Селективность действия МТЗ осуществляется путём выбора соответствующей выдержки времени, которая должна согласовываться с временем сгорания предохранителя при токах равным токам перегрузки.

с, (9.7)

.

где - время срабатывания предохранителя при I = 202 А;

- ступень селективности.

Проверка на 10% погрешность осуществляется при двухфазном КЗ для схемы соединения ТТ в неполную звезду. Кратность определяется по расчётному току отсечки:

, (9.8)

.

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТПЛМ-10 Ом ([10] , рисунок 7.6).

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

, Ом, (9.9)

где - сопротивления прямого и обратного проводов ( Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях ( Ом);

- сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”).

Ом (9.10)

где SПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 2Л”;

I2 - вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление “Сириус 2Л”:

Коэффициент 0,8 в учитывает снижение сопротивления реле при больших токах.

Ом.

Из результатов расчетов видно, что меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.

9.3 Расчет устройства автоматического включения резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус-С» (секционный выключатель) и двух «Сириус-В» (вводные выключатели).

«Сириус-В» выполняет следующие функции:

контролирует напряжения UAB, UBC на секции, напряжение до выключателя UВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для «Сириус-С» соседней секции.

«Сириус-С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-В», без выдержки времени. Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UАВ, UВС и UВНР, контролируемых «Сириус-В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-В» соседней секции.

1. Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

; (9.11)

В.

2. Уставка на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения :

; (9.12)

В.

Время срабатывания АВР:

tАВР = tмтз.В.В + Дt ; (9.13)

tАВР.ВН = 0,9 + 0,4 = 1,3 с;

tАВР.НН = 1,1 + 0,4 = 1,5 с.

10. Проектирование системы учета и контроля электрической энергии

10.1 Краткая характеристика автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии -- АСКУЭ обеспечивают коммерческий и технический учет потребления или отпуска электроэнергии, оперативный контроль текущей нагрузки.

При внедрении системы АСКУЭ повышается качество учета энергоресурсов, оперативность и достоверность информации. Эта система позволяет точнее соблюдать заданный режим производства и потребления электроэнергии (контроль перегрузки, соблюдение заданного графика нагрузки и пр.) и дает возможность снизить потери электроэнергии.

Функции АСКУЭ

- измерение объемов и параметров качества поставки/потребления энергоресурсов;

- контроль поставки/потребления энергоресурсов по всем точкам и объектам учета в заданных временных интервалах;

- сбор, обработка, хранение и отображение информации о поставке/потреблении электроэнергии;

- одновременное предоставление данных по всем точкам измерения;

- оперативный мониторинг и контроль нагрузок в реальном времени;

- расчет баланса объекта и системы в целом;

- учет потерь энергии в схемах соединений;

- контроль работоспособности приборов учета и вычислительного оборудования.

Таблица 10.1 Приборы учета электрической энергии

Место установки	Счетчик	Uном, В	Iном, А	Примечание
Квартира	Меркурий 230	230	5-60	Однофазный, жидкокристаллический индикатор, 2 тарифные зоны
Жилищно-коммунальные предприятия и организации, бюджетные потребители	Меркурий 230	230	10-100	Трехфазный, жидкокристаллический индикатор, 2 тарифные зоны
ВРУ	Меркурий 230	230	10-100	Трехфазный, жидкокристаллический индикатор, 2 тарифные зоны
Ввод НН ТП	Меркурий 230	400/ 230	5-50	Трехфазный жидкокристаллический индикатор

Счетчики электрической энергии следует устанавливать в точках балансового разграничения с энергоснабжающей организацией: на ВРУ, на вводах низшего напряжения силовых трансформаторов ТП, в которых щит низшего напряжения обслуживается эксплуатационным персоналом абонента, на вводах в квартиры жилых домов [7].

В общественных зданиях, в которых размещено несколько потребителей электроэнергии, учёт должен предусматриваться для каждого потребителя, обособленного в административно-хозяйственном отношении (ателье, магазины, мастерские, склады, жилищно-эксплуатационные конторы и т.п.).

В жилых зданиях квартирного типа следует устанавливать один однофазный расчетный счетчик на каждую квартиру. Их рекомендуется размещать совместно с аппаратами защиты (предохранителями, автоматическими выключателями) и выключателями (для счетчиков) на общих квартирных щитках.

11. Разработка мероприятий по энергосбережению

Под понятием энергосбережение понимают реализацию научных, правовых, производственных, организационных, экономических и технических мер, направленных на эффективное и экономное использование топливно-энергетических ресурсов для привлечения в хозяйственный оборот источников возобновляемой энергии. Частое увеличение спроса на энергетические ресурсы, повышение тарифов на них, сокращение запасов природных ископаемых - все это делает энергосбережение важным и придает ему особое значение. Также энергосбережение является важной задачей по сохранению разнообразных природных ресурсов.

В данной выпускной квалификационной работе в качестве мероприятия по энергосбережению была принята модернизация наружной осветительной системы, основанная на замене светильников ЖКУ с лампами ДНаТ современными энергосберегающими светодиодными светильниками.

Основные преимущества светодиодных светильников:

1) срок службы светодиодных светильников значительно превышает существующие аналоги (срок непрерывной работы светильника не менее 100 000 реальных часов, что эквивалентно 25 годам эксплуатации, при 10 часовой работе в день). С течением времени такие его основные характеристики как световой поток и сила света практически не претерпевают изменений;

2) экономичность энергопотребления. На 70% снижается энергопотребление по сравнению со светильниками, где применяются традиционные газоразрядные лампы ДРЛ и ДНаТ;

3) полная экологическая безопасность позволяет сохранять окружающую среду, не требуя специальных условий по утилизации (не содержит ртути, ее производных и других ядовитых, вредных или опасных составляющих материалов и веществ). Отслужившую ртутную лампу необходимо отправить на утилизацию, что требует дополнительных денежных затрат. Утечка ртути или других газов из лампы при ее повреждении приведет к возникновению экологических проблем (негативное влияние на здоровье людей, загрязнение окружающей среды и т.п.). Так, любая ртутная лампа содержит до 100 мг сильнодействующего вещества -- паров ртути. Предельно допустимая концентрация этих паров в населенном пункте равняется 0,0003 мг/ мІ. можно отметить, что эта опасная проблема остается, если возникает бой ламп при транспортировке и эксплуатации;

4) высокая надежность, механическая прочность, виброустойчивость светодиодных светильников. Это достигается тем, что конструкция светильника состоит из прочного корпуса, выполненного из алюминиевого профиля позволяет добиться защиты светильника от пыли, насекомых, брызг. Отсутствие нити накаливания, стеклянных трубок и колб дает высокую ударо- и виброустойчивость. Поликарбонатное стекло выдерживает значительные ударные нагрузки и выстрелы пневматического оружия;

5) отсутствие необходимости замены светодиодов и обслуживания светильников в течение всего срока эксплуатации позволяет значительно экономить на обслуживающих мероприятиях и персонале.

Проведем технико-экономическое сравнение светодиодных светильников ДКУ 01-130-001и светильников с натриевыми лампами ЖКУ-21-100.

Расчёт годовых затрат при 10 часовой работе в день произведём по формулам:

, руб., (11.1)

где - годовые затраты, руб.;

- нормативный коэффициент экономической эффективности (принимаем равным 0,25);

- стоимость оборудования, руб.;

- потери электроэнергии, руб.

Потери электроэнергии определяются по выражению:

, руб., (11.2)

где - стоимость потерь электроэнергии (в нашем случае , руб./кВт·ч);

- потери электроэнергии в системе уличного освещения микрорайона (принимаем равным 3% и 11% от суммарной осветительной нагрузки микрорайона для светодиодных светильников и светильников с натриевыми лампами соответственно), кВт·ч.

После подстановки числовых значений получаем годовые затраты, указанные в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Годовые затраты

Наименование светильника	Кол-во, шт.		, руб.	, руб./кВт·ч	, кВт·ч	, руб.	руб.
ЖКУ-21-100	130	0,25	4335	2,68	4858,15	12825,52	143959,27
ДКУ 01-130-001	130	0,25	7400	2,68	596,23	1574,05	225424,05

Посчитаем суммарные затраты на светодиодные светильники и светильники с натриевыми лампами:

, руб.;

, руб.

Посчитаем суммарные потери для светодиодных светильников и светильников с натриевыми лампами:

, руб.;

, руб.

Прибыль (экономия) от установки светодиодных светильников равняется:

, руб.

Таким образом, при увеличении затрат на 170207,48 руб. мы добились прибыли в 19264,77, руб. в год.

Срок окупаемости (Ток) определяется:

, год, (11.3)

где - затраты, руб.;

- прибыль i года, руб.;

- амортизационные отчисления, руб.;

- дисконт i года.

Дисконт (текущая стоимость единицы) определяется как:

, (11.4)

где Е - нормативный коэффициент эффективности инвестиций, определяемый процентной ставкой Центробанка и процентом конкретного инвестора, 25%;

i - порядковый номер года.

