Проектирование электроснабжения населённого пункта

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФГОУ ВПО КОСТРОМСКАЯ ГСХА

Кафедра электроснабжения

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: «Электрические сети»

на тему «Проектирование электроснабжения населённого пункта»

Выполнил: студент 736 группы

Кондрашов В.В Принял: Смирнов Л.А.

КОСТРОМА 2007

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Исходные данные на проектирование

2. Проектирование внутренних сетей напряжением 0,4 кВ.

2.1 Конфигурация сети

2.2 Определение расчётных номинальных токов в линиях

2.3 Расчёт сечения участков из условия выбора их по нагреву

2.4 Проверка сечений проводников по допустимой потере напряжения

2.5 Выбор сечений проводников с учетом защиты их плавкими предохранителями

2.6 Выбор сечения проводников с учетом защиты их автоматическими выключателями

2.7 Сопоставление расчётов выбора сечений проводников различными методами

3. Проектирование электроснабжения населённого пункта

3.1 Цель разработки. Исходные данные

3.2 Определение расчетных электрических нагрузок на объектах

3.3 Выбор числа трансформаторных подстанций и места их расположения

3.4 Проектирование уличного освещения и выбор типа дорог

3.5 Проектирование наружного освещения

3.6 Проектирование наружной сети 0,4 кВ

3.6.1 Выбор сечения проводов ВЛ по экономическим интервалам мощности и проверка их по удельной потере напряжения

3.6.2 Выбор сечения проводов уличного освещения ВЛ по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения

3.6.3 Выбор опор сети 0,38 кВ

3.6.4 Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов

Список используемых литературных источников

ВВЕДЕНИЕ

Развитие сельскохозяйственного производства всё в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надёжности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к её экономному использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения.

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения - один из важных факторов технического прогресса.

На базе электрификации развивается промышленность, сельское хозяйство и транспорт. Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности, по сравнению с электроснабжением промышленности и городов, имеет свои особенности. Главная из них - необходимость подводить энергию к небольшому числу сравнительно малогабаритных объектов, рассредоточенных по территории страны. В результате протяжённость сетей во много раз превышают эту величину в других отраслях, а стоимость электроснабжения в сельской местности составляет 75% от стоимости всей электрификации в целом. От проблемы рационального электроснабжения сельского хозяйства в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии.

Целью данного курсового проекта является приобретение навыков при расчёте электроснабжения населённого пункта, а также внутренней сети производственных помещений

1.Исходные данные на проектирование.

Код варианта:10-10-10

Все исходные данные на проектирование выбираются из [5] и [6], согласно кода варианта.

2. Проектирование внутренних сетей напряжением 0,4 кВ.

2.1 Конфигурация сети

Рисунок 1.Расчётная схема сети.

Таблица 1.Параметры нагрузки

Потребитель	Активная мощность Р, кВт	Коэффициент мощности, cosц	Кратность пускового тока по отношению к номинальному, КI
Электродвигатель М 1	7	0,9	6,5
Электродвигатель М 2	30	0,85	6,5
Электродвигатель М 3	18	0,9	7
Обобщённая нагрузка Н1	11	0,83	-
Обобщённая нагрузка Н2	30	0,92	-

Таблица 2.Исходные данные на проектирование.

Конфигурация сети	А-М3	ТП-А	А-Н1	ТП-В	В-М1	В-М2	В-Н2
Длина, м	40	120	60	120	30	30	70
Характеристика окружающей среды	В1а	Нр	Ср	Нр	С	Ж	Нр
Температура окружающей среды, ?С	15	37	25	37	10	35	37
Марка провода, кабеля; (табличное)	АПР	ВРБГ	ПР	АПВ	АВРБ	ААШВ	АПРТО
Принятая марка провода	АШВ	АВРГ	ПВ	АПГ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Способ монтажа	В стальных трубах	По воздуху	В стальных трубах	По воздуху	В земле	В земле	В стальных трубах

В таблице приняты условные обозначения окружающей среды:

В - взрывоопасные зоны категорий:B-1а, B-2;

Нр - наружные установки;

Ср -сырое помещение;

С - сухое помещение;

Ж - жаркое помещение.

2.2Определение расчётных номинальных токов в линиях

Участок А - М3 (L3)

Определяем номинальный ток на линии L1:

P - активная мощность потребителя на участке сети L3, Вт;

cosц - коэффициент мощности потребителя на участке сети L3;

U - напряжение сети, В; з - кпд двигательной нагрузки з=0,9[12]

Участок ТП-А (L1)

2.3 Расчёт сечения проводников из условия выбора их по нагреву

При решении данного вопроса используется ПУЭ [1] глава 1.3

Определяем расчетные токи участков сети:

Значения поправочного (температурного) коэффициента К_Т приведены в [1] таблица 1.3.3.

Расчетные токи остальных участков сети рассчитываются аналогично, а итоги сведены в таблицу 3.

Таблица 3.Выбор сечений проводников по нагреву.

Конфигурация сети	ТП - А	ТП - В	А - М3	А - Н1	В - М1	В-М2	В - Н2
Номинальный ток, А	50,5	115	30,4	20,1	11,8	53,6	49,6
Марка проводника	АВРГ	АПГ	АШВ	ПВ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Поправочный коэф., КТ	0,87	0,87	1,09	1	1,17	0,87	0,83
Расчетный ток, А	58,8	132	27,8	20,1	10	61,6	59,7
Сечение, мм2	10	35	6	2,5	2,5	25	16
Допустимый ток, А	75	145	44	21	14	65	70
Обоснование	таб.1.3.7	таб.1.3.7	таб.1.3.4	таб.1.3.4	таб.1.3.16	таб.1.3.7	таб.1.3.4

Допустимая температура изоляции проводов и кабелей:

· Резина (Р) - 55 ?С

· Найритовая (теплостойкая) резина (Н) - 65 ?С

· Поливинилхлорид (В) - 65 ?С

· Полиэтилен (П) - 80 ?С

· Бумажная пропитанная при номинальном напряжении до 3кВ - 80?С, 6кВ - 65?С, 10кВ - 60?С, 20-35кВ - 50?С.

Примечание: в таблице 3 допустимые длительные токи для 4-х жильных кабелей на напряжение до 1 кВ выбираются по таблице 1.3.7 [1], как для трехжильных кабелей, но с коэффициентом 0,92.

