Тип лампы

Светильник

Р_н., Вт

U_л., В

Ф, Лм

Срок службы, час

Размер лампы, мм

Ток лампы, А

D

L

рабочий

пусковой

ДРЛ

400

УПД

ДРЛ

400

135

19000

10000

122

292

3,25

7,15

Тип лампы

Светильник

Р_н., Вт

U_л., В

Ф, Лм

Размер лампы, мм

D

L

H

Г

УПД

500

220

8300

112

240

180

Тип

S_н.

U₁

U₂

u_к.з.

i_х.х.

Р_х.х.

Р_к.з.

Габарит

Масса

кВА

кВ

кВ

%,

%

кВт

кВт

мм

т

ТМЗ

1000

10

0,4

5,5

1,4

2,45

12,2

2700´1750´3000

5

Тип

I_н.шма

U_н.

x_o

r_o

Динамическая

стойкость

Сечение

шины

А

В

Ом/км

Ом/км

кА

мм

ШМА 4–1600–44–1У3

1600

660

0,17

0,031

70

1280

№ШРА

I_м., А

Тип ШРА

I_н.шра., А

Сечение шин, мм

М1–1ШРА

157

ШРА 4–250–32–1УЗ

250

А4 (5´35)

М1–2ШРА

Наименование

электроприёмников

Р_н., кВт

Кол-во

I_н., А

Марки и сечение провода

I_доп.пр., А

МРС

30

8

63,1

АПВ 3 (1 ´ 25) +1х16

80

МРС

22

11

43,2

АПВ 4 (1 ´ 16)

55

МРС

13

19

27,3

АПВ 4 (1 ´ 16)

55

МРС

10

13

20,9

АПВ 4 (1 ´ 5)

27

МРС

7,5

6

15,7

АПВ 4 (1 ´ 5)

27

МРС

5,5

20

11,5

АПВ 4 (1 ´ 2,5)

19

Сварочные машины точечные

100

5

263,1

АПВ 7 (1 ´ 70)

280

Сварочные машины шовные

150

2

394,7

АПВ 7 (1 ´ 120)

400

Электропечи неавтоматизированные

20

2

40,5

АПВ 4 (1 ´ 16)

55

1.6.5 Расчёт троллейных линий

Выбор троллей осуществляем по двум условиям:

1) По нагреву в длительном режиме работы:

I_м. £ I_доп.

2) По допустимой потере напряжения в пиковом режиме:

ΔU £ ΔU_доп.,

где ΔU _доп. – допустимая потеря напряжения, %. Δ U_доп. = 15%; [3]

ΔU – потеря напряжения, %. Определяется по формуле:

Δ U = m ´ ℓ, (26)

где m – удельная потеря напряжения, %/м;

ℓ – длина троллей, м.

Выбираем троллейный шинопровод для крана G = 5 т.

Р_н1 = 7 кВт I_н1 = 20 А

Р_н2 = 2,2 кВт I_н2 = 7 А = 3 ПВ = 25%

Р_н3 = 11 кВт I_н3 = 28 А

Максимальный расчётный ток в ПКР I_пкр, А:

(27)

I_пкр = 7 + 20 + 28 = 55 А.

При I_пкр. < 60 А пересчет к ПВ = 100% не производится и I_н.пв=100% принимается равным I_пкр..

Пиковый ток I_пик, А:

(28)

I_пик. =7 + 20 + 3 ´ 28 = 111 А

Выбираем ближайший по номинальному току троллейный шинопровод ШТМ 76, I_доп. = 100 А. [4]

I_м. = 55 А < I_доп. = 100 А.

Выбранные троллеи проверяем по допустимой потере напряжения в пиковом режиме.

Определяем потери напряжения выбранного шинопровода ΔU, %. Удельная потеря напряжения m = 0,085%/м, [6] Длина троллеи ℓ = 60 м.

ΔU = 0,085 ´ 60 = 5,1%

ΔU = 5,1% < ΔU_доп. = 15%.

Выбранные троллеи удовлетворяют обоим условиям.

1.7 Выбор аппаратов защиты: ШМА, ШРА, СП и отдельных приемников на участке с подробной планировкой

В качестве защиты в сети 0,4 кВ принимаем автоматические воздушные выключатели серии АВМ, А3700Б и АЕ 2443.

1.7.1 Выбор вводного автомата 0,4 кВ на КТП [7]

В качестве вводного автомата на КТП принимаем автомат серии АМ с расцепителем 3, с селективной приставкой, выкатной.

Расчётный ток трансформатора с учётом перегрузки I_м., А

I_м. = (29)

I_м. = = 1975А

Принимаем в качестве вводных автоматы типа АВМ 20 СВ ,

I_н.ав. = 2000 А > I_м. = 1975А

I_н.расц. = 2000 А > I_м. = 1975А

1.7.2 Защита распределительных шинопроводов ШРА [2]

На ответвления от ШМА к ШРА устанавливаем автоматические выключатели типа А3700Б с комбинированным расцепителем.

Условия выбора автоматического выключателя:

а) по напряжению

U_н.авт. ³ U_н.уст.

б) по току

I_н.авт. ³ I_м.шра

Условия выбора расцепителя:

в) тепловой расцепитель

I_т.расц. ³ I_м.шра

г) электромагнитный расцепитель

I_{эл.маг.расц.} ³ 1,25 ´ I_пик.

Пример выбора автоматического выключателя для 5 ШРА, I_м. = 157,9А,

I_пик. = 584,3 А:

Принимаем для защиты 1ШРА автоматический выключатель А3716Б .

а) U_н.авт. = 660 В > U_н.уст. = 380 В

б) I_н.авт. = 160А > I_м.шра = 157,9А

в) I_т.расц. = 160А > I_м.шра = 157,9А

г) I_{эл.маг.расц.} = 4000 > 1,25 ´ I_пик. = 1,25 ´ 584 = 730А.

Для остальных ШРА выбор производим аналогично.

Таблица 8 Данные выбора защиты для ШРА

1.7.3 Защита отдельных электроприемников на участке с подробной планировкой [5]

Для защиты электроприемников применяем автоматические выключатели серии А3700Б, АЕ 2443.

Условия выбора автоматического выключателя:

а) по напряжению

U_н.авт. ³ U_н.

б) по току

I_н.авт. ³ I_н.

Условия выбора расцепителя:

в) тепловой расцепитель

I_т.расц. ³ I_н.

г) электромагнитный расцепитель

I_{эл.маг.расц.} ³ 1,25 ´ I_пуск.

Пример выбора автоматического выключателя для станка №9, МРС

Р_н. = 30 кВт, I_н. =93,9А, I_пуск. =469,5 А:

Для защиты станка принимаем автоматический выключатель А3716Б .

а) U_н.авт. = 660 В > U_н. = 380 В

б) I_н.авт. = 160 А > I_н. = 93,9 А

в) I_т.расц. = 100 А = I_н. = 93,9 А

г) I_{эл.маг.расц.} = 2000 > 1,25 ´ I_пуск. = 1,25 ´ 469,5 = 587 А

Выбор остальных автоматических выключателей производим аналогично.

Таблица 9 Данные выбора защиты электроприемников

1.7.4 Защита троллейных линий [5]

Защита троллейных линий кранов осуществляется предохранителями ПН 2, установленными в силовом ящике типа ЯБПВУ.

Условия выбора плавкого предохранителя:

1) U_н.пр. ³ U_уст.

2) I_н.пп ³ I_пл.вст.

3) I_пл.вст. ³ ,

где α – коэффициент снижения пускового тока.

Выбираем защиту для крана G = 5 т.

Р_н1 = 7 кВт I_н1 = 20 А I_нS. = 55 А

Р_н2 = 2,2 кВт I_н2 = 7 А I_пик. = 111 А

Р_н3 = 11 кВт I_н3 = 28 А a = 1,6, пуск тяжёлый

Условия выбора плавкого предохранителя:

1) U_н.пр. = 380 В = U_уст. = 380 В

2) I_н.пп = 100 А > I_пл.вст. = 80 А

3) I_пл.вст. = 80 А > = = 69,38 А,

Принимаем для защиты ЯБПВУ 1 .

Выбираем защиту для крана G = 10 т.

Р_н1 = 11 кВт I_н1 = 32 А I_нS. = 59 А

Р_н2 = 2,2 кВт I_н2 = 7 А I_пик. = 120 А

Р_н3 = 16 кВт I_н3 = 20 А a = 1,6, пуск тяжёлый

Условия выбора плавкого предохранителя:

1) U_н.пр. = 380 В = U_уст. = 380 В

2) I_н.пп = 100 А > I_пл.вст. = 80 А

3) I_пл.вст. = 80 А > = = 75 А,

Принимаем для защиты ЯБПВУ 1 .

1.8 Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ и 0,4 кВ

1.8.1 Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ

ГПП завода питается от шин 110 кВ Волжской подстанции по ЛЭП 110, длинной ℓ = 4 км. На ГПП 1 установлены два силовых трансформатора S_н.тр.1 = 40 МВА S_н.тр.2 = 32 МВА, с расщепленными вторичными обмотками, работа шин 10 кВ раздельная. На районной подстанции установлены выключатели МКП 110, их отключающая мощность по каталогу S_н.отк. = 4000 МВА.

Рисунок 4 Расчетная схема токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания ведем в относительных базисных единицах.

За базисную мощность принимаем мощность системы, т.е.

S_б. = S_с. = 3500 МВА.

За базисное напряжение принимаем то напряжение, где произошло короткое замыкание, т.е. U_б. = 10,5 кВ.

Тогда базисный ток на ступени 10,5 кВ составит:

(30)

кА

Все сопротивления отдельных элементов расчетной схемы приводим к базисным условиям:

• сопротивление системы х_*б.с1

, (31)

где S²_с. – мощность системы сверхпереходная, МВА. S²_с. = 4000 МВА (согласно задания).

• сопротивление линии ЛЭП 110 х_*бл2

, (32)

где х₀ – индуктивное сопротивление линии, Ом/км. х₀ = 0,4 Ом/км;

ℓ – длина линии, км. ℓ = 4 км (согласно задания).

• сопротивление трансформатора – х_*бт3

, (33)

где u_к% – напряжение короткого замыкания, %. u_к% = 10,5% (по паспорту трансформатора);

S_н.тр. – номинальная мощность трансформатора, МВА. S_н.тр. = 32 МВА (по паспорту трансформатора).

Сворачиваем расчетную схему относительно точки короткого замыкания и составляем схему замещения.

Результирующее базисное сопротивление х_*б.рез. составит:

х_*б.рез. = х_*б.с1 + х_*б.л2 + х_*б.т3 = 0,875 + 0,42 + 22,97 = 24,26

Находим сверхпереходный ток короткого замыкания в точке К 1:

кА (34)

Так как S_c. = S_б., то х_*б.рас. = х_*б.рез. = 24,26.

При х_б.рас. > 3 точка К 1 считается электрически удаленной от источника питания, поэтому установившееся значение тока короткого замыкания I_¥ будет равно сверхпереходному току короткого замыкания I².

I_¥ = I² = 7,94 кА

Действующее значение полного тока короткого замыкания за первый период I_у.:

I_у. = 1,52 ´ I² = 1,52 ´ 7,94 = 12 кА (35)

Максимальное значение ударного тока короткого замыкания i_у:

i_у. = 2,55 ´ I² = 2,55 ´ 7,94 = 20,24 кА (36)

Сверхпереходная мощность короткого замыкания S²:

S² = ´ U_б. ´ I² = ´ 10,5 ´ 7,94 = 144,4 МВА (37)

1.8.2 Расчет токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ

При расчете токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ, кроме индуктивного сопротивления силовых трансформаторов, шинопроводов, кабелей, проводов, учитываем также их активное сопротивление. Определяем сопротивление системы при U = 10,5 кВ:

(38)

Все расчеты токов коротких замыканий ведем относительно ступениU = 0,4 кВ, поэтому приводим сопротивление системы при U = 10,5 кВ к ступени U = 0,4 кВ.

(39)

Определяем сопротивление кабельной линии х_к:

, (40)

где х₀ – среднее значение реактивного сопротивления линии, Ом/км.

х₀ = 0,08 Ом/км. [8]

Ом

Так как активное сопротивление кабельной линии мало, то им пренебрегаем, считая, что r_к. = 0.

Для расчета токов короткого замыкания определяем сопротивление отдельных участков электрической цепи на ступени 0,4 кВ: [8]

Сопротивление трансформатора ТП 1000–10/0,4:

х_тр = 8,56 мОм = 0,00856 Ом;

r_тр = 1,95 мОм = 0,00195 Ом;

Сопротивление ШМА4–1600–44–1УЗ:

х₀ = 0,17 мОм/м = 0,00017 Ом/м;

r₀ = 0,031 мОм/м = 0,000031 Ом/м.

х_шма = х₀ ´ ℓ₂ = 0,00017 ´ 5,2 = 0,000884 Ом;

r_шма = r₀ ´ ℓ₂ = 0,000031 ´ 5,2= 0,0001612 Ом.

Сопротивление ответвления от ШМА к ШРА проводом АПВ 7 (1 ´ 95):

х₀ = 0,06 мОм/м = 0,00006 Ом/м;

r₀ = 0,28 мОм/м = 0,00028 Ом/м.

х_апв1 = х₀ ´ ℓ₃ = 0,00006 ´ 18,5 = 0,00111Ом;

r_апв1 = r₀ ´ ℓ₃ = 0,00028 ´ 18,5 = 0,00518 Ом.

Сопротивление ШРА4–400–32–1УЗ:

х₀ = 0,1 мОм/м = 0,0001 Ом/м;

r₀ = 0,13 мОм/м = 0,00013 Ом/м.

х_шра = х₀ ´ ℓ₄ = 0,0001 ´ 22,75 = 0,002275 Ом;

r_шра = r₀ ´ ℓ₄ = 0,00013 ´ 22,75 = 0,0029575 Ом.

Сопротивление ответвления от ШРА к электроприемнику проводом АПВ 4 (1 ´ 16)

х₀ = 0,07 мОм/м = 0,00007 Ом/м;

r₀ = 2,08 мОм/м = 0,00208 Ом/м.

х_апв2 = х₀ ´ ℓ₅ = 0,00007 ´ 3,6 = 0,000252 Ом;

r_апв2 = r₀ ´ ℓ₅ = 0,00208 ´ 3,6 = 0,007488 Ом.

Составляем схему замещения, на которой показываем отдельные элементы схемы в виде активного и индуктивного сопротивлений.

Находим ток короткого замыкания в заданных точках по формуле:

(41)

где z_кз – полное сопротивление электрической цепи до заданной точки короткого замыкания, Ом.

(42)

Находим ток короткого замыкания в точке К 5:

Ом

кА

Находим ток короткого замыкания в точке К 4:

Ом

кА

Находим ток короткого замыкания в точке К 3:

Ом

кА

Находим ток короткого замыкания в точке К 2:

Для этого определяем сопротивление участка цепи на стороне 10 кВ в относительных базисных единицах:

х_{*б.рез.кз2} = х_{*б.расч.} + х_*б.к.

где х_{*б.расч.} = 24,26;

х_*б.к. – сопротивление кабельной линии, в относительных базисных единицах:

х_{*б.рез.кз2} = 24,26 + 0,76 = 25,02

Тогда ток короткого замыкания в точке К 2 будет равен:

кА

Для того, чтобы проверить селективность действия реле РТ 81/1 ток короткого замыкания в точке К 2 пересчитываем на U = 0,4 кВ по формуле:

(43)

кА

1.9 Выбор и расчет релейной защиты. Построение карты селективности

1.9.1 Выбор и расчет релейной защиты

Для защиты фидера 10 кВ предусматривается максимальнотоковая защита и токовая отсечка. Защиту выполняем на реле типа РТ 80.

Ток срабатывания определяем по формуле:

(44)

где I_{max нагр.} – максимальный ток нагрузки, который может проходить по защищаемому элементу в наиболее тяжелом режиме при аварийном отключении параллельно работающих трансформаторов и линии 10 кВ, А:

(45)

А

к_тт – коэффициент трансформации тока:

;

к_н. – коэффициент надежности. к_н. = 1,6; [8]

к_сх. – коэффициент схемы. к_сх. = 1 (трансформаторы тока включены в неполную звезду); [8]

к_р. – кратность тока нагрузки. к_р = 2,2;

к_в – коэффициент возврата реле. Для реле типа РТ 80 к_в = 0,85, но при к_р > 1,6 к_в не учитывается. [8]

А

Принимаем ток установки реле i_уст. = 5 А. Определяем ток срабатывания защиты I_с.з., А:

(46)

Определяем коэффициент чувствительности защиты к_ч.:

(47)

Условие к_ч 1,5 выполняется.

Коэффициент чувствительности защиты, как резервной:

I_кз3(0,4) = 20,8 кА

кА

Согласование защиты трансформатора ТП на стороне 0,4 кВ и фидера 10 кВ по току:

Для защиты принимаем реле типа РТ 81/1: [9]

i_н.уст. = (4 – 10) А, принимаем i_уст. = 5 А;

t_н.ср. = (0,5 – 4) с.

Время уставки срабатывания защиты t_уст. определяется:

t_уст. = t_ср.АВМ + t, (48)

где t_ср.АВМ – уставка времени срабатывания АВМ. t_ср.АВМ = 0,25 с;

t – ступень селективности. t = 0,75 с.

t_уст. = 0,25 + 0,75 = 1 с

Таблица 10. Времятоковая характеристика реле РТ 81/1

Ток отсечки отстраивается от тока короткого замыкания на низшей стороне трансформатора, ток короткого замыкания берется в конце защищаемого участка, т.е. на вводах 0,4 кВ трансформатора (К2).

кА

Ом

Ток токовой отсечки на стороне 0,4 кВ определяется по формуле:

I_то(0,4) = к_н. ´ I_кз2, (49)

I_то(0,4) = 1,6 ´ 23,59 = 37,75 кА

Ток токовой отсечки на стороне 10,5 кВ составит:

кА

Кратность тока токовой отсечки для выбранного реле РТ 81/1 принимаем

к_то = 5.

(50)

1.9.2 Построение карты селективности ступеней МТЗ

Селективностью, другими словами избирательность, защиты называют способность защиты при токах короткого замыкания и перегрузках отключать только поврежденный участок сети ближайшим к месту повреждения защитным аппаратом. Во всех случаях нужно стремиться к тому, чтобы токи короткого замыкания отключались аппаратом защиты без выдержки времени. Это уменьшает размеры повреждений, снижает опасность возгорания изоляции, прожога труб.

Проверку селективности действия защиты осуществляем путем сопоставления их защитных характеристик, наносимых в одном масштабе на карту селективности. Карту селективности строят в логарифмическом масштабе, по оси X откладывают ток, А, а по оси Y – время. Далее на построенную сетку карты селективности наносим защитные характеристики выбранных аппаратов защиты для рассматриваемого участка сети с указанием их типов; откладываем величины I_н.дв., I_п.дв., I_н.шра, I_{пик.шра}. Затем величины токов короткого замыкания рассчитанных для рассматриваемого участка откладываем на карту селективности по шкале токов и восстанавливаем перпендикуляры. Выбранная защита считается селективной, если отношение времени срабатывания соответствует условию:

t_бол./t_мен. ³ (1,7 ¸ 3).

1.10 Выбор и проверка элементов высокого напряжения: ячейки КРУ и ее оборудования, высоковольтного кабеля к цеховой ТП

1.10.1 Выбор ячейки КРУ на ГПП

Принимаем к установке на РП ячейки типа КРУ 2–10Э с выключателями ВМП 10К с электромагнитным приводом ПЭ 11. [2] ъ

1 Выключатель ВМП 10К с электромагнитным приводом ПЭ 11

2 Трансформатор ТПЛ 10

3 Трансформатор ТЗЛ – 0,5

Рисунок 7

В ячейке установлены два трансформатора тока ТПЛ 10. Для питания земляной защиты применяется трансформатор тока ТЗЛ. [2]

1.10.2 Выбор и поверка оборудования ячейки

1) Выбор и проверка высоковольтного выключателя

Исходные данные:

I» = I_¥ = 7,94 кА; U_н.уст. = 10 кВ (по заданию) i_у. = 20,24 кА S² = 144,4 МВА

I_раб. = 39 А; t_ф. = 0,25 с

По исходным данным выбираем выключатель ВМП 10К.

Таблица 11 Технические данные выключателя ВМП 10К

Проверяем выбор высоковольтного выключателя по следующим условиям:

а) по электрической прочности U_н.уст £ U_н.выкл.

U_н.уст. = 10 кВ = U_н.выкл. = 10 кВ

б) по нагреву в длительном режиме I_раб. £ I_н.выкл.

I_раб. = 39 А < I_н.выкл. = 600 А

в) поверка на динамическую устойчивость i_у. £ i_max

i_у. = 20,24 кА < i_max = 52 кА

г) поверка на отключающую способность S» £ S_по (I» £ I_по)

S» =144,4 МВА < S_по = 350 МВА

I» = 7,94 кА < I_по = 20 кА

д) проверка на термическую устойчивость I_¥² ´ t_ф £ I_t² ´ t

I_¥² ´ t_ф = 7,94² ´ 0,25 = 15,8 кА²с < I_t² ´ t = 14² ´ 10 = 1960 кА²с

Выбранный выключатель – ВМП 10К подходит по всем условиям.

2) Выбор и проверка выключателя нагрузки

Исходные данные:

I» = I_¥ = 7,94 кА; U_н.уст. = 10 кВ (по заданию) i_у. = 20,24 кА S² = 144,4 МВА

I_раб. = 39 А; t_ф. = 0,25 с

По исходным данным выбираем выключатель ВНП₃-17.

Таблица 12 Технические данные выключателя нагрузки ВНП₃-17

Проверяем выбор выключателя нагрузки по следующим условиям:

а) по электрической прочности U_н.уст £ U_н.выкл.

U_н.уст. = 10 кВ = U_н.выкл. = 10 кВ

б) по нагреву в длительном режиме I_раб. £ I_н.выкл.

I_раб. = 39 А < I_н.выкл. = 50 А

в) поверка на динамическую устойчивость i_у. £ i_max

i_у. = 20,24 кА < i_max = 25 кА

г) поверка на отключающую способность S» £ S_по (I» £ I_по)

S» =144,4 МВА < S_по = 300 МВА

I» = 7,94 кА < I_по = 12 кА

д) проверка на термическую устойчивость I_¥² ´ t_ф £ I_t² ´ t

I_¥² ´ t_ф = 7,94² ´ 0,25 =15,8 кА²с < I_t² ´ t = 12² ´ 10 = 1440 кА²с

Выбранный выключатель нагрузки – ВНП₃-17 подходит по всем условиям.

3) Выбор и проверка трансформатора тока

Для питания релейной защиты фидера от междуфазных коротких замыканий и токовых цепей измерительных приборов устанавливаем в фазах А и С трансформаторы тока типа ТПЛ 10 . [5]

Вторичные обмотки соединены по схеме неполной звезды К_сх. = 1.

Таблица 11 Технические данные трансформаторы тока ТПЛ 10

Проверяем выбор трансформатора тока по следующим условиям:

а) по электрической прочности U_н.уст £ U_н.тт

U_н.уст. = 10 кВ = U_н.тт = 10 кВ

б) по нагреву в длительном режиме I_раб. £ I_н1

I_раб. = 39 А < I_н1 = 200 А

в) поверка на динамическую устойчивость i_у. £ К_д. ´ I_н1 ´

i_у. = 20,24 кА < К_д. ´ I_н1 ´ =250 ´ 200 ´ = 70,71 кА

г) проверка на термическую устойчивость I_¥² ´ t_ф £ (К_t1 ´ I_н1)² ´ t

I_¥² ´ t_ф = 7,94² ´ 0,25 = 15,8 кА²с < (К_t1 ´ I_н1)² ´ t = (90 ´ 0,2)² ´ 0,25 = 81 кА²с

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям. Окончательно принимаем трансформатор рока типа ТПЛ 10 .

1.10.3 Расчёт и выбор высоковольтного кабеля U = 10 кВ к ТП

Для питания трансформаторов цеховой КТП от РП – 10 выбираем два кабеля марки ААБ, прокладываемые в траншее [2]

Выбор кабелей производим по четырём условиям:

а) по электрической прочности U_н.каб. ³ U_н.уст.

U_н.каб. = 10 кВ = U_н.уст. = 10 кВ

б) по нагреву в аварийном режиме I_доп. ³ I_ав.

Ток в аварийном режиме I_ав., А:

I_ав. = 1,3 ´ = 1,3 ´ = 75 А

I_доп. = 75 А = I_ав. = 75 А

Принимаем кабель ААБ 10 1 (3 ´ 16), I_доп. = 75 А

в) по экономической плотности тока S ³ S_эк.

Экономически целесообразное сечение, мм² определяют по формуле:

S_эк. = , (51)

где j_эк. – экономическая плотность тока, А/мм². j_эк = 1,4, Т_м.а. = 4000 ч [2];

I_раб. – расчётный ток линии, А.

I_раб. = = = 57,8 А

S_эк = = 41,29 мм²

S = 50 мм² > S_эк. = 41,29 мм²

Принимаем кабель ААБ 10 1 (3 ´ 50), I_доп. = 140 А

г) по термической устойчивости к токам короткого замыкания S ³ S_мин.

Минимальное сечение кабеля S_мин., мм²

S_мин. = I_¥ ´ , (52)

где С – коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания. С = 85; [2]

I_¥ – действующее значение тока короткого замыкания, А. I_¥ = 7,94 кА;

t_ф. – фиктивное время протекания тока короткого замыкания, с;

t_ф. = t_ф.п. + t_ф.а. (53)

где t_ф.п. – фиктивное время периодической составляющей I_кз, с;

t_ф.а. – фиктивное время апериодической составляющей I_кз, с.

Величину t_ф.п. находят по кривым зависимости: [2]

t_ф.п. = ¦ (b»; t)

b» = , (54)

где I»_. – сверхпереходное значение тока короткого замыкания, А.
I» = 7,94 кА;

I_¥ – действующее значение тока короткого замыкания, А. I_¥ = 7,94 кА;

b» = = 1

t – действительное время действия токов короткого замыкания

t = t_защ. + t_откл., (55)

где t_защ. – время срабатывания защиты, с. t_защ. = 0,15 с;

t_откл. – время отключения выключателя, с. t_откл. = 0,09 с.

t = 0,15 + 0,09 = 0,24 с

t_фп = 0,24 с [2]

Время апериодической составляющей I_кз равно:

t_ф.а. = 0,05 ´ b² (56)

t_ф.а. = 0,05 ´ 1,² = 0,05 с

t_ф. = 0,24 + 0,05 = 0,29 с

S_мин. = 7940 ´ = 47,6 мм²

S = 50 мм² > 47,6 мм²

По термической устойчивости выбираем кабель ААБ 10 1 (3 ´ 50),
I_доп = 140 А

Окончательно исходя из всех условий проходит кабель ААБ 10 1 (3 ´ 50), I_доп = 140 А

1.11 Сведения по управлению, релейной защите автоматике и измерению электроэнергии

Различают следующие виды управления: дистанционное, местное и автоматическое.

