Реконструкция тепловых сетей котельной ОАО "Нарьян–Марстрой"
Выбранные сечения
проверяем по потере напряжения.
Оно определяется
как:
(2.27)
где
rуд , худ – активное и
реактивное удельные сопротивления линий, кОм/кмl – длина линии, м.
Таблица 14.
Потери напряжения в кабелях
Участок
l, м
rуд
худ
Rл
Хл
Рпол кВт
Qпол квар
ΔU, В
ΔU, %
ТП – Тепловой пункт №1
15
13,3
0,09
0,1995
0,0014
10,53
6,40
5,27
1,32
ТП – ул. Меньшикова д.11
20
0,22
0,06
0,0044
0,0012
207,52
70,11
2,49
0,62
ТП – ул. Меньшикова д.13
40
0,22
0,06
0,0088
0,0024
207,52
70,11
4,99
1,25
ТП – ул. Меньшикова д.15
80
0,22
0,06
0,0176
0,0048
207,52
70,11
9,97
2,49
ТП – ул. Меньшикова д.11а
25
1,33
0,07
0,0333
0,0018
74,77
26,26
6,33
1,58
ТП – ул. Меньшикова д.15а
70
1,33
0,07
0,0931
0,0049
74,77
26,26
17,73
4,43
ТП – Спорткомплекс
45
0,35
0,06
0,0158
0,0027
142,72
95,68
6,27
1,57
ТП – КНС
90
2,08
0,07
0,1872
0,0063
40,59
20,80
19,32
4,83
Нормированных
значений для потери напряжения не установлено. Однако, зная напряжение на шинах
источника питания и подсчитав потери напряжения в сети, определяем напряжения у
потребителей. При необходимости поддержания напряжения у потребителей в узких пределах
решается вопрос о способах регулирования напряжения.
Таблица 15.
Выбор проводов электроснабжения теплового пункта №1
Маркировка кабеля (провода).
Трасса
Трубы
Кабель (провод)
Начало
Конец
do, мм.
Длина, м.
Марка
n, число жил,
Длина, м.
Н1
СП
ШУ1
АПВ
1(3×2,5)
5
Н2
СП
ШУ2
АПВ
1(3×16)
6,5
Н3
СП
ЩО
АВВГ
1(3×1)
1
Н4
ШУ1
Электродвигатель 1 Насос горячей
воды №1
16
3
АПВ
1(3×2,5)
3,5
Н5
ШУ1
Электродвигатель 2 Насос горячей
воды №2
16
3,5
АПВ
1(3×2,5)
4
Н6
ШУ2
Электродвигатель 3 Насос холодной
воды №1
16
2
АПВ
1(3×16)
2,5
Н7
ШУ2
Электродвигатель 4 Насос холодной
воды №2
16
1,5
АПВ
1(3×16)
2
Выбор напряжения
осветительной установки производится одновременно с выбором напряжения для силовых
потребителей, при этом для отдельных частей этой установки учитываются также требования
техники безопасности
Для светильников
общего освещения рекомендуется напряжение сети 380/220 В. Лампы установлены на напряжение
220 В.
Групповые щитки,
расположенные на стыке питающих и групповых линий, предназначены для установки аппаратов
защиты и управления электрическими осветительными сетями. При выборе типов щитков
учитывают условия среды в помещениях, способ установки щита, типа и количество установленных
в них аппаратов.
Щит освещения
типа ОВП–3М устанавливается на стене. Низ щита на высоте 1,2 м от уровня пола. Выключатели
устанавливаются на высоте 1,6 м от уровня пола, штепсельные розетки на высоте 1,2
м.
Проводка выполняется
кабелем АВВГ на тросе и на скобах.
Таблица 16
- Выбор проводов приёмников освещения теплового пункта №1
Тип щита, установленная мощность,
кВт
Номер группы
Тип автомата
Ток расцепителя, А
Ном. мощность, кВт
Марка, сечение и способы прокладки
Потеря напряжения, %
ОПВ–3МРу=0,3
1
АЕ–16
12
0,02
АВВГ–1 (2×1,5) на скобах
0,12
2
АЕ–16
12
0,03
АВВГ–1 (2×1,5) на скобах
0,12
3
АЕ–16
12
0,21
АВВГ–1 (2×1,5) на скобах
0,12
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: