Электроснабжение блока ремонтно-механических цехов металлургического производства

Электроснабжение завода.docx

Системой электроснабжения называется комплекс устройств предназначенных для производства передачи и распределения электроэнергии.
Сложность вопросов проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий заключается в оптимальном рациональном и эффективном решении этой проблемы. Именно комплексное решение данной задачи в совокупности с необходимыми требованиями и стандартами электроснабжения позволяют экономически и технически грамотно работать всему предприятию.
Одними из самых прогрессивных мер являются мероприятия по сбережению энергоресурсов и следовательно уменьшению энергоемкости выпускаемой продукции что приводит к снижению её себестоимости и повышению конкурентоспособности. Оптимальное сочетание экономических и технических решений при проектировании систем электроснабжения совместно с внедрением энергосберегающих технологий есть наиболее существенная мера решения этой задачи.
Качество электроэнергии в нашей энергосистеме часто не удовлетворяет нормам установленным ГОСТ. В этом повинны предприятия на которых не всегда соблюдаются правила устройств электроустановок а также не применяются технические решения по уменьшению влияния электроприемников (полупроводниковые преобразователи вентильные электроприводы дуговые печи и т.д.) на качество электроэнергии.
Технически правильное решение при создании систем электроснабжения исключает появление недопустимых отклонений параметров электроэнергии (падение напряжения) неравномерное распределение токов по фазам удорожание ремонтных монтажных и эксплуатационных работ. Все это влияет на производительность предприятия и качество продукции.
Проект электроснабжение предприятия должен учитывать возможность дальнейшего развития и укрупнения производства и связанного с этим увеличения потребляемой мощности.
Основной целью задания ставится закрепление полученных на протяжении всего курса обучения знаний получение опыта проектирования системы электроснабжения конкретного предприятия и подготовка к выполнению дипломного проекта.
Расчет электрических нагрузок
1 Краткая характеристика потребителей
В основном потребителями электрической энергии являются приемники трехфазного переменного тока частотой 50 Гц напряжением 038 кВ. По обеспечению надежности электроснабжения все потребители электроэнергии делятся на потребителей II III категорий. Краткая характеристика потребителей электроэнергии приведена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Краткая характеристика потребителей электроэнергии.
Цех электрооборудования
Склад готовой продукции
2 Краткая характеристика среды производственных помещений
В ПУЭ приведена следующая классификация помещений: сухими считают помещения с относительной влажностью воздуха не превышающей 60%; нормальными помещения в которых отсутствуют сырость высокая температура воздуха отложения пыли; влажными помещения в которых относительная влажность воздуха колеблется в пределах 60 – 70%; сырыми более 75%; особо сырыми (стены пол потолок покрыты влагой) близка к 100%; жаркими в которых температура воздуха длительно превышает 35 или кратковременно 400С; пыльными если воздух помещений содержит проводящую пыль что приводит к снижению сопротивления изоляции и создает опасность пробоя через слои пыли; с химически активной средой помещения в которых имеются пары или отложения агрессивных веществ разрушающе действующие на изоляцию и токопроводящие части электрооборудования.
Краткая характеристика среды производственных помещений приведена в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Краткая характеристика среды производственных помещений.
3 Определение расчетных нагрузок цехов
Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия производится по методу коэффициента спроса.
Для определения расчетных электрических нагрузок цеха необходимо знать :
РУСТ. - установленную мощность цеха;
КС –коэффициент спроса данной характерной группы приемников
принимается по справочным материалам [1];
tg – соответствует характерному для данной группы приемников
cos определяемому по справочным материалам [1].
Расчетная активная мощность цеха РР кВт и реактивная мощность QP кВар определяются по формулам:
где РР – расчетная активная мощность цеха кВт;
КС – средний коэффициент спроса принимаемый по справочным
tgφ – соответствует характерному для данной группы
приемников данного цеха cosφ определяемому по справочным
Для примера приводится расчет электрических нагрузок механического цеха №1 (1):
РР= 05 · 3200 = 1600 кВт;
QP= 960 · 088 = 1408 кВар
Для расчета осветительной нагрузки цеха необходимо знать площадь этого цеха:
F = 242·76 = 18392 м2
Далее по справочным материалам берется удельная мощность освещения РУД.О. (Втм2)
Номинальная мощность осветительной нагрузки определяется:
РН.О.= F · РУД.О.(1.4)
РН.О.= 18392 0014 = 2575 кВт.
Коэффициент спроса освещения выбирается из справочных материалов [1] в зависимости от характера производимых работ в цехе.
Определяем активную расчетную осветительную нагрузку:
РР.О.= РН.О.· КС.О (1.5)
РР.О.= 2575 · 095 = 2446 кВт.
Реактивная расчетная осветительная нагрузка:
QP.O.= PP.O · tgφ0 (1.6)
где tg φ0– нормативный tgφ осветительной нагрузки зависящий от вида освещения для ДРЛ tgφ0 = 033.
QP.O.= 2446· 033 = 8072 кВар.
Далее определяем полную расчетную нагрузку по цеху:
По остальным цехам расчет производим аналогично по формулам 1.1 – 1.6 и все данные расчета сводим в таблицу 1.3 1.4 «Определение электрических расчетных нагрузок цехов завода».
В графе «Всего по заводу» подводятся суммарные показатели по: РР QP PP.O QP.O.
Таблица 1.3-Определение электрических расчетных нагрузок цехов
Наименование потребителей
4 Определение расчетной нагрузки предприятия в целом
Полная расчетная мощность предприятия определяется по расчетным активным и реактивным нагрузкам цехов с учетом расчетной нагрузки освещения территории предприятия потерь мощности цеховых подстанций и ГПП при ее сооружении с учетом компенсации реактивной мощности.
Определяем полную расчетную нагрузку потребителей завода:
где соответственно активная расчетная силовая и
осветительная нагрузка кВт;
соответственно реактивная расчетная силовая и
осветительная нагрузка кВар.
Так как потребителей выше 1000 В в цехах завода не задано то:
Так как трансформаторы цеховых ТП ещё не выбраны то потери мощности в них определяются приближенно:
Таблица 1.4 – Определение электрических расчетных нагрузок цехов
Осветительная нагрузка
Силовая и осветительная нагрузка
РТ = 002·S` = 1090961· 002 = 21819 кВт;(1.9)
QT = 01·S` = 1090961· 01 = 109096 кВар. (1.10)
На сборных шинах приемного пункта необходимо учесть компенсацию реактивной мощности компенсирующими устройствами т.е. приведение номинального tgφ к величине равной 033.
tgφЕСТ.на сборных шинах приемного пункта электроэнергии определяется:
где РР QP - соответственно активная и реактивная нагрузка на
шинах высокого напряжения кВт; кВар;
ТМ.А ТМ.Р – соответственно число часов использования
максимальной активной и реактивной мощности час.
Согласно источнику [2] ТМ.А.= 4370 часов ТМ.Р.= 3200 часов.
РР = (РР ) · КР.М + РР.О +РТ(1.12)
где РP – активная расчетная силовая нагрузка в целом по заводу;
КМ.Р. – коэффициент разновременности максимальных нагрузок
QP = (QP ) · KP.M + QP.O + QT (1.13)
где QP – реактивная расчетная силовая нагрузка в целом по заводу.
Необходимую мощность компенсирующих устройств определяем по формуле:
QК.У.= РС.Г ·( tgφЕСТ. – tgφН)(1.14)
где РС.Г. – среднегодовая активная мощность завода;
где ТГ – число рабочих часов в году на данном предприятии
В качестве КУ принимаем батареи статических конденсаторов (БСК).
УКРМ-63 (105)-3150-450 QК.У = 3150 кВар
Определяем нескомпенсированную мощность которая передается заводу – QНЕСК. квар.
QНЕСК. = QP - QК.У. = – 3150= 423115 кВар.
Определяем потери активной мощности в компенсирующих устройствах:
РК.У.= 0002QК.У (1.16)
РК.У.= 0002QК.У.=0002 3150 = 63 кВт
Определяем активную и реактивную мощности с учетом потерь и компенсации реактивной мощности в компенсирующих устройствах:
Р = РР + РК.У (1.17)
Р = РР + РК.У. = + 63 = 852263 кВт
Q = QP - QК.У. = QНЕСК. (1.18)
Q = QP - QК.У. = QНЕСК. = -3150=423115 кВар.
Определяем полную мощность с учетом компенсирующих устройств:
Определяем приближенные потери мощности в трансформаторах ГПП:
РТ` = 002SP` = 002 951514= 1903 кВт;
QT` = 01 SP` = 01 951514= 95151 кВар.
Полная расчетная мощность завода с учетом потерь в трансформаторах ГПП определяется по формуле
5 Картограмма нагрузок и определение центра электрических нагрузок
Для определения местоположения ГПП или ГРП на генеральный план завода наносится картограмма нагрузок которая представляет собой окружности площади которых в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносится своя окружность центр которой совпадает с центром цеха.
Главную понизительную подстанцию и цеховые подстанции необходимо располагать как можно ближе к центру нагрузок так как это позволит приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность как распределительных сетей высокого напряжения так и цеховых сетей низкого напряжения уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.
Силовая нагрузка изображается отдельными окружностями.
Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга соответствующего цеха где угол сектора определяется:
Радиус окружности силовой нагрузки определяется из формулы:
где - масштаб кВтсм (принимаем 0288 кВтмм2).
При построении картограммы нагрузок отдельных цехов предприятий центры окружностей совмещают с центрами тяжести геометрических фигур изображающих отдельные цеха с сосредоточенными нагрузками.
На основании построенных картограмм находят координаты условного центра электрических нагрузок цеха.
Все расчеты по определению центра электрических нагрузок сведены в таблице 1.5.
Таблица.1.5 - Построение картограммы эл.нагрузок ЦЭН
Вывод: Координаты условного центра электрических нагрузок показаны на генеральном плане (графическая часть ДП – лист 1)
Схема внешнего электроснабжения
1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Электроснабжение рассматриваемого завода осуществляется от подстанции энергосистемы. На заводе преобладают потребители I II категорий по бесперебойности электроснабжения.
Питающие линии выполняются воздушными так как завод находится от источника питания на расстоянии 8 км.
В случае сооружения ГПП предусматривается установка двух трансформаторов связи с энергосистемой.
Выбор мощности трансформаторов ГПП производим по расчетной мощности предприятия с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов.
Коэффициент загрузки трансформатора для двухтрансформаторных подстанций в нормальном режиме должен быть в пределах 07 08 не более; послеаварийная загрузка не более 14.
Полная расчетная мощность завода равна: 183476 кВ·А.
где n – количество трансформаторов шт;
SНТ –номинальная мощность одного трансформатора кВА;
SР - полная расчетная мощность завода кВА.
Рассмотрим вариант установки трансформаторов с номинальной мощностью 16000 кВА каждый. Загрузка трансформатора в нормальном режиме определяется по формуле:
В послеаварийном режиме(отключен один трансформатор) по формуле:
При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе с учетом допустимой 40% аварийной перегрузки сможет пропустить мощность определяемую по формуле:
SНТ = 14 16000 =22400 кВА > 1013781кВА.
Устанавливаем на ГПП два трансформатора мощностью 16000 кВА. Устанавливаем два трансформатора типа ТДН-16000110
2 Расчет схемы внешнего электроснабжения на U= 110кВ
Электроэнергия передается от подстанции энергосистемы до ГПП завода напряжением 110 кВ. На ГПП завода понижается до 10 кВ с последующим распределением электроэнергии внутри предприятия по отдельным цехам.
Предварительно выбираем головные выключатели (Q1 и Q2) по номинальным данным:
Рабочее напряжение схемы питания 110 кВ максимально рабочий ток (расчетный ток форсированного режима) линии определяется из условия что в аварийном режиме одна линия полностью обеспечит нагрузку завода (Sр) то есть
Для определения мощности отключаемой выключателями Q1 и Q2 намечаем расчетную точку короткого замыкания:
Рисунок 2.1 – Схема замещения точки К-1.
Все сопротивления приводятся к базисной мощности:
Сопротивление системы в относительных базисных единицах:
Мощность отключаемая выключателями (Q1 и Q2):
C учетом принятых условий определяем базисный ток IБ кА:
Находим ток короткого замыкания в (.) К-1; IК.З. кА:
Определяем расчетные токи нормального и аварийного режимов работы:
Ток отключаемый выключателями:
Рисунок 2.2 - Схема электроснабжения на U = 110 кB
Выбираем элегазовый колонковый выключатель: ВГТ-110II-402500;
Цена: 1110 тыс.у.д.е. [Л1];
Uн = 110 кВ; IН.ДЛ. = 2500 А; IН.ОТК. = 40 кА.
Данный выключатель соответствует расчетным условиям.
Питающие линии выполнены проводами марки АС выбор сечения провода производим по техническим условиям.
) По нагреву расчетным током
По условию допустимого нагрева для нормального (рабочего) режима принимаем сечение провода SН. = 70 мм2 с IДОП. = 265 А. Л-1.
Проверяем выбранное сечение по условиям послеаварийного режима работы:
) По условиям коронирования проводов принимаем минимально допустимое сечение: SК. = 70мм2.
) Минимальное допустимое сечение по механической прочности:
) По нагреву током короткого замыкания сечение воздушной линии (SТУ) не выбирается.
) По допустимой потере напряжения проверяется в нормальном и аварийном режиме работы выбранные сечения SU = 70 мм2.
где ДОП. – допустимая длина линии км;
U1% - длина линии на 1% потери напряжения км;
UДОП. – допустимая потеря напряжения в линии %;
- действительная длина питающей линии км.
UДОП. = 5%; UДОП.АВ. = 10%; U1% = 53 км - Л-2; = 6 км
То есть принятое сечение SU = 70 мм2 удовлетворяет величинам допустимых потерь напряжения в нормальном и аварийном режимах работы линии.
Таким образом минимально допустимое сечение линии по техническим условиям является сечение 70 мм2 т.е.
) Выбор сечения провода по условиям экономической целесообразности.
где IР – расчетный ток;
JЭ – экономическая плотность тока; Л-3 при продолжительности
использования максимума нагрузки 4370ч.
Полученное в результате сечение округляется до ближайшего стандартного SЭ = 70 мм2.
Определение экономически целесообразного сечения проводим на основе технико-экономических расчетов в следующей последовательности:
Принимаем несколько стандартных сечений выше принятого т.е. 7095120 мм2.
2.3 Определение экономически целесообразного сечения линии
Капитальные затраты на линию.
где С – стоимость 1 км воздушной двухцепной линии АС-70 на
типовых железобетонных опорах тыс.у.д.екм. Л-3;
С0 = 178255тыс.у.д.е.;
- действительная длина питающей линии км;
n – количество вводов на завод шт.;
КЛ. = 6 178255 2 = 213906 тыс.у.д.е.
Ежегодные эксплуатационные расходы.
СЭЛ. = СПЛ + СИЛ (2.5)
где СПЛ – стоимость потерь электроэнергии в линиях тыс.уегод.
СИЛ – стоимость отчислений на износ тыс.уегод.
Действительные потери в линиях:
РД. = РДОП. Кз2 n (2.6)
где РДОП. – потери мощности в линии при длительно допустимой токовой нагрузке кВткм. Л-1;
КЗ. = IРIДОП. = SРSДОП – коэффициент загрузки линии;
IР – расчетный ток линии в нормальном режиме работы А;
IДОП – длительно допустимое токовая нагрузка А.
КЗ = 2866 265 = 0108; Кз2 = 01082 = 0012;
РД. = 125 0012 6 2 = 18 кВт.
Действительные ежегодные потери электроэнергии в линиях:
где - действительное число часов работы предприятия или цеха
ЭПЛ. = 18 491436 = 8845848 кВтчгод
Стоимость ежегодных потерь электроэнергии в линиях:
где Со – стоимость 1кВтч электроэнергии уекВтч;
СПЛ = 4058845848= 358256844= 358257 т.у.д.егод.
Стоимость отчислений на износ:
где Л = 20% – ежегодные отчисления на износ для линий Л-2;
СИЛ = 002 213906 = 427812 тыс.у.д.егод.
Ежегодные эксплуатационные расходы составляют:
СЭЛ = СПЛ + СИЛ = 95881 + 427812= 523693 тыс.у.д.егод.
Годовые расчетные затраты линии:
ЗЛ = СЭЛ + 0125КЛ (2.11)
ЗЛ = 523693+ 0125 213906 = 3197518 тыс.у.д.е год.
Расход цветного металла:
где gАЛ = 172 – вес 1 км провода АС-70 ткм Л-1;
GАЛ = 172 6 2 = 2064 т.
Аналогично производим расчеты для остальных сечений линии определяем экономически целесообразное.
Результаты расчетов сводим в таблицу 2.1 2.2.
Анализ данных таблицы 2.1 2.2 показывает что в зависимости ЗЛ=f (ST) наиболее экономичным является сечение 95 мм2. На основании расчетов в качестве окончательного принимаем сечение 95 мм2.
Таблица 2.1 – Определение экономически целесообразного сечения
Исходные данные для расчёта (на одну линию)
Таблица 2.2 - Определение технико-экономических показателей питающих линий
Расчётные данные (на две линии)
25 КЛ тыс. у.д.е.год
2.4 Короткозамыкатели отделители и разъединители
Расчетные условия: UH = 110 кВ; IMAX.P =963 A.
Предварительно выбираем короткозамыкатели типа КЗ110М отделители типа ДЗ-1-110600 и разъединители типа РНДЗ-1-110630 которые удовлетворяют условиям выбора.
Выбор электрической аппаратуры аналогичен выбору выключателей (без проверки по току отключения для разъединителя и отделителя и длительному току для короткозамыкателя).
Выбор электрической аппаратуры представлен в таблице 2.3.
Полная стоимость электрической аппаратуры берется из [1] для блока с отделителем и составляет:
СИБ= ОБ КБ = 0035 37= 01295 тыс.у.е.
Таблица 2.3 - Выбор и проверка электрической аппаратуры
Проверяемая величина
Формула для проверки
Номинальные параметры
Номинальный длительный ток А
2.5 Трансформаторы силовые
На ГПП устанавливаем два трансформатора типа ТДН-16000110 с техническими данными:
SH = 16000 кВА; IXX = 085%; UКЗ = 105%;
РХХ = 26 кВт; РКЗ =85 кВт; С0Т = 53 тыс.у.д.е.
2.6 Технико-экономические показатели питающих линий
Стоимость сооружения воздушной линии 110 кВ сечением 95 мм2:
КЛ =213906 тыс.у.д.е. (таблица 2.2)
Стоимость двух камер отходящих линий с выключателями типа МКП-110-3500600 устанавливаемыми в открытом распределительном устройстве 110 кВ с одинарной системой шин на металлоконструкциях:
где СВ = 1110 тыс.у.е. – стоимость выключателя тыс.тенге [2].
КВ = 2 1110=2220 тыс.у.д.е.
Суммарные капитальные затраты:
К = 213906+ 2220 = 236106 тыс.у.д.е.
Эксплуатационные расходы:
Отчисления на износ ячеек с выключателями:
где φОБ – норма амортизации для силового оборудования %
СИВ1 = 0035 2220 = 777 тыс.у.д.е.г.
СЭ = СЭЛ + СИВ = 35868468+ 777 =35876238 тыс.у.д.е.г.
Годовые расчетные затраты:
З1 =35876238+0125 236106 = 361713705 тыс.у.д.е.г.
2.7 Технико – экономические показатели трансформаторов связи с энергосистемой
Стоимость двух вводов с разъединителями и короткозамыкателями устанавливаемых в РУ -110 кВ
СОРУ = 1162 тыс.у.д.е
КОРУ = СОРУ n = 1162 2 = 2324 тыс.у.д.е.
КТ = СТ n =53 2 = 106 тыс.у.д.е.
СОРУ=0035 2324= 08 т.у.д.е
К = КТ + КОРУ2 = 106 + 2324 = 12924тыс.у.д.е.
Приведенные потери мощности в трансформаторах:
Р`T = 2 (Р`ХХ + КЗ2 Р`КЗ)
где Р`ХХ – приведенные потери активной мощности во время
Р`КЗ - приведенные потери активной мощности в меди
трансформатора (потери короткого замыкания) кВт.
где КИП =008 – коэффициент изменения потерь кВтквар.
Р`T =2 (+02 2194)= 8076 кВт;
Ежегодные потери электроэнергии:
ЭТ = 2 (Р`ХХ ТГ + Р`КЗ КЗ2) (2.15)
ЭТ =2 ( 8000+ 02) = 102137301 кВт.чг
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах:
СПТ = ЭТ С0 = 102137301 405 = 413656069.у.д.е.
