; оно выполняется на работающей и резервной вентиляционных установках.
Текущий ремонт осуществляется в процессе эксплуатации, обеспечивает гарантированную работоспособность вентиляционной установки и состоит на замене и восстановлении ее отдельных частей и регулировки.
Ремонтное обслуживание РО1 и текущий ремонт Т1 и Т2 выполняется на установке принудительно выведенной в резерв.
Объем работ по каждому виду ТО и ремонта, требования к исправному оборудованию, приборы, инструменты и материалы, количество рабочих и их квалификация, продолжительность выполнения работ изложены в технологических картах ТО и текущего ремонта.
8.Экономическая часть
Технико-экономическое обоснование замены вентиляторной установки
В настоящее время на нефтешахте №3 ЗАО «БИТРАН» в эксплуатации находится вентиляторная установка В-УПД-2,4,которая не имеет резерва по производительности и не может обеспечить расширения производительных площадей для увеличения среднегодовой производительности шахты.
В данный проекте рассматривается вариант замены этой установки на более мощную в связи с увеличением количества воздуха подаваемого в шахту. Данная вентиляторная установка не соответствует современным требованиям предъявляемым к установкам такого типа. В настоящее время она полностью снята с производства отечественной промышленностью (с 1972 года).
Из характеристики вентиляторной сети следует, что для нормального проветривания шахты на ближайшее время подходят два вентилятора: ВЦД – 31,5 и ВОД – 40.
Выбор того или иного варианта определяется на основании расчета экономической эффективности капитальных вложений новой техники.
Расчет ведется в соответствии с «Методическими рекомендациями по оценки эффективности проектов инновационных проектов и их отбору для финансирования» гос.строй России 1994г.
Основными показателями для определения экономической эффективности нового введения является экономический эффект Эт => max.
Расчет на 9 первых периодов эксплуатации согласно расчетов сделанных в спец. части проекта.
1.Определение капитальных затрат на оборудование.
Расчет ведем для вентиляторных установок ВЦД-31.5 и ВОД 40 включающих в себя по 2 вентиляторных агрегата.
Результаты сводим в таблицу (из расчета 350 т.р. за 1т оборудования)
Таблица 8.1.
|
№ П/П |
Затраты, млн. руб. |
ВЦД-31.5 |
ВОД-40 |
|
1 |
Оптово отпускная цена оборудов., Ц |
11,2 |
16,1 |
|
2 |
Стоимость запасных частей СЗ.Ч.=20% от Ц |
2,24 |
3,22 |
|
3 |
Стоимость тары в упаковке, СТ.У.=0,5% от (Ц+ СЗ.Ч.) |
0,0672 |
0,0966 |
|
4 |
Заготовительно-складские расходы СЗ-СКЛ=1,5% от (Ц+ СЗ.Ч.+СТ.У) |
0,203 |
0,291 |
|
5 |
Транспортные расходы на доставку оборудования и его монтаж. СТР.И М.=12% от Ц |
1,344 |
1,932 |
|
6 |
Итого балансовая стоимость оборудования, КБАЛ |
15,05 |
21,64 |
|
7 |
Полные капитальные затраты К=α*КБАЛ (α=2) |
30,10 |
43,28 |
2.Расчет эксплуатационных расходов.
Данные расходы учитывают полную заработанную плату Сз., отчисления на социальное страхование Сотч., расходы на материалы См, расходы на электроэнергию, амортизационные отчисления Со, расходы на текущий ремонт Стр.
Расчеты по заработной плате сводим в таблицу.
Таблица 8.2.
