- 1 . Контроль содержания опасных и вредных газов
- 2 . Контроль и управление установками и оборудованием для поддержания безопасного аэрогазового режима
- 3 . Комплекс технических средств системы АГК
- 2 . Структура и обязанности группы АГК
- Приборы для проведения исследований скважин
- Приборы и датчики для отрасли нефти и газа — купить по цене производителя
- Примерная программа подготовки персонала группы агк правилам эксплуатации
- Требования к проектной документации по системе аэрогазового контроля (агк) в угольных шахтах
1 . Контроль содержания
опасных и вредных газов
2.1.1 . Системой АГК в обязательном порядке осуществляется контроль
концентрации метана в рудничной атмосфере шахт III категории, сверхкатегорных по газу метану и опасных по внезапным
выбросам угля (породы) и газа. Кислород и опасные газы (оксид углерода, диоксид
углерода, водород, сероводород, оксиды азота, диоксид азота, сернистый
ангидрид) могут контролироваться в случае необходимости по согласованию с
потребителем.
2.1.2 . Контроль содержания метана стационарной аппаратурой в шахтах III категории по газу, сверхкатегорных по газу метану и опасных по
внезапным выбросам угля (породы) и газа осуществляется:
в призабойных пространствах тупиковых выработок длиной более 10 м
и исходящих струях при длине выработки более 50 м, если в выработках
применяется электроэнергия и выделяется метан; при наличии в тупиковой части
выработки передвижной подстанции – у подстанции; если выработка проводится с
применением буровзрывных работ в режиме сотрясательного взрывания – независимо
от применения электроэнергии; в тупиковых выработках, опасных по слоевым
скоплениям метана, длиной более 100 м, если в них применяется электроэнергия, –
дополнительно у мест возможных скоплений;
у ВМП с электрическими двигателями при разработке пластов, опасных
по внезапным выбросам, а также при установке вентиляторов в выработках с
исходящей струей воздуха из очистных и тупиковых выработок;
в поступающих в очистные выработки струях при нисходящем
проветривании, при последовательном проветривании, а также при разработке
пластов, опасных по внезапным выбросам угля и газа, с применением
электроэнергии независимо от направления движения вентиляционной струи в
очистной выработке;
в исходящих струях очистных выработок, в которых применяется
электроэнергия, и в исходящих струях выемочных участков независимо от
применения электроэнергии;
в тупиках вентиляционных выработок, погашаемых вслед за очистными
забоями;
в камерах для машин и электрооборудования, проветриваемых
исходящими струями воздуха; в местах установки электрооборудования в рудничном
нормальном исполнении и электрооборудования общего назначения;
в выработках с исходящими струями воздуха за пределами выемочных
участков (до стволов), если в них имеется электрооборудование и кабели;
в исходящих струях крыльев и шахт, опасных по внезапным выбросам
угля и газа;
у смесительных камер (смесителей) газоотсасывающих установок;
в камерах газоотсасывающих вентиляторов.
2.1.3 . В шахтах, опасных по внезапным выбросам угля и газа,
разрабатывающих крутые пласты с применением электроэнергии, в дополнение к
контролю, предусмотренному в п. 2.1.2 , должен осуществляться контроль концентрации метана стационарной
аппаратурой в поступающих струях выемочных участков, на которых применяется
электроэнергия.
2.1.4 . При проходке или углубке вертикальных стволов, переведенных на
газовый режим, контроль концентрации метана стационарными автоматическими
приборами должен осуществляться в исходящей из ствола вентиляционной струе, у
проходческих полков и в перекачных камерах.
2.1.5 . Датчики стационарной аппаратуры контроля содержания метана
должны устанавливаться:
в призабойных пространствах тупиковых выработок – под кровлей на
расстоянии 3 – 5 м от забоя на стороне, противоположной вентиляционному
трубопроводу;
для контроля слоевых скоплений – на расстоянии 20 – 30 м от забоя
тупиковой выработки у затяжек кровли на стороне, противоположной
вентиляционному трубопроводу;
в исходящих струях тупиковых выработок – на расстоянии 10 – 20 м
от устья выработки под кровлей на стороне, противоположной вентиляционному
трубопроводу;
у передвижных подстанций – на расстоянии 10 – 15 м от подстанции в
сторону забоя под кровлей на стороне, противоположной вентиляционному
трубопроводу;
у ВМП с электрическими двигателями – на расстоянии не менее 10 м
от вентилятора со стороны забоя тупиковой выработки при разработке пластов,
опасных по внезапным выбросам угля и газа, и на расстоянии 3 – 5 м перед ВМП со
стороны подхода вентиляционной струи при его установке в выработке, в которую
поступает исходящая струя воздуха из других тупиковых выработок;
в поступающих струях очистных выработок при нисходящем
проветривании – на расстоянии не более 5 м от лавы в верхней части сечения
выработки на стороне, противоположной лаве. При восходящем проветривании
очистных выработок на пластах, опасных по внезапным выбросам угля и газа, –
между лавой и распределительным пунктом на расстоянии не более 50 м от лавы;
в исходящих струях очистных выработок – в 10 – 20 м от очистного
забоя у стенки, противоположной выходу из лавы, в верхней части выработки. При
спаренных лавах с общей исходящей струей воздуха или при схемах проветривания
выемочных участков с подсвежением исходящей вентиляционной струи – в очистной
выработке на расстоянии не более 15 м от выхода из нее;
в тупиках вентиляционных выработок, погашаемых вслед за очистными
забоями, для контроля местных скоплений – под кровлей выработки у завала или
перемычки, изолирующей погашенную часть выработки, у стенки выработки,
противоположной выходу из лавы;
в исходящих струях выемочных участков – в начале вентиляционного
штрека в 10 – 20 м от ходка, уклона, бремсберга или промежуточного квершлага;
в поступающих струях выемочных участков – в 10 – 20 м от места
входа поступающей струи на участок;
в выработках с исходящей струей воздуха за пределами выемочных
участков – в 10 – 20 м от их сопряжения с вентиляционными штреками участков и
на расстоянии не более 10 м от сопряжения ее с вентиляционным штреком
ближайшего к центральной подземной подстанции (ЦПП) участка по направлению
вентиляционной струи;
в вертикальных стволах под нижним или промежуточным этажом
проходческого полка, под нулевой рамой, а при наличии в стволе вентиляционного
канала – на 1,5 – 2 м ниже канала, в перекачных камерах водоотлива;
в камерах для машин и электрооборудования, проветриваемых
исходящими струями воздуха, – у кровли на входе в камеру со стороны поступающей
в камеру вентиляционной струи;
у смесительных камер (смесителей) газоотсасывающих установок – в
15 – 20 м от выходного отверстия камеры (смесителя) по ходу вентиляционной
струи у стенки выработки на стороне расположения смесительной камеры
(смесителя);
в камерах газоотсасывающих установок – у кровли над
газоотсасывающим вентилятором.
2.1.6 . Стационарная автоматическая аппаратура контроля содержания
метана должна производить отключение электроэнергии при уставке на концентрацию
метана:
2 ,0 % – в призабойном пространстве тупиковых выработок, а также у
проходческих или промежуточных полков в вертикальных стволах;
1 ,0 % – в исходящих струях тупиковых выработок, в том числе в
исходящих струях вертикальных стволов;
1 ,0 % – в исходящих струях очистных выработок и выемочных участков;
1 ,0 % – у передвижных электрических подстанций, устанавливаемых в
тупиковых выработках;
1 ,0 % – в перекачных камерах водоотлива вертикальных стволов;
0 ,5 % – в поступающих струях выемочных участков и очистных
выработок, а также перед ВМП с электродвигателями;
для предупреждения загазирований допускается настройка датчиков на
отключение ВМП на 1,0 % при условии, что со всех электроприемников в тупиковой
и очистной выработках при концентрации метана в поступающей струе более 0,5 %
будет автоматически сниматься напряжение;
1 ,0 % – в выработках с нисходящей струей воздуха за пределами
выемочных участков у сопряжений с вентиляционными штреками;
1 ,0 % – в выработках с исходящей струей воздуха за пределами
выемочных участков перед ЦПП;
1 ,0 % – в камерах для машин и электрооборудования, проветриваемых
исходящими струями воздуха;
2 ,0 % – при контроле слоевых и других местных скоплений метана в
горных выработках;
1 ,0 % – у смесительных камер (смесителей) газоотсасывающих
установок, в вентиляционных выработках выемочных участков и в выработках за
пределами выемочных участков;
1 ,0 % – в камерах газоотсасывающих установок.
2.1.7 . Телеизмерение от стационарной автоматической аппаратуры может
быть выведено при необходимости на пульт оператора АГК от любого датчика. В
обязательном порядке телеизмерение с записью на самопишущем приборе или в
памяти компьютеров выводится от датчиков, устанавливаемых:
в исходящих струях выемочных участков и тупиковых выработок;
на шахтах, опасных по внезапным выбросам угля и газа, –
дополнительно в исходящих струях крыльев или шахты;
в тупиках вентиляционных выработок, погашаемых вслед за очистными
забоями, на выемочных участках с метанообильностью 3 м3/мин и более;
в призабойной части тупиковых выработок, проводимых буровзрывным
способом в режиме сотрясательного взрывания, тупиковых выработок длиной более
50 м, тупиковых восстающих выработок длиной более 20 м с углом наклона более
10°;
у смесительных камер газоотсасывающих установок;
у скважин при выполнении работ по торпедированию пород кровли.
Непрерывность контроля содержания метана при сотрясательном взрывании и торпедировании
пород кровли должна обеспечиваться таким включением датчиков, чтобы с них во
время проведения указанных работ не снималось напряжение.
2.1.8 . Допускается вывод телеизмерений, как на самописец, так и на
технические средства запоминания и воспроизведения информации с использованием
средств вычислительной техники.
2.1.9 . Необходимость автоматизированного контроля других опасных и
вредных газов в действующих горных выработках определяется в каждом конкретном
случае проектной документацией.
2.1.10 . В местах установки датчиков стационарной аппаратуры контроля
содержания метана и других газов, а также датчиков расхода воздуха с выводом
телеизмерения на поверхность проверка состава и замеры расхода воздуха
производятся не реже одного раза в месяц.
При обнаружении неисправности стационарной аппаратуры контроля
содержания метана инженерно-технические работники, бригадиры (звеньевые) должны
немедленно сообщить об этом горному диспетчеру и прекратить работу.
2.1.11 . Места установки датчиков оксида углерода и их пороговые уставки
согласовываются с командиром ВГСЧ, обслуживающим шахту, но не должны превышать
0,00170 % по объему.
При достижении согласованных пороговых уставок системой АГК должен
подаваться предупредительный звуковой сигнал.
2.1.12 . Информация о содержании оксида углерода для вновь вводимых
систем АГК должна передаваться на поверхность инженеру-оператору АГК.
Необходимость автоматического отключения системой АГК электроэнергии в каждом
конкретном случае определяется проектом.
2.1.13 . Датчики водорода в зарядных камерах устанавливаются в местах
наиболее вероятного образования его максимальной концентрации в процессе
зарядки. Уставка настраивается на 0,5 %. При ее достижении напряжение в
зарядной камере должно быть автоматически отключено.
2.1.14 . Содержание кислорода в воздухе выработок, в которых находятся
или могут находиться люди, должно составлять не менее 20 % (по объему).
Содержание диоксида углерода (углекислого газа) в рудничном
воздухе на рабочих местах и в исходящих струях выемочных участков и тупиковых
выработок не должно превышать 0,5 %, в выработках с исходящей струей крыла,
горизонта и шахты в целом – 0,75 %, при проведении и восстановлении выработок
по завалу – 1 %.
