Совершенствование систем электроснабжения подземных потребителей шахт. Расчет схемы электроснабжения ЦПП до участка и выбор фазокомпенсирующих устройств

предприятии, а также в связи с неэкономичным использованием конденсаторных

установок у малозагруженных двигателей и наличием места в распределительном

устройстве (РУ) 6 кВ подстанции для установки конденсаторов напряжением 6

кВ наиболее приемлемым и экономически оправданным оказался централизованный

способ компенсации реактивной мощности на шинах 6 кВ ЦПП.

При компенсации реактивной мощности необходимо также учитывать характер

изменения нагрузки внутри шахты. Если нагрузка шахты подвергается

значительным колебаниям реактивной мощности, необходимо установить

конденсаторную установку с автоматическим регулированием ее мощности. При

загрузке большей части графика постоянной реактивной нагрузкой возможна

установка в соответствующей части постоянно включенной нерегулируемой

конденсаторной установки, а остальную часть конденсаторной установки

предусматривают с автоматическим регулированием ее мощности в зависимости

от графика реактивной мощности предприятия. Кроме установки специальных

компенсирующих устройств, для выравнивания графика реактивной нагрузки на

промышленных предприятиях, необходимо стремиться к уменьшению передачи

реактивной мощности по электрическим сетям естественными мерами: за счет

упорядочения технологического процесса, улучшения режима работы

электроприемников и др.

Проведем расчет фактических токов и анализ вводных кабелей

энергосистемы шахты Комсомольская:

[pic]

где Рр – взята из данных предоставленных службой главного энергетика ш.

Комсомольская;

cos( – (средневзвешенный) предоставлен службой главного энергетика ш.

Комсомольская;

U – 660 В – для питания низковольтных потребителей;

U – 1140 В – для питания наиболее мощных низковольтных потребителей;

U – 6000 В – для питания подземных понизительных подземных подстанций, и

наиболее мощных асинхронных двигателей.

[pic]

где Кот = 1 – коэффициент изменения напряжения трансформаторной подстанции

при положении отпайки 0;

[pic] – коэффициент трансформации трансформаторной подстанции;

Кс – коэффициент спроса предоставленный службой главного энергетика.

10.1 Расчет токовых нагрузок по блоку «Северный»

Токоприемники РПП-4С (ДП.180400.06)

Для ТП №32: Руст = 107 кВт; Ррас = 43 кВт; Кс = 0,4.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №40: Руст = 230 кВт; Ррас = 115 кВт; Кс = 0,5.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №51: Руст = 40 кВт; Ррас = 20 кВт; Кс = 0,5.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Для ТП №82: Руст = 40 кВт; Ррас = 24 кВт; Кс = 0,6.

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки ТП:

[pic]

Расчет сечения вводных кабелей РПП-4С

Ввод №1 L = 1635 м сеч. 3х70 кв. мм

Ввод №2 L = 1705 м сеч. 3х70 кв. мм

Рсум. рас = 43 + 115 + 20 + 24 = 202 кВт

Фактический ток нагрузки:

[pic]

Ток нагрузки токоприемники РПП-4С:

[pic]

Суммарный расчетный ток В.Н. – 367 А; расчетная нагрузка на ввод – 2114

кВт

При действующих токоприемниках РПП-4С вводные кабели на РПП-4С проходят

проверку как в нормальном, так и в аварийном режимах (табл. 10.1).

Дальнейшие расчеты идентичны, сведем их в таблицу:

Таблица 10.1

|Место |Рсум. расч |Iф , А |Lвводн.каб ,|Sвводн.каб ,|

|установки |, кВт | |м |мм2 |

| | |Н.Н. |В.Н. | | |

|РПП-3С |3822 |1571 |647 |L1 = 1232 |S1 = 3х120 |

| | | | |L2 = 1300 |S2 = 3х95 |

|РПП-2С |2192 |2949 |392 |L1 = 1243 |S1 = 3х95 |

| | | | |L2 = 1150 |S2 = 3х95 |

|РПП-1С |7183 |1112 |1227 |L1 = 1013 |S1 = 3х120 |

| | | | |L2 = 986 |S2 = 3х120 |

|ЦПП |4509 |358 |801 |L1 = 1360 |S1 = 3х150 |

|конвейеризаци| | | |L2 = 1400 |S2 = 3х150 |

|и | | | | | |

|ЦПП-центр |9616 |121 |1671 |L1 = 2213 |S1 = 3х150 |

| | | | |L2 = 21100 |S2 = 3х150 |

| | | | |L3 = 2200 |S3 = 3х150 |

| | | | |L4 = 2110 |S4 = 3х150 |

|ЦПП-725-ю |4579 |4945 |811 |L1 = 780 |S1 = 3х150 |

| | | | |L2 = 795 |S2 = 3х150 |

|ЦПП-620-ю |6512 |1120 |1121 |L1 = 1485 |S1 = 3х150 |

| | | | |L2 = 1615 |S2 = 3х150 |

| | | | |L3 = 1515 |S3 = 3х150 |

| | | | |L4 = 1515 |S4 = 3х150 |

|ЦПП-620-с |3177 |115 |445 |L1 = 1367 |S1 = 3х150 |

| | | | |L2 = 1400 |S2 = 3х150 |

|ЦПП -270 |1901 |48 |250 |L1 = 840 |S1 = 3х120 |

| | | | |L2 = 850 |S2 = 3х120 |

Питание подземных потребителей горизонта –270 (ЦПП –270)

осуществляется по вводам №1 и №4, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей горизонта –620 околоствольного двора

(ЦПП–620–с) осуществляется по вводам №3 и №6, обеспечивая нормальный, но,

не обеспечивая аварийный режим работы.

После компенсации реактивной мощности, питание подземных потребителей

по вводам №3 и №6 будет обеспечивать и нормальный, и аварийный режим

работы, что наглядно показывает диаграмма для определения числа и сечения

стволовых кабелей (ДП.180400.07, рис.10.2).

Питание подземных потребителей ЦПП–центр осуществляется по вводам №2,

№5, №9 и №10, обеспечивая нормальный, но, не обеспечивая аварийный режим

работы.

Питание подземных потребителей РПП–4–с осуществляется двумя кабельными

линиями №48 и №52, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–3–с осуществляется двумя кабельными

линиями №40 и №45, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–2–с осуществляется двумя кабельными

линиями №42 и №46, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Питание подземных потребителей РПП–1–с осуществляется двумя кабельными

линиями №36 и №38, обеспечивая нормальный, но не обеспечивая аварийный

режим работы.

Питание подземных потребителей ЦПП конвейеризации осуществляется по

вводам №7 и №8, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

[pic]

Рис.10.2 Диаграмма для определения числа и сечения стволовых кабелей

Питание подземных потребителей ЦПП–620–ю осуществляется по вводам №1,

№2, №3 и №4 (от РУ–6кВ – Вентиляционный ствол №1) обеспечивая нормальный и

аварийный режимы работы.

Питание подземных потребителей ЦПП–725–ю осуществляется по кабельным

линиям №95 и №96, обеспечивая нормальный и аварийный режим.

Проанализировав существующую схему электроснабжения, определили места

наибольшей нагрузки. Ими являются: ЦПП–центр, РПП–1–с, ЦПП–620–ю. А

наиболее отдаленным потребителем является ПУПП №55 и №90 (энергопоезд лавы

412–с пласта «Четвертого»).

Для данных потребителей произведем расчет компенсации реактивной

мощности при помощи конденсаторных батарей.

Данные для расчета приведены в табл. 10.2

Таблица 10.2

|Место |Рсум. расч |cos( |tg( |

|установки |, кВт | | |

| | |До |после |до |после |

| | |компенсации|компенсации|компенсации|компенсации|

|РПП–4С |2114 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

|РПП–3С |3822 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

|РПП–2С |2192 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

|РПП–1С |7183 |0,6 |0,9 |1,33 |0,48 |

|ЦПП |4509 |0,7 |0,9 |1,02 |0,48 |

|конвейеризаци| | | | | |

|и | | | | | |

|ЦПП–центр |9616 |0,65 |0,95 |1,17 |0,33 |

|ЦПП-725-ю |4579 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

|ЦПП–620-ю |6512 |0,6 |0,9 |1,33 |0,48 |

|ЦПП-620-с |3177 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

|ЦПП-270 |1901 |0,7 |0,9 |1,02 |0,48 |

Информация о cos( предоставлена главным энергетиком шахты

Комсомольская.

Расчитаем tg( (до компенсации) и tg'( (после компенсации):

[pic]

РПП-4С:

[pic] [pic]

РПП-3С:

[pic] [pic]

РПП-2С:

[pic] [pic]

РПП-1С:

[pic] [pic]

ЦПП-конвейеризации:

[pic] [pic]

ЦПП-центр:

[pic] [pic]

ЦПП-725-ю:

[pic] [pic]

ЦПП-620-ю:

[pic] [pic]

ЦПП-620-с:

[pic] [pic]

ЦПП-270:

[pic] [pic]

Результаты вычислений занесем в таблицу.

Рассчитаем мощность компенсирующих устройств для данных ЦПП:

[pic]

где Р – суммарная нагрузка ЦПП;

tg( – тангенс угла сдвига фаз до компенсации (средневзвешенный

годовой);

tg'( – тангенс угла сдвига фаз после компенсации (проектный);

РПП-4С:

[pic]

РПП-3С:

[pic]

РПП-2С:

[pic]

РПП-1С:

[pic]

ЦПП-конвейеризации:

[pic]

ЦПП-центр:

[pic]

ЦПП-725-ю:

[pic]

ЦПП-620-ю:

[pic]

ЦПП-620-с:

[pic]

ЦПП-270:

[pic]

Расчета мощности компенсаторных установок можно выполнить графическим

способом (ДП.180400.07, рис. 10.3).

[pic]

Рис. 10.3 Номограмма для выбора требуемой мощности компенсирующих

устройств

cos(1 – до компенсации; cos(2 – после компенсации; на пересечении линий

данных косинусов опускаем перпендикуляр на ось X, получаем множитель,

который необходимо умножить на установленную полную мощность.

Использование промышленных конденсаторных установок в обычном

исполнении, в угольных шахтах, запрещено ПБ.

В настоящее время промышленность выпускает конденсаторные установки в

РВ исполнении только одной модификации.

Технические данные конденсаторной установки ККУВП:

Номинальное напряжение – 6,3 кВ;

Номинальная мощность (реактивная) – 450 кВА;

Номинальный проходной ток сборных шин обходящих соединений – 460 А;

Главный коммутационный аппарат – РУВН вакуумный;

Конденсаторная установка типа ККУВП в РВ-4В.

Компенсировать полностью реактивную мощность экономически не

целесообразно из-за высокой стоимости конденсаторных батарей.

Целесообразно компенсировать примерно половину реактивной мощности, а

остальное брать из сети.

Рассмотрим компенсацию реактивной мощности на РПП-4С:

Расчетом определили, что нужно скомпенсировать 1200 кВА. Технически

возможно скомпенсировать – 900 кВА (2х450).

Предлагаем установить на РПП-4С конденсаторные установки ККУВП в

количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

РПП-3С необходимо скомпенсировать 2200 кВА, за минусом 900 кВА

скомпенсированных на РПП-4С.

Предлагаем установить на РПП-3С конденсаторные установки ККУВП в

количестве двух штук, по одной на каждый ввод.

РПП-2С – 1250 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на

каждый ввод.

РПП-1С – 6100 кВА, за минусом 2700 кВА. Ставим ККУВП в количестве шести

штук, по три на каждый ввод.

ЦПП-конвейеризация – 2435 кВА. Ставим ККУВП в количестве четырех штук,

по две на каждый ввод.

ЦПП-центр – 8080 кВА, за минусом 5400 кВА. Ставим ККУВП в количестве

четырех штук, по два на каждый ввод.

ЦПП-725-ю – 2655 кВА. Ставим ККУВП в количестве шести штук, по три на

каждый ввод (по одной на каждом вводе оставляем в резерве, в виду

дальнейшего развития мощностей присоединяемых к ЦПП-725-ю).

ЦПП-620-ю – 5535 кВА, за минусом 2700 кВА. Ставим ККУВП в количестве

шести штук, по три на каждый ввод.

ЦПП-620-с – 1840 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на

каждый ввод.

ЦПП-270 – 1020 кВА. Ставим ККУВП в количестве двух штук, по одной на

каждый ввод.

Для полной компенсации реактивной мощности на шахте Комсомольская

необходимо 36 компенсирующих устройств. Полная компенсация реактивной

мощности не выгодна как с экономической (см. экономическую часть), так и

технической точки зрения.

Предлагаем установить компенсирующие устройства на РПП наиболее

удаленные от ГПП, т.к. они разгружают всю шахтную сеть.

Наиболее удаленными являются – РПП-4С, РПП-3С, РПП-2С, ЦПП-725-ю.

Для этого необходимо ККУВП в количестве 12 штук.

10.2 Компенсация реактивной мощности у наиболее удаленного потребителя

Наиболее удаленным потребителем считаем участковую передвижную

подземную подстанцию №55 (энергопоезд участка №9). Данные для расчета

сведем в таблицу.

|Место |Рсум. уст ,|Cos( |tg( |

|установки |кВт | | |

| | |До |после |до |после |

| | |компенсации|компенсации|компенсации|компенсации|

|К/ш 412-с |630 |0,6 |0,8 |1,33 |0,75 |

[pic] [pic]

|Место |Рсум. расч |Iф , А |Lвводн.каб ,|Sвводн.каб ,|

|установки |, кВт | |м |мм2 |

| | |Н.Н. |В.Н. | | |

|К/ш 412-с |812 |351 |61 |L1 = 3223 |S2 = 3х35 |

[pic]

При установке компенсирующего устройства у наиболее удаленного

потребителя происходит почти 100% компенсация реактивной мощности, что

экономически не целесообразно (большая стоимость компенсирующего устройства

не окупится за время работы добычного участка по отработке данной лавы).

В связи с тем, что промышленностью выпускаются конденсаторные установки

в РВ исполнении только одной модификации, компенсация реактивной мощности

подземных потребителей имеет практически и экономически выгодное только

одно решение. Установку компенсирующих устройств на наиболее удаленных РПП.

11. Экономический расчёт затрат на внедрение БК

11.1. Расчёт затрат на БК

Полную стоимость БК определим по формуле:

П = Ртр + Цо (11.1)

где Ртр = 15 – расходы на транспортировку, % от оптовой цены;

Ртр = 0,15 ( 71500 = 10725 руб.

Тогда

П = 10725 + 71500 = 82225 руб.

Затраты на амортизацию определим по формуле:

[pic] (11.2)

где На = 2,27% – норма амортизационных отчислений в месяц.

Тогда

[pic] руб.

Затраты на КБ приведены в таблице 11.1.

Таблица 11.1

Затраты на БК

|Наименование показателя |Затраты, руб |

|Приобретение аппаратуры |71500 |

|Затраты на БК |10725 |

|Налог на добавочную стоимость |14300 |

|Амортизационные отчисления в месяц |1865 |

|Амортизационные отчисления на 01.04.200 |27975 |

|года | |

Монтаж БК предлагаем осуществить на действующих РПП. Поэтому затраты на

монтаж не учитываются.

11.2. Определение нормативной численности электрослесарей на техническое

обслуживание и ремонт БК участка ПУРСА

Для обслуживания БК электрослесарями подземными принимаем 5 чел/см.

Количество рабочих по разрядам находим из условия:

- электрослесарь подземный 5 разряда – до 30%;

- электрослесарь подземный 3 и 4 разряда – остальная часть норматива

численности рабочих.

Общая нормативная численность электрослесарей подземных 4 и 5 разрядов:

– электрослесарь 5 разряда: 5 ( 0,3 = 1,5 чел/см.

Принимаем 2 чел/см.

– электрослесари 3 и 4 разрядов принимаем соответственно 3 чел/см.

11.3. Экономические аспекты задачи компенсации мощности

Все параметры режима работы сети зависят от активной и реактивной

мощности. Однако если для изменения активной мощности требуется изменять

технологический режим работы потребителей энергии, то изменение реактивной

мощности достигается более просто – с помощью компенсирующих устройств

(КУ), наиболее распространенными из которых являются батареи конденсаторов

(БК).

Установка дополнительных БК связана с затратами средств на

приобретение, доставку, монтаж и обслуживание как самих БК, так и

дополнительного оборудования. Эти затраты приближенно могут быть

представлены в виде линейной зависимости от мощности БК:

[pic],

(11.3)

где зК – удельные затраты на БК, руб/квар в год.

Потери мощности и энергии в сети при установке БК снижаются в

соответствии с квадратичной зависимостью. Затраты на потери выражаются

формулой:

[pic], (11.4)

где с0 – удельная стоимость потерь, руб/кВт в год; ЗПР и ЗПQ – затраты на

потери, обусловленные потоками активной и реактивной мощности, руб/год.

Ввиду того что основную часть затрат на БК производят единовременно

(затраты на приобретение, доставку и монтаж оборудования), а снижение

потерь происходит в течение всего срока службы БК, единовременные затраты

приводят к годовым, умножая на коэффициент нормативной эффективности

капиталовложений рн = 0,12. Коэффициент рн означает, что экономически

целесообразными считаются капиталовложения, дающие ежегодный эффект не

менее 12% их объема (т.е. окупающиеся за срок tок= 100 / 12 ( 8 лет и

менее). Так как кроме единовременных затрат на БК необходимо производить

ежегодные затраты на их обслуживание, ремонт, отчисления на амортизацию, а

также учитывать потери активной мощности в самих БК, годовые удельные

приведенные затраты на БК определяют по формуле, руб/квар в год:

[pic], (11.5)

где ро – нормативы отчислений на обслуживание и ремонт; рА – на

амортизацию; КК и КВ –единовременные затраты на приобретение БК и ввод их в

действие (приобретение дополнительного оборудования, его доставка и

монтаж), руб/квар; ск—стоимость потерь в БК, руб/квар в год.

В соответствии с действующими нормативами ро + ра = 0,1 и формула

(11.6) приобретает вид:

[pic] (11.7)

где зк.К – составляющая затрат, определяемая стоимостью БК; зв –

составляющая затрат, определяемая стоимостью монтажных работ,

дополнительного оборудования и его доставки к месту назначения.

Чем больше мощность БК, тем больше затраты на их установку и тем меньше

затраты на потери в сети. Целью оптимизационной задачи является определение

такой мощности БК, при которой суммарные затраты З = Зк + ЗП принимают

возможное наименьшее значение. На рис. 11.1 приведены качественные

зависимости Зп, 3К и 3 от мощности Q, передаваемой по сети. При начальной,

нескомпенснрованной нагрузке узла Qн затраты на БК Зк = 0, затраты на

составляющие потерь соответствуют отрезкам З’пр и 3’ПQ, а суммарные затраты

– точке 3’. При снижении Q затраты на БК возрастают линейно, затраты на

передачу реактивной мощности снижаются в соответствии с квадратичной

зависимостью, а на передачу активной Зпр остаются неизменными. При полной

компенсации реактивной нагрузки затраты на БК соответствуют точке З”к, а

затраты на потери – точке З’’п = 3’пр. Суммарные затраты вначале снижаются,

затем, достигнув точки 0, начинают увеличиваться. В точке 1 они принимают

значение, равное 3’, а при полной компенсации 3’’.

Оптимальная (экономическая) мощность БК Qк.э, при которой 3 = 3MIN,

соответствует точке 0. Мощность Оэ = QН – QК.Э целесообразно передавать в

данный узел от электростанций или других источников реактивной мощности

энергосистемы, так как ее компенсация приводит к увеличению суммарных

затрат. Для нахождения оптимального решения используют тот факт, что в

точке 0 производная d3 / dQ = 0 (касательная к кривой 3 принимает

горизонтальное положение). Поэтому для получения оптимального решения

необходимо записать аналитическое выражение целевой функции, взять его

производную по реактивной мощности, приравнять нулю и из полученного

уравнения найти QкЭ и соответствующее ему Qэ.

[pic]

Рис. 11.1. Зависимость целевой функции и ее составляющих от мощности КУ

Аналитическое выражение целевой функции

[pic] (11.8)

где а, b, c – коэффициенты уравнения параболы:

[pic] (11.9)

[pic] (11.10)

[pic] (11.11)

Производная от целевой функции (9.8):

[pic] (11.12)

Полученную производную от целевой функции приравняем к нулю:

[pic] (11.13)

Тогда

[pic]

В сложной сети целевая функция зависит от нагрузок многих узлов,

поэтому приходится брать ее частные производные по нагрузке каждого узла и

решать систему уравнений, число которых равно числу узлов. В результате

получают взаимоувязанные оптимальные значения Qэ для всех узлов.

Расчеты компенсации реактивной мощности в целом по предприятию и по

отдельным потребителям после обработки показали, что целесообразней

компенсировать 45(55% реактивной мощности, а остальное получать из сети.

Заключение

Электровооруженность труда обеспечивает возможность дальнейшего

проведения комплексной механизации и автоматизации, и на основе этого

возрастает производительность труда, но нормальная работа горного

предприятия зависит от качественного электроснабжения.

При качественном электроснабжении паспортные характеристики горных

машин практически не отличаются от номинальных, что было установлено в

комплексной работе.

На качество электроснабжения токоприемников шахты ''Комсомольская''

большое влияние оказывает коэффициент мощности, повысив его разгрузим

шахтную сеть и улучшим работу электроприемников.

Принятые решения в комплексной работе отвечают требованиям правил

техники безопасности.

Список использованных источников

1. Информация. Шахта «Комсомольская» п/о «Воркутауголь». Общие сведения. а)

отдел главного энергетика, б) маркшейдерский отдел, в) технический отдел,

г) отдел главного механика, д) участок ВТБ, е) участки №6, №9, №10, ж)

участок ''подъем'', з) экономический отдел.

2. metronad@komi.com – стандарт РК;

3. e-mail@Russia_on-lain.com – энергия РК;

4. e-mail@IJP.com – IJP-механизация;

5. www.rgantd.saminfo.ru/123_08.phtml – Уральская горная академия;

6. Правила составления и оформления пояснительной записки”: Методические

указания / (Сост.: И. Е. Ефимов, Г.И. Коломоец), 3-е изд., перераб. и доп.

– Воркута: РИО ВГИ СПбГИ(ТУ), 1997.—25с.

7. ''Правила безопасности в угольных шахтах'': –Самара, Самарский дом

печати, 1995. – 292 с.

8. ''Инструкция по безопасному ведению горных работ на пластах, склонных к

внезапным выбросам угля, породы и газа'' (М., РД 05 – 350 – 00 2000 г.)

9. ''Инструкция по безопасному ведению горных работ на шахтах,

разрабатывающих пласты, опасные по горным ударам''(М, РД – 05 – 328 – 99

2000 г.).

10. ''Горные машины и оборудование'': учебное пособие Санкт-Петербургский

горный институт. Составитель В. В. Габов. Л, 1994г.

11. Транспортные машины и комплексы. Расчет ленточных конвейеров:

Методические указания / Санкт-Петербургский горный институт; Сост. К. А.

Васильев. СПб, 1995,

12. Программа расчета ленточных конвейеров Сост. К. А. Васильев. СПб, 1995.

13. Найденеко И. С., Белый В. Д. Шахтные многоканатные подъемные установки

Изд. 2, перераб. и доп. М., Недра, 1979,

14. Электрооборудование на 1140 В для угольных машин и комплексов Е. С.

Траубе и др. Под ред Е.С.Траубе. – М.: Недра, 1991..

15. Сафохин М.С. и др. Горные машины и оборудование. М., Недра, 1995

16. Рекламные проспекты АО «Гипроуглемаш»

17. Гетопанов В.Н. Проектирование и надежность средств комплексной

механизации. Учебник для вузов. М., Недра, 1986

18. Солод В.И. и др. Проектирование и надежность средств комплексной

механизации. Учебник для вузов. М., Недра, 1982

19. Григорьев В. Н., Дьяков В. А., Пухов Ю. С. Транспортные машины для

подземных разработок. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. – М.,

Недра, 1984, 383с.

20. Зеленский О. В., Петров А. С. Справочник по проектированию ленточных

конвейеров. – М.: Недра, 1986. – 223 с.

21. Татаренко А. М., Максецкий И. П. Рудничный транспорт: Учеб. для

техникумов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 318 с.: ил.

22. Транспортные машины и комплексы. Расчет ленточных конвейеров.

Методические указания для курсового и дипломного проектирования для

студентов специальностей 1705, 0202, 0206, 0209, 0210, 0402, 0603, 0634.

Ленинград, 1985.

23. Электропривод и электрификация подземных горных работ: учебник для

вузов/ В.И. Щуцский, Ю.Д. Глухарев, А.К. Малиновский. М., Недра, 1981 – 319

с.

24. Андреев В.П., Сабинин Ю.А. Основы электропривода: учеб. для ВУЗов. –М.

ГосЭнергоИздат., 1993. – 722 с.

25. Башарин А.В., Голубев Ф.Н., Кепперман В.Г. Примеры расчета

автоматизированного электропривода: учеб. для ВУЗов. –С-П, Элегия., 1998. –

440 с.

26. Бутаев Ф.И., Эттингер Е.Л. Вентильный электропривод: мет. пособие, С-П

электротехнический университет. –С-П, 2000. – 272 с.

27. Каганов И.Л. Электронные и ионные преобразователи, ч.3: учеб. для

ВУЗов. –М. ГосЭнергоИздат., 1993. – 528 с.

28. Шубенко В.А., Браславский И.Я. Тиристорный асинхронный электропривод с

фазовым управлением: учеб для ВУЗов. –М. Элегия., 1993. – 543 с.

29. Костенко М.П. Электрические машины: учебники для ВУЗов. –М.

Энергоиздат., 1985. – том I (общая часть) – 342 с, том II (спец. часть) –

513 с.

30. Нормы технического проектирования угольных и сланцевых шахт. ВНТП-1-86/

Минуглепром СССР.( М.: Недра, 1986.

31. Борисенко К.С., Боруменский А.Г., Дулин В.С. Горная механика.( М.:

32. Смородин С.С., Верстаков Г.В. Шахтные стационарные машины и установки.(

М.: Недра, 1975.

33. Умнов А.Е. Охрана труда в горнорудной промышленности.( М.: Недра, 1979.

34. С.Т. Усатенко, Т.К. Каченюк, М.В. Терехова Выполнение электрических

схем по ЕСКД: Справочник. – М.: Издательство стандартов, 1989. – 325 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8