---

Содержание

• Введение
• 1 Краткая характеристика цеха
• 2 Разработка системы электроснабжения механического цеха
• • 2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок на втором уровне электроснабжения
  • 2.2 Расчёт освещения цеха
  • • 2.2.1 Светотехнический расчёт помещения цеха
    • 2.2.2 Аварийное освещение цеха
    • 2.2.3 Расчёт осветительных нагрузок для помещения цеха. Выбор компенсирующих устройств в осветительной сети
    • 2.2.4 Расчёт осветительных нагрузок для бытовых отделений
  • 2.3 Выбор силовых трансформаторов
  • • 2.3.1 Расчёт силовых электрических нагрузок на третьем уровне электроснабжения
    • 2.3.2 Выбор мощности низковольтных компенсирующих устройств
    • 2.3.3 Выбор количества и мощности трансформаторов
    • 2.3.4 Выбор сечений кабельных линий напряжением 6 кВ, питающих КТП
  • 2.4 Выбор осветительной сети. Электротехнический расчет
  • 2.5 Выбор схемы и конструктивное выполнение внутрицехового электроснабжения напряжением до 1 кВ
  • • 2.5.1 Выбор схемы и сечений проводников питающей сети
    • • 2.5.1.1 Расчёт первого варианта питающей сети
      • 2.5.1.2 Расчёт второго варианта питающей сети
    • 2.5.2 Выбор кабеля для конденсаторной установки
    • 2.5.3 Выбор сечений проводов распределительной сети
  • 2.6 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры, распределительных силовых и осветительных шкафов
  • • 2.6.1 Выбор автоматических выключателей на КТП
    • 2.6.2 Выбор автоматических выключателей в ЩО
    • 2.6.3 Выбор силовых распределительных пунктов и предохранителей.
    • 2.6.4 Выбор групповых щитов освещения
  • 2.7 Расчёт токов короткого замыкания
  • 2.8 Проверка выбранных аппаратов защиты
  • 2.9 Релейная защита трансформатора цеховой подстанции
  • 2.10 Автоматическое управление реактивной мощностью батарей конденсаторов
• 3 Расчёт основных технико-экономических показателей
• • 3.1 Планирование использования рабочего времени
  • 3.2 Расчёт численности персонала, обслуживающего энергохозяйство цеха
  • 3.3 Расчёт тарифного фонда оплаты труда персонала
  • 3.4 Расчёт фонда оплаты труда персонала
  • 3.5 Определение отчислений на социальные нужды
  • 3.6 Расчёт платы за электроэнергию
  • 3.7 Расчёт годовых эксплуатационных расходов по электрохозяйству цеха
  • 3.8 Расчёт чистого дисконтированного дохода от установки на КТП компенсирующих устройств
  • 3.9 Основные технико-экономические показатели системы электроснабжения механического цеха
• 4 Расчёт системы отопления механического цеха
• • 4.1 Определение расхода теплоты на отопление
  • 4.2 Гидравлический расчёт системы водяного отопления
• 5 Безопасность жизнедеятельности
• • 5.1 Подготовка персонала, допускаемого к работам в электроустановках
  • 5.2 Защитное заземление
  • 5.3 Влияние шума на персонал и мероприятия по его снижению
• Заключение
• Библиографический список источников информации

Введение

Цель данного курсового проекта состоит в том, чтобы спроектировать систему электроснабжения группы цехов МПТАО «Стайлинг». В данных цехах для повышения эффективности производства была произведена замена устаревшего и изношенного оборудования новым более производительным, а также произведено частичное внедрение нового технологического процесса. В связи с этим, а также из-за значительного износа цеховых сетей и оборудования необходимо спроектировать новую систему электроснабжения с применением нового оборудования и отвечающую современным техническим требованиям.

Для защиты цеховых трансформаторов необходимо произвести выбор защит и расчёт их уставок.

1. Краткая характеристика цеха

В данном курсовом проекте рассматривается комплекс цехов предприятия МПТАО “Стайлинг”. Указанная группа входит в состав основного производства завода. Состав производственных участков определяется конструкцией изготовляемых изделий, технологическим процессом и программой выпуска и организацией производства.

Основным направлением практической деятельности МПТАО “Стайлинг” является производство корпусной мебели. Пиломатериал в виде досок длиной 6 м поступает в цех массива. Здесь он подвергается сушке паром. Далее доски раскраиваются на отдельные заготовки и проходят здесь обработку на деревообрабатывающих станках. На специальных прессах происходит формирование из заготовок крупных щитов, которые также обрабатываются на токарных, фрезерных, сверлильных, шлифовальных станках. Далее детали поступают на участок покраски, где покрываются лаком и сушатся. После этого в отделении сборки происходит окончательная сборка комплектов и их упаковка. На экспериментальном участке цеха возможно изготовление мебели по специальным проектам и индивидуальным заказам. Хранение изготовленной мебели осуществляется на складе готовой продукции.

Также в комплекс цехов входят контора, включающая технический, конструкторский отделы, отдел техники безопасности и библиотеку, ремонтно-механический цех со вспомогательными помещениями, электроучасток и компрессорную, расположенные в одном здании. В группу включена котельная, обеспечивающая нужды фабрики в паре и горячей воде.

Таким образом, основным оборудованием цехов являются деревообрабатывающие и частично металлообрабатывающие станки. В данном оборудовании для электропривода используются в основном асинхронные двигатели.

Основные сведения об оборудовании представлены в таблице 1.1. Данные по коэффициентам использования (Ки) и коэффициентам мощности (cosц) оборудования взяты из /2/.

Таблица 1.1 - Исходные данные механического цеха

№	приемник	Pном, кВт	cosф	Ки
1	2	3	4	5
	Цех массива
1	вентилятор	5	0,75	0,9
2	вентилятор	5	0,75	0,9
3	вентилятор	5	0,75	0,9
4	вентилятор	5	0,75	0,9
5	вентилятор	5	0,75	0,9
6	вентилятор	5	0,75	0,9
7	вентилятор	5	0,75	0,9
8 9	вентилятор фуговальный станок	5 1	0,75 0,55	0,9 0,2
10	циркулярная пила	0,7	0,5	0,3
1	2	3	4	5
11	циркулярная пила	0,7	0,5	0,3
12	сверлильный станок	1	0,7	0,14
13	станок для сращивания	2	0,8	0,5
14	циркулярная пила	1,5	0,5	0,7
15	4-сторонний строгал. станок	37,6	0,5	0,8
16	фрезерный станок	3,2	0,7	0,14
17	фрезерный станок	3,2	0,7	0,14
18	станок для сращивания	2	0,8	0,5
19	строгальный станок	9	0,5	0,2
20	строгальный станок	27	0,5	0,2
21	циркулярная пила	7	0,5	0,3
22	многопильный станок	30	0,5	0,7
23	циркулярная пила	3,2	0,5	0,8
24	лифт	7,1	0,75	0,1
25	строгальный рейсмус	10	0,55	0,2
26	4-сторонний строгал. станок	26	0,5	0,9
27	пресс склейки щитов	28	0,8	0,9
28	станок круглопильный	4	0,5	0,8
29	станок круглопильный	45	0,5	0,8
30	сверлильный станок	3	0,7	0,05
31	настольно-сверлильный станок	1	0,7	0,14
32	копировально-фрезерный станок	10	0,8	0,14
33	фрезерный станок	7,5	0,7	0,14
34	фрезерный станок	7,5	0,7	0,14
35	фуговальный станок	1	0,55	0,2
36	сверлильный станок	1,7	0,7	0,05
37	вайма	5	0,8	0,2
38	подъемник	2	0,75	0,1
39	станок шлифовальный верт.	1	0,6	0,5
40	сверлильный станок	1	0,7	0,14
41	сверлильный станок	1	0,7	0,14
42	сверлильный станок	1	0,7	0,14
43	фрезерный станок	4	0,7	0,14
44	станок для раскроя	1,5	0,6	0,2
45	подъемник	4	0,75	0,1
46	ленточно-шлифовальный станок	5,5	0,6	0,7
47	ленточно-шлифовальный станок	5,5	0,6	0,7
48	станок шлифовал. барабанный	1	0,6	0,7
49	кабина распылительная	8	0,8	0,9
50	укрытие для сушки	22	0,8	0,9
51	укрытие для сушки	25,5	0,8	0,9
52	3-пильный сверлильный станок	1,5	0,7	0,14
53	14-шпиндел. сверлильный станок	4	0,7	0,14
54	сверлильный станок	1	0,7	0,14
55	сверлильный станок	1	0,7	0,14
56	токарный станок	2	0,75	0,3
57	станок облицовки кромок	1	0,6	0,1
58	фуговальный станок	3,2	0,55	0,2
59	фрезерный станок	3,2	0,7	0,14
60	циркулярная пила	3,2	0,5	0,3
61	циркулярная пила	3,2	0,5	0,3
62	приточный вентилятор	18,5	0,8	0,8
	КОРПУС РМЦ И КОНТОРЫ
63	сверлильный станок	1,5	0,7	0,14
1	2	3	4	5
64	вальцовочный станок	4	0,7	0,1
65	фланцевый станок	2	0,75	0,1
66	вальцесадочный станок	2	0,7	0,1
67	вальцепрокатный станок	1	0,7	0,1
68	строгальный станок	3	0,55	0,2
69	сверлильный станок	1,5	0,7	0,14
70	сверлильный станок	6,3	0,7	0,14
71	токарный станок	5,5	0,75	0,14
72	токарный станок	7	0,75	0,14
73	токарный станок	10	0,75	0,14
74	токарный станок	11	0,75	0,14
75	фрезерный станок	3	0,7	0,14
76	фрезерный станок	13	0,7	0,14
77	отрезной станок	8	0,6	0,2
78	гильотинные ножницы	10	0,6	0,1
79	сверлильный станок	2	0,7	0,14
80	наждак	1,7	0,7	0,1
81	тельфер	1,5	0,75	0,1
82	сверлильный станок	2	0,7	0,14
83	отрезной станок	3	0,6	0,2
84	рубильная машина	4	0,6	0,1
85	сверлильный станок	1	0,7	0,14
86	компрессор	37	0,8	0,9
87	компрессор	37	0,8	0,9
88	компрессор	75	0,8	0,9
89	вентилятор	2	0,8	0,8
90	вентилятор	4	0,8	0,8
	КОТЕЛЬНАЯ
91	вентилятор	1,5	0,8	0,8
92	вентилятор	1,5	0,8	0,8
93	ножницы	3	0,6	0,2
94	наждак	2	0,7	0,1
95	сверлильный станок	2	0,7	0,14
96	токарный станок	7	0,7	0,14
97	трубогибочный станок	6,5	0,7	0,12
98	насос	4	0,8	0,8
99	насос	4	0,8	0,8
100	насос	4	0,8	0,8
101	насос	4	0,8	0,8
102	насос	10	0,8	0,8
103	насос	10	0,8	0,8
104	насос	23	0,8	0,8
105	насос	37	0,8	0,8
	КОРПУС СКЛАДОВ И СБОРКИ
106	сверлильный станок	1	0,7	0,14
107	сверлильный станок	1	0,7	0,14
108	сверлильный станок	1	0,7	0,14
109	сверлильный станок	3	0,7	0,14
110	вайма	5	0,8	0,2
111	подъемник	4	0,75	0,1
112	лифт	7,1	0,75	0,1
113	вентилятор	8,5	0,75	0,9

Большинство электроприемников данной группы цехов относится ко второй и третьей категории по обеспечению бесперебойности электроснабжения. К первой категории относится вытяжная вентиляция цеха массива.

Цех осуществляет работу в две смены. Число часов использования максимальной нагрузки в году Тм = 4500 часов.

Характеристика условий среды и категорий по пожаро- и взрывоопасности приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Характеристика условий среды и категорий надёжности

Наименование отделения	Помещение по условия среды	Категория по пожаро-, взрывоопасности
Цех массива 1 этаж:
Участок мехобработки	Пыльное	П-II
Участок раскроя пиломатериала	Пыльное	П-II
Сушильный участок	Влажное	-
Экспериментальный участок	Пыльное	П-IIа
Склад	Нормальное	-
Вспомогательные помещения	Нормальное	-
Цех массива 2 этаж:	Пыльное	П-IIа
Склад	Нормальное	-
Участок мехобработки	Пыльное	П-II
Шлифовальное отделение	Пыльное	В-Iа
Участок покраски и сушки		-
Место упаковки	Нормальное	-
Корпус складов и сборки:
Склад	Нормальное	-
Участок сборки	Нормальное	-
Корпус РМЦ и конторы
РМЦ	Нормальное	-
Электроцех	Нормальное	-
Компрессорная	Нормальное	-
Материальный склад	Нормальное	-
Контора	Нормальное	-
Вспомогательные помещения	Нормальное	-
Котельная	Нормальное	-

2 Разработка системы электроснабжения

2.1 Расчёт силовых электрических нагрузок

Расчёт электрических нагрузок силовых электроприёмников на втором уровне выполняется по отдельным узлам цеховых сетей - распределительным пунктам (РП).