Амортизационные отчисления составляют 6% от стоимости оборудования:

А=0,06•401154,36=24069,26, руб.

Коэффициент дисконтирования первого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования второго года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования третьего года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования четвертого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования пятого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования шестого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования седьмого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования восьмого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования девятого года:

, руб.

Коэффициент дисконтирования десятого года:

, руб.

Сложив все коэффициенты дисконтирования, получим:

Т. к. , то срок окупаемости составит 10 лет, при сроке службы светильника 25 лет.

12. Организационно-экономическая часть

12.1 Технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения

Для технико-экономического сравнения схем электроснабжения рассмотрим схемы с 2, 3 и 4 ТП. Согласно пункту 4, определим мощность ТП и ЦЭН. Результаты расчетов представлены в приложении 11 таблице 11.1.

Расположение ТП представлено на листе 3.

Проведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов согласно пункту 4.2. Результаты представлены в приложении 10.

Определим суммарные приведенные затраты для кабельных линий и СИП:

, руб, (12.1)

где Кн.кл - капитальные вложения в кабельные линии, руб.;

Е - норма дисконта, приемлемая для инвестора норма дохода на капитал, ;

Ипкл - стоимость потерь в кабельных линих, руб.;

Иобсл.рем.ам.кл - затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию, руб.

Потери в кабельных линиях определяются:

, руб, (12.2)

где С0 - стоимость 1кВтч, руб, С0=2,68 руб/кВт·ч (для частных лиц, проживающих в сельской местности);

Wкл - годовые потери в кабельной линии, кВтч.

кВтч, (12.3)

где Iр - расчетный ток в кабельных линиях, А;

r0 - удельное активное сопротивление кабельной линии, Ом/км;

l - длина линии, м;

- время максимальных потерь.

(12.4)

где - время использования максимума нагрузок, () [7].

ч.

Капитальные вложения в кабельные линии определяются по формуле:

, тыс.руб., (12.5)

где Ц - цена на оборудование (2014 года), тыс. руб.

- индекс цен оборудования (I=1);

ут - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные работы, связанные с приобретением оборудования (ут=0,1);

ус - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (ут=0,02 - 0,15 в зависимости от массы и сложности оборудования);

ум - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (ум=0,1 - 0,15 от оптовой цены на оборудование).

Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию определяются по формуле:

, руб., (12.6)

где На=5% - норма амортизационных отчислений;

Нобсл=2% - норма обслуживания оборудования;

Нрем.=0,3% - норма ремонта оборудования.

Приведем пример расчета для 1 варианта для линии W1, выполненной проводом СИП-2 3х150+1х95+1х16. Определим годовые потери по формуле (11.3):

Определим стоимость потерь в линии по формуле (12.2):

Найдем затраты на капитальные вложения по формуле (12.5):

Определим затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию по формуле (11.6):

Суммарные затраты найдем по формуле (12.1):

Далее производятся аналогичные расчеты суммарных приведенных затрат кабельных линий для остальных вариантов схем электроснабжения, результаты которых сводятся в таблицы приложения 11. Из расчетов видно, что вариант 3 получился наиболее экономически выгодным.

12.2 Сметно-финансовый расчет затрат на монтаж и пусконаладочные работы схемы электроснабжения

На основании схемы электроснабжения (Лист 2) разрабатывается смета-спецификация оборудования, содержащая список монтируемого оборудования и расходных материалов, которые включаются в смету.

Смета-спецификация является упрощенной формой «Ведомости необходимого для выполнения всего объема работ электротехнического оборудования и вспомогательных материалов».

Смета-спецификация представлена в Приложении 12.

Полная сметная стоимость строительно-монтажных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Утвержденная смета является предельно-допустимой величиной инвестиций на весь период строительства.

Для расчетов используется сборник № 8 ТЕРм-2001, прейскуранты оптовых цен, ТЕРп-2001-01 предназначен для определения прямых затрат в сметной стоимости пусконаладочных работ по электротехническим устройствам на вводимые в эксплуатацию здания и сооружения.

Определение сметной стоимости на приобретение электрооборудования и его монтаж составляется в виде таблицы (приложение 13).

Смета затрат на пусконаладочные работы представлена в приложении 14.

Пересчет сметы в цены текущего года проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров и услуг.

Для того чтобы определить сметную стоимость строящегося объекта в ценах текущего периода, необходимо исчислить полную сметную стоимость строящегося объекта, т.е. учесть накладные расходы, которые определились на период, когда действовали прейскурантные цены.

На основании сметно-финансового расчета по проектируемому объекту определяются общие суммы затрат на приобретение оборудования, стоимость строительно-монтажных работ, стоимость затрат на заработную плату основных производственных рабочих и вспомогательных рабочих, работающих и эксплуатирующих машины и механизмы. Затем определяется сумма накладных расходов: затрат на тару и упаковку; транспортные расходы; заготовительно-складские расходы; накладные расходы на заработную плату; затраты снабжающей организации и плановые накопления.

Пересчет сметы в цены текущего года проведен в приложении 15.

12.3 Организация работ по вводу объекта в эксплуатацию

Срок выполнения монтажных работ для проектируемой схемы 3 месяца. Исходя из заданного срока выполнения строительно-монтажных работ, рассчитываем явочную численность бригад электромонтажников по формуле:

(12.7)

где Чя - явочная численность электромонтажников;

Т - общие трудозатраты выполнения монтажных и пусконаладочных работ;

Тпл - плановый срок выполнения строительно-монтажных и пусконаладочных работ;

Кв - коэффициент выполнения норм труда;

Ки - коэффициент использования рабочего времени.

(12.8)

где Чспис - списочное число электромонтажников;

Кнв - плановый коэффициент невыходов на работу, учитывает плановые невыходы работающих в связи с предоставление работникам очередного отпуска, учебного отпуска, потери рабочего времени по болезни, потери трудоспособности выполнения государственных обязанностей и другие плановые потери. Для большинства предприятий Кнв=1,1…1,15.

Принимаем число электромонтажников равное 9 человек.

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе было рассмотрено электроснабжение населенного пункта.

В ходе проектирования было выяснено, что большую часть составляют потребители II категории надежности.

Проектирование начиналось с определения расчетной электрической нагрузки зданий, как жилых, так и общественных, а также нагрузки наружного освещения. Далее определялось место расположения трансформаторных подстанций, выбиралось число и мощность трансформаторов ТП. Затем была разработана схема электроснабжения, выбраны марки и сечения кабелей на напряжение 10 и 0,4 кВ. Далее были рассчитаны токи коротких замыканий в разработанной схеме. Был выполнен расчет контура заземления проектируемой подстанции.

Была разработана релейная защита сети 10 кВ. В организационно-экономической части решены следующие вопросы: выполнено технико-экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения, произведён расчет сметной стоимости в ценах 2016 года, расчет численности электромонтажной бригады, построение ленточного графика.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок 7-е изд. - М.: Издательство ЭНОС, 2014.

2. Свод правил по проектированию и строительству. Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий: СП 31-110-2004: введ. 07.06.04. - М.: Госстрой России, 2004. - 51 с.

3. Кнорринг Г. М. Справочная книга для проектирования электрического освещения/ Г. М. Кнорринг, И. М. Фадин, В. Н. Сидоров - 2-е изд. - СПб.: Энергоатомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 2006. - 448 с.: ил.

4. СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение.

5. Методические указания по дипломному проектированию: «Расчет нагрузок сельских электрических сетей»/ Е. Я. Абрамова, С. К. Алешина - Оренбург.: ОГУ, 2002. - 26 с.

6. Старкова, Л.Е. Проектирование цехового электроснабжения: учеб. пособие / Л. Е. Старкова, В. В. Орлов - Вологда.: ВоГТУ, 2006. - 175 с.

7. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 2006. - 368 с.: ил.

8. ГОСТ 13109-97 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего значения. / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. - введ. 01.01.97. - М.: Изд-во стандартов, 1998. - 26 с.: ил.

9. ГОСТ 27514-87 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ. / Министерство энергетики и электрификации СССР. - введ. 01. 01. 89. - М: Изд-во стандартов, 1989. - 40 с.: ил.

10. М.А. Шабад Релейная защита трансформаторов. - М.: Энергоатомиздат, 2004. - 144 с.: ил.

Приложение 1

Список электроприемников микрорайона

Таблица 1.1 - Список электроприемников микрорайона

Номер по плану	Потребитель	Удельная мощность, кВт	Количество	Категория надежности
1-3, 8-11, 18-26, 40-45, 51-53, 57-63, 66-75, 81-83, 88-91	Жилые дома с электрическими плитами мощностью до 8,5 кВт;	10	49	III
4-7, 27-29, 35-39, 46-47, 54-56, 84-87	Жилые дома с плитами на сжиженном газе	6	21	III
12-15, 30-32, 48-49, 64-65, 76-80, 92-95	Коттеджи с электрическими плитами мощностью до 10,5 кВт	14	20	III
33, 96	Магазины продовольственные	0,25	2	II
16	Детский сад	0,46	1	II
17	Котельная	20	1	I
34	Парикмахерская	1,5	1	III
50	Стадион	18	1	III
97	Аптека	0,16	1	III
98	Магазин бытовой техники	0,16	1	III
99	Автомойка	0,06	1	III
100	Магазин автозапчастей	0,16	1	III
101	Шиномонтаж	5	1	III
102	Автозаправочная станция	25	1	I

Приложение 2

Расчетные нагрузки общественных зданий

Таблица 2.1 - Расчетные нагрузки жилых домов

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	Рр.ж.д, кВт	tgц, о.е.	Qр.ж.д, квар	Sр.ж.д, кВ·А	Iр.ж.д, А
1-3, 8-11, 18-26, 40-45, 51-53, 57-63, 66-75, 81-83, 88-91	Жилой дом с электрической плитой мощностью до 8,5 кВт	10	0,2	2	10,19	14,7
4-7, 27-29, 35-39, 46-47, 54-56, 84-87	Жилой дом с плитой на сжиженном газе	6	0,29	1,75	6,25	9,02
12-15, 30-32, 48-49, 64-65, 76-80, 92-95	Коттедж с электрической плитой мощностью до 10,5 кВт	14	0,2	2,8	14,27	20,6

Таблица 2.2 - Расчетные нагрузки общественных зданий

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	n, мест	Руд.о.з, кВт/чел	Рр.о.з., кВт	tgц, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Учреждения образования
16	Детские ясли - сад	120	0,46	55,2	0,2	11,04	56,29	81,25
Предприятия в сфере услуг
34	Парикмахерская	6	1,5	9	0,25	2,25	9,28	13,4

Таблица 2.3 - Расчетные нагрузки общественных зданий

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	S, м2	Руд.о.з, кВт/ м2	Рр.о.з., кВт	tgц, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
Предприятия торговли
33	Магазин продовольственный №1	240	0,25	60	0,62	37,2	70,6	101,9
96	Магазин продовольственный №2	180	0,25	45	0,62	27,9	52,95	76,43
97	Аптека	100	0,16	16	0,62	9,92	18,83	27,18
98	Магазин бытовой техники	200	0,16	32	0,62	19,84	37,65	54,34
100	Магазин автозапчастей	100	0,16	16	0,62	9,92	18,83	27,18
Предприятия в сфере услуг
99	Автомойка	150	0,06	9	0,25	2,25	9,28	13,4

Таблица 2.4 - Расчетные нагрузки общественных зданий

№ на ген. плане	Наименование электроприемника	Рр.о.з., кВт	tgц, о.е.	Qр.о.з, квар	Sр.о.з, кВ·А	Iр.о.з, А
101	Шиномонтаж	5	0,43	2,15	5,44	7,85
102	Автозаправочная станция	25	0,43	10,75	27,2	39,26
Предприятие коммунального обслуживания
17	Котельная	20	0,43	8,6	21,77	31,42
Спортивные сооружения
50	Стадион	18	0,31	5,58	18,9	27,28

Приложение 3

Расположение светильников

Рисунок 3.1 - Расположение светильников на игровой площадке детского сада:

1 - здание детского сада; 2 - подходы к корпусам и площадкам детского сада; 3 - игровые площадки детского сада.

Рисунок 3.2 - Расположение светильников на игровой площадке детского сада



Рисунок 3.3 - Расположение светильников на территории автостоянки

Рисунок 3.4 - План расположения объектов на территории автостоянки:

1 - здание аптеки; 2 - здание магазина бытовой техники 3 - здание продуктового магазина.

Рисунок 3.5 - Изолинии освещенности территории автостоянки

Рисунок 3.6 - Градации освещенности территории автостоянки



Рисунок 3.7 - График значений освещенности территории автостоянки

Рисунок 3.8 - План расположения светильников на территории стадиона

Рисунок 3.9 - План расположения спортивных объектов на территории стадиона:

1 - футбольное поле; 2 - беговые дорожки.



Рисунок 3.10 - Изолинии освещенности футбольного поля

Рисунок 3.11 - Градации освещенности футбольного поля

Рисунок 3.12 - График значений освещенности футбольного поля

Рисунок 3.13 - График значений освещенности беговых дорожек



Рисунок 3.14 - План территории АЗС:

1 - территория АЗС имеющая проезжую часть; 2 - место слива нефтепродуктов; 3 - подъездные пути к АЗС.

Рисунок 3.15 - План расположения светильников

Рисунок 3.16 - План расположения объектов на территории АЗС:

1 обозначено здание АЗС; 2 - места заправки.

Рисунок 3.17 - Изолинии освещенности проезжей части территории АЗС



Рисунок 3.18 - Градации освещенности проезжей части территории АЗС

Рисунок 3.19 - График значений освещенности проезжей части территории АЗС

Рисунок 3.20 - Изолинии освещенности места слива нефтепродуктов



Рисунок 3.21 - Градация освещенности места слива нефтепродуктов

Рисунок 3.22 - График значений освещенности места слива нефтепродуктов

Рисунок 3.23 - Изолинии освещенности подъездных путей к АЗС

Рисунок 3.24 - Градации освещенности подъездных путей к АЗС

Рисунок 3.25 - График значений освещенности подъездных путей к АЗС

Приложение 4

Освещение улицы Сиреневой

Активную мощность находим по формуле (3.4):

кВт.

Реактивную мощность определяем по формуле (3.5):

квар.

Полную мощность определяем по формуле (3.6):

кВ·А.

Расчетный ток находим по формуле (3.7):

Выбираем сечение жилы освещения 16 мм2. Проверяем выбранное сечение по условиям (3.8) и (3.9):

1) по нагреву расчетным током

А,

2) по потере напряжения

%.

Таким образом видно, что выбранное сечение удовлетворяет необходимым условиям.

Результаты расчетов кабельных линий и проводов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Выбор сечения кабелей и проводов

Освещаемая территория	Iр, А	L, км	Iд, А	Iд·Кср·Кпр	ДU, %	Марка кабеля и провода
ТП 1
Ул. Сиреневая	7,22	0,34	100	100	3,21	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Ул. Сиреневая (до ЭП № 34)	1,6	0,07	100	100	1,15	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Ул. Лазурная	5,62	0,245	100	100	2,33	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Детский сад	4,01	0,08	44	40,48	2,17	АВБбШв 3х6
Стадион	6,41	0,15	44	40,48	3,58	АВБбШв 3х6
ТП 2
Пер. Соловьиный	9,64	0,42	100	100	4,28	СИП-2: 3х16+1х25
Пер. Соловьиный (до 1 опоры)		0,015	44	40,48	0,15	АВБбШв 4х6
Ул. Цветочная	5,62	0,31	100	100	2,89	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Подъездные пути к АЗС	2,4	0,13	44	40,48	1,17	АВБбШв 3х6
Территория АЗС	5,62	0,2	44	40,48	3,46	АВБбШв 3х6
ТП 3
Ул. Цветочная	7,22	0,37	100	100	3,35	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Парковка	3,21	0,15	44	40,48	1,79	АВБбШв 3х6
Пер. Полевой	8,02	0,315	100	100	3,24	СИП-2: 3х16+1х25
Пер. Полевой (до 1 опоры)		0,015	44	40,48	0,11	АВБбШв 4х6
ТП 4
Ул. Сиреневая	9,64	0,38	100	100	3,953	СИП-2 3х95+1х95+1х16
Ул. Лазурная	7,22	0,37	100	100	3,41	СИП-2 3х95+1х95+1х16

Приложение 5

Расчет нагрузки ТП

Таблица 5.1 - Результаты расчетов нагрузки ТП

Номер ТП	, кВт	, квар	, кВ·А
ТП 1	260,05	78,76	271,72
ТП 2	127	100,206	161,77
ТП 3	181,9	80,23	198,81
ТП 4	121,92	20,73	123,67

Таблица 5.2 - Результаты выбора трансформаторов

ТП	Sн.т, кВ?А	NТ, шт.
1	160	2	0,85	1,7
	250	2	0,54	1,1
	400	2	0,34	0,7
2	160	2	0,51	1,01
	250	1	0,65	-
	400	1	0,4	-
3	160	2	0,68	1,24
	250	2	0,65	0,8
	400	2	0,4	0,58
4	160	1	0,8	-
	250	1	0,51	-
	400	1	0,32	-

Таблица 5.3 - Результаты расчета УЦН

Номер по генплану	Электропотребитель	хi, см	уi, см	Рi, кВт	Qi, квар
ТП 1
1	Жилой дом	120	556	10	2
2	Жилой дом	155	556	10	2
3	Жилой дом	210	556	10	2
4	Жилой дом	245	556	6	1,75
5	Жилой дом	280	556	6	1,75
6	Жилой дом	315	556	6	1,75
7	Жилой дом	350	556	6	1,75
8	Жилой дом	385	556	10	2
9	Жилой дом	420	556	10	2
Продолжение таблицы 5.3
Номер по генплану	Электропотребитель	хi, см	уi, см	Рi, кВт	Qi, квар
18	Жилой дом	120	517,5	10	2
19	Жилой дом	155	517,5	10	2
20	Жилой дом	210	517,5	10	2
21	Жилой дом	245	517,5	10	2
22	Жилой дом	280	517,5	10	2
23	Жилой дом	315	517,5	10	2
24	Жилой дом	350	517,5	10	2
25	Жилой дом	385	517,5	10	2
26	Жилой дом	420	517,5	10	2
35	Жилой дом	120	409	6	1,75
36	Жилой дом	155	409	6	1,75
37	Жилой дом	210	409	6	1,75
38	Жилой дом	245	409	6	1,75
39	Жилой дом	280	409	6	1,75
40	Жилой дом	315	409	10	2
41	Жилой дом	350	409	10	2
42	Жилой дом	385	409	10	2
43	Жилой дом	420	409	10	2
51	Жилой дом	120	370	10	2
52	Жилой дом	155	370	10	2
53	Жилой дом	210	370	10	2
54	Жилой дом	245	370	6	1,75
55	Жилой дом	280	370	6	1,75
56	Жилой дом	315	370	6	1,75
57	Жилой дом	350	370	10	2
58	Жилой дом	385	370	10	2
59	Жилой дом	420	370	10	2
ТП 2
10	Жилой дом	455	556	10	2
11	Жилой дом	490	556	10	2
12	Коттедж	535	556	14	2,8
13	Коттедж	580	556	14	2,8
14	Коттедж	625	556	14	2,8
15	Коттедж	670	556	14	2,8
16	Детский сад	722	565	55,2	11,04
17	Котельная	767	555	20	8,6
27	Жилой дом	445	517,5	6	1,75
28	Жилой дом	480	517,5	6	14,88
29	Жилой дом	515	517,5	6	8,6
30	Коттедж	560	517,5	14	2,8
31	Коттедж	605	517,5	14	2,8
32	Коттедж	650	517,5	14	2,8
33	Магазин	715	510	45	27,9
34	Парикмахерская	750	512,5	6	2,25
44	Жилой дом	445	409	10	2
45	Жилой дом	480	409	10	2
46	Жилой дом	515	409	6	1,75
47	Жилой дом	550	409	6	1,75
48	Коттедж	595	409	14	2,8
49	Коттедж	640	409	14	2,8
50	Стадион	752,5	412,5	18	5,58
60	Жилой дом	445	370	10	2
61	Жилой дом	480	370	10	2
62	Жилой дом	515	370	10	2
63	Жилой дом	550	370	10	2
64	Коттедж	595	370	14	2,8
65	Коттедж	640	370	14	2,8
ТП 3
66	Жилой дом	120	256,5	10	2
67	Жилой дом	155	256,5	10	2
68	Жилой дом	210	256,5	10	2
69	Жилой дом	245	256,5	10	2
70	Жилой дом	280	256,5	10	2
71	Жилой дом	315	256,5	10	2
72	Жилой дом	350	256,5	10	2
73	Жилой дом	385	256,5	10	2
74	Жилой дом	420	256,5	10	2
75	Жилой дом	445	256,5	10	2
76	Коттедж	490	256,5	14	2,8
77	Коттедж	535	256,5	14	2,8
78	Коттедж	580	256,5	14	2,8
79	Коттедж	625	256,5	14	2,8
80	Коттедж	670	256,5	14	2,8
81	Жилой дом	120	216	10	2
82	Жилой дом	155	216	10	2
83	Жилой дом	210	216	10	2
84	Жилой дом	245	216	6	1,75
85	Жилой дом	280	216	6	1,75
86	Жилой дом	315	216	6	1,75
87	Жилой дом	350	216	6	1,75
88	Жилой дом	385	216	10	2
89	Жилой дом	420	216	10	2
90	Жилой дом	445	216	10	2
91	Жилой дом	490	216	10	2
92	Коттедж	535	216	14	2,8
93	Коттедж	580	216	14	2,8
94	Коттедж	625	216	14	2,8
95	Коттедж	670	216	14	2,8
96	Магазин	135	155	60	37,2
97	Аптека	171,5	150	16	9,92
98	Магазин	202,5	155	32	19,84
99	Автомойка	633,5	73	9	2,25
100	Магазин	648,5	74,5	16	9,92
101	Шиномонтаж	661	70	5	2,15
102	АЗС	728,5	89	25	10,75

Приложение 6

Технико-экономическое сравнение вариантов

Основные соотношения:

1. Суммарные затраты:

, руб, (6.1)

где ККТП - капитальные вложения на городскую трансформаторную подстанцию, руб.;

Е - норма дисконта, приемлемая для инвестора норма дохода на капитал, ;

ИП.ТР - стоимость потерь в трансформаторе, руб.;

ИОБСЛ.РЕМ.АМ - затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию, руб.

2. Капитальные вложения определяются по формуле:

, руб./год (6.2)

где NT - число трансформаторов;

Ц- цена (тыс.руб.) (определяется по прайс-листам);

- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (=0,05 - для оборудования массой выше 1 т);

- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (=0,020,15 - в зависимости от массы и сложности оборудования);

- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования (=0,10,15 - в зависимости от оптовой цены оборудования).

3. Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

, руб, (6.3)

где С0 - стоимость 1 кВт·ч (С0 = 2,95 руб./ кВт·ч)

NT - количество трансформаторов;

ДРхх- потери холостого хода в трансформаторах, кВт;

Тгод - число часов в году (8760 ч.);

кз - коэффициент загрузки;

ДРк - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт;

ф - время максимальных потерь для коммунально-бытовых потребителей.

4. Время максимальных потерь электроэнергии определяется по формуле:

ч, (6.4)

где - время использования максимума нагрузок, () [7].

ч.

5. Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию:

, руб, (6.5)

где На - норма амортизационных отчислений (На = 0,035),

Нобсл - норма обслуживания оборудования (Нобсл = 0,029),

Нрем - норма ремонта оборудования (Нрем = 0,01).

Приведем пример расчета для 1 варианта для ТП 3 (2х160 кВ?А):

По формуле (6.2) определим капитальные вложения:

руб.

По формуле (6.3) определим стоимость потерь энергии в трансформаторах:

руб.

По формуле (6.5) определим затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию:

руб.

По формуле (6.1) определим приведенные затраты:

руб.

Расчет для других вариантов трансформаторов проводим аналогично. Результаты расчета приведены в в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

ТП	Sн.т, кВ?А	ККТП, руб.	ККТП·Е, руб.	ИП.ТР, руб.	ИОБСЛ.РЕМ.АМ, руб.	З, руб.
1	160	129600	32400	39844,11	9590,4	81834,51
	250	176400	44100	28497,36	13053,6	85650,96
	400	224400	56100	30573,22	16605,6	103278,82
2	160	259200	64800	44336,57	19180,8	128317,37
	250	176400	44100	36820,82	13053,6	93974,42
	400	224400	56100	36341,75	16605,6	109047,35
3	160	259200	64800	56147,16	19180,8	140127,96
	250	352800	88200	45497,99	26107,2	159805,19
	400	448800	112200	53178,7	33211,2	198589,9
4	160	129600	32400	39844,11	9590,4	81834,51
	250	176400	44100	28497,36	13053,6	85650,96
	400	224400	56100	305773,22	16605,6	103278,82

Для ТП 1 вариант 2хТМГ-160 экономически более выгоден, однако kз.ав больше допустимого значения. Поэтому в случае аварии отключаем потребители III категории надежности.

Таким образом для ТП 1 выбираем для установки 2хТМГ-160, для ТП 2 - 1хТМГ-250, для ТП 3 - 2хТМГ-160, для ТП 4 - 1хТМГ-160.

Приложение 7

Расчетные нагрузки общественных зданий

Таблица 7.1 - Выбор сечения СИП и кабелей на напряжение 10 кВ

Номер линии	Sр	Iр	L	Iдоп	kср•kпр•kпер•Iдоп	r0	x0	ДU	Fтс	F
	кВ•А	А	км	А	А	Ом/км	Ом/км	?	мм2	мм2
W1	4035,8	232,98	0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,522	10,52	АПвБПг 3х95
			0,5	240	270	0,493	0,291	1,144		СИП 3 - 1х70
W2	3823,7	220,77	0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,495	8,45	АПвБПг 3х95
			0,8	240	270	0,493	0,291	1,735		СИП 3 - 1х70
			0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,495		АПвБПг 3х95
W3	3647,1	210,57	0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,472	6,98	АПвБПг 3х95
			0,45	240	270	0,493	0,291	1,14		СИП 3 - 1х70
			0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,472		АПвБПг 3х95
W4	128,59	7,42	0,015	156	175,5	0,64	0,09	0,03	6,54	АПвБПг 3х50
			0,33	100	112,5	0,923	0,299	0,041		СИП 3 - 1х50
			0,015	156	175,5	0,64	0,09	0,03		АПвБПг 3х50
W5	3318,6	210,57	0,015	233	251,6	0,34	0,083	0,472	5,23	АПвБПг 3х95
			0,5	240	270	0,493	0,291	1,14		СИП 3 - 1х70

ПРИЛОЖЕНИЕ 8

Расчет ВЛ и КЛ

Таблица 8.1 - Выбор сечения СИП и кабелей на напряжение 0,4 кВ

Электро-приемники	Sр	Iр	L	Iд	Iд·Кср·Кпр	r0	x0	ДU	F
	кВ·А	А	км	А	А	мОм/м	мОм/м	?	мм2
ТП 1
10, 11	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
12, 14	14,27	20,6	0,012	100	100	2,448	0,0865	0,252	СИП-2 3х16+1х25
13	14,27	20,6	0,015	100	100	2,448	0,0865	0,315	СИП-2 3х16+1х25
15	14,27	20,6	0,01	100	100	2,448	0,0865	0,178	СИП-2 3х16+1х25
27-29	6,25	9,021	0,018	100	100	2,448	0,0865	0,161	СИП-2 3х16+1х25
30	14,27	20,6	0,022	100	100	2,448	0,0865	0,462	СИП-2 3х16+1х25
31	14,27	20,6	0,019	100	100	2,448	0,0865	0,399	СИП-2 3х16+1х25
32	14,27	20,6	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,354	СИП-2 3х16+1х25
34	9,28	13,4	0,09	100	100	2,448	0,0865	1,19	СИП-2 3х16+1х54,6+1х16
до 1-й опоры W10	57,7	83,29	0,015	100	92	1,25	0,091	0,197	АВБбШв 5х25
W10	57,7	83,29	0,31	300	300	0,411	0,0758	4,56	СИП-2 3х95+1х95+1х16
W13	52,95	76,43	0,02	100	92	1,25	0,091	0,785	АВБбШв 5х25
W14	56,29	81,25	0,1	100	92	1,25	0,091	4,171	АВБбШв 5х25
W15	21,77	31,42	0,3	77	70,84	1,95	0,095	3,24	АВБбШв 5х16
44, 45	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
46, 47	6,25	9,021	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,08	СИП-2 3х16+1х25
48,49	14,27	20,6	0,012	100	100	2,448	0,0865	0,252	СИП-2 3х16+1х25
60-63	10,19	14,708	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,233	СИП-2 3х16+1х25
64, 65	14,27	20,6	0,022	100	100	2,448	0,0865	0,462	СИП-2 3х16+1х25
до 1-й опоры W11	53,89	77,78	0,015	100	92	1,25	0,091	0,6	АВБбШв 5х25
W11	53,89	77,78	0,33	300	300	0,411	0,0758	4,43	СИП-2 3х95+1х95+1х16
W16	18,9	27,28	0,1	60	55,2	3,12	0,099	3,43	АВБбШв 5х10
от ТП 2
75	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
76	14,27	20,6	0,01	100	100	2,448	0,0865	0,178	СИП-2 3х16+1х25
77	14,27	20,6	0,014	100	100	2,448	0,0865	0,294	СИП-2 3х16+1х25
78	14,27	20,6	0,019	100	100	2,448	0,0865	0,399	СИП-2 3х16+1х25
79, 80	14,27	20,6	0,011	100	100	2,448	0,0865	0,231	СИП-2 3х16+1х25
90, 91	10,19	14,708	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,233	СИП-2 3х16+1х25
92	14,27	20,6	0,019	100	100	2,448	0,0865	0,399	СИП-2 3х16+1х25
93	14,27	20,6	0,022	100	100	2,448	0,0865	0,462	СИП-2 3х16+1х25
94, 95	14,27	20,6	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,354	СИП-2 3х16+1х25
до 1-й опоры W12	50,88	73,44	0,015	100	92	1,25	0,091	0,51	АВБбШв 5х25
W12	50,88	73,44	0,31	300	300	0,411	0,0758	4,02	СИП-2 3х95+1х95+1х16
W17	27,2	39,26	0,33	120	110,4	0,894	0,088	4,81	АВБбШв 5х35
W18	26,84	38,74	0,26	120	110,4	0,894	0,088	3,74	АВБбШв 5х35
от ТП 3
W9	101,26	146,16	0,27	240	220,8	0,261	0,08	4,636	АВБбШв 5х120
97	18,33	26,46	0,012	44	40,48	5,26	0,371	0,685	АВБбШв 5х6
98	37,65	54,34	0,007	60	55,2	3,12	0,099	0,821	АВБбШв 5х10
66-74	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
81-83, 88, 89	10,19	14,708	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,233	СИП-2 3х16+1х25
84-87	6,25	9,021	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,143	СИП-2 3х16+1х25
до 1-й опоры W8	48,86	66,19	0,015	100	92	1,25	0,091	0,51	АВБбШв 5х25
W8	48,86	66,19	0,37	300	300	0,411	0,0758	4,32	СИП-2 3х95+1х95+1х16
ТП 4
1-3,8,9	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
4-7	6,25	9,021	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,08	СИП-2 3х16+1х25
18-26	10,19	14,708	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,233	СИП-2 3х16+1х25
до 1-й опоры W6	58,15	83,93	0,015	100	92	1,25	0,091	0,209	АВБбШв 5х25
W6	58,15	83,93	0,37	300	300	0,411	0,0758	4,713	СИП-2 3х95+1х95+1х16
35-39	6,25	9,021	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,08	СИП-2 3х16+1х25
40-43	10,19	14,708	0,009	100	100	2,448	0,0865	0,131	СИП-2 3х16+1х25
51-53, 57-59	10,19	14,708	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,233	СИП-2 3х16+1х25
54-56	6,25	9,021	0,016	100	100	2,448	0,0865	0,143	СИП-3 3х16+1х25
до 1-й опоры W7	61,22	88,37	0,015	100	92	1,25	0,091	0,31	АВБбШв 5х25
W7	61,22	88,37	0,37	300	300	0,411	0,0758	4,952	СИП-2 3х95+1х95+1х16

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приложение 9

Расчет сети 10 кВ

Таблица 9.1 - Параметры схемы замещения 10 кВ

Линия	r0, Ом/км	x0, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	Z, Ом	УZ, Ом
W1	0,34	0,083	0,015	0,005	0,0012	0,0052	1,917
	0,493	0,291	0,714	0,352	0,208	0,409
	0,46	0,275	1,391	0,64	0,383	0,746
	0,33	0,234	1,262	0,417	0,295	0,511
	0,413	0,283	0,03	0,012	0,009	0,015
	0,588	0,297	0,35	0,206	0,104	0,231
W2	0,34	0,083	0,03	0,01	0,0025	0,0105	0,469
	0,493	0,291	0,8	0,394	0,233	0,458
W3	0,34	0,083	0,03	0,01	0,0025	0,0105	0,183
	0,493	0,291	0,3	0,148	0,087	0,172
W4	0,923	0,299	0,33	0,305	0,099	0,32	0,321
	0,64	0,09	0,015	0,0096	0,0014	0,0097

Таблица 9.2 - Результаты расчета токов КЗ в сети 10 кВ

Точка КЗ	К1	К2	К3	К4
Iк(3), кА	3,16	2,54	2,098	1,768
Iк(2), кА	2,74	2,2	1,817	1,522
Ку	1,4	1,4	1,4	1,4
iy, кА	6,26	5,03	4,153	3,481