2.4 Проверка сечений проводников по допустимой потере напряжения

В соответствии с [2] п. 525 отклонение напряжения в электроустановках зданий не должны превышать 5% от номинального напряжения установки.

Определение сечения проводников производится по формуле:

Р - активная мощность нагрузки, кВт;

L - расчётная длина участка сети, м;cosц - коэффициент мощности потребителя;

ДUдоп - допустимые потери напряжения на участке сети, %;

с - расчётный коэффициент, зависящий от материала проводника и конфигурации сети:

Таблица 4.Назначение расчётного коэффициента.

Номинальное напряжение сети	Система сети	Коэффициент “с” для проводников
		Медь	Алюминий
380/220	3-х ф. с N	77	46
380/220	2-х ф. с N	34	20
220	1 ф. двухпроводная	12,8	7,7

В соответствии с [3] п. 1.8 потери напряжения для производственных потребителей принимаются не более 6,5%.

Принимаем потери напряжения для участка L1: ДUдоп1=2%; для участка L2: ДUдоп2=2%; для участка L3: ДUдоп3=2%; для участка L4: ДUдоп4=2%; для участка L5: ДUдоп5=2%; для участка L6: ДUдоп6=2%; для участка L7: ДUдоп7=2%;

Участок А-М3 (L3)

принимаем S=10 мм²[1] т.1.3.4

Тогда действительное отклонение напряжения на участке сети составит:

Магистраль ТП - А (L1)

принимаем S=25 мм² [1] т.1.3.7

Тогда:

Результаты расчетов сводим в таблицу 5.

Таблица 5.Проверка сечений проводников по потере напряжения.

Конфигурация сети	ТП - А	ТП-В	А-М3	А-Н1	В-М1	В-М2	В-Н2
Мощность Р, кВт	29	67	18	11	7	30	30
Длина, м	120	120	40	60	30	30	70
Расчётный коэффициент, С	77	44	44	44	44	44	44
Марка провода, кабеля	АВРГ	АПГ	АШВ	ПВ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Сечение S, мм2	25	95	10	8	2,5	16	25
Принятые потери напряжения ДUдоп, %	2	2	2	2	2	2	2
Действительное отклонение напряжения ДU, %	1,8	1,9	1,6	1,8	1,9	1,2	1,7

Потеря напряжения до самого удаленного потребителя:

ТП - В - В - Н2: ДU = 1,9 + 1,7 = 3,6 % < 6,5%;

ТП-А-А-Н1: ДU= 1,8+ 1,8=3,6% < 6,5%;

2.5 Выбор сечений проводников с учетом защиты их плавкими предохранителями

Расчёт выполняется для двух условий:

а)сети требуют защиты только от коротких замыканий (КЗ);

б)сети требуют защиты от перегрузок и коротких замыканий (П и КЗ).

Условия выбора плавких предохранителей:U_Н.В. ? U_СЕТИ;

Для недвигательной нагрузки: ;

где К - коэффициент, учитывающий недвигательную нагрузку, при включении которой возможно увеличение тока выше номинального, (К=1,1 - 1,4) [4].

для двигателей:

1) 2)

где К_I - кратность пускового тока, К_I = 4 ч 7;

б - коэф., учитывающий условия пуска эл.дв. :

б = 1,6 ч 2,0 - при тяжелых и частых пусках; б = 2,5 - при легком пуске;

I_НОМ - номинальный ток в линии, А.

а)сети требуют защиты только от КЗ:

[1] 3.1.9 с.283

б)сети требуют защиты от П и КЗ:

[1] 3.1.11 с.284

Участок А-Н1 (L4)

Определяем расчетный ток на участке сети и определяем ток вставки:

Выбираем предохранитель ПН2: I_ПР = 60 А, I_В = 25 А. [4]c.48

а) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети только от КЗ:

, S=1,5 мм², Iд=14 А [1]т.1.3.5

б) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети от П и КЗ:

, S=5 мм², Iд=34 А [1]т.1.3.5

Участок А - М3 (L3)

Определяем расчетный ток на участке сети и определяем ток вставки:

1); 2) ;

1);2) .

Выбираем предохранитель ПН2: I_ПР = 200 А, I_В = 100 А. [4]c.48

а) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети только от КЗ:

, S=8 мм², Iд=37 А [1]т.1.3.4

б) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети от П и КЗ:

, S=70 мм², Iд=140 А [1]т.1.3.4

Магистраль ТП - А (L1)

Определяем расчетный ток магистрали и ток вставки:

1) 2)

где К_О - коэф. одновременности, К_О = 1, если n ? 3, К_О = 0,95, если 4< n < 10, К_О = 0,9 для ввода.

- сумма номинальных токов без большего(мах) пускового тока, А;

I_РАСЧ - сумма номинальных токов, умноженная на К_О, А;

- больший(мах) пусковой ток, А.

1) I_В = 1*(30,4+85,1) = 115,5 А;2)

Выбираем предохранитель ПН2: I_ПР = 300 А, I_В = 300 А. [4]c.48

а) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети только от КЗ:

,S=50мм²,Iд=120 А[1]т.1.3.7

б) Выбираем сечение проводника из условия защиты сети от П и КЗ:

, S=150 мм², Iд=380 А [1]т.1.3.7

Результаты расчетов сводим в таблицу 6, где в строках «Сечение» и «Допустимый ток» в числителе указываются параметры проводников, требующих защиты только от коротких замыканий, а в знаменателе - требующих защиты от коротких замыканий и от перегрузок.

Таблица 6. Выбор сечений проводников с учетом защиты их плавкими предохранителями.

Конфигурация сети	ТП-А	ТП-В	А-М3	А- Н1	В-М1	В-М2	В-Н2
Номинальный токIН, А	50,5	115	30,4	20,1	11,8	53,6	49,6
Мах расчетный токIР, А	251,6	350	212,8	22,1	76,7	348,4	54,6
Тип предохранителя	ПН2	ПН2	ПН2	ПН2	ПН2	ПН2	ПН2
Номинальный ток предохранителя, А	300	350	200	60	60	200	100
Ток плавкой вставки IВ, А	300	260	100	25	35	160	60
Марка проводника	АВРГ	АПГ	АШВ	ПВ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Сечение S, мм2	50	50	8	2,5	2,5	16	2,5
	150	185	70	5	16	120	16
Допустимый токIД, А	120	120	37	14	19	55	25
	380	390	140	34	55	200	75
Количество цепей	1	1	1	1	1	1	1

2.6 Выбор сечения проводников с учетом защиты их автоматическими выключателями

Принимаем к установке автоматические выключатели серии ВА.

Участок А - М3 (L3)

Выбираем автоматический выключатель из условия нормального режима работы:

Uна UсетиПКС(ОПКС) Iк/з.

I_РАБ = I_НОМ = 30,4 А.

Принимаем к установке автоматический выключатель ВА51Г-31, [4] с. 77

предназначенный специально для защиты электродвигателей с параметрами:

· номинальный ток выключателя

Iн.в. = 100 А;

· номинальный ток расцепителя

Iн.р. = 31,5 А;

· кратность срабатывания отсечки:

,

где Iсо - ток срабатывания отсечки (электромагнитного расцепителя);

· кратность срабатывания от перегрузки:

,

где Iсп - ток срабатывания от перегрузки;

· предельная коммутационная способность: ПКС = 6 кА;

· одноразовая предельная коммутационная способность: ОПКС = 6 кА.

Рассчитаем диапазон уставок теплового расцепителя:

,

гдеIн.р.д - номинальный ток расцепителя с учётом диапазона регулирования;

Кд - кратность диапазона регулирования, для выключателей серии ВА: Кд=0,8…1[4] с. 78

Электродвигатель М2 имеет номинальный ток потребляемый из сети I_НОМ=30,4 А, а это значение тока вписывается в диапазон регулирования уставок теплового расцепителя автомата, значит выбор его удовлетворяет требованиям работы в режиме длительной перегрузки. Защита в этом случае считается наилучшей.

Проверим работу автоматического выключателя в режиме перегрузки.

Определим расчетное значение тока срабатывания от перегрузки:

,

где Iс.п.р - ток срабатывания от перегрузки расчётный,А;

Кнп - коэффициент надёжности работы расцепителя от перегрузки, для выключателей серии

ВА: К_НП = 1,1…1,2; [4] с. 94

Кв-коэффициент возврата защиты, для выключателей серии ВА:Кв = 1 [4] с. 94

Рассчитаем ток срабатывания от перегрузки с учётом диапазона регулирования:

Расчётный ток срабатывания от перегрузки Iс.п.р=37,8 А вписывается в диапазон уставок токов срабатывания от перегрузок, что удовлетворяет условиям выбора уставок автомата. Защита в этом случае является наилучшей.

Проверим работу автоматического выключателя по условию отстройки от пусковых токов.

гдеIс.о.р - ток срабатывания отсечки расчётный;

Кно - коэффициент надёжности отстройки отсечки от пусковых токов, для выключателей

серии ВА:Кно=2,1;[4] с. 91

Iмах - мах ток в линии(пусковой), А.

Определим диапазон уставок тока отсечки автомата:

Условие отстройки от пусковых токов:Iс.о.р ? Iс.о.д

следовательно, автоматический выключатель отстраивается от пусковых токов.

а)Выбор сечения проводника из условия защиты линии только от КЗ:

[1] 3.1.9 с.284

; принимаем S=6 мм²,Iдоп=42А[1]т. 1.3.4

б)Выбор сечения проводника из условия защиты линии от П и КЗ:

[1] 3.1.11 с.285

; принимаем S=10 мм², Iдоп=55 А [1]т. 1.3.4

Магистраль ТП - А (L1)

Принимаем автоматический выключатель ВА52Г-33 с параметрами:

Iнв=160 А,Iнр=160 А,Ксо=14, Ксп=1,25ПКС=40 кА,

Рабочий номинальный ток попадает в диапазон регулирования, следовательно, защита наилучшая.

Проверка автоматического выключателя в режиме перегрузки:

Ток срабатывания от перегрузки вписывается в возможный диапазон уставок токов срабатывания от перегрузок, защита является наилучшей.

Проверка работы автоматического выключателя по условию отстройки от пусковых токов.

Условие отстройки от пусковых токов Iсор ? Iсод соблюдается, следовательно автоматический выключатель отстраивается от пусковых токов.

а)Выбор сечения проводника из условия защиты линии только от КЗ:

[1] 3.1.9 с.284

; принимаем S=50 мм²,Iдоп=145 А[1]т. 1.3.7

б)Выбор сечения проводника из условия защиты линии от П и КЗ:

[1] 3.1.11 с.285

; принимаем S=95мм², Iдоп=220 А[1]т. 1.3.7

Результаты расчетов сводим в таблицу 7, где в строках «Сечение» и «Допустимый ток» в числителе указываются параметры проводников, требующих защиты только от коротких замыканий, а в знаменателе - требующих защиты от коротких замыканий и от перегрузок

Таблица 7.Выбор сечений проводников с учетом защиты их автоматическими выключателями.

Конфигурация сети	ТП-А	ТП-В	А-М3	А- Н1	В-М1	В-М2	В-Н2
Номинальный ток Iр, А	135,5	255	30,4	20	11,8	53,6	49,6
Максимальный ток Iмах, А	251	350	212,8	22,1	76,7	348,4	54,6
Тип автоматического выключателя	ВА52Г-33	ВА52Г-37	ВА51Г-31	ВА51Г-25	ВА51Г-31	ВА51Г-31	ВА51Г-31
Номинальный ток автоматич. выкл.Iнв, А	160	400	100	25	100	100	60
Номинальный ток расцепителяIнр, А	160	320	31,5	25	16	63	63
Ток срабатывания отсечки Iсо=Ксо*Iнр,А	2240	4480	441	250	224	882	603
Марка проводника	АВРГ	АПГ	АШВ	ПВ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Сечение S, мм2	50	120	6	4	2,5	10	10
	95	185	10	6	4	25	16
Допустимый токIд, А	145	260	42	25	19	55	55
	220	360	55	35	25	95	75
Количество цепей	1	1	1	1	1	1	1

2.7 Сопоставление расчётов выбора сечений проводников различными методами

Для упрощения сравнения вариантов расчёта и выбора сечения проводов и кабелей сделаем сводную таблицу, в которую занесём сечения, выбранные различными методами, где в строках «Сечение» и «Допустимый ток» в числителе указываются параметры проводников, требующих защиты только от коротких замыканий, а в знаменателе - требующих защиты от коротких замыканий и от перегрузок.

Таблица 8.Сопоставление расчётов выбора сечений проводников различными методами.

Участок сети	ТП-А	ТП-В	А-М3	А- Н1	В-М1	В-М2	В-Н2
Марка проводника	АВРГ	АПГ	АШВ	ПВ	АПРВ	АПРВ	ППВ
Окруж.среда / температура	Нр/37	Нр/37	В1а/15	Ср/25	С/10	Ж/ 35	Нр/37
Способ монтажа	По воздуху	По воздуху	в трубах	в трубах	в земле	В земле	в трубах
Метод и параметры расчета
По нагреву	S, мм2	8	95	16	47	50	16	16
	IДОП, А	32	245	70	21	180	90	90
	ПУЭ	т.1.3.7	т.1.3.7	т.1.3.4	т.1.3.4	т.1.3.16	т.1.3.7	т.1.3.4
По потере напряжения	S, мм2	140	5	16	25	50	16	16
	IДОП, А	100	36	100	140	205	105	135
	ДU, %	2,9	1,8	1,7	1,6	1,5	1,6	1,8
Защита плавкими предохранителями	IПЛ.В.,А	300	260	100	25	35	160	60
	S, мм2	50	50	8	1,5	2,5	16	2,5
		150	185	70	5	16	120	16
	IДОП, А	120	120	37	14	19	55	25
		380	390	140	34	55	200	75
Защита автоматическими выключателями	IН.Р..,А	160	320	31,5	25	16	63	63
	S, мм2	50	120	6	4	2,5	10	10
		95	185	10	6	4	25	16
	IДОП, А	145	260	42	25	19	55	55
		220	350	55	35	25	95	75

3. Проектирование электроснабжения населённого пункта

3.1 Цель разработки. Исходные данные

Проект электроснабжения населённого пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380В, определение расчётных нагрузок, числа, мощности, месторасположения потребительских подстанций, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения. Расчётные нагрузки потребительских подстанций можно использовать в дальнейшем для проектирования распределительной сети района.

В качестве исходных данных, необходимых для построения плана населенного пункта, сведения о потребителях, характеризующие их расчетные нагрузки и режимы потребления электроэнергии берем из таблиц 4.1, 4.2 [5], а также из таблиц 2.1, 2.3, 2.4, 2.5 [6] и, согласно кода варианта. Так как координаты объектов заданы в условных единицах, то в качестве одной условной единицы длины (у.е.) принимаем 50 метров, согласно кода варианта [6] с.51.

Схема населённого пункта изображена на рисунке 2.

Таблица 9.Исходные данные для населенного пункта.

№	Коор X : Y	Код	Наименование объекта	РУСТ, кВт	Дневной максимум	Вечерний максимум	Кате- гория
					РМД, кВт	QМД, квар	РМВ, кВт	QМВ, квар
1	9:9	613	одноквартирные дома с кондиционерами, с плитами на газе, жидком или твердом топливе	6	9	3	15	3,74	3
2	8:9
3	7:9
4	6:9
5	5:9
6	4:9
7	4:8
8	4:7
9	4:6
10	4:5
11	4:4
12	4:3
13	4:2
14	4:1
15	5:6		четырехквартирные дома с кондиционерами, с плитами на газе, жидком или твердом топливе	14,04	18,9	6,3	31,5	7,83	3
16	2:9
17	2:7
18	2:5
19	2:3		двенадцатиквартирные дома с кондиционерами, с плитами на газе, жидком или твердом топливе	28,8	43,2	14,4	72	17,9	2
20	2:1
21	12:1	113	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170…180 голов	60	28	12	28	8	2
22	13:3	118	Телятник с родильным отделением на 120 телят	6	1	---	5	---	2
23	14:5	117	Пом-е для рем-го и откор-го молодняка с механиз. уборкой навоза на 300…330 голов.	12	5	3	2	---	3
24	15:7	560	Птичник на 8000 кур	52	25	12	25	12	2
25	16:9	133	Молочный блок на 3 т/сут при коровнике	20	10	7	1	---	3
26	15:1	512	Котельная с 4 котлами	53	28	20	28	20	2
27	16:2	379	Центральная ремонтная мастерская	52	40	45	40	45	2
28	17:3	353	Кузница	10	5	---	1	---	3
29	18:4	386	Гараж	85	30	25	15	12	3
30	18:7	376	Вет. пенкт	5	3	---	3	---	3

Правилами устройства электроустановок [1] определены три категории электроприёмников по требованиям к надежности и установлены общие требования к электроснабжению потребителей с электроприёмниками различных категорий.

К 1-й категории относятся электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб сельскому хозяйству, повреждение основного дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, нарушение сложных технологических процессов и т.д. Электроприёмники этой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении этих электроприёмников от одного из источников допускается только на время автоматического восстановления питания.

Ко 2-й категории относятся электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям и механизмов, нарушение нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей. Электроприёмники второй категории рекомендуется обеспечить электроэнергии от двух источников питания. Допускается питание электроприёмников второй категории по одной линии и от одного трансформатора, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта линии или замена поврежденного трансформатора за время не более одних суток, т.е. 24 часа.

К 3-й категории относятся все остальные электроприёмники. Для них электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы в электроснабжении не превышают одни сутки, частота таких отказов не должна превышать трех в год.

Перечень сельскохозяйственных потребителей первой и второй категорий по надёжности электроснабжения приведён в [6] c. 60.

Руководствуясь данными правилами, определяем категории электороснабжения заданных объектов.

3.2 Определение расчетных электрических нагрузок на объектах

Расчётные дневные (Р_Д, Q_Д) и вечерние (Р_В,Q_В) активные и реактивные нагрузки жилых домов определяем по коэффициенту одновременности (k₀):

, , , ;

где n - число квартир в доме;

Р_МД и Р_МВ - соответственно дневной и вечерний максимумы активной нагрузки;

Q_МД и Q_МВ - соответственно дневной и вечерний максимумы реактивной нагрузки;

k₀ - коэффициент одновременности включения нагрузки [6] с. 58.

Расчёт нагрузки одноквартирного дома:

так как в доме одна квартира, то n = 1, k₀ = 1, следовательно:

Полная мощность:

Расчёт нагрузки 4-х квартирного дома:

n = 4, k₀=0,585

Расчёт нагрузки 12-ти квартирного дома:

n = 12,k₀=0,4

Для остальных (производственных) потребителей: n = 1, k₀ = 1.

Полные мощности рассчитываются аналогично, а результаты расчетов сводим в таблицу 10.

Таблица 10.Расчётные нагрузки потребителей.

№	Дневная нагрузка	Вечерняя нагрузка
	P, кВт	Q, квар	S, кВА	P, кВт	Q, квар	S, кВА
1-14	2,6	1,84	3,2	6	3,5	6,95
15-18	6,1	4,31	7,47	14,04	8,19	16,25
19-20	12,48	8,83	15,29	28,8	16,8	33,34
21	1	-	1	3	-	3
22	5	3	5,83	8	5	9,43
23	7	6		13	9	15,81
24	7	2	7,28	7	2	7,28
25	15	15	21,21	15	15	21,21
26	4	-	4	3	-	3
27	45	40	60,2	25	20	32
28	10	7	12,2	1	-	1
29	28	20	34,41	28	20	34,41
30	30	25	39,1	15	12	19,21

3.3 Выбор числа трансформаторных подстанций и места их расположения

Исходя из рисунка населенного пункта, целесообразно разделить данный населенный пункт на две части. Исходя из того, что длина линии должна быть в пределах 200-300 м видно, что необходимо принять четыре трансформаторные подстанции (ТП).

Для определения места положения ТП в центре тяжести нагрузок её координаты вычисляют по формулам:

; [6] с.61

где x_i и y_i - координаты отдельно взятого потребителя;

P_i - установленная нагрузка взятого потребителя, кВт;

n - число потребителей.

Центры тяжести нагрузок определяют для зоны охвата каждой подстанции отдельно, данные для расчета берем из таблицы 9.

Место расположения ТП1:

Место расположения ТП2:

Место расположения ТП3:

3.4 Проектирование уличного освещения и выбор типа дорог

Тип дороги выбираем из [6 ] табл. 2.6 - с. 57.

Таблица 11.Удельные нагрузки уличного освещения для светильников с лампами накаливания.

Вид дороги	Ширина, м	Удельная мощность ламп, Вт/м
Поселковая с асфальтобетонным покрытием	5…7	11,0
То же	9…12	13,0
Поселковая с покрытием простейшего типа	5…7	5,5
То же	9…12	7,0
Местная и пешеходная	5…12	3,0

Расчёт уличного освещения ведется по длине и выбранному типу дороги, и выбранной удельной мощности ламп по таблице 11. При этом следует учитывать, что для уличного освещения используют светильники с лампами мощностью не менее 200 Вт, если же применяют светильники с газоразрядными лампами, то удельную мощность снижают в два раза (однако, она не должна быть менее 4,5 Вт/м). Когда используют газоразрядные лампы, в расчет вводят реактивную нагрузку, численно равную половине активной.

Для уличного освещения используем светильники с лампами ДРЛ.

Вид дороги - поселковая с асфальтобетонным покрытием - 6 м.

Участок ТП1:

Находим потребляемую активную мощность:Р = Р_УД * L_i ,

где L = 800м - общая длина освещаемого участка (дорог);

Р_УД = 11 Вт/м - удельная мощность лампы;

Р=11 * 660 = 7260 Вт

Определяем расчетную мощность лампы:

,

где

- полная мощность лампы ДРЛ.

Q = P / 2 - реактивная мощность лампы.

Принимаем газоразрядные лампы ДРЛ мощностью Р_Л = 250 Вт и светильники типа СПЗР-250. [9]

Определяем количество светильников с лампами ДРЛ 250 Вт:

Участок ТП2:

Р=11 * 860 = 9460 Вт ;

;

Принимаем газоразрядные лампы ДРЛ мощностью Р_Л = 250 Вт и светильники типа СПЗР-250. [9]

Определяем количество светильников с лампами ДРЛ 250 Вт:



Участок ТП3:

Р=11 * 920 = 10120 Вт ;

;

Принимаем газоразрядные лампы ДРЛ мощностью Р_Л = 250 Вт и светильники типа СПЗР-250. [9]

Определяем количество светильников с лампами ДРЛ 250 Вт:

3.5 Проектирование наружного освещения

Коэффициент одновременности действия нагрузки для наружного освещения k₀=1 [4].

Наружное освещение жилых домов входит в заданную нагрузку, поэтому расчёт для них не производим.

Расчёт нагрузки наружного освещения производим по нормам:

· величину периметра освещаемой территории хозяйственных дворов принимаем по первой цифре кода задания, умноженной на 100м, нагрузка - 250Вт на одно помещение и 3 Вт/м по периметру территории [6] с.57;

размер освещаемой площади общественных и торговых центров принимаем по первой цифре кода задания, умноженной на 1000м², нагрузка - 0,5Вт/м²;

· Нагрузка наружного освещения суммируется с вечерней нагрузкой объекта, к которому она относится.

Данные сведем в таблицу 12.

Таблица 12.Расчет наружного освещения.

№ объекта	Наименование объекта	Принятая площадь,м2, периметр,м	Первая цифра кода	Нагрузка, Вт/м или Вт/м2	Активная мощность, кВт
21	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170…180 голов		1000	3 Вт/м	3
22	Телятник с родильным отделением на 120 телят		1000	3 Вт/м	3
23	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка с механизир. уборкой навоза на 300…330 голов	10000		0,5 Вт/м	5
24	Баня на 10 мест		1000	3 Вт/м2	3
25	Молочный блок на 3 т/сут при коровнике	10000		0,5 Вт/м	5
26	Детские ясли-сад на 25 мест	10000		0,5 Вт/м2	5
27	Центральная ремонтная мастерская	10000		0,5 Вт/м2	5
28	Маслобойка	10000		0,5 Вт/м2	5
29	Котельная с 4 котлами “Универсал-6” для отопления и горячего водоснабжения	10000		0,5 Вт/м2	5
30	Гараж с профилакторием на 25 машин	10000		0,5 Вт/м2	5

3.6 Проектирование наружной сети 0,4 кВ

Воздушные линии напряжением 0,38 кВ располагают вдоль улиц, как правило, по двум сторонам. Сети рассчитываются по экономическим интервалам мощности. Допускается, при соответствующем обосновании, предусматривать прохождение трассы по одной стороне улицы с устройством ответвлений от ВЛ к отдельно стоящим постройкам с пересечение проезжей части улиц. Расстояние между опорами 0,4 кВ должно быть 25…45 м. Для питания светильников уличного освещения тянут дополнительный провод.

Объекты № 21, 22, 23, 24, 25, 26, 29 являются потребителем второй категории, поэтому к ним необходимо вести две линии от ТП, подключенные к разным трансформаторам.

3.6.1 Выбор сечения проводов ВЛ по экономическим интервалам мощности и проверка их по удельной потере напряжения

Расчёт линии начинаем с конечного участка, на котором за расчётную мощность принимаем полную максимальную мощность данного потребителя (дневную или вечернюю). Расчёт линий необходимо вести по вечерней или по дневной нагрузке. Расчетная мощность на последующих участках находится по коэффициенту одновременности.

Если потребители однородные и их нагрузки различаются не более чем в четыре раза:

S_n-m - расчётная мощность участка n-m;

k₀ - коэфф. одновременности действия нагрузки;

- суммарная полная мощность потребителей.

Если потребители неоднородные или их нагрузки различаются более чем в четыре раза, то нагрузки потребителей суммируют, прибавляя к большей нагрузке надбавку. С достаточной для практики точностью численное значение надбавки можно полагать равным 70% меньшей нагрузки.

S_i - большая из суммируемых мощностей;

S_k - меньшая из суммируемых мощностей;

К - надбавка.

Далее определяем эквивалентную мощность каждого участка линии (от отпайки до отпайки) по формуле:

где Кд - коэффициент динамики роста нагрузки, для вновь сооружаемых линий Кд=0,7.

По эквивалентной мощности и району по гололеду (толщине стенки гололёда), соответствующему данной области, по таблице 4.4 [10] выбираем марку и сечение провода. Толщину стенки гололёда принимаем от 5 мм.[1]

Зная эквивалентную мощность и коэффициент мощности (cosц) участка, по таблице 3.2 [10] выбираем удельные потери напряжения на участке. Коэффициент мощности рассчитываем по формуле:

,

После выбора удельной потери напряжения рассчитываем действительные потери напряжения (в процентах) на участках по формуле:

гдеl - длина участка, м;

ДU_уд - удельные потери напряжения, кВА*м.

В данном случае допустимое отклонение напряжения на самом длинном участке линии не должно превышать U=5%.

Если потеря напряжения превысит допустимую, то на ряде участков, начиная с головных, нужно взять большие дополнительные сечения из тех же таблиц. При этом не следует принимать в линии более 3…4 различных сечений проводов.

Дальнейшие расчеты ведем по подстанции ТП1. Наибольшей является вечерняя нагрузка, поэтому расчёт ведём только по вечерней нагрузке.

Участок 1-2

Выбираем провод марки: 3А-25+А-25

L = 50 м;;ДU_УД = 2,717 * 10 ^-3 кВА*м;

Участок 2-3

Выбираем провод марки: 3А-25+А-25

L = 50 м;;ДU_УД = 1,214 * 10 ^-3 кВА*м;

Участок 4-5

Выбираем провод марки: 3А-25+А-25

L = 50 м;;ДU_УД = 2,717 * 10 ^-3 кВА*м;

Участок ТП1 - 3

Выбираем провод марки: 3А-25+А-25

L = 70 м; ;ДU_УД = 0,815 * 10 ^-3 кВА*м;

Рассчитаем суммарные потери напряжения на самом длинном участке отходящей линии ТП1 (участок ТП1-1):

Как видно, 3,55 % < 5,0 %, следовательно, линия проходит по потере напряжения, а, значит, сечения проводов выбраны правильно.

Участок 6-7

Выбираем провод марки: 3А-25+А-25

L = 100 м;;ДU_УД = 0,815 * 10 ^-3 кВА*м;

Участок ТП1-4

Выбираем провод марки: 3А-35+А-35

L = 30 м;;ДU_УД = 0,624 * 10 ^-3 кВА*м;

Рассчитаем суммарные потери напряжения на самом длинном участке отходящей линии ТП1

; 3,7 % < 5,0 %

Участок ТП1-8

Выбираем провод марки: 3А-35+А-35

L = 120 м;;ДU_УД = 0,624 * 10 ^-3 кВА*м;

;4,4 % < 5,0 %.

На всех участках U% < 5 %, следовательно, условие выполняется, значит, сечения проводов на отходящих линиях данной ТП выбраны правильно.

Выбор сечения проводов и проверка их по потерям напряжения для остальных ТП аналогичен, а результаты расчётов сводим в таблицу 13.

Таблица 13.1Выбор сечения проводов ВЛ-0,4 кВ ТП1 по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения.

Участок сети	КО	Дневной или вечерний мах	cos ц	SЭК, кВА	Число, марка и сечение проводов	Длина, м	Потеря напряжения
		P, кВт	Q, квар	SР, кВА					ДUУД · 10-3 кВА·м	ДU, %
1-2	1	15	3,74	15,6	0,96	10,9	3хА25+А25	60	0,843	0,78
2-3	0,73	21,9	6,3	22,8	0,96	15,9	3хА25+А25	50	1,214	0,63
ТП1-3	0,62	27,9	8,1	29,1	0,96	20,3	3хА25+А25	200	0,843	4,9
Суммарная потеря напряжения от ТП1 до потребителя	7,1
4-5	1	14	8,2	16,22	0,96	11,35	3хА25+А25	100	0,815	1,32
5-6	0,73	21,9	6,3	22,8	0,96	15,9	3хА25+А25	60	0,843	1,1
6-7	1	15	3,74	15,6	0,96	10,9	3хА25+А25	60	0,843	0,78
ТП1-4	0,75	32,1	18,75	37,2	0,96	26	3хА25+А25	30	0,624	0,70
ТП1-8	1	28,8	16,8	33,34	0,96	23,34	3хА25+А25	120	0,624	2,50
8-9	0,73	21,9	6,3	22,8	0,96	15,9	3хА25+А25	60	0,843	1,1
9-10	1	15	3,74	15,6	0,96	10,9	3хА25+А25	60	0,843	0,78
Суммарная потеря напряжения от ТП1 до потребителя	6,2

Таблица 13.2 Выбор сечения проводов ВЛ-0,4 кВ ТП2 по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения.

Участок сети	КО	Дневной или вечерний мах	cos ц	SЭК, кВА	Число, марка и сечение проводов	Длина, м	Потеря напряжения
		P, кВт	Q, квар	SР, кВА					ДUУД · 10-3 кВА·м	ДU, %
6-7	1	6	3,5	6,95	0,96	4,87	2хА16+А16	50	2,717	0,94
5-6	0,75	9	5,25	10,43	0,96	7,3	3хА16+А16	50	1,214	0,63
4-5	0,75	11,25	6,56	13,04	0,96	9,13	3хА25+А25	50	0,815	0,53
3-4	0,75	12,34	7,55	14,99	0,96	10,49	3хА25+А25	50	0,815	0,61
1-3	0,75	14,21	8,29	16,46	0,96	11,52	3хА25+А25	30	0,815	0,40
1-2	1	6	3,5	6,95	0,96	4,87	2хА16+А16	30	2,717	0,57
ТП2-1	0,75	15,16	8,84	17,56	0,96	12,29	3хА25+А25	40	0,815	0,57
Суммарная потеря напряжения от ТП2 до потребителя	4,2
8-9	1	14	8,2	16,22	0,85	11,35	3хА25+А25	100	0,815	1,32
9-10	0,75	21	12,3	24,34	0,8	17,04	3хА25+А25	110	0,815	2,18
ТП2-10	1	35	20,5	40,56	0,7	28,39	3хА50+А50	70	0,465	1,32
14-13	1	14	8,2	16,22	0,96	11,35	3хА25+А25	50	0,815	0,66
13-12	0,75	15	8,78	17,38	0,96	12,17	3хА25+А25	50	0,815	0,71
ТП2-12	1	29	16,98	33,61	0,8	23,53	3хА35+А35	90	0,624	1,89
Суммарная потеря напряжения от ТП2 до потребителя	4,82

Таблица 13.3Выбор сечения проводов ВЛ-0,4 кВ ТП3 по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения.

Участок сети	КО	Дневной или вечерний мах	cos ц	SЭК, кВА	Число, марка и сечение проводов	Длина, м	Потеря напряжения
		P, кВт	Q, квар	SР, кВА					ДUУД · 10-3 кВА·м	ДU, %
1-2	1	17,15	9	19,37	0,89	13,56	3хА25+А25	50	130	1,1
2-3	1	7,15	---	7,15	1	5	3хА25+А25	50	120	1,44
ТП3-2	0,8	29,16	11,2	31,24	0,93	21,87	3хА35+А35	50	130	0,8
Суммарная потеря напряжения от ТП3 до потребителя	3,2
4-5	1	10	7	12,2	0,82	8,54	3хА25+А25	100	65	0,64
5-6	1	4	---	4	1	2,8	3хА25+А25	30	85	2,58
ТП3-5	0,8	47,2	37,6	60,35	0,78	42,25	3хА50+А50	120	40	1,11
Суммарная потеря напряжения от ТП3 до потребителя	3,69

3.6.2 Выбор сечения проводов уличного освещения ВЛ по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения

Расчёт линий производим также как в пункте 3.6.1. Коэффициент одновременности действия нагрузки для уличного освещения принимается равный единице К_О = 1, cosц=1.

Общую нагрузку уличного освещения ТП1 разделяем равномерно на три фазы. Расчётные схемы осветительной сети представлены на рисунках графической части, где фазы для удобства обозначены разными цветами.

Определяем мощность уличного освещения на участках линии от ТП1. (рисунок 7)

Участок ТП1 - 1

,Р = Р_Л · N = 250 · 30 = 7500 Вт ,

где Р_Л - мощность лампы ДРЛ, Вт;

N - количество опор на участке.

;

Выбираем провод:3хА25+А25

;

Длина участка: L = 150 м;

Удельные потери на участке:

U_уд = 3,797 * 10^-3 кВА*м

Действительные потери:

Участок 2 - 4

Выбираем провод:

3хА25+А25L = 200 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Участок 2 - 3

Выбираем провод:

3хА25+А25L = 70 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Участок ТП1 - 2

Выбираем провод:

3хА25+А25L = 130 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Суммарная потеря напряжения на участке ТП1 - 4: ДU% = 1,24 + 0,85 = 2,09 %

Участок 5 - 6

Выбираем провод: 3хА25+А25L = 100 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Участок 6 - 7

Выбираем провод:

3хА25+А25 L = 100 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Участок ТП1 - 6

Выбираем провод:

3хА25+А25L = 30 м ; ДU_уд=3,797 * 10^-3 кВА*м.

Действительные потери:

Суммарная потеря напряжения на участке ТП1 - 5: ДU% = 0,19 + 0,35 = 0,54 %.

Расчет мощностей уличного освещения и потерь напряжения на участках линий от других ТП аналогичен, а результаты расчётов сведены в таблицу 14.

Таблица 14.Выбор сечения осветительной сети по экономическим интервалам и проверка их по удельной потере напряжения.

Участок	КО	Расчетная нагрузка	cos ц	SЭК, кВА	Число, марка и сечение проводов	Длина, м	Потеря напряжения
		P, кВт	Q, квар	SР, кВА					ДUУД · 10-3 кВА·м	ДU, %
ТП1-1	1	1,25	0,625	1,4	1	0,98	3хА25+А25	150	3,797	0,32
2-4	1	1,0	0,5	1,12	1	0,78	3хА25+А25	200	3,797	0,65
2-3	1	0,75	0,375	0,84	1	0,59	3хА25+А25	70	3,797	0,22
ТП1-2	1	2,25	1,125	2,52	1	1,76	3хА25+А25	130	3,797	1,14
Суммарная потеря напряжения от ТП1 до точки 4	2,09
5-3	1	1,75	0,875	1,96	1	1,37	3хА25+А25	350	3,797	2,6
4-5	1	0,25	0,125	0,28	1	0,2	3хА25+А25	20	3,797	0,02
ТП2-1	1	1,75	0,875	1,96	1	1,37	3хА25+А25	330	3,797	2,5
ТП2-2	1	0,75	0,375	0,84	1	0,59	3хА25+А25	170	3,797	0,54
ТП2-5	1	2,0	1,0	2,24	1	1,57	3хА25+А25	30	3,797	0,26
Суммарная потеря напряжения от ТП1 до точки 3	2,9
ТП3-4	1	1,0	0,5	1,12	1	0,78	3хА25+А25	100	3,797	0,43
ТП3-5	1	1,75	0,875	1,96	1	1,37	3хА25+А25	410	3,797	3,1
1-2	1	1,0	0,5	1,12	1	0,78	3хА25+А25	160	3,797	0,68
2-3	1	1,0	0,5	1,12	1	0,78	3хА25+А25	120	3,797	0,51
ТП3-2	1	2,0	1,0	2,24	1	1,57	3хА25+А25	130	3,797	1,11
Суммарная потеря напряжения от ТП3 до точки 1	1,8

3.6.3Выбор опор сети 0,38 кВ

Конструкцию опор сети выбираем по типовому проекту 3.407.1-136 [11]. Опоры железобетонные.

Провода на промежуточных опорах крепят на изоляторах ТФ 16 (А-16…А-35) и ТФ 20 (А-50) проволокой, а на концевых опорах - зажимами.

Заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений, устанавливаются согласно [1] 2.4.26 с. 203. Для заземления опор используют один из стержней стойки, к которому с обеих сторон приварены заземляющие элементы.

Заземляющие устройства должны быть выполнены на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы) или которые представляют большую хозяйственную ценность, а также на конечных опорах линий.

На опорах устанавливаем светильники РКУ01-250-У1 с лампами ДРЛ 250Вт. (рисунок 2)

Принимаем к установке следующие виды опор:

Промежуточные опоры нормального габарита П3 и П4 устанавливаются на прямых участках ВЛ без смены количества и сечения проводов.

Угловые промежуточные опоры УП3 и УП4 устанавливают в местах изменения направления трассы ВЛ.

Концевые (анкерные) опоры К3 и К4 устанавливают на концах ВЛ и на прямых участках ВЛ при смене марки провода, его сечения или при изменении количества проводов, при этом подкос опоры устанавливается со стороны большего тяжения.

Угловые анкерные опоры УА3 и УА4 устанавливают в местах изменения направления трассы ВЛ на угол поворота до 90?. Опоры УА допускают:

· изменение количества проводов на один провод без изменения их сечений;

· смену сечения проводов на одну ступень без изменения их количества;

· смену сечений проводов на одну ступень с уменьшением их количества на один провод.

Анкерные ответвительные опоры ОА3 и ОА4 устанавливают в местах, где необходимо выполнить ответвление участка ВЛ от основной магистрали без изменения количества проводов на магистрали. Опоры являются концевыми в сторону ответвления, следующая опора ответвления - промежуточная.

В обозначении опор цифры:

3 - допускается подвешивание на опоре 2…5 проводов ВЛ (одноцепные), стойка СВ95 - 2;

4 - допускается подвешивание на опоре 8…9 проводов ВЛ (двухцепные), стойка СВ100 - 3,5.

3.6.4Выбор номинальной мощности трансформаторов

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов на ПС определяют по экономическим интервалам нагрузки. Для однотрансформаторных подстанций достаточным условием для выбора служит выражение:

[6] с. 107,

где - соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА;

- расчётная нагрузка подстанции, кВА,

Номинальную мощность трансформатора для двухтрансформаторной подстанции определяют по условиям их работы, как в нормальном, так и в послеаварийном режиме. Нормальным режимом считается работа от обоих трансформаторов (каждый на свою секцию); послеаварийным - работа одного трансформатора на обе секции или питание только потребителей I и II категории. Мощность трансформаторов в нормальном режиме при равномерной их загрузке выбираем, исходя из требований:

[6] с.108

Руководствуясь этими рекомендациями по табл. 7.2 [6] с. 108, принимаем:

· в месте установки ТП1 - КТП мощностью 163 кВА, имеющую три отходящие линии(40А, 80А и 100А) и фидер наружного освещения, с автоматическими выключателями на отходящих линиях типа ВА. Расчётная мощность из таблицы 13.1:S'_P=88,34 + 62,5 = 150,8 кВА.

· в месте установки ТП2 - КТП мощностью 63 кВА, имеющие три отходящие линии(40А, 80А и 100А) и фидер наружного освещения, с автоматическими выключателями на отходящих линиях типа ВА. Расчётная мощность из таблицы 13.2:S'_P=41 + 4,76 = 45,76 кВА.

· в месте установки ТП3 -КТП мощностью 163 кВА, имеющие две отходящие линии(80А и 100А) и фидер наружного освещения, с автоматическими выключателями на отходящих линиях типа ВА.

Расчётная мощность из таблицы 13.3:S'_P=91,59 + 45,32 = 136,91 кВА.

Список используемых литературных источников

1.Правила устройства электроустановок. Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 648 с.

2.ГОСТ Р 50571.15 - 97 (МЭК 364-5-52-93). Электроустановки зданий, часть 5, Электропроводки

3.Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения, НТПС - 88. М.: АО РОСЭП №07.04.97.

4.Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. - Л.: Энергоатомиздат, 1988. - 176 с.

5.Смирнов Л. А. Электрические сети. Методические рекомендации по выполнению курсовой работы. - Кострома: изд. КГСХА, 2002 - 25с.

6.Васильев Л. И., Ф. М. Ихтейман, С. Ф. Симоновский и др. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства. - М.: Агропромиздат, 1989. - 159 с.

7.И. А. Будзко, Т. Б. Лещинская, В. И. Сумаков. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Колос, 2000, - 536 с.

8.Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2т./ Под общ. Ред. А. А. Фёдорова. Т. 2. Электрооборудование. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 592 с.: ил.

9.Айзенберг Ю.Б. Справочная книга по светотехнике.

10 Харкута К. С., Яницкий С. В., Ляш Э. В. Практикум по электроснабжению сельского хозяйства. - М.: Агропромиздат, 1992. - 223 с.: ил. - (Учебники и учеб. пособия для учащихся техникумов).

11 Типовые конструкции, изделия и узлы зданий и сооружений. Серия 3.407.1 - 136., Ж/б опоры ВЛ 0,38 кВ., выпуск 3, 1989