Министерство образования Российской Федерации

АЛТАЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

им. И.И.ПОЛЗУНОВА

Кафедра "Электроснабжение промышленных предприятий" УДК 621.315 Допустить к защите в ГАК

Зав. кафедрой _______________

”__” 2003 г.

РЕКОНСТРУКЦИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ВОСТОЧНОГО РАЙОНА ГОРОДА БАРНАУЛА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

ДП 100401. 33 .000 ПЗ

обозначение документа

Дипломник группы Э – 82 М.Н. Петухов

подпись и.о., фамилия

Руководитель проекта

доцент А.Р. Упит

должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Консультанты: ________________________­­­­­

Орг.-экон. — ст. препод., к.э.н. О.Л. Никитина

раздел проекта должность, ученое звание подпись и.о., фамилия

Охрана труда — доцент, к.т.н. Е.Н. Авдеев

БАРНАУЛ 2003

Реферат

В дипломном проекте использовано Х источников, 3 рисунков, Х таблиц. В данном дипломном проекте рассмотрены вопросы реконструкции электроснабжения восточной части г. Барнаула.

На основании исходных данных проведен расчет электрических нагрузок потребителей и района в целом.

Определен центр электрических нагрузок. И решен вопрос о месте расположения ГПП. Построены графики электрических нагрузок, произведен выбор количества и мощности трансформаторов потребителей и трансформаторов ГПП.

Рассчитаны токи короткого замыкания на стороне выше 1000 В, выбрана высоковольтная аппаратура и кабели.

Произведен расчет потребного количества огнетушащих средств для тушения пожаров, выполнен экономический расчет затрат на реконструкцию.

Специальным вопросом рассмотрена “Микропроцессорная система дуговой защиты КРУ напряжением 6-10 кВ”.

Введение

Непрерывный рост городов и численности их населения вызывает увеличение потребления электрической энергии. Огромные масштабы жилищного и промышленного строительства, осуществленного в городах, обуславливает необходимость непрерывного развития и совершенствования городских электрических сетей, являющихся связующим звеном между источниками и городскими потребителями электроэнергии.

В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкторских разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводственных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.

Решение ряда этих вопросов рассматривается в данном дипломном проекте. Предпринята попытка выявления оптимального варианта, на основе требований ПУЭ, ПТЭ и ТТБ, реконструкции схемы электроснабжения промышленного узла одного из районов.

Поводом для решения этой задачи явилось:

1) нерациональное расположение главной понижающей подстанции по отношению к потребителям;

2) положение о том, что в качестве основного напряжения для городских сетей среднего напряжения в России принято 10 кВ. В тех городах, где имеются сети 6 кВ, они, как правило, переводятся на напряжение 10 кВ;

3) и наконец, принципиальным вопросом построения схемы электроснабжения города является выгоднейшее число трансформаций энергии, т.е. количество ее преобразований между напряжением 110 кВ и 10 кВ.

Практика проектирования показывает, что введение промежуточного напряжения 35 кВ увеличивает капиталовложения и потери в сетях. Это является причиной отказа от применения в проектируемых сетях и системах электроснабжения городов этого напряжения и ликвидации его сетей в тех городах, где они существовали ранее. Таким образом, для городских сетей следует считать предпочтительной систему электроснабжения 110/10 кВ.

1 Определение расчетных электрических нагрузок

1.1 Краткая характеристика потребителей электрической энергии

Потребители электрической энергии системы электроснабжения района представлены двумя группами: промышленные потребители и коммунально-бытовые потребители.

Котельный завод специализируется на выпуске котлов малой мощности. Значительная часть их идет на экспорт.

Производство осуществляется в две смены. Характерен резкопеременный график электрических нагрузок. Перерыв в электроснабжении предприятия повлечет за собой массовый недоотпуск продукции, простой оборудования и крупные штрафы за недопоставку продукции на договорной основе. В связи с вышеизложенным, и согласно требованиям ПУЭ котельный завод отнесен по степени надежности электроснабжения к потребителям первой категории.

Маслосыркомбинат (МСК) специализируется на выпуске сыров и другой молочной продукции.

Режим работы трехсменный. График электрических нагрузок по часам суток и временам года относительно равномерный. Перерыв в электроснабжении повлечет за собой недовыпуск и массовую порчу продукции. По степени бесперебойности электроснабжения МСК отнесен к первой категории.

Элеватор выполняет заготовительные функции (прием, подработка, хранение и отпуск зерна). Характеризуется переменным графиком электрических нагрузок по временам года. В период заготовки зерна (август, сентябрь, октябрь) максимальное использование мощности установленного оборудования. Перерыв в электроснабжении в этот период влечет за собой не только простой собственного оборудования элеватора, но и транспортных средств доставки зерновых культур с полей. Кроме того, простой зерносушильных агрегатов при наличии высокой влажности зерна, ведет к резкому ухудшению бесперебойности последнего. Предприятие по степени бесперебойности электроснабжения отнесено к потребителям II категории.

Моломаш. Основное направление – производство аппаратов, машин и оборудования для хранения и переработки молока и молочных продуктов. Режим работы предприятия двухсменный. Электроприемников I категории нет. Перерыв в электроснабжении связан с существенным недовыпуском продукции, простоем людей и механизмов. По степени бесперебойности в электроснабжении Молмаш относится к потребителям II категории.

Показатели бесперебойности электроснабжения, приведенные для завода Молмаш характерны и для фанерно-спичечного комбината (ФСК), Маслоэкстрационного завода (МЭЗ), Авторемзавода (АРЗ).

Потребители распределительной городской сети (РП-5, РП-8, ТП-6) рассматриваемого района города являются: жилые дома одноэтажной (индивидуальной) и многоэтажной (до 9 этажей) застройки, оборудованные преимущественно электрическими плитами, предприятия общественного питания, магазины, детские дошкольные учреждения, школы, автовокзал.