Таблица 9.3 - Результаты расчетов токов КЗ в сети 0,4 кВ

Место КЗ	I(3)к.max, кА	RД, мОм	I(3)к.min, кА	ky	iy, кА	I(1)к.min, кА
ТП 1
ВРУ № 10	1,246	14,381	1,162	1,4	2,467	0,518
ВРУ № 11	1,351	13,267	1,26	1,4	2,674	0,553
ВРУ № 12	1,432	12,512	1,336	1,4	2,835	0,58
ВРУ № 13	1,377	13,011	1,284	1,4	2,726	0,571
ВРУ № 14	1,71	10,477	1,597	1,4	3,385	0,667
ВРУ № 15	2,022	8,864	1,891	1,4	4,003	0,752
ВРУ № 27	1,132	15,827	1,055	1,4	2,241	0,485
ВРУ № 28	1,219	14,706	1,135	1,4	2,413	0,515
ВРУ № 29	1,229	13,587	1,229	1,4	2,433	0,549
ВРУ № 30	1,34	13,371	1,249	1,4	2,653	0,56
ВРУ № 31	1,529	11,72	1,426	1,4	3,027	0,62
ВРУ № 32	1,778	10,079	1,66	1,4	3,520	0,693
ВРУ № 44	1,193	15,091	1,112	1,4	2,362	0,5
ВРУ № 45	1,289	13,903	1,202	1,4	2,552	0,532
ВРУ № 46	1,401	12,791	1,307	1,4	2,773	0,568
ВРУ № 47	1,534	11,682	1,431	1,4	3,037	0,61
ВРУ № 48	1,613	11,107	1,506	1,4	3,193	0,638
ВРУ № 49	1,823	9,832	1,703	1,4	3,609	0,699
ВРУ № 60	1,1	16,286	1,025	1,4	2,178	0,473
ВРУ № 61	1,182	15,165	1,1	1,4	2,340	0,502
ВРУ № 62	1,276	14,046	1,189	1,4	2,526	0,534
ВРУ № 63	1,386	12,93	1,292	1,4	2,744	0,57
ВРУ № 64	1,451	12,353	1,352	1,4	2,872	0,595
ВРУ № 65	1,594	11,241	1,487	1,4	3,155	0,640
ВРУ № 16	-	18,955	-	-	-	0,495
ВРУ № 17	-	18,955	-	-	-	0,154
ВРУ № 33	-	18,955	-	-	-	1,007
ВРУ № 34	-	18,955	-	-	-	0,459
ВРУ № 50	-	18,955	-	-	-	0,106
Шины ТП	6,06	18,972	5,078	1,85	14,51	1,704
ТП 2
ВРУ № 75	1,984	9,032	1,854	1,4	3,928	0,931
ВРУ № 76	1,769	10,128	1,652	1,4	3,502	0,837
ВРУ № 77	1,478	12,122	1,378	1,4	2,926	0,716
ВРУ № 78	1,203	14,899	1,12	1,4	2,381	0,593
ВРУ № 79	1,215	14,752	1,132	1,4	2,405	0,59
ВРУ № 80	1,129	15,872	1,052	1,4	2,235	0,552
ВРУ № 90	1,747	1,258	1,63	1,4	3,458	0,841
ВРУ № 91	1,577	11,367	1,47	1,4	3,122	0,764
ВРУ № 92	1,376	13,021	1,282	1,4	2,724	0,677
ВРУ № 93	1,133	15,81	1,055	1,4	2,243	0,565
ВРУ № 94	1,118	16,022	1,042	1,4	2,213	0,553
ВРУ № 95	1,045	17,146	0,973	1,4	2,069	0,519
ВРУ № 100	-	18,972	-	-	-	0,551
ВРУ № 102	-	18,972	-	-	-	0,289
Шины ТП	5,82	18,972	4,561	1,85	13,92	1,521
ТП 3
ВРУ № 66	1,027	17,454	0,956	1,4	2,033	0,503
ВРУ № 67	1,097	16,331	1,022	1,4	2,172	0,536
ВРУ № 68	1,178	15,21	1,098	1,4	2,332	0,573
ВРУ № 69	1,272	14,092	1,185	1,4	2,518	0,616
ВРУ № 70	1,381	12,976	1,288	1,4	2,734	0,665
ВРУ № 71	1,51	11,864	1,409	1,4	2,989	0,723
ВРУ № 72	1,666	10,757	1,555	1,4	3,298	0,792
ВРУ № 73	1,856	9,657	1,733	1,4	3,674	0,876
ВРУ № 74	2,092	8,65	1,956	1,4	4,141	0,979
ВРУ № 81	0,957	18,733	0,89	1,4	1,894	0,476
ВРУ № 82	1,018	17,607	0,948	1,4	2,015	0,505
ВРУ № 83	1,087	16,482	1,012	1,4	2,152	0,538
ВРУ № 84	1,167	15,359	1,087	1,4	2,310	0,575
ВРУ № 85	1,259	14,238	1,173	1,4	2,492	0,618
ВРУ № 86	1,366	13,12	1,273	1,4	2,704	0,668
ВРУ № 87	1,493	12,003	1,392	1,4	2,956	0,726
ВРУ № 88	1,645	10,891	1,535	1,4	3,256	0,796
ВРУ № 89	1,832	9,784	1,71	1,4	3,627	0,88
ВРУ № 96	-	18,972	-	-	-	0,829
Шины ТП	5,461	18,955	4,263	1,85	13,44	1,311
ТП 4
ВРУ № 1	2,022	8,864	1,891	1,4	4,003	0,752
ВРУ № 2	1,8	9,953	1,682	1,4	3,563	0,69
ВРУ № 3	1,662	11,051	1,514	1,4	3,290	0,637
ВРУ № 4	1,474	12,157	1,375	1,4	2,918	0,592
ВРУ № 5	1,351	13,267	1,26	1,4	2,674	0,552
ВРУ № 6	1,246	14,381	1,162	1,4	2,467	0,518
ВРУ № 7	1,156	15,498	1,077	1,4	2,288	0,487
ВРУ № 8	1,078	16,618	1,005	1,4	2,134	0,46
ВРУ № 9	1,029	17,419	0,958	1,4	2,037	0,442
ВРУ № 18	1,775	10,079	1,66	1,4	3,514	0,693
ВРУ № 19	1,602	11,183	1,495	1,4	3,171	0,639
ВРУ № 20	1,458	12,293	1,359	1,4	2,886	0,593
ВРУ № 21	1,337	13,408	1,246	1,4	2,647	0,554
ВРУ № 22	1,234	14,53	1,15	1,4	2,443	0,519
ВРУ № 23	1,145	15,645	1,067	1,4	2,267	0,489
ВРУ № 24	1,069	16,767	0,995	1,4	2,116	0,461
ВРУ № 25	1,002	17,891	0,933	1,4	1,984	0,437
ВРУ № 26	0,959	18,694	0,892	1,4	1,898	0,421
ВРУ № 35	2,017	8,878	1,81	1,4	3,993	0,742
ВРУ № 36	1,77	9,962	1,673	1,4	3,504	0,684
ВРУ № 37	1,658	11,054	1,493	1,4	3,282	0,631
ВРУ № 38	1,476	12,159	1,322	1,4	2,922	0,588
ВРУ № 39	1,349	13,277	1,247	1,4	2,670	0,543
ВРУ № 40	1,243	14,42	1,155	1,4	2,461	0,506
ВРУ № 41	1,148	15,53	1,069	1,4	2,273	0,477
ВРУ № 42	1,069	16,67	1,001	1,4	2,116	0,453
ВРУ № 43	1,02	17,51	0,944	1,4	2,019	0,437
ВРУ № 51	1,778	10,072	1,665	1,4	3,520	0,701
ВРУ № 52	1,611	11,18	1,502	1,4	3,189	0,644
ВРУ № 53	1,463	12,284	1,368	1,4	2,896	0,608
ВРУ № 54	1,349	13,396	1,251	1,4	2,670	0,563
ВРУ № 55	1,246	14,521	1,163	1,4	2,467	0,525
ВРУ № 56	1,153	15,633	1,075	1,4	2,282	0,498
ВРУ № 57	1,031	16,668	1,014	1,4	2,041	0,468
ВРУ № 58	0,978	17,845	0,958	1,4	1,936	0,444
ВРУ № 59	0,942	18,672	0,897	1,4	1,865	0,427
Шины ТП	5,065	18,955	4,159	1,85	13,25	1,271

Приложение 10

Выбор оборудования

Таблица 10.1 - Выбор выключателей нагрузки

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП1	ВНР-10/400-10зп	10 кВ ? 10 кВ	400 А ? 15,69 А	25 кА ? 6,26 кА	1,098 кА·с ? 10 кА·с
ШВВ ТП2	ВНР-10/400-10зп	10 кВ ? 10 кВ	400 А ? 9,34 А	25 кА ? 5,03 кА	0,853 кА·с ? 10 кА·с
ШВВ ТП3	ВНР-10/400-10зп	10 кВ ? 10 кВ	400 А ? 11,48 А	25 кА ? 4,15 кА	0,641 кА·с ? 10 кА·с
ШВВ ТП4	ВНР-10/400-10зп	10 кВ ? 10 кВ	400 А ? 7,14 А	25 кА ? 3,48 кА	0,48 кА·с ? 10 кА·с

Таблица 10.2 - Выбор предохранителей

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП1	ПКТ103-10-20-12,5У3	10 кВ ? 10 кВ	20 А ? 18,5 А	12,5 кА ? 3,16 кА
ШВВ ТП2	ПКТ103-10-40-31,5У3	10 кВ ? 10 кВ	40 А ? 28,8 А	31,5 кА ? 2,098 кА
ШВВ ТП3	ПКТ103-10-20-12,5У3	10 кВ ? 10 кВ	20 А ? 18,5 А	12,5 кА ? 2,54 кА
ШВВ ТП3	ПКТ103-10-20-12,5У3	10 кВ ? 10 кВ	20 А ? 18,5 А	12,5 кА ? 1,768 кА

Таблица 10.3 - Выбор автоматических выключателей

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШНВ ТП1	Compact NSX400F	660 В ? 380 В	400 А ? 392,2 А	400 А ? 1,25·400 А	800 А ? 705,96 А	0,41 с	36 кА ? 6,06 кА
ШНВ ТП2	Compact NSX250F	660 В ? 380 В	250 А ? 233,5А	400 А ? 1,25·400 А	500 А ? 334,08 А	0,41 с	25 кА ? 5,82 кА
ШНВ ТП3	Compact NSX400F	660 В ? 380 В	400 А ? 286,95 А	400 А ? 1,25·400 А	800 А ? 705,96 А	0,41 с	36 кА ? 5,461 кА
ШНВ ТП4	Compact NSX250F	660 В ? 380 В	250 А ? 178,5А	400 А ? 1,25·400 А	500 А ? 334,08 А	0,41 с	25 кА ? 5,065 кА
ШНС ТП1	Compact NSX400F	660 В ? 380 В	400 А ? 392,2 А	400 А ? 1,25·400 А	800 А ? 705,96 А	0,41 с	36 кА ? 6,06 кА
ШНС ТП3	Compact NSX400F	660 В ? 380 В	400 А ? 286,95 А	400 А ? 1,25·400 А	800 А ? 705,96 А	0,41 с	36 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 83,29 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 174,9 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 76,43 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 160,5 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 81,25 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 170,63 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX40F	660 В ? 380 В	40 А ? 31,42 А	40 А ? 1,25·77 А	80 А ? 65,98 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 77,78 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 163,34 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП1	Compact NSX32F	660 В ? 380 В	32 А ? 27,28 А	32 А ? 1,25·60 А	64 А ? 57,28 А	0,21 с	25 кА ? 5,461 кА
ШНЛ ТП2	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 73,44 А	160 А ? 1,25·240 А	240 А ? 154,22 А	0,21 с	25 кА ? 6,06 кА
ШНЛ ТП2	Compact NSX50F	660 В ? 380 В	50 А ? 39,26 А	50 А ? 1,25·120 А	100 А ? 82,45 А	0,21 с	25 кА ? 6,06 кА
ШНЛ ТП2	Compact NSX50F	660 В ? 380 В	50 А ? 38,74 А	50 А ? 1,25·120 А	100 А ? 81,36 А	0,21 с	25 кА ? 6,06 кА
ШНЛ ТП3	Compact NSX160F	660 В ? 380 В	160 А ? 146,16 А	160 А ? 1,25·240 А	320 А ? 306,94 А	0,21 с	25 кА ? 6,06 кА
ШНЛ ТП3	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 66,19 А	160 А ? 1,25·240 А	240 А ? 138,9 А	0,21 с	25 кА ? 6,06 кА
ШНЛ ТП4	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 83,93 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 161,87 А	0,21 с	25 кА ? 5,065 кА
ШНЛ ТП4	Compact NSX100F	660 В ? 380 В	100 А ? 88,37 А	100 А ? 1,25·100 А	240 А ? 185,58 А	0,21 с	25 кА ? 5,065 кА
ВРУ № 1	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 2,022 кА
ВРУ № 26	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 0,959 кА
ВРУ № 35	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 9,021 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 2,017 кА
ВРУ № 59	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 0,942 кА
ВРУ № 81	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 0,957 кА
ВРУ № 74	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 9,021 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 2,092 кА
ВРУ № 27	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 9,021 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 1,132 кА
ВРУ № 15	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 20,6 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 2,022 кА
ВРУ № 60	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 1,1 кА
ВРУ № 49	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 20,6 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 1,823 кА
ВРУ № 75	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 14,708 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 1,984 кА
ВРУ № 95	ВА-51-25	660 В ? 380 В	25 А ? 20,6 А	25 А ? 1,25·100 А	112 А ? 22,9 А	0,01 с	3,8 кА ? 1,045 кА

Таблица 10.4 - Выбор трансформаторов тока

Место установки аппарата	Тип аппарата	Параметры выбора аппарата
ШВВ ТП1	ТШЛ-0,66С 400/5 У2	660 В ? 380 В	400 А ? 392,2 А
ШВВ ТП2	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ? 380 В	300 А ? 233,5А
ШВВ ТП3	ТШЛ-0,66С 300/5 У2	660 В ? 380 В	300 А ? 286,95 А
ШВВ ТП4	ТШЛ-0,66С 200/5 У2	660 В ? 380 В	200 А ? 178,5А

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приложение 11

Результаты выбора ТП

Таблица 11.1 - Результаты выбора ТП

ТП	Sн.т, кВ?А	NТ, шт.			xа, см	уа, см	xр, см	ур, см
Вариант 1
1	250	2	0,8	1,6	255,48	344,07	230,71	296,08
2	250	2	0,7	1,39	611,29	387,77	618,8	397,16
Вариант 2
1	160	1	0,8	-	278,97	465,41	276,52	463,77
2	160	2	0,85	1,7	619,24	486,88	619,42	496,1
3	250	2	0,65	1,3	389,02	201,01	388,24	207,06
Вариант 3
1	160	1	0,8	-	278,97	465,41	276,52	463,77
2	160	2	0,85	1,7	619,24	486,88	619,42	496,1
3	160	2	0,62	1,24	228,54	204,89	199,72	182,6
4	250	1	0,65	-	595,9	196,02	617,36	167,01

Таблица 11.2 - Технико-экономическое сравнение выбора трансформаторов

ТП	Sн.т, кВ?А	NТ, шт.	ККТП, руб.	ККТП·Е, руб.	ИП.ТР, руб.	ИОБСЛ.РЕН.АМ, руб.	З, руб.
1 вариант
1	250	2	352800	88200	97488,39	26107,2	211795,59
2	250	2	352800	88200	80219,95	26107,2	194527,15
Итого	705600	176400	177708,34	52214,4	406322,74
2 вариант
1	160	1	129600	32400	39844,11	9590,4	81834,51
2	160	2	259200	64800	86488,76	19180,8	170469,59
3	250	2	352800	88200	74118,04	26107,2	188425,24
Итого	741600	185400	200450,91	54878,4	440729,34
3 вариант
1	160	1	129600	32400	39844,11	9590,4	81834,51
2	160	2	259200	64800	86488,76	19180,8	170469,59
3	160	2	259200	64800	56147,16	19180,8	140127,96
4	250	1	176400	64800	36850,82	13053,6	93974
Итого	824400	226800	219331	61005,6	486406,06

Таблица 11.3 - Технико-экономическое сравнение выбора схемы электроснабжения

№ ли-нии	Марка провода (кабеля)	Ip, A	r0, мОм/мм	L, км	Ц, руб.	?Wкл, кВт·ч	Ипкл, руб.	Кнкл, руб.	Иорам, руб.	Зсумм, руб.
1 Вариант
W6	СИП-2 3х150+1х95+ 1х16	87,534	0,265	0,515	351143	27481	81069	456486	33323	228514
W7	СИП-2 3х120+1х95+ 1х16	89,456	0,325	0,35	238949	23922	70570	310634	22676	170904
W8	СИП-2 3х150+1х95+ 1х16	99,176	0,265	0,38	351143	26030	76787	456486	33323	224232
W9	АВБбШв 5х120	167,11	0,261	0,25	348581	47886	141264	453155	33080	287634
W10	СИП-2 3х120+1х95+ 1х16	83,272	0,325	0,35	238949	22506	66391	310634	22676	166726
W11	АВБбШв 5х35	76,423	0,894	0,085	128625	11664	34407	167213	12207	88417
W12	АВБбШв 5х35	81,25	0,894	0,088	128625	13649	40266	167213	12207	94275
W13	АВБбШв 5х25	31,423	1,25	0,16	107603	5190	15310	139884	10212	60492
W14	АВБбШв 5х25	36,972	1,25	0,19	107603	8532	25168	139884	10212	70351
W15	СИП-2 3х150+1х95+ 1х16	87,534	0,265	0,515	351143	27481	81069	456486	33323	228514
W16	СИП-2 3х70+1х54,6+ 1х16	78,74	0,568	0,26	216912	23839	70326	281986	20585	161407
W17	АВБбШв 5х35	81,25	0,894	0,32	128625	11599	34218	167213	12207	88228
W18	АВБбШв 5х10	27,28	3,16	0,03	65162	1854	5469	84711	6184	32831
Итого	251633	742314	3591985	262215	1902525
2 вариант
W6	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	83,934	0,411	0,37	252247	28154	83055	327921	23938	188974
W7	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	83,287	0,411	0,31	252247	23226	685178	327921	23938	174437
W8	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	88,366	0,411	0,37	252247	31206	92058	327921	23938	197976
W9	АВБбШв 5х25	76,427	1,25	0,02	107603	3838	11321	139884	10212	56503
W10	АВБбШв 5х25	81,248	1,25	0,1	107603	21685	63971	139884	10212	109153
W11	АВБбШв 5х16	31,423	1,95	0,13	81189	6758	19405	105546	7705	53497
W12	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	77,781	0,411	0,33	252247	21564	63614	327921	23938	169532
W13	АВБбШв 5х10	27,28	3,16	0,1	65162	6180	18232	84711	6184	45593
W14	АВБбШв 5х120	146,16	0,261	0,27	348581	39476	116455	453155	33080	262824
W15	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	66,19	0,411	0,37	252247	17509	51651	327921	23938	157569
W16	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	73,439	0,411	0,31	252247	18059	53273	327921	23938	159191
W17	АВБбШв 5х35	39,26	0,894	0,33	128625	11950	32235	167213	12207	89263
W18	АВБбШв 5х35	38,74	0,894	0,26	128625	9168	27044	167213	12207	81054
Итого	238773	1317492	3225132	235435	1745566
№ ли-нии	Марка провода (кабеля)	Ip, A	r0, мОм/мм	L, км	Ц, руб.	?Wкл, кВт·ч	Ипкл, руб.	Кнкл, руб.	Иорам, руб.	Зсумм, руб.
W6	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	83,934	0,411	0,37	252247	28154	83055	327921	23938	188974
W7	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	83,287	0,411	0,31	252247	23226	685178	327921	23938	174437
W8	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	88,366	0,411	0,37	252247	31206	92058	327921	23938	197976
W9	АВБбШв 5х25	76,427	1,25	0,02	107603	3838	11321	139884	10212	56503
W10	АВБбШв 5х25	81,248	1,25	0,1	107603	21685	63971	139884	10212	109153
W11	АВБбШв 5х16	31,423	1,95	0,13	81189	6758	19405	105546	7705	53497
W12	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	77,781	0,411	0,33	252247	21564	63614	327921	23938	169532
W13	АВБбШв 5х10	27,28	3,16	0,1	65162	6180	18232	84711	6184	45593
W14	АВБбШв 5х120	146,16	0,261	0,13	348581	19049	56195	453155	33080	202564
W15	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	66,19	0,411	0,34	252247	16089	47463	327921	23938	153381
W16	СИП-2 3х95+1х70+ 1х16	73,439	0,411	0,3	252247	17476	51554	327921	23938	157473
W17	АВБбШв 5х35	39,26	0,894	0,11	128625	3983	11751	167213	12207	65761
W18	АВБбШв 5х35	38,74	0,894	0,17	128625	5994	17683	167213	12207	71693
Итого	205202	1221480	3225132	235435	1646537

Размещено на http://www.allbest.ru/

Приложение 12

Смета-спецификация

Таблица 12.1 - Спецификация оборудования и материалов, применяемых при монтаже схемы электроснабжения

№ п/п	Наименование оборудования и материалов	Тип, мощность, габариты	Ед. измер.	Кол-во
1	Трансформатор силовой	ТМГ-250 10/0,4	шт.	1
2	Трансформатор силовой	ТМГ-160 10/0,4	шт.	5
3	Шкаф ввода высоковольтный	КСО-203-30-400У3	шт.	18
4	Шкаф ввода низковольтный	ЩО70-1А-45УЗ	шт.	6
5	Шкаф линейный низковольтный	ЩО-70-1А-15УЗ	шт.	6
6	Шкаф секционный низковольтный	ЩО-70-1А-74УЗ	шт.	2
7	Щиток управления уличным освещением	ЩО-70-1А-94УЗ	шт.	4
8	Кабель	АПвБПг 3х50	100 м	0,3
9	Кабель	АПвБПг 3х95	100 м	0,9
10	Кабель	АВБбШв 3х6	100 м	7,1
11	Кабель	АВБбШв 4х6	100 м	0,3
12	Кабель	АВБбШв 5х6	100 м	0,12
13	Кабель	АВБбШв 5х10	100 м	1,07
14	Кабель	АВБбШв 5х16	100 м	3
15	Кабель	АВБбШв 5х25	100 м	2,1
16	Кабель	АВБбШв 5х35	100 м	5,9
17	Кабель	АВБбШв 5х120	100 м	2,9
18	Самонесущий изолированный провод	СИП-2 3х16+1х25	100 м	14,85
19	Самонесущий изолированный провод	СИП-2 3х16+1х54.6+1х16	100 м	0,9
20	Самонесущий изолированный провод	СИП-2 3х95+1х95+1х25	100 м	20,6
21	Самонесущий изолированный провод	СИП-3 1х50	100 м	3,3
22	Самонесущий изолированный провод	СИП-3 1х70	100 м	22,5
23	Светильник наружного освещения со светодиодными лампами Street-130	ГКУ 01-130-001	шт.	102
24	Светильник для прожектора	BLD-HPFL300H-W-90D	шт.	28
25	Щит учетно-расперделительный	ЩУРН-3/9	шт.	135
26	Автоматический выключатель	ВА 51-25	шт.	90
27	Счетчик активной энергии	Меркурий 230	шт.	90
28	Заземлитель вертикальный из круглой стали		шт.	10
29	Заземлитель горизонтальный из круглой стали		100 м	0,438

ПРИЛОЖЕНИЕ 13

Сметная стоимость на электрооборудование

Таблица 13.1 - Смета затрат на электромонтажные работы

п/п

Шифр и номер позиции норматива

Наименование работ и затрат

количество

стоимость на единицу, руб.

общая стоимость, руб.

затраты труда рабочих

единица измерения

Всего

эксплуатация машин

материалы

всего

основной зарплаты

эксплуатация машин

материалы

на единицу

всего

Основной зарплаты

в том числе зарплаты

Подобные документы

• Электроснабжение населенного пункта. Строительство питающих и распределительных сетей

  Расчет электрических нагрузок населенного пункта и зоны электроснабжения; регулирование напряжения. Определение количества, мощности и места расположения питающих подстанций, выбор трансформатора. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии.
  
  курсовая работа [633,0 K], добавлен 29.01.2011
  

• Электроснабжение населенного пункта

  Проблема электроснабжения сельского хозяйства. Проект электроснабжения населенного пункта. Определение электрических нагрузок, числа трансформаторных подстанций. Электрические сети района. Выбор электрической аппаратуры и высоковольтного оборудования.
  
  курсовая работа [715,9 K], добавлен 06.03.2012
  

• Проектирование электроснабжения населенного пункта

  Система электроснабжения поселка городского типа как совокупность сетей различных напряжений, определение расчетных электрических нагрузок при ее проектировании. Выбор количества и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [321,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Электроснабжение сельского населенного пункта

  Расчет электрических нагрузок населенного пункта. Определение мощности и выбор трансформаторов. Электрический расчет ВЛ 10 кВ. Построение таблицы отклонений напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования подстанции, согласование защит.
  
  курсовая работа [212,4 K], добавлен 06.11.2011
  

• Разработка системы электроснабжения термического цеха

  Характеристика потребителей (термический цех) системы электроснабжения. Расчет электрических и осветительных нагрузок. Выбор мощности, числа и типа цеховых трансформаторов. Проверка коммутационной и защитной аппаратуры. Токи короткого замыкания.
  
  курсовая работа [812,5 K], добавлен 19.01.2015
  

• Электроснабжение сельского населенного пункта

  Расчет электрических нагрузок населенного пункта. Определение мощности и выбор трансформаторов. Электрический расчет воздушной линии. Построение таблицы отклонений напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Оборудование подстанции и согласование защит.
  
  курсовая работа [475,7 K], добавлен 18.02.2011
  

• Электроснабжение сельского населенного пункта

  Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунальных потребителей сельского населенного пункта. Расчет электрических нагрузок, месторасположения и мощности трансформаторных подстанций. Расчет токов, выбор способов электроснабжения.
  
  курсовая работа [1023,3 K], добавлен 19.01.2015
  

• Проектирование систем электроснабжения

  Проектирование системы электроснабжения сельского населенного пункта. Выбор конфигурации распределительной сети. Определение мощности и подбор трансформаторов подстанции. Построение таблицы отклонений напряжения. Электрический расчет воздушной линии.
  
  курсовая работа [482,2 K], добавлен 04.09.2014
  

• Электроснабжение населенного пункта

  Расчет электрических нагрузок потребителей населенного пункта. Определение сечений проводов и кабелей отходящих линий. Определение отклонений напряжения у потребителей. Выбор и проверка основного оборудования, заземление подстанции, защита сетей.
  
  курсовая работа [952,4 K], добавлен 10.03.2016
  

• Электроснабжение населенного пункта Горны

  Расчет для определения электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов, составление схем сетей 10 и 0.38кВ. Определение допустимых потерь напряжения и электрической энергии. Конструктивное исполнение линий и их защита от перенапряжений.
  
  курсовая работа [594,5 K], добавлен 07.12.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам