Iуст.гпп.=Е*Iб / (0,506+2,59)+0,47=1,1316,5/3,096+0,47 =6,47 кА.

Ударный ток на шинах 10 кВ ГПП:

Iу.гпп.=1,41Ку Iуст.гпп.=1,411,826,47=16,6 кА

где kу - ударный коэффициент; для шин ГПП kу = 1,82, для шин ЦРП завода kу = 1,369.

Ток установившегося КЗ на шинах ЦРП завода

Iуст.црп.=Е*Iб / (X18+X78+X9) =1,1316,5 / (0,506+2,59+0,435)+0,47 =5,75 кА.(10.8)

Ударный ток на шинах ЦРП завода по (10.7)

Iу. црп.=1,41Ку Iуст. црп.=1,411,37 5,75=11,1 кА.

11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов напряжением выше 1 кВ

Электрические аппараты в условиях эксплуатации работают в трех основных режимах: длительном, перегрузке и в режиме короткого замыкания.

В длительном режиме надежная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и номинальному току.

В режиме перегрузки - ограничением величины и длительность повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых гарантируется нормальная работа за счет запаса прочности.

При коротких замыканиях надежная работа аппаратов обеспечивается их термической и электродинамической стойкостью.

Условие электродинамической стойкости аппарата iдинiу,

где iдин - максимально допустимый ток динамической стойкости аппарата;

iу - ударный ток трехфазного КЗ в цепи, для которой выбирается аппарат.

Условие термической стойкости It2tI2t

где: It и t - ток термической стойкости и допустимое время его действия;

I и t - установившийся ток КЗ и время его действия.

Выбираем вводной выключатель на шинах РП по I-му варианту схемы электроснабжения.

Рр.РП1=0,955483,725=5209,54 кВт;

Qр.РП1=0,953323,87=3157,68 квар.

Проверяем на термическую стойкость

It2t=2024=160,0107 А2с>I2t=5,7521,61=5,32107 А2с.

Проверяем на динамическую стойкость по

iдин=52 кА>iу=11,1 кА.

Следовательно, выбранный высоковольтный выключатель удовлетворяет вышеперечисленным условиям.

По [2] выбираем разъединитель для вводного выключателя РВФЗ-10/630, Uн=10 кВ, Iн=630 А, iдин=52 кА, It=20 кА, t=4 с.

Так как максимальный рабочий ток, ток КЗ, время действия КЗ, ударный ток для выбора выключателей отходящих линий РП будет меньше, чем соответствующие величины для выбора выключателей вводной линии, то принимаем для отходящих линий выключатели и разъединители такие же как и для вводной линии

ВМП-10, Uн=10 кВ, Iн=630 А, iдин=52 кА, It=20 кА, t=4 с;

РВФЗ-10, Uн=10 кВ, Iн=630 А, iдин=52 кА, It=20 кА, t=4 с.

Шины выбираем по нагреву максимальным расчетным током Iрн и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

При выборе шин по нагреву учитываем наиболее тяжелые последовательные и ремонтные режимы. Допустимый ток шины Iдоп должен быть не менее Iрн Iдоп Iрн

При расположении шин плашмя допустимый ток шины должен быть уменьшен на 5% т.е.

0,95IДЛ.ДОП. IР.MAX,

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется сравнением механического напряжения в материале шины р с допустимым значением доп

доп р,

Проверка шин на термическую устойчивость сводится к определению минимального допустимого сечения Fт.min по выражению (11.6)

Fт.min=(I/C)tФ1/2,

где С - расчетный коэффициент, по [2] для алюминиевых шин С=91 Ас0,5/мм2;

I - установившийся ток К.З.,кА;

tФ - фиктивное время действия тока К.З.

Произведём выбор сечений шин для РП первого и второго вариантов.

Для первого варианта

- по нагреву согласно

Учитывая, что РП выполняем комплектными устройствами типа КСО-285 на номинальный ток 630А и поставляются в собранном виде принимаем для обоих вариантов однополосные алюминиевые шины АД31Т 30Х4, Iдл.доп=665А, Fст=120мм2.

Шины по термической стойкости выбраны правильно.

Следовательно необходимо выбрать шины большего сечения. Принимаем шины АДЗ1Т сечением 40Х4, Iдл.доп=480А, F=160А.

Рассчитаем момент сопротивления шин

W=0,442/6=1,07 см3.

Расчетное напряжение в металле шин по (11.5)

р=1,7610-311,121002(251,07)=68,5 кгс/см26,85 МПа.

По [2] для алюминиевых шин АДЗ1Т доп=91 МПа.

доп=91 МПа>р=6,85 МПа.

Значит, выбранное сечение шин удовлетворяет условиям нагрева, термической и динамической стойкости.

Выбор кабелей напряжением выше 1 кВ.

Сечение жил кабелей выбираем по экономической плотности тока и проверяем по нагреву и термической стойкости при КЗ.

Сечение по экономической плотности тока

gэ=Iр/jэ,

где Iр - расчетный ток кабеля в нормальном режиме работы;

jэ - экономическая плотность тока, при Тм=4500ч jэ=1,4 А/мм2 по [2].

Проверка по нагреву выбранного сечения кабеля



КпIдоп Iра,

где Кп - допустимая кратность перегрузки, по [8] Кп=1,3;

Iра - расчетный ток линии в послеаварийном режиме.

Приведем пример выбора сечения кабеля для кабельной линии РП-ТП5. При отыскании сечения кабеля используем нагрузку найденную при Кр=1.

Расчетный ток кабеля линии 2

Iр.мах=1989,2/(1,7310)/2=57,4 A.

Сечение по экономической плотности тока по (11.7)

gэ=57,4/1,4=41 мм2.

Расчетный ток кабеля в последовательном режиме по (11.8)

Iр.п/а=(1,41000)/(1,7310)=80,83A.

По [2] принимаем ААШвУ 10(350) Iдоп=140 А (прокладка кабелей вдоль стены, в воздухе, на металлоконструкциях).

Проверка по нагреву по (11.9)

1,3140=182>80,83 А.

Выбранное сечение удовлетворяет условиям нагрева.

Тепловой импульс тока КЗ

Вк=5,752 (0,6+0,01)=2,02107 А2с.

Значит, выбранное сечение проходит по термической стойкости.

Окончательно принимаем ААШвУ 10(350), Iдоп=140 А.

Для остальных линий выбор сечения аналогичен, результаты сводим в таблицу 11.1 - для I-го варианта, таблицу 11.2 - для II-го варианта.

Таблица 11.1 - Сечение кабелей выше 1 кВ РП Вариант I.

Линия	Iр,А	qэ,мм2	Вк,А2с107	С,Ас0,5/мм2	gт, мм2	Марка сечения, Iдоп,, А	1,3Iдоп,А	Iра, А
Начало	Конец
РП	ТП5	75,2	56,6	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(370) 165	214,5	101,8
ТП5	ТП2	58,31	41,65	1,44	100	37,95	ААШвУ-10(3170) 165	214,5	50,9
РП	ТП1	60,33	43,1	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(370) 165	214,5	101,8
ТП1	ТП6	37,1	26,5	1,28	100	35,8	ААШвУ-10(3170) 165	214,5	50,9
РП	ТП3	57,4	41	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(350) 140	182	80,83
РП	ТП4	34,8	24,8	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(350) 140	182	50,9
ГПП	РП	386,5	276,1	6,74	100	82,1	2хААШвУ-10(350) 275	715	698

Таблица 11.2 - Сечение кабелей выше 1 кВ РП Вариант II.