Уставки датчиков других опасных и вредных газов не должны
превышать следующих пределов:
Оксиды азота
(в пересчете на диоксид азота) ……………….. 0,00025 % по объему
Диоксид азота …………………………………………… 0,00010 %
по объему
Сернистый ангидрид ………………………………… 0,00038
% по объему
Сероводород …………………………………………….. 0,00070
% по объему
2 . Контроль и управление
установками и оборудованием для поддержания безопасного аэрогазового режима
2.2.1 . Главные вентиляторные установки.
2.2.1.1 . Главные вентиляторные установки должны оборудоваться аппаратурой
дистанционного управления и контроля.
2.2.1.2 . Действующие главные вентиляторные установки, не оборудованные
аппаратурой дистанционного управления и контроля, должны обслуживаться
машинистом.
2.2.1.3 . Аппаратура дистанционного управления и контроля должна
выполняться в соответствии с правилами технической эксплуатации. При этом
должна обеспечиваться возможность:
контроля в объеме, осуществляемом машинистом вентиляторной
установки;
перехода с рабочего вентилятора на резервный и наоборот;
реверсирования воздушной струи.
2.2.1.4 . Пульт дистанционного управления и контроля работы главной
вентиляторной установки должен находиться в диспетчерском пункте шахты.
2.2.1.5 . Дежурный машинист главной вентиляторной установки или лицо,
обслуживающее пульт дистанционного управления и контроля работы этой установки,
ведут книгу учета работы вентиляторной установки, книгу учета работы
вентиляторной установки допускается вести с помощью компьютера.
2.2.2 . ВМП тупиковых выработок.
2.2.2.1 . ВМП должны работать непрерывно и управляться из диспетчерского
пункта шахты с помощью аппаратуры автоматического телеконтроля и
телеуправления. При этом с помощью аппаратуры автоматического телеконтроля и
телеуправления должны обеспечиваться:
контроль работы рабочего и резервного ВМП;
подача звукового и светового сигналов их остановки;
возможность перехода с рабочего на резервный ВМП и наоборот.
2.2.2.2 . В случае остановки ВМП или нарушения вентиляции работы в тупиковой
выработке должны быть прекращены, а напряжение с электрооборудования, за
исключением ВМП, автоматически снято.
2.2.2.3 . В шахтах III категории по газу и выше тупиковые выработки
длиной более 100 м должны оборудоваться резервными ВМП с резервным электропитанием.
При этом должны выполняться следующие условия:
питание рабочего и резервного ВМП должно осуществляться от
различных передвижных участковых подземных подстанций (ПУПП) (трансформаторов)
или от одной ПУПП, имеющей два вывода для питания рабочего и резервного ВМП и
обеспечивающей автоматическое включение резервного ВМП при отключении сети
рабочего ВМП;
электрическая сеть резервного ВМП должна быть отделена от других
электроприемников ПУПП с помощью автоматических выключателей.
2.2.2.4 . На всех опасных по газу шахтах в тупиковых выработках,
проводимых с применением электроэнергии и проветриваемых ВМП, кроме
вертикальных стволов и шурфов, должна применяться аппаратура автоматического
контроля расхода воздуха.
В шахтах III категории по газу и выше должна
применяться аппаратура автоматического контроля работы и телеуправления ВМП с
электроприводом.
2.2.2.5 . Порядок размещения и установки датчиков контроля воздуха в
тупиковых выработках определяется технической документацией применяемой
аппаратуры.
2.2.3 . Вентиляционные двери в шлюзах.
2.2.3.1 . В шахтах III категории по газу и выше с пульта
дистанционного контроля, находящегося на диспетчерском пункте, должен
осуществляться централизованный контроль за положением вентиляционных дверей в
шлюзах, предназначенных для предупреждения закорачивания вентиляционных струй,
поступающих на крыло, панель, группу выемочных участков.
2.2.3.2 . Система контроля за положением вентиляционных дверей на
выемочных участках должна иметь блокировку со схемой энергоснабжения,
препятствующую подаче электроэнергии на соответствующие объекты при закорачивании
вентиляционных струй воздуха в шлюзах. При этом на диспетчерский пункт должна
поступать:
информация о положении каждой из дверей в шлюзе;
сигнализация (световая и звуковая) о нарушении режима
проветривания;
сигнализация о наличии электроэнергии на объекте при нарушенном
режиме проветривания.
2.2.4 . Контроль расхода воздуха на выемочных участках.
2.2.4.1 .В шахтах III категории по газу и выше должен применяться
централизованный телеконтроль расхода воздуха на выемочных участках.
Телеизмерение на пульт оператора АГК должно быть выведено от датчиков,
устанавливаемых:
в исходящих струях выемочных участков;
дополнительно в поступающих струях выемочных участков шахт,
опасных по внезапным выбросам угля и газа.
2.2.4.2 . Контроль расхода воздуха осуществляется косвенным методом при
помощи датчиков скорости потока. При этом сечение выработки в месте установки
датчика должно контролироваться службой эксплуатации системы АГК. Датчики
контроля скорости воздушного потока должны устанавливаться:
в исходящих струях выемочных участков – в начале вентиляционного
штрека в 10 – 20 м от сопряжения с ходком, уклоном, бремсбергом или
промежуточным квершлагом;
в поступающих струях выемочных участков – в 10 – 20 м от места
входа поступающей струи на участок.
2.2.4.3 . На диспетчерский пункт должны быть выведены:
информация от датчиков скорости воздуха;
световая и звуковая сигнализация при количестве поступающего
воздуха ниже расчетного.
2.2.5 . Поверхностные и подземные газоотсасывающие установки.
2.2.5.1 . Изолированный отвод метана из выработанных пространств за
пределы выемочных участков по трубопроводам или по неподдерживаемым выработкам
с помощью газоотсасывающих установок выполняется при соблюдении следующих
требований:
обязательно наличие резервной газоотсасывающей установки с
резервным электропитанием;
оборудование газоотсасывающих установок датчиками автоматического
контроля содержания метана выполняется в соответствии с настоящей Инструкцией;
газоотсасывающие установки приравниваются к главным вентиляторным
установкам и должны оборудоваться и обслуживаться в соответствии с требованиями
п. 2.2.1 настоящей Инструкции.
3 . Комплекс технических
средств системы АГК
2.3.1 . Комплекс технических средств системы АГК должен состоять из стационарно
устанавливаемых в шахте средств отбора информации (датчиков), средств контроля
и управления, средств сбора и передачи информации на диспетчерский пункт,
средств приема, предоставления и хранения информации на диспетчерском пункте.
2.3.2 . Все устанавливаемые в шахте технические средства системы АГК
должны иметь разрешение на применение Госгортехнадзора России.
2.3.3 . Система АГК (в зависимости от назначения) должна содержать
следующие основные средства отбора информации:
датчики измерения концентрации метана (М);
датчики измерения скорости воздушного потока или расхода воздуха
(С);
датчики измерения концентрации оксида углерода (ОУ).
2.3.4 . Питание подземной части системы АГК должно обеспечиваться от
взрывозащищенных источников питания.
В перерывах подачи электроэнергии от шахтной сети химические или
другие источники тока взрывозащищенных источников питания должны обеспечивать
непрерывную работу подземной части системы АГК в течение не менее 8 часов.
Данное требование не распространяется на способ электропитания
датчиков комплекса «Метан».
2.3.5 . В случае отказа основного датчика (отсутствие информационного
сигнала) система АГК должна, если это предусмотрено проектом, выдавать сигнал
на блокирование производственной деятельности защищаемого объекта.
2.3.6 . Система АГК может содержать дополнительные средства отбора
информации, расширяющие ее функциональные возможности, повышающие достоверность
получаемой информации, а также безопасность ведения работ. К ним относятся:
датчики измерения концентрации диоксида углерода (углекислого
газа) (СО2);
датчики измерения концентрации кислорода (К);
датчики измерения концентрации водорода (Н2);
датчики измерения концентрации сернистого ангидрида ( S О2);
датчики измерения концентрации сероводорода (Н2 S );
датчики измерения концентрации диоксида азота ( N О2);
датчики измерения атмосферного давления (Р);
датчики измерения депрессии (ΔР);
датчики измерения температуры (Т);
датчики измерения влажности ( W );
датчики запыленности ( Z );
датчики выбросоопасности (А);
датчики взрыва (В);
датчики дыма (S).
2.3.7 . В аварийных ситуациях датчики системы АГК, установка которых
регламентирована настоящей Инструкцией, или связанные с ними подземные станции
контроля и управления должны выдавать сигналы непосредственно на исполнительное
оборудование блокирования производственной деятельности на контролируемом
участке.
2.3.8 . Средства сбора и передачи информации в системе АГК должны
состоять из кабельных линий, предназначенных для осуществления связи между
датчиками и диспетчерским пунктом, и барьеров для разделения искробезопасных и
искроопасных цепей, которые устанавливаются вне взрывоопасной зоны.
Дополнительно в состав оборудования могут входить:
концентраторы (в том числе микропроцессорные) для преобразования
многопроводных линий связи в малопроводные;
телемеханические модемы для передачи информации по малопроводным
линиям связи;
ретрансляторы и разветвители информации.
2.3.9 . Средства приема, предоставления и хранения информации должны
состоять из устройств, которые служат для преобразования сигналов, поступающих
из линий связи, в информационный сигнал, пригодный для предоставления и
хранения информации.
2.3.10 . Допускается в качестве устройства приема информации использовать
электронные блоки, в том числе микропроцессорные, а в качестве устройства
анализа, предоставления и хранения информации допускается использование
компьютеров (не менее двух) при условии дублирования выполняемых функций.
2.3.11 . При использовании компьютеризированных систем АГК допускается
автоматически подавать необходимые команды на объекты контроля и управления, за
исключением команд на включение электроэнергии.
2.3.12 . Для обеспечения непрерывности контроля в системе АГК должно быть
предусмотрено резервное электропитание компьютеров.
2.3.13 . Сбор данных в системе АГК должен осуществляться автоматически,
непрерывно или в циклическом режиме с интервалом обращения к контролируемому
параметру:
основному (п. 2.3.3)
– не более 100 с;
дополнительному (п. 2.3.6 ) – не более 5 мин.
2.3.14 . Средства передачи информации системы АГК должны обеспечивать
приоритетное (за время не более 5 с) прохождение управляющих сигналов от
диспетчера типа «пуск» – «стоп» в цикле сбора данных.
2.3.15 . В системе АГК должно быть предусмотрено выполнение тестирования
(самоконтроля) исправности технических средств отбора информации, а также
средств, ответственных за формирование и подачу команд на блокирование
производственной деятельности. Тестирование должно осуществляться автоматически
и непрерывно.
Данное требование не распространяется на комплекс «Метан».
2.3.16 . Ответственной за полноту оснащения рабочих мест и
производственных объектов средствами АГК, а также за экипировку служб
эксплуатации системы АГК оборудованием, приборами и инструментами (приложение 4 ) является администрация предприятия.
2 . Структура и обязанности
группы АГК
4.2.1 . В состав группы АГК входят маршрутные электрослесари, дежурные
электрослесари, электрослесари по обслуживанию, инженеры-операторы.
Основанием для определения трудоемкости работ, численности и
квалификации персонала группы АГК служат нормативно-технические документы по
эксплуатации, а также настоящая Инструкция по системе АГК. Определение
трудоемкости работ, не учтенных в указанных документах, производится на основе
хронометражных наблюдений.
двух электрослесарей на маршрут;
одного дежурного электрослесаря в смене;
одного электрослесаря на 20 датчиков метана;
одного электрослесаря на 10 комплектов аппаратуры телеконтроля и
расхода воздуха в горных выработках (АТКВ);
одного электрослесаря на 10 комплектов аппаратуры ИСНВ;
одного электрослесаря при количестве комплектов аппаратуры
телемеханики «Ветер» до пяти;
одного электрослесаря при количестве комплектов телеуправления и
телесигнализации (ТУ-ТС) до пяти;
одного инженера-оператора в смену при количестве стоек приема
информации СПИ-1 до пяти и пультов аппаратуры телемеханики «Ветер» до двух.