Расчёт производится методом упорядоченных диаграмм. Все силовые электроприёмники (ЭП) каждого узла разбиваются на группы в соответствии с их режимом работы и коэффициентом использования:

· группа А - ЭП длительного режима работы с переменным графиком нагрузки (станки, прессы) и электроприёмники повторно-кратковременного режима работы (краны, тельферы);

· группа Б - ЭП длительного режима работы с постоянным графиком нагрузки (вентиляторы, компрессоры, крупные станки).

Пример расчёта электрических нагрузок приводится для узла РП-3.

Группа А:

- фуговальный станок Рн=1кВт; Ки = 0,2; cosц = 0,55;

- циркулярная пила количество n=2, Pн=0,7кВт; Ки = 0,3; cosц = 0,5;

- сверлильный станок Рн=1кВт; Ки = 0,14; cosц = 0,7;

- станок для сращивания Рн=2 кВт; Ки = 0,5; cosц = 0,8;

Итого по группе А:

PнУ = 1+2•0,7+1+2=5,4кВт.

Группа Б:

- циркулярная пила Pн=1,5кВт; Ки = 0,7; cosц = 0,5;

- 4-сторонний строгальный станок Pн=37,6кВт; Ки = 0,8; cosц = 0,5;

Итого по группе Б: PнУ = 1,5+37,6=39,1 кВт.

Итого по узлу:

PнУ = 5,4+39,1 = 44,5 кВт.

Активная мощность за наиболее загруженную смену, кВт,

Pсм У = У Kи · Pн,

* для группы А:

Pсм У = 0,2•1+0,3•2•0,7+0,14•1+0,5•2=1,76;

* для группы Б:

Pсм У = 0,7•1,5+0,8•37,6=31,13.

Реактивная мощность за наиболее загруженную смену, квар,

Qсм У = У Pсм i · tgцi,

где tgцi - коэффициент реактивной мощности, о.е.,

tgцi = tg(arccosцi);

* для группы А:

Qсм У = 0,200·tg(arcos 0,55) + 2•0,210·tg(arcos 0,5) + 0,140·tg(arcos 0,7) + 1,0х

хtg(arcos 0,8) =1,924;

* для группы Б:

Qсм У = 1,050 · tg (arcos 0,5) + 30,080 · tg (arcos 0,5) =67,723.

Средневзвешенный коэффициент использования, о.е.,

Kи св =,

для группы А:

Kи св =1,760/5,400= 0,326.

Эффективное число ЭП для группы А ,

;

=4,1.

Принимается nэ=4.

Коэффициент максимума по активной мощности при nэ = 4 и Kи = 0,326 по таблице или рисунку /2/, о.е.,

Kма = 2,2.

Коэффициент максимума по реактивной мощности при nэ = 4, о.е.,

Kмр = 1,1.

Коэффициент максимума по активной и реактивной мощности для группы Б, о.е.,

Kма = Kмр = 1.

Расчётные активная и реактивная мощности, кВт, квар,

;

;

* для группы А:

;

;

* для группы Б:

при количестве приемников в группе менее 3

Рр=?Рн;

Рр=1,5+37,6=39,1;

Qр=?Рн•tgц;

Qр=1,5•tg(arccos0,5)+37,6• tg(arccos0,5)=67,723.

Итого по узлу:

Рр=3,872+39,100=42,972;

Qр=2,116+67,723=69,840.

Полная расчётная мощность узла, кВА,

,

.

Расчётный ток узла, А,

,

.

Расчёт электрических нагрузок для других узлов проводится аналогично, результаты расчёта сведены в таблицу 2.1.

2.2 Расчёт освещения цеха

2.2.1 Светотехнический расчёт помещения цеха

Расчет общего освещения помещения цеха производится по методу коэффициента использования светового потока. Метод коэффициента использования предназначен для расчета общего равномерного освещения горизонтальных поверхностей при отсутствии крупных затеняющих предметов.

Производится расчет для участка механической обработки в цехе массива на первом этаже. К установке принимается светильник ПВЛМ с люминесцентными лампами (ЛЛ), который имеет следующие характеристики:

- мощность и количество ламп - 2х80 Вт;

- степень защиты - IP54;

- КСС - Д-1;

- КПД светильника - с =0,7.

Индекс помещения

,

где А и В - длина и ширина помещения, м;

Нр - высота подвеса светильника над рабочей поверхностью, м;

,

где hр.п. - высота рабочей поверхности, м;

hс - высота свеса светильника, м;

;

.

Коэффициент использования светового потока, о.е.,

,

где п - коэффициент использования помещения /3/, о.е.;

.

Принимается число рядов светильников в помещении равным Nр=2.

Рекомендуемое отношение /3/ л=L/Hр=1,2ч1,6. Отсюда рекомендуемое расстояние между рядами светильников L=3ч4м. Принимается L=4м. Расположение светильников в помещении показано на рисунке 2.1.

Расчетный световой поток одного ряда, лм,

,

где Ем - нормативная минимальная освещенность, равная 300 лк;

Кз - коэффициент запаса, для ЛЛ равный 1,5;

F - площадь помещения, м2;

Z - отношение Еср/Ем=1,1 для ЛЛ;

=73615.

Число светильников в ряду,шт,

,

где Фст - стандартный световой поток, лм;

2 - коэффициент, учитывающий число ламп в светильнике;

=7,4.

Принимается Ncp=7.

Расчетный световой поток одной лампы, лм,

,

=5258.

Расхождение со стандартным значением составляет 5%, что является допустимым.

Число светильников в помещении, шт,

Nc=Np•Ncp,

Nc=2•7=14.

Суммарная номинальная мощность светильников, установленных на участке мехобработки, кВт,

Pн=Nc•2х0.08,

Pн=14•2х0,08=2,240.

Светотехнический расчет для остальных помещений приведен в таблице 2.2.

2.2.2 Аварийное освещение цеха

Аварийное освещение подразделяется на освещение безопасности и эвакуационное.

В механическом цехе устанавливаются светильники эвакуационного освещения, которое предусматривается по основным проходам и лестницам производственных помещений, в которых работает более 50 человек и выход людей из помещения при аварийном отключении рабочего освещения связан с опасностью травматизма из-за продолжения работы производственного оборудования. Эвакуационное освещение должно обеспечивать освещенность не менее 0,5 лк на полу основных проходов и на ступенях лестниц. В качестве светильников эвакуационного освещения применяются лампы накаливания (ЛН), а при допустимых условий возможно применение люминесцентных ламп (ЛЛ).

Светильники аварийного освещения (освещения безопасности, эвакуационного) допускается предусматривать работающими одновременно со светильниками рабочего освещения, создавая общую освещенность согласно нормам, и автоматически включаемыми только при прекращении питания нормального освещения.

Для аварийного освещения механического цеха применяются светильники НСП22 (500 Вт) с ЛН, которые располагаются по основным проходам и работают одновременно со светильниками рабочего освещения, создавая общую освещенность согласно нормам. Расположение светильников и щитков аварийного освещения показано на рисунке 2.2.

2.2.3 Расчёт осветительных нагрузок

Расчетная осветительная нагрузка

-- активная, кВт,

,

где кс - коэффициент спроса на освещение, для производственных зданий состоящих из многих отдельных помещений кс=0,85;

кпот - коэффициент потерь в ПРА, для ЛЛ равный 1,2;

, - номинальная мощность светильников с ЛЛ и ЛН соответственно, кВт, берется по таблице 2.2;

=54,026.

-- реактивная, квар,

,

где tgцo - коэффициент реактивной мощности освещения,о.е.,

tgцo=tg(arccosцо),

cosцo=0,9;

tgцo=tg(arccos0,9)=0,484;

=22,954.

2.3 Выбор силовых трансформаторов

Принимается комплектная двухтрансформаторная подстанция, т.к. большинство потребителей электрической энергии данных цехов относятся к потребителям II категории надежности, и перерыв электроснабжения допустим на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала .

Расчет силовой нагрузки трансформаторов подстанции приведен в таблице 2.1, расчет осветительных нагрузок выполнен в п.2.2.3. Осветительная нагрузка присоединяется к трансформатору №1 трансформаторной подстанции.

Нагрузки трансформаторов:

Трансформатор №1

Рсм1=Рссм1+Росм,

Рсм1=251,719+54,026=305,745 кВт;

Qсм1=Qссм1+Qосм,

Qсм1=305,097+22,954=328,051 квар;

Рр1=Рср1+Рор,

Рр1=266,511+54,026=320,537 кВт;

Qр1=Qср1+Qор,

Qр1=305,097+22,954=328,051;

Трансформатор №2

Рсм2=274,212 кВт;

Qсм2=237,434 квар;

Рр2=290,502 кВт;

Qр2=237,434 квар.

По подстанции в целом

=545,347 кВт;

=542,530 квар.

При проектировании целесообразно отдавать предпочтение комплектным трансформаторным подстанциям (КТП). КТП состоит из трех узлов: шкафа ввода ВН, силового трансформатора, РУ НН. Шкаф ввода ВН предназначен для глухого присоединения трансформатора к линии или через выключатель нагрузки, или через разъединитель с предохранителем. Трансформатор КТП может быть один из марок ТМЗ, ТНЗ или ТС. РУ НН состоит из набора металлических шкафов, в которых устанавливают предохранители типа ПН-2 для отходящих линий или автоматические воздушные выключатели.

Выбор числа и мощности трансформаторов производится по средней мощности за наиболее загруженную смену Sсм. В этом случае число и мощность трансформатора можно определить по Sсм из того предложения, что в сети НН осуществляется полная компенсация реактивной мощности до cos = 1, и тогда Sсм = Рсм:

где КЗ - коэффициент загрузки трансформатора, который принимается для КТП Кз = 0,65;

Рсм - среднесменная мощность трансформатора, кВт.

Значения коэффициентов загрузки трансформаторов определены из условия взаимного резервирования трансформаторов в аварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе трансформаторов в 1,3 раза на время максимума нагрузки с общей продолжительностью по 6 ч в каждые из пяти суток

Мощность трансформаторов, кВА,

Трансформатор №1

,

;

Трансформатор №2

,

.

Принимаются к установке на КТП два трансформатора типа ТМЗ-630/6.

Коэффициент загрузки трансформатора, о.е., в максимальном режиме при условии полной компенсации реактивной мощности,

Кз=Рр/Sном.тр,

Трансформатор №1

Кз=320,537/630=0,509;

Трансформатор №2

Кз=290,502/630=0,461.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме при отключении одного трансформатора,о.е.,

,

=0,866,

что меньше допустимого значения 1,3.

2.4 Выбор сечений кабельных линий напряжением 6 кВ, питающих

КТП

Выбор сечений производится по экономич еской плотности тока и проверяется по условию нагрева.

Экономическое сечение определяется из выражения

где IP - расчетный ток линии в нормальном режиме работы, А,

,

;

jэк - экономическая плотность тока /3/, А/мм2;

.

Выбирается кабель марки ААБ 350 (Iдоп = 155А - кабель проложен в земле).

Проверка по нагреву:

Расчетный ток в линии в послеаварийном режиме, А,

Проверка выбранного кабеля по нагреву в послеаварийном режиме:

Все условия выполняются

2.5 Компенсация реактивной мощности

Компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ подстанции выполняется исходя из двух условий: потребление реактивной мощности ниже экономического значения и допустимая загрузка трансформаторов.

Предприятию задано экономическое значение коэффициента реактивной мощности на шинах 0,4 кВ подстанции tgцэ=0,3. Принимается, что при соблюдении данного значения, предприятие в целом не превышает экономической величины потребляемой реактивной мощности.

Первое условие.

Необходимая мощность компенсирующих устройств, квар,

,

где tgцф - фактический коэффициент реактивной мощности, о.е.,

tgцф=Qp/Pp;

Трансформатор №1

tgцф=328,051/320,537=1,023;

=231,890;

Трансформатор №2

tgцф=237,434/290,502=0,817;

=150,189.

Второе условие.

Коэффициент загрузки трансформаторов в расчетном режиме до компенсации, о.е.,

,

Трансформатор №1

=0,728;

Трансформатор №2

=0,595.

Реактивная мощность, которую можно передавать через трансформатор в нормальном режиме работы, квар,

,

Трансформатор №1

=272,416;

Трансформатор №2

=304,135.

Необходимая мощность компенсирующих устройств, квар,

=Qp-Qпер,

Трансформатор №1

=328,051-272,416=55,635;

Трансформатор №2

=237,434-304,135=-66,701.

Из мощностей компенсирующих устройств, выбранных по двум условиям, принимается наибольшая. Устанавливаются комплектные компенсирующие устройства ККУ - 0,38 -240 для секции РУ НН первого трансформатора и ККУ - 0,38 --160 - для второго.

Коэффициент загрузки трансформатора после компенсации реактивной мощности, о.е.,

,

Трансформатор №1

=0,527;

Трансформатор №2

=0,477.

2.6 Выбор осветительной сети. Электротехнический расчет

В осветительных установках общего освещения применяется преимущественно напряжение 380/220 В переменного тока при заземленной нейтрали. Так как расчёт ведётся только для общего освещения, то для других видов освещения расчёт не выполняется.