Стоимость отчислений на износ оборудования ГПП:
СИ = φОБ К2 = 0035 12924 = 452 тыс.у.д.е.
Стоимость ежегодных эксплуатационных расходов:
СЭГПП= СИ + СПТ1= 452+413656069=413656521 тыс.у.д.е.
ЗЭ2ГПП = 0125 К1 + СЭГПП
ЗЭГПП = 0125 12924 + 413656521= 413658136 тыс.у.д.е.г.
Э = ЭЛ + ЭТ =35876238 + 102137301 = 138013539 кВт.чг
К =КЛ+КВ+КОРУ+Кт +КБ =213906+2220+2324+106+37=
Суммарная стоимость ежегодных эксплуатационных отчислений:
С = СИВ + СОРУ + СЭГПП + СБ + СПТ + СИ
С = 777+ 08 + 413656521 +514+413656069+452 =
= 827321406 тыс.у.д.е.
Суммарные годовые расчетные затраты:
З = 0125 К + С = 0125 2374354 + 827321406= 8276182 тыс.у.д.е.
Технико-экономические расчеты внешнего электроснабжения сводим в таблицу 2.4.
Таблица 2.4 - Таблица технико –экономического показателей схемы внешнего электроснабжения
Система внутреннего электроснабжения
1 Предварительный выбор трансформаторов ТП
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения и распределяется между ТП и потребителями электроэнергии до 1000 В. На проектируемом заводе преобладают потребители II категории поэтому цеховые ТП принимаются встроенного типа и выполняются с двумя рабочими трансформаторами. Нормальный режим работы – это раздельная работа трансформаторов с целью уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.
Распределение потребителей электроэнергии между цеховыми трансформаторными подстанциями (ТП) выполнено на основании картограммы нагрузок.
В качестве вариантов внутризаводского электроснабжения принимаем к рассмотрению два варианта размещения ТП. Варианты внутреннего электроснабжения отражены на рисунке 3.1и 3.2.
Номинальная мощность цеховых ТП SHT выбирается по расчетной мощности исходя из условия экономичной работы трансформаторов 6080% в нормальном режиме и допустимой перегрузке 3040% в послеаварийном режиме.
Расчетная нагрузка ТП-1(Суммарная нагрузка механического цеха 1 и механического цеха 2):
Данные для расчета берем из таблицы 1.4.
РР =1844625+257673= 4321355кВт;
QP = 1488726+2093321= 3582047 кВар;
Так как в цехах питающихся от ТП-1 имеются потребители II категории по надежности электроснабжения то данная ТП выполняется двухтрансформаторной.
По величине полной расчетной нагрузки SP намечаем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 6300 кВА каждый.
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:
Загрузка трансформаторов в послеаварийном режиме при выходе из строя одного из рабочих трансформаторов:
Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов других цеховых ТП аналогичен и выполнен в таблице 3.1.
Рисунок 3.1- Первый вариант внутризаводского электроснабжения
Таблица 3.1 - Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов
Потребители электроэнергии
Место располо-жения пункта питания
Рисунок 3.2- Второй вариант внутризаводского электроснабжения
2 Окончательный выбор цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности
В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах и на всех высших ступенях электроснабжения реактивная нагрузка на напряжении до 1000 В компенсируется при помощи компенсирующих устройств на стороне низшего напряжения. Учитывая компенсацию реактивной мощности на напряжении до 1000 В производим окончательный выбор мощности трансформаторов цеховых ТП.
Произведем расчет ТП-1:
Расчетная нагрузка ТП-1 составляет:
Необходимая мощность компенсирующих устройств со стороны низшего напряжения трансформаторов ТП-1 составит:
QКУ = РР × (tgφ – tgφH)(3.1)
где tgH – соответствует нормативному значению cos=095;
tg – соответствует средневзвешенному cosφ.
Далее по [7] выбираем компенсирующие устройства:
Тип- УКБ-038—600-150УЗ;
Установка – внутренняя.
Тип- УКБ-038—450-150УЗ;
Следовательно Q`КУ = 3300 кВАр.
Тогда нескомпенсированная реактивная мощность определяется по соотношению:
QНЕСК. = QP - Q`КУ(3.3)
QНЕСК. = QP - Q`КУ = 3582047– 3300 = 282047 кВАр.
Полная расчетная мощность с учетом компенсации составит:
Выбираем к установке в ТП-1 два трансформатора мощностью по 6300 кВА каждый.
Расчеты для других ТП проводятся аналогично. Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.2.
3 Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети 10 кВ
Расчетные нагрузки распределительной сети определяются по величинам расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП с учетом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности.
Потери мощности в трансформаторах цеховых ТП определяются в зависимости от расчетной нагрузки по формулам:
Для примера произведем расчет ТП-1:
В двух трансформаторах потери составят:
Р2Т = 2 13725 =2745 кВт.
Q2Т = 2 97902= 195804 кВар.
Для других ТП определение потерь в трансформаторах ведется аналогично результаты расчетов сведены в таблице 3.3.
Таблица 3.2- Выбор КУ до 1000 В и окончательный выбор трансформаторов
4 Выбор компенсирующих устройств выше 1000 В и определение расчетных нагрузок линии распределительной сети.
Далее необходимо произвести выбор КУ при напряжении выше 1000 В и определить расчетные нагрузки линий.
В качестве примера произведем расчет линии Л- 1 .
Таблица 3.3 – Определение потерь мощности в трансформаторах
Номинальные данные трансформатора
Линия Л-1 питает ТП-1 от ГПП по двум кабелям; расчетная нагрузка Л- 1 – это расчетная нагрузка со стороны высшего напряжения трансформаторов ТП- 1 т.е.
Р`P = PP + Р2Т (3.8)
Q`P = QP + Q2Т. (3.9)
где PP QP – расчетные нагрузки на шинах низкого напряжения ТП-1.
Р`P1 = 4321355+2445=4345805 кВт
Q`P1 = 282047+195804= 477851 кВАр.
Потребляемая мощность КУ со стороны высшего напряжения трансформаторов ТП-1 находится по формуле:
Q`КУ 1 = Р`Р· (tgφ – tgφH) = 4345805 (011 – 033) = -95607кВАр.
Компенсирующие устройства на стороне высокого напряжения ТП-1 не устанавливаем т.к Q`КУ 1. отрицательное число
Q`НЕСК. = QКУ = 477851 кВАр
Полная расчетная нагрузка линии (Л-1) определяется по формуле:
Расчетный ток в линии составит:
Аналогично определяются расчетные нагрузки для других линий.
Результаты сведены в таблицу 3.4.
Таблица 3.4.- . Выбор КУ выше 1000 В и определение расчетных нагрузок линий.
5 Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов изоляторов и токоведущих частей по условиям короткого замыкания. Расчет производится с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе оборудованием.
Расчет токов короткого замыкания произведем для точки К-1 (Рисунок 3.3).
Расчетная схема и схема замещения представлены соответственно на рисунке 3.4.
Принимаем следующие базисные условия:
Базисная мощность SБ = SС = 1400 МВА
Базисное напряжение UБ = UСР = 105 кВ.
Расчет сопротивлений элементов системы электроснабжения в относительных единицах при базисных условиях.
Сопротивление системы ХС = 08
Сопротивление ВЛ -110 кВ:
ХЛ = Х0 L SБ UH2 (3.10.)
где Х0 = 0434 - реактивное сопротивление 1 км длины линии марки
RЛ = R0 L SБ UH2 (3.11.)
где R0 = 0306 - активное сопротивление 1 км длины линии марки
Сопротивление трансформаторов ГПП:
Сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания К-1 рисунок 3.3 и 3.4
Х = ХС +ХВЛ +ХТГПП = 08+03+918 = 1028 Ом
Имеем R 13 Х следовательно активное сопротивление при расчете токов К.З. не учитываем.
Так как Х > 3 то периодическая слагающая тока короткого замыкания для всех моментов времени одинакова и равна:
IK = It = I = I`` = IБ Х (3.13.)
где IK - ток короткого замыкания кА;
It – значение тока короткого замыкания для момента времени
t =0102 с необходимого для проверки выключателей по
отключаемому току кА;
I - действующее значение установившегося тока К.З.
используемого для проверки термической стойкости
электрических аппаратов шин проходных изоляторов и кабелей
I`` - начальное значение периодической слагающей тока К.З.
Ударный ток короткого замыкания IУД. кА:
где КУ – ударный коэффициент равный 1.8 [Л-3.Рисунок 5-10 стр. ]
Определяем максимальное действующее значение тока К.З.
Мощность трехфазного К.З. для произвольного момента времени:
Рисунок 3.3 – Расчетная схема для определения токов к.з
Рисунок 3.4 – Схема замещения для определения токов к.з
Для дальнейших расчетов необходимо приведенное время промежуток времени в течении которого установившийся ток К.З. выделяет тоже количество тепла которое должен выделить фактически проходящий ток К.З. за действительное время К.З. Приведенное время соответствующее полному току К.З.
tП = tПА + tПП (3.17)
где tПА – приведенное время для апериодической составляющей тока
tПП – приведенное время для периодической составляющей тока
При действительном времени
tД = tРЗ + tСВ (3.18)
где tРЗ –время срабатывания защиты для МТЗ его можно принять
tСВ – время отключения элегазового выключателя LF1-10-630-25УЗ по [Л-2.] для выбранного выключателя – 0048 сек
tД = 09+0048 =0948 сек.
По кривым [Л-2.] в зависимости от tД =0948 сек.
где определяется из соотношения I`` I [Л-2.]
находим tПП = 081 сек
tПА = 005 ()2 = 005 12 = 005 сек.
tП = 005 + 09= 095сек.
Расчетный ток периодической составляющей термической устойчивости Itп (кА) определяется по формуле:
где tПt –время к которому отнесен номинальный ток термической
устойчивости выключателя принимаемое - 10 с [Л-2.]
Расчетная мощность отключения SР.ОТК. мВА:
6 Выбор выключателей конца питающих линий отходящих от ГПП
Выключатели выбирают по номинальному току номинальному напряжению типу роду установки и проверяют по электродинамической термической стойкости и отключающей способности в режиме К.З.