Состав и штатное количество обслуживающего персонала для
компьютеризированных систем АГК определяется руководством по эксплуатации на
конкретную систему. При этом численность персонала должна быть не менее:
одного руководителя группы;
одного электрослесаря на маршрут;
одного дежурного электрослесаря в смене;
одного электрослесаря на 20 датчиков;
одного инженера-оператора АГК в смену.
4.2.2 . Подготовка работников эксплуатационных участков проводится
механиком АГК в соответствии с программами, приведенными в приложении 3 .
4.2.3 . Обязанности работников группы АГК по обслуживанию аппаратуры
системы АГК определяются перечнем работ, который включает:
ежесуточный осмотр и проверка исправности аппаратуры, входящей в
систему;
ежемесячная проверка точности показаний и срабатывания с помощью
контрольных смесей;
замена вышедшего из строя оборудования;
ремонт входящего в состав системы оборудования с последующей
госповеркой;
регламентное техническое обслуживание;
представление аппаратуры для госповерки;
ведение документации.
Осмотры аппаратуры, проверка ее работоспособности и калибровка
осуществляются в соответствии с инструкцией по эксплуатации.
4.2.4 . Между работниками группы АГК обязанности, за которые они несут
ответственность, распределяются следующим образом.
Механик АГК организует работу группы и руководит ею, обеспечивает
своевременное проведение всех регламентных работ и проверок аппаратуры,
составление схем маршрутов электрослесарей группы, корректировку разделов
проекта, графиков государственных поверок.
Маршрутные электрослесари выполняют ежесуточный (кроме нерабочих
дней шахты) и ежемесячный контроль на маршрутах, а также регламентные работы,
при необходимости привлекаются к монтажным работам.
Дежурные электрослесари выполняют работы, связанные с оперативным
устранением неисправностей, зафиксированных инженером-оператором АГК (отказ
датчика, обрыв кабеля, отказ аппарата), при необходимости привлекаются к
монтажным работам.
Электрослесари по обслуживанию осуществляют ремонт аппаратуры, не
связанный с передачей в специализированную ремонтную организацию, проводят
регламентированные проверки датчиков на поверхности, осуществляют замену
датчиков, выдаваемых на проверку или ремонт, проводят необходимые работы при
подготовке к госповерке, при необходимости привлекаются к монтажным работам и
проверкам оборудования в шахте.
Инженер-оператор АГК ведет наблюдение за работой системы АГК.
Объем наблюдений определяется проектом на систему АГК и должен соответствовать
требованиям пп. 2.1.1, 2.2.1 – 2.2.5 настоящей Инструкции.
Инженер-оператор АГК следит за выполнением маршрутными слесарями
работ по наряду.
Инженер-оператор оценивает сообщения системы АГК и докладывает
горному диспетчеру обо всех случаях загазирования горных выработок и снижения
количества подаваемого по ним воздуха, об остановках вентиляторов и
газоотсасывающих установок, об отключениях электрооборудования.
На основании получаемой информации горный диспетчер принимает
решения по управлению установками и оборудованием, обеспечивающим поддержание
безопасного аэрогазового режима с пульта, входящего в состав его рабочего
места.
При этом должна делаться соответствующая запись в журнале
инженера-оператора АГК с указанием, от какого датчика получена информация, факт
подачи сигнала на автоматическое отключение электрооборудования на
контролируемом объекте, длительность простоя из-за блокирования работы.
В оперативной работе инженер-оператор подчиняется горному
диспетчеру и начальнику смены.
Приборы для проведения исследований скважин
Для определения забойных давлений, температур и других параметров применяют глубинные приборы, которые могут быть установлены в любой точке скважины. Эти приборы спускают в скважину с помощью специальных лебедок на проволоке или кабеле, а также с колонной труб или со специальным инструментом. В зависимости от способа регистрации показании глубинные приборы подразделяются на следующие:
- – автономные, показания которых регистрируются непосредственно в приборе, спускаемом в скважину;
- – дистанционные, показания которых передаются по кабелю на поверхность, где регистрируются с помощью вторичных приборов.
Кроме приборов, предназначенных для измерения одной величины, созданы комплексные дистанционные приборы для измерения двух и более величин (давления, температуры, дебита). Комплексные глубинные приборы содержат несколько измерительных преобразователей (датчиков) и переключающее устройство, позволяющее поочередно подключать каждый датчик к общей измерительной схеме.
Конструктивно дистанционные приборы представляют собой два самостоятельных узла: глубинный прибор, спускаемый в скважину, и вторичных прибор, находящийся на поверхности. Связь между ними организована по кабелю, который часто является также тросом, несущим глубинный прибор, в котором размещены датчики и вспомогательные устройства, необходимые для процесса измерения.
Датчиком глубинного прибора является ряд измерительных преобразователей, обеспечивающих преобразование измеряемой величины в сигнал, пригодный для усиления и передачи по кабелю на поверхность. Датчик дистанционного прибора состоит из трех измерительных преобразователей: предварительного, основного и выходного.
Глубинные приборы для измерения давления по принципу действия подразделяют на следующие типы:
- – пружинные приборы, в конструкции которых в качестве упругого чувствительного элемента применена многовитковая геликсная пружина. Приборы этого типа называются ге- ликсными глубинными манометрами;
- – пружинно-поршневые приборы, у которых давление воспринимается уплотненным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной растяжения. Различают пружинно-поршневые манометры с невращающимся и вращающимся поршнями. Манометры с вращающимся поршнем имеют более высокий класс точности;
- – пневматические приборы, принцип действия которых основан на уравновешивании измеряемого давления и сжатого газа, заполняющего измерительную камеру прибора. Эти приборы получили название глубинных дифманометров, так как они регистрируют приращение давления от его начального значения.