Линия	Iр,А	gэ,мм2	Вк,А2с107	С,Ас0,5/мм2	gт,мм2	Марка сечения, Iдоп,, А	1,3Iдоп,А	Iра, А
Начало	Конец
РП	ТП5	68,75	49,1	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(350) 140	182	161,7
РП	ТП2	74	52,86	1,67	100	40,87	ААШвУ-10(3170) 165	214,5	80,8
РП	ТП1	60,33	43,1	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(370) 165	214,5	101,8
ТП1	ТП6	37,1	26,5	1,28	100	35,8	ААШвУ-10(3170) 165	214,5	50,9
РП	ТП3	57,4	41	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(350) 140	182	80,83
РП	ТП4	34,8	24,8	2,02	100	44,94	ААШвУ-10(350) 140	182	50,9

Выбор схемы внутреннего электроснабжения завода

На данном этапе дипломного проекта встает задача о выборе одного из двух вариантов схемы электроснабжения завода. Оба варианта равноценны по условиям экономической и технической сопоставимости и поэтому для отыскания наиболее экономичного, воспользуемся критерием минимума приведенных затрат.

Зi=ЕнКi+Иi=min

где Кi - капитальные вложения, тыс.руб.,

Иi - эксплуатационные расходы, тыс.руб./год,

Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб./год)/руб.,

i - номер варианта (первый и второй).

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения К определяем по укрупненным показателям стоимости с учетом изменения оптовых цен на промышленную продукцию, введенных с 1 января 1982 года.

Ежегодные издержки И, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяем как

И=Иам+Иэкс+Ипот

где Иам - амортизационные отчисления,

Иэкс - эксплуатационные расходы,

Ипот - стоимость потерь электрической энергии.

Рассчитаем потери электрической энергии в общезаводских электрических сетях, включая трансформаторы заводских ТП, до установки компенсирующих устройств по намеченным двум вариантам. Все расчеты сведем в таблицы 11.3, 11.4.

Таблица 11.3 - Потери в линиях Вариант I и II

№ линии	R0 Ом/км	l км	r Ом	S КВА	Р кВт	W МВтч
Вариант I
ГПП-РП	0,208	2,0	0,832	12263,8	312,8	782
РП-ТП1	0,447	0,33	0,148	2134,97	6,75	16,86
ТП1-ТП6	0,447	0,09	0,04	1246,52	0,62	1,55
РП-ТП3	0,625	0,11	0,07	1806,89	2,29	5,71
РП-ТП4	0,625	0,02	0,01	1094,8	0,12	0,3
РП-ТП5	0,447	0,2	0,09	2762,06	6,87	17,17
ТП5-ТП2	0,447	0,11	0,05	1669,88	1,39	3,49
					330,8	827,1
Вариант II
ГПП-РП	0,208	2,0	0,832	12263,8	312,9	782,1
РП-ТП1	0,447	0,33	0,148	2134,97	6,75	16,86
ТП1-ТП6	0,447	0,09	0,04	1246,52	0,62	1,55
РП-ТП3	0,625	0,11	0,07	1806,89	2,29	5,71
РП-ТП4	0,625	0,02	0,01	1094,8	0,12	0,3
РП-ТП5	0,625	0,2	0,125	1113,2	1,55	3,87
РП-ТП2	0,447	0,31	0,139	1669,88	3,88	9,69
					328,11	820,1

Таблица 11.4 - Потери энергии в трансформаторах

№ тп	Число тр-ров	Рхх кВт	Ркз кВт	S кВА		Wхх кВт*ч	Wкз кВтч
Вариант I
ТП1	2х630	1,31	7,6	873,54	0,69	22951,2	9045,9
ТП2	2х630	1,31	7,6	1610,2	1,28	22951,2	31129,6
ТП3	2х1000	1,9	10,8	1738,6	0,87	33288	20430,3
ТП4	2х630	1,31	7,6	1048,8	0,83	22951,2	12089,1
ТП5	2х630	1,31	7,6	1063,6	0,84	22951,2	12406,4
ТП6	2х630	1,31	7,6	1103,4	0,88	22951,2	14713,6
						148044	101820,9
Вариант II
ТП1	2х630	1,31	7,6	873,54	0,64	22951,2	9045,9
ТП2	1000	1,9	10,8	1610,2	1,61	16644	69986,7
ТП3	2х1000	1,9	10,8	1738,6	0,87	33288	20436,3
ТП4	2х630	1,31	7,6	1048,8	0,83	22951,2	13089,1
ТП5	1000	1,9	10,8	1063,6	1,06	16644	30337,2
ТП6	2х630	1,31	7,6	1103,4	0,88	22951,2	14713,6
						135429,6	157608,8

Определяем капитальные вложения в линии и трансформаторные подстанции. Все расчеты для простоты производим в тысячах рублей.

Таблица 11.5 - Капитальные вложения в линии Вариант I и II

№ линии	Куд тыс.руб./км	l км	кл тыс.руб.	№ линии	куд тыс.руб./км	l км	кл тыс.руб.
Вариант I	Вариант II
ГПП-РП	4х5,2	2,0	41,6	ГПП-РП	4х5,2	2,0	41,6
РП-ТП1	2х4,12	0,33	2,72	РП-ТП1	2х4,12	0,33	2,72
ТП1-ТП6	2х4,12	0,09	0,74	ТП1-ТП6	2х4,12	0,09	0,74
РП-ТП3	2х3,92	0,11	0,86	РП-ТП3	2х3,92	0,11	0,86
РП-ТП4	2х3,92	0,02	0,16	РП-ТП4	2х3,92	0,02	0,16
РП-ТП5	2х4,12	0,2	1,65	РП-ТП5	3,92	0,2	0,78
ТП5-ТП2	2х4,12	0,11	0,91	РП-ТП2	4,12	0,31	1,28
			48,64				48,14

Таблица 11.6 - Капитальные вложения в трансформаторы

№ тп	число тр-ров	Ктп тыс.руб./шт	Ктп тыс.руб.
Вариант I
ТП1	2х630	7630	15260
ТП2	2х630	7630	15260
ТП3	2х1000	10075	20150
ТП4	2х630	7630	15260
ТП5	2х630	7630	15260
ТП6	2х630	7630	15260
			96450
Вариант II
ТП1	2х630	7630	15260
ТП2	1000	10075	10075
ТП3	2х1000	10075	20150
ТП4	2х630	7630	15260
ТП5	1000	10075	10075
ТП6	2х630	7630	15260
			86080

Капитальные вложения в линии и трансформаторы в действующих ценах составляют

Вариант I

К1ТП=964501300=125385 тыс.руб.К1КЛ=486401300=63230 тыс.руб.

Вариант II

К1ТП=860801300=111904 тыс.руб.К1КЛ=481401300=62580 тыс.руб.

Нормы амортизационных отчислений согласно [8] составляют для кабельных линий в земле - 4%, для трансформаторных подстанций - 4,4%. Нормы эксплуатационных расчетов для кабельных линий - 2,0%, для подстанций - 3,0%.

Расчет амортизационных и эксплуатационных отчислений сводим в таблицу 11.7.

Таблица 11.7 - Амортизационных и эксплуатационных отчислений от ОФ

	Вариант I	Вариант II
ККЛ, тыс.руб.	63230	62580
КТП, тыс.руб.	125385	111904
ИамКЛ, тыс.руб.	2529,2	2503,2
ИамТП, тыс.руб.	5516,94	4923,78
ИамКЛ, тыс.руб.	1264,6	1251,6
ИамКЛ, тыс.руб.	3761,55	3357,12
Иам, тыс.руб.	8046,14	7426,98
Иэкс, тыс.руб.	5026,15	4608,72
И, тыс.руб.	13072,29	12035,7
К, тыс.руб.	188615	174484

Стоимость потерь энергии складывается из потерь в линиях и двух составляющих потерь энергии в трансформаторах

для первого варианта И1пот=68(827,1+148,044+101,821)=71080 тыс.руб.

для второго варианта И2пот=68(820,1+135,430+157,609)=73467,17 тыс.руб.

З1=1886150,12+13072,29+71080=106786,09 тыс.руб.

З2=1744840,12+12035,7+73467,17=106440,95 тыс.руб.

Принимаем первый вариант как более надежный по электроснабжению.

Трансформаторы тока выбираются:

- по номинальному току и напряжению первичной обмотки

IРI1.НОМ.; IМАХI1.НОМ.; (11.16)

UустUНОМ.;

- по конструкции и классу точности;

- по номинальной мощности вторичной обмотки или по вторичной нагрузке:Z2Z2.НОМ.;

где Z2-вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z2.НОМ- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока;

- по электродинамической стойкости, условие (11.1)

- по термической стойкости, условие (11.2).

Таблица 11.8 - Выбор ТТ на РП

Линия	IР.МАХ, А	iу, кА	Вк, 107А2с	ТТ (ТИП)	Iн1,А	iдин, кА	It2t, А2с107
Начало	Конец
РП	ТП2	101,8	11,1	1,7	ТЛК	150	37,5	13,67
РП	ТП4	101,8	11,1	1,7	ТЛК	150	37,5	13,67
РП	ТП5	80,83	11,1	1,7	ТЛК	100	25	6,08
РП	ТП6	50,9	11,1	1,7	ТЛК	75	18,75	3,42
ГПП	РП	175,85	16,6	5,8	ТОЛ	200	50	24,3
1сРП	2сРП	351,7	11,1	1,7	ТШЛ	400	66	58,8

Мощность, потребляемая приборами (из таблицы 11.9)

Sпр=0,5+2,5+2,5=5,5 ВА.

Номинальная нагрузка в классе точности 0,5 равна 0,4 Ом.

rпр=(520,4-5,5-520,1)/25=0,08 Ом;

При соединении трансформаторов тока в неполную звезду сечение соединительных проводов

g=(310)/(320,08)=6,75 мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 8 мм2.



Таблица 11.9 - Измерительные приборы, подключенные к ТТ

Прибор	Тип	Класс точности	Потребляемая мощность катушками тока. одной фазы; ВА.
Амперметр	Э335	1,0	0,5
Счетчик активной энергии	Ф68700В	0,5	2,5
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	0,5	2,5

Выбор трансформаторов напряжения.

трансформаторы напряжения выбираются:

- по номинальному напряжению установки

- по конструкции, классу точности и схеме соединения;

- по номинальной вторичной нагрузке

S2.НОМ- номинальная допустимая нагрузка трансформатора напряжения.

Защиту от витковых замыканий внутри ТН осуществляем с помощью предохранителя ПКН-10,который поставляется в комплекте c ТН.

Принимаем трансформатор напряжения НАМИ-10, Uн1=10кВ, Uн2=100В, Sном=120ВА, класс точности 0,5.

S2=42+8+12=28ВА,

S2.ном=120ВА>S2=28ВА.

Таблица 11.10 - Измерительные приборы, подключенные к ТН

Прибор	Тип	Класс точности трансформатора напряжения	Потребляемая мощность катушками напряжения одной фазы. ВА.
Вольтметр	Э335	1,0	2
Счетчик активной энергии	Ф687008	0,5	8
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	0,5	12

Выбор вводных, секционных и питающих НБК автоматических выключателей на цеховых ТП и трансформаторов тока на напряжении до 1кВ.

Трансформаторная подстанция 1000 кВА.

Расчетный ток для выбора вводных выключателей 0,4 кВ

Iр.мах=(1,4Sн.т)/(Uном.3),(11.22)

Iр.мах=(1,41000)/(0,383)=2127,1 A.

Iна 2127,1 А;

Iнр 2127,1 А.

Принимаем ВА55-41, Iна=2500 А, Iнр=2500 А.

Выбираем трансформатор тока марки ТНШЛ-0,66, Iн.тр=3000А.

Секционный автоматический выключатель

Iр.мах=(0,7Sн.т)/(Uном.3),

Iр.мах=(0,71000)/(0,383)=1063,5A.

По условиям (4.13), (4.14)

Iна 1063,5А;

Iнр 1063,5А.

Принимаем ВА55-41, Iна=1600А, Iнр=1280А.

Трансформаторная подстанция 630 кВА.

Расчетный ток для выбора вводных выключателей 0,4 кВ

Iр.мах=(1,4630)/(0,383)=1340 A.

Iна 1340 А;

Iнр 1340 А.

Принимаем ВА55-41, Iна=1600 А, Iнр=1600 А.

Выбираем трансформатор тока марки ТНШЛ-0,66, Iн.тр=1500А.

Секционный автоматический выключатель

Iр.мах=(0,7630)/(0,383)=670 A.

Iна 670 А;

Iнр 670 А.

Принимаем ВА53-41, Iна=1000А, Iнр=800А.

Расчетный ток для выбора автоматического выключателя конденсаторной установки УКМ-58-0,4-268-67-У3, Qку=268 квар.

Iр.=Qном.ку/(Uном.3), (11.24)

Iр.=268/(0,383)=407,2 A.

Принимаем ВА52-39, Iна=630 А, Iнр=500 А.

Расчетный ток для выбора автоматического выключателя конденсаторной установки УКМ-58-0,4-536-67-У3, Qку=536 квар.

Iр.=Qном.ку/(Uном.3)

Iр.=536/(0,383)=814,4 A.

Принимаем ВА53-41, Iна=1000 А, Iнр=1000 А.

Расчетный ток для выбора автоматического выключателя конденсаторной установки УКМ-58-0,4-200-33 1/3-У3, Qку=200 квар.

Iр.=Qном.ку/(Uном.3),

Iр.=200/(0,383)=303,9 A.

Принимаем ВА52-37, Iна=400 А, Iнр=320 А.

Расчетный ток для выбора автоматического выключателя конденсаторной установки УКМ-58-0,4-100-33 1/3-У3, Qку=100 квар.

Iр.=Qном.ку/(Uном.3),

Iр.=100/(0,383)=151,9 A.

Принимаем ВА53-37, Iна=160 А, Iнр=160 А.

Выбор кабелей на напряжении 0,4 кВ.

Для склада Рр=145,15 кВт, Qр=139,1 квар.

Расчетный ток для выбора кабеля

IР=(145,152+139,12)1/2/(1,730,38)=305,4 A.

Принимаем кабели АНРГ-3150+170, Iдоп=335 А.

Для кабелей, питающих на напряжении до 1кВ другие подразделения завода выбор сечения аналогичен, результаты сводим в таблицу 11.11.

Таблица 11.11 - Сечение кабелей напряжением 0,4 кВ.

Линия	Рр, КВт	Qн, квар	Sр, кВА	Iр, А	Число, марка, сечение кабеля; Iдоп,А
Начало (номер ТП	Конец (номер цеха )
ТП1	№ 3	145,15	1391,1	201	305,4	АНРГ-3x150+1x70 335 А
ТП5	№4	306,8	134,59	335	509	2xАНРГ-3x95+1x50 255 А
ТП3	№9	241,8	390,8	459,6	698,3	2xАНРГ-3x185+1x95 385 А
ТП5	№10	281,4	212,8	352,8	536	2xАНРГ-3x120+1x50 295 А

12. Расчет электрической сети освещения

Расчетную мощность осветительной нагрузки определяем по формуле:

Рро=КсоКпРуо

где Ксо - коэффициент опроса осветительной нагрузки;

Кп - коэффициент, учитывающий потери в пускорегулирующих аппаратах (ПРА);

Руо - установленная мощность ламп.

Значение коэффициента опроса по [4] принимаем равным 1.

Значение Кп принимаем равной 1,1.

Расчетный ток групповой сети определим по следующим формулам:

а) для трехфазных линий:

б) для однофазных линий:

По [4] принимаем значение cos=0,9.

Длительно допустимые токи проводов и кабелей групповой осветительной сети должны быть не менее Iро.

В общем случае момент нагрузки вычисляем по формуле:

М=РроL,

где Рро - расчетная нагрузка, кВт;

L - длина участка, м.

Если группа светильников одинаковой мощности присоединена к линии с равными интервалами Lа:

По g и моменту вычисляем действительное значение потери напряжения на участке:

При расчете разветвленной осветительной сети на минимум проводникового материала сечение проводников для участка сети до разветвления равно.

Приведенный момент определяем по формуле:

Мприв=М+м, (12.14)

где М - сумма моментов данного участка и всех последующих по направлению тока участков с тем же числом проводов линии, что и на данном участке;

м - сумма приведенных моментов участков с другим числом проводов;

- коэффициент приведения моментов.

С помощью формул (12.5), (12.6), (12.7) находим потери напряжения в трансформаторе:

Uт=0,76 (1,080,893+5,3930,45)=2,557%.

Допустимое значение потерь напряжения в осветительной сети:

U=105-95-2,577=7,423%.

Определяем расчетную мощность для группы 1

Группа №1: Р1=0,951,1150,4=6,27 кВт.

Так как мощность, и количество, и тип ламп для других групп (2…5) такое же число как и для первой группы №1, то расчетная мощность этих групп равна расчетной мощности группы №1:

Р2=Р3=Р4=Р5=Р1=6,27кВт

Приведем пример расчета для первой линии.

Расстояние до центров приложения нагрузки по (12.10):

L1=9,4+6,735(15-1)/2=56,545 м.

Расчетная мощность для питающей линии:

Рп=11,11550,4=33 кВт.

Момент нагрузки

М1=6,2756,545=354,53 кВтм;

Мп=33100=3300 кВтм;

М=354,53+398,86+443,25+487,65+531,98+3300=5516,27 кВтм.

gп=5516,27/447,423=16,88 мм2.

Принимаем сечение провода головного участка ближайшее большее по стандарту АВВГ 3(125)+116, Iдоп=105 А.

Iрп=33103(32200,95)=52,63 А.

Так как Iдоп>Iрп, то сечение провода, выбранного по потере напряжения, удовлетворяет условиям нагрева.

Допустимую потерю напряжения в последующих участках найдем как:

U1=7,432-3=4,423%.

Для группы 1находим по (12.8) сечение проводов.

Группа 1:

g1=354,53(444,423)=1,82 мм2.

Принимаем g=2 мм2 с Iдоп=21 А.

Расчетный Iр1 ток

Iр1=6,27103(32200,6)=15,833 А.

Так как Iр1<Iдоп, то выбранное сечение по потере напряжения, удовлетворяет условиям нагрева.

Находим фактическую потерю напряжения по

Uф1=354,53(442)=4,028%.

Аналогично рассчитываем другие группы, результаты сводим в таблицу 12.1.

Таблица 12.1 - Расчет осветительной сети для участка №1

Номер группы	С	М, кВтм	Расчетное значение g, мм2	Стандартное значение g, мм2	Iдоп, А	Рро, кВт	Iро, А	Uф, %
1	44	354,53	1,82	2	21	6,27	15,833	4,028
2	44	398,86	2,049	3	27	6,27	15,83	3,021
3	44	443,25	2,27	3	27	6,27	15,83	3,36
4	44	487,65	2,5	3	27	6,27	15,83	3,7
5	44	531,98	2,73	3	27	6,27	15,83	4,03
П	44	3300	16,88	25	105	33	52,63	3

Таблица 12.2 - Расчет осветительной сети для участка №2

Номер группы	С	М, кВтм	Расчетное значение g, мм2	Стандартное значение g, мм2	Iдоп, А	Рро, кВт	Iро, А	Uф, %
1	44	64,08	0,57	2	21	2,508	6,33	0,728
2	44	84,39	0,75	2	21	2,508	6,33	0,96
3	44	104,96	0,93	2	21	2,508	6,33	1,192
П	44	855,36	3,4	4	32	7,92	12,63	4,86

Таблица 12.3 - Расчет осветительной сети для участка №3

Номер группы	С	М, кВтм	Расчетное значение g, мм2	Стандартное значение g, мм2	Iдоп, А	Рро, кВт	Iро, А	Uф, %
1	44	64,08	0,65	2	21	2,508	6,33	0,728
2	44	84,39	0,856	2	21	2,508	6,33	0,956
3	44	104,96	1,06	2	21	2,508	6,33	1,192
П	44	1140,48	4,26	5	36	7,92	12,63	5,184

Таблица 12.4 - Расчет осветительной сети для участка №4

Номер группы	С	М, кВтм	Расчетное значение g, мм2	Стандартное значение g, мм2	Iдоп, А	Рро, кВт	Iро, А	Uф, %
1	44	49,61	0,62	2	21	2,2	5,55	0,563
2	44	67,43	0,843	2	21	2,2	5,55	0,766
3	44	84,47	1,07	2	21	2,2	5,55	0,97
П	44	1233,54	4,39	5	36	6,43	11,05	5,607

Расчет электрической сети эвакуационного освещения.

Определяем расчетную мощность питающей линии:

Группа 1: Р1=70,2=1,4 кВт.

Расстояние до центров приложенных нагрузки

L=103+16 (7-1)/2=151 м

Момент нагрузки:

М=1511,4=211,4 кВтм;

Определяем сечение головного участка пользуясь приведенным моментом

g=211,4(7,47,423)=3,84 мм2.

Принимаем сечение головного участка g=4, Iдоп=32 А.

Находим фактическую потерю напряжения:

Uп=211,4(7,44)=7,14%.

В качестве осветительных щитов используем 4 осветительных щитка:

ЩО-ПР 8501-11 (6 присоединений UН=660В) на вводе устанавливаем автомат ВА51-33 с IН=160А, на отходящих линиях ВА51-31.

ЩО-ПР 8501-007 (4 присоединений UН=660В) на вводе устанавливаем автомат ВА51-33 с IН=160А, на отходящих линиях ВА51-31.

ЩО-ПР 8501-007 (4 присоединений UН=660В) на вводе устанавливаем автомат ВА51-33 с IН=160А, на отходящих линиях ВА51-31.

ЩО-ПР 8501-007 (4 присоединений UН=660В) на вводе устанавливаем автомат ВА51-33 с IН=160А, на отходящих линиях ВА51-31.

13. Релейная защита и автоматика

Согласно требованиям ПУЭ проектируем к установке следующие виды устройств релейной защиты и автоматики:

-для защиты кабельных линий 10 кВ, питающих РП от ГПП, предусматриваем максимальную токовую защиту от междуфазных коротких замыканий; защиту от однофазных замыканий на землю; токовую отсечку для защиты от междуфазных коротких замыканий на линии;

для контроля изоляции в сети 10 кВ, помимо токовой защиты, применяется реле РН-50, которое подключается к разомкнутому треугольнику трансформатора напряжения, устанавливаем на каждой секции сборных шин;

для защиты блоков «линия-трансформатор» питающих цеховые ТП от РП, предусматриваем следующие виды защит:

максимальная токовая защита линии и трансформатора,

токовая отсечка, защищающая линию и часть обмотки трансформатора,

защита от замыканий на землю на стороне 10 кВ,

защита элементов на напряжение 0,4 кВ выполняется предохранителями и автоматическими выключателями, выбранными ранее.

на секционном выключателе РУ РП предусматриваем к установке:

максимальная токовая защита для отключения секционного выключателя при протекании токов короткого замыкания при срабатывании АВР;

автоматическое включение резерва (АВР) для обеспечения бесперебойности питания цеховых ТП.

Применение газовой защиты обязательно на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более. Осуществляется защита с помощью газового реле ПГЗ-22 с действием на сигнал и на отключение.

Выбор оперативного тока.

Совокупность измерительных приборов, кабельных линий, шин питания и других элементов составляют систему оперативного тока выбранной для защиты установки.

Ввиду того, что на ГПП установлены маслянные выключатели марки ВМП-М, оснащены пружинным приводом, то защиту выполним на переменном оперативном токе.

Выбор параметров срабатывания устройств релейной защиты и автоматики.

Поскольку объем дипломного проекта не предусматривает выбор параметров срабатывания всех элементов системы электроснабжения в качестве примера приведем выбор параметров срабатывания устройств релейной защиты ввода 10 кВ питающего РП.

На линии устанавливаем максимальную токовую защиту, токовую отсечку, защиты однофазных замыканий на землю действующую на сигнал.

Так как IСЗТО=8,63 кА>IКЗМАК=6,47 кА, то токовая отсечка не эффективна и не подлежит установке.

НА линии установлена максимальная токовая защита, выполненная по двухрелейной схеме с реле прямого действия РТВ.

tCP=0,5+0,6=1,1 с

Описание работы схемы приведем на листе графической части.

В пружинном приводе выключателя используется три группы контактов. К первой группе относятся контакты связанные с состоянием силовой пружины Q2 и Q3. Контакт Q2 разомкнут, а Q3 замкнут пока пружина не заведена.

Вторая группа контактов связана с валом привода Q1.1, Q1.2, Q1.3, Q1.4. Эти контакты изменяют свое положение при изменениях состояния выключателя.

К третьейгруппе контактов относится аварийные контакты Q4.1 и Q4.2. Q4.2 и Q4.1 меняют свое положение при включении выключателя, сохраняют его если выключатель отключается релейной защитой или автоматикой, и возвращаются в исходное положение при отключении выключателя опративным персоналом.

Выключатель Q включен: Q1.1-замкнут, Q1.2 и Q1.3 -разомкнуты, Q2-разомкнут, Q3-замкнут, Q4.1-разомкнут, Q4.2-замкнут, Q1.4-разомкнут, Q1.5-замкнут; пружина не заведена.

Отключение оперативным персоналом.

Нажимаем КВ1, электромагнит отключения получает питание, выключатель отключается: Q1.1 и Q4.2-разомнуты; Q1.2, Q1.3, Q4.1-замкнуты. Двигатель заводки пружины по цепи Q4.1-М-Q3 получает питание, пружина заводится, Q3-размыкается, Q2-замыкается. Выключатель готов к включению.

Кнопка КВ3 предназначена для ручной подзаводки пружины.

Выключатель включен, срабатывает релейная защита. Q1.1-зазомкнут,Q1.2 и Q1.3-замкнуты, Q4.1-разомкнут, Q4.2-замкнут. Загорается сигнальная лампа НL1.

В пружинном приводе энергия пружины расходуется на включение. Токовые цепи МТЗ представлены двумя трансформаторами тока и реле прямого действия РТВ соединенными по схеме неполная звезда.

Защита от однофазных замыканий на землю: при наличии токов замыканий на землю срабатывает указательное реле КН1 через ТА3 и замыкает свой контакт в цепях телемеханики.

Предусмотрено освещение на 220В люминесцентной лампой, а также на 36В лампой накаливания. Показаны цепи учета, то есть схемы соединения счетчиков активной и реактивной энергии. Также представлены цепи телемеханики.

14. Электрические измерения, учёт и экономия электроэнергии

В системе электроснабжения промышленного предприятия следует измерять текущие значения величин тока, напряжения и мощности, характеризующие режим работы, как самой системы, так и ее элементов, а также осуществлять учет потребляемой и вырабатываемой электроэнергии.

Амперметры устанавливаются в цепях, в которых необходим контроль тока (вводы РП, отходящие линии, перемычки между секциями сборных шин, конденсаторные установки). Как правило, измеряется ток одной фазы.

Напряжение измеряется на каждой секции сборных шин РП, ТП. На понижающих подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения. В трехфазных электроустановках обычно производится измерение одного междуфазного напряжения. В сетях с изолированной нейтралью 10 кВ вольтметры используются для контроля изоляции. Для этой цели используются три вольтметра, включаемые на фазные напряжения через измерительный трансформатор НАМИ.

Учет электроэнергии на предприятии подразделяются на расчетный и технический. Расчетный учет предназначен для осуществления денежных расчетов за выработанную энергию. Устанавливаемые для этой цели электрические счетчики называются расчетными. Расчетные счетчики активной и реактивной энергии рекомендуется устанавливать на границе раздела электроснабжающей организации и предприятия. Расчетные счетчики устанавливаются на питающих линиях РП предприятия. Вместе со счетчиком активной энергии устанавливаются два счетчика реактивной энергии. Один для учета потребляемой предприятием реактивной энергии, второй для учета выданной в сеть с согласия энергосистемы. Технический учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия. Приборы технического учета находятся в ведении самого предприятия.

Для учета электроэнергии на заводе по производству малогабаритных трансформаторов устанавливаем систему информационно - измерительную многоуровневого энергоконтроля СИМЭК, выпускаемую в РБ. Данная автоматизированная система обеспечивает расчетный и технический учет электроэнергии, контроль и фиксацию превышения лимита электропотребления и максимальной получасовой мощности, а также позволяет обрабатывать информацию по сменной программе с выдачей результатов на табло или печатающее устройство.

Таблица 14.1 Контрольно - измерительные приборы

Место установки	Устанавливаемые контрольно - измерительные приборы	Тип прибора	Количество
Ввод 10 кВ от трансформатора энергосистемы	Амперметр	Э-335	1
	Счетчик активной энергии	СА4-И672М	1
	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676М	2
Шины 10 кВ	Вольтметр	Э-335	1
	Вольтметр для контроля изоляции	Э-335	3
Линии 10 кВ	Амперметр	Э-335	1
Цеховые ТП (сторона 0,4/0,23 кВ)	Амперметр	Э-335	3
	Вольтметр	Э-335	1
	Счетчик активной энергии	СА4-И672М	1

Указанные в таблице приборы были взяты из [2].

15. Технико-экономические расчеты

На заводе по производству малогабаритных трансформаторов применяется централизованное построение энергоремонтной службы.

При централизованной организации ремонтно-эксплуатационной службы повышена ответственность отдела главного энергетика и энергоцеха за состояние цехового электрооборудования и электрических сетей. При этом обеспечивается более квалифицированная работа ремонтно-эксплуатационных участков, повышается контроль над состоянием электрических сетей и оборудования, их эксплуатацией, а также качеством выполняемых ремонтных работ и использованием рабочей силы.

Категорию энергохозяйства определяем по общей расчетной активной мощности завода. Тогда, согласно [8] для Рр=7972,05 МВт энергохозяйство завода имеет 3 категорию. На рисунке 15.1 приведена общая схема организационной структуры отдела главного энергетика (ОГЭ).

Во главе энергетического хозяйства стоит главный энергетик.

Основные функции главного энергетика:

непосредственное административное и техническое руководство ОГЭ и энергоцеха;

техническое и методическое руководство службами цеховых энергетиков;

надзор за правильной эксплуатацией электрооборудования;

нормирование энергоресурсам и их рациональное использование.

Штат ОГЭ включает в себя:

главный энергетик - 1 чел.;

бюро планирования, экономика и ППР - 1 чел.;

проектно-конструкторское бюро - 1 чел.;

теплосантехническое бюро - 1 чел.;

вентиляционное бюро - 1 чел.;

итого инженерно-технических работников - 5 чел.

количество служащих - 0 чел.;

общий штат ОГЭ - 5 чел..

Штат ИТР лабораторий ОГЭ отсутствует.

В функции бюро планирования, экономики и ППР входят:

· учет энергетического оборудования и сетей, состоящих на балансе предприятия и находящихся в эксплуатации, на складах и в движении на предприятии; выдача разрешения на перемещение оборудования; разработка и внедрение классификаторов оборудования и сетей;

· оформление ввода в эксплуатацию и списание в установленном порядке энергетического оборудования и сетей; разработка и конкретизация отдельных нормативов системы ППР применительно к условиям предприятия;

· ведение ремонтной картотеки;

· составление годовых, сезонных и ежемесячных планов ППР энергетического оборудования и сетей.

Основной задачей проектно - конструкторского бюро электробюро является техническое обеспечение эксплуатации, ремонтных и монтажных работ, ведущихся энергетическим цехом. В этих целях бюро выполняет следующие функции:

· составление и корректировка исполнительных чертежей, схем и кабельных журналов на все эксплуатируемые электросети и установки;

· разработка и внедрение единой по предприятию системы нумерации сетей, сетевых устройств, технической документации;

· обеспечение эксплуатационных и ремонтных участков принципиальными, развернутыми и монтажными схемами на электрооборудование.

Теплосантехническое бюро выполняет те же функции, что и проектно-конструкторское бюро, но для теплового и сантехнического хозяйства предприятия. Оно помимо проектно-конструкторских функции несет функции инспекторского контроля, а также функции наладки соответствующего оборудования и сетей.

Вентиляционное бюро несет функции, аналогичные функциям теплосантехнического бюро, но для вентиляционного хозяйства предприятия.

Диспетчерское управление энергохозяйством является одной из важных форм оперативного вмешательства в выполнение сменно-суточных заданий на отдельном рабочем месте, участке и предприятия в целом.

Диспетчирование в энергохозяйстве заключается в осуществлении непрерывного контроля и координировании работы отдельных элементов схемы электроснабжения, теплоснабжения, неполадок, возникающих в процессе эксплуатации.

В функции диспетчерской службы входят:

· систематический контроль и обеспечение ритмичности выполнения производственной программы по количеству, ассортименту, дате выпуска продукции

· координация работы производственных цехов и решение текущих вопросов по выпуску продукции

· предупреждение и оперативное устранение аварий.

Дежурный энергетик подчинен дежурному диспетчеру завода, административно и технически главному энергетику, а по линии управления электрическими и тепловыми сетями, связывающими предприятие с энергосистемой, диспетчеру электрических сетей и диспетчеру тепловых сетей.

В соответствии с производственными инструкциями дежурный энергетик руководит переключениями в заводских сетях, осуществляет контроль за запуском большого электрооборудования, выводит и вводит на ремонт электрооборудование. В аварийных ситуациях руководит операциями по ликвидации авариями с вызовом персонала и руководства.

Планирование ремонтных работ и технического обслуживания в проектном цехе.

Для текущего ремонта электрооборудования проектируемого участка цеха разрабатываем годовой план-график планово-предупредительного ремонта (ППР).

Годовая трудоемкость ремонта и техобслуживания по цеху



Qу=Qкргод+Qтргод+Qтогод

где Qкргод - годовая трудоемкость капитального ремонта, челч;

Qтргод - годовая трудоемкость текущего ремонта, челч;

Qтогод - годовая трудоемкость техобслуживания, челч;

Годовую трудоемкость определим по выражениям

Qкргод=Qкрпл/Тпл,

где Qкрпл - плановая трудоемкость капитального ремонта;

Тпл - плановая продолжительность ремонтного цикла;

Qтргод=nтрплQтрпл,

где Qтрпл - плановая трудоемкость текущего ремонта;

nтрпл - плановое количество текущих ремонтов в год

де tпл - плановая продолжительность межремонтного периода;

Qтогод=1,2QтрплКсм

где Ксм - сменность работы рассматриваемой единицы оборудования.

Для обеспечения расчетов по станочному, подъемно-транспортному оборудованию допускаем использовать имеющиеся нормативы ремонтосложности В из [8] с последующим переводом полученной трудоемкости в принятую систему ППР [14].

Для текущих ремонтов в этом случае трудоемкость Qтрпл можно определить как Qтрпл=4,01,9В где число 4,0 представляет норму трудоемкости (челч), приходящуюся на одну ремонтную единицу; число 1,9 - переводной коэффициент.

Аналогично для капитальных ремонтов

Qкрпл=150,6В,

где число 15 представляет норму трудоемкости (челч), приходящуюся на одну ремонтную единицу; число 0,6 - переводной коэффициент.

Плановые продолжительности ремонтного цикла Тпл и межремонтного периода tпл по выражениям

Тпл=Ттаблкрuос,

tпл=tтаблкрuос

где к - коэффициент, учитывающий коллекторность машины. В рассматриваемом цехе коллекторные машины не применяются, к=1;

u - поправочный коэффициент использования, зависящий от фактического и табличного коэффициентов использования;

р - коэффициент сменности. Определяется как

р=2/Ксм,

о - коэффициент, учитывающий, является оборудование основным.

с - коэффициент, учитывающий относится оборудование к передвижным, с=1.

Пример расчета трудоемкостей для установленного в проектируемом цехе обдирочно-шлифовального станка КШ1, Кuфак=0,35.

По [11] определяем ремонтосложность для данного типа оборудования, В=3.

Трудоемкость текущего ремонта

Qтрпл=4,01,93=22,8 челч.

Для капитального ремонта

Qкрпл=150,63=27 челч.

Таблица 15.1 - Трудоемкости ремонтов и техобслуживания оборудования

Тип и модель Электрооборудования	Кол-во, ед	Кuфак	Кuтаб	Ттаб, лет	Tтаб, мес	к	р	u	о р.ц/мж.п	с	Тпл, Лет	tпл, мес	В
Круглошлифовальный станок (модель 3151)	3	0,35	0,25	12	12	1	1	0,7	0,85/0,7	1	7	6	10
Бесцентровошлифовальный станок (модель 3180)	3	0,35	0,25	12	12	1	1	0,7	0,85/0,7	1	7	6	11,5
Печь для сушки форм	6	0,8	0,45	4	6	1	1	0,7	0,85/0,7	1	2	3	2,6
Пресс кривошипный (модель К2318)	2	0,24	0,25	12	12	1	1	1,02	0,85/0,7	1	10	8	2,5
Универсально расточный станок (модель 2613)	1	0,17	0,25	12	12	1	1	1,25	0,85/0,7	1	13	12	3
Шлифовальный станок (модель 372)	3	0,35	0,25	12	12	1	1	0,7	0,85/0,7	1	7	6	5
Печь для сушки форм	2	0,8	0,45	4	6	1	1	0,7	0,85/0,7	1	2	3	1,3
Плоскошлифовальный станок (модель 371)	1	0,35	0,25	12	12	1	1	0,7	0,85/0,7	1	7	6	8
Печь для выплавки баббита	1	0,8	0,45	4	6	1	1	0,7	0,85/0,7	1	2	3	5,1
Печь сопротивления	1	0,8	0,45	4	6	1	1	0,7	0,85/0,7	1	2	3	4,4
Горизонтально-фрезерный станок (модель 6853)	2	0,17	0,25	12	12	1	1	1,25	0,85/0,7	1	13	12	3
Поперечно-строгальный станок (модель 733)	1	0,17	0,25	12	12	1	1	1,25	0,85/0,7	1	13	12	3
Сверлильный станок (модель 210А)	2	0,17	0,25	12	12	1	1	1,25	0,85/0,7	1	13	12	1,5
Стенд для правки боковых дверей	1	0,17	0,25	12	12	1	1	1,25	0,85/0,7	1	13	12	1,5
КРАН-БАЛКА	1	0,35	0,25					0,7	1,0/1,0	0,6	5	5	16
ПО УЧАСТКУ	80



Таблица 15.2 - Трудоемкости ремонтов и техобслуживания оборудования

Тип и модель оборудования	Кол-во ед.	nПЛтр	Qплкр, челч	Qплтр, челч	Qгодкр, челч	Qгодтр, челч	Qгодто, челч
Токарно-винторезный станок (модель 1615А)	4	0,92	22,5	19	1,73	17,48	45,6
Обдирочно-шлифовальный станок ( модель КШ-1)	5	1,86	27	22,8	3,86	42,41	54,72
Ковочная машина (модель М410)	5	1,4	27	22,8	3,86	31,92	54,72
Плоскошлифовальный станок (модель 371М1)	3	1,86	45	38	6,43	70,68	91,2
Бесцентровошлифовальный станок (модель 3181)	2	1,86	49,5	41,8	7,07	77,75	100,32
Круглошлифовальный станок (модель 3110М)	2	1,86	63	53,2	9	98,95	127,68
Вентилятор	5	1,38	14,4	12,16	1,8	16,78	29,18
Пресс штамповочный (модель ДА2420)	2	1,4	27	22,8	2,7	31,92	54,72
Стенд для ремонта роликовых букс	2	0,92	22,5	19	1,73	17,48	45,6
Печь для нагрева хомутов	6	3,5	39,6	33,44	19,8	117,04	80,26
Пресс для разборки и сборки рессор	6	1,4	22,5	19	2,25	26,6	45,6
Круглошлифовальный станок	2	1,86	63	53,2	9	98,95	127,68
Пресс для плавки крышек люков	2	1,4	22,5	19	2,25	26,6	45,6
Радиально-серлильный станок (Модель 2503)	1	0,92	76,5	64,6	5,88	59,43	155,04
ПЛОСКОШЛИФОВАЛЬНЫЙ СТАНОК (МОДЕЛЬ 372 В)	3	1,86	27	22,8	3,86	42,41	54,72
Круглошлифовальный станок (модель 3151)	3	1,86	90	76	12,86	141,36	182,4
Бесцентровошлифовальный станок (модель 3180)	3	1,86	103,5	87,4	14,79	162,56	209,76
Печь для сушки форм	6	3,5	23,4	19,76	11,7	69,16	47,42
Пресс кривошипный (модель К2318)	2	1,4	22,5	19	2,25	26,6	45,6
Универсально расточный станок (модель 2613)	1	0,92	27	22,8	2,08	20,98	54,72
Шлифовальный станок (модель 372)	3	1,86	45	38	6,43	70,68	91,2
Печь для сушки форм	2	3,5	11,7	9,88	5,85	34,58	23,71
Плоскошлифовальный станок (модель 371)	1	1,86	72	60,8	10,29	133,09	145,92
Печь для выплавки баббита	1	3,5	45,9	38,76	22,95	135,66	93,02
Печь сопротивления	1	3,5	39,6	33,44	19,8	117,04	80,26
Горизонтально-фрезерный станок (модель 6853)	2	0,92	27	22,8	2,08	20,98	54,72
Поперечно-строгальный станок (модель 733)	1	0,92	27	22,8	2,08	20,98	54,72
Сверлильный станок (модель 210А)	2	0,92	13,5	11,4	1,04	10,49	27,36
Стенд для правки боковых дверей	1	0,92	13,5	11,4	1,04	10,49	27,36
КРАН-БАЛКА	1	2,2	144	121,6	28,8	267,52	291,84
ПО УЧАСТКУ	80				549,88	4888,62	5750,46

Для проектируемого участка цеха по [14] Китаб=0,25, ТТАБ=12 лет и tТАБ=12 мес; КСМ=2.

Поправочный коэффициент использования определяется отношением Кифак/Китаб по [14], для =0,14 И=0,7.

Коэффициент сменности

Р=2/2=1.

Плановые продолжительности ремонтного цикла и межремонтного периода

ТПЛ=12110,70,851=7,14, принимаем ТПЛ=7 лет;

tПЛ=12110,70,71=5,88, принимаем tПЛ=6 мес.

Годовые трудоемкости

Qкгод=27/7=3,86 челч;

Qтргод=22,81,86=42,41 челч,

Qтогод=1,222,82=54,72 челч.

Расчет трудоемкостей по остальному оборудованию аналогичен, результаты сводим в таблицу 15.2, в таблице 15.1 - исходные данные к расчету.

Заполнение граф месяцев годового план графика планово-предупредительного ремонта делаем таким образом, чтобы суммарные помесячные трудоемкости между собой различались незначительно, для равномерной загрузки ремонтных рабочих.

План график ППР заполнен в таблице 15.3.

Годовая трудоемкость ремонта и техобслуживания по проектируемому участку цеха по (15.1)

QУ=549,88+4888,62+5750,46=11188,96 челч.

Планирование численности рабочих и фонда заработной платы

Определим явочную численность ремонтных рабочих Чяв по выражению

Чяв=11188,96/17501,05=6,09чел.

Чсрсп= Чяв Ксс

где Ксс - коэффициент среднесписочного состава.

принимаем Чрр=7 чел.

Оплату труда ремонтных рабочих будем осуществлять по повременно-премиальной системе. Тогда фонд годовой их заработной платы с учетом процентов премиальной надбавки и социального страхования составит

Ф'РР=12SТЧрр(100+КПР)(100+КПР)/1002,

где SТ - месячная тарифная ставка рабочего пятого (среднего) разряда, на VI.2001 г. S5=30,598 тыс.руб.;

КПР - коэффициент премиальной надбавки, выраженный в %, 40% - ый [2];

КСС - коэффициент социального страхования, по [2] 35%;

12 - число месяцев в году.

Технико-экономические показатели.

Годовое потребление электроэнергии W находим

W=WСИЛ+WОСВ+W

WСИЛ=РСИЛТМАХ

WОСВ=РР.ОСВТОСВ

где WСИЛ - энергия, потребления силовой нагрузкой предприятия;

WОСВ - энергия на освещение;

W - годовая величина потерь электроэнергии в общезаводских сетях (после компенсации);

ТОСВ - число часов использования в году максимума осветительной нагрузки, для предприятия, работающего в три смены ТОСВ=4150 г/год;

РОСВ - мощность осветительных приборов;

РСИЛ - максимальная активная нагрузка силовых электроприемников.

WСИЛ=5779,2584000=23117,03 тыс. кВтч;

WОСВ=1052,44150=4367,46 тыс. кВтч;

W=256,155+1068,352=1324,507 тыс. кВтч.

W=23117,03+4367,46+1324,507=28808,997 тыс. кВтч.

Максимальное значение потребляемой активной мощности

РМАХ=W/TМАХ,

РМАХ=28808,997/4000=7,202 МВт.

Стоимость полезного кВтч СПОЛ по выражению

СПОЛ=(ПЭЛ+Иам.+1,1Иэкс.)/Wпол

где ПЭЛ - плата за электрическую энергию.

ПЭЛ=аРМАХ+bW

ПЭЛ=720007202+5028,808997106=1958,99млн. руб.

Тогда стоимость полезного кВтч

СПОЛ=(1958,99+8,04614+1,15,02615)/28808,997=68,47 руб. /кВтч.

Расчет других технико-экономических показателей произведен в предыдущих пунктах, результаты сводим в таблицу 15.4.



Таблица 15.4 -Технико-экономические показатели

№ пп	Наименование показателей	Обозначение	Ед. измерения	Величина
1	Суммарная мощность цеховых трансформаторов	SТР	МВА	8,3
2	Максимальная мощность, потребляемая вагоноремонтным депо	РМАХ	МВт	7,202
3	Время использования максимума нагрузки	ТМАХ	ч/год	4000
4	Годовое потребление энергии	W	Млн. кВтч	28,808
5	Потери электроэнергии (после компенсации)	W	Тыс. кВтч	1324,507
6	Мощность КУ на напряжении 0,4 кВ	QКУ	Квар	2072
7	Стоимость основных фондов	КОФ	Млн. руб.	188,615
8	Амортизационные отчисления	ИАМ	Млн. руб.	8,046
9	Расходы на эксплуатацию	ИЭКС	Млн. руб.	5,026
10	Средний тариф	ВСР	Руб. /квтч	66
11	Стоимость потребленной электроэнергии	ПЭЛ	Млрд. руб.	1,958
12	Стоимость потерь электроэнергии	ИПОТ	Млн. руб.	26,572
13	Экономия потерь за счет установки КУ	WЭК	Тыс. квтч	311,163
14	Стоимость полезного кВтч энергии	СПОЛ	Руб. /квтч	68,47
15	Годовой экономический эффект КУ	3	Млн. руб.	0,345
16	Срок окупаемости КУ	ТОК	год	1,47
17	Приведенные затраты выбранного варианта электроснабжения.	3	Млн. руб.	106,786
18	Годовая трудоемкость ремонтов и техобслуж. по участку цеха	QЦЕХ	Чел. -ч	11188,96
19	Численность ремонтного персонала	Ч рем	чел	7
20	Фонд зарплаты ремонтного персонала	Фз.п.	Млн. руб.	4,936

16. Охрана труда

Основными видами производственного оборудования являются: металлообрабатывающие станки, которые имеются во всех цехах и с помощью их производится холодная обработка металла; печи токов высокой частоты, большая часть которых располагается в цеху передних осей и цеху задних мостов, для поверхностной закалки металла; электросварочное оборудование, главным образом применяемое в рамном цеху для сварки автомобильных рам; покрасочные камеры, располагаются в рамном цеху, где производится окраска рам; гальвонические ванны для металлопокрытий в агрегатном цеху.

Специфические особенности производственного оборудования учитываются по каждому его виду отдельными стандартами. Основными из общих требований являются следующие. Производственное оборудование безопасно при монтаже, эксплуатации и ремонте как отдельно, так и в составе комплексов и технологических схем, а также при транспортировании и хранении. Все применяемое производственное оборудование охраняет окружающую среду (воздух, почву, воду) от загрязнения выбросами вредных веществ выше установленных норм. Все материалы, применяемые в конструкции производственного оборудования, безопасны и не вредны, не используются вещества и материалы, не прошедшие проверки на пожаробезопасность.

Требования к производственному оборудованию обеспечиваются выбором принципов действия, конструктивных схем, безопасных элементов конструкции, применением средств механизации, автоматизации и дистанционного управления, применением средств защиты, выполнением эргономических требований, включением требований безопасности в техническую документацию по монтажу, эксплуатации, ремонту, транспортированию и хранению.

Все металлообрабатывающие станки обеспечивают безопасные условия труда и надежную работу при обработке металлов. Все вращающиеся части станков имеют защитные устройства, которые защищают работающего от отлетающей стружки и смазочно-охлаждающей жидкости. В цехах устанавливается современное технологическое оборудование, работа которых обеспечивает исключение или снижение до регламентированных уровней шума и вибрации. К работе на станках допускаются рабочие, прошедшие специальное обучение и хорошо знающие устройства станков.

Печи токов высокой частоты являются источником инфракрасных и электромагнитных излучений, повышенным уровнем яркости света. Для случайного соприкосновения работающих с горячими частями печей (температура более 45 С) используются защитные устройства в виде ограждения. Важнейшим условием обеспечения безопасности является устройство вытяжной механической вентиляции во взрывозащищенном исполнении для удаления из места возможного выделения в воздушную среду производственных помещений веществ, обладающих токсическими, пожаро - и взрывоопасными свойствами.

При покрасочных работах уровни опасных и вредных производственных факторов не превышают предельно допустимых, предусмотренных действующими санитарно-гигиеническими нормами. В камерах окраски постоянно поддерживается разрежение для предотвращения выхода вредных выделений наружу и их распространение. Все окрасочные работы проводятся только на специальном участке в робототизированной окрасочной линии, оборудованной принудительной местной и общеобменной приточно-вытяжной вентиляцией и противопожарными средствами.

При работах по металлопокрытиям требования безопасности предъявляются к следующим операциям: приготовлению электролитов и растворов, нанесению покрытий, обработке покрытий. Растворы и смеси приготавливаются, вводя кислоты в порядке возрастания их плотности. Разбавляя кислоты, вливаются только в холодную воду тонкой струей, перемешивая. Отработанные электролиты перед спуском в сточные колодцы нейтрализуются. Бутылки с кислотами и жидкими щелочами транспортируются на специальной тележке двумя рабочими со скоростью не более 5 км/ч.

Электросварочные работы проводятся на постоянных и временных местах. При сварке рам используется полуавтоматические робототизированные комплексы с обязательным использованием местной вытяжной вентиляции, а места, где выполняются электросварочные работы открытой дугой, ограждены несгораемыми щитами. Для ослабления контраста между яркостью сварочной дуги и освещенностью стены помещения и оборудования цехов электросварки окрашивается в серый, желтый или голубой тона с диффузным (рассеянным) отражением света. При выполнении сварочных работ предусмотрены меры пожарной защиты. В стационарных условиях сварка открытой дугой изделий малых и средних габаритов проводится в специальных кабинах, обшивка которых выполняется из несгораемых материалов. Между обшивкой и полом оставляется зазор не менее 50 мм, а при сварке в среде защитных газов 300 мм. Свободная площадь на один сварочный пост не менее 3 м2. При электросварке лицо и глаза закрываются щитком со светофильтрами.

Во всех цехах выполняются погрузочно-разгрузочные и транспортные работы, которые можно разделить на три группы:

Ручные работы по подъему и транспортировке груза;

Подъем и перевозка груза с помощью механических приспособлений (лебедок, блоков);

Подъем и перевозка грузов с помощью машин и механизмов (кранов, автопогрузчиков, конвейеров).

Ручные подъемно-транспортные работы могут вызвать следующие случаи производственного травматизма. При частом подъеме и переносе грузов на значительное расстояние возможна физическая перегрузка рабочего. При подъеме груза, вес которого превышает допустимую норму, груз может придавить рабочего. В соответствии с действующим законом о труде к погрузочно-разгрузочным работам допускаются лица, достигшие 18 лет и прошедшие производственный инструктаж по технике безопасности. Предельная норма ручной переноски груза установлена: для мужчин 80 кг, для женщин 20 кг. Если груз превышает 50 кг, то подъем производится с помощью других грузчиков.

При перевозке грузов на автомобилях, автопогрузчиках, электро- и автокарах причиной травматизма в большинстве случаев бывает несоблюдение предельно допустимых скоростей движения, габаритов груза, а также неправильная укладка груза. Скорость движения автомобилей, автопогрузчиков, электро- и автокаров в цехах не выше 5 км/ч, по заводской территории не выше 10 км/ч. Для безопасного движения предусмотрены благоустроенные проезды с твердым покрытием, а в цехах проезды, размеченные белыми линиями, не загроможденные деталями и изделиями.

Электробезопасность

При неумелом обращении или несоблюдении установленных требований электрический ток представляет серьезную опасность. Опасность поражения электрическим током специфична, поскольку он не может быть обнаружен органами чувств человека.

Причины несчастных случаев от электротока разнообразны и многочисленны, но основными из них при работе с электроустановками напряжением до 1000 В считаются:

Случайное прикосновение к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

Прикосновение к нетоковедущим частям электроустановок, случайно оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции или другой неисправности;

Попадание под напряжение во время проведения ремонтных работ на отключенном электрооборудовании из-за ошибочного его включения;

Замыкание провода на землю и возникновение шагового напряжения на поверхности земли или основания, на котором находится человек.

Существуют следующие меры защиты при эксплуатации электроустановок:

Организационные, включающие в себя инструктаж, технику безопасности, правильную организацию рабочего места, применение средств индивидуальной защиты;

Организационно-технические, включающие в себя ограждения и изоляцию токоведущих частей электрооборудования, применение блокировок, безопасные режимы работы сети;

Технические, включающие в себя применение малых напряжений, контроля изоляции, защитного заземления, компенсации емкостного тока утечки, двойной изоляции, зануления, защитного отключения.

Недоступность токоведущих частей электроустановок обеспечивается размещением их на необходимой высоте, ограждением от случайного прикосновения, изоляцией токоведущих частей.

Внутри цехов токоведущие части (шинопроводы, троллеи) подвешиваются на высоте не менее 3,5 м. Для электроустановок, располагаемых в производственных помещениях, обязательно применяются изолированные токоведущие провода и изделия. Провода, не имеющие изоляции, шины, приборы и аппараты с незащищенными токоведущими частями, помещаются в специальные шкафы, ящики, камеры и другие устройства, закрывающиеся сплошными или сетчатыми ограждениями.

Пониженное напряжение применяется при использовании ручных машин, а также переносных ламп с электропитанием, когда работающий имеет длительный контакт с корпусом этого оборудования. Для обеспечения безопасности в ручных машинах с электроприводом применяются токи повышенной частоты (2002000 Гц).

Защитное заземление это преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей электрического и технологического оборудования, которые могут оказаться под напряжением. Защитное заземление обеспечивает снижение напряжения между оборудованием, оказавшимся под напряжением, и землей до безопасной величины. Применяется в трехфазной трехпроводной сети напряжением до 1000 В переменного тока с изолированной нейтралью, однофазной двухпроводной, изолированной от земли, а также в двухпроводных сетях постоянного тока с изолированной средней точкой обмоток источника тока и выше 1000 В с любым режимом нейтрали.