Таблица 3.5 – Выбор и проверка выключателей
Максимальный рабочий ток выключателя (для ТП-1):
Выбираем выключатель: LF1-10-630-25УЗ
Так как промышленностью выпускаются выключатели с номинальным током более 630 А то выключатели линий отходящих от ГПП берем такие же - LF1-10-630-25УЗ
7 Определение сечений кабельной распределительной сети
Распределительная сеть 10 кВ выполняется трехжильными кабелями с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией с прокладкой в траншее.
Выбор сечения кабеля выполняется по техническим условиям.
Выбор сечения кабеля покажем на примере для линии 1 варианта 1.
Линия Л-1 (Вариант 1) предназначена для питания потребителей 2и 3 категории цехов №№12 выполняется двумя рабочими кабелями в целях обеспечения требуемой бесперебойности питания.
7.1По нагреву расчетным током
Расчетный ток нормального режима работы (на два кабеля) равен:
Расчетный ток послеаварийного режима (на один кабель) равен:
Выбираем сечение кабеля по нормальному режиму работы (SН.= 150 мм2) и проверяем его по условиям послеаварийного режима работы:
S = 150 мм2 ; IДОП. = 275 А (при прокладке в траншее двух кабелей) [Л-2].
Условия проверки следующие:
IДОП. = k IДОП. = 09 275 = 2475 А
где IДОП. – допустимый по условиям нагрева ток для кабеля с
алюминиевыми жилами (при прокладке в траншее );
k – поправочный коэффициент на число работающих кабелей
лежащих рядом в земле при расстоянии в свету между ними 100мм
По условиям допустимого нагрева и с учетом возможной перегрузки 30% для кабеля с бумажной изоляцией:
Следовательно имеем:
IДОП. = 13 2475 = 32175 А
IР. IДОП. 12516 А 275 А
IДОП. IР.МАХ. 32175 А 25032 А
Таким образом выбранное сечение удовлетворяет условиям как нормального так и аварийного режимов работы S =150 мм2
7.2 По условиям механической прочности
По условиям механической прочности SМ. = 150 мм2. В таблицах ПУЭ на каждом напряжении сечение кабелей начинается с допустимого по механической прочности. Кабели выпускают с условием того что самое малое (начальное в таблице) сечение является механически стойким.[Л-2]
7.3 По условиям коронирования
Принимаем минимально допустимое сечение SК. = 50 мм2. В таблицах ПУЭ минимальные сечения жил кабелей обеспечивают отсутствие коронирования.
При выборе сечения по условиям короны SК. (мм2) для кабельных линий учитываем что этот вопрос решен заводами - изготовителями кабельной продукции на каждое стандартное напряжение.
3.4 По термической устойчивости
где расчетный коэффициент определяемый ограничением
допустимой температуры нагрева кабеля. Для кабелей с
алюминиевыми жилами . [Л-2].
Следовательно ближайшее стандартное сечение по термической устойчивости: ST = 95 мм2.
3.5 По допустимой потере напряжения
По допустимой потере напряжения в нормальном (UДОП.% = 5%) и аварийном (UДОП.АВ.% = 10%) режимах работы проверяется сечение
где U1% - длина кабеля на 1% потери напряжения.
U1%= 1250 м Л-2 для сечения 120 мм2
Следовательно при данном сечении длине и загрузке фактическая потеря напряжения как в нормальном так и в аварийных режимах работы значительно меньше допустимой. Таким образом выбранное сечение линии Л-1 Sт = 120 мм2 соответствует всем условиям.
Выбор по техническим условиям для остальных линий аналогичен. Результаты сведены в таблицу 3.6 «Определение сечений кабельной распределительной сети».
Таблица 3.6- Определение сечений кабельной распределительной сети
Расч.нагр. на 1 кабель
S по потере напр. мм2
Марка и сечение кабеля
8 Определение технико-экономических показателей
Капитальные затраты:
где КЛ – капвложения в распределительные линии тыс.тг;
КВ - капвложения в выключатели тыс.тг.;
КТ - капвложения в трансформаторы тыс.тг.
Сэ = СПЛ + САЛ + САВ + САТ + СПТ ;
Потери электроэнергии:
Результаты расчетов по вариантам занесены в таблицы: 3.6 3.7 3.8.
Таблица 3.6 - Определение капитальных затрат и расхода цветного металла на схему внутризаводского электроснабжения
Марка и сеч. кабеля.
Таблица 3.7 – Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в линиях сети
Марка и сечен. кабеля
Таблица 3.8 – Определение эксплуатационных расходов и потерь в трансформаторах
Исходные данные на 1 тр-р
Расчетные данные на 2 тр-ра
К1 = КЛ1 + КВ1 + КТ1 =481+1352+456 = 140241 т.у.д.е
К2 = КЛ2 + КВ2 + КТ2 = 691+1518+460 = 157091 т.у.д.е
Сэ1 = СПЛ1 + САЛ1 + САВ1 + СИТ1 + СПТ1 = 15241+00625+4732+1824+31791814 = 317938302 т.у.д.е
Сэ2 = СПЛ2 + САЛ2 + САВ2 + САТ2 + СПТ2= 24781+ 01018+531+1840+32760681
= 32763709518 т.у.д.е
Э1 = ЭАЛ1 + ЭАТ1 ; =1849372+78498304= 96992024 т.кВт.ч
Э2 = ЭАЛ2 + ЭАТ2 ; =30069986+8089057= 110960556т.кВт.ч
З1 = СЭ1 + 0125 К1 =317938302 +0125·140241 =31795583 т.у.д.е
З2 = СЭ2 + 0125 К2 =32763709518 +0125·157091 = 32765673 т.у.д.е
На основании результатов расчетов произведенных при выборе системы внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия составляем итоговую таблицу сравнения вариантов (таблица 3.10)
Таблица 3.10 – Технико – экономическое сравнение вариантов
Внешнее электроснабжение
Внутреннее электроснабжение
Вывод: Из сравнения технико-экономических показателей видно что наиболее экономичным является 1 вариант схемы электроснабжения распределительной сети а также с точки зрения надежности схемы распределительной сети 1 вариант является более надежным.
Выбор и проверка электрических аппаратов токоведущих частей
Рабочий ток выключателя:
Ток отключаемый выключателями
Выбираем выключатель: ВВТЭ-10-20630УХЛ2
Так как промышленностью выпускаются выключатели с номинальным током более 630 А то выключатели линий отходящих от ГПП берем такие же - ВВТЭ-10-20630УХЛ2
Максимальный рабочий ток выключателя (для ТП-2):
2 Трансформаторы тока
Выбор трансформаторов тока состоит в сопоставлении ожидаемой и номинальной нагрузки и проверке на термическую и динамическую стойкость.
Тип трансформатора тока определяется:
номинальным напряжением установки UН.УСТ. кВ;
расчетным рабочим током присоединения IMAX.P A;
требованиями в отношении точности измерения;
Предлагаю к установке шинные проходные трансформаторы тока
ТЛК-10 для внутренней установки. Они предназначены для присоединения реле защиты и измерительных приборов счетчиков энергии и реле защиты.
Для того чтобы трансформатор работал в выбранном классе точности необходимо выполнить условие:
Z2H ≥ ZПП + RПР +ZK (4.1.)
где ZПП – сумма сопротивлений последовательно включенных
обмоток приборов Ом;
RПР – сопротивление соединительных проводов Ом;
ZK – суммарное сопротивление контактов Ом.
Расчетная нагрузка трансформатора тока определяется:
где I22 – ток вторичной обмотки трансформатора тока А;
SПРИБ. – нагрузка трансформатора тока от измерительных
Это значение принимаем по таблице 4.2
Таблица 4.2 - Трансформаторы тока
Нагрузка т.т от измерительных
Амперметр электромагнитный
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Вторичный ток обмотки трансформатора тока равен 5 А [5].
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока типа ТЛК-10 соответствующая классу точности 05 равна 04.
RПР = Z2H - ZПП - ZK (4.3)
RПР = Z2H - ZПП - ZK = 04 – 022 – 005 = 013 Ом.
Сопротивление контактов при числе приборов до 3-х принимаем равным 005 Ом.
Исходя из допустимой величины ZН определяем необходимое расчетное сечение проводов:
где расчетная длина м (зависит от схемы соединения
трансформатора тока);
удельное электрическое сопротивление материала проводов
Ом.мм2м (для алюминиевых проводов Ом.мм2м).
При схеме соединения трансформатора в «неполную звезду» определяется как:
где L – расстояние от трансформатора тока до места установки
приборов м (если используется ячейка выключателя то L = 3 м).
Принимаем SПР = 4 мм2 как минимально допустимое сечение по механической прочности.
Действительное сопротивление соединительных проводов:
Расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока составит:
Z2Р = 022 + 004 + 005 = 031 Ом.
Условия выбора расчетные данные и номинальные параметры трансформатора тока приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Условия выбора расчетные данные и номинальные параметры трансформатора тока
3 Трансформаторы напряжения
Питание измерительных приборов и контроль состояния изоляции осуществляется через трехфазный пятистержневой трансформатор напряжения НТМИ-10. Суммарная мощность потребляемая измерительными приборами определена в таблице 4.4.
Условия выбора трансформатора НТМИ-10 сведены в таблицу 4.5.
Таблица 4.4 – Суммарная мощность потребляемая измерительными приборами
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Таблица 4.5 – Условия выбора трансформатора НТМИ-10
6 Шины ГПП. Шинные изоляторы ГПП
Выбор и проверка шин ГПП выполняется по максимальному рабочему току термической стойкости допустимому напряжению в шине на изгиб с учетом возможности появления резонанса.
Длительно допустимый ток для шин определяем из выражения:
IДОП. = К1К2К3 I`ДОП (4.6.)
где К1 – коэффициент зависящий от взаимного расположения шин
(при горизонтальном расположении К1=095 [2]);
К2 - коэффициент определяющий длительно допустимый ток для
многополосных шин [2];
К3 - коэффициент для шин при температуре окружающей среды
отличающейся от 250С [2];
I`ДОП - длительно допустимый ток для одной полосы А [2].
Выбираем окрашенные однополосные прямоугольные алюминиевые шины сечением 80 4 мм расположенные горизонтально с длительно допустимым током 480 А.
IДОП. = 095 10 10 480 = 456 А.
Максимально допустимое сечение шин по термической устойчивости к току короткого замыкания определяется из выражения:
где - термический коэффициент (для алюминиевых шин принимаем
установившийся ток короткого замыкания кА;
–приведенное время короткого замыкания с.
Ближайшее стандартное сечение по термической устойчивости для шин равно 80 4 ммс учетом допустимой нагрузки Л-1 таблица 5.6 стр 130.
Расчетное напряжение в шинах на изгиб определяется:
где сила взаимодействия между шинами разных фаз кгс;
расстояние между опорными изоляторами см
момент сопротивления сечения см3.
где расстояние между осями фазных шин см (принимаем =25 см).
Расчетная частота собственных колебаний для алюминиевых шин определяется:
где сторона поперечного сечения шины м.
Частота собственных колебаний отличается от критических частот 50 и 100 Гц и не влияет на увеличение напряжения и появление механического резонанса.
Принимаем установку шин ГПП на изоляторах типа ИО-10-ВУХЛ3.
Расчетные величины номинальные параметры условия выбора и проверки шин ГПП и шинных изоляторов сведены в таблицу 4.5.1.
Наибольшая расчетная нагрузка на опорный изолятор составит:
Допустимая нагрузка на головку изолятора составляет 60% усилия разрушающего изолятор
FРАС = 06 FРАЗР =06 375 = 225 кГ
где FРАЗР – разрушающая максимальная нагрузка на изгиб кГ 2
Таблица 4.6 – Расчетные величины номинальные параметры условия выбора и проверки шин ГПП и шинных изоляторов
Электрооборудование мостового крана
1 Расчет мощности и выбор электродвигателей привода механизмов крана
Для большинства крановых механизмов условия работы не могут быть заранее заданы. Условия определяющие выбор электрооборудования в том числе и двигателей сводятся к понятию режима работы. В это понятие входят: полная продолжительность включений продолжительность включения при регулированием число пусков коэффициент усредненной статистической нагрузки годовое и суточное использование крана степень его ответственности температурные условия эксплуатации и другие параметры.
Отнесение электрооборудования крана к тому или иному режиму работы является исходным при расчете всех элементов кранового оборудования а соответствие указанного режима фактическому является непременным условием надежности работы крана.
При выборе двигателей для кранового оборудования наиболее сложным считается расчет мощности по условиям теплового режима работы. Специфические способности крановых машин характеризуются повышенными постоянными потерями и изменяющимися условиями вентиляции при регулировании что приводит к большим погрешностям при расчете теплового режима работы двигателя по общепринятым методам эквивалентного тока или момента. Эти методы являются достоверными только тогда когда фактическая продолжительность включения равна номинальной а число включений и энергия постоянных потерь в цикле соответствует номинальным расчетным параметрам.
Наиболее рациональным в настоящее время является метод выбора двигателя и расчет их мощности - использование эквивалентного КПД являющегося показателем энергетических свойств системы регулирования и определяющего потери энергии в электроприводе.
Выбор электродвигателя можно разделить на три этапа:
На первом этапе: производят предварительный выбор электродвигателя по нагреву для принятой системы электропривода и известного режима работы на основании формулы:
где Рс.н. – максимальная статистическая мощность при подъеме груза или при передвижении с ним кВт.
k. – коэффициент определяющий выбор электродвигателя по нагреву для различных систем электропривода ([4] стр. 37 таб. 12).
На втором этапе предварительно выбранный электродвигатель с номинальной мощностью Рн проверяют по условию:
Рн ≥ ([4] стр. 39 формула 1.57)
где kэкв. kз. Е0. Ер – расчетные коэффициенты зависящие от режима работы и маховых масс ([4] стр. 39 таб. 13)
Ен – номинальная относительная продолжительность включения.
kн – коэффициент равный единице для электроприводов переменного тока.
k0 – коэффициент зависящий от относительной продолжительности включения кранового механизма Е0 ([4] стр. 40 рис. 6).
kp – коэффициент учитывающий увеличение потерь на регулировочных характеристиках для систем с параметрическим управлением. Его определяют по формуле:
kp = 1 – 12 · (Ер – Ер.б.)([4] стр. 40 формула 1.58)
где Ер – относительная продолжительность включения при регулировании ([4] стр. 39 таб. 13).
Ер.б. – базовая относительная продолжительность включения при регулировании.
kд.п. – коэффициент учитывающий степень влияния динамических потерь на нагрев электродвигателя ([4] стр. 37 формула 1.55).
экв. – эквивалентный КПД
экв.= ([4] стр. 38 формула 1.55).
где экв. – значение эквивалентного КПД соответствующее заданному числу включений в час Zэкв. ([4] стр. 38 рис. 5).
экв.б. – базовое значение эквивалентного КПД при Z=0 ([4] стр. 37 таб. 12)
GD2 – суммарный маховый момент системы приведенный к валу двигателя определяется по формуле:
GD2 = 115 GpDp2 + 4 · ([4] стр. 26 формула 1.29).
где Q – грузоподъемность т.с.
n – обороты двигателя обмин
V – скорость вращения механизма ммин
где J – момент инерции двигателя
На третьем этапе производят проверку выбранного электродвигателя по пусковому режиму используя зависимость:
Мmax>kз.м. (Мс.max + Мдин)([4] стр. 40 формула 1.59)
где Мmax – максимальный момент электродвигателя.
Мс.max – максимально возможный для данного кранового механизма момент статистической нагрузки приведенный к валу электродвигателя Н · м.
Мдин – динамический момент Н · м
где а – ускорение механизма ([4] стр. 41 таб. 14)
kз.м. – коэффициент запаса по моменту kз.м. = 11 ч 12
В тех случаях когда предварительно выбранный электродвигатель не удовлетворяет условиям выбирают из каталога ближайший больший по мощности и вновь проверяют правильность его выбора.
2 Расчет мощности двигателя подъема
Определим статистическую мощность на валу двигателя:
где G= 10000 кг – вес поднимаемого груза (кг);
G= 50 кг - вес захватного механизма (кг);
V = 02 мс- скорость вращения барабана (мс);
Рс.н. = 981 02 10 = 246 (кВт)
В соответствии с исходными данными по режиму работы и принятой системой электропривода находим значение коэффициента kт = 095 ([4] стр. 37 таб. 12).
kт – коэффициент определяющий выбор двигателя по тепловому режиму.
Находим номинальную мощность двигателя по тепловому режиму предварительно.
Рп ≥([4] стр. 39 формула 1.56)
По [4] стр. 13 таб. 4) выбираем электродвигатель МЕF 412-6У1; Рн = 30 кВт; ПВ = 40%; Мma cosφ = 071; Iн.с. = 75 А;
Iн.р. = 73 А; Uр = 255 В; J = 0675 кг м; = 855%.
Определим полный приведенный к валу двигателя маховый момент всех вращающихся и поступательно-движущихся масс привода и груза:
GD = (GD)пр = k GpDp + 4 ([4] стр. 26 формула 1.28)
где k – поправочный коэффициент в среднем 115
GpDp - маховый момент ротора электродвигателя и всех других частей вращающихся со скоростью ротора Н м
J – момент инерции двигателя 0675кг м
GpDp = 4 981 0675 = 26487 Н м
где Q = 10000 -грузоподъемность кг;
V =12 ммин- скорость подъема;
n = 970 обмин–номинальные обороты двигателя
GD = 115 26487 + 4 = 366 Н м
Проверим двигатель на обеспечение теплового режима
где kэкв kз Е Ер – расчетные коэффициенты зависящие от режима работы и маховых масс ([4] стр. 39 таб. 13)
kд.п. – коэффициент учитывающий степень включений динамических потерь на нагрев машины: 125 ([4] стр. 37 таб. 12)
экв.б. – эквивалентный базисный КПД: 076 ([4] стр. 37 таб. 12)
kр – коэффициент учитывающий увеличение потерь на регулировочных характеристиках.
kр = 1 – 12 (Ер – Ер.б.) ([4] стр. 40 формула 1.58)
Ер – относительная продолжительность включения при регулировании
Ер = 05 ([4] стр. 39 таб. 13)
kр = 1 – 12 (05 – 04) = 088
экв. – эквивалентный КПД является показателем энергетических свойств системы регулирования и определяющий потери энергии в электроприводе.
где экв. – значение эквивалентного КПД соответствующее заданному числу включений в час Zэкв. ([4] стр. 38 рис. 5 гр. 4).
при Z = 240экв.z. = 075
Выбранный электродвигатель по нагреву подходит.
Проверим выбранный двигатель по обеспечению пускового режима
Мmax > kзм (Мс.max + Мдин)([4] стр. 40 формула 1.59)
где kзм – коэффициент запаса по моменту ([4] стр. 41) - 12
Мс.max – максимально возможный для данного кранового механизма момент статистической нагрузки приведенной к валу электродвигателя.
Мс.max = 9550 Рс.н. n([4] стр. 43)
n – обороты двигател 970 обмин
Рс.н. – мощность статистическая 6 кВт
Мс.max = 9550 246970= 242 Н м
Мдин – динамический момент определяемый из условия необходимого ускорения
а – ускорение механизма 03([4] стр. 41 таб. 14)
Мmax > 12 (242 + 140) = 459
Выбранный электродвигатель по пусковому режиму подходит.
Выбранный двигатель удовлетворяет всем условиям.
3 Расчет и выбор тормозов и их приводов для крановых механизмов
Основным параметром тормозов является гарантированно развиваемый или тормозной момент. Тормозной момент с усилием действует на измерительный рычаг при котором начинается проскальзывание шкива или дисков тормоза.
Согласно правилам Госгортехнадзора каждый из установленных на механизме механических тормозов должен удерживать груз составляющий 125% номинального при его остановке с помощью только того тормоза.
С учетом того что коэффициент трения асбестовых материалов может измениться в зависимости от температуры поверхности до 30% тормоз в номинального т.е. коэффициент запаса тормозного момента должен быть не менее 15 для тормозов установленных на механизм подъема.
Сначала определяем тормозной момент:
для механизма подъема формула имеет вид
Мтр =([3] стр. 134 таб. 4.1)
где Qном – грузоподъемность кг
Vном - скорость подъема мс
nдв – обороты двигателя обмин
– КПД для номинальной нагрузки механизма
для механизма горизонтального перемещения формула имеет вид
Мтр = ([3] стр. 135 таб. 4.2)
где F – коэффициент трения в помещении F = 02
α – отношение числа тормозящихся колес к общему числу колес
G – грузоподъемность кг
- скорость передвижения механизма мсек
nн – обороты двигателя обмин
- число механизмов с тормозом
- расчетная частота вращения электродвигателя обмин
Для механизма подъема тормозной момент умножают на коэффициент запаса kз ([3] стр. 135)
Мтз = kз Мтр ([3] стр. 135)
Исходя из полученных значений Мтр Мтз по таб. 4.13 ([3] стр. 149) выбирают тормоз.