Схема питания осветительной установки состоит из питающих и групповых линий. К питающим линиям относятся участки сети от распределительных устройств подстанций до групповых щитков. К групповым линиям относятся участки сети от групповых щитков до светильников.

Питающие линии выполняются четырёхпроводными, а групповые в зависимости от нагрузки и протяженности бывают двухпроводными, трёхпроводными и четырёхпроводными. Питающие линии осветительной сети могут быть выполнены по радиальной, магистральной или смешанной схемам.

Групповые линии могут быть как однофазными, так и трехфазными. Однофазные групповые линии целесообразно прокладывать для помещений небольшой площади, а также для средних и крупных помещений, освещаемых не слишком часто установленными светильниками с ДРЛ и ЛН небольшой мощности до 150-200 Вт и люминесцентными светильниками. Трехфазные групповые линии экономичны в больших помещениях, освещаемых мощными светильниками с ЛН 500-1000 кВт или лампами ДРЛ.

Групповые щитки необходимо располагать ближе к центру осветительных нагрузок и в местах, доступных для обслуживания.

Для светильников аварийного освещения устанавливается отдельные щитки, которые присоединяются к сети, не зависящей от рабочего освещения. При этом освещенность, создаваемая светильниками аварийного освещения, входит в общий баланс освещенности производственного помещения.

Согласно вышеприведенным рекомендациям питающие линии выбираются четырёхпроводными, а групповые - двухпроводными. К РУ НН КТП присоединяется магистральный щит освещения (МЩО), от которого отходят питающие линии щитов освещения (ЩО), выполненные по смещанной схеме.

Сечение проводников осветительной сети определяется по допустимой потере напряжения. В тех случаях, когда рассчитывается разветвленная сеть, то есть когда имеются трехфазные и однофазные ответвления, сечение вычисляется по формуле, мм2,

,

где М - сумма моментов рассчитываемого и всех последующих по направлению потока энергии участков с тем же числом проводов в линии, что и рассчитываемый участок, кВт·м,

m - сумма моментов всех ответвлений, питаемых через рассчитываемый участок с отличным числом проводников в линии, кВтм;

- коэффициент приведения моментов, когда ответвления имеют иное число проводов, чем рассчитываемый участок /3/, о.е.;

- коэффициент, зависящий от системы сети, рода тока, материала проводника /3/, о.е.;

- допустимая потеря напряжения осветительной сети /2/, %.

Момент нагрузки i-ого участка сети, кВт·м,

,

где Ppi - расчетная мощность i-ого участка сети, кВА;

Lпрi - приведенная длина i-ого участка сети, м;

Lпрi=Loi+Lpi,

где Loi - длина i-ого участка до распределенной нагрузки, м;

Lpi - длина распределенной нагрузки i-ого участка, м;

Схема осветительной сети представлена на рисунке 2.3.

В качестве проводников осветительной сети для питающих линий используется четырехжильный кабель марки АВВГ, для групповых линий - двухжильный марки АВВГ.

Пример расчёта приводится для линии МЩО -ЩО1.

Сумма моментов, кВт·м,

;

Сечение проводника, мм2,

.

Полученное значение округляется до стандартного мм2.

Проверка выбранного кабеля по допустимому длительному току, А,

где Iдоп - допустимый длительный ток на кабели данного сечения /1/, А,

Iдоп=17,48 А;

Iр - расчетный ток в линии, А,

Условие выполняется.

Действительная потеря напряжения на участке 1-2, %,

,

.

Допустимая потеря напряжения на оставшихся участках, %,

,

.

Дальнейший расчёт выполняется аналогично, результаты расчёта сводятся в таблицу 2.3.

Прокладка трасс проводников системы освещения выполняется на лотках и по строительным конструкциям на высоте, зависящей от типа помещения и наличия производственных конструкций.

Щиты освещения располагаются на колоннах на высоте 1,5 м от пола. Расположение ЩО показано на рисунке 2.1.

2.7 Выбор схемы и конструктивное выполнение внутрицехового

электроснабжения напряжением до 1 кВ

Основной тенденцией в проектировании электроснабжения является сокращение протяженности сетей низшего напряжения путем максимального приближения высшего напряжения (трансформаторной подстанции) к потребителям электроэнергии.

Сети напряжением до 1000 В подразделяются на питающие, прокладываемые от трансформаторной подстанции или вводного устройства до силовых пунктов, и распределительные, к которым присоединяются ЭП. В комплекс внутрицехового электроснабжения входят питающие и распределительные линии, РП напряжением до 1000 В, аппаратура коммутации и защиты сетей и ответвлений к отдельным ЭП. Питающие и распределительные сети могут быть выполнены по радиальным, магистральным и смешанным схемам.

Радиальные схемы наиболее часто используются для питания отдельных относительно мощных ЭП (двигатели компрессорных и насосных установок, печи и т.д.), а также в случаях, когда мелкие по мощности ЭП распределяются по цеху неравномерно и сосредоточены группами на отдельных участках (ремонтные мастерские, отдельные участки с непоточным производством и т.п.). К достоинствам радиальных схем относятся: высокая надежность питания (выход из строя одной линии не сказывается на работе потребителей, питающихся от других линий), а также возможность автоматизации переключений и защиты.

Магистральные схемы применяются для питания ЭП, обслуживающих один агрегат и связанных единым технологическим процессом, когда прекращение питания любого из этих ЭП вызовет необходимость прекращения работы всего технологического агрегата. Магистральные схемы находят широкое применение для питания большого числа мелких ЭП, распределенных относительно равномерно по площади цеха (металлорежущие станки в цехах механической обработки металлов и другие потребители).

На практике наибольшее распространение находят смешанные схемы, сочетающие в себе элементы радиальных и магистральных схем. Смешанные схемы характерны для крупных цехов металлургических заводов, для литейных, кузнечных и механосборочных цехов машиностроительных заводов.

Проектирование цеховых сетей во всех случаях должно выполняться на основе хорошего знания технологии проектируемого цеха, условий окружающей среды и степени ответственности отдельных ЭП.

Питающая сеть выполнена четырехжильным кабелем марки АВВГ, проложенным открыто по стенам и конструкциям, по смешанной схеме.

Распределительная сеть проектируется по радиальной схеме. Линии выполнены четырехжильным кабелем марки АВВГ, проложенным в стальных трубах в полу участков и отделений цехов.

2.7.1 Выбор сечений проводников питающей сети

Питающая сеть выполнена по смешанной схеме с помощью кабелей марки АВВГ. Расположение силовых пунктов (РП) и трасс кабельных линий приводится на рисунке 2.4.

Сечение кабелей цеховых сетей напряжением до 1кВ выбирается сравнением расчётного тока линии с допустимым длительным током принятых марок проводов и кабелей с учётом условий их прокладки и температуры окружающей среды.

Должно выполняться условие

,

где Iр - расчётный ток линии, А;

Iдоп - допустимый длительный ток на кабели данного сечения, А,

,

где - допустимый табличный ток для трёхжильных кабелей /3/, А;

0,92 - коэффициент, учитывающий ток для четырёхжильных кабелей, о.е.;

Кп - поправочный коэффициент на условия прокладки, о.е.;

,

где К1 - поправочный коэффициент, зависящий от температуры окружающей среды /3/, о.е.;

К2 - поправочный коэффициент на число работающих кабелей /3/, о.е.;

К3 - поправочный коэффициент на способ прокладки, равный 1, о.е.

Выбранные сечения проводов, кабелей и шин проверяют по допустимой потере напряжения. Делается это с целью обеспечения нормального напряжения на зажимах ЭП в пределах допустимых отклонений.

Нормами величина потерь напряжения в сети до 1 кВ не установлена. Однако, зная напряжение на шинах трансформаторной подстанции и подсчитав потерю напряжения в сети, можно определить отклонение на зажимах электроприёмников и сравнить с допустимыми значениями отклонения напряжения, которые приняты:

- для освещения 5%;

- для электродвигателей -5%, +10%;

- для дуговых сталеплавильных печей и печей сопротивления 5%;

- для сварочных агрегатов не ниже -(8…10)%;

- для кранов не ниже -(8…9)%.

Потеря напряжения в сети определяется по формуле, %,

,

где Iр - расчётный ток линии на данном участке, А;

L - расстояние от точки питания до точки приложения равнодействующей нагрузки, км;

rо, xо - активное и индуктивное сопротивление 1 км линии /1/, Ом/км;

cos - коэффициент мощности данного участка, о.е.;

Uл - линейное напряжение, равное 380 В.

Выбор сечений проводников в сетях напряжением до 1 кВ, прокладываемых в помещениях, тесно связан с выбором плавких вставок и уставок расцепителей автоматических выключателей. При защите линий предохранителями или автоматами сечения выбираемых проводов и кабелей обязательно должны быть согласованы с номинальными токами плавкой вставки или токами уставки автомата, защищающими данный провод или кабель по /3/. Расчет сетей на потерю напряжения должен обеспечить необходимый уровень напряжения на зажимах ЭП и, как следствие, необходимый момент вращения электродвигателя или требуемую освещенность от источника света.

Ниже в качестве примера рассмотрен выбор сечения питающей сети КТП - РП1.

Расчётный ток, А,

,

где для СП-4 берутся из таблицы 2.1;

.

Для прокладки принимаются кабель с алюминиевыми жилами сечением 35 мм2.

Для выбранных кабелей:

А;

Iдоп = 90·0,92 = 82,8 А;

Для открытой прокладки одного кабеля и при расчетной температуре воздуха 25оС Кп=1;

72,928 < 82,8.

Условие выполняется.

Далее определяются cos и sin нагрузки данной КЛ, о.е.,

,

;

.

Принимается кабель АВВГ 3x35+1x16, который имеет следующие параметры: r0 = 0,894 Ом/км, x0 = 0,088 Ом/км.

Потеря напряжения в линии, %,

.

Расчёт для остальных линий производиться аналогично, результаты расчёта сводятся в таблицу 2.4.

2.7.2 Выбор кабеля для конденсаторных установок

Выбор кабеля на линию КТП - КУ производится по зарядному току КУ, А,

,

Трансформатор №1

.

Принимаются два параллельно работающих кабеля марки АВВГ 3x185+1x95 c суммарным допустимым током Iдоп = 2·248,4 = 496,8 А.

Трансформатор №2

.

Принимаются два параллельно работающих кабеля марки АВВГ 3x120+1x70 c суммарным допустимым током Iдоп = 2·184 = 368 А.

2.7.3 Выбор сечений проводов распределительной сети

Выбор сечений проводников распределительной сети производится для силовых пунктов РП-2, РП-3, РП-15, РП-18.

Распределительные сети выполнены по радиальным схемам, кабелем марки АВВГ. Прокладка в цехах выполняется в стальных трубах в полу помещений. Расположение оборудования и трасс проводов распределительной сети показаны на рисунке 2.5.

Расчётный ток электроприёмника, А,

,

где Рном - номинальная активная мощность станка, кВт;

cosн - номинальный коэффициент мощности станка, о.е.;

з - КПД станка, о.е.

Выбор сечений ведётся по условию

,

где Iдоп - допустимый длительный ток провода данного сечения, А,

,

где - допустимый табличный ток для четырёх одножильных проводов /3/, А;

Пример выбора сечения проводов для линии от РП-3 к фуговальному станку:

Расчётный ток станка, А,

.

Принимается кабель с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм2.

Для выбранных проводов:

Iдоп = 0,92·19 =17,48 А;

3,069 < 1?17,48.

Условие выполняется.

Потеря напряжения в линии, %,

Результаты выбора сечений остальных линий сводятся в таблицу 2.5.

Из таблицы 2.5 видно, что наиболее электрически удалённым электроприёмником является лифт, присоединенный к РП-18.

Напряжение на зажимах наиболее удалённого от КТП приемника, %,

Uдв = Uх - UТ - Uc,

где Uх - напряжение холостого хода на зажимах вторичной обмотки трансформатора КТП, равное 105%;

UТ - потеря напряжения в трансформаторе КТП, %,

,

где Uа - активная составляющая напряжения КЗ, %,

,

где Рк - потери КЗ /2/, кВт;

;

Uр - реактивная составляющая напряжения КЗ, %,

,

где Uк - напряжение КЗ /2/, %;

;

;

Uc - потеря напряжения в сети ( в питающей и в распределительной), %;

ДUc = Uп + Uр,

ДUc = 3,640 + 1,928 = 5,568;

Uдв = 105 - 1,2 - 5,568 = 98,232.

Таким образом, напряжение на зажимах наиболее удалённого станка находиться в допустимых пределах (-5%, +10%).

2.8 Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ необходим для выбора электрооборудования, коммутационных аппаратов, уставок релейной защиты.

Расчет токов КЗ в трехфазных сетях переменного тока напряжением до 1 кВ выполняется в именованных единицах (мОм) в соответствии с /4/.

Расчёт начинается с составления расчетной схемы с нанесением на ней точек КЗ. Расчётная схема представлена на рисунке 2.5. Т.к. на подстанции трансформаторы работают раздельно, то второй трансформатор на расчётной схеме не показывается. Расчет приводится для наиболее электрически близкого и дальнего РП (РП-15 и РП-18).

Ниже для примера приводится расчёт токов КЗ в точке К1.

Расчёт токов КЗ производится на наиболее удалённом силовом пункте (РП-18), на наиболее удалённом ЭП (лифт).

Составляется схема замещения, на которой указываются активные и реактивные сопротивления в мОм, приведенные к ступени напряжения сети точки КЗ. Схема замещения представлена на рисунке 2.6.

Для расчета предварительно выбираются автоматические выключатели. Автомат SF1 выбирается по номинальному току трансформатора с учетом допустимой перегрузки.

Расчетный ток выключателя, А,

,

=1182.

Выбирается автоматический выключатель с номинальным током 1600 А.

Для остальных выключателей:

SF2: Ip=31,037 А IномАВ=63 А;

SF3: Ip=15,981 А IномАВ=25 А;

Параметры элементов схемы замещения.

Система: Uст.нн=0,4 кВ; Uст.вн=6,3 кВ; Iном.отк=20 кА.

Трансформатор: r1т=r0т=3,4 мОм; х1т=х0т=13,5 мОм.

SF1: rкв1=0,14 мОм; хкв1=0,08 мОм; rк1=0.

ТА1: rТА1=0; хТА1=0.

SF2: rкв2=7 мОм; хкв2=4,5 мОм; rк2=1,3 мОм.

ТА2: rТА2=11 мОм; хТА2=17 мОм.

КЛ2: l=200 м; rуд=1,435 мОм/м; худ=0,092 мОм/м; rуд0=3,42 мОм/м; худ0=1,286 мОм/м.

SF3: rкв3=12 мОм; хкв3=7,5 мОм; rк3=1,7 мОм.

КЛ3: l=28 м; rуд=12,5 мОм/м; худ=0,116 мОм/м; rуд0=15,3 мОм/м; худ0=2,91 мОм/м.

Эквивалентное индуктивное сопротивление энергосистемы, приведенное к ступени НН, мОм,

,

где UсрНН - среднее напряжение ступени НН трансформатора, В;

UсрВН - среднее напряжение ступени ВН, к которой подключен трансформатор, В;

- максимальный ток трёхфазного КЗ на шинах 6 кВ, А;

.

Сопротивления кабельной линии КЛ2, мОм,

прямой последовательности:

rкл2=rуд?l,

rкл2=1,435?200=287;

с учетом нагрева кабеля (применяется для расчета минимального тока КЗ)

rкл2=rуд?l?СИ,

rкл2=1,435?200?1,5=430,5;

хкл2=худ?l,

хкл2=0,092?200=18,4;

обратной последовательности:

r0кл2=rуд?l,

r0кл2=3,42?200=684;

с учетом нагрева кабеля

r0кл2=rуд0?l?СИ,

r0кл2=4,4?200?1,5=1026;

х0кл2=худ0?l,

х0кл2=1,286?200=257,2.

Сопротивления кабельной линии КЛ3, мОм,

прямой последовательности:

rкл3=rуд?l,

rкл3=12,5?28=350;

с учетом нагрева кабеля

rкл3=rуд?l?СИ,

rкл3=12,5?28?1,5=525;

хкл3=худ?l,

хкл3=0,116?28=3,248;

обратной последовательности:

r0кл3=rуд?l,

r0кл3=15,3?28=428,4;

с учетом нагрева кабеля

r0кл3=rуд0?l?СИ,

r0кл3=4,4?28?1,5=642,6;

х0кл3=худ0?l,

х0кл3=2,91?28=81,48.

Активное сопротивление дуги в точке К1 по /4/, мОм,

.

Суммарное сопротивление контактных соединений до места КЗ rкс=1,2 мОм.

Суммарные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности в максимальном режиме, мОм,

r1У=r1т + rкв1 + rк1+ r ТА1+ rкв2 + rк2 + r ТА2 + rкл2 + rкв3 + rк3 + rкл3 + rкс,

х1У=хс + х1т + хкв1 + х ТА1+ хкв2 + х ТА2 + хкл2 + хкв3 + хкл3,

,

.

Суммарные активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности в минимальном режиме, мОм,

r1У=r1т + rкв1 + rк1+ r ТА1+ rкв2 + rк2 + r ТА2 + rкл2 + rкв3 + rк3 + rкл3 +rкс ,

,

=993,24,

.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ в максимальном режиме, кА,

,

где Uном - среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло КЗ, В;

.

Ударный ток в максимальном режиме, кА,

,

где Куд - ударный коэффициент, о.е.,

,

где , град;

;

, с;

;

, c,

где , f - частота питающей сети, равная 50 Гц;

;

;

.

Суммарные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности, мОм,

r0У=r0т + rкв1 + rк1+ r ТА1+ rкв2 + rк2 + r ТА2 + r0кл2 + rкв3 + rк3 + r0кл3 + rкс,

х0У= х0т + хкв1 + х ТА1+ хкв2 + х ТА2 + х0кл2 + хкв3 + х0кл3,

,

;

;

.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в минимальном режиме, кА,

,

.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ в минимальном режиме, кА,

.

Расчёт токов КЗ в остальных точках производится аналогично по /6/. Результаты расчёта приводятся в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Расчёт токов короткого замыкания

Точка КЗ	Вид КЗ	Максимальное значение	Минимальное значение
		Iп0, кА	iуд, кА	Iп0, кА
К1	К(3)	0,341	0,482	-
	К(2)	-	-	0,197
	К(1)	-	-	0,185
К2	К(3)	0,732	1,035	-
	К(2)	-	-	0,396
	К(1)	-	-	0,337
К3	К(3)	15,528	31,372	-
	К(2)	-	-	12,874
	К(1)	-	-	15,148
К4	К(3)	8,832	13,662	-
	К(2)	-	-	5,744
	К(1)	-	-	3,940
К5	К(3)	1,456	2,059	-
	К(2)	-	-	0,834
	К(1)	-	-	0,844

2.9 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры,

распределительных силовых и осветительных шкафов

2.9.1 Выбор автоматических выключателей на КТП

Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для автоматического отключения электрических цепей при КЗ или ненормальных режимах (перегрузках, снижении или исчезновении напряжения), а также для нечастого включения и отключения токов нагрузки. Отключение выключателя при КЗ и перегрузках выполняется встроенным в выключатель автоматическим устройством - расцепителем. Автомат может иметь комбинированный расцепитель (электромагнитный + тепловой), полупроводниковый максимальный расцепитель или только электромагнитный расцепитель, отключающий ток КЗ.

Выбор автоматических выключателей производится по следующим условиям:

- номинальный ток расцепителя, А,

,

где Ip - расчётный ток линии, А;

- ток срабатывания расцепителя (срабатывание отсечки) выключателя, А,

где kн - коэффициент надежности, для ВА51 кн = 2,1, о.е.;

Iкр - кратковременный максимальный ток, А,

Iкр = Iпуск - для ответвлений и одиночных электроприёмников;

Iкр = Iпик - для группы электроприёмников.

Пиковый ток группы электроприёмников, А,

,

где - номинальный ток наибольшего электроприёмника рассматриваемой группы, А,

,

- пусковой ток наибольшего электроприёмника, А,

,

где Kп - кратность пускового тока наибольшего электроприёмника, о.е.,

Kп = 57 - для асинхронного электродвигателя с к.з. ротором, о.е.;

Ки - коэффициент использования наибольшего электроприёмника, о.е.

Проверка защитной аппаратуры производится по следующим условиям:

1) Чувствительность к однофазному току КЗ:

,

где Iап.з = IСО - для автоматов;

Коэффициент чувствительности должен быть больше 1,4 ч1,5 - при защите автоматическими выключателями;

2) По отключающей способности:

,

где - предельная коммутационная способность аппарата, кА;

3) На динамическую устойчивость:

,

где - ток динамической устойчивости аппарата, кА.

Пример расчёта пикового тока для линии КТП - РП-18:

Номинальный ток наибольшего электроприёмника (лифта), А,

.

Пусковой ток наибольшего электроприёмника, А,

.

Пиковый ток, А,

.

Расчёт пиковых токов для других линий, отходящих от КТП, производится аналогично. Результаты расчёта приведены в таблице 2.13.

Пример выбора автомата приводится для линии КТП - РП-18.

Выбирается автомат ВА51-29 с IН.РАСЦ. = 31,5 А.

Условие выполняется.

Ток срабатывания отсечки принимается равным десятикратному току расцепителя:

.

Условие выполняется.

После выбора автоматов предварительно выбранные сечения проводников (проводов, кабелей) по условию нагрева и по потере напряжения должны быть проверены на выполнение условия защиты проводников от перегрева токами короткого замыкания. Необходимо рассчитать, чтобы номинальные токи расцепителей аппаратов защиты по отношению к допустимым длительным токовым нагрузкам проводников имели кратность не более 100%. Выполнение этого условия гарантирует в случае короткого замыкания срабатывание выключателя раньше, чем провод или кабель нагреется до опасной температуры. Если это условие не выполняется, то выбирают проводник с большей площадью сечения и с большим допустимым током.

Условие проверки, %,

где k - кратность номинального тока расцепителя аппарата защиты по отношению к допустимой длительной токовой нагрузке проводника /4/, о.е.;

.

Условие выполняется.

Проверка автомата:

1) Чувствительность однофазному току КЗ:

;

;

2) По отключающей способности:

,

;

3) На динамическую устойчивость:

,

.

Выбранный автомат не проходит по максимальным токам КЗ , но допускается к установке т.к. вводной автомат имеет ток срабатывания отсечки меньше, чем ток одноразовой коммутационной способности выбранного выключателя, и отключит КЗ.

Выбор автоматов других линий приводится в таблице 2.7.

Выбор вводного автомата на КТП производится по номинальному току трансформатора, с учётом перегрузки.

Номинальный ток трансформатора с учётом перегрузки, А,

Выбирается автоматический выключатель типа ВА53-43 с IН.РАСЦ. = 1600 А.

Выбор секционного автомата на КТП производится по току трансформатора, А,

Выбирается автоматический выключатель типа ВА53-41 с IН.РАСЦ.= 1000 А.

Выбор автомата на КТП на линию к конденсаторной установке производится по зарядному току КУ, А,

,

.

Выбирается автоматический выключатель типа ВА51-39 с IН.РАСЦ. = 630 А.

Выбор коммутационных аппаратов производится также для распределительных пунктов РП-15 и РП-18 аналогично выбору выключателей на КТП. Результаты приводятся в таблице 2.7.

2.6.2 Выбор автоматических выключателей в ЩО

Выбор автоматов в ЩО производится по расчетному току групповых и питающих (для МЩО) линий, чтобы выполнялось условие Ip<Iн.расц . Для групповых линий на основании таблицы 2.2 выбираются автоматы ВА51-29 с номинальными токами расцепителей 6,3, 10 и 16 А для соответствующих участков. Для питающих линий выбираются автоматы ВА51-29. Для щита ЩО4 номинальный ток расцепителя 6,3 А; для щитов ЩО3 и ЩО6 - 10 А; для щитов ЩО1 и ЩО9 - 16 А; для щитов ЩО5, ЩО7 и ЩО8 - 25 А. На линии к магистральному щиту освещения устанавливается выключатель ВА52-33 с Iн.расц=125 А.

2.6.3 Выбор силовых распределительных пунктов и групповых

щитов освещения

Для распределения электроэнергии применяют распределительные шкафы (пункты) с автоматическими выключателями или плавкими предохранителями. Распределительные пункты серий ПР11, ПР24 и ПР9000 снимают с производства. Вместо них для сетей переменного тока 50 Гц выпускаются шкафы ПР8501 для силовых и осветительных ЭУ, которые с трёхполюсными выключателями могут быть использованы также и для силовых ЭП. Продолжается выпуск силовых распределительных шкафов серии ШР11 с плавкими предохранителями ПН-2 (или НПН-2) и с рубильником на вводе.

Принимаются к установке силовые распределительные шкафы серии ПР8501 с зажимами на вводе.

В качестве групповых щитов освещения используется распределительные пункты ПР8501 с зажимами на вводе с однополюсными автоматами типа ВА51-29.

2.10 Релейная защита трансформатора цеховой подстанции

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются короткие замыкания, вследствие которых нарушается нормальная работа системы электроснабжения.

При протекании токов короткого замыкания элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного участка или сети.

С учётом требований ПУЭ для защиты силовых трансформаторов цеховой подстанции используются следующие виды защит:

Токовая отсечка - предназначена для защит от междуфазных коротких замыканий на стороне высокого напряжения трансформатора и на его ошиновке. Эта защита не должна работать при междуфазных коротких замыканиях на стороне 0,4 кВ и при коротких замыканиях на отходящих линиях. Данная защита является быстродействующей, действует на отключение трансформатора.

МТЗ - предназначена для защиты от всех видов повреждений внутри обмотки и на выводах, а также для осуществления резервирования защит отходящих присоединений. Данная защита также может при необходимости обеспечить дальнее резервирование, имеет выдержку времени. Работает на отключение трансформатора.

