Электроснабжение населенного пункта. 3

МИНИСТЕРСТВО  СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РФ

 

ФГБОУ ВПО  Великолукская Государственная  Сельскохозяйственная Академия

 

Инженерный  факультет

 

Кафедра МЖ и ПЭЭСХ

 

Курсовой  проект

по  дисциплине: "Электроснабжение"

на  тему : "Электроснабжение населенного  пункта"

 

 

 

 

Выполнил:

 

 

Принял:

 

 

 

 

Великие Луки - 2013

 

Содержание

 

Введение 4

1 Задание на курсовое проектирование 5

2 Расчет электроснабжения населенного пункта 7

2.1 Определение расчётных нагрузок на вводах к потребителям 7

2.3 Определение центров электрических нагрузок районов посёлка 12

2.4 Определение расчётных нагрузок на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ 16

2.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции 17

2.5.1 Выбор количества силовых трансформаторов РПП 17

2.5.2 Определение мощности и типа силового трансформатора РПП 110/10 кВ. 18

2.5.3 Технико-экономическое сравнение вариантов резервирования сети 10 кВ. 19

2.6 Проектирование системы электроснабжения 10 кв посёлка 23

2.6.1. Выбор марок КТП для подстанций 10/0,4 кВ 24

2.6.2 Электрический расчёт ВЛ 10 кВ 24

2.7 Выбор схемы районной подстанции. расчёт токов коротких замыканий. выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры 32

2.7.1 Выбор и обоснование схемы РПП 110/10 кВ 32

2.7.2 Расчёт токов коротких замыканий 33

2.8 Выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры 42

2.8.1 Выбор выключателей и разъединителей 42

2.8.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения 46

2.8.3 Выбор ограничителей перенапряжения 48

2.9 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кв посёлка 49

2.9.1. Определение электрических нагрузок магистралей 0,4 кВ 50

2.9.2 Выбор сечений проводов ВЛИ 0,4 кВ 51

2.9.3 Расчёт токов коротких замыканий 55

2.9.4 Выбор и проверка защитной аппаратуры 58

Выводы и предложения 62

Список использованной литературы 63

 

 

Введение

 

Используя последние справочные данные по расчётным  нагрузкам потребителей коммунально-бытового сектора, расчётные нагрузки промышленных предприятий, осветительных нагрузок, выбираем необходимое количество и  мощность комплектных трансформаторных подстанций, трансформаторов районной понизительной подстанции, проводится расчёт элементов системы электроснабжения, токов коротких замыканий, затем  выбирается и проверяется коммутационно-защитная аппаратура, сечения и марки проводов линий электропередач.

Используемые  ранее в системе электроснабжения ступени напряжения и способ прокладки  распределительной сети меняться не будут, т. е. для электроснабжения посёлка  будем применять воздушные линии  электропередач напряжением 10 кВ и 0,38 кВ, кроме случаев, когда по ПУЭ  строительство ВЛ не допускается (например, на территории детских и общественных учреждений). Комплектные трансформаторные подстанции с необходимым оборудованием  будут поставляться по заказу с электромеханических  заводов (например, с ВЭМЗ).

В данном курсовом проекте также представлены разделы экономики и безопасности жизнедеятельности, где рассматриваются задачи организации труда, стоимость электрооборудования и электромонтажных работ, вопросы охраны труда работников, безопасных методов производства электромонтажных работ. Все элементы системы электроснабжения посёлка и электрической сети должны соответствовать требованиям электробезопасности.

 

 

1 Задание на курсовое  проектирование

 

Схема населенного пункта представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Схема населенного пункта

 

Перечень нагрузок потребителей представлен  в таблице 1.1.

 

По заданию принимаем перечень 1.

№	Перечень «1»	Перечень «2»	Перечень «3»	Перечень «4»
1	Дом жилой 6-и квартирный	Дом жилой 8-и квартирный	Дом жилой 10-и квартирный	Дом жилой 12-и квартирный
2	Дом жилой 10-и квартирный	Дом жилой 16-и квартирный	Дом жилой 24-и квартирный	Дом жилой 32-и квартирный
3	Дом жилой 24-и квартирный	Дом жилой 10-и квартирный	Дом жилой 16-и квартирный	Дом жилой 6-и квартирный
4	Производство молока 200 голов	Производство молока  600 голов	Производство молока  200 голов	Производство молока  600 голов
5	Детский сад-ясли на 90 мест	Детский сад-ясли на 90 мест	Детский сад-ясли на 90 мест	Детский сад-ясли на 90 мест
6	Административное здание	Административное здание	Административное здание	Административное здание
7	Столовая	Столовая	Столовая	Столовая
8	ЦРМ на 150... 200 тракторов	Гараж	ЦРМ на 150... 200 тракторов	Гараж
9	Склад с холодильником на 50 т	Склад с холодильником на 50 т	Зернохранилище	Зернохранилище
10	Школа на 190 уч.	Школа на 190 уч.	Школа на 190 уч.	Школа на 190 уч.
11	Торговый центр на 10 раб. мест	Торговый центр на 10 раб. мест	Магазин на 2 раб. места	Магазин на 2 раб. места
12	Свинарник -откормочник на 4000 гол.	Птицеферма на 10 тыс. кур-несушек	Птицеферма на 10 тыс. кур-несушек	Свинарник -откормочник на 4000 гол.
13	Теплица на 1,5 га	Теплица на 1,5 га	Теплица на 3,0 га	Теплица на 1,5 га
14	Семенохранилище	Семенохранилище	Семенохранилище	Семенохранилище

Таблица 1.1 - Перечень потребителей населенного  пункта

2 Расчет электроснабжения населенного пункта

2.1 Определение расчётных нагрузок на вводах к потребителям

Расчётная нагрузка на вводе в жилой дом (одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие  отдельный счётчик электроэнергии) без электронагревательных приборов принимаем по таблице 47.1 [1] 2,5 кВт для одноквартирного жилого дома и 3,8 кВт для двухквартирного жилого дома.

Для определения  расчётных реактивных нагрузок потребителей в таблице 47.2 [1] приведены значения коэффициентов мощности cos φ и реактивной мощности tg φ для дневного и вечерних максимумов.

Расчётные нагрузки на вводах в производственные, общественные и коммунальные предприятия, здания и сооружения принимаем по таблице П.1.1.[1].

Расчётные нагрузки уличного освещения принимаем приблизительно по нормам, приведённым в таблице 47.3 [1].

 

2.2. Определение электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ

 

Предварительно  визуально по генплану разделим посёлок  на районы, потребители каждого из которых будут питаться от одной ТП 10/0,4 кВ. Рассмотрим два варианта размещения ТП 10/0,4 кВ в посёлке и проведём их технико-экономическое сравнение для определения экономически целесообразных номинальных мощностей и мест расположения ТП 10/0,4 кВ.

По [1] по условиям удобства эксплуатации сети целесообразно применение трансформаторов мощностью не более 400 кВА, поэтому посёлок делим на небольшие районы.

При определении  расчётной мощности ТП 10/0,4 кВ без предварительного расчёта линий 0,38 кВ всех потребителей, которых будет питать эта подстанция, мы разбиваем на группы, внутри которых максимумы нагрузок отдельных потребителей не отличаются более, чем в четыре раза (например, жилые дома, производственные потребители, коммунальные предприятия и т. п.). Расчётную нагрузку каждой группы определяем по формуле 47.1 [1]

,     (2.1)

где ,  расчётные дневная и вечерняя нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции, кВА;

,  расчётные дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-ого потребителя или i-ого участка линии или на шинах i-ой подстанции;

  коэффициент одновремённости.

Значения  коэффициентов одновремённости  для суммирования электрических  нагрузок по (2.1) в сетях 0,38 кВ приведены в таблице 47.9 [1].

Расчётные нагрузки всех групп суммируем по таблице 47.10 [1] отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Для примера  рассчитаем нагрузку для ТП №2: потребителями, которых будет питать эта ТП являются жилые дома одно- и двухквартирные, водокачка, гараж и уличное освещение. Расчётную нагрузку жилых домов определим по формуле (2.1). Расчётные дневную и вечернюю нагрузки для одной квартиры определим по формулам

 

 ,                                             (2.2)

где ,  расчётные активные вечерняя и дневная нагрузки квартиры, кВт, которые соответственно равны 2,5 кВт и

,                                                (2.3)

где  коэффициент участия в дневном максимуме, который определяется по таблице 47.12 [ЭТС] и для жилых домов принимаем = 0,4, тогда

 кВт

, ,  коэффициенты мощности для дневного и вечернего максимумов нагрузки; для жилых домов соответственно равны 0,9 и 0,93, тогда

 кВА;

 кВА;

= 0,27∙47∙2,7 = 34,3 кВА;

= 0.27∙47∙1,1 = 14 кВА.

Для гаража и  водокачки расчётные мощности находим  аналогичным способом: для водокачки, так как = = 3 кВт и = , то

 кВА;

для гаража

 кВА;