4 Расчет и выбор тормоза механизма подъема
Определяем тормозной момент для механизма подъема:
где Qном =10000 кг с – грузоподъемность;
Vном=12 ммин - скорость подъема
nдв =970 обмин – обороты двигателя;
= 08– КПД для номинальной нагрузки механизма.
Определяем тормозной момент с учетом коэффициента запаса kз ([3] стр. 135 таб. 4.1) kз = 2
Мтз = Мтр kз ([3] стр. 135)
Мтз = 155 3 = 310 Н м
Выбираем тормоз ТКГ-300 ([3] стр. 149 таб. 4.13) тормозной момент 800 Н м диаметр шкива 300 мм отход колодок 15 мм тип гидротолкателя ТЭ 50 усиление подъема 500 Н ход штока 50 мм время подъема штока 05 с время опускания штока 037 с мощность двигателя 02 кВт частота вращения 2850 обмин ток двигателя 07 А объем рабочей жидкости 35 л.
5 Расчет и выбор аппаратов управления и защиты
По своему назначению и конструктивным особенностям грузоподъемные механизмы относятся к категории оборудования имеющей повышенную опасность что объясняется процессом работы этих механизмов на площадках и в помещениях где одновременно находятся люди и оборудование.
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок и безопасности грузоподъемных кранов» на проектируемом кране предполагается выполнение следующих защит.
Защита механизмов и двигателей от перегрузок защита электрооборудования от токов к.з. нулевая защита защита от перехода механизмами предельно допускаемых положений.
Для осуществления различных видов защит в кабине крана в панель предполагается установить автоматический выключатель общий для всех двигателей QF1.
По номинальному положению: Uн ≥ Uр
По номинальному току: Iн ≥ Iкр
По току срабатывания теплового расцепителя: Iт.р. ≥ 115 Iдл
По току срабатывания электрорасцепителя: Iэ.р. ≥ 125 Iкр
где Uр – рабочее напряжение 220 В
Iкр – максимальный ток потребляемый электроприемниками
·Iкр = Iр+ 25 I пуск д.б.
где Iр - сумма максимальных рабочих токов цепи обусловленная всеми приемниками присоединенными к ней за исключением приемника дающего наибольшее приращение пускового тока.
I пуск – пусковой ток двигателя наибольшей мощности
Iр = Iр.тел + 2 Iр.моста
Iр = 225 + 2 21 = 645 А
Iпуск = 25 Iд.подъема = 25 75 = 1875
Iкр = 645 + 1875 = 252 А
Исходя из полученного значения выбираем автоматический выключатель типа ВА 5139 Iн = 400 А Iт.р. = 200 А Iэ.р. = 2400 А
Iн = 400 А > Iкр = 252 А
где Iт.р. – ток теплового расцепителя
Iдл – рабочий ток работающих приемников
Iдл = Iд.подъема + Iтел + 2 Iмоста = 75 + 225 + 2 21 = 140 А
где 1 15 – кратность установки срабатывания теплового расцепителя.
25 – кратность установки срабатывания электромагнитного расцепителя.
Так как автоматический выключатель А3720Ф удовлетворяет всем условиям принимаем его к установке.
В защитной панели устанавливаем линейный контактор КМ тип КТП6042 220 В. Кнопки SВ1 и SB2 – «пуск» и «стоп» контактора КМ а также для защиты от токов к.з. оперативных цепей передвижения крана тележки.
Для индивидуальной защиты двигателей в защитной панели предусмотрены реле максимального тока.
При выборе реле максимального тока должно соблюдаться условие
Iуст ≥ Iобщ где Iобщ – 25 Iн
где Iн – номинальный ток двигателя.
Рассчитаем реле максимального тока в цепи двигателя механизма подъема. По схеме в количестве трех штук.
Iобщ = 25 75 = 1875 А
Выбираем реле РЭО – 401 6ТД 237.004-3.
Предел регулирования 210-640А. Допустимый ток катушки при ПВ 40% = 240 А.
Рассчитаем реле максимального тока в цепи двигателя механизма передвижения тележки в количестве трех штук.
Iобщ = 25 Iн = 25 225 = 563 А.
Выбираем реле РЭО – 401 6ТД 237.004.6
Предел регулирования 50-160А. Допустимый ток катушки при ПВ
Рассчитаем реле максимального тока в цепи двух двигателей перемещения моста в количестве трех штук.
Iобщ = 2 Iн 25 = 2 21 25 = 105 А.
Выбираем реле РЭО – 401 6ТД 237.004-4
Предел регулирования 130-400А. Допустимый ток катушки 150 А.
Конечные выключатели SQа и SQд блокировки люка и калитки а также SQм и SQт – конечные выключатели типа КУ 701 АУ 1 блокировки хода моста и тележки. Все они включены в цепь линейного контактора КМ. Для блокировки предельно-допустимого значения хода подъема используется конечный выключатель SQп типа ВУ – 703 ТУ 1.
Выбор контроллера для пуска и управления двигателем механизма подъема
Контроллеры выбираются в зависимости от мощности двигателя по допустимому числу включений по коммутации при наиболее допустимых значениях тока включения а номинальный ток должен быть равен или больше расчетного тока двигателя при заданных условиях эксплуатации.
где k – коэффициент учитывающий режим работы механизма (число включений продолжительность включения).
Для ВТ режима работы и 240 включений в час k = 09
Сравним паспортные данные кулачкового контроллера ККТ 68А
([4] стр. 59 табл. 20) и двигателя МТF412 - 6У1
Кулачковый контроллер ККТ 68А ([3] стр. 140 табл. 3.7)
Iд – допустимый ток 150 А. Контроллер рассчитан на управление двигателем до 45 кВт.
Двигатель МТF 412 - 6У1
Iст = 75 А Iр = 73 А
Исходя из расчетов контроллер подходит.
Для подключения двигателя к сети выбираем линейный контактор КТ6033Б с диапазоном номинального тока от 100 – 250 А.
6 Расчет и выбор аппаратов управления и защиты
По номинальному положению:
По номинальному току:
По току срабатывания теплового расцепителя:
По току срабатывания электрорасцепителя:
где Iкр – максимальный ток потребляемый электроприемниками
Iкр = Iр+ 25 I пуск д.б.
7 Выбор контроллера для пуска и управления двигателем механизма подъема
8 Выбор троллей крана
Для питания электроустановок расположенных на перемещающихся крановых механизмах применяют различные специальные токопроводы: троллейный бестроллейный гибкий кабельный кольцевой.
Гибкий троллейный и кабельный токопроводы для кранов большого применения не получили из-за недостаточно высокой надежности. Кольцевой токопровод применяют для электрооборудования полнопроводных механизмов вращения.
Жесткий троллейный токопровод применяют в виде: системы главных троллей расположенных вдоль подкранового пути служащих для питания электрооборудования одного или нескольких кранов; системы вспомогательных троллей расположенных вдоль моста и служащих для питания электрооборудования тележек. На проектируемом кране питания электрооборудования тележки осуществляется гибким кабельным токопроводом.
Преимущество стальных троллей: относительно высокая надежность малый износ при значительных ПВ экономия цветного металла. Снятие напряжения осуществляется подвижными токосъемниками изготовленными из чугуна.
Сечение троллей проводов и кабелей крановой сети рассчитывается по допустимому току нагрузки с последующей проверкой на потерю напряжения.
Рр = kн Р + с Рз ([2] стр. 108 формула 1.89)
где Рр – расчетная мощность
Р - суммарная устанавливаемая мощность всех двигателей при ПВ 100% (кВт)
Рз – суммарная установленная мощность трех наибольших по мощности двигателей при ПВ 100%
k с – коэффициенты использования и расчетный коэффициент
([4] стр. 109 таб. 35)
Наименование Тип двигателя Мощность Iн.ст. механизма
Механизм подъема МТF 412-6У130 кВт75 А
Механизм передвижения тележки МТН 211-67 кВт 225 А
Механизм передвижения моста МТН 211-62 75 кВт21 А
Переведем мощность двигателей при ПВ = 40% в ПВ = 100%
Р = 19 + (2 475) + 442 = 33 кВт
Рз = 19 + (2 475) = 285 кВт
Рр = 018 33 + 06 285 = 23 кВт
Расчетное значение длительного тока определяют:
Iр = ([4] стр. 108 формула 1.87)
где Рр – расчетная мощность группы всех электродвигателей
Uн – номинальное линейное напряжение сети
и cosφ – усредненное значение КПД и cosφ
Предварительно выбираем допустимый по условию механической прочности стальной уголок 75х75х10 S = 480 мм ([4] стр. 108 таб. 36) Iдл.доп = 315 А
Максимальное значение тока для проверки троллей по потере напряжения определяют по формуле ([4] стр. 109 формула 1.90)
Imax = Ip + (kпус – 1) Iн
где Iр – расчетный суммарный ток всех электродвигателей по потере напряжения.
Iн - номинальный ток при ПВ 40% электродвигателя с наибольшим пусковым током.
kпус – кратность пускового тока электродвигателя с наибольшим пусковым током выбираемый для АД с фазным ротором 25 ([4] стр. 110)
Imax = 112 + (25 – 1) 75 = 225 А
По номограмме приведенной на рис. 26 ([4] стр. 110) потеря на 1м длины уголка 75х75х10 составляет U = 024
Длина троллей крана составляет 162 м питание подведено к середине т.е. длина пролета составляет 81 м.
Потеря напряжения в троллеях при питании в средней точке
U = U = 024 81 = 194 В
Допускается падение напряжения 10% от номинального Uн = 220 U = 22 В
Следовательно выбранный уголок при этом способе питания подходит.
9 Расчет и выбор кабелей к электроприемникам крана
Согласно ПУЭ все кабели прокладываются по ферме крана. Прокладка проводов и кабелей на кранах металлургических предприятий осуществляется в стальных трубах и металлорукавах согласно ПУЭ
Провода и кабели должны иметь четкую маркировку соединений и ответвлений. Оконцевание медных и алюминиевых жил проводов и кабелей должны производиться при помощи прессовки сварки пайки или специальных зажимов (винтовых болтовых клиновых). В местах соединений жил провода и кабеля должны иметь изоляцию равноценную с изоляцией жил кабелей и проводов согласно ПУЭ стр. 486 пункт 5.4.26.
