Размещено на http://www.allbest.ru/

Тема: «Электроснабжение МУП Читинское троллейбусное управление»

ВВЕДЕНИЕ

Цели и приоритеты энергетической стратегии России на период до 2020 года. Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. Роль страны на мировых энергетических рынках во многом определяет её геополитическое влияние.

Энергетический сектор обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства, способствует консолидации субъектов Российской Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливно-энергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для вывода экономики страны на путь устойчивого развития, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения.

Начавшийся экономический рост неизбежно повлечет за собой существенное увеличение спроса на энергетические ресурсы внутри страны, что требует решения унаследованных и накопившихся за годы реформ экономических проблем в условиях глобализации и ужесточения общемировой конкуренции, обострения борьбы за энергетические ресурсы, рынки и др.

Соответствовать требованиям нового времени может только качественно новый топливно-энергетический комплекс (ТЭК) - финансово устойчивый, экономически эффективный и динамично развивающийся, соответствующий экологическим стандартам, оснащенный передовыми технологиями и высококвалифицированными кадрами. Для долгосрочного стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии необходима научно обоснованная и воспринятая обществом и институтами государственной власти долгосрочная энергетическая политика.

Целью энергетической политики является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (далее именуется - Энергетическая стратегия) является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной энергетической политики государства на соответствующий период с учётом складывающейся внутренней и внешней ситуации в энергетическом секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской Федерации, а также политического, макроэкономического и научно-технологического развития страны.

Главной задачей настоящего документа является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учётом прогнозируемых результатов её реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

- полное и надёжное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;

- снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счёт рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;

- повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;

- минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании рыночной инфраструктуры как регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

· меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования в ТЭК);

· повышение эффективности управления государственной собственностью;

· введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;

· стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах.

Представленные в настоящем документе количественные параметры развития экономики и энергетики являются ориентировочными, подлежащими уточнению в процессе реализации предусмотренных им мер.

Проблемы и основные факторы развития топливно-энергетического комплекса. Топливно-энергетический комплекс России всегда играл важную роль в экономике страны. За годы реформ в связи с резким падением объемов производства в других отраслях экономики его роль еще более возросла.

В течение прошедшего десятилетия ТЭК в основном обеспечивал потребности страны в топливе и энергии, сохранив тем самым энергетическую независимость России. В настоящее время преодолена тенденция спада и начался рост добычи газа, нефти и угля, производства электроэнергии, объема и глубины переработки нефти. Производственные структуры ТЭК в результате проведенных структурных преобразований, либерализации и приватизации в значительной мере адаптировались к рыночным методам хозяйствования. В результате проведенных работ по реструктуризации угольной промышленности повысилась ее экономическая эффективность, ликвидируются убыточные неперспективные предприятия. Начались реформы электроэнергетики и жилищно-коммунальной сферы. Сформированы основы регулирования хозяйственных отношений в энергетическом секторе экономики, включая вопросы недропользования, налогообложения и ценообразования.

В настоящее время ТЭК является одним из устойчиво работающих производственных комплексов российской экономики. Он определяющим образом влияет на состояние и перспективы развития национальной экономики, обеспечивая около 1/4производства валового внутреннего продукта, 1/3объема промышленного производства и доходов консолидированного бюджета России, примерно половину доходов федерального бюджета, экспорта и валютных поступлений.

Вместе с тем в отраслях ТЭК сохраняются механизмы и условия хозяйствования, не адекватные принципам рыночной экономики, действует ряд факторов, негативно влияющих на функционирование и развитие ТЭК.

Основными факторами, сдерживающими развитие комплекса, являются:

- высокая (более 50%) степень износа основных фондов;

- ввод в действие новых производственных мощностей во всех отраслях ТЭК сократился за девяностые годы от 2 до 6 раз;

- практика продления ресурса оборудования закладывает будущее отставание в эффективности производства. Наблюдается высокая аварийность оборудования, обусловленная низкой производственной дисциплиной персонала, недостатками управления, а также старением основных фондов. В связи с этим возрастает возможность возникновения аварийных ситуаций в энергетическом секторе;

- сохраняющийся в отраслях комплекса (кроме нефтяной) дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК приток в них внешних инвестиций составляет менее 13процентов общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95процентов указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В газовой промышленности и в электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста;

- деформация соотношения цен на взаимозаменяемые энергоресурсы привела к отсутствию конкуренции между ними и структуре спроса, характеризующейся чрезмерной ориентацией на газ и снижением доли угля. Политика поддержания относительно низких цен на газ и электроэнергию в перспективе может иметь следствием нарастание дефицита соответствующих энергоресурсов в результате отсутствия экономических предпосылок для инвестирования в их производство и опережающего роста спроса;

- несоответствие производственного потенциала ТЭК мировому научно-техническому уровню. Доля добычи нефти за счет современных методов воздействия на пласт и доля продукции нефтепереработки, получаемой по технологиям, повышающим качество продукции, низка. Энергетическое оборудование, используемое в газовой и электроэнергетической отраслях, неэкономично. В стране практически отсутствуют современные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, оборудование угольной промышленности устарело, недостаточно используется потенциал атомной энергетики;

- отставание развития и объективный рост затрат на освоение перспективной сырьевой базы добычи углеводородов, и особенно в газовой отрасли;

- отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного энергетического рынка. Не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции;

- сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду. Несмотря на произошедшее за последнее десятилетие снижение добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, отрицательное влияние ТЭК на окружающую среду остается высоким;

- высокая зависимость нефтегазового сектора и, как следствие, доходов государства, от состояния и конъюнктуры мирового энергетического рынка. Наблюдается тенденция к дальнейшему повышению доли нефти и газа в структуре российского экспорта, вместе с тем недостаточно используется потенциал экспорта других энергоресурсов, в частности электроэнергии. Это свидетельствует о продолжающемся сужении экспортной специализации страны и отражает отсталую структуру всей экономики России;

- отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.

Основными факторами, которые будут определять развитие ТЭК в первой четверти XXI века, являются:

· динамика спроса на топливно-энергетические ресурсы и углеводородное сырье внутри страны, обусловленная темпами роста национальной экономики и ее удельной энергоемкостью, а также ценами на энергоносители;

· масштабы реализации ресурсо- и энергосберегающих технологий, как в энергетическом секторе, так и в других секторах экономики;

· состояние мировой экономической и энергетической конъюнктуры, степень интеграции в мировое энергетическое пространство;

· устойчивое развитие минерально-сырьевой базы;

· формирование благоприятного инвестиционного климата с учетом совершенствования налогового, ценового и таможенного регулирования;

· создание экономических стимулов для уменьшения воздействия энергетики на окружающую природную среду;

· масштабы использования научно-технических достижений в ТЭК и подготовка перехода к энергетике будущего.

Поставленная задача достижения качественно нового состояния ТЭК диктует жесткие требования к выбору мер государственного регулирования и взаимной ответственности всех участников процесса.

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие характеристика предприятия. Структура предприятия

МУП «Читинское троллейбусное управление» занимается эксплуатацией троллейбусов для перевозки пассажиров в г. Чите, техническим обслуживанием и ремонтом троллейбусов.

Предприятие расположено на северо-восточной окраине г. Читы. С восточной стороны троллейбусного управления находятся производственные базы предприятий, с северо-восточной части территория управления граничит с ремонтно-механическим заводом (РМЗ). С южной стороны от территории управления находится жилой массив - микрорайон «Северный».

Предприятие расположено на одной промышленной площадке, на которой имеются как стационарные, так и передвижные источники загрязнения атмосферного воздуха, источники представлены производственными зданиями и сооружениями.

Управление занимает территорию площадью 47900 м². Предприятие расположено по ул. Красной Звезды, 53.

Троллейбусное управление имеет в своем составе следующие цеха и корпуса:

1. Ремонтно-заготовительный цех. Состоит из столярного участка, кузницы, участка металлообрабатывающих станков, участка резинотехнических изделий, аккумуляторного и сварочного участков, участка по ремонту.

2. Цех плановых ремонтов. Имеет в своем составе электроцех и цех планово-предупредительных ремонтов.

3. Участок профилактических осмотров. Состоит из кузовного цеха, шиномонтажного участка, участка технического обслуживания и ремонта троллейбусов.

4. Участок по ремонту энергетического и технологического оборудования. На участке производится приготовление технологической оснастки, ремонт и содержание оборудования инженерных сетей.

5. Гараж для автотранспорта. Состоит из парка автотехники.

6. Отдельно стоящие складские помещения для хранения лакокрасочной продукции и смазочных материалов в герметичной таре.

7. Основной корпус. Имеет следующие помещения: руководства управления, отделы, столовую, медпункт.

Численность работающих 826 человек, в том числе администрация - 116 человек, ремонтный персонал - 121 человек.

История возникновения и развития МПТУ

В 1961 году городские власти пришли к выводу, что нашему растущему городу необходим электрический транспорт. Только он мог обеспечить надежную работу в суровых зимних условиях. Кроме того город располагал трудовыми ресурсами и дешёвой электроэнергией, вырабатываемой ТЭЦ-1. Выбирая между трамвайной линией и троллейбусной, предпочли вторую, так как троллейбусный транспорт был более современным, и строительство линий требовало меньших затрат.

Для осуществления технического надзора и финансового контроля за строительством по решению обесполкома №592 от 14 декабря 1967 года была создана дирекция строящегося троллейбусного транспорта в г. Чите, возглавляемая Барковским Евгением Ивановичем.

Через три года в 1970 году троллейбусное депо на 50 машино-мест, две тяговые подстанции, общей мощностью 3600 кВт, диспетчерский пункт, вспомогательные цеха, 13 км контактной сети от троллейбусного депо до железнодорожного вокзала по улицам Красной звезды, Новобульварной, Бутина, с разворотным кольцом вокруг привокзальной площади были построены. А в октябре того же года была выполнена наладка всего смонтированного оборудования.

30 декабря 1970 года первые троллейбусы вышли на городской маршрут «Троллейбусное депо - ж/д. вокзал». На линию в эти дни выходило по двенадцать троллейбусов, таким образом, день 30 декабря стал днем рождения нового предприятия в нашем городе «Троллейбусного управления».

За первые два дня было перевезено 100 тысяч пассажиров. К началу открытия троллейбусного движения в г. Чите, коллектив предприятия насчитывал 161 человек. Большинство из них - выпускники курсов города Новосибирска.

В 1971 году было смонтировано еще 11,9 км контактной сети от ж/д. вокзала по ул. Ленина до ПВРЗ и до городской больницы. В связи с этим было сделано три маршрута:

№1 Депо - Городская больница;

№2 Депо - ПВРЗ;

№3 ПВРЗ - Городская больница.

Количество троллейбусов в 1971 году с 26 машин увеличилось до 57 машин. На линию выходило до 40 троллейбусов, коэффициент использования парка составил 71%. За этот год перевезено 10 320 000 человек. Фактическая численность работающих на 1971 год составила 212 человек.

В 1972 году контактная сеть была проведена по улице Новобульварная с разворотным кольцом возле стадиона Забво. С этого времени маршрут №2 совершал перевозку пассажиров от стадиона Забво до ПВРЗ.

В 1975 году контактная сеть была проведена до Соснового бора по улицам Бабушкина, Белорусской. Дополнительно была построена тяговая подстанция №3. В этот же год для улучшения обслуживания населения, особенно в часы «пик» дополнительно были организованы маршруты:

№4 Сосновый бор - Ж/д. вокзал;

№5 Ж/д. вокзал - Троллейбусное депо.

Маршрут №3 совершал перевозку пассажиров в это время от ПВРЗ до Соснового бора.

В 1995 году контактная сеть была проведена по улицам Шилова, Бабушкина (Район рынка), Богомякого. Был запущен дополнительный маршрут:

№6 Депо - Рынок - Вокзал.

В 1997 году по причине нерентабельности был закрыт маршрут №4.

В сентябре 1998 года для удобства перевозки пассажиров был запущен маршрут №7 Забво - Вокзал - Рынок - Забво. Который вскоре не оправдался и в 2001 году был закрыт.

На сегодняшний день город обслуживают пять маршрутов:

№1 Депо - Городская больница;

№2 Забво - ТРЗ;

№3 Сосновый бор - ТРЗ;

№5 Депо - Вокзал;

№6 Депо - Рынок - Вокзал - Сосновый бор.

Коллектив предприятия насчитывает свыше 800 человек.

В составе предприятия находятся девять подразделений:

· служба подвижного состава;

· служба эксплуатации;

· служба по работе с кондукторами;

· служба энергохозяйства;

· служба движения;

· служба сбора и учета выручки;

· автотранспортный участок;

· участок по ремонту и обслуживанию энергетического, технологического оборудования;

· ремонтно-строительная группа.

Всем работникам предоставляются услуги медпункта, столовой и базы отдыха на озере Арахлей.

До 75% производственных вопросов решает депо. Оно расширилось до 100 машино-мест и имеет три службы:

1. службу подвижного состава;

2. службу эксплуатации;

3. службу по работе с кондукторами.

Увеличилась прилегающая к депо территория, на которой осуществлено строительство новых зданий и реконструированы старые (4,3 га).

Построен гараж для автотранспортного участка на 23 автомашины, вулканизаторная с гаражом для легковых машин и складом для хранения резины, здание отдела сбора и учета выручки, диспетчерская, тяговая подстанция №7, новые проходные.

С увеличением производственных площадей обновился троллейбусный парк. Сейчас предприятие имеет 93 троллейбуса. Ежедневно на линию выходят 74 единицы, услугами троллейбусов пользуются свыше 133 тыс. человек.

На троллейбусный транспорт приходится свыше 70% всех городских перевозок.

Троллейбусные линии связали Центральный район с Ингодинским и Железнодорожный район по пяти маршрутам общей протяженностью 38 км одиночного пути. Бесперебойную работу этой линии обеспечивает служба энергохозяйства, которая имеет пять подстанции общей мощностью 10 200 кВт.

Контроль за исполнением графика движения осуществляет служба движения, имея для этих целей четыре конечные станции и один ревизорский пост.

Организационная структура МУП «Читинское троллейбусное управление»

Во главе предприятия стоит директор троллейбусного управления Бурлак А.Ф., который занимается в общем руководством предприятия.

В непосредственном подчинении директора троллейбусного управления находятся:

Главный инженер управления, который занимается техническим руководством. Под его руководством находятся следующие службы:

а) Участок по ремонту и обслуживанию энергетического и технологического оборудования, который занимается вопросами технического состояния сантехнического оборудования, водопровода, канализации и вопросами энергоснабжения троллейбусного депо.

б) Технический отдел, занимающийся ведением всех документаций, заключений договоров по всем видам электро-, водоснабжения, введением новых видов производства, выбраковкой оборудования. Также вопросами состояния техники безопасности на предприятии, внедрении компьютерной техники.

в) Начальник службы энергохозяйства, который контролирует работу:

- Участок контактно-кабельной сети, который занимается ремонтом, обслуживанием контактной и кабельной сети троллейбусов.

- Участок тяговых подстанций, который обеспечивает снабжение электроэнергетики линий троллейбусов.

- Сигнализация централизация блокировка и связь занимается вопросами радиосвязи.

г) Начальник депо, осуществляющий руководство непосредственно депо. Под его руководством находятся:

Начальник участка проф. осмотра подвижного состава, который следит за состоянием и проведением технических осмотров подвижного состава.

Начальник участка планово-предупредительного ремонта, который занимается вопросами текущего ремонта (троллейбусов) подвижного состава, технического осмотра, ремонта электрооборудования, капитально - восстановительного ремонта подвижного состава.

Начальник ремонтно-заготовительного (РЗЦ), занимающийся вопросами ремонта оборудования.

- Зам. начальника депо по эксплуатации подвижного состава, который занимается вопросами подготовки и работы водителей троллейбусов.

- Зам. начальника депо по работе с кондукторами, занимается вопросами приёма, обучения, контроля за работой кондукторов.

Заместитель директора предприятия занимающегося хозяйственной деятельностью предприятия, т.е. вопросами снабжения предприятия, санитарным состоянием территории и помещений. Под его руководством находятся:

а) Начальник службы сбора и учета выручки, который занимается вопросами ревизорского контроля за системой продажи билетов и сбора денежных средств.

б) Отдел материально-технического снабжения.

в) Участок автотранспорта, т.е. гараж - это парк грузовых машин, где производится ремонт, технический осмотр и выпуск на линию автотранспорта (грузовые машины).

г) Участок ремонтно-строительных работ, отвечающий за состояние помещений.

д) Склады, в которых происходит хранение, выдача и учет запасных частей.

Служба движения, которая отвечает за организацию и регулярность движения транспорта при выпуске и на линии.

Бухгалтерия, которая занимается экономическими вопросами предприятия.

Планово-экономический отдел, занимающийся вопросами планового характера, т.е. все виды деятельности потребления электроэнергии и расходы на запасные части, строением перспективных планов.

Отдел кадров, который занимается вопросами приема, обучения, увольнения, общее делопроизводство.

Коммерческий директор, который курирует коммерческие отношения предприятия с другими городскими структурами, предприятиями и агентствами.

Здравпункт - отслеживает состояние здоровья водителей и других работников.

1.2 Географическое положение, климат, грунт, характер окружающей среды

Читинское троллейбусное управление расположено на северо-восточной окраине города Чита и занимает площадь в 4,3 га. С восточной стороны троллейбусного управления находятся производственные базы предприятий, с северо-восточной части территория управления граничит с ремонтно-механическим заводом (РМЗ). С южной стороны от территории управления находится жилой массив - микрорайон «Северный». Территория Читинского троллейбусного управления обнесена забором, на территории имеется здание, предназначенное для обслуживания 100 троллейбусов. Имеется закрытое помещение для выполнения ремонтов и открытая площадь с разветвлениями контактной сети. Кроме того тяговая подстанция №7, гаражи и другие подсобные помещения.

Район, на котором располагается троллейбусное управление, относится к III климатической зоне. Средняя температура наиболее холодной пятидневки -38 ⁰С. Среднемесячная скорость ветра в различные часы суток составляет 7 м/с.

В районе предприятия грунт состоит из суглинка. Удельное сопротивление грунта принимаем ?=100 Ом·м.

1.3 Анализ существующей схемы электроснабжения

Находясь в рабочем режиме предприятие, получает основное питание от тяговой подстанции №7, находящейся на территории троллейбусного управления.

Резервом служат подстанция «Каштак» и РП-7 6 кВ, расположенный в районе МЖК по улице Новобульварная.

От тяговой подстанции №7 по кабельной линии электроэнергия поступает на КТПН-400, затем через ВРУ по кабелю на сборные шины 0,4 кВ. От сборных шин 0,4 кВ идет распределение электроэнергии по цехам.

Протяженность кабельной линии от подстанции №7 до КТПН-400 составляет 200 м. Протяженность линии от РП-7 до сборной шины составляет 250 м. Протяженность линии от подстанции «Каштак» до сборной шины 1100 м.

1.4 Категория потребителей

Надежность электроснабжения - способность системы электроснабжения обеспечить предприятие электроэнергией хорошего качества, без срыва плана производства и не допускать перерывов в электроснабжении.

В зависимости от требований, предъявляемых к надежности и бесперебойности электроснабжения, потребления электроэнергии делят на три категории:

I. Электроприемники, нарушение электроснабжения, которых может быть опасным для жизни людей, привести значительный ущерб народному хозяйству, привести к повреждению оборудования, массовому браку продукции, к нарушению сложного технологического процесса или работы особо важных элементов городского хозяйства.

II. Электроприемники, нарушение электроснабжения, которых может привести к массовой недовыработки продукции, простоя рабочих, механизмов и промышленного транспорта, к нарушению нормальной деятельности значительно количества городских жителей.

III. Остальные электроприемники, не подходящие под определение I и II категории.

Исчезновение напряжения подстанции, вызовет нарушение нормальной деятельности предприятия, без особо тяжких последствий, поэтому по классификации нагрузок в Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) потребители капитально-восстановительного производства можно отнести к III категории.

1.5 Характеристика проектируемого цеха

Цех капитально-восстановительных ремонтов занимается разборкой троллейбусов практически до нуля. Пригодные к использованию узлы и агрегаты ремонтируются и восстанавливаются, непригодные - заменяются новыми. Рама кузова у старых троллейбусов, как правило, на 70-80% прогнившая, поэтому она фактически собирается заново из новых элементов. На следующем этапе на каркас крепятся при помощи электросварки листы обшивки, вставляются стекла, в салоне устанавливаются отремонтированные сиденья, монтируются поручни и плафоны освещения.

Затем все элементы рамы кузова подвижного состава подвергаются антикоррозионной обработке с последующей шпаклевкой и окраской. Последний этап КВР - настройка электрооборудования и пневматики, обкатка готовой машины.

Цех капитально-восстановительных ремонтов получает электроснабжение от КТПН, находящейся вне помещения цеха. КТПН питается от трансформаторной подстанции №7, расположенной на территории Троллейбусного управления.

Количество рабочих смен - 1. Потребители цеха имеют III категорию надежности ЭСН. Грунт в районе цеха - суглинок.

Размеры цеха А?В?Н=26?9?8 м.

Перечень оборудования цеха КВР дан в табл. 1.1.

Табл. 1.1

№ на плане	Наименование электроприемников	Рэп, кВт	Количество
1	Термопила	2	1
2, 3	Вертикально-сверлильный станок	2	2
4, 5	Универсальный заточной станок	2,5	2
6, 7	Сварочный трансформатор	14	2
8	Полуавтомат для дуговой сварки	18	1
9	Пресс-лист	15,7	1
10	Кран-балка	3,6	1
11,12	Домкрат стационарный	2,2	2
13	Калорифер	10	1
14, 15, 16	Центробежный вентилятор	4	3
17	Центробежный вентилятор	5	1
18, 19, 20	Радиально-сверлильный станок	3	3
21, 22	Расточной станок	10	2
23, 24	Поперечно-строгальный станок	10	2
25, 26	Горизонтально-расточной станок	15	2
27	Наждачный станок	1,5	1
28	Токарный автомат	6	1

2. ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет электрических нагрузок

При расчете силовых нагрузок важное значение имеет правильное определение электрической нагрузки во всех элементах силовой сети. Завышение нагрузки может привести к перерасходу проводникового материала, удорожанию строительства; занижение нагрузки - к уменьшению пропускной способности электрической сети и невозможности обеспечения нормальной работы силовых электроприемников.

Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей.

Существуют три метода расчёта электрических нагрузок:

· Метод коэффициента спроса;

· Метод упорядоченных диаграмм (метод коэффициента максимума);

· Метод удельного потребления электрической энергии на единицу выпускаемой продукции.

Расчёт электрических нагрузок ведем методом упорядоченных диаграмм, так как для определения электрических сетей и установок необходимо знать кроме средних нагрузок так же максимальные нагрузки для выбора электрических сетей, электрооборудования и защиты. Так же, в капитально-восстановительном цехе установлены разные по режиму работу и по мощности электрические потребители и влиянием отдельного потребителя на общую нагрузку, пренебречь нельзя.

Коэффициент максимума К_м, служит для перехода от средней нагрузки к максимальной. И представляет собой отношение расчётного максимума активной мощности нагрузки группы электроприёмников к средней мощности нагрузки за наиболее загруженную смену.

Для удобства расчёта составляем таблицу 2.1, в которой расписываем электрические потребители по распределительным пунктам. В моём случае имеется два распределительных пункта и один шинопровод, и мы отдельно для каждого рассчитаем активную, реактивную и полную мощности, а так же максимальный ток. Произведем расчёт по РП1, а остальные распределительные пункты рассчитываются аналогично.

Расчёт проводим для РП1. определяем среднюю активную мощность за наиболее загруженную смену:

Р_ср =К_и??Р_ном (1)

где К_и - коэффициент использования, который показывает, как используется активная мощность за смену и cos? (Л-4, стр. 36);

?Р_ном - суммарная мощность, кВт.

Р_ср = 0,16?5=0,8 кВт

Р_ср = 0,16?4=0,64 кВт

Р_ср = 0,17?6=1,02 кВт

Р_ср = 0,16?1,5=0,24 кВт

Определяем среднюю реактивную мощность за наиболее загруженную смену:

Q_ср =Р_ср?tg? (2)

где Р_ср - средняя активная мощность, кВт.

Q_ср = 0,8?1,33=1,06 кВар

Q_ср = 0,64?1,33=0,8 кВар

Q_ср = 1,02?1,17=1,2 кВар

Q_ср = 0,24?1,33=0,3 кВар

Определяем сумму активной и реактивной мощностей:

?Р_ср =0,8+0,64+1,02+0,24=2,7 кВт

?Q_ср=1,06+0,8+1,2+0,3=3,36 кВар

Определяем среднее значение коэффициента использования:

К_иРП1==0,16

Определяем эффективное число электроприемников - это число однородных по режиму работы электроприемников одинаковой мощности, которое дает тоже значение расчетного максимума, что и группа электроприемников, различных по мощности и режиму работы. При условии n?5; К_и<0,2; m>3.

n_э = n_*?n;

n_* = (5)

n_э^*=F (n_*, Р_*)=0,76;

n_э=0,76?6=5

где n_* - относительное число наибольших по мощности электроприемников;

n₁ - число приемников с единичной мощностью, больше или равной Р_{ном макс1}/2;

Р_* - относительная мощность наибольших по мощности электроприемников.

Определяем коэффициент максимума активной мощности в зависимости от эффективного числа и общего коэффициента использования для РП1 (Л-6, стр. 26):

К_м =2,87

Определяем максимальную активную мощность:

Р_макс =К_м??Р_ср (7)

где К_м - коэффициент максимума;

?Р_ср - сумма активной мощности, кВт.

Р_макс =2,87?2,7=7,7 кВт

Определяем максимальную реактивную мощность. В соответствии с практикой проектирования принимают:

Q_макс =1,1??Q_ср, если n_э ?10 (8)

Q_макс =?Q_ср, если n_э >10,

Q_макс =1,1?3,36=3,7 кВар.

где ?Q_ср - сумма реактивной мощности, кВар.

Определяем полную максимальную мощность:

S_макс = =8,5 кВА;

Определяем максимальный расчетный ток нагрузки:

I_макс = , (10)

I_макс = =13 А;

где S_макс - полная максимальная мощность, кВА;

U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Расчет для остальных групп электроприемников аналогичен. Результаты расчетов заносятся в таблицу 2.1.

Определяем общую силовую нагрузку по капитально-восстановительном цеху:

?Р_макс =Р_{макс РП1}+Р_{макс РП2}+Р_{макс ШИН} (11)

?Р_макс =7,7+8,1+72,1=87,9 кВт.

?Q_макс =Q_{макс РП1}+Q_{макс РП2}+Q_{макс ШИН} (12)

?Q_макс =3,7+5,9+61,2=70,8 кВар.

?S_макс =S_{макс РП1}+S_{макс РП2}+S_{макс ШИН} (13)

?S_макс =8,5+10+94,6=113,1 кВА.

Определяем активную осветительную нагрузку цеха:

Р_осв =Р_уд?S_цех, (14)

Р_осв =15?234=3,5 кВт,

где Р_уд - удельная мощность, Р_уд =7,5?2=15 Вт/м²;

S_цех - площадь цеха, S_цех =А?В=26?9=234 м².

Определяем реактивную осветительную нагрузку цеха:

Q_осв =Р_осв ?cos ? (15)

где Р_осв - активная осветительная нагрузка;

cos? - косинус угла, cos ?=0,8;

Q_осв =3,5?0,8=2,8 кВар.

Определяем потери:

Активные потери, ?Р =2%

?Р=Р_макс?2% (16)

?Р=91,4?0,02=1,8 кВт.

Реактивные потери, ?Q =10%

?Q =Q_макс?10%, (17)

?Q =73,6?0,1=7,4 кВар.

Определяем расчетную мощность компенсирующего устройства:

Q_к.у.= Р_макс? (tg?_ф - tg?_э)??; (18)

Р_макс = ?Р_макс+ Р_осв (19)

Р_макс =87,9+3,5=91,4 кВт

tg?_ф = , (20)

tg?_ф = =0,86;

tg?_э=0,3;

Q_к.у.=93,2?(0,86-0,3)?0,95=49,6 кВар;

где ?Р_макс, ?Q_макс - суммарные расчетные нагрузки, с учетом осветительной нагрузки;

Р_макс - максимальная активная мощность цеха;

tg?_ф - коэффициент мощности до компенсации;

tg?_э - коэффициент мощности, который должен быть получен после компенсации, tg?_э=0,3;

? - коэффициент, учитывающий улучшение коэффициента мощности без применения компенсирующих устройств, ?=0,95.

Принимаем ближайшую большую мощность компенсирующего устройства Q_к.у.=50 кВар.

Заносим эту величину в таблицу 2.1., а так как компенсирующее устройство является источником реактивной мощности, то Q_макс по цеху найдем из разности:

Q_макс =Q_расч+ Q_осв +?Q -Q_к.у, (21)

Q_макс =70,8+2,8+7,4-50=31 кВар

Определим полную мощность по цеху с учетом осветительной нагрузки, потерь и компенсирующего устройства:

S_макс = =98,2 кВА.

tg?=Q_макс/ Р_макс=0,33.

Определим коэффициент загрузки трансформатора:

К_з= = =0,61

Рmax	Qmax	Smax
Общая силовая нагрузка	87,9	70,8	113,1
Осветительная нагрузка	3,5	2,8
Потери	1,8	7,4
Компенсирующее устройство		-50
Всего	93,2	31	98,2

2.2 Расчет электрического освещения цеха по методу удельной мощности

Дано: А=26 м;

В=9 м;

Рассчитаем площадь помещения по формуле:

S=A?B (22)

где А - ширина помещения,

В - длина помещения.

S=26?9=234 м²,

Освещенность для капитально-восстановительного цеха Е_min=200 Лк (выбираем из табл. 4-4ж, Л-9).

Выбираем тип светильника в зависимости от помещения, т.к. капитально-восстановительный цех, то я выбираю светильник УПДДРЛ.

По справочнику Л-9 нахожу табличное значение удельной мощности общего равномерного освещения, которое равно 7,5 Вт/м² (для 100 Лк):

Р_уд=4,8·2=15 Вт/м² (т.к для моего светильника Е_min=200 Лк)

Определяем активную осветительную нагрузку цеха:

Р_осв =Р_уд?S_цех,

где Р_уд - удельная мощность;

S_цех - площадь цеха.

Р_осв =15?234=3,5 кВт,

Определяем реактивную осветительную нагрузку цеха:

Q_осв =Р_осв ?cos ?,

где Р_осв - активная осветительная нагрузка;

cos? - косинус угла, cos ?=0,8.

Q_осв =3,5?0,8=2,8 кВар.

2.3 Расчет и выбор компенсирующей установки

Компенсация реактивной мощности, или повышение коэффициента мощности электроустановок промышленных предприятий имеет большое народнохозяйственное значение и является частью общей проблемы повышения КПД работы систем электроснабжения и улучшения качества отпускаемой потребителю электроэнергии.

Повышение коэффициента мощности электроустановок зависит от снижения потребления реактивной мощности.

Для улучшения коэффициента мощности (повышения cos? или уменьшения tg?) существуют два способа:

1. Улучшение коэффициента мощности без применения компенсирующих устройств (естественная компенсация):

а) Упорядочение технологического процесса (не допускать простоя электрооборудования);

б) Замена малонагруженных трансформаторов и двигателей на трансформаторы и двигатели меньшей мощности;

в) Замена трансформаторов и другого электрооборудования старых конструкции на новые, более совершенные с меньшими потерями на перемагничивание;

г) Замена малонагруженных двигателей (не допускать XX двигателей и трансформаторов);

д) Качественный ремонт двигателей;

е) Отключение при малой нагрузке части силовых трансформаторов.

2. Если не удается улучшить коэффициент мощности до нормы, применяют компенсирующие устройства (искусственная компенсация):

а) Статические конденсаторы;

б) Синхронные двигатели;

в) Синхронные генераторы.

Для компенсации реактивной мощности берем конденсаторные батареи с сопротивление в цепи для разрядки.

Определяем мощность компенсирующего устройства:

Q_к.у.= Р_макс? (tg?_ф - tg?_э)??;

Р_макс = ?Р_макс+ Р_осв;

Р_макс =87,9+3,5=91,4 кВт

tg?_ф = ,

tg?_ф = =0,86;

tg?_э=0,3;

Q_к.у.=93,2?(0,86-0,3)?0,95=49,6 кВар;

где ?Р_макс, ?Q_макс - суммарные расчетные нагрузки, с учетом осветительной нагрузки;

Р_макс - максимальная активная мощность цеха;

tg?_ф - коэффициент мощности до компенсации;

tg?_э - коэффициент мощности, который должен быть получен после компенсации, tg?_э=0,3;

? - коэффициент, учитывающий улучшение коэффициента мощности без применения компенсирующих устройств, ?=0,95.

Принимаем ближайшую большую мощность компенсирующего устройства Q_к.у.=50 кВар.

Определяем ток компенсирующего устройства:

I_к.у.= , (23)

где sin?= = =0,71

I_к.у. = =101 А.

Для защиты компенсирующего устройства выбираем автоматический выключатель ВА 51-35 с номинальным током I_ном =250 А и током теплового расцепителя I_{т. р.} =160 А.

2.4 Расчет и выбор мощности силовых трансформаторов в зависимости от категории электроприемников цеха по надежности электроснабжения

Так как потребители капитально-восстановительного цеха относятся к категории надежности электроснабжения, то для его питания электроэнергией выбираем один трансформатор.

Определим полную мощность по цеху с учетом осветительной нагрузки, потерь и компенсирующего устройства:

S_макс = =98,2 кВА.

S_тр= ;

S_тр= =103,3 кВА,

где ?_т=0,95 для электроприемников III категории.

Тип трансформатора	Рном	ВН	НН	Мощность потерь	Iхх	Uкз	Группа и схема соединения обмоток
				?Рхх	?Ркз
	кВА	кВ	кВ	кВт	кВт	%	%
ТМ-160	160	6	0,4	510	2650	2,4	4,5	Y-Yн -O

Выбираем трансформатор ТМ-160/6, с номинальной мощностью 160 кВА.

2.5 Расчет низковольтных сетей

распределение нагрузок по силовым щитам, расчет питающих линий, выбор сечения проводников, способа прокладки, расчет пусковой и защитной аппаратуры, расчет магистральных линий от ВРУ до ЩС, сравнение токов защиты и длительно-допустимого тока проводника, проверка проводников на допустимую потерю напряжения

Для упрощения расчетов составим таблицу 2.2., где для каждого потребителя определим расчетный и пусковой токи, сделаем выбор автоматических выключателей, рассчитаем уставку электромагнитного расцепителя, выберем марку и сечение проводников и проверим выбранное сечение на допустимую потерю напряжения.

В таблицу записываем номинальные мощности потребителей по РП и шинопроводу. Расчет ведем для РП1.

I_расч= =6,4 А;

I_расч= =5,1 А;

I_расч= =3,8 А;

Определяем пусковой ток:

I_пуск=К_п? I_расч (25)

где К_п - кратность пускового тока по отношению к току нормального режима, К_п=5;

I_расч - расчетный ток, А.

I_пуск=5?6,4=32 А;

I_пуск=5?5,1=25,5 А;

I_пуск=5?13,9=69,5 А;

I_пуск=5?3,8=19 А;

Определяем расчетный и пиковый ток по РП1.

Определяем расчетный ток:

Р_{ном РП1}=?Р_ном?К_с (26)

где ?Р_ном - суммарная мощность,

К_с - коэффициент спроса, К_с=0,7.

Р_{ном РП1}=16,5?0,7=11,5 кВт.

I_расч= =21,8 А

Определяем пиковый ток:

I_{пик РП1}= I_{пуск.наиб.}+? I_{ост.эл.пр.} (27)

где I_{пуск.наиб} - наибольший пусковой ток, А;

? I_{ост.эл.пр} - ток оставшихся эл. приемников, А.

I_{пик РП1}=69,5+7,9=77,4 А

Рассчитываем для автоматических выключателей расчетный ток, при этом увеличиваем пусковой ток в 1,25 раз:

I_{расч АВ}=1,25?I_пуск (28)

I_{расч АВ}=1,25?6,4=8 А;

I_{расч АВ}=1,25?5,1=6,4 А;

I_{расч АВ}=1,25?13,9=17,4 А;

I_{расч АВ}=1,25?3,8=5 А.

Из методических указаний принимаем I_{ном. справ} больше или равный I_{расч АВ}: I_{ном. справ}=8 А; I_{ном. справ}=8 А; I_{ном. справ}=20 А; I_{ном. справ}=6,3 А.

Ток электромагнитной отсечки I_э.о должен быть в 10 раз больше I_{ном. справ}:I_э.о=10? I_{ном. справ} (29)

I_э.о=10?8=80 А;

I_э.о=10?8=80 А;

I_э.о=10?20=200 А;

I_э.о=10?6,3=63 А.

Выбираем автоматические выключатели: для каждого потребителя РП1 типа ВА51-31.

Рассчитываем допустимую токовую нагрузку:

I_дл.доп К_з? I_{ном. справ} (30)

где I_{ном. справ} - ток номинальный по справочнику, А;

К_з - коэффициент защиты, он зависит от среды помещения и защитного аппарата, так как нормальные условия, коэффициент защиты принимаем равным единицы, К_з=1.

Выбираем марку провода от РП1 до каждого потребителя из методических указаний «Выбор сечения проводов, кабелей и шин цеховых сетей по нагреву».

I_дл.доп I_{ном. справ}

15 А 8 А. Выбираем марку провода для универсального заточного станка ПВ 5 (1?1,5);

15 А 8 А. Выбираем марку провода для вертикально-сверлильного станка ПВ 5 (1?1,5);

20 А 20 А. Выбираем марку провода для токарного автомата ПВ 5 (1?2,5);

15 А 6,3 А. Выбираем марку провода для наждачного станка ПВ 5 (1?1,5);

По РП1 выбираем автоматический выключатель ВА51-31 с I_{ном. справ}=31,5 А, и кабель марки ВВГ (5?6) (38 А 31,5 А).

Выбираем марку и сечение кабельной линии от подстанции «Каштак» до КТПН напряжением 10 кВ:

S_эк= (31)

где I_р - ток на низкой стороне, 15,41 А;

j_эк - 1,6 А/мм², т.к. рабочие работают в одну смену.

S_эк= =9,63 мм²

Выбираем ближайшее стандартное сечение S=10 мм².

Для монтажа берем трехжильный алюминиевый кабель в алюминиевой оболочке, бронированный марки ААБ (3?10). Выбираю способ прокладки проводов и кабелей: к отдельным электроприемникам медный провод с поливинилхлоридной изоляцией прокладываем в трубе в полу скрытый проводкой. От ВРУ к распределительным шкафам прокладываем кабель однопроводной пятижильный с медными жилами с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлоридной оболочке открыто по стене на скобах.

Выбранные по длительно допустимому току и согласованные с током защиты аппаратов сечения проводников внутрицеховых электрических сетей должны быть проверены на потерю напряжения. Согласно ПУЭ для силовых сетей отклонение напряжения от номинально должно составлять не более 5%. Для сетей электрического освещения промышленных предприятий и общественных зданий допустимое отклонение напряжения от -2,5 до +5%. Эти требования обусловлены тем, что электрический момент зависит от квадрата подведенного напряжения и его уменьшение ниже допустимого не обеспечит пуск механизмов; в сетях электрического освещения снижение напряжения приводит к резкому снижению светового потока и освещенности на рабочих местах.

Потерю напряжения рассчитаем по формуле:

?U=5% (32)

где Р_ном - номинальная мощность, кВт;

L - длина проводника, м;

C - коэффициент, который принимаем (Л-3, табл. 2.28, стр. 91) С=77 для медных проводов, С=46 для алюминиевых проводов;

S - сечение, мм².

Проверяем на допустимую потерю напряжения сечения проводов от распределительных пунктов до потребителей.

Расчет производим для РП1:

?U=0,03%5%;

?U=0,05%5%;

?U=0,02%5%;

?U=0,03%5%;

?U=0,24%5%;

?U=0,12%5%.

Так как во все случаях ?U5%, то делаем вывод, что провода марки ПВ с выбранными сечениями от потребителей до РП1 проходят по условию.

Проверяем выбранное сечение от ВРУ до распределительных пунктов на допустимую потерю напряжения.

Проверяем кабель марки ВВГ (5?6) от ВРУ до РП1:

?U=0,6%5%.

Так как ?U=0,6% 5%, то делаем вывод, что кабель марки ВВГ (5?6) от ВРУ до РП1 проходит по условию. Проверяем выбранный кабель марки ААБ (3?10) от подстанции «Каштак» до КТПН на потерю напряжения:

?U=10% (33)

где U_ном - напряжение с высокой стороны, U_ном=6 кВ;

- удельное активное сопротивление кабеля,=0,92 для промышленных предприятий;

- удельное индуктивное сопротивление кабеля,

=0,39;

- номинальный ток со стороны высокого напряжения, ;

- длина кабеля, .

?U=10%

Так как ?U=1,5% 10%, то делаем вывод, что кабель марки ААБ (3?10) от подстанции «Каштак» до КТПН проходит по условию.

2.6 Выбор марки распределительного пункта

Выбор марки распределительных пунктов заносим в таблицу 2.3.

Табл. 2.3 Выбор марки распределительных пунктов

№ РП	Марка распределительного пункта	Количество отходящих линий
1	ПР8501-1000	8
2	ПР8501-1000	6

Выбираю шинопровод марки ШРА5-250-31-1У3, сечением 35?5 мм², I_ном=250 А, марка АДЗ1Т.

2.7 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называется всякое замыкание между фазами, а в сетях с глухозаземленной нейтралью также замыкание одной или нескольких фаз на землю.

Различают следующие виды коротких замыканий: трехфазное, или симметричное - три фазы соединяются между собой; двухфазное - две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофазное - одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю - две фазы соединяются между собой и с землей.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение изоляции, обрыв проводов с падением на землю, механические повреждения кабелей, проводов.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах, до величин, превосходящих в несколько раз номинальные значения. Протекание токов К.З. приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках, что вызывает их повышенный нагрев. Нагрев может ускорить старение и разрушение изоляции, потерю механической прочности шин и проводов и т.п. Проводники и аппараты должны без повреждений переносить нагрев токами К.З. должны быть термически устойчивыми. Токи К.З. также сопровождаются значительными электродинамическими усилиями между проводниками. Под действием этих усилий токоведущие части, аппараты и электрические машины должны быть устойчивыми в электродинамическом отношении. Короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения.

Определим мощность трансформатора:

S_тр= ,

где n - количество трансформаторов.

- коэффициент (в зависимости от категории электроприемников).

Так как у меня капитально-восстановительный цех считаем, что он относится к третьей категории электроприемников, поэтому принимаем количество трансформаторов равным единице (n = 1), а коэффициент = 0.95

S_тр= =103,4 кВА

По полученной мощности производим выбор трансформатора.

Выбираем силовой трансформатор типа - ТМ 160/6.

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию для данного трансформатора: КТПШ - 160/6/0,4-93УХЛ1 - мощность трансформатора - 160 кВА.

Выбираем высоковольтное оборудование: вводной В/В шкаф ШВВ-1 с разъединителем типа РВЗ-10/630 и предохранителями для защиты силового трансформатора: ПКТ 101-6-40-31,5У3.

Выбираем низковольтное оборудование: устанавливаем шкаф вводной ШНВ-1

Выбираем автоматический выключатель с низкой стороны: Э06С

Тех. характеристики:

I_ном =250 А

I_расч =362,3 А;

I_тр=1.25?362,3=452,8 А.

Выбираем шину с низкой стороны по расчетному току:

Выбираем шину марки МГТ 30?4 («Выбор сечения проводов, кабелей и шин цеховых сетей»).

Выбираем трансформаторы тока с низкой стороны:

Таблица 2.4 Приборы учета

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0.5	0.5	0.5
Счетчик активной энергии	ЦЭ 6823М	0.1	0.1	0.1
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6850М	0.1	0.1	0.1
?	0.7	0.7	0.7

По данным вторичной нагрузки на трансформатор тока выбираем марку трансформатора тока.

Выбираем трансформатор марки ТА60R с максимальной вторичной нагрузкой 10 ВА.

Расчет токов К.З на высокой стороне.

Расчет будем производить в относительных единицах. Для этого задаемся базовыми значениями мощности и напряжения: Sб=100 мВА, Uб=Uср=6,3 кВ.