Перерыв в электроснабжении влечет за собой нарушения нормальной жизнедеятельности значительного количества городских жителей. Согласно требованиям ПУЭ, данная городская распределительная сеть относится к электроприемникам II категории надежности.

1.2 Определение расчетных осветительных нагрузок по 2

цеху элеватора и МИС

Расчетную нагрузку осветительных нагрузок приемников определяем по установленной мощности и коэффициенту спроса:

, (1.1)

где - коэффициент спроса для освещения, принимаемый по справочным данным [2]

- установленная мощность приемников электрического освещения, находится по формуле [2].

, (1.2)

где - удельная нагрузка по площади пола;

- площадь пола здания, сооружения, определяемая по генплану.

Производим расчет осветительной нагрузки для механической мастерской. Тип применяемых светильников ОДРЛ. Высота подвеса 4 м. Требуемая освещенность 200 лх, согласно [3]. По таблице [4] для принятого типа светильников определяем удельную мощность = 11,2 Вт/м² .

Отсюда имеем:

=11,2 × 800 = 8,96 кВт

=8,96 × 0,7 = 6,27 кВт

Аналогично рассчитываем осветительную нагрузку для каждого здания. При этом учитываем этажность зданий и сооружений. Производственно-бытовой корпус (ПБК) – 3 этажа, рабочая башня (элеватор) – 6, рабочая башня (МИС) – 5, лабораторный корпус – 2, бытовой корпус – 2, столовая – 2, стенд конвейеров, административное здание – 2, зерносушилка – 4, в силкорпусах освещению подлежат верхняя и нижняя транспортная галереи.

Результаты расчетов заносим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

1.3 Определение расчетных максимальных электрических

нагрузок по 2 цеху элеватора

В основу расчета положен метод упорядоченных диаграмм [1]. Данный метод является основным при разработке технических и рабочих проектов электроснабжения.

Распределительные пункты РП-1, РП-2, РП-3, РП-4 рабочего здания стендов (РЗС) питаются отдельными линиями от распределительного шкафа трансформаторной подстанции (ТП). Отсюда же запитан ряд РП других подразделений предприятия.

Определяем расчетные максимальные нагрузки на каждом РП. Исходные данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.2.

Расчет выполняем в следующем порядке. Определяем суммарную номинальную мощность , подключенную к РП-1, которая составляет 525 кВт; отношение номинальной мощности наибольшего электроприемника к номинальной мощности наименьшего имеет следующие значения >3.

Для группы электроприемников по таблице [5] принимаем значение 0,6 и по значению cos j находим tg j.

Определяем активную и реактивную нагрузки (средние) за наиболее загруженную смену:

= 0,6 × 525 = 315 кВт (1.3)

= 315 × 1 =315 кВт (1.4)

Т.к. m>3 и 0,6 приведенное (эффективное) число электроприемников определяем по формуле:

(1.5)

в зависимости от и по таблице [5] находим коэффициент максимума К_м =1,2, по которому определяем максимальную активную мощность на питающей линии

1,2 × 315 = 378 кВт

максимальная реактивная мощность мощность при >10 равна

= 315 квар

определим полную расчетную мощность

кВА

максимальный расчетный ток в питающей линии составит

А (1.6)

Аналогичнй расчет производим для всех групп электроприемников (ЭП).

ЭП, работающие эпизодически и кратковременно (перекидные клапаны, подбункерные задвижки) при определении нагрузок не учитываются. Для ЭП длительного режима работы (порт, транспортеры и т.п.) номинальная активная мощность Р_ном = Р_уст . Для ЭП с повторном кратковременным режимом работы (сварочные аппараты и т.д.) номинальную мощность, указанную в паспорте, приводим к ПВ=1 по формулам для сварочных трансформаторов

кВт (1.7)

Таблица 1.2 – Определение расчетных нагрузок по 2 цеху элеватора

1.4 Определение расчетной нагрузки по району электроснабжения

в целом

Определим расчетные нагрузки методом упорядоченных диаграмм. Для этого суммируем количество фактически установленных рабочих приемников предприятия, их номинальные мощности, выбираем номинальную мощность наибольшего приемника, выбираем средневзвешанный коэффициент использования, характерный для данной отрасли предприятия, вычисляем средние нагрузки узла, определяем n _э и К_м , а затем P_p и Q_P . Суммируем установленные мощности и расчетные нагрузки. Суммируем расчетные активные и реактивные потери мощности в рабочих трансформаторах, входящих в узел.

Потери мощности трансформаторов ТП предприятий ориентировочно принимаем равными , .

.

Для узла элеватор – МИС

P_P =2273,9 кВт; Q_P = 1602,45 квар; P_{P . O} = 242,33 кВт.

Тогда

кВА;

= 0,02× 2681,87 = 55,78 кВт;

= 0,1× 2681,87 = 287,91 квар.

Аналогичный расчет производим для остальных предприятий. Данные расчетов заносим в таблицу 1.3.

Суммарные расчетные нагрузки промышленных потребителей равны:

кВт; квар.

Суммарные нагрузки трансформаторных подстанций городской распределительной сети, по данным районных электрических сетей, составляют: по РП-8 Р_Т = 6500 кВт;

по РП-5 Р_Т = 4200 кВт;

по ТП-6 Р_Т = 3700 кВт.

При определении полной мощности распределительных пунктов напряжением 10 кВ в период максимума нагрузки коэффициент мощности принимаем равным 0,93, соответственно tg w = 0,39. Тогда реактивные наргузки составляют по РП-8 Q _Т = 2535 квар;

по РП-5 Q _Т = 1638 квар;

по ТП-6 Q _Т = 1554 квар.

Расчетные нагрузки распределительных пунктов определяем по формуле:

,

где - расчетная нагрузка i - го трансформатора трансформаторной подстанции, присоединенный к данному элементу сети;

- коэффициент, учитывающий совмещение максимумов нагрузок, указанных трансформаторов.