Выбор кабеля от автомата до ввода крановых троллей
Выбор сечения кабеля производится по допустимой силе тока нагрузки с последующей проверкой на потерю напряжения.
Длина кабеля 30 м прокладывается в лотке от источника питания до троллей. Сечение выбирают по расчетному току при этом должно соблюдаться условие:
где Iдоп – ток длительно допустимый для выбранного проводника.
Токовую нагрузку линии определяем как сумму токов всех электродвигателей за исключением тока одного из наименьших двигателей.
Iр = Iст.дв.п. + 2 Iст.дв.м.
Iр = 75 + 2 21 = 117 А
Согласно ПУЭ табл. 1.3.6 выбираем кабель ВВГ сечением 50мм.
Допустимый ток 225 А.
Проверим выбранный кабель на потерю напряжения
U = ([4] стр. 110 формула 1.91)
L – длина кабеля 30 м
S= 50 мм – сечение жил
Uу – номинальное напряжение сети
- удельная проводимость материала (медь) 5757 м(Ом мм)
Допустимая потеря напряжения 5% от номинального
Выбранный кабель подходит. Кабелем этой же марки снимается напряжение с токосъемников и подается на вводной автомат QF1.
Выбор кабелей к двигателям
Рассчитаем кабель для двигателя подъема
MTF 412 - 6У1Iст = 75 А Iр = 73 А
Выбираем кабель: тип КГ сечением 35 мм; допустимый ток 160 А.
Проверим выбранный кабель на потерю напряжения по формуле:
- удельная проводимость материала (медь) 57 м(Ом мм)
Допустимая потеря напряжения 3%
Выбранный кабель пригоден как для запитывания двигателя так и для соединения коллектора ротора с пускорегулирующими резисторами.
Мероприятия по технике безопасности при ремонте электрооборудования крана
Требования к устройству грузоподъемных механизмов их эксплуатации и ремонту регламентированы «Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов Госгортехнадзора» ПУЭ «Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей».
На основании этих правил разрабатывают и вручают крановщику местные инструкции чтобы обеспечить исправное состояние кранов грузозахватных механизмов и безопасные условия их работы руководство обязало:
- Назначить ответственных за их безопасной эксплуатацией.
- Создать ремонтную службу для профилактических осмотров и ремонтов.
- Лица ответственные за справное состояние кранов обязаны обеспечить их регулярные осмотры и ремонты.
- систематический контроль за правилами ведения журнала периодических осмотров и своевременное устранение неисправностей.
- Проводить обслуживание и ремонт кранов обученным и аттестованным персоналом. Срок проверки знаний и проведения систематического инструктажа не менее чем через 12 месяцев.
- Своевременную остановку и подготовку к технологическому освидетельствованию кранов вывод их в ремонт в соответствии с графиком.
Крановщик имеет право приступить к работе на кране только при получении ключа-бирки на право управления краном.
Слесари электромонтеры и другие лица при осмотре кранов должны брать ключ-бирку на время пребывания их на кране. Крановщик перед началом работы осматривает все механизмы крана и убедившись в их полной исправности приступает к работе.
На неисправном кране запрещено работать.
- Перед включением главного рубильника или автомата следует осмотреть крановые пути. Настил крана и пол должны быть чистыми.
- Чистить смазывать и реконструировать кран на ходу категорически запрещается.
- Во время работы запрещается находиться около движущихся механизмов на мосту крана за исключением слесарей и электриков-ремонтников если нужно определить качество работы при испытании механизма.
- При нахождении на мосту крана ремонтного рабочего главный рубильник должен быть отключен
- Нельзя использовать конечные выключатели для остановки механизмов крана.
Техника безопасности в электроустановках направлена прежде всего на предотвращение несчастных случаев поражения электрическим током. Для обеспечения электробезопасности требуется принимать следующие технические способы и средства:
- Защитное заземление
- Защитное отключение
- Изоляция токов едущих частей
- Оградительные устройства
- Предупредительные сигнализации
- Средства защиты и предохранительные приспособления
- Блокировки защиты и знаки безопасности
К работе с электроустановками допускаются лица прошедшие инструктаж не имеющие медицинских противопоказаний и обучены безопасным методам труда.
Для обеспечения электробезопасности работ предусмотрены следующие организационные мероприятия:
- Назначение лиц ответственных за организацию проведения работ.
- Оформление наряда допуска для проведения работ.
- Допуск к ведению работ.
- Оформление перерывов и окончания работы.
В целях безопасности работ с действующими электроустановками необходимо выполнять следующие мероприятия: при проведении работ со снятием напряжения.
- Отключение установки
- Отключение коммутационных аппаратов
- Снятие предохранителей
- Отсоединение концов питания
- Наличие предупреждающих знаков и ограждений частей остающихся под напряжением
- Заземление и ограждение рабочего места.
Крановщики мостовых кранов должны иметь квалификационную группу II по технике безопасности а ремонтники III группу.
Во время ремонтных работ на кранах допускается использование переносных ламп на напряжение 12 В.
Выполнение этих мер обеспечивает безопасность проводимых работ.
Заземление крана и его использование
Заземление это преднамеренное электрическое соединение с землей или ее эквивалентом металлических нетоковедущих частей электроустановок которые могут оказаться под напряжением в связи с пробоем изоляции на корпус. В качестве заземлителей в первую очередь используют естественные заземлители в виде проложенных под землей металлических коммуникаций. Когда естественные заземлители отсутствуют или их использование не дает нужных результатов то применяют искусственные заземлители – заземляющий контур. Не допускается использование в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей газов алюминиевые оболочки кабелей алюминиевые проводники и кабели проложенные в блоках туннелях каналах. В качестве искусственного заземлителя используют: угловая сталь 50 60 75х75 с толщиной стенки не менее 4 мм и длиной до 5 метров. Заземлители забивают в ряд или по контуру на такую глубину при которой от верхнего конца заземлителя до поверхности земли остается 05 – 08 м.
Расстояние между вертикальными заземлителями должно быть в пределах 25 – 3 м. Для соединения вертикальных заземлителей между собой применяют стальные полосы толщиной не менее 4 мм и сечением не менее 48 мм.
Магистрали заземления внутри зданий напряжением до 1000 В выполняют стальной полосой сечением не менее 100 мм. Ответвления от магистрали к электроустановкам выполняют стальной полосой сечением не менее 24 мм .
Согласно ПУЭ для обеспечения электробезопасности все металлические части электрооборудования по которым не должен проходить ток должны быть заземлены.
При монтаже электрооборудования мостовых кранов заземлению подлежат корпуса электродвигателей; кожухи всех аппаратов; стальные трубы в которых проложены провода; корпуса пускорегулирующих резисторов; кожуха контроллеров и т.д. Заземление металлоконструкций мостовых кранов выполняется через подкрановые пути и обеспечивается контактом между рельсами и ходовыми колесами. Стенки рельсов должны быть надежно соединены перемычками сваркой или приварены к подкрановым балкам образуя при этом непрерывную электрическую цепь. Присоединение заземляющего провода к рельсам должно выполняться при помощи сварки а присоединение к корпусам двигателей аппаратов – при помощи болтовых соединений обеспечивающих надежный контакт. Заземляющие провода присоединяются к магистралям заземления которые соединяются с металлоконструкциями крана. Заземление проверяют 1 раз в год не менее чем в двух точках.
В электроустановках до 1000 В с глухозаземленной нейтралью должно быть выполнено зануление. В таких установках не разрешается применять заземления корпусов без их связи с глухозаземленной нейтралью источника т.к. это может привести к появлению опасного для человека напряжения на корпусе поврежденного оборудования.
Зануление – это преднамеренное соединение частей электроустановки нормально не находящихся под напряжением с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока.
Задачей зануления является пути наименьшего сопротивления для человека однофазного короткого замыкания обеспечивающего надежное отключение автоматических выключателей сгорание плавких вставок. В качестве нулевых защитных проводников используют: изолированные и неизолированные проводники нулевые жилы кабелей и проводов металлические конструкции зданий подкрановые пути и т.д.
Изменение полного сопротивления петли «фаза-ноль» для наиболее удаленных и наиболее мощных электроприемников производится раз в пять лет.
Составление плана по труду
Для составления плана по труду необходимо рассчитать плановый баланс рабочего. Баланс рабочего времени на одного рабочего. На основе баланса рассчитываем плановую численность эксплуатационного и ремонтного персонала.
Ремонтный персонал работает 5 дней в неделю с продолжительностью рабочей смены 80 часов. Эксплуатационный персонал работает 6 дней в неделю с продолжительностью 5 рабочих дней по 7 часов и 1 рабочий день по 5 часов согласно производственных законодательных актов ББ №3 на 2002 год.
Эксплуатационный персонал занимается обслуживанием электрооборудования. Ремонтный персонал осуществляет малый и средний ремонт электрооборудования и сетей.
При составлении баланса рабочего времени представленного в таблице 7.1 принимаем по ББ №3 на 2002 год.
) Средняя продолжительность основного и дополнительного отпуска равная 28 дням;
) Отпуска учащихся составляет 03 % – 07% от номинального фонда рабочего времени дни;
) Невыходы по болезни 2% – 5% от номинального фонда рабочего времени дни;
) Невыходы в связи с выполнением общественных и государственных
обязанностей 03% от номинального фонда рабочего времени дн.;
) Внутрисменные потери 1%–2% от номинального фонда рабочего времени дни.
Расчет статей баланса проводим в таблице 7.1.
При расчете численности персонала намечаем явочный и списочный состав рабочих.
Списочный состав включает в себя всех рабочих которых необходимо иметь в штате предприятия.
Явочный состав рабочих который необходим для выполнения всех работ при данном режиме труда и планируемом уровне производительности.
Фонд времени в часах определяется умножением соответствующего фонда времени днях на продолжительность смены в часах.