• Дистанционное управление – это управление на расстоянии нескольких сот метров, производится оператором, подающим команду с поста или щита управления путем замыкания специальным ключем цепи управления приводом выключателя, разъединителя или двигателя.

• Местное управление – это управление приводом выключателя, разъединителя и другой аппаратуры непосредственно на месте.

• Автоматическое управление – его используют в системе электроснабжения предприятий с большой потребляемой мощностью. Автоматическое управление осуществляется с помощью вычислительных машин управления ВМУ. Информация, поступающая в ВМУ, обрабатывается и используется для отключения и включения источников питания, регулирования нагрузок отдельных потребителей предприятия и выдачи о них соответствующих данных (мощность, напряжение и так далее), автоматической регистрации основных параметров системы электроснабжения, для предупреждения об аварийных режимах.

Общие сведения о релейной защите

Для непрерывного контроля за состоянием и режимом работы всех элементов системы электроснабжения на промышленных предприятиях применяется релейная защита, которая является основным видом электрической автоматики. Релейной защитой называют специальные защитные устройства

Основные условия надёжной работы релейной защиты следующие:

• релейная защита должна обладать селективностью, то есть отключать только повреждённый участок;

• релейная защита должна обладать достаточной чувствительностью ко всем видам повреждений;

• релейная защита должна быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов и обладать достаточной надёжностью;

• релейная защита должна иметь необходимую сигнализацию неисправностей в цепях питающих аппаратов релейной защиты;

• релейная защита должна быть быстродействующей, т.е. повреждённый участок должен быть отключён как можно быстрее.

В схеме электроснабжения завода предусматриваются следующие виды защиты: а) силовых трансформаторах ГПП:

• продольно – дифференциальная защита с действием на отключение элегазового выключателя и на отключение выключателей вводов 10 кВ;

• МТЗ от внешних коротких замыканий с двумя выдержками времени;

• газовая защита от повреждений трансформатора, действующая на подачу предупредительного сигнала (первая ступень) и на отключение элегазового выключателя и отключение вводов 10 кВ (вторая ступень);

• МТЗ от перегрузок с действием на сигнал;

• температурная сигнализация;

б) на секционном выключателе 10 кВ:

• МТЗ с ограниченно – зависимой выдержкой времени, с ускорением при АВР и токовая отсечка;

• защита от однофазного короткого замыкания на землю с действием на сигнал.

в) на силовых трансформаторах:

• газовая защита от повышения давления внутри бака (мановакуумметр);

• защита от однофазного КЗ с действием на отключение вводного автомата 0,4 кВ;

• температурная сигнализация (термосигнализатор)

Аппараты релейной защиты – это специальные устройства (реле, контакторы, автоматы и др.), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электроустановки или сети. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные устройства. Для обеспечения надежной работы релейная защита должна иметь избирательность (селективность), то есть отключать высоковольтными выключателями или автоматами только поврежденный участок установки. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей избирательность действия защиты. Выдержка времени определяется временем действия выключателя поврежденного участка и временем срабатывания защиты.

Обладать достаточно высокой чувствительностью по всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменившимся в связи с этим параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;

Быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов.

Реле применяемые в релейной защите, классифицируются по следующим признакам:

• по принципу действия – электромагнитные, индукционные, электродинамические, тепловые, электронные и др.;

• по принципу действия – тока, напряжения, мощности, тепловые и др.;

• по способу воздействия на отключение – прямого и косвенного действия.

Предельно допустимые нагрузки питающих элементов электрической сети по условиям настройки релейной защиты и с учетом возможных эксплуатационных режимов должны согласовываться предприятием с диспетчерской службой энергоснабжающей организации периодически пересматриваться.

Установки устройства РЗА линий связи потребителя энергоснабжающей организацией, а так же трансформаторов на подстанциях потребителя, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчера энергоснабжающей организации, должны быть согласованы с соответствующей службой РЗА энергоснабжающей организации.

При выборе установок должна обеспечиваться селективность действия с учетом наличия устройств автоматического включения резерва (АВР) и автоматического повторного включения (АПВ). Кроме того, при определении установок по селективности должна учитываться работа устройств технической автоматики и блокировки цеховых агрегатов и других механизмов.

Все уставки устройств релейной защиты должны проверяться в условиях минимальной электрической нагрузки предприятия и энергоснабжающей организации для действующей схемы электроснабжения.

Общие сведения об автоматике

Для повышения надежности электроснабжения электроустановок применяют автоматические устройства. Они обеспечивают быстрое восстановление нарушенного электроснабжения, вызванного ненормальными режимами работы электроустановки и действием при этом защитных устройств, а также возможными ошибками обслуживающего персонала.

В схеме электроснабжения завода предусмотрен следующий объем автоматики:

• автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой на силовых трансформаторах ГПП;

• автоматическое управление вентиляторами обдува трансформаторов ГПП;

• автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 кВ при аварийном отключении одного из трансформаторов ГПП или питающей линии;

• автоматическое повторное включение (АПВ) питающей линии (ЛЭП 1, ЛЭП 2);

• автоматическая частота разгрузка на 9 ячейках ГПП (АЧР);

• АВР секционных автоматов 0,4 кВ. В случае выхода из работы одного из трансформаторов ТП другой трансформатор возьмет на себя всю нагрузку.

Общие сведения по измерению и учёту электроэнергии

Для контроля за работой системы электроснабжения, коммерческого и контрольного учета электроэнергии установлены следующие измерительные приборы:

На вводах 10 кВ:

• универсальный счетчик энергии;

• амперметр.

На сборных шинах 10 кВ:

• по одному показывающему вольтметру на каждой секции;

• один комплект вольтметров с переключателем на любую секцию;

• один амперметр в цепи секционного выключателя.

На отходящих кабельных линиях 10 кВ:

• универсальный счетчик энергии;

• амперметр.

На стороне 0,4 кВ ТП:

• один вольтметр на каждой секции;

• амперметр в сепии отходящих магистралей.

В цепи трансформаторов:

• счетчик энергии на стороне 0,4 кВ;

• амперметр на стороне 0,4 кВ.

1.12 Выбор и расчет искусственного заземления

Одной из наиболее радикальных мер по защите людей от повреждения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, не находящимися под напряжением, но могущим оказаться под ним, является их надёжное заземление.

Район сооружения цеха находится в II климатической зоне. Грунт в месте сооружения – глина (r = 0,4 ´ 10⁴ Ом´м). Длина кабельных линий напряжением 10 кВ ℓ_к. = 30 км.

Принимаем к установке заземление по контуру цеха, на расстоянии 1,5 м от стен. Длина контура заземления L = 240 м. Принимаем заземление из прутков ℓ = 2,5 м и диаметром d = 12 мм, расстояние между заземлителями а = 5 м, в качестве соединительной полосы принимаем стальную полосу (40 ´ 4) мм. [10]

Рисунок 8 Схема расположения заземления

Согласно ПУЭ r_з. должно удовлетворять следующим условиям: [3]

1) r_з. £ 4 Ом – для сети 0,4 кВ;

2) r_з. £ – при условии заземления для сетей 0,4 кВ и 6…10 кВ,

где I_1кз – ток однофазного КЗ на землю, А

I_1кз = , (57)

где ℓ_к. – длина электрически связанных кабельных линий завода напряжением 10 кВ. ℓ_к. = 30 км.

I_1кз = = 30 А

r_з. = = 4,16 Ом

Окончательно принимаем r_з. £ 4 Ом

Сопротивление заземления стержневого заземлителя r_о.пр., Ом: [10]

r_о.пр = 0,0027 ´ r_{расч.гр.}, (58)

где r_{расч.гр.} – расчётное значение удельного сопротивления грунта в месте устройства заземления, Ом´см

r_{расч.гр.} = k_max ´ r, (59)

где k_max – коэффициент сезонности. k_макс = 1,4 для II климатической зоны;

r – сопротивление грунта, Ом´см. r = 0,4 ´ 10⁴ – глина (по заданию).

r_{расч.гр.} = 1,4 ´ 0,4 ´ 10⁴ = 5,6 ´ 10³ Ом´см

r_о.пр. = 0,0027 ´ 5,6 ´ 10³ = 15,12 Ом

Число прутков в контуре заземления n, шт.:

n = (60)

n = = 15 шт.

Сопротивление заземления всех стержневых заземлителей, Ом:

r_ст. = , (61)

где h_ст. – коэффициент экранирования (использования) заземлителей

h_ст. = ¦ ( = = 2: n = 15 шт.) = 0,63 [10]

r_ст. = = 1,6 Ом

Сопротивление заземления соединительной полосы r_пол., Ом: [10]

r_пол. = , (62)

где b – ширина полосы, м. b = 0,04 м;

t – глубина заложения полосы, м. t = 0,7 м;

L – длинна контура заземления, м. L = 75 м.

r_пол. = = 1,53 Ом

С учётом взаимного экранирования стержневых и полосового заземлителей [10]:

r_пол.^* = (63)

r_пол.^* = = 5,1 Ом

Полное сопротивление заземления:

r_заз. = (64)

r_заз. = = 1,22 Ом

Сопротивление заземления удовлетворяет условию:

r_заз. = 1,22 Ом < r_{заз.доп.} = 4 Ом

1.13 Молниезащита

Вопросы молниезащиты зданий и промышленных объектов решаются одновременно с проектированием строительной и технологической частью объекта. Молниезащита должна обеспечить высокую надежность установки при минимуме капитальных затрат.

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения в зависимости от их назначения, а также от интенсивности грозовой деятельности должны иметь молниезащиту в соответствии с категориями устройства молниезащиты.

Все здания и сооружения подразделяются на три категории:

I категория – здания и сооружения классов: В 1 и В 2 по ПУЭ, здания электростанций и подстанций;

II категория – здания и сооружения классов: В 1а, В 1б и В 2а по ПУЭ;

III категория – здания и сооружения классов: П 1, П 2, П 1а, П 3.

Молниезащиту зданий и сооружений I категории выполняют:

а) от прямых ударов молний отдельно стоящими стержневыми и тросовыми молниеотводами, обеспечивающими требуемую зону защиты от электростатической индукции – заземлением всех металлических корпусов, оборудования и аппаратов через специальные заземлители;

б) от электромагнитной индукции – для трубопроводов, оболочек кабелей, каркасов сооружений. Ставят металлические перемычки на параллельных трассах кабелей и трубопроводов, позволяющие избежать появления разомкнутых металлических контуров.

Молниезащита зданий и сооружений II категории от прямых ударов молнии выполняется одним из следующих способов:

а) отдельно стоящими или установленными на зданиях стержневыми или тросовыми молниеотводами, обеспечивающими защитную зону; R растеканию тока не более 10 Ом;

б) молниеприемной заземленной металлической сеткой с ячейками 6 ´ 6 м, накладываемой на неметаллическую кровлю;

в) заземление металлической кровли.

Защита от зарядов статического электричества и от действия магнитного поля выполняется аналогично защите для I категории.

Защита зданий III категории выполняется, как и для II категории, но при этом молниеприемная сетка имеет ячейки размером 12 ´ 12 м или 6 ´ 24 м, а величина сопротивления заземлителя прямых ударов молнии может повышаться до 20 Ом.

При расчете молниеотводов учитывается необходимость получения определенной зоны защиты, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.

Для здания проектируемого инструментального цеха принимаем молниезащиту согласно III категории металлической сеткой с ячейкой 12х12 метров.

2. Организационно-технологическая часть

2.1 Испытание трансформаторного масла

Подготовка трансформаторного масла является наиболее сложной и трудоёмкой операцией всего процесса монтажа маслонаполненного оборудования.

В трансформаторах мощностью несколько киловольт-ампер для отвода тепла от обмоток и магнитопровода достаточна поверхность активной части. По мере увеличения мощности трансформатора потери энергии в нём возрастают приблизительно пропорционально его массе или кубу линейных размеров. Следовательно, потери в трансформаторе возрастают значительно быстрее, чем увеличивается конструктивно получающаяся поверхность охлаждения.

Начиная с некоторой величины мощности эта поверхность оказывается недостаточной для обеспечения постоянной оптимальной температуры при работе трансформатора.

Эффективным средством отвода тепла является трансформаторное масло. Согласно существующим нормам допускается превышение температуры верхних слоёв масла над температурой окружающей среды на 60С. Средний перегрев масла составляет примерно 45С.

Для увеличения поверхности теплоотдачи, баки трансформаторов делают волнистыми или снабжают специальными трубчатыми радиаторами.

Во время работы трансформатора его изоляция подвергается длительному воздействию электрического поля и высокой температуры. Электрическая прочность всей изоляции определяется электрической прочностью наиболее нагруженного масляного канала; наиболее нагруженным является канал, прилегающий к обмоткам, в нём имеет место увеличение напряжённости поля у углов провода, реек прокладок и в других местах.

Из вышеизложенного следует, что трансформаторное масло служит одновременно электроизоляционным материалом и теплоотводящей средой. В соответствии с назначением, а также для длительной и безопасной работы маслонаполненного оборудования трансформаторное масло должно обладать следующими качествами:

Быть хорошим диэлектриком, т.е. иметь высокое значение пробивного напряжения и низкое и стабильное значение тангенса угла диэлектрических потерь;

Иметь достаточную подвижность и хорошую теплопроводность, небольшую величину кислотного числа, высокую температуру вспышки, низкую температуру застывания, способность в условиях эксплуатации длительное время сохранять свои первоначальные свойства (стабильность).

Старение трансформаторного масла в первую очередь проявляется как окисление его кислородом воздуха, что влечёт увеличение кислотного числа, появление кислой реакции водной вытяжки и на последней стадии выпадение осадка.

Трансформаторное масло изготавливается из нефти. Химический состав сырья и способ изготовления масла определяет его химический состав и эксплуатационные свойства. Кроме нефтяных трансформаторных масел возможно изготовление синтетических жидких диэлектриков на основе хлорированных углеводородов и кремнийорганических жидкостей.

Трансформаторное масло изготавливается из фракций нефти, которые выкипают при 300–400 ⁰С

С при атмосферном давлении, для получения осуществляют перегонку нефти под вакуумом, в результате чего происходит деление на фракции (одна из фракций – мазут). Трансформаторное масло состоит из нафтеновых, парафиновых и ароматических углеводородов. Кроме того, масло содержит небольшое количество серы, кислорода, азота, органических кислот и их солей. Содержание углерода в нефтях колеблется от 82 до 87%, водорода от 11 до 14%, содержание азота и кислорода обычно не превышает десятых долей процента. Для удаления смол, серы и других вредных примесей дистиллят сначала обрабатывают крепкой серной кислотой, затем нейтрализуют щёлочью, промывают водой и просушивают горячим воздухом. После дальнейшей очистки получается привычное трансформаторное масло.

Наибольшей химической стабильностью обладают ароматические углеводороды, которые придают маслу его свойство. Однако тяжёлая ароматика ухудшает диэлектрические свойства трансформаторного масла (повышает tg?), увеличивает его гигроскопичность и в процессе эксплуатации вызывает старение масла и выпадение обильных осадков.

Парафины являются хорошими диэлектриками и характеризуются малой химической активностью, но если в нефтях содержится более 1,5% парафина, то для получения трансформаторного масла с достаточно низкой температурой застывания парафины приходится удалять (депарафинизация). Чтобы придать маслу необходимые эксплуатационные свойства, при изготовлении его из масляных дистиллятов удаляют непредельные углеводороды, азотистые соединения, тяжёлую ароматику, твёрдые парафины и ряд смолистых и сернистых соединений.

Одним из основных показателей, характеризующих изоляционные свойства трансформаторных масел в практике их применения, является их электрическая прочность:

Е=Uпр/h, (65)

где Uпр – пробивное напряжение; Н–расстояние между электродами.

Электрическая прочность тщательно очищенного масла значительно превосходит электрическую прочность газов и приближается к прочности твёрдых диэлектриков. В однородном электрическом поле при разрядном напряжении между электродами вначале возникают отдельные самоугасающие искры. При дальнейшем повышении напряжения возникновение искр учащается и, наконец, наступает устойчивый пробой при достаточной мощности источника в виде дуги.

Пробивное напряжение прямо не связано с удельной проводимостью, но, так же как и она, весьма чувствительно к присутствию примесей. При малейшем изменении влажности жидкого диэлектрика и наличии в нем примесей (так же как и для проводимости) резко уменьшается электрическая прочность. Изменения давления, формы и материала электродов и расстояния между ними влияют на электрическую прочность. В то же время эти факторы на электропроводность жидкости не оказывают влияния

Если приложенное к диэлектрику напряжение постепенно повышать, то при достижении определённой величины сопротивление диэлектрика сразу упадёт до нуля. Это критическое напряжение, при котором диэлектрик становится проводником, определяет электрическую прочность масла (кВ/см). Напряжение, при котором происходит пробой масла в стандартном разряднике, называется пробивным напряжением (кВ). Чистое сухое трансформаторное масло независимо от его химического состава имеет достаточно высокое пробивное напряжение (более 60 кВ).

Повышение прочности с повышением температуры от 0 до 70 °С связывают с удалением из масла влаги, переходом ее из эмульсионного состояния в растворенное и уменьшением вязкости масла.

Растворенные газы играют большую роль в процессе пробоя. Еще при напряженности электрического поля, более низкой, чем пробивная, отмечается образование на электродах пузырьков. С понижением давления для недегазированного масла прочность его падает. Пробивное напряжение не зависит от давления в случаях:

а) тщательно дегазированных жидкостей;

б) ударных напряжений (каковы бы ни были загрязнение и газосодержание жидкости);

в) больших давлений [около 10 МПа (80–100 ат)].

Доказано, что пробивное напряжение масла определяется не общим содержанием воды, а концентрацией ее в эмульсионном состоянии.

Влага может находится в масле в трёх состояниях: с растворённом виде, в виде эмульсии (под микроскопом в масле видны шарики диаметром 2–10 мкм) и в виде отстоя на дне резервуара.

Молекулярно растворённая вода мало влияет на электрическую прочность трансформаторного масла. Вместе с тем даже малые доли процента эмульсионной воды значительно снижает его электрическую прочность. Это объясняется тем, что под действием электрического поля шарики эмульсионной воды поляризуются и вытягиваются вдоль силовых линий, образуя проводящий мостик, по которому и происходит разряд при значительно более низких напряжениях.

Образование эмульсионной воды и снижение электрической прочности имеют место в масле, содержащем растворенную воду, при резком снижении температуры или относительной влажности воздуха, а также при перемешивании масла за счет десорбции воды, адсорбированной на поверхности сосуда.

При замене стекла в сосуде полиэтиленом снижается количество эмульсионной воды, десорбированной при перемешивании масла с поверхности, и соответственно повышается прочность его.

Масло, осторожно слитое из стеклянного сосуда (без перемешивания), обладает высокой электрической прочностью.

Особенно резкое уменьшение разрядных напряжений происходит при наличии в масле гигроскопических загрязнений – волокон бумаги, картона, пряжи, значительно облегчающих образование проводящих мостиков (как в случае с эмульсионной водой).

Пробой масла происходит в паровом канале, образованном за счет испарения самого жидкого диэлектрика.

Показатели качества свежих трансформаторных масел

(Значения зависят от марок масел)

Пробивное напряжение не менее кВ от 30 до 70 кВ в зависимости от категории оборудования

Влагосодержание не более 0,001 – 0,0025% массы

1. Вязкость кинематическая, мм/с не более при: 50⁰С от 3,5 до 9

при -30⁰С от 800 до 1200

2. Кислотное число КОН не более 0,01–0,02 мг на 1 г масла

3. Температура вспышки в закрытом тигле не ниже 95–150 ⁰С

4. Водорастворимые кислоты и щелочи должны отсутствовать

5. Содержание механических примесей – должны отсутствовать

6. Температура застывания не выше -45 -65 ⁰С

7. Зольность не более 0,005%

8. Натровая проба, оптическая плотность, баллы, не более 0,4

9. Масло должно быть прозрачно при 5 ⁰С

10. Масло должно выдерживать испытание коронного воздействия на пластике из меди

11. Тангенс угла диэлектрических потерь не более 0,5 – 2,2%

12. Стабильность против окисления

– масса летучих кислот не более 0,008–0,05 на 1 г масла

– содержание осадка не более 0,015% массы

– кислотное число окисленного масла КОН не более 0,1–0,2 мг на 1 г масла

13. Стабильность против окисления 120–150 ч

14. Плотность при 20 ⁰С не более 890 кг/м

15. Цвет, единицы ЦНТ, не более 1,5

16. Содержание серы не более 0,3–0,6%

17. Содержание ионола (АГИДОЛ 1) не менее 0,2–0,4%

9. Газосодержание не более 0,1%

18. Внешний вид – чистое, прозрачное, свободное от видимых загрязнений, воды, частиц, волокон.

2.2 Прокладка кабелей выше 1 кВ в траншеях, блоках, каналах, туннелях и по эстакадам

Кабельным сооружением называется сооружение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы маслонаполненных кабельных линий. К кабельным сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты.

Кабельным туннелем называется закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий.

Кабельным каналом называется закрытое и заглубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т.п. непроходное сооружение,

предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии

Кабельным блоком называется кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами.

Кабельной эстакадой называется надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной.

Общие требования

При выборе трассы кабельной линии следует по возможности избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей.

Кабельные линии должны выполняться так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них опасных механических напряжений и повреждений, для чего:

кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены; укладывать запас кабеля в виде колец (витков) запрещается;

кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям и т.п., должны быть жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон изгибов и у соединительных и стопорных муфт;

кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам, должны быть закреплены так, чтобы была предотвращена деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах под действием собственного веса кабелей;

конструкции, на которые укладываются небронированные кабели, должны быть выполнены таким образом, чтобы была исключена возможность механического повреждения оболочек кабелей; в местах жесткого крепления оболочки этих кабелей должны быть предохранены от механических повреждений и коррозии при помощи эластичных прокладок

кабели должны прокладываться на расстоянии от нагретых поверхностей, предотвращающем нагрев кабелей выше допустимого, при этом должна предусматриваться защита кабелей от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и фланцевых соединений.

Кабельные сооружения и конструкции, на которых укладываются кабели, должны выполняться из несгораемых материалов.

Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. Если кабельная линия состоит из нескольких параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же номер с добавлением букв А, Б, В и т.д. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт – номера муфты и даты монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях, бирки должны располагаться по длине не реже чем через каждые 50 м.

Охранные зоны кабельных линий, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками. Информационные знаки следует устанавливать не реже чем через 500 м, а также в местах изменения направления кабельных линий.

При прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 м или в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях.

Прокладка кабелей в туннелях, по эстакадам и в галереях рекомендуется при количестве силовых кабелей, идущих в одном направлении, более 20.

Прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе, в местах пересечений с железнодорожными путями и проездами, при вероятности разлива металла и т.п.

Прокладку кабелей в каналах допускается применять в местах, где деятельный слой состоит из непучинистых грунтов и имеет ровную поверхность с уклоном не более 0,2%, обеспечивающим сток поверхностных вод. Кабельные каналы следует выполнять из водонепроницаемого железобетона и покрывать снаружи надежной гидроизоляцией. Сверху каналы необходимо закрывать железобетонными плитами. Каналы могут выполняться заглубленными в грунт и без заглубления (поверх грунта). В последнем случае под каналом и вблизи него должна быть выполнена подушка толщиной не менее 0,5 м из сухого грунта.

Прокладка кабельных линий в траншеях

При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.

Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем покрытия при напряжении 35 кВ и выше железобетонными плитами толщиной не менее 50 мм; при напряжении ниже 35 кВ – плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей; при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля – вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается.

При прокладке на глубине 1–1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений.

Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее: линий до 20 кВ 0,7 м; 35 кВ 1 м; при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения 1 м.

Кабельные маслонаполненные линии 110–220 кВ должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м.

При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее:

1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;

2) 250 мм между кабелями 20–35 кВ и между ними и другими кабелями;

3) 500 мм между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;

4) 500 мм между маслонаполненными кабелями 110–220 кВ и другими кабелями;

Расстояние между контрольными кабелями не нормируется.

Расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10 м при напряжении 110 кВ и выше. В стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м; при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется.

При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах.

При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги.

При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм

При прокладке кабельных линий на крутонаклонных трассах установка на них кабельных муфт не рекомендуется. При необходимости установки на таких участках кабельных муфт под ними должны выполняться горизонтальные площадки.

Для обеспечения возможности перемонтажа муфт в случае их повреждения на кабельной линии требуется укладывать кабель с обеих сторон муфт с запасом.

Необходимость защиты кабельных линий от коррозии должна определяться по совокупным данным электрических измерений и химических анализов проб грунта. Защита кабельных линий от коррозии не должна создавать условий, опасных для работы смежных подземных сооружений. Запроектированные мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода новой кабельной линии в эксплуатацию. При наличии в земле блуждающих токов необходимо устанавливать на кабельных линиях контрольные пункты в местах и на расстояниях, позволяющих определять границы опасных зон, что необходимо для последующего рационального выбора и размещения защитных средств.

Прокладка кабельных линий в кабельных блоках, трубах и железобетонных лотках

Для изготовления кабельных блоков, а также для прокладки кабелей в трубах допускается применять стальные, чугунные асбестоцементные, бетонные, керамические и тому подобные трубы. При выборе материала для блоков и труб следует учитывать уровень грунтовых вод и их агрессивность, а также наличие блуждающих токов.

Маслонаполненные однофазные кабели низкого давления необходимо прокладывать только в асбестоцементных и других трубах из немагнитного материала, при этом каждая фаза должна прокладываться в отдельной трубе.

Каждый кабельный блок должен иметь до 15% резервных каналов, но не менее одного канала.

Кабельные блоки должны иметь уклон не менее 0,2% в сторону колодцев. Такой же уклон необходимо соблюдать и при прокладке труб для кабелей.

В местах, где изменяется направление трассы кабельных линий, проложенных в блоках, и в местах перехода кабелей и кабельных блоков в землю должны сооружаться кабельные колодцы, обеспечивающие удобную протяжку кабелей и удаление их из блоков. Такие колодцы должны сооружаться также и на прямолинейных участках трассы на расстоянии один от другого, определяемом предельно допустимым тяжением кабелей. При числе кабелей до 10 и напряжении не выше 35 кВ переход кабелей из блоков в землю допускается осуществлять без кабельных колодцев. При этом места выхода кабелей из блоков должны быть заделаны водонепроницаемым материалом.

Переход кабельных линий из блоков и труб в здания, туннели, подвалы и т.п. должен осуществляться одним из следующих способов: непосредственным вводом в них блоков и труб, сооружением колодцев или приямков внутри зданий либо камер у их наружных стен.

Каналы кабельных блоков, трубы, выход из них, а также их соединения должны иметь обработанную и очищенную поверхность для предотвращения механических повреждений оболочек кабелей при протяжке. На выходах кабелей из блоков в кабельные сооружения и камеры должны предусматриваться меры,

предотвращающие повреждение оболочек от истирания и растрескивания (применение эластичных подкладок, соблюдение необходимых радиусов изгиба и др.).

При применении кабельных лотков для прокладки кабелей должны обеспечиваться проезд по территории ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для этой цели должны быть устроены переезды через лотки при помощи железобетонных плит с учетом нагрузки от проходящего транспорта.

Выход кабелей из лотков к шкафам управления и защиты должен выполняться в трубах, не заглубляемых в землю. Прокладка кабельных перемычек в пределах одной ячейки ОРУ допускается в траншее, причем применение в этом случае труб для защиты кабелей при подводке их к шкафам управления и релейной защиты не рекомендуется. Защита кабелей от механических повреждений должна выполняться другими способами (с применением уголка, швеллера и др.).

Прокладка кабельных линий в кабельных сооружениях

Кабельные сооружения всех видов должны выполняться с учетом возможности дополнительной прокладки кабелей в размере 15% количества кабелей, предусмотренного проектом (замена кабелей в процессе монтажа, дополнительная прокладка в последующей эксплуатации и др.)

Кабельные этажи, туннели, галереи, эстакады и шахты должны быть отделены от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных кабелей. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м².

Двери в кабельных сооружениях и перегородках с пределом огнестойкости 0,75 ч должны иметь предел огнестойкости не менее 0,6 ч

Выходы из кабельных сооружений должны предусматриваться наружу или в помещения с производствами категорий Г и Д. Количество и расположение выходов из кабельных сооружений должно определяться, исходя из местных условий, но их должно быть не менее двух. При длине кабельного сооружения не более 25 м допускается иметь один выход.

Двери кабельных сооружений должны быть самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Выходные двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и должны иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении.

Проходные кабельные эстакады с мостиками обслуживания должны иметь входы с лестницами. Расстояние между входами должно быть не более 150 м. Расстояние от торца эстакады до входа на нее не должно превышать 25 м.

Входы должны иметь двери, предотвращающие свободный доступ на эстакады лицам, не связанным с обслуживанием кабельного хозяйства. Двери должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны эстакады.

Расстояние между входами в кабельную галерею при прокладке в ней кабелей не выше 35 кВ должно быть не более 150 м, а при прокладке маслонаполненных кабелей – не более 120 м.

Наружные кабельные эстакады и галереи должны иметь основные несущие строительные конструкции (колонны, балки) из железобетона с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч или из стального проката с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч.

В туннелях и каналах должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них технологических вод и масла, а также должен быть обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. Полы в них должны иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников или ливневой канализации. Проход из одного отсека туннеля в другой при их расположении на разных уровнях должен быть осуществлен с помощью пандуса с углом подъема не выше 15°. Устройство ступеней между отсеками туннелей запрещается.

В кабельных каналах, сооружаемых вне помещений и расположенных выше уровня грунтовых вод, допускается земляное дно с дренирующей подсыпкой толщиной 10–15 см из утрамбованного гравия или песка.

В туннелях должны быть предусмотрены дренажные механизмы; при этом рекомендуется применять автоматический их пуск в зависимости от уровня воды. Пусковые аппараты и электродвигатели должны иметь исполнение, допускающее их работу в особо сырых местах.

Кабельные каналы и двойные полы в распределительных устройствах и помещениях должны перекрываться съемными несгораемыми плитами.

Контрольные кабели и кабели связи следует размещать только под или только над силовыми кабелями; при этом их следует отделять перегородкой. В местах пересечения и ответвления допускается прокладка контрольных кабелей и кабелей связи над и под силовыми кабелями.

Различные группы кабелей: рабочие и резервные кабели выше 1 кВ генераторов, трансформаторов и т.п., питающие электроприемники I категории, рекомендуется прокладывать на разных горизонтальных уровнях и разделять перегородками.

В непосредственной близости от входа, люков и вентиляционных шахт (в радиусе не более 25 м) должны быть установлены пожарные краны. Для эстакад и галерей пожарные гидранты должны располагаться с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки оси трассы эстакады и галереи до ближайшего гидранта не превышало 100 м.

Засыпка силовых кабелей, проложенных в каналах, песком запрещается.

Прокладка контрольных кабелей допускается пучками на лотках и многослойно в металлических коробах при соблюдении следующих условий:

1. Наружный диаметр пучка кабелей должен быть не более 100 мм.

2. Высота слоев в одном коробе не должна превышать 150 мм.

3. В пучках и многослойно должны прокладываться только кабели с однотипными оболочками.

4. Крепление кабелей в пучках, многослойно в коробах, пучков кабелей к лоткам следует выполнять так, чтобы была предотвращена деформация оболочек кабелей под действием собственного веса и устройств крепления.

Прокладка силовых кабелей пучками и многослойно не допускается.

Высота кабельных колодцев должна быть не менее 1,8 м; высота камер не нормируется. Кабельные колодцы для соединительных, стопорных и полустопорных муфт должны иметь размеры, обеспечивающие монтаж муфт без разрытия.

Кабельные колодцы должны быть снабжены металлическими лестницами.

В кабельных колодцах кабели и соединительные муфты должны быть уложены на конструкциях, лотках или перегородках.

Кабельные сооружения, за исключением эстакад, колодцев для соединительных муфт, каналов и камер, должны быть обеспечены естественной или искусственной вентиляцией, причем вентиляция каждого отсека должна быть независимой.

При прокладке кабелей внутри помещений должен быть предотвращен перегрев кабелей за счет повышенной температуры окружающего воздуха и влияний технологического оборудования.

Наименьшая высота кабельной эстакады и галереи в непроезжей части территории промышленного предприятия должна приниматься из расчета возможности прокладки нижнего ряда кабелей на уровне не менее 2,5 м от планировочной отметки земли.

2.3 Испытание разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Установка, сборка и регулировка

Установку, сборку и регулировку разъединителей, отделителей и короткозамыкателей следует производить в соответствии с инструкциями предприятий-изготовителей.

При сборке и монтаже разъединителей, отделителей, короткозамыкателей должны быть обеспечены: горизонтальность установки опорных рам, вертикальность и равенство по высоте колонок опорных изоляторов, соосность контактных ножей. Отклонение опорной рамы от горизонтали и осей собранных колонок изоляторов от вертикали, а также смещение осей контактных ножей в горизонтальной и вертикальной плоскости и зазор между торцами контактных ножей не должны превышать норм, указанных в инструкциях предприятий-изготовителей. Выравнивание колонок допускается с помощью металлических подкладок.

Холостой ход рукоятки привода не должен превышать 5°.

Ножи аппаратов должны правильно (по центру) попадать в неподвижные контакты, входить в них без ударов и перекосов и при включении не доходить до упора на 3–5 мм.

При положениях ножа заземления «Включено» и «Отключено» тяги и рычаги должны находиться в положении «Мертвая точка», обеспечивая фиксацию ножа в крайних положениях.

Блок-контакты привода разъединителя должны быть установлены так, чтобы механизм управления блок-контактами срабатывал в конце каждой операции за 4–10 ° до конца хода.

Блокировка разъединителей с выключателями, а также главных ножей разъединителей с заземляющими ножами не должна допускать оперирования приводом разъединителя при включенном положении выключателя, а также заземляющими ножами при включенном положении главных ножей и главными ножами при включенном положении заземляющих ножей.

Рис. 1 Однополюсный разъединитель РВК на 10 кВ:

1 – рама; 2 – ось воздействия привода; 3 – ось подвижного ножа; 4 – пружина регулирования контактов; 5 и 6 – нож подвижный; 7 – подвижный изолятор тяги ножа; 8 – неподвижный контакт; 9 – демпферная щель неподвижного контакта; 10 – опорный изолятор

Испытание

Полностью собранные и отрегулированные разъединители, отделители и короткозамыкатели всех классов напряжений испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления изоляции:

а) поводков и тяг, выполненных из органических материалов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ.

б) многоэлементных изоляторов.

в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей.

б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления.

3. Измерение сопротивления постоянному току;

а) контактной системы разъединителей и отделителей напряжением 110 кВ и выше.

б) обмоток электромагнитов управления. Значения сопротивления обмоток должны соответствовать данным заводов-изготовителей.

Таблица 1 Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей

4. Измерение вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных. Производится у разъединителей и отделителей 35 Кв, а в электроустановках энергосистем – независимо от класса напряжения. Измерение значения вытягивающих усилий при обезжиренном состоянии контактных поверхностей должны соответствовать данным завода-изготовителя, а при их отсутствии – данным, приведенным в табл.

Таблица 2 Нормы вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных (для одного ножа) для разъединителей и отделителей

Таблица 3 Наибольшее допустимое время отключения отделителей и включения короткозамыкателей

Кроме указанных в табл. 2 норм для разъединителей наружной установки 35–220 кВ на номинальные токи 630–2000 А заводом-изготовителем установлена общая норма вытягивающего усилия на пару ламелей 78,5–98 Н (8–10 кгс).

5. Проверка работы. Проверку аппаратов с ручным управлением следует производить путем выполнения 10–15 операций включения и отключения. Проверка аппаратов с дистанционным управлением производится путем выполнения 25 циклов включения и отключения при номинальном напряжении управления 5–10 циклов включения и отключения при пониженном до 80% номинального напряжения на зажимах электромагнитов (электродвигателей) включения и отключения.

6. Определение временных характеристик. Производится у короткозамыкателей при включении и у отделителей при отключении. Измеренные значения должны соответствовать данным завода-изготовителя, а при их отсутствии – данным, приведенным в таблице 3.

3. Экономическая часть

3.1 Расчёт численности рабочих

3.1.1 Расчёт численности рабочих для ремонта электрооборудования

(66)

где – суммарная трудоёмкость ремонта электрической части оборудования;

Ф – эффективный годовой фонд рабочего времени одного рабочего;

– коэффициент выполнения нормы, =1,1 – 1,5. [2]

, (67)

где – количество календарных дней года;

– количество выходных и праздничных дней;

– продолжительность рабочей смены;

– количество праздничных дней, сокращённых на 1 час.

час.

, (68)

где - суммарная трудоёмкость капитальных ремонтов электрической части оборудования;

– суммарная трудоёмкость текущих ремонтов;

– суммарная трудоёмкость неплановых ремонтов.

, (69)

, (70)

, (71)

где , – это нормы трудоёмкости капитального, текущего и непланового ремонтов на единицу ремонтосложности (1Чэ) электрической части оборудования;

, , – это суммарная ремонтосложность электрической части оборудования, которому ежегодно проводится капитальный, текущий и неплановый ремонты.

, (72)

, (73)

, (74)

где , – количество станков, которым ежегодно проводится капитальный и текущий ремонты.

При массовом и поточном производстве капитальный ремонт ежегодно проводится у 18% станков, а текущий – у 100% станков.

шт. шт.

шт. шт.

шт. шт.

шт. шт.

шт. шт.

, , , , , [1]

час на 1Чэ, час на 1Чэ, [2]

час,

час,

час,

Принимаем 3 рабочих для ремонта электрооборудования.

При ремонте электрической части станков и машин производятся станочные электрослесарные и прочие работы, поэтому возникает необходимость определить

1. численность станочников

, (75)

где – суммарная трудоёмкость станочных работ, час.

, (76)

где , – нормы трудоемкости станочных работ при капитальном и текущем ремонтах, час.

час на 1Чэ, час на 1Чэ, [2]

час

чел.

Принимаем 1 человека.

2. численность электрослесарей и прочих рабочих

, (77)

где - суммарная трудоёмкость электрослесарных и прочих работ, час.

, (78)

где и – нормы трудоёмкости электрослесарных и прочих работ, час.

час на 1Чэ, час на 1Чэ. [2]

час.

Принимаем 3 человек.

При децентрализованной форме эксплуатации электрооборудования капитальный ремонт производится ЭРЦ, а текущий ремонт – силами производственных цехов. В этом случае целесообразно рассчитать отдельно:

1. численность рабочих на капитальный ремонт

, (79)

Принимаем 2 человек.

2. численность рабочих на текущий ремонт

, (80)

.

Принимаем 2 человек.

3. численность рабочих на неплановый ремонт

, (81)

чел.

Таким образом, потребность в ремонтных рабочих:

– всего: 7

– в том числе: 4

– станочников – 1

– электрослесарей – 3

– прочие рабочие: 3

– на капитальный ремонт – 2

– на текущий ремонт – 1

– на неплановый ремонт – 0.

3.1.2 Численность рабочих для технического обслуживания электрической части станков и машин

Ч_оэ = , (82)

где – трудоемкость технического обслуживания электрической части станков и машин.

, (83)

где τ_оэт. и τ_оэк. – нормы времени планового осмотра перед внутрицикловым ремонтом и осмотра перед капитальным ремонтом.

τ_оэт. = 0,2 час на 1Чэ.; τ_оэк = 0,25 час на1Чэ, [2]

R_э – ремонтосложность электрической части оборудования;

Σ R_тэ – суммарная ремонтосложность электрической части оборудования, которому ежегодно проводится внутрицикловый ремонт;

Σ R_кэ – суммарная ремонтосложность электрической части оборудования, которому ежегодно проводится капитальный ремонт;.

Т_рп – оперативное время работы на планируемый год;

τ_оэ – норма обслуживания электрического оборудования электриками.

τ_оэ = 1,32 час на 1Чэ [2]

, (84)

где К_см – коэффициент сменности работы оборудования;

К_см = 1,69

К_з – коэффициент внутрисменной загрузки;

К_з = 0,78

К_ов. – коэффициент доли оперативного времени;

К_ов. = 0,89 [по заданию]

252 – число рабочих дней в году;

8 – продолжительность рабочей смены, час.

час.

час.

Ч_о.э. = чел.

Принимаем 1 человека.

3.2 Определение затрат на техническое обслуживание и ремонт электрической части станка

Структура и продолжительность ремонтного цикла и продолжительность межремонтного периода

Все работы по плановому техническому обслуживанию и ремонту выполняются в определенной последовательности, образуя повторяющиеся циклы.

Ремонтный цикл (Ц_р) – это повторяющаяся совокупность различных видов планового ремонта, выполняемых в предусмотренной последовательности через установленные равные числа часов оперативного времени работы оборудования, называемые межремонтными периодами.

Ремонтный цикл завершается капитальным ремонтом и определяется структурой и продолжительностью.

Структура ремонтного цикла (С_цр) – это перечень ремонтов, входящих в его состав, расположенных в последовательности их выполнения. Например, структуру ремонтного цикла состоящего из четырех текущих, одного среднего и одного капитального ремонта, записывают так: КР – ТР – ТР – СР – ТР – ТР – КР.

Продолжительность ремонтного цикла (Т_цр) – это число часов оперативного времени работы оборудования, на протяжении которого производятся все ремонты, входящие в состав цикла. Простои оборудования, связанные с выполнением плановых и неплановых ремонтов и технического обслуживания, в продолжительность ремонтного цикла не входят.

Межремонтный период (Т_мр) – это период оперативного времени работы оборудования между двумя последовательно выполняемыми плановыми ремонтами. Продолжительность межремонтного периода равна продолжительности ремонтного цикла, деленной на число внутрицикловых ремонтов, плюс 1.

Таблица 1 Структура ремонтного цикла

Таблица 2 Эмпирические формулы для определения продолжительности ремонтных циклов и межремонтных периодов

Эмпирические формулы продолжительности ремонтных циклов представляют произведение постоянного для каждого вида оборудования сомножителя на следующие коэффициенты, имеющие переменное значение:

К_ом – коэффициент обрабатываемого материала; К_ом = 1,0

К_ми – коэффициент материала применяемого инструмента; К_ми = 1,0

К_тс – коэффициент класса точности оборудования; К_тс = 1,0[3]

К_кс – коэффициент категории массы; К_кс = 1,35

К_в – коэффициент возраста; К_в = 1,0

К_д – коэффициент долговечности. К_д = 1,0

Т_цр = 16800 ּ 1 ּ 1 ּ 1 ּ 1 ּ 1,35 ּ 1 = 22680 час

час.

3.2.2 Себестоимость капитального и текущего ремонтов

Себестоимость ремонтов складывается из следующих групп затрат:

1. основная заработная плата по тарифу, ЗП;

2. премия, П;

3. материальные затраты, т.е. затраты на основные материалы, покупные полуфабрикаты и комплектующие изделия, С_м;

4) цеховые расходы, С_ц;

5) общезаводские расходы, С_з;

Себестоимость можно рассчитать по следующей формуле

С = ЗП + П +С_МК +С_МТ+ С_ц + С_з. (85)

Основная заработная плата по тарифу рассчитывается по формуле

ЗП = Т_С ּ Т, (86)

где Т – трудоемкость ремонта электрооборудования станка;

T_C – часовая тарифная ставка на ремонт электрического оборудования станка;

Т = Т_к + Т_т., (87)

где Т_К; Т_Т – трудоемкость капитального и текущего ремонтов.

Т_к = τ_к. ּ R_э, (88)

Т_т. = τ_т. ּ R_э, (89)

где τ_к., τ_т. – нормы трудоемкости для капитального и текущего ремонтов электрооборудования в час на 1Чэ.

τ_к. = 12,5 час на 1Чэ, τ_т. =1,5 час на 1Чэ. [2]

R_э – ремонтосложность электрической части оборудования;

R_Э=18,5

Т_к = 12,5 ּ 38 =475 час.

Т_т = 1,5 ּ 38 =57 час.

Т = 475 +57 =532 час.

ЗП = 16,51.532=8783,32 руб.

Размер премии определяется в соответствии с положением о премировании на данном предприятии:

(90)

где а_п – процент премии;

Материальные затраты на капитальный ремонт определяются по формуле:

С_мк = С_д ּ R_д + С_а ּ R_а, (91)

где С_а, С_д – нормы материальных затрат на электродвигатели, электроаппараты, электропроводки;

С_д = 15 руб. на 1Чэ_, С_а = 23 руб. на1Чэ_э [2]

R_а, R_д – ремонтосложность электродвигателей, электроаппаратов, электропроводки;

R_д = 11