Токовая защита нулевой последовательности - предназначена для защиты от однофазных замыканий на стороне 0,4 кВ трансформатора в зоне резервирования, является основной. Устанавливается на трансформаторах со схемой соединения /0, /0. Отстраивается от тока небаланса, работает на отключение межсекционного и вводного автомата.

В данном случае для защиты от токов однофазного короткого замыкания используется автоматический выключатель установленный на стороне 0,4 кВ после трансформатора и следовательно, токовая защита нулевой последовательности не применяется.

Газовая защита - от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла, выполняется с использованием реле давления и мембраны в крышке бака трансформатора.

Токовая защита от перегрузки - предназначена для защиты от токов, обусловленных перегрузкой трансформаторов, действует на сигнал.

Расчет параметров срабатывания максимальной токовой отсечки:

Ток срабатывания мгновенной токовой отсечки (МТО), А,

,

где кот - коэффициент отстройки, принимается равным 1,2, о.е;

- максимальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени, на стороне низкого напряжения трансформатора, А;

кТ - коэффициент трансформации защищаемого трансформатора, о.е;

.

Ток срабатывания реле МТО, А,

,

где ксх - коэффициент схемы, равный 1, о.е;

кТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, о.е;

Трансформатор тока выбирается по номинальному току трансформатора на стороне высокого напряжения IВН.ном, А,

,

.

Принимается трансформатор тока с номинальным первичным током 75А, имеющий ктт=15.

.

Коэффициент чувствительности защиты, о.е,

,

где - ток двухфазного короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, А;

,

где - ток трёхфазного короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, принимается, в связи малой протяжённостью высоковольтной КЛ, равным току трёхфазного КЗ на шинах РУ 6 кВ, А;

;

,

т.е. требуемая чувствительность обеспечивается.

Расчет параметров срабатывания максимальной токовой отсечки МТО:

,

где кот = 1,2;

кВ - коэффициент возврата реле, принимается равным 0,85, о.е;

Iраб.max - наибольшее значение рабочего тока трансформатора, принимается равным 1,3•IВН.ном с учетом допустимой перегрузки трансформатора в послеаварийном режиме, А;

.

Ток срабатывания реле МТО, А,

,

.

Коэффициент чувствительности защиты, о.е,

,

где - ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме на стороне высокого напряжения трансформатора при коротком замыкании на стороне 0,4 кВ, А;

,

;

,

т.е. требуемая чувствительность обеспечивается.

Время срабатывания защиты, с,

tсз = tсз.пр + t ,

где tсз.пр - время срабатывания защит отходящих присоединений, принимается равным 0,5,с;

t - ступень селективности, равная 0,5, с;

tсз = 0,5 + 0,5 =1.

Расчёты параметров срабатывания токовой защиты от перегрузки с действием на сигнал.

Ток срабатывания токовой защиты с действием на сигнал, А,

Iсз= кн•1,3•IВН.ном,

где кн = 1,05;

Iсз=1,05•1,3•60,622=82,749.

Ток срабатывания реле, А,

,

.

Время срабатывания защиты, с;

tсз=,

tсз=1+0,5=1,5.

2.11 Защитное заземление

Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землёй или её эквивалентом металлических нетоковедущих частей, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус или по другим причинам. Схема защитного заземления представлена на рисунке.

Защитное заземление предназначено для устранения опасности поражения током в случае прикосновения к корпусу и другим нетоковедущим металлическим частям электроустановки, оказавшимся под напряжением. Защитное заземление следует отличать от рабочего заземления. Рабочее заземление предназначено для обеспечения надлежащей работы электроустановки в нормальных и аварийных условиях.

Корпусы электрических машин, трансформаторов, светильников, аппаратов и другие металлические нетоковедущие части могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции и контакте их с токоведущими частями. Если корпус при этом не имеет контакта с землёй, то прикосновение к нему также опасно, как и прикосновение к фазе.

Принцип действия защитного заземления основан на снижении до безопасных значений напряжения прикосновения и напряжения шага. Это достигается путём уменьшения потенциала заземлённого оборудования (за счёт уменьшения сопротивления заземления), а также путём выравнивания потенциалов основания, на котором стоит человек, и заземлённого оборудования.

Рисунок 2.7 - Принципиальная схема заземления в сетях трехфазного тока

1 - заземлённое оборудование; 2 - заземлитель рабочего заземления; 3 - заземлитель защитного заземления.

Область применения защитного заземления:

сети до 1000 В переменного тока - трехфазные трехпроводные с изолированной нейтралью, однофазные двухпроводные, изолированные от земли, а также постоянного тока двухпроводные с изолированной средней точкой обмоток источника тока;

сети выше 1000 В переменного и постоянного тока с любым режимом работы нейтрали.

В сети с глухозаземлённой нейтралью напряжением до 1000 В заземление неэффективно, так как даже при глухом замыкании на землю ток зависит от сопротивления заземления и при его уменьшении ток возрастает.

Расчёт заземлителя подстанции 6/0,4 кВ:

Расчёт производится для понизительной подстанции, на которой установлены два трансформатора ТМЗ-630/6 с заземленными нейтралями на стороне 0,4 кВ. Заземлитель выбирается выносного типа, расположенный по контуру у наружной стены подстанции. Естественных заземлителей нет. Ток замыкания на землю неизвестен, однако известна общая протяженность кабельных линий 6 кВ lКЛ=1 км. Заземлитель предполагается выполнить из вертикальных стержневых электродов длиной lВ=3 м, диаметром d=25 мм. Верхние концы, которых соединяются между собой с помощью горизонтального электрода выполненного из той же стали, уложенной на глубине H0=0,7 м. Предварительная схема заземлителя и размеры представлены на рисунке . По предварительной схеме принимаем количество вертикальных электродов n=15 шт. Удельное сопротивление земли сизм=100 Ом•м.

---

Расчётный ток замыкания на землю, А,

где Uлин - линейное напряжение, кВ;

Требуемая норма сопротивления заземляющего устройства определяется из двух условий:

Ом для U до 1000 В;

Ом для U>1000 В при условии, что заземлитель используется одновременно и для установок U до 1000 В.

Рисунок 2.8 - Предварительная схема заземлителя

По первому условию:

.

Принимается норма сопротивления заземляющего устройства rн=4 Ом.

Удельное сопротивление земли для горизонтального и вертикального электродов, Омм:

,

,

где ксг, ксв - повышающие коэффициенты для вертикальных и горизонтальных электродов, о.е;

ксг=3,5; ксв=1,5.

Расположение вертикальных электродов относительно поверхности земли представлено на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Расположение вертикального заземлителя

Расчётное сопротивление растеканию вертикальных электродов, Ом,

.

Примерное число вертикальных электродов при предварительно принятом коэффициенте использования зв=0,56,

N=RВ/( звrн),

N=46,4/(0,56•4)=20,7.

Принимается N=20, расстояние между вертикальными электродами a=3 м.

Длина горизонтального электрода, м,

lг=N•a,

lг=20•3=60.

Сопротивление растеканию горизонтальных электродов, Ом,

Действительное сопротивление растеканию горизонтальных электродов, Ом, с учетом экранирования

Rг.д=Rг/зг,

где зг - коэффициент использования горизонтальных электродов при N=20 и а/l=1;

Rг.д=10,7/0,42=25,5.

Уточненное сопротивление вертикальных электродов, Ом,

,

=4,74.

Уточненное число вертикальных электродов при зв=0,5 (для N=20, а/l=1, при расположении электродов по контуру)

N=RВ/( звRвУ),

N=46,4/(0,5•4,74)=19,6.

Окончательно принимается число вертикальных электродов N=20.

2.13 Энергетический менеджмент

Энергия всегда была ресурсом, необходимым для производства, но сейчас она стала признаваться одним из главных источников затрат, который заслуживает особого внимания. Развивающееся направление энергетического менеджмента подразумевает управление потреблением энергии с целью уменьшения затрат предприятия путем улучшения энергетической эффективности. Энергосбережение и повышение энергетической эффективности приводит к целому ряду преимуществ:

· увеличение прибыльности;

· бульшая конкурентоспособность;

· сохранение рабочих мест;

· увеличение вероятности “выжить”;

· дополнительные средства на развитие бизнеса.

Реальное улучшение энергетической эффективности должно основываться не только на технических решениях, но и на более совершенном управлении. Исторически российские предприятия не придают особого значения эффективности использования и передачи электроэнергии. Признание важности электроэнергии как одного из видов ресурсов, который требует такого же менеджмента, как и любой другой дорогостоящий ресурс, а не как накладных расходов предприятия, является первым шагом к улучшению энергоэффективности и уменьшению затрат.

Как только важность энергетического менеджмента осознана, необходимо рассмотреть следующие аспекты:

· текущее состояние энергетического менеджмента;

· энергетическую политику (официальная заинтересованность в энергоменеджме нте на предприятии);

· организационные аспекты - интегрирование энергоменеджмента в официальные и неофициальные структуры предприятия;

· мотивация - как создать эффективные взаимоотношения с потребителями электроэнергии и стимулировать энергосбережение;

· информационные системы - выбор подходящей и эффективной энергосистемы;

· маркетинг - где и каким образом пропагандировать и рекламировать энергоменеджмент;

· инвестирование - выбор проектов и обоснование вложений в повышение энергоэффективности;

· финансирование - выбор возможных вариантов фмнансирования мероприятий энергоменеджмента.

Матрица энергетического менеджмента

Существует два основных препятствия для улучшения энергетического менеджмента на предприятии:

1. низкий уровень энергоэффективности;

2. низкий приоритет вложений в энергосбережение.

Различные организационные вопросы анализируются с помощью матрицы энергетического менеджмента. Она разработана с целью:

1. помочь определить и описать существующие приоритеты в различных аспектах энергоменеджмента на предприятии;

2. выявить альтернативные пути организации энергоменеджмента.

Горизонтальные ряды матрицы представляют собой повышающиеся уровни сложности шести основных аспектов менеджмента. Переход на более высокий уровень свидетельствует о более зрелом подходе к энергоменеджменту.

Как пользоваться матрицей. Для того, чтобы пользоваться матрицей надо определить те вопросы, которые в настоящее время находятся в наиболее критическом состоянии. Поступают следующим образом:

· определяют место предприятия на матрице;

· необходимо сосредоточиться на тех колонках, где можно добиться наибольшего прогресса;

· установить, что является препятствием в достижении прогресса, и решить, как это можно преодолеть;

· выявить возможности для улучшения ситуации и решить, они могут быть использованы, вовлечь в этот процесс других людей, как руководство, так и конечных потребителей.

Матрица обеспечивает быстрый, легкий и эффективный способ установить организационный профиль предприятия. Каждая колонка матрицы рассматривает один из шести организационных аспектов:

1. политика;

2. организация;

3. мотивация;

4. информационные системы;

5. маркетинг;

6. инвестирование.

Горизонтальные ряды (от 0 до 4) представяют собой все более совершенные подходы к решению этих вопросов. Целью является движение вверх по уровням с достижением баланса между колонками.

Организационный профиль

Если провести линию через каждую из клеток матрицы, которая наилучшим образом описывает организационный профиль предприятия, станет видно, какие аспекты развиты более совершенно, какие - менее. Организационный профиль покажет те вопросы, на которые необходимо обратить дополнительное внимание. Только в случае равномерного развития энергоменеджмента можно быть уверенным в получении наибольшей пользы от вложений.

Организационный профиль предприятия МПТАО «Стайлинг»

	П	О	М	ИС	Мк	И
4
3
2
1
0

Рисунок 2.10 - Матрица энергетического менеджмента

Матрица энергоменеджмента с организационным профилем для предприятия «Стайлинг» показана на рисунке 2.10. По данному профилю можно определить следующее: в качестве энергетической политики на предприятии существует незафиксированный в письменном виде набор рекомендаций, есть специалист по энергетике, создана элементарная информационная система, основанная на счетах за электроэнергию, но все отчеты находятся в отделе у энергетика. Специалист по энергетике пропагандирует энергетические вопросы через неофициальные контакты с теми, кто несет непосредственную ответственность за энергопотребление и от случая к случаю реагируют на просьбы о консультациях. На предприятии отсутствует система мотивации персонала, нет заинтересованности людей в уменьшении энергопотребления и повышении эффективности использования электроэнергии. Соответственно не ведется маркетинг услуг энергоменеджмента на предприятии, персонал имеет невысокую осведомленность о важности энергоэффективности, контроле за потреблением и охране окружающей среды. Отсутствие инвестиций в программы и мероприятия энергетического менеджмента.

На основании всего выше перечисленного можно сделать следующие рекомендации по улучшению ситуации: официально закрепить положения по энергетической политике на предприятии, назначить ответственного специалиста по энергоменеджменту, который составил бы краткую программу энергетической политики, где следует отразить заинтересованность руководства в менеджменте, изложить цели и план действий раздельно на кратко- и долгосрочный периоды. Провести ряд малозатратных мероприятий по энергосбережению с коротким сроком окупаемости вложенных средств. Прибыль от реализации мероприятий могла бы пойти на создании системы прямого финансового стимулирования персонала, а также на обучение людей, обновление информационной системы, маркетинговые кампании и т.д.