Промышленностью выпускаются два типа пружинно-поршневых манометров: с вращающимся поршнем – МГН-1 (рис. 4.8), а также геликсные МГН-2 и типа МГИ для испытателей пластов. Принципиальная схема глубинного геликсного термометра отличается от схемы геликсного манометра тем, что внутренняя полость геликса сообщается с полостью термоприемника, который может быть выполнен либо в виде цилиндра со стенкой большой толщины (термобаллон), либо в виде трубки, навитой по винтовой линии (змеевик).
Глубинные термометры, применяемые при комплексных исследованиях скважин, по типу конструкции относятся к манометрическим приборам. Термобаллоны выполнены либо в виде цилиндра со стенкой большой толщины (сильфон), либо в виде трубки, навитой по винтовой линии (геликс). Внутренняя полость термобаллона может быть заполнена жидкостью либо примерно на две трети обьема легкокипящей жидкостью.
При повышении температуры происходит тепловое расширение жидкости внутри термобаллона. Под действием этого давления перемещается или деформируется геликс. Перемещение геликса механически передается пишущему перу. Барабан с диаграммной бумагой приводится в движение часовым механизмом.
Для исследования газовых скважин применяют глубинные дистанционные приборы, спускаемые на одножильном кабеле с помощью каротажных станций. Для измерения давлений и температур в скважинах применяют дистанционные манометры-термометры ДРМТ, дебитомеры типа “Метан”, а также глубинные дистанционные термометры. Манометры-термомет-
Рис. 4.8.Конструкция автономного глубинного манометра МГН-1 с вращающимся поршнем:
- 1 – гидровыключатель; 2 – блок питания; 3 – электронный прерыватель; 4 – электродвигатель; 5 – цилиндрическая пружина;
- 6 – поршень; 7 – уплотнительное кольцо; 8 – пишущее перо;
- 9 – барабан с бланком диаграммы; 10 – часовой механизм ры ДРМТ предназначены для дистанционного измерения и регистрации давления и температуры в скважинах. Они состоят из глубинных струнных датчиков давления и температуры МТДС и наземного вторичного прибора ЦИ-1 в комплекте с устройством печати ЭУМ-23, которые регистрируют измеренные параметры в координатах времени.
Датчики давления и температуры размещены в общем герметичном корпусе глубинного прибора. Получение результатов измерения в цифровой форме упрощает их обработку. Измерение и регистрация производятся циклически; интервал времени между измерениями, равный 0,16; 0,5; 1; 2; 10; 30 или 60 мин, устанавливается переключателем.
Датчики давления и температуры обладают высокой надежностью и стабильностью, что обеспечивает возможность их длительной непрерывной эксплуатации.
Диапазоны измерения давления прибора МТДС составляют 0 – 16; 0- 25; 0 – 40 и 0-60 МП, диапазон измерения температуры 10-160 °С. Максимальная температура окружающей среды, определяемая датчиком, 160 °С.
Глубинный дебитомер типа “Метан” предназначен для регистрации профиля притока газа по стволу скважины. Он состоит из глубинного прибора с тахометрическим преобразователем расхода и вторичного показывающего прибора.
Тахометрический преобразователь скорости потока газа содержит турбину, на оси которой установлены два постоянных магнита. Дополнительный магнит служит для компенсации момента торможения в покое. Эти магниты установлены в корпусе прибора диаметром противоположно. При прохождении газа через корпус прибора турбина вращается с частотой, пропорциональной скорости потока. Магниты создают знакопеременное магнитное поле, которое взаимодействует с герметичным магнитным контактом, замыкающим электрическую цепь с частотой, пропорциональной скорости вращения.
Электрические импульсы передаются по кабелю на вторичный прибор, представляющий собой электрический счетчик. Глубинный дебитомер может эксплуатироваться при давлении до 40 МПа в диапазоне температур от -30 до 100 °С. Прибор имеет два предела измерения: 0 – 3 и 0 – 10 м/с.
Глубинный дистанционный термометр типа ТЧГ-36, также распространенный в промысловой практике, предназначен для измерения температуры по стволу скважин. Термочувствительный элемент – конденсатор – включен в колебательный контур генератора высокой частоты. При изменении температуры среды, в которой находится конденсатор, меняется его емкость, что приводит к изменению частоты генератора. На поверхности с помощью вторичного прибора (частотомера) измеряется частота выходного сигнала, пропорциональная измеренной температуре в скважине.
Исследования скважин, при помощи описанных выше глубинных приборов проводят с применением специального оборудования. Для спуска приборов в скважину на фонтанной арматуре устанавливают лубрикатор с манометром. К корпусу лубрикатора крепятся направляющие и оттяжные ролики для прохода проволоки или кабеля.
Для уменьшения опрокидывающего усилия, действующего на фонтанную арматуру при спуске приборов на большие глубины, оттяжной ролик устанавливают у основания арматуры. Устье оборудуют специальными мостками, предназначенными для выполнения операций, связанных со спуском и подъемом приборов. Верхнюю площадку мостков делают на 0,4-0,60 м ниже сальника лубрикатора, а нижнюю – немного ниже буферной задвижки. Автомашину с лебедкой устанавливают примерно в 25 -40 м от устья таким образом, чтобы вал лебедки был расположен перпендикулярно направлению движения проволоки от скважины до середины барабана лебедки.
Убедившись в герметичности лубрикатора и надежности уплотнения проволоки в сальнике и записав показания устьевого манометра, операторы начинают спускать прибор в скважину (обычно со скоростью 0,7 – 0,8 м/с). При подходе прибора к заданной глубине скорость спуска уменьшают и плавно останавливают тормозом барабан лебедки. На заданной глубине прибор выдерживают не менее 10-15 мин для термостатиро- вания. В случае измерения расхода время выдержки обычно определяется временем, необходимым для раскрытия пакера.
Подъем прибора из скважины проводят при работающем двигателе автомашины на второй скорости до тех пор, пока до устья скважины не останется 30 – 50 м. Затем переходят на первую скорость за 5 -7 м от устья, выключив двигатель, поднимают прибор вручную. По окончании подъема по натяжению проволоки убеждаются в том, что прибор находится в лубрикаторе и упирается в корпус сальника. После этого закрывают буферную задвижку и, открыв спускной вентиль лубрикатора, уменьшают в нем давление до атмосферного. Затем извлекают прибор, отсоединяют проволоку, разбирают прибор и извлекают диаграммный бланк с соответствующей записью результатов измерений.
Оператору необходимо контролировать, чтобы масса глубинных приборов при спуске в газовые скважины превышала выталкивающую силу, создаваемую давлением газа. Например, установлено, что в 148-мм эксплуатационную колонну при давлении порядка 10 МПа спуск манометра без утяжелителя возможен только при условии, когда дебит газа составляет не более 500-600 тыс. м3/сут. При больших дебитах применяют утяжелитель.
Лубрикатор представляет собой цилиндр, соединенный с фонтанной арматурой. Его конструкция в принципе аналогична использующимся при эксплуатации нефтяных скважин штанговым погружным насосам. В лубрикаторе предусмотрен сальник для прохождения проволоки или кабеля. Для исследований газовых скважин обычно применяют лубрикаторы с двумя сальниками, пространство между которыми сообщается с масляным резервуаром, присоединенным к корпусу.
Под действием давления на устье масло из резервуара непрерывно поступает и камеру между сальниками, предотвращая таким образом прорыв газа через верхний сальник. Кроме того, масло служит и дополнительной смазкой для сальников.
Глубинные приборы спускают в скважину на проволоке с помощью лебедок, установленных на специализированных автомашинах. Глубину их спуска определяют с помощью счетчика числа оборотов. Лебедка имеет две скорости: при частоте вращения вала двигателя 600 об/мин скорость подъема приборов на первой и второй скоростях составляет соответственно 0,85 и 1,84 м/с, а при частоте вращения 2000 об/мин – 2,84 и 6,14 м/с.
Лебедка имеет следующие технические характеристики: диаметр барабана 145 мм; длина навиваемой проволоки диаметром 1,6 – 1,8 мм – 3500 м; масса лебедки (без проволоки) 196 кг. Разработана также лебедка, рассчитанная на глубину скважины 7000 м.
Автоматическая промысловая электронная лаборатория (АПЭЛ), изображенная на рис. 4.9, предназначена для гидродинамических исследований скважин с помощью глубинных дистанционных приборов. В АПЭЛ установлена также малогабаритная лебедка для спуска глубинных приборов.
Лаборатория смонтирована в закрытом кузове автомобиля, который разделен перегородкой на два отделения. В одном отделении размещены стенд управления 2 и органы управления лебедкой 3. Здесь же расположены глубинные приборы 1 и малогабаритная лебедка 6. Во втором отделении смонтированы лебедка 3 с автоматическим укладчиком кабеля и коллектором, намоточное устройство 4 и электрогенератор.
В комплект АПЭЛ входят глубинные дистанционные приборы: расходомер-дебитомер РГД-2М, термометр ТЧГ-1 и влагомер ВГД-2М. Вторичные приборы смонтированы на стенде управления 2. Сигнал от глубинных приборов 1 передается по кабелю на вторичный блок соответствующего прибора (РГД- 2М, ТЧГ-1 или ВГД-2М), в котором сигнал усиливается и передается на блок частотомера, а затем передается на вход само-
Рис. 4.9.Автоматическая промысловая электронная лаборатория:
- 1 – глубинные приборы ; 2 – стенд управления; 3 – лебедка; 4 – намоточное устройство; 5 – направляющий блок; 6 – малогабаритная лебедка;
- 7 – блок контроля пишущего потенциометра. Блок контроля 7 размещен отдельно и находится непосредственно перед оператором, управляющим лебедкой 3. На передней панели этого блока смонтированы счетчик глубины спуска кабеля; приборы, показывающие скорость перемещения кабеля и его натяжение; электрический звонок и сигнальная лампа для индикации магнитной метки.
Глубинные дистанционные приборы спускают с помощью лебедки 3, состоящей из рамы, барабана, тормоза и автоматического укладчика кабеля, который имеет привод от основного вала лебедки 3 через цепную передачу. Глубинные приборы 1 спускают в скважину на одножильном кабеле типа КОБДФМ-2 длиной до 3500 м. Соединение кабеля с вторичными приборами осуществляется при помощи коллектора лебедки 3, состоящего из ротора с дисками и щеткодержателей, смонтированных в корпусе.
Устройство отсчета глубины с датчиком устанавливают на устье скважины. В целях уменьшения погрешности измерения глубины на кабеле через равные расстояния наносятся магнитные метки. Момент прохождения магнитной метки регистрируется меткоуловителем и отмечается прибором на передней панели блока контроля.
Приборы и датчики для отрасли нефти и газа — купить по цене производителя
Нефтяные и газовые платформы, буровые вышки, нефте и газопроводы, различные сепараторы — сложнейшие инженерные комплексы, предназначенные для бурения скважин и добычи углеводородного сырья. Как никто другой, мы понимаем, насколько важно контролировать безопасность в данной отрасли.
Компания Keller совместно с компанией «Измерение и Контроль» приложила все усилия, чтобы обеспечить производство датчиков давления, которые гарантируют безопасность, точность и надёжность при их эксплуатации.
Для приборов глубинной телеметрии мы предлагаем ОЕМ датчики давления. Наши миниатюрные датчики (от 13мм диаметром) могут измерять высокое давление до 1500бар и работать при высоких температурах до 200С, подробнее информацию смотрите здесь.
Основными преимуществами датчиков Швейцарской компании Keller являются высокая надёжность, бесперебойность, и крайне высокое качество исполнения. Вы всегда можете обратиться к нашим специалистам за консультацией, мы с радостью Вам ответим!
Ниже представлены основные датчики и манометры, применяемые в нефтяной и газовой отрасли.
Измерение уровня в скважинах: 36 XW
Измерение максимального и минимального давления в цистернах и силосах: 36 X
Измерение давления газа в силосах: 25HAT
Анализ показателей трубопровода: манометры и регистраторы давления LEO
Контроль клапанов для жидкостей и газов: 9L,, 9X (PD)10, 10X
Измерение давления выхлопных газов: 9L, 9X (PD)
Мониторинг утечек газа из газобаллонного оборудования: 9L
Измерение скорости потока газов и жидкостей: 9L
Измерение давления в газовых цистернах и магистралях: 23, 23S Ei
Измерение давления в трубопроводах природного газа: 23, 23S Ei
Получение данных для вычисления плотности SF6 в высоковольтных выключателях: 33X, LEO2 SF6
Примерная программа подготовки персонала группы агк правилам эксплуатации
№ | Наименование темы | Количество часов | Примечание |
1 | Методы | 2 | |
2 | Технические | 4 | |
3 | Назначение, | 8 | |
4 | Места | 4 | |
5 | Правила | 6 | |
6 | Проверка | 6 | |
7 | Правила | 4 | |
8 | Практические | 12 | Занятия |
9 | Итоговое | 6 | |
Итого: | 52 |
Примечание. Обучение слушателей
проводится с отрывом от производства.
ПРИМЕРНАЯ ПРОГРАММА ПОДГОТОВКИ инженеров-операторов системы АГК
№ | Наименование темы | Количество часов |
1 | Методы | 2 |
2 | Изучение | 2 |
3 | Обслуживание | 6 |
4 | Схема | 2 |
5 | Правила | 18 |
6 | Правила | 6 |
7 | Стажировка | 24 (3 смены/месяц) |
8 | Итоговое | 6 |
Итого: | 66 |
Требования к проектной документации по системе аэрогазового контроля (агк) в угольных
шахтах
Проектная документация системы АГК должна предусматривать
установку аппаратуры во всех выработках, в которых необходим непрерывный
контроль содержания метана и расхода воздуха. При проектировании новой шахты
или реконструкции проектная документация системы АГК разрабатывается как
составная часть общего проекта. Оборудование вновь вводимого участка
осуществляется по специально разрабатываемому дополнению к проекту.
Исходными данными для проектирования являются:
схема вентиляции шахты на проектируемый период;
схема электроснабжения шахты и схема подземной кабельной сети,
нанесенная на схему вентиляции;
краткая характеристика шахты, содержащая: категорию по газу,
метаноносность пластов и метанообильность выработок; опасность пластов по внезапным
выбросам, суфлярным выделениям и прорывам газа;
технология очистных и подготовительных работ.
Проект должен содержать графическую часть и пояснительную записку.
Графическая часть проекта подземного оборудования системы АГК
должна быть представлена в виде схемы вентиляции с указаниями на ней мест
расположения пунктов контроля и типов датчиков, мест подключения источников
питания к шахтной электросети и, если это предусмотрено, мест установки
коммутационных аппаратов, выполняющих в аварийной ситуации местное
автоматическое отключение электрооборудования на контролируемых объектах, мест
расположения установок и оборудования для поддержания безопасного аэрогазового
режима.
В графической части проекта должен приводиться в табличной форме
перечень всех установленных датчиков (с указанием типа), концентраторов,
коммутационных аппаратов (с указанием источников управления), блокируемого
оборудования.
Графическая часть проекта может быть представлена в виде набора
схем для отдельных участков.
Тип датчика контроля указывается на схеме вентиляции в
соответствии с его обозначением, приведенным в пп. 2.3.3, 2.3.6
настоящей Инструкции, к которому добавляются порядковый номер датчика и, если
используется станция подземного контроля, через тире ее порядковый номер
концентратора (например, М1-1, М2-1, С1-1).
Воздействие на коммутационный аппарат, блокирующий
производственную деятельность контролируемого объекта, обозначается стрелками с
надписью, от каких датчиков контроля идет управление.
В рамках проекта должен решаться вопрос оптимального соотношения
стационарной аппаратуры и переносных приборов непрерывного и эпизодического
действия.
В пояснительной записке отражается:
характеристика шахты, содержащая сведения о производственной
мощности, о категории по газу, об опасности пластов по внезапным выбросам,
суфлярным выделениям, нефтегазопроявлениям, другим вредным выделениям в
атмосферу горных выработок, по количеству воздуха, подаваемого в контролируемые
горные выработки;
текущий план развития горных работ;
технология ведения очистных и подготовительных работ;
перечень действующих и проектируемых выемочных и подготовительных
участков, других выработок, оборудуемых системой контроля;
схема электроснабжения шахты с подземной кабельной сетью,
совмещенная со схемой вентиляции шахты.
К пояснительной записке должна быть приложена спецификация
аппаратуры, кабелей и оборудования.
При проектировании следует основываться на необходимости защиты с
помощью аппаратуры АГК выработок, где расположено электрооборудование, которое
может оказаться в загазированной атмосфере. Основным правилом при разработке
схем размещения и включения аппаратуры является соблюдение принципа
непрерывности контроля.
При разработке пластов, опасных по внезапным выбросам угля и газа,
с применением электроэнергии обязательно предусматривается обесточивание
(предотвращение возможности работы при выбросе газа) электрооборудования,
расположенного на свежей струе.
В этих условиях следует строить защиту по ступенчатой схеме, когда
датчик, располагаемый перед каким-то распределительным устройством, защищает
это устройство и кабельные линии до следующего распределительного устройства и
запитан от последнего. Например, датчик перед распределительным пунктом лавы
запитан от передвижной подстанции и отключает все электрооборудование до нее,
подстанция защищается датчиком, расположенным перед ней и запитанным от
участковой подстанции, и т.д.
Если по ходу исходящей струи за пределами участка имеется
электрооборудование, оно должно быть защищено датчиком, объект контроля
указывается в проекте.
Расстановка оборудования системы АГК в горных выработках
Схемы расстановки оборудования системы АГК на добычных и
подготовительных участках разрабатываются в соответствии с требованиями,
изложенными в разделах 1 – 4 и приложении 1 настоящей Инструкции.
Расстановка датчиков при разработке опасных по внезапным выбросам
угля и газа пластов отличается тем, что в тупиковых выработках, в исходящих и
поступающих струях очистных выработок должен применяться быстродействующий
контроль.
