При подвеске проводов на опорах около зданий расстояния от проводов до балконов и окон должны быть не менее 1,5м при максимальном отклонении проводов.
Наружная электропроводка по крышам жилых, общественных зданий и зрелищных предприятий не допускается, за исключением вводов в здания (предприятия) и ответвлений к этим вводам.
Незащищенные изолированные провода наружной электропроводки в отношении прикосновения следует рассматривать как неизолированные.
Расстояния от проводов, пересекающих пожарные проезды и пути для перевозки грузов, до поверхности земли (дороги) в проезжей части должны быть не менее 6 м, в непроезжей части – не менее 3,5 м.
Расстояния между проводами должно быть: при пролете до 6м – не менее 0,1 м, при пролете более 6м – не менее 0,15 м. Расстояния от проводов до стен и опорных конструкций должны быть не менее 50 мм.
Прокладка проводов и кабелей наружной электропроводки в трубах, коробах и гибких металлических рукавах должна выполняться в соответствии с требованиями, приведенными в 2.1.63 – 2.1.65, причем во всех случаях с уплотнением. Прокладка проводов в стальных трубах и коробах в земле вне зданий не допускается.
Вводы в здания рекомендуется выполнять через стены в изоляционных трубах таким образом, чтобы вода не могла скапливаться в проходе и проникать внутрь здания.
Расстояние от проводов перед вводом и проводов ввода до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м
Расстояние между проводами у изоляторов ввода, а также от проводов до выступающих частей здания (свесы крыши и т. п.) должно быть не менее 0,2 м.
Вводы допускается выполнять через крыши в стальных трубах. При этом расстояние по вертикали от проводов ответвления к вводу и от проводов ввода до крыши должно быть не менее 2,5 м.
Для зданий небольшой высоты (торговые павильоны, киоски, здания контейнерного типа, передвижные будки, фургоны и т. п.), на крышах которых исключено пребывание людей, расстояние в свету от проводов ответвлений к вводу и проводов ввода до крыши допускается принимать не менее 0,5 м. При этом расстояние от проводов до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м.
Рис.9.Схема электроснабжения теплового пункта №1
Рис.10.Схема электроснабжения приёмников освещения теплового пункта №1.
2.5 Технико–экономические расчёты
Определяем коэффициенты загрузки кабелей в нормальном режиме
(2.28)
Определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке
,кВт (2.29)
где:,кВт (2.30),А (2.31)Кс.п = 0,9
Потери энергии в линии составят ,кВт*ч/год; (2.32)где: ТП = 5000, ч/год;
Стоимость потерь энергии в линии равна ,руб/год; (2.33)где: С0.П = 0,002. Капитальные вложения на сооружение линии определяем по УПС (2.34) где:Куд–стоимость кабельной линии, проложенной в траншее, принята по табл.17.
Таблица 17 Стоимость кабельных линий.
|
Сечение, мм2 |
2,5 |
16 |
25 |
95 |
150 |
|
Куд., тыс. руб. |
0,5 |
1,13 |
1,27 |
2,43 |
3,3 |
Ежегодные амортизационные отчисления составляют
,руб./год; (2.35)
где: Ка = 30 – коэффициент амортизационных отчислений
Стоимость расходов на содержание персонала и ремонт при всех сечениях жил кабеля будут одинаковой, поэтому в расчётах её не учитываем.
Годовые эксплуатационные расходы составляют
,руб./год; (2.36)
Приведённые затраты на линию равны
, руб./год;
Полученные результаты по всем вариантам заносим в таблицу 12.
Таблица.18.Технико–экономические расчёты кабельных линий
|
участок |
S, мм2 |
I`доп, А |
ΔР`ном, кВт |
Кз |
ΔРд, кВт |
ΔЭа, кВт∙ч/год |
К, тыс.руб |
Сп, руб/год |
Са, руб/год |
Сэ, руб/год |
З, руб/год |
|
ТП – Тепловой пункт №1 |
2,5 |
27,9 |
0,47 |
0,30 |
0,04 |
208 |
0,008 |
0,42 |
0,23 |
0,09 |
1,03 |
|
ТП – ул. Меньшикова д.11 |
150 |
301,5 |
1,20 |
0,50 |
0,30 |
1504 |
0,066 |
3,01 |
1,98 |
5,96 |
14,21 |
|
ТП – ул. Меньшикова д.13 |
150 |
301,5 |
2,40 |
0,50 |
0,60 |
3009 |
0,132 |
6,02 |
3,96 |
23,83 |
40,33 |
|
ТП – ул. Меньшикова д.15 |
150 |
301,5 |
4,80 |
0,50 |
1,20 |
6017 |
0,264 |
12,0 |
7,92 |
95,32 |
128,3 |
|
ТП – ул. Меньшикова д.11а |
25 |
112,5 |
1,26 |
0,49 |
0,30 |
1485 |
0,032 |
2,97 |
0,95 |
2,83 |
6,80 |
|
ТП – ул. Меньшикова д.15а |
25 |
112,5 |
3,53 |
0,49 |
0,83 |
4158 |
0,089 |
8,32 |
2,67 |
22,18 |
33,29 |
|
ТП – Спорткомплекс |
95 |
234 |
2,59 |
0,50 |
0,63 |
3174 |
0,110 |
6,35 |
3,28 |
20,83 |
34,50 |
|
ТП – КНС |
16 |
81 |
3,68 |
0,38 |
0,54 |
2706 |
0,102 |
5,41 |
3,05 |
16,51 |
29,23 |
2.6 Выбор числа и мощности трансформаторов
Мощность трансформатора выбирают исходя из:
– графика нагрузок трансформатора, по которому определяют продолжительность tм суточного максимума, а так же коэффициенты, характеризующие форму графика;
– ТЭ показателей намеченных вариантов мощности трансформатора;
– экономически целесообразного режима, под которым понимают режим, обеспечивающиё минимум потерь мощности и электроэнергии трансформаторов при их работе по заданному графику нагрузки;
– нагрузочной способности трансформатора, ее не учёт в послеаварийном режиме и при изменяющейся нагрузке в нормальном режиме может привести к завышению номинальной мощности трансформатора и перерасходу средств.
По графику нагрузок определяют коэффициент Кзг загрузки графика в нормальном режиме и продолжительность суточного максимума tм =2ч:
; (2.37)
По значениям Кзг и tм определяем систематические перегрузки в нормальном режиме по специальным кривым:
Учитывая наличие потребителей 1 и 2 категорий надёжности (К(1+2) =50%), принимаем к установке по два трансформатора на каждую подстанцию.
Нормальную мощность трансформаторов определяем по условию
; (2.38)Выбор Sном трансформаторов ТП производится на основании расчётной активной мощности предприятия Ррп в нормальном режиме и Qэ1:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16