Очень важно понять, что энергоменеджмент - это не техническая специализация. Здесь требуется хорошая управленческая практика. Достижение улучшений может быть длительным процессом, поэтому регулярное использование рекомендуемой матрицы позволит увидеть прогресс в деятельности энергоменеджера и наметить пути дальнейшего приложения усилий.

3 Расчёт основных технико-экономических показателей

3.1 Планирование использования рабочего времени

Планирование использования рабочего времени заключается в составлении баланса рабочего времени, необходимого для расчёта численности персонала и расчёта общего фонда оплаты труда.

Номинальный фонд рабочего времени, час,

,

где Твых - число выходных дней в году;

Тпр - число праздничных дней в году;

Тсокр - число часов в сокращённый день, час;

.

Действительный фонд рабочего времени - время, которое рабочий может полезно использовать на производстве. Это время меньше номинального за счёт целодневных перерывов в работе (отпуска очередные, дополнительные, по разрешению администрации, болезни, прогулы) и сокращения средней продолжительности рабочего дня (подросткам, кормящим матерям, внутрисменные простои).

Расчёт действительного фонда рабочего времени представлен в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего

Показатели	Планирование показателей
	дни	часы
Календарное время	365	-
Выходные и праздничные дни	114	-
Номинальное время	251	2001
Невыходы на работу, в том числе
- очередные и дополнительные отпуска	24	192
- выполнение государственных и общественных обязанностей	-	10
- болезни	-	70
- прочие плановые потери рабочего времени	-	6
Эффективный фонд рабочего времени Тэф	-	1723

3.2 Расчёт численности персонала, обслуживающего

энергохозяйство цеха

Расчёт численности персонала выполняется на основе системы планово-предупредительных ремонтов (ППР). Для эффективной работы системы ППР и проведения обслуживания, осмотров и ремонтов в установленные сроки необходимо рассчитать численность рабочих с учётом нормативной трудоёмкости ремонта электрооборудования по мощности цеха и ремонта отдельных видов электрооборудования, а также с учётом эффективного фонда рабочего времени.

Трудоемкость ремонта цехового оборудования определяется по укрупненным нормам и по установленной мощности цеха, Нч,

,

где h - укрупнённая трудоёмкость ремонта /6, приложение 2/, Н•ч/кВт;

Руст - установленная мощность цеха, кВт.

Результат расчёта трудоёмкости ремонта и обслуживания цехового оборудования приводится в таблице 3.2.

Нормативная трудоёмкость текущих осмотров в каждую рабочую смену составляет 10% от трудоёмкости текущих ремонтов. Итоговая трудоёмкость осмотров умножается на два, т.к. цех работает в две смены.

Таблица 3.2 - Укрупнённый расчёт трудоёмкости ремонта электрооборудования цеха

Наименование цеха	Руст, кВт	Укрупнённая трудоёмкость ремонта	Трудоёмкость ремонта, Н•ч
		КР	ТР	КР	ТР	ТО
Механический цех	6429,693	1,2	3,6	7715,63	23146,89	2314,69x2= =4629,38

Трудоёмкость ремонта и обслуживания отдельных видов электрооборудования приводится в таблице 3.3.

Общая трудоёмкость ремонта, Нч,

,

где Трi - табличная трудоемкость ремонта для i-того элемента /7/, Нч;

мi - количество i-тых элементов;

tрi - период между двумя ремонтами, лет.

Таблица 3.3 - Трудоемкость ремонта отдельных видов электрооборудования

Оборудование	Кол-во, шт	Норма трудоёмкости ремонта	Продолжитель-ность ремонтного цикла	Общая трудоёмкость, Н•ч
		КР	ТР	ТО	КР, лет	ТР, мес	ТО, мес	КР	ТР	ТО
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Трансформатор силовой ТМЗ-1000/6	2	300	60	18	12	36	2	50	40	216
Автоматические выключатели:
ВА 53-43	2	35	10	3	6	12	1	11,67	20	72
ВА 53-41	3	21	6	1,8	6	12	1	10,5	18	64,8
ВА 53-37	21	-	3	0,9	-	12	1	-	63	226,8
Силовые сети (на 1000м):
АВВГ 3x185+1x95	155м	150	45	10,8	14	12	2	1,66	6,98	1,67
АВВГ 3x150+1x95	998м	150	45	10,8	14	12	2	10,69	44,89	10,77
АВВГ 3x120+1x70	1720м	110	35	8,1	14	12	2	13,51	60,2	13,93
АВВГ 3x95+1x50	4м	110	35	8,1	14	12	2	0,03	0,14	0,03
АВВГ 3x70+1x35	36,5м	95	30	6,9	14	12	2	0,25	1,1	0,25
АВВГ 3x35+1x25	2,5м	60	18	4,5	14	12	2	0,01	0,05	0,01
АВВГ 4x25	4,5м	60	18	4,5	14	12	2	0,02	0,08	0,02
Счётчики электроэнергии	4	3,7	1,4	0,3	5	12	30	2,96	5,6	0,48
Трансформаторы тока	29	-	5	0,5	-	36	2	-	48,33	87
Устройства компенсации реактивной мощности:
УК1-0,38-486 У3	2	120	30	4,5	8	12	1	30	60	108
КС1-0,38-18 3У3	3	50	15	2,5	8	12	1	18,75	45	90
КС1-0,38-25 3У3	3	50	15	2,5	8	12	1	18,75	45	90
Силовые щиты	30	40	14	1,4	10	12	1	120	420	504
Щитки освещения	12	18	6	0,6	10	12	1	21,6	72	86,4
Осветительные сети:
АВВГ 3x70+1x35 (на1000м)	353м	95	30	6,9	14	12	12	2,4	10,59	2,44
АВВГ 3x2,5 (на 100м)	2164м	25	8	0,8	14	12	12	38,63	173,1	17,31
АВВГ 3x4 (на 100м)	182м	25	8	0,8	14	12	12	3,24	14,52	1,45
Внутрицеховые силовые сети в трубах (на 100м)	4092м	22	7	0,7	14	12	12	64,3	286,44	28,64
Итого:								418,97	1435	1622

Численность ремонтного персонала, чел.,

,

где 0,85 - коэффициент, учитывающий, что 15% трудоёмкости капитальных ремонтов цехового оборудования производится специализированными ремонтными предприятиями, о.е.;

- трудоёмкость капитальных ремонтов технологического оборудования, Нч;

- трудоёмкость капитальных ремонтов электрооборудования, Нч;

Квн - коэффициент выполнения норм, планируемый на предприятии, %, Квн = 100;

.

Принимается .

Численность эксплуатационного персонала, чел.,

,

где и - трудоёмкости текущих ремонтов и текущих осмотров технологического оборудования соответственно, Нч;

.

Принимается .

Численность оперативно-дежурного персонала, чел.,

,

где и - трудоёмкости текущих ремонтов и текущих осмотров электрооборудования соответственно, Нч;

.

Принимается .

На предприятии ОАО “Лепсе” обслуживание энергохозяйства осуществляется по смешанной схеме, т.е. часть цехов обслуживается по централизованной схеме, а часть - по децентрализованной.

Механический цех обслуживается по децентрализованной схеме. При этой схеме ремонтный и оперативно-дежурный персонал подчинёны отделу главного энергетика, а эксплуатационный персонал, находящийся в цехе, подчинён начальнику цеха.

Режим работы персонала:

* ремонтного - односменный с 7.00 час до 16.00 час, перерыв на обед с 11.00 час до 12.00 час;

* эксплуатационного - двухсменный с 7.00 час до 16.00 час, перерыв на обед с 11.00 час до 12.00 час (первая смена); с 16.00 час до 1.00 час, перерыв на обед с 20.00 час до 21.00 час (вторая смена);

* оперативно-дежурного - 12 часов в сутки работает каждая из четырёх бригад (два дня работает, два отдыхает).

3.3 Расчёт тарифного фонда оплаты труда персонала

Построение структуры и организация заработной платы для рабочих осуществляется при помощи тарифной системы.

Тарифная система представляет собой совокупность нормативов, определяющих заработную плату и ее дифференциацию в зависимости от квалификации рабочих, их участия в производственном процессе и условий труда. Тарифная система включает в себя тарифно-квалификационные справочники, тарифные сетки и соответствующие им тарифные ставки.

Оплата труда персонала производится повременно-премиальной системе в зависимости от уровня квалификации рабочего.

Тарифные ставки для всех работников приводятся в таблице 3.4.

Тарифный фонд оплаты труда рабочих, тыс.руб./год:

,

где Тстi - тарифная ставка i-того разряда, руб./час;

цi - число работающих i-того разряда, чел;

.

Таблица 3.4 - Тарифные ставки и количество персонала

Разряд	Тарифная ставка, руб/час	Количество ремонтников	Количество эксплуатационников	Количество оперативно-дежурного персонала
III	8,55	-	8	-
IV	9,65	2	6	-
V	10,9	1	2	1
VI	12,3	1	-	1

В механическом цехе принимается, что 70% персонала получает доплату за профессиональное мастерство.

Доплата за профессиональное мастерство, тыс.руб/год,

,

где цi - число рабочих i-го разряда, получающих доплаты, чел;

Кi - коэффициент, учитывающий доплату для i-того разряда /6/, о.е.;

Общий суммарный тарифный фонд оплаты труда, тыс.руб/год,

,

.

3.4 Расчёт фонда оплаты труда персонала

Фонд заработной платы рабочих подразделяется на часовой, дневной и годовой. Часовой фонд заработной платы представляет собой оплату за фактически отработанное время рабочими повременщиками в чел./часах, а также за выполнение специальных заданий рабочими. Часовой фонд заработной платы состоит из оплаты за отработанное время по основным тарифным ставкам, премии рабочим, доплат за работу в ночное, вечернее время и в выходные и праздничные дни.

Премии по фонду оплаты труда, тыс.руб./год,

где КПРЕМ - коэффициент премии, принимается равным 25,%;

.

Т.к. цех работает в две смены, то для второй смены эксплуатационного персонала вводятся доплаты за вечернее и ночное время. Для оперативно-дежурного персонала, должны быть учтены выше указанные доплаты, но в данном проекте они не приводятся.

Доплаты за вечернее и ночное время для эксплуатационного персонала, тыс.руб/год,

,

где N - количество рабочих дней в году;

tвеч.i, tноч.i - отработка в вечерние и ночные часы рабочими i-того разряда, час;

Квеч.i, Кноч.i - коэффициент доплат за вечернее и ночное время соответственно /6/, о.е.;

Доплата за работу в праздничные и выходные дни не производится, так как рабочему предоставляется другой день отдыха.

Остальные доплаты, тыс.руб./год,

,

где Кост - коэффициент, учитывающий остальные доплаты, которые могут возникнуть при оплате труда рабочих /6/, о.е.;

.

Часовой фонд оплаты труда, тыс.руб./год,

,

.

Значение часового фонда оплаты труда даёт возможность определения дневного фонда оплаты труда.

В дневной фонд заработной платы входят все выплаты за часы, неотработанные в течение рабочего дня, но за которые по трудовому законодательству сохраняется заработная плата.

Дневной фонд оплаты труда, тыс.руб./год,

где ДГОС.ОБЩ. - доплаты за выполнение государственных и общественных обязанностей, тыс.руб./год;

Годовой фонд заработной платы - весь фонд заработной платы, начисляемый рабочим предприятием. Он состоит из дневного фонда заработной платы, оплаты отпусков, выплаты за выслугу лет и выполнение общественных обязанностей.

Годовой фонд оплаты труда с учётом районного коэффициента, тыс.руб./год,

,

где Дотп - оплата отпусков, тыс.руб./год;

,

где tотп - продолжительность отпуска, час;

;

Длет - выплаты за выслугу лет, тыс.руб./год;

Доб. - выплаты за выполнение общественных обязанностей, тыс.руб./год;

3.5 Определение отчислений на социальные нужды

Отчисления на социальные нужды включаются в себестоимость произведенной продукции и перечисляются в государственные фонды по установленным нормам в отношении к заработной плате. Налоговым кодексом Российской Федерации (ч.2) установлен с 01.01.2001г единый социальный налог, который равен 36,5%. При определении отчислений на социальные нужды необходимо тариф на обязательное медицинское страхование от несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний равный для машиностроения 2,1% /8/.

Отчисления на социальные нужды, тыс.руб./год,

Отчисления на социальные нужды расходуются на компенсации и социальные льготы, оплату больничных листов, надбавку к пенсиям работающим в организации, единовременные пособия уходящим на пенсию ветеранам труда, оплату путевок работникам и членам их семей на лечение и отдых, затраты на погашение ссуд, суммы на погашение кредитов на жилищное строительство и так далее.

3.6 Расчёт платы за электроэнергию

Для определения платы за электроэнергию составляется электробаланс цеха в виде балансов мощностей (активной и реактивной) и активной энергии на основе расчетов, проведенных в электрической части курсового проекта.

Электробаланс, состоит из двух частей: приходной и расходной. Приходная часть включает в себя источники и наличие ресурсов, расходная - потребность и их распределение.

Электробаланс механического цеха представлен в таблице 3.6.

Активная энергия на технологию, МВт·ч,

,

.

Активная энергия на освещение, МВт·ч,

,

.

Расчёт потерь мощности в цеховых сетях производится по формуле ( ) и приводится в таблице 3.5. Потери реактивной мощности в цеховых сетях не учитываются, т.к. мало индуктивное сопротивление кабелей.

Таблица 3.5 - Расчёт потерь мощности в цеховых сетях

Линия	Iр, А	r0, Ом/км	L, м	ДР, кВт
1	2	3	4	5
КТП - СП-4	283,879	0,261/2	65,5	2,067
КТП - СП-4А	246,281	0,169	66,5	2,045
СП-4А - СП-4Б	133,169	0,329	2	0,035
СП-11 - СП-4В	116,55	0,208	17	0,144
КТП - СП-5	324,633	0,261/2	53,5	2,207
КТП - СП-5А	319,574	0,261/2	54,5	2,179
СП-5А - СП-5Б	150,71	0,329	2	0,045
КТП - СП-6	319,724	0,261/2	53,5	2,141
СП-6 - СП-6А	68,699	1,25	4,5	0,08
КТП - СП-7	173,678	0,208	37,5	0,706
СП-10Б - СП-10	147,402	0,261/2	17	0,145
КТП - СП-10Б	326,973	0,261/2	68,5	2,867
КТП - СП-11	232,137	0,208/2	88,5	1,488
КТП - СП-11А	207,273	0,208	72,5	1,944
СП-11А - СП-11Б	145,351	0,208	17	0,224
СП-12 - СП-11В	78,863	0,894	2,5	0,042
КТП - СП-12	255,188	0,261/2	100,5	2,562
КТП - СП-13	236,39	0,208/2	112,5	1,961
КТП - СП-14	206,377	0,261/2	116,5	1,943
СП-14 - СП-14/1	141,227	0,447/2	17	0,227
КТП - СП-15	280,518	0,261/2	108,5	3,343
СП-15 - СП-15А	102,63	0,447	2,5	0,035
КТП - СП-15Б	126,818	0,208	100,5	1,009
КТП - СП-16	293,631	0,261/2	120,5	4,067
КТП - СП-17	219,238	0,208/2	148,5	2,227
СП-19 - СП-18	102,417	0,208	17	0,111
КТП - СП-19	234,55	0,169	88,5	2,468
СП-15Б - СП-20	79,652	0,208	37	0,146
СП-25 - СП-21	162,434	0,261/2	17	0,176
КТП - СП-25	281,356	0,261/2	84,5	2,619
Итого	-	-	-	41,253

Потери активной энергии в цеховых сетях, МВт·ч/год,

,

.

Потери активной мощности в трансформаторах, кВт/год,

,

где n - количество трансформаторов, шт.;

ДPх и ДPк - потери активной мощности холостого хода и короткого замыкания одного трансформатора соответственно /4/, кВт;

.

Потери реактивной мощности в трансформаторах, квар/год,

,

где ДQх и ДQк - потери реактивной мощности холостого хода и короткого замыкания одного трансформатора соответственно /4/, кВт;

.

Потери активной энергии в трансформаторах, МВт·ч/год,

,

где Т0 - годовое число часов работы одного трансформатора, равное 8700, час;

ф - время максимальных потерь, час;

.

Таблица 3.6 - Электробаланс механического цеха

Потребность в энергии	Расход	Источники покрытия	Приход
	Р, кВт	Q,квар	W, МВт·ч		Р, кВт	Q,квар	W, МВтч
Технологи-ческое потребление	968,55	1136,39	4164,769	Собственное производство	-	1101	-
Освещение	95,636	145,743	411,235	Получено со стороны	1117,813	248,492	4743,046
Потери в цеховых сетях	41,253	-	110,929
Потери в трансформа-торах	12,373	67,359	56,113
Итого по цеху	1117,8	1349,49	4743,046

Сумма оплаты за потреблённую электроэнергию, тыс.руб/год,

,

где Рзаяв - величина заявленной цехом мощности в максимум системы, кВт;

Эпл - плановое потребление энергии, кВт·ч;

.

3.7 Расчёт годовых эксплуатационных расходов по

электрохозяйству цеха

Стоимость компенсирующих устройств на трансформаторной подстанции, тыс.руб/год,

,

где nКУ - количество компенсирующих устройств;

CКУ - стоимость одной конденсаторной установки, тыс.руб;

.

Стоимость кабельных сетей цеха, тыс.руб/год,

,

где Скi - стоимость одного метра кабеля i-того сечения, руб/м;

Li - суммарная длина i-того сечения кабеля, м;

Стоимость проводов распределительной сети, тыс.руб/год,

,

где Сп - стоимость одного метра провода, руб/м;

Lп - длина проводов распределительной сети, м;

nп - количество проводов;

.

Стоимость силовых пунктов цеха, тыс.руб/год,

,

где nСП - количество силовых пунктов;

CСП - стоимость одного силового пункта, тыс.руб;

.

Стоимость щитков освещения, тыс.руб/год,

,

где nЩО - количество щитков освещения в цехе;

CЩО - стоимость одного щитка освещения, тыс.руб;

.

Стоимость щитков групповой компенсации, тыс.руб/год,

,

где nЩК - количество щитков групповой компенсации;

CЩК - стоимость одного щитка групповой компенсации, тыс.руб;

.

Стоимость кабелей осветительной сети, тыс.руб/год,

,

где Сосв - стоимость одного метра кабеля, руб/м;

Lосв - длина кабелей осветительной сети, м;

nосв - количество кабелей в осветительной сети;

.

Стоимость светильников в цехе, тыс.руб/год,

,

где nсв - количество светильников;

Cсв - стоимость одного светильника, руб;

.

Капитальные вложения в энергохозяйство цеха, тыс.руб/год,

,

где ККТП - стоимость комплектной трансформаторной подстанции, тыс.руб;

.

Амортизационные отчисления, тыс.руб/год,

,

где бi - норма амортизации для i-того вида оборудования /9/, %;

Кi - капитальные вложения на оборудование, тыс.руб/год;

Прочие затраты, тыс.руб/год,

,

.

Стоимость вспомогательных материалов, тыс.руб/год,

,

.

Смета затрат по электрохозяйству цеха показана в таблице 3.7.

Из таблицы видно, что наибольший удельный вес по затратам имеют стоимость электроэнергии и стоимость вспомогательных материалов. Для снижения затрат на электрохозяйство следует обращать внимание на эти показатели. Для уменьшения потребления электроэнергии следует разрабатывать и внедрять мероприятия по её экономии. Для уменьшения затрат на вспомогательные материалы нужно приобретать оборудование, требующее малое их количество, а также приобретать современные, более качественные материалы и вести строгое нормирование на расходуемые материалы.

Таблица 3.7 - Смета затрат по электрохозяйству

Наименование элемента	Абсолютное значение, тыс.руб/год	Удельный вес, %
Вспомогательные материалы	1119.03	15.77
Стоимость электроэнергии	4807.57	67.74
Годовой ФОТ персонала	746.02	10.51
Отчисления на социальные нужды	287.96	4.06
Амортизационные отчисления	80.95	1.14
Прочие затраты	55.75	0.78
Итого	7097.28	100

3.8 Расчёт чистого дисконтиро ванного дохода от установки на КТП

компенсирующих устройств

Плата за реактивную энергию при отсутствии компенсации, тыс.руб/год,

,

где QКУ - суммарная мощность двух конденсаторных установок, квар;

.

Амортизационные отчисления на конденсаторные установки, тыс.руб/год,

,

.

Чистый дисконтированный доход от установки батарей конденсаторов, тыс.руб,

,

где Сt - денежные затраты, связанные с реализацией проекта, для батарей конденсаторов текущие затраты незначительны и ими можно пренебречь, т.е. принять их равными нулю;

Нпр - налог на прибыль, принимается равным 0,24, о.е.;

.

Т.к. чистый дисконтированный доход больше нуля, то установка на подстанции компенсирующих устройств экономически оправдана.

3.9 Основные технико-экономические показатели системы

электроснабжения механического цеха

Основные технико-экономические показатели системы электроснабжения цеха приводятся в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Основные технико-экономические показатели

Показатель	Количественное значение
Численность промышленно-производственного персонала, чел	22
Годовое потребление электроэнергии, МВт·ч/год	4743.046
Капитальные затраты на энергохозяйство, тыс.руб	1740.03
Эффективный фонд рабочего времени, час	1723
Среднемесячная ЗП одного рабочего, тыс.руб	2.83
Годовые эксплуатационные расходы по электрохозяйству цеха, тыс.руб	7097.28
Стоимость потребляемой электроэнергии, руб/(кВт·ч)	1.01
ЧДД от установки КУ, тыс.руб	1158.33

4 Расчёт системы отопления механического цеха

4.1 Определение расхода теплоты на отопление

Система отопления должна поддерживать внутреннюю температуру помещения на заданном уровне, т.е. возмещать потери тепла помещения через все его теплоограждающие конструкции.

План механического цеха с бытовыми отделениями показан на рисунке 4.1.

В качестве примера рассмотрим расчёт теплопотерь помещения цеха. Т.к. бетонный пол (П), расположенный на грунте, имеет коэффициент теплопроводности , то он считается неутеплённым. Потери тепла через неутеплённые полы вычисляют по зонам-полосам шириной 2м, параллельным наружным стенам.

Площади зон полов, м2,

- первой зоны:

;

- второй зоны:

;

- третьей зоны:

;

- четвёртой зоны:

.

Коэффициенты теплопередачи для зон полов, ,

,

где R - сопротивление теплопередаче /10/, ;

- первой зоны:

;

- второй зоны:

;

- третьей зоны:

;

- четвёртой зоны:

.

Теплопотери через пол, Вт,

,

где tв и tн - расчётные температуры внутреннего и наружного воздуха /СНиП, приложение 8/, 0C;

n - коэффициент, зависящий от положения наружной поверхности ограждения по отношению к наружному воздуху /10/, о. е.;

.

Наружная стена (Н.С.) состоит из 640 мм кирпичной кладки и 15 мм штукатурки из известково-песчаного раствора.

Сопротивление теплопередаче наружной стены, ,

,

гдеRв - термическое сопротивление тепловосприятию внутренней поверхности ограждения /10/, ;

дк.к. и дш - толщина кирпичной кладки и штукатурки соответственно, м;

лк.к. и лш - коэффициенты теплопроводности и штукатурной кладки соответственно /10/, ;

Rн - термическое сопротивление теплоотдачи наружной поверхности ограждения /10/, ;

.

Коэффициент теплопередачи наружной стены, ,

,

.

Теплопотери через наружную стену, Вт,

,

где F - площадь наружной стены, м2;

nдоб - коэффициент, учитывающий добавочные теплопотери, о.е.,

,

где Кор - коэффициент, учитывающий ориентацию ограждения /10/, %,

Квет - коэффициент, учитывающий ветровую нагрузку /10/, %,

Кн.д - коэффициент добавочных потерь для наружных дверей /10/, %,

;

.

Аналогично рассчитываются теплопотери для остальных ограждений помещения механического цеха, а также теплопотери для бытовых отделений цеха. Все расчёты сводятся в таблицу 4.1.

В расчётах принимается:

- окна наружных стен имеют двойные раздельные переплёты (Д.О.);

- окна фонарей имеют двойные спаренные переплёты (Д.О.Ф.);

- боковая поверхность фонарей (Б.Ч.Ф.) состоит из 250 мм кирпичной кладки и 15 мм штукатурки;

- крыша (К) состоит из 220 мм железобетона, 40 мм минеральной ваты и 7 мм рубероида;

- наружные и внутренние двери и ворота одинарные (В).

Тепловыделения в помещении цеха, вследствие перехода механической энергии в тепловую, Вт,

,

где а - опытный коэффициент /10/, о.е.;

Руст - номинальная установленная мощность станков, кВт;

б - доля тепловыделения в цех для электропечи /10/, о.е.;

Рпеч - установленная мощность электропечи, кВт;

з - коэффициент одновременности работы электрооборудования, равный 0,33, о.е.;

.

Тепловыделения осветительными приборами помещения цеха, кВт,

,

где Росв - мощность установленных осветительных приборов, кВт;

аосв - коэффициент, учитывающий вид осветительной арматуры /10/, о.е.;

.

Тепловыделения от людей не учитываются, т.к. на одного рабочего приходится более 40 м3 объёма.

Расчётные теплопотери помещения цеха, Вт,

,

где Qпот - суммарные теплопотери помещения цеха, Вт;

.

Аналогично определяются расчётные теплопотери для бытовых отделений цеха. Расчёты сводятся в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Расчёт тепловой нагрузки на отопление

Помещение	Руст, кВт	Qэл, Вт	Росв, кВт	Qосв, Вт	Qпот, Вт	Qот, Вт
Цех	6323,725 5,3	522930	78 4,5	51300	603430	29200
Материальная кладовая №1	-	-	0,72	650	9630	8980
Материальная кладовая №2	-	-	1,12	1010	14440	13430
ИРК №1	-	-	1,12	1010	14440	13430
Материальная кладовая №3	-	-	1,12	1010	14440	13430
Комната мастеров	-	-	1,12	1010	12080	11070
ИРК №2	-	-	1,12	1010	16890	15880
Комната электриков	-	-	0,72	650	12080	11430

Тепловой поток от открыто проложенного подающего трубопровода в помещении цеха, Вт,

,

где - площадь наружной поверхности трубы, м2;

,

где d, l - наружный диаметр и длина трубопровода соответственно, м;

;

- коэффициент теплопередачи трубы /10/, ;

tтр - средняя температура теплоносителя в трубопроводе, 0С;

з - коэффициент /10/, о.е.;

.

Тепловой поток от открыто проложенного обратного трубопровода в помещении цеха, Вт,

,

где ;

.

Тепловой поток подводок от подающего трубопровода к нагревательным приборам в помещении цеха, Вт,

,

где ;

n - количество подводок, шт;

.

Тепловой поток подводок от нагревательных приборов к обратному трубопроводу в помещении цеха, Вт,

,

где ;

.

Суммарный тепловой поток от трубопроводов в помещении цеха, Вт,

,

.

В помещении механического цеха в качестве нагревательных приборов применяются чугунные радиаторы марки М-140.

Требуемая площадь поверхности нагрева приборов в помещении цеха, м2,

,

где в1 - коэффициент, учитывающий способ установки нагревательного прибора /10/, о.е.;

в2 - коэффициент, учитывающий остывание воды в трубопроводе /10/, о.е.;

- коэффициент теплопередачи прибора /10/, ;

- средняя температура теплоносителя в приборе, 0С,

,

tг и tо - расчётные температуры горячей и охлаждённой воды в приборе соответственно, 0С,

;

.

Необходимое число секций чугунных радиаторов в помещении цеха

,

где - площадь поверхности нагрева одной секции /10/, м2;

.

Таблица 4.3 - Расчёт количества отопительных приборов

Помещение	Qот, Вт	Qтр, Вт	Fпр, м2	n	nбат	nсекц
Цех	29200	7610	37,1	146	16	10
Материальная кладовая №1	8980	1050	13,6	54	4	14
Материальная кладовая №2	13430	1610	20,3	80	6	14
ИРК №1	13430	1610	20,3	80	6	14
Материальная кладовая №3	13430	1610	20,3	80	6	14
Комната мастеров	11070	1390	16,6	65	4	17
ИРК №2	15880	1960	23,9	94	6	16
Комната электриков	11430	830	18,2	72	4	18

Для установки в помещении принимаются 16 батарей по 10 секций в каждой. Общее число секций чугунных радиаторов при этом 160.

Аналогично рассчитывается количество отопительных приборов в бытовых отделениях. Результаты расчётов сводятся в таблицу 4.3.

План механического цеха с расположением трубопроводов и отопительных приборов показан на рисунке 4.3

4.2 Гидравлический расчёт системы водяного отопления

В расчётах принимается, что средняя потеря давления составляет 100 Па на 1 м длины трубопровода.

Далее приводится расчёт кольца, проходящего в помещении механического цеха.

Общая длина трубопровода рассчитываемого кольца Уl = 145,4 м.

Схема системы отопления приведена на рисунке 4.4.

Располагаемое циркуляционное давление в системе, Па,

,

.

Средняя потеря давления на трение, Па/м,

,

.

Для каждого участка определяется расход теплоносителя.

Для первого и последнего участков расход будет одинаков, кг/ч,

,

где Q - тепловая нагрузка участка, Вт;

Дt - расчётный температурный перепад теплоносителя в системе отопления, 0С;

.

Далее по /10, приложение 6/ по значениям и определяются диаметры труб, а также скорость теплоносителя щ и фактическое значение по участкам циркуляционного кольца. Полученные данные заносятся в таблицу 4.4.

По /10, приложение 4/ подсчитываются суммы коэффициентов местных сопротивлений на каждом расчётном участке. Все результаты заносятся в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Расчёт трубопроводов системы водяного отопления

№ участка	Q, Вт	G, кг/ч	l, м	Диаметр трубы, мм	щ, м/с	, Па/м	ДРл, Па	Уж	ДРм, Па	ДРл+ДРм, Па
Главное циркуляционное кольцо, проходящее через прибор 16
1	21600	740	39,3	25	0,38	85	3340,5	4,5	319,5	3660
2	18900	650	4	25	0,32	65	260	1	50,3	310,3
3	16200	555	5,6	25	0,28	60	336	5	193	529
4	13500	465	4	25	0,23	35	140	1	26,1	166,1
5	10800	370	5,6	20	0,3	80	448	7	309,4	757,4
6	8100	280	4	20	0,23	45	180	1	26,1	206,1
7	5400	185	5,6	15	0,28	95	532	7	270,2	802,2
8	2700	95	4,1	15	0,15	28	114,8	2,5	27,8	142,6
9	1350	45	0,2	15	0,06	4	0,8	6,5	11,5	12,3
10	1350	45	0,2	15	0,06	4	0,8	1	1,8	2,6
11	2700	95	4,1	15	0,15	28	114,8	4,5	50	164,8
12	5400	185	5,6	15	0,28	95	532	7	270,2	802,2
13	8100	280	4	20	0,23	45	180	1	26,1	206,1
14	10800	370	5,6	20	0,3	80	448	7	309,4	757,4
15	13500	465	4	25	0,23	35	140	1	26,1	166,1
16	16200	555	5,6	25	0,28	60	336	5	193	529
17	18900	650	4	25	0,32	65	260	1	50,3	310,3
18	21600	740	39,9	25	0,38	85	3391,5	5,5	390,5	3782
У(ДРл+ДРм)1ч18 = 13306,5
Малое циркуляционное кольцо, проходящее через прибор 1
19	2700	95	0,1	15	0,15	28	2,8	1,5	16,7	19,5
20	1350	45	0,2	15	0,06	4	0,8	6,5	11,5	12,3
21	1350	45	0,2	15	0,06	4	0,8	1	1,8	2,6
22	2700	95	0,1	15	0,15	28	2,8	3	33,3	36,1
У(ДРл+ДРм)19ч22 = 70,5

Расчёт сумм коэффициентов местных сопротивлений приводится ниже.

Принимается, что проточный воздухосборник установлен в тепловом пункте и поэтому в расчётах не участвует.

Участок 1 (d = 25 мм): задвижка - ж = 0,5; четыре поворота 900 - ж = 4·1=4; Уж = 4,5.

Участок 2 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 3 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1=4; Уж = 5.

Участок 4 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 5 (d = 20 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1,5=6; Уж = 7.

Участок 6 (d = 20 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 7 (d = 15 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1,5=6; Уж = 7.

Участок 8 (d = 15 мм): тройник на проход - ж = 1; поворот 900 - ж = 1,5; Уж = 2,5.

Участок 9 (d = 15 мм): тройник на ответвление - ж = 1,5; кран двойной регулировки - ж = 4; половина радиатора - ж = 1; Уж = 6,5.

Участок 10 (d = 15 мм): половина радиатора - ж = 1; Уж = 1.

Участок 11 (d = 15 мм): тройник на противоток - ж = 3; поворот 900 - ж = 1,5; Уж = 4,5.

Участок 12 (d = 15 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1,5=6; Уж = 7.

Участок 13 (d = 20 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 14 (d = 20 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1,5=6; Уж = 7.

Участок 15 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 16 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1=4; Уж = 5.

Участок 17 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; Уж = 1.

Участок 18 (d = 25 мм): тройник на проход - ж = 1; четыре поворота 900 - ж = 4·1=4; задвижка - ж = 0,5; Уж = 5,5.

Участок 19 (d = 15 мм): тройник на ответвление - ж = 1,5; Уж = 1,5.

Участок 20 (d = 15 мм): тройник на ответвление - ж = 1,5; кран двойной регулировки - ж = 4; половина радиатора - ж = 1; Уж = 6,5.

Участок 21 (d = 15 мм): половина радиатора - ж = 1; Уж = 1.

Участок 22 (d = 15 мм): тройник на противоток - ж = 3; Уж = 3.

В качестве примера приводится расчёт первого участка главного циркуляционного кольца, проходящего через прибор 16.

Линейное падение давления, Па,

,

где Rл - удельное падение давления, Па/м;

l - длина участка трубопровода, м;

.

Далее по /10, приложение 5/ по значению скорости потока щ определяется значение динамического давления на участке Рд, Па,

Рд = 71.

Потери давления в местных сопротивлениях, Па,

ДРм = Уж · Рд,

ДРм = 4,5 · 71=319,5.

Общие потери давления на участке 1, Па,

ДР1 = ДРл + ДРм,

ДР1 = 3340,5 + 319,5 = 3660.

Запас давления в кольце на неучтённые местные сопротивления и возможные неточности в монтаже системы отопления, %,

,

.

Так как запас давления не превышает 10%, то диаметры трубопроводов считаются подобранными правильно.

Расчёт потерь давления в малом циркуляционном кольце, проходящем через прибор 1, производится аналогично. Исходные данные и результаты расчёта приводятся в таблице 4.4.

Общие потери давления в малом циркуляционном кольце, Па,

,

,

что значительно меньше располагаемого циркуляционного давления в системе.

Так как диаметры трубопроводов участков 19, 20, 21, 22 уменьшить нельзя (они минимальны), поэтому избыток располагаемого давления следует погасить краном двойной регулировки, установленным на подводе к нагревательному прибору 1.

Подводы к остальным приборам системы отопления также принимаются диаметром 15 мм.

Расчётная схема для системы отопления, проходящей через бытовые помещения, приводится на рисунке 4.5.

Общая длина трубопровода рассчитываемого кольца Уl = 161,4 м.

Располагаемое циркуляционное давление в системе, Па,

,

.

Средняя потеря давления на трение, Па/м,

,

.

Все остальные расчёты сводятся в таблицу 4.5.

Таблица 4.5 - Расчёт трубопроводов системы водяного отопления

№ участка	Q, Вт	G, кг/ч	l, м	Диаметр трубы, мм	щ, м/с	, Па/м	ДРл, Па	Уж	ДРм, Па	ДРл+ДРм, Па
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Главное циркуляционное кольцо, проходящее через прибор 36
1	77600	2665	3	50	0,33	30	90	0,4	21,4	111,4
2	73630	2530	4	40	0,52	95	380	1	133,2	513,2
3	69660	2395	4	40	0,5	90	360	1	122,8	482,8
4	65720	2260	4	40	0,48	80	320	1	113,5	433,5
5	61780	2125	4	40	0,46	75	300	1	104,2	404,2
6	57840	1990	4	40	0,44	70	280	1	95,3	375,3
7	53900	1850	4	40	0,4	60	240	1	78,7	318,7
8	49960	1715	4	40	0,35	45	180	1	60,3	240,3
9	46020	1580	4	32	0,44	80	320	1	95,3	415,3
10	42080	1445	4	32	0,4	70	280	1	78,7	358,7
11	38140	1310	4	32	0,37	60	240	1	67,4	307,4
12	34200	1175	4	32	0,32	45	180	1	50,3	230,3
13	29360	1010	4	32	0,29	38	152	1	41,4	193,4
14	24520	845	12,8	32	0,25	28	358,4	5	153,8	512,2
15	19880	685	4	25	0,35	75	300	1	60,3	360,3
16	15240	525	4	25	0,27	45	180	1	35,9	215,9
17	10600	365	4	20	0,29	75	300	1	41,4	341,4
18	5300	180	4,1	15	0,27	95	389,5	2,5	89,8	479,3
19	2650	90	0,2	15	0,14	25	5	6,5	62,4	67,4
20	2650	90	0,2	15	0,14	25	5	1	9,6	14,6
21	5300	180	4,1	15	0,27	95	389,5	4,5	161,6	551,1
22	10600	365	4	20	0,29	75	300	1	41,4	341,4
Продолжение таблицы 4.5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
23	15240	525	4	25	0,27	45	180	1	35,9	215,9
24	19880	685	4	25	0,35	75	300	1	60,3	360,3
25	24520	845	14	32	0,25	28	392	5	153,8	545,8
26	29360	1010	4	32	0,29	38	152	1	41,4	193,4
27	34200	1175	4	32	0,32	45	180	1	50,3	230,3
28	38140	1310	4	32	0,37	60	240	1	67,4	307,4
29	42080	1445	4	32	0,4	70	280	1	78,7	358,7
30	46020	1580	4	32	0,44	80	320	1	95,3	415,3
31	49960	1715	4	40	0,35	45	180	1	60,3	240,3
32	53900	1850	4	40	0,4	60	240	1	78,7	318,7
33	57840	1990	4	40	0,44	70	280	1	95,3	375,3
34	61780	2125	4	40	0,46	75	300	1	104,2	404,2
35	65720	2260	4	40	0,48	80	320	1	113,5	433,5
36	69660	2395	4	40	0,5	90	360	1	122,8	482,8
37	73630	2530	4	40