|
№ П/П |
Показатели. |
ВЦД-31,5 |
ВОД-40 |
|
1 |
Профессия рабочих |
Эл.слесарь |
|
|
2 |
Трудоемкость в сутки, Т, чел-смен. |
0,125 |
0.125 |
|
3 |
Разряд работ |
IV |
IV |
|
4 |
Тарифная ставка данного разряда Ст. |
2.899 |
2.899 |
|
5 |
Прямая зарплата, Спр |
3160 |
3160 |
|
6 |
Доплата к прямой зарплате, Д1 В том числе: премии,Д11 (в % от Спр) 30% прочие доплаты Д111 (в % от Спр+Д11) 30% |
2180.4 948 1232.4 |
2180.4 948 1232.4 |
|
7 |
Доплаты по районному коэфф., Д2 (в % от Спр+Д1) 50% |
2670 |
2670 |
|
8 |
Итого основная заработная плата Сосн=Спр+Д1+Д2 |
8010.6 |
8010.6 |
|
9 |
Дополнительная заработанная плата Сдоп (в %от Сосн) 10% |
801.06 |
801.06 |
|
10 |
Отчисленния на социальное страхование, Сотч. (в % от Сосн) 3% |
240.32 |
240.32 |
|
11 |
Итого: заработная плата, Сз |
8571.34 |
8571.34 |
Энергетические затраты определяются по формуле:
Сэ=ЦР*РЗ+Цд *W(1±
Где Цр- основная ставкадвухставочного тарифа, Цр=0,50 руб/кВт.
Рз – заявленная мощность
Рз=1250кВт –ВЦД-31,5
РЗ=1100кВт – ВОД-40
ЦД –дополнительная ставка двухставочного тарифа за 1кВт.ч. активной электроэнергии, ЦД=0,37 руб.
W- расход активной электроэнергии за год,
W=17,5*106 кВт.ч. –ВЦД-31,5
W=9,6*106 кВт.ч. – ВОД-40
Н1 –надбавка за повышенное потребление реактивной мощности, Н1=30%
Н2 –скидки к тарифу за отклонения режима работы компенсирующих устройств, Н2 =30%
Энергетические затраты для ВЦД-31,5
Сэ=0,50*1250+0,37*17,5*106=6475625 (руб)
Энергетические затраты для ВОД-40
Сэ=0,50*1100+0,37*9,6*106=3552550 (руб)
Затраты на смазочные и обтирочные материалы принимаем 5% от Сэ для ВЦД-31,5, и 10% от Сэ для ВОД-40
Зс.об.=323781,25 (руб)
Зс.об.=355255 (руб)
Амортизационные отчисления Са=
где На- норма амортизационных отчислений, На=10%
К –полные кап. Затраты
К =30,1 млн. руб. –ВЦД-31,5
К=43,28 млн.руб. –ВОД-40.
Для ВЦД-31,5
Са=(руб)
Для ВОД – 40
Са=(руб)
Затраты на капитальный ремонт составляют 12,8 от К:
ВЦД –31,5 – СК.Р.=3852800 руб.
ВОД-40 –СК.Р.=5539840 руб.
Затраты на текущий ремонт принимаем 10% от К:
ВЦД-31,5 –СТ.Р.=3010000 руб.
ВОД – 40 – СТ.Р.=4328000 руб.
Расчет стоимости продукции
Таблица 8.3.
|
№ п/п |
Затраты |
ВЦД-31,5 |
ВОД-40 |
|
1 |
Заработная плата с начислениями соцстрах, Сз(за год) |
102856,08 |
102856,08 |
|
2 |
Затраты на материалы, См |
323781,25 |
355255 |
|
3 |
Затраты на электроэнергию, Сэ |
6475625 |
3552550 |
|
4 |
Амортизационные отчисления, Са |
3,01*106 |
4,3*106 |
|
5 |
Текущий ремонт, СТ.Р. |
3010000 |
4328000 |
|
6 |
Капитальный ремонт, Ск.р. |
3852800 |
5539840 |
|
7 |
Итого |
16775062,33 |
18178501,08 |
Так как в результате расчетов С1<С2 и К1<К2 принимаем к внедрению вариант с вентилятором ВЦД – 31,5.
Годовая экономия составляет
ΔС=С2-С1
где С1=16775062,33 (руб)
С2=18178501,08 (руб)
ΔС=18178501,08-16775062,33=1403438,75 (руб)
Срок возврата капитальных вложений в соответствии с установленными нормами амортизации составит 10 лет.
9.Экология.
Охрана недр.
В соответствии с принятой технологией разработки Ярегского нефтяного месторождения предусматривается повторная разработка ранее отработанных площадей с применением тепловых методов. В результате этого резко повышается коэффициент извлечения нефти с 3% до 35%. При первоначальной разработке месторождения по ухтинской и уклонно-скважинной системе месторождение было дегазировано и поэтому в проекте не предусматривается улавливанием попутного газа, т.к. это практически не осуществимо.
Технологией термошахтной разработки исключается нарушение гидрогеологического режима подземных вод, бактериального заражения пласта и открытого фонтанирования нефти и газа. В процессе разработки могут быть в отдельных случаях прорывы закачиваемого пара в горные выработки.
Охрана водных ресурсов.
По рациональному использованию водных ресурсов проектом предусматривается:
Охрана атмосферного воздуха.
На промплощадке нефтяной шахты №2 бис нет источников вредных выбросов в атмосферу. Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха могут быть попутные газы, выделяющиеся из нефтяного пласта в атмосферу и пыль при проходке горных выработок. В проекте приняты следующие мероприятия, исключающие загрязнение атмосферного воздуха:
Отвал расположен на территории НШ-2 бис с учетом розы ветров. При складировании породы в отвал предусматривается проведение профилактических мероприятий против пылеподавления.
Складирование производится слоями толщиной 1м с последующим разравниванием бульдозером. После достижения проектной высоты и прекращения эксплуатации, поверхность отвала покрывается слоем растительного грунта и озеленяется.
Выдаваемая из шахты порода используется для отсыпки автодорог.
Охрана труда.
Характеристика условий труда, вредных и опасных производственных факторов.
Выработки околоствольного двора будут проходится в серых, зеленовато-серых туффитах тонковатых, трещиноватых, кальцитизированных, с включениями диабаза, неустойчивых, склонных к подваливанию. Коэффициент крепости туффитов по ММ Протодьяконову 4,0-6,0. Выработки проводятся буровзрывным способом.
Температурный режим выработок постоянный +100С. В зимнее время температура поддерживается за счет подогрева воздуха калориферными установками, установленными на поверхности у воздухопадающего ствола.
Обводненость пород незначительная. Общий водоприток не превышает 3-4м3/ч.
В проекте предусматривается повторная разработка ранее отработанных мощностей месторождения, которое в основном было дегазировано. При текущем пластовом давлении 0,2-0,3 Мпа источниками газовыделения являются: выделение газа из тектонических нарушений и подстилающих пород по трещинам и старым скважинам. Как показала практика, все эти газовыделения являются незначительными.
Ввиду того, что месторождение дегазировано, специальных мероприятий по дегазации не предусматривается.
Проходка выработок околоствольного двора будет осуществляться с помощью следующих проходческих машин и оборудования: буропогрузочная машина 1ПНБ – 2Б, бетоноукладчик БУК –1М, вентилятор местного проветривания ВМ-5, отбойный молоток МО –6К. Наибольшими источниками шума являются бетоноукладчик БУК-1М и навесное оборудование машины 1ПНБ-2Б.
Откатка горной массы осуществляется электровозами 5АРП-2 в вагонетках УВГ-1.3.
Применение механизмов с электрическим приводом обуславливает опасность поражения рабочих электрическим током.
Анализируя вышеуказанные условия можно выделить следующие опасные производственные факторы:
Техника безопасности.
Защита от поражения электрическим током.
Для обеспечения защиты людей от электрического тока при проходке песколовушки предусматривается применение зашиты от прикосновения к токоведущим частям и защитного заземления.
Местные заземлители устанавливаются у выключателей, кабельной муфты и вентилятора местного проветривания. В качестве местных заземлителей используются стальные перфорированные трубы диаметром 30мм. И длиной 1,5м., которые помещают в шпуры. Для поддержания постоянной и достаточной влажности через трубу заливают водный раствор поваренной соли, который увлажняет песок, находящийся между трубой и стенкой шпура.
Заземление буропогрузочной машины 1ПНБ-2Б осуществляется путем соединения его корпуса с обще шахтной сетью заземления посредством заземляющих жил кабелей. 1ПНБ-2Б обеспечивается непрерывным автоматическим контролем заземления путем использования заземляющей жилы в цепи управления.
Мероприятие по защите от действия шума.
Для снижения шума при работе вентилятора местного проветривания применяется глушитель ГСВМ-5.
При бурении шпуров и креплении выработки бетонов рабочие снабжаются шумозащитными наушниками.
Производственная гигиена.
Всем рабочим выдается бесплатно по установленным нормам специальная одежда, обувь, рукавицы для защиты от вибрации, каски и другие средства индивидуальной защиты.
Рабочие снабжаются флягами вместимостью не менее 0,75 л.
При бурение шпуров защита от пыли осуществляется индивидуальными респираторами Ф-62, промывка шпуров водой и интенсивным проветриванием. На других технологических процессах проведение выработки пылеобразование не имеется.
В околоствольном дворе оборудуется стационарная уборная. В камере устанавливаются вагонетки-приемники из расчета одно очко на 50 человек. Приемники оборудуются автоматически открывающимися перед пользованием и герметично закрывающимися после пользования люком.
В околоствольном дворе и зданиях АБК оборудуются медпункты. Рабочие обеспечиваются индивидуальными перевязочными пакетами в водонепроницаемой упаковке.
В АБК обустраиваются санитарно-бытовые помещения, гардеробные и душевые. Администрация обеспечивает стирку, хранение, сушку, дезинфекцию, дегазацию, дезактивацию и ремонт выдаваемых рабочим спецодежды и защитных средств.
В целях профилактики профессиональные заболеваний и обеспечения безопасности труда проводятся медосмотры. Обязательные и предварительные при поступлении на работу и периодические медицинские осмотры для определения пригодности к поручаемой работе и предупреждения профессиональных заболеваний установленных для рабочих и служащих, занятых на тяжелых работах и работах с вредными и опасными условиями труда, а также на работах, связанных с движением транспорта.
Для лечения и профилактики заболеваний на Ярегских нефтешахтах имеется современный профилакторий.
Пожарная безопасность.
Проектом предусматривается объединенный пожарно-оросительный трубопровод для тушения пожара и орошения. Вода, используемая на цели, должна отвечать всем требованиям, предъявленным питьевой воде.
Пожарно-оросительная сеть шахты состоит из магистральных и участковых линий. В выработках околоствольного двора прокладываются магистральные выработки. Согласно СниП диаметр трубопровода для магистральных линий 150мм.
Расчет трубопровода ведется по суммарному расходу воды необходимому на устройство водяной завесы и тушения пожара из одного пожарного ствола.
Трубопровод выполняется из стальных труб по ГОСТ 8732-78, соединенных между собой при помощи фланцев, в качестве прокладок между фланцев используется азбестокартон, клингерит и паранит.
Трубопровод должен быть всегда заполнен водой и находится под давлением. Необходимый напор в трубопроводе 0,6-1,5 МПа.
Трубы прокладываются на скобах при высоте не более 1,8м., или по почве выработки на специальных несгораемых опорах. Трубопровод окрашивается в красный цвет в виде полосы шириной 50мм..
Проектом предусматривается следующие средства пожаротушения: ручные-химические-пенные огнетушители ОПШ-9, порошковые ОП-8У1, стационарные огнетушители ОС-200, специальные ящики, в которых хранится пожарный ствол с диаметром спрыска 19 мм., рукав диаметром 66мм., длиной 20мм. с соединенными головках на кольцах, лопаты и песок в ящиках.
Средства пожаротушения располагаются в забоях не далее 20м. от места работы.
Оборудование и противопожарные средства для камер околоствольного двора.
Таблица 9.1.
|
Место установки |
Количество оборудования |
||
|
Ручные огнетушители, шт |
Песок в ящиках, м3 |
Лопаты, шт. |
|
|
Центральная электроподстанция |
4 |
0,2 |
1 |
|
Зарядная камера и преобразовательная подстанция |
4 |
0,4 |
2 |
|
Электровозный гараж |
4 |
0,2 |
1 |
|
Склад ВМ |
4 |
0,4 |
2 |
|
Рапредпункты, камеры водоотлива |
4 |
0,2 |
1 |
|
Ремонтная мастерская |
4 |
0,4 |
2 |
|
Подземные инструментальные камер, здравпункт |
2 |
- |
- |
Склад ВМ оснащается автоматической установкой УСВМ. Установка предназначена для локализации пожара в выработках, примыкающих к подземному складу ВМ, и предупреждению пожаров в складе ВМ.
Стационарный передвижной огнетушитель ОП-500М входит в состав пожарного поезда, расположенного в районе околоствольного двора.
Список использованной литературы
1.А.М.Татаренко, И.П.Максетский «Рудничный транспорт» Москва «Недра» 1990г.