При n _т = 6 ¸ 10 = 0,8

Для РП-8 P_P = 0,8 . 6500 = 5200 кВт, Q _Р = 2028 квар.

Для РП-5 P_P = 0,8 . 4200 = 3360 кВт, Q _Р = 1310,4 квар.

Для ТП-6 P_P = 0,9 . 3700 = 3330 кВт, Q _Р = 1298,7 квар.

Суммарные расчетные активные и реактивные нагрузки по городской распределительной сети равны:

кВт; квар.

Суммарные расчетные нагрузки по району электроснабжения в целом составляют:

= 26644, 8 × 0,9 = 23980,32 кВт;

= 16980,4 × 0,9 = 15282,36 квар,

где 0,9 – коэффициент одновременности максимумов нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей.

Необходимая мощность компенсирующих устройств по району в целом определяем по формуле:

,

где = 0,64 (cos j = 0,84) – расчетное значение

= 0,39 (cos j = 0,93) – нормативный коэффициент, заданный энергоснабжающей организацией.

Q_{k . y} = 23980,32 (0,64 – 0,39) = 5995,08 квар.

В качестве компенсирующих устройств принимаются батареи статических конденсаторов, суммарные потери активной мощности которых составляют 0,2 % от .

D Р _{k . y} = 11,99 кВт.

Общая активная мощность с учетом компенсирующих устройств

Р = (Р_Р + D Р _{k . y} ) = 23980,32 + 12 = 23982,32 кВт.

Расчетная нагрузка на шинах НН ПГВ (ГПП) с учетом компенсации реактивной мощности

кВА

Потери мощности в трансформаторах ГПП

= 0,02 × 25727,125 = 514,54 кВт;

= 0,1× 25727,125 = 2572,71 квар.

Полная расчетная мощность на стороне ВН ГПП:

Расчетный ток на шинах ВН ГПП

А.

Таблица 1.3 – Определение расчетных нагрузок по предприятиям

Продолжение таблицы 1.3

2 Определение центра электрических нагрузок

2.1 Картограмма нагрузок

Геометрическое изображение средней интенсивности распределения нагрузок на картограмме выполняем с помощью окружностей. В качестве центра окружности выбираем центр электрической нагрузки (ЦЭН) приемника электроэнергии нагрузок. В данном случае предполагаем, что центры нагрузок совпадает с месторасположением ТП и РП потребителей.

Значение радиуса круга находим из условия равенства расчетной мощности площади круга

(2.1)

где - радиус круга, мм;

- масштаб, кВт/мм;

, отсюда

(2.2)

Силовые и осветительные нагрузки изображаем в виде сектора круга. Угол сектора a определяем из соотношения активных расчетных и осветительных нагрузок предприятия.

Выбираем масштаб m =1 кВт/мм² . Расчетные значения приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Определение центра электрических нагрузок

На генплане района произвольно наносим оси координат. Координаты ЦЭН района определяем по формулам:

(2.3)

(2.4)

2.2 Определение центра зоны рассеяния

Каждый приемник электроэнергии (ТП, РП, промышленное предприятие) работают в соответствии со своим графиком нагрузки. Нагрузки приемников с течением времени изменяются в соответствии с технологическим процессом производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значение, определенные нагрузками графика.

Рассмотрим приемники электроэнергии района электроснабжения, для каждого приемника существуют графики нагрузок, тогда координаты ЦЭН являются значениями функции времени:

(2.5)

(2.6)

Эти функции описывают перемещения ЦЭН, значения их, вычисленные в дискретные моменты времени t =1, 2, 3…24Т, образуют множество точек, заполняющих некоторую область, которую называют зоной рассеяния ЦЭН.

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

потребителей с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей конденсаторов (НБК) осуществляется одновременно с выбором трансформаторов потребителей электрической энергии, т.е. при выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос об экономически целесообразной мощности реактивной энергии, передаваемой через трансформатор в сеть напряжением 0,4 кВ.

Рассчитаем мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции 2 цех элеватора – МИС, при числе трансформаторов N равное 2.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

, (3.1)

где - число трансформаторов,

- коэффициент загрузки трансформаторов; принимаем равным 0,7 (для потребителя 2-й категории).

кВА

Принимаем к установке два трансформатора мощностью кВА.

Находим реактивную мощность, которую можно предать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

квар (3.3)

Мощность НБК по первому этапу расчета

(3.4)

1577,3 – 1441,677 = 135,623 квар

Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения потерь по формуле

, (3.5)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров К_р1 и К_р2 и схемы питания.

Значение К_р1 зависит от удельных потерь, приведенных затрат на НБК и потерь активной мощности. Значение К_р1 принимаем по таблице [4] равным15. Значение К_р2 принимаем по таблице равным 10. В зависимости от выбранных К_р1 и К_р2 по кривым определяем значение =0,45, тогда

,

т.е. =1,7, тогда = 135,6 + 1,7=137,3 кВар.

Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности кВар.

Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:

= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар (3.6)

Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.

Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:

(3.7)

=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +

+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар

= 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар

(3.8)

= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар

Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cos j = 0,93.

Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.

Таблица 3.1 – Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок

4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.

Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением

, (4.1)

Рассчитаем коэффициент y:

, (4.2)

где - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии к.з.

Так как y > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.

На графике выделим типовую часть из условия S _пик > S _ср и определим коэффициент начальной нагрузки К_з и коэффициент перегрузки К_п ' по формулам:

(4.3)

, (4.4)

где вместо принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение меньше, чем 0,9 К _max = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

(4.5)

Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н’ по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н =14.

По полученным значениям = 0,59 и Н = 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки К_п = 1,05.

Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:

кВА (4.6)

На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 – трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 – с номинальной мощностью25000 кВА.

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.

Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 S_H = 1,4×16000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.

Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.

Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную 1,4 S_{H Т2} = 1,4×25000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.

5 Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках

выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции МВА и И_б =115 кВ.

Находим базисный ток:

кА (5.1)

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформатор Т1

(5.2)

(5.3)

линия ВЛ-110

(5.4)

где - протяженность линии, км.

К расчету токов к.з.

(5.5)

где x _уд – удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;

- активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как

(5.6)

где - удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Ом×мм² по справочным данным;

- сечение проводов, равное 120 мм² . Тогда

Ом/км

Суммарное сопротивление для точки К1

Т.к. , активное сопротивление не учитывается.

Таким образом

кА (5.7)

Ударный ток в рассматриваемой точке составит

кА, (5.8)

где - ударный коэффициент.

Для точки короткого замыкания принимаем U _б =10,5 кВ, S _б =125 МВА

кА

С учетом влияния сопротивления нагрузки x _нагр = 1,2 суммарное сопротивление до точки К 2 составит:

(5.9)

(5.10)

кА (5.11)

кА

МВА (5.12)

Для точки короткого замыкания расчетные точки достаточно взять на шинах ГПП (точка К 2), т.к. протяженность линии незначительна (l = 0,84 км).

Для расчета заземлания ГПП (К 1) необходимо определить ток однородного к.з. в точке К 1. Для этого составляем схему нулевой последовательности до точки К 1, в которую войдет лишь линия 110 кВ своим индуктивным сопротивлением. Сопротивление нулевой последовательности линии определяется из соотношения [7]. Отсюда = 3 , где Ом, = 3×2 = 6 Ом.

Сопротивление трансформатора 125 МВА в именованных единицах равно

Ом (5.13)

Ом.

Результирующее сопротивление схем обратной и прямой последовательности равны

= =14 Ом

Ток однофазного к.з. в точке К 1 составит:

кА (5.14)

5.2 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 100

В элеватора

Расчет токов к.з. в сети напряжением 0,4 кВ выполняем в именованных единицах. Все элементы сети на стороне ВН трансформатора рассматриваются как источник неограниченной мощности. Работа трансформаторов предприятия раздельная. Сопротивление элементов схемы высшего напряжения до трансформатора предприятия в именованных единицах составляет

Ом, = 0,07 Ом.

Приводим сопротивление ситемы электроснабжения к напряжению 0,4 кВ

мОм (5.15)

мОм (5.16)

Определяем сопротивление трансформаторов предприятия

мОм (5.17)

мОм (5.20)

Рассчитаем ток к.з. в точке К 1 (рисунок 2) на вводе низшего напряжения ТП.

Суммарное реактивное сопротивление равно

мОм (5.21)

Суммарное сопротивление активное (кроме сопротивлений элементов системы электроснабжения высшего напряжения и трансформатора ТП) должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составит 15 мОм.

мОм (5.22)

Ток в точке К 1 равен:

кА (5.23)

Ударный ток в точке К 1

кА (5.24)

Аналогично рассчитываем ток к.з. в других точках цеховой сети, при этом учитываем сопротивление контактов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Расчетные значения токов к.з. в низковольтной сети

К расчету току к.з.

Рисунок 3

6 Выбор и проверка оборудования

6.1 Выбор высоковольтных кабелей для распределительной

сети напряжением 10 кВ

Передачу электроэнергии от источника до приемного пункта осуществляем кабельными линиями. Сечение жил кабелей выбираем по техническим и экономическим условиям.

Начальное условие – соответствие выбранного номинального питающего напряжения 10 кВ напряжению устанавливаемого оборудования, в данном случае кабельных линий.

(6.1)

Далее, согласно ПУЭ, определяем экономическое сечение в зависимости от экономической плотности тока по формуле

(6.2)

где - максимальный расчетный ток линии при нормальной работе сети;

- экономическая плотность тока, А/мм² , определяемая в зависимости от материала и времени использования максимальной нагрузки.

Расчетный ток линии принимаем при нормальной нагрузки без учета повышенной нагрузки при авариях и ремонтах. полученное сечение проводника округляем до ближайшего стандартного значения.

Выбираем сечение кабеля для питания трансформаторной подстанции 3 цеха элеватора с учетом транзитной мощности, потребляемой вторым цехом и МИС.

Максимальная нагрузка составит S = 4276,55 кВА. Токовая нагрузка между питающими кабелями распределяется поровну. Продолжительность использования максимальной нагрузки 4500 часов.

Определяем расчетный ток нагрузки

А (6.3)

Расчетный ток на один кабель

А

Для кабеля с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами = 1,4 А/мм² определяем экономическое сечение кабеля

=88 мм² .

Принимаем ближайшее стандартное значение 95 мм² . Длительно допустимый ток по нагреву для кабеля 95 мм² , лежащего в земле составит I _доп = 205 А. Введем поправочные коэффициенты на число кабелей, лежащих в одной траншее.

I _доп.к = 205×0,9 = 184,5 А

I ₁ = 126,3 А Следовательно, сечение кабелей, выбранное по экономической полотности тока, проходит по условию нагрева.

Выбранное сечение проверяем на термическую устойчивость к току переходного к.з. по формуле:

, (6.4)

где - установившееся значение тока к.з. принимаем равным 4,57 кА;

- приведенное время к.з., равное 0,59 с;

- температурный коэффициент, учитывающий ограничение допускаемой температуры нагрева жил кабеля принимаем 95 А/мм² .

мм² .

Коэффициент предварительной нагрузки:

(6.5)

В аварийном режиме, при выходе одного кабеля из строя, и на время ликвидации аварии допускается перезагрузка в течении 5 суток в пределах до 6 часов составляющая 1,25. Допустимый ток нагрузки линии с учетом перегрузки

А (6.6)

Это составляет 93% от в аварийном режиме, т.е. в аварийной ситуации предприятию необходимо в часы максимума предусмотреть снижение нагрузки на 7%.

Выбор остальных кабелей проводим аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 6.1.

В предполагаемом варианте электроснабжения для всех трасс принимаем к прокладке кабель марки ААШ_В .

Таблица 6.1 – Выбор кабелей и способ их прокладки

6.2 Выбор высоковольтного оборудования

Условие выбора выключателей, отделителей, короткозамыкателей имеют вид, приведенный в таблице 6.2.

Таблица 6.2 – Условие выбора оборудования

Расчетные данные и параметры выбранных аппаратов приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 – Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Так как расчет тока к.з. сделан при условии питания цепи к.з. (точка К 1) от источника неограниченной мощности, то приведенное (фиктивное) время t_ф равно действующему времени отключения t [5]. Время отключения равно сумме соответственного времени отключения аппаратуры t_откл и минимального времени действия защиты t_з

t_ф = t = t_з + t_откл. (6.7)

За величину t_з принимаем время действия наиболее быстродействующих типов защиты (от 0,02 до 0,05 с). За расчетное наименьшее время отключения 0,12 с – время действия короткозамыкателя; 0,4 с – время действия отделителя.

t_ф = 0,05 + 0,12 + 0,4 = 0,57 с.

Тогда I² t_ф ⁼ 4,9² × 0,57 = 13,68 кА£ I _ТУ (6.8)

Для заземления нейтрали трансформаторов устанавливаем однополюсной заземлитель типа ЗОН-110У I_Н = 400 А; I_Н.Т.У. = 6,3 кА.

Для защиты изоляции электроустановки от атмосферных перенапряжений выбираем вентильные разрядники типа РВС-110М.

Производим выбор аппаратуры на стороне напряжением 10 кВ. Расчетные данные и параметры выключателей приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 – Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

t_ф = 0,05 с (з) + 0,1 с (выкл)

Выключатели поставляются комплексно с камерами КРУ со встроенным приводом.

Таблица 6.5 – Выключатели на отходящие фидера

6.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики.

Таблица 6.6 – Условия выбора трансформаторов

Трансформаторы тока установлены во всех цепях трансформаторов и линий. Необходимые измерительные приборы выбираются по рекомендациям [1]. Для учета мощности, потребляемой приборами используется табличная форма.

Таблица 6.7 – Расчет S приборов

Из таблицы видно, что наиболее загружены трансформаторы фаз А и С.

Общее сопротивление приборов

Ом (6.9)

где - вторичный ток прибора, равный 5А.

Предполагаем к установке трансформатор тока ТПЛК 10УЗ-0,5/10Р, U_Н = 10 кВ, Z_2Н = 1,2 Ом, t_тер = 3 с, I_Н1 = 1000 А, к_тер = 27.

Допустимое сопротивление проводов

, (6.10)

где - удельное сопротивление материала. Для алюминия = 0,0283 Ом/мм² ;

l – расчетная длина приблизительно равная для подстанции 75 м;

g – сечение соединительных проводов.

Ом.

Сопротивление контактов, принимается равным при числе приборов больше 3 – 0,1 Ом.

Сумма вторичных сопротивлений равна r₂ = r_приб + r_пр + r_к = 0,26 + 0,53 + + 0,1 = 0,89 Ом.

Условие Z₂ £ Z_2Н выполняется.

Сравнение остальных условий приведены в табличной форме.

Таблица 6.8 - Расчетные и каталожные данные по выбору трансформатора тока

На отходящих фидерах к установке приняты трансформаторы тока ТПЛ-10-0,5/10р, которые встраиваются заводом изготовителем ячейки КРУ.

Трансформаторы напряжения предназначены для питания включенных параллельно катушек измерительных приборов, релейной защиты и приборов контроля изоляции.

Таблица 6.9

На стороне 10 кВ РУ закрытой установки, выбираем пятистержневой трансформатор напряжения НАМИ-10; U_Н = 10 кВ, S_Н2 = 120 ВА в классе точности 0,5.

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения 1 секции приведен в таблице 6.10.

Таблица 6.10 – Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 1 секции

ВА (6.11)

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду имеют мощность 3´120=360 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформаторов напряжения на остальных секциях аналогичен.

Для защиты трансформатора напряжения выбираем предохранитель ПКТ-10.

6.4 Выбор элементов системы электроснабжения

предприятия элеватор 2 цех – МИС

Сечение жил кабелей напряжением 0,38 кВ выбираем по нагреву длительным током

, (6.12)

где - поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей.

Рассчитанный ток для питания РП1 рабочего здания стендов (РЗС) составляет 748,46 А. Питание осуществляется двумя кабельными линиями. токовая нагрузка на один кабель = 748,46/2=374,2 А. Так как с увеличением сечения величина охлаждающей поверхности приходящейся на единицу сечения уменьшается, условия охлаждения ухудшаются. Учитывая это, вместо одного кабеля прокладывают два (всего четыре), питающихся из одного автомата. Для кабеля марки АВВГ, предполагаемого к установке сечением 3´185´1´95, длительно длительно допустимый ток составляет 345 А. При замене его на два кабеля той же марки сечением рабочих жил 120 мм² , длительно допустимый ток с учетом поправочного коэффициента составит I=2´270´0,8=432 А.

Аналогичный расчет проводим для всех линий. Данные расчетов заносим в таблицу 6.11.

Проверим выбранные проводники по потере напряжения согласно формуле:

(6.13)

где - длина участка линии, км;

- реактивное сопротивление, Ом/км;

x – индуктивное сопротивление проводника, Ом/км;

cos j - коэффициент мощности.

Потеря напряжения в линиях ТП-РП1 составит

В.

Аналогичный расчет проведем для всех питающих линий. Результаты расчетов в таблице 6.11.

На основании расчетных данных таблицы делаем вывод, что потери напряжения на линиях ТП до наиболее удаленного электроприемника в пределах 5%, что соответствует норме [5].

Выбор защитной аппаратуры. На отходящих от щитов низшего напряжения трансформаторной подстанции линиях приняты к установке автоматические выключатели серии АВМ.

Произведем расчет автоматического выключателя, установленного на линии ТП-РП1. Расчетный длительный ток на два присоединяемых кабеля I _р = =187,15 × 2 = 374,3 А. Выбираем электромагнитный расцепитель автоматического выключателя АВМ-4И на 400 А из условия I _н.а. =400 А > I _д.н. =374,3 А.

Кратковременную токовую нагрузку определяем из условия пуска двигателя привода нории мощностью 75 кВт,

I _пуск = I _н; (6.14)

I _двиг = 133×5 = 665 А;

I _дл = I _р – I _дв (6.15)

I _дл = 374,32 – 133 = 241,32 А;

I _кр = I _пуск + I _дл = 241,32 + 665 = 906,32 А (6.16)

Выбираем ток срабатывания 1600 А по шкале независимой от тока характеристики (отсечка с выдержкой време6ни), устанавливаем невозможность срабатывания автоматического выключателя при пуске двигателя 75 кВт.

I _ср.эл = 1,25 I _р (6.17)

1600 А > 1,25 × 906,32 = 1133 А.

Выбираем ток срабатывания 400 А по шкале, зависящей от тока характеристики. Для сетей, не требующих защиты от перегрузки, при токе срабатывания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависимой от тока характеристикой

I _ср.эл = 400 А и К_защ = 0,66;

I _доп = К_защ I = 0,66 × 400 = 264 А (6.18)

Таблица 6.11 – Выбор кабельных линий

Таблица 6.12 - Расчет автоматических выключателей

Условие выполняется. В распределительных пунктах ПР1 и ПР2 устанавливаем выключатели типа А-3700. Расчет уставок выключателей А-3700 аналогичен выше приведенному. Данные расчетов приведены в таблице 6.12.

Определяем расчетные токи продолжительных режимов.

А (6.19)

Определяем максимальный ток с учетом коэффициента перезагрузки

А (6.20)

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции. принимаем двухполосные шины 2(60´10) мм² ; I _доп = 2010 А.

По условию нагрева в продолжительном режиме шины проходят I_max = 1139 А < Iдоп = 2010 А.

Проверим шины на термическую стойкость по формуле

мм² , что меньше принятого сечения.

Проверим шины на механическую прочность. Определим пролет l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

(6.21)

откуда (6.22)

Если шины положены на ребро, а полосы в пакеты жестко связаны между собой, то по формуле:

J = 0,72b ³ h = 0,72 × 1 × 6 = 4,32 см⁴ , (6.23)

тогда (6.24)

м.

Если шины на изоляторах расположены плашмя, то

см⁴ (6.25)

м²

l < 1,22 м.

Этот вариант расположения шин на изоляторах позволяет увеличить длину пролета до 1,22 м, т.е. дает значительную экономию изоляторов.

Принимаем расположение пакета шин плашмя, пролет 1,2 м, расстояние между фазами а=0,8 м.

Определяем расположение шин между прокладками по формуле:

(6.26)

(6.27)

где = 7× 10⁶ , модуль упругости материала шин;

см⁴ (6.28)

- коэффициент формы;

= 2b = 2 см.

Массу полосы m _п на 1 м определяем по сечению g , плотности материала шин (для алюминия 2,7 × 10³ кг/см³ ) и длине 100 см.

m _п = 2,7 × 10³ × 6× 1 × 100 = 1,62 кг/м,

тогда

м

м.

Принимаем меньшее значение = 0,51 м, тогда число прокладок в пролете равно

(6.29)

принимаем = 2.

При двух прокладках в пролете расчетный пролет равен

м (6.29)

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

Н/м (6.30)

где = 10 мм.

Напряжение в материале полос определяем по формуле

МПа (6.31)

где = момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия

см³ (6.32)

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз определяем по формуле:

МПа (6.33)

где - момент сопротивления пакета шин.

см³ (6.34)

МПа, что меньше s _доп = 75 МПа. Таким образом, шины механически прочны.

Выбираем опорные изоляторы ОФ-10-2000УЗ F _разр = 20000 Н. Сила, действующая на изолятор равна

(6.35)

где a – расстояние между осями полос

а = а_п = 26 = 2×0,01 = 0,02

- поправочный коэффициент на высоту шины, принимаем равным 1,03 ().

Н < 0,6F _разр = 0,6× 20000 = 12000 Н.

Проходной изолятор выбираем такого же типа.

7 Выбор трансформатора СН

Мощность трансформатора собственных нужд (СН) выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента разновременности К_р . Мощность трансформаторов СН на подстанциях без постоянного дежурного персонала должна удовлетворять требованию

(7.1)

По установленной мощности определяем нагрузку собственных нужд. Расчет производим в табличной форме, данные заносим в таблицу 7.1.

Расчетная нагрузка при коэффициенте спроса R_c = 0,75

кВА (7.2)

при отключении одного трансформатора ТМ-63 кВА (приняли к установке два) второй будет загружен на 123,68/63 = 1,92 или 92%, что недопустимо. Принимаем к установке два трансформатора ТМ-100.

Загрузка в аварийном режиме 24%, что удовлетворяет требовании. ПУЭ.

Таблица 7.1 – Нагрузка собственных нужд подстанции

8 Выбор защиты и автоматики

Трансформаторы подстанции подключены к ВЛ через выключатели, с помощью которых поврежденный трансформатор должен отключиться от сети в безтоковую паузу. Отключение осуществляется с помощью защиты трансформатора, реагирующей на к.з. в зоне ее действия, вызываемое отключением короткозамыкателя на стороне высшего напряжения трансформатора.

В качестве релейной защиты принимаются следующие виды защиты: продольная дифференциальная, газовая, максимальная токовая с пуском по напряжению, максимальная токовая от токов, обусловленной перезагрузкой.

Дифференциальная защита выполнена на реле ДЗТ-11, которое благодаря наличию тормозной обмотки обеспечивает несрабатывание защиты от токов небаланса от внешних к.з. Первичный ток срабатывания защиты с реле ДЗТ определяют только по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Расчет защиты приведен в таблице.

Относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения по стороне ВН, принята равной половине суммарного диапазона регулирования напряжения. Е = 0,1 – полная погрешность трансформаторов тока.

tg j - тангенс угла наклона к горизонтальной оси касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле, соответствующей минимальному торможению. Для ДЗТ-11 tg a=0,87. Наименьший коэффициент чувствительности продольной дифференциальной защиты трансформаторов должен быть около двух.

Таблица 8.1 – Расчет продольной нагрузки дифференциальной защиты трансформатора ТРДН 25000/110

Газовая защита. При повреждении внутри бака трансформатора происходит выделение газа за счет разложения масла и изолирующих материалов. При большом количестве газа, выделяющегося в течение малого времени, резко увеличивается давление в баке. Масло приходит в движение и вытесняется из бака в сторону расширителя.

Таким образом, появление газа, увеличение давления или движение масла может явится критерием, позволяющим определить факт повреждения.

Газовую защиту выполним с помощью реле В₁ =80/0 с двумя пластмассовыми поплавками. Реле имеет сигнальный и комбинированный отключающий орган из двух элементов – поплавкового и лопастного, установленного поперек оси маслопровода. К подвижным элементам прикреплены постоянные магниты, поворот которых приводит к замыканию магнитоуправляемых контактов. Кроме того, в баке РПН дополнительно устанавливаем струйное реле URF 25/10, у которого имеется только один отключающий элемент в виде пластины. Источником оперативного тока для газовой защиты выбираем ТСН.

Максимальная токовая защита (МТЗ). Защита устанавливается со стороны основного питания.

Кратковременные перегрузки по току приводят к необходимости загрублять МТЗ. Одним из критериев, по которому режим перегрузки можно отличить от режима к.з. является разная степень снижения напряжения на шинах подстанции. Пр к.з. снижение напряжения является большим. В схеме защиты применена схема с комбинированным пуском от реле обратной последовательности и минимального реле напряжения (шина РНФ-1м). Ток срабатывания МТЗ отстраивается от тока нагрузки в нормальном режиме

, (8.1)

где К_Н – коэффициент надежности, для РТ-40, К_Н = 1,1;

К_В – коэффициент возврата реле, К_В = 0,8;

К_с.з. – коэффициент самозапуска нагрузки, К_с.з. = 1;

I _раб – рабочий ток линии после устранения к.з.,

А.

Расчетный ток срабатывания реле

, (8.2)

где К_сх – коэффициент схемы. При соединении трансформаторов тока в треугольник К_сх = ;

n _т – коэффициент трансформации, n _т = 60.

А.

Напряжение срабатывания фильтра реле обратной последовательности РНФ-1м выбираем из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме.

кВ (8.3)

В (8.4)

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяем из условия обеспечения возврата реле после отключения внешнего к.з. по выражению

, (8.5)

, (8.6)

где U_min – минимальное напряжение в месте установки трансформатора.

, (8.7)

кВ,

кВ,

В.

Защита от перегрузки. Для защиты от перегрузки предусматриваем максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Максимальную токовую защиту устанавливаем на каждой расщепленной обмотке трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяем по выражению

, (8.8)

где К_В – коэффициент возврата, К_В = 0,85;

К_Н – коэффициент надежности, К_В = 1,05.

А

Ток срабатывания реле определим по выражению

, (8.9)

А

9 Технико-экономический расчёт

9 .1 Организация и управление энергохозяйством

Энергохозяйство промышленного предприятия (ПП) представляет собой вспо­могательный и обслуживающий участок ПП, являющийся элементом энергетической системы, совокупностью процессов производства, преобразования, распределения и по­требления всех видов энергоресурсов. Кроме этого энергохозяйство призвано осуществ­лять ремонт, эксплуатацию и монтаж энергетического оборудования. В производствен­ном отношении энергохозяйство ПП можно подразделить на следующие элементы: об­щезаводское и цеховое.

Правильная организация и деятельность энергохозяйства при квалифицирован­ном управлении способна повысить эффективность производства следующими спосо­бами:

- снижение затрат на энергоснабжение,

- улучшение использования энергоустановок,

- экономия и рациональное использование энергоресурсов.
Цели управления деятельностью энергохозяйства:

- надёжное и экономичное снабжение производства всеми необходимыми ви­дами энергии в потребном количестве,

ремонтно-эксплуатационное обслуживание,

- монтаж и наладка оборудования,

- комплексная механизация и автоматизация производственных процессов,

- рациональное использование энергоресурсов.

Производительность труда и затраты производства зависят непосредственно от характера разделения труда внутри энергохозяйства и его производственной структу­ры, которая должна быть динамичной и изменяться в соответствии с развитием пред­приятия.

Единое руководство необходимое для нормального функционирования предпри­ятия с большим количеством разнообразных энергоустановок осуществляется главным энергетиком и возглавляемым им отделом главного энергетика (ОГЭ), а непосредствен­но на местах руководством цехов.

ОГЭ работает в тесном взаимодействии с отделами капитального строительства, главного механика, технолога и т.д.

Главный энергетик, непосредственно руководящий ОГЭ, осуществляет также техническое и методологическое руководство службами цеховых энергетиков, надзор за эксплуатацией оборудования и использованием на предприятии энергоресурсов. При этом он руководствуется действующим законодательством, приказами, указаниями ми­нистерства энергетики, ПТБ, ПУЭ и т.п. Обычно главный энергетик назначает двух за­местителей, которые осуществляют техническое и оперативное руководство.

В данной работе ставится целью провести приближённый экономический расчёт системы электроснабжения завода на напряжении выше 1000 В.

9.2 Определение капитальных вложений

Капитальные затраты в систему электроснабжения имеют следующие составные элементы [17]:

(9.1)

где K_ЛЭП – капиталовложения на сооружение линий электропередач (воздушных или кабельных),

К_КТП – капиталовложения на установку трансформаторных подстанций, распределительных устройств управления, релейной защиты и автоматики (ОРУ, ЗРУ, КРУН),

К_ВА – капиталовложения на установку высоковольтной аппаратуры.

Таблица 9.1 - Расчет капиталовложений по проекту

9.3 Определение годовых эксплуатационных издержек

Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:

, (9.2)

где И_А - ежегодные амортизационные отчисления капитальных затрат,

, (9.3)

где р_{А i} – норма амортизационных отчислений для i-х элементов системы электроснабжения (р_А.ГПП =9,4%, р_А.КТП =10,4%, р_А.КРУ =6,3%, р_А.КЛЭП =2,4%),

К_i – капиталовложения на сооружение i-х элементов системы электроснабжения (таблица 9.1):

;

И_ЭР - издержки на текущую эксплуатацию и ремонт сетей и электрооборудования,

, (9.4) где р_{ЭР i} – норма отчислений на эксплуатацию и ремонт для i-х элементов системы электроснабжения (р_ЭР.ГПП = 3%, р_ЭР.КТП = 4%, р_ЭР.КРУ = 2%, р_{ЭР.КЛЭП} = 1,5%):

;

С_Э - стоимость потерь электроэнергии в сетях и оборудовании:

, (9.5)

где ∆W - потери электроэнергии:

, (9.6)

где ∆W_Т – потери в трансформаторах ГПП:

, (9.7)

где ∆Р_ХХ – активные потери холостого хода (∆Р_ХХ =18 кВт),

Т – время работы приемника (Т = 8760 ч.),

∆Р_КЗ – активные потери короткого замыкания (∆Р_КЗ =85 кВт),

t – время максимальных потерь (t=3000ч),

∆W_С – потери энергии в распределительных сетях:

, (9.8)

где р_С - потери в электрических распределительных сетях (р_С =6%: 4% - в сетях 10 кВ, 2% - в сетях 0,4 кВ),

W_год – годовое потребление электроэнергии:

, (9.9) где Р_Р – расчётная мощность предприятия (Р_Р =29108 кВт),

;

∆W_С.Н. – расход электроэненргии на собственные нужды:

, (9.10) где Р_С.Н. – мощность потребителей собственных нужд подстанции (Р_С.Н. =345 кВт),

- удельная стоимость потерь электроэнергии (при Т_М =5000 ч., t=3000ч. удельная стоимость потерь составляет = 0,19 руб./кВт·ч)

.

Таблица 9.2 - Расчёт ежегодных отчислений

9.4 Определение численности обслуживающего персонала

Планирование использования рабочего времени осуществляется составлением балансов рабочего времени отдельно по группам рабочих [17].

Таблица 9.3 - Баланс использования рабочего времени рабочего

Для расчета номинального фонда рабочего времени в часах необходимо учитывать:

• продолжительность смен при пятидневной рабочей неделе 8 ч, каждая восьмая суббота становится рабочим днем,

• продолжительность смен при шестидневной рабочей неделе 7 ч, в выходные и праздничные дни - 6 ч.

Для расчета численности ремонтно-эксплуатационного персонала необходимо определить трудоемкость ремонтных работ на основе нормативов системы. Эта система ориентирована на проведение капитального и текущего ремонтов, работ по техническо­му обслуживанию оборудования [17].

Нормативы трудоемкости ремонтов заносят в таблицу с учетом поправочных ко­эффициентов по условиям эксплуатации оборудования. Годовая трудоемкость на груп­пы оборудования определяется путем умножения единиц оборудования на количество ремонтов и трудоемкость одного ремонты.

Годовую трудоемкость капитального Т_КР и текущего Т_Т р ремонтов, осмотров Т_о и нерегламентированного технического обслуживания Т_то рассчитывают на основе нормы текущей трудоемкость по формулам:

, (9.11)

, (9.12)

, (9.13)

, (9.14)

где n - количество единиц оборудования,

m_КР , m_ТР , m_О - соответственно количество капитальных, текущих ремонтов и осмотров в году:

, (9.15)

где m_i – количество i-ой (одной из приведённых выше) работы,

с_i – межосмотровый период или ремонтный цикл i-го вида работ,

k_слО , k_слТО – коэффициенты сложности осмотров и технического обслуживания соответственно,

t_КР , t_ТР – норма трудоемкости капитального и текущего ремонтов,

k_см – коэффициент сменности обслуживающего персонала.

Расчёт трудоёмкости представлен в таблице 9.3.

Т_{Р å} = 0,5·Т_КР +1,5·(Т_ТР +Т₀ +Т_Т0 ), (9.16)

Т_{Р å} =0,5·1832+1,5·(2199+5892+13410)=33167,5 чел.·ч.

Приближённо списочная численность ремонтно-эксплуатационного персонала рассчитывается по формуле:

, (9.17)

где k_ВН – коэффициент выполнения норм, принимаем равным 1,1,

Т_Н ^Р-Э – годовой номинальный фонд времени рабочего ремонтно-эксплуатационного персонала (по таблице 9.3 принимается равным 2072),

k_И ⁱ – коэффициент использования рабочего времени (по таблице 9.3 принимается равным 0,87).

Определяем численность эксплуатационного (Ч^Э ) и ремонтного (Ч^Р ) персонала в отдельности:

(9.18)

(9.19)

Таблица 9.3 - Расчёт годового объёма ремонтных работ