Средняя продолжительность рабочего дня определяется по формуле
Подставляя известные величины в формулу (1.1) получаем:
Таблица 7.1 – Составление баланса рабочего времени
Эксплуатационный персонал
Календарный фонд рабочего времени
Номинальный фонд рабочего времени
Неиспользованное время
основные и дополнительные отпуска
выполнение общественных и гос.обязанностей
внутри сменные потери
Явочное время одного рабочего
Полезный эффективный фонд рабочего времени
Коэффициент использования рабочего времени
2 Плановый расчет суммарной ремонтной сложности установленного оборудования и трудоемкости ремонтных работ
Ремонтная сложность оборудования определяется в единицах ремонтной сложности. Приведем пример расчета ТП1 2х6300 кВА для вводных шкафов 04 кВ.
Количество соответствующих ремонтов в год определяется в зависимости от ремонтного цикла и межремонтного периода которые принимаются по [9 с.49] и равно
где ТГОД – календарный год то есть 12 месяцев;
tК – продолжительность ремонтного цикла в месяц;
m – количество оборудования.
Подставляя известные величины в формулу (7.2) получаем
Число средних ремонтов определяется по формуле
где tС – период в месяцах между средними ремонтами.
Подставляя известные величины в формулу (7.3) получаем
Число малых ремонтов определяется по формуле
где tМ – период в месяцах между малыми ремонтами.
Подставляя известные величины в формулу (7.4) получаем
Трудоемкость ремонтов по каждому виду оборудования или сетей определяется по формуле
Тi = Pi · Пi · ti (7.5)
ti – норма времени в часах при производстве ремонта i–го вида оборудования.
Подставляя известные величины в формулу (7.5) получаем трудоемкость ремонтов по малому ремонту оборудования
ТМ.Р = 18 · 12 · 075 = 162.
Подставляя известные величины в формулу (7.5) получаем трудоемкость ремонтов по среднему ремонту оборудования
ТС.Р = 18 · 10 · 45 = 810.
Подставляя известные величины в формулу (7.5) получаем трудоемкость ремонтов по капитальному ремонту оборудования
ТК.Р = 18 · 2 · 9 = 324.
Подставляя известные величины в формулу (7.5) получаем
ТШ = 162 + 810 + 324 = 1296.
Ремонтная сложность оборудования определяется по формуле
pi – ремонтная сложность на данное оборудование
Подставляя известные величины в формулу (7.5) получаем
Расчет для основного оборудования аналогичен и результаты расчета выполнены в таблице 7.2.
Таблица 7.2 – Определение ремонтной сложности установленного оборудования и трудоемкости ремонтных работ
3 Расчет планового фонда заработной платы на обслуживание и ремонт электрохозяйства предприятия
При расчете фонда заработной платы следует принять тарифную ставку четвертого разряда для эксплуатационного персонала и четвертого пятого разряда для ремонтного персонала.
Часовая тарифная ставка рабочего первого разряда определяется по формуле
где – минимальная заработная платана 2020 год;
– среднемесячный фонд рабочего времени;
– коэффициент повышения тарифных ставок согласно тарифного соглашения.
Часовая тарифная ставка для ремонтного персонала и эксплуатационного персонала соответственно определяются по формулам:
где – подразрядные коэффициенты.
Подставляя известные величины в формулы (7.7) – (7.9) получаем для ремонтного персонала и эксплуатационного персонала соответственно величины равные:
Тарифный фонд заработной платы для ремонтного персонала определяется по формуле
Тарифный фонд заработной платы для эксплуатационного персонала определяется по формуле
где – списочная численность эксплуатационного персонала;
– эффективный фонд рабочего времени принимаем из баланса рабочего времени таблицы 7.1.
Списочная численность эксплуатационного персонала определяется по формуле
где – коэффициент использования рабочего времени принимается из таблицы 7.1;
– явочная численность эксплуатационного персонала.
Явочная численность определяется по формуле
где МЭ – число рабочих мест;
n – число рабочих смен в сутки.
Число рабочих мест определяется по формуле
где Р – сумма ремонтных единиц принимается из таблицы 7.2;
РЭ – норма обслуживания 800–900 ЕРС.
Списочная численность ремонтного персонала определяется по формуле
где F – суммарная трудоемкость ремонтных работ;
ТЭФ – эффективный фонд рабочего времени для ремонтного персонала принимается из таблицы 7.1;
КВ.Н – коэффициент выполнения норм принимается из таблицы 6.1.
Подставляя известные величины в формулы (7.10) – (7.15) получаем:
= 101 · 2 = 20 человек
Расчеты по плановому фонду заработной платы производим в
Средняя заработная плата ремонтного и эксплуатационного персонала
Таблица 7.3 – Плановый фонд заработной платы
4 Расчет плановой сметы годовых эксплуатационных расходов по обслуживанию электрохозяйства предприятия
Смета годовых эксплуатационных расходов рассчитывается по упрощенной форме основными составляющими которой являются:
– основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала с начислением социального страхования;
– эксплуатационные материалы;
– затраты на текущий средний и капитальный ремонт;
– отчисления на износ;
Стоимость эксплуатационных материалов принимаем 15% от основной и дополнительной заработной платы с начислениями эксплуатационных рабочих.
Затраты на ремонт включают в себя:
– основную и дополнительную заработную плату ремонтного персонала начислениями по социальному страхованию берется из таблицы 7.3;
– стоимость материалов и запасных частей принимается в % к тарифному фонду заработной платы ремонтных рабочих малый ремонт 25% средний ремонт 75% и капитальный 150%.
– общезаводские расходы принимаются в размере 50% от тарифного фонда заработной платы ремонтных рабочих.
Расчет затрат на текущий ремонт производится в таблице 7.4.
Таблица 7.4 – Затраты на текущий ремонт
5Расчет отчислений на износ
Отчисления на износ по схеме внутризаводского электроснабжения определяем по формуле
где НИ – средне годовая норма отчислений на износ;
К – стоимость основных фондов принимается из расчетов внутризаводского электроснабжения.
Подставляя известные величины в формулу (7.16) произведем расчет для ТП1 2х6300 кВА с учетом их количества и получим:
СТП = n · КТП = 2 · 794795= 158959 тыс.тенге
SИ = 0035 ·158959 = 5564 тыс.тенге.
Расчет по остальному оборудованию аналогичен результаты сведены в таблицу 7.5.
Таблица 7.5 – Отчисления на износ оборудования
6 Планирование электрических нагрузок
Максимальная электрическая нагрузка цехов определяется как сумма расчетных нагрузок ТП этого цеха.
Максимальные нагрузки за наиболее загруженную смену определяется по формулам
Р`MAX = РMAX · 1 = РMAX1 (7.17)
Р``MAX = РMAX1·2 (7.18)
Р```MAX = РMAX1 · 3 (7.19)
где 2 3 – коэффициенты определяющие соотношение максимальных нагрузок за второю и третью смены к первой наиболее загруженной смене 1=1 принимаются по [9 с.45].
Максимальная нагрузка по активу с учетом КР.М посчитана в разделе внешнего электроснабжения.
Подставляя известные величины в формулы (7.17) – (7.19) получим:
Р`MAX = 8683486 · 1 = 8683486 кВт
Р``MAX = 8683486 · 08 = 694679кВт
Р```MAX = 8683486 · 07 = 607844кВт
Максимальная мощность электрического освещения определена также из расчетов внешнего электроснабжения и равна 976486 кВт.
Годовое потребление электроэнергии на производственные нужды определяем по формуле
Годовой расход электроэнергии на освещение определяется по формуле
где – число часов использования максимума осветительной нагрузки [1 с.73] = 2100 час.
Суммарное годовое потребление электроэнергии предприятия определяется по формуле
Подставляя известные величины в формулы (7.20) – (7.22) получим:
6 Составление сметы годовых эксплуатационных расходов
Стоимость эксплуатационных материалов определяется по формуле
СЭК.МАТ = 015 ФЗПС НАЧ. (7.23)
Стоимость прочих расходов в составе сметы годовых эксплуатационных расходов равна 1% от полной заработной платы с начислениями эксплуатационного персонала и определяется по формуле
СПР.ЗАТ = 001 · ФЗПС НАЧ. (7.24)
Подставляя известные величины в формулы (7.23) и (7.24) получаем
СЭК.МАТ = 015 · 129577.38 = 19436607 тенге
СПР.ЗАТ = 001 · 129577.38 = 129577 тенге.
Результаты расчета сводим в таблицу 7.6
Таблица 7.6 – Составление сметы годовых эксплуатационных расходов
7 Определение внутризаводской себестоимости 1 кВтч полезно потребляемой электроэнергии
Себестоимость единицы потребляемой электроэнергии складывается из стоимости 1кВтч по оплачиваемому энергосистеме тарифу и эксплуатационных расходов на содержание электрооборудования и сетей приходящихся на один потребляемый кВтч электроэнергии.
Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП и цеховых ТП определены из расчета внешнего и внутреннего электроснабжения и с учетом потерь в сетях составили
ЭА = 69308тыс.кВтчгод.
На основании имеющихся данных составим таблицу 7.7 для определения внутризаводской себестоимости 1 кВтч полезного потребленной энергии.
Таблица 7.7 – Себестоимость одного кВтчас потребляемой электроэнергии
Презентация по предмету «Эксплуатация и ремонт электрооборудования» по теме «Пускорегулирующие аппараты люминесцентных ламп» (Презентация на диске) диск прилагается.
Список использованной литературы
Шеховцов В. П. Электрическое и электромеханическое обрудование: Учебник. – М.: ФОРУМ:ИНФРА-М.2004 г.
Корякин-Черняк С. Л. Володин В. Я. Никулин С. А. Партала О. Н. Повный А. В. Справочник электрика для профи и не только — Изд. 3-е перераб. и доп. — СПб.: Наука и Техника 2011 г.
Неклепаев Б.Н. Крючков Н.П.Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат 1989.
Рапутов Б.М. «Электрооборудование кранов металлургических предприятий» Москва «Металлургия» 1990 г.
Федоров А.А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию 1-2т – М.: Энергоатомиздат 1987.
Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования М.: Энергоатомиздат 1987.
Правила устройств электроустановок М.: РК 2015г.
Федоров А.А. Сербинский Г.В.Справочник по электроснабжению
промышленных предприятий – М.: Энергия 1980.
Межотраслевые правила по охране труда при работе в действующих электроустановках и ТКП 181-2009 «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей». – Мн. 2010 г.11
4. Корякин-Черняк С. Л. Володин В. Я. Никулин С. А. Партала О. Н. Повный А. В. Справочник электрика для профи и не только — Изд. 3-е перераб. и доп. — СПб.: Наука и Техника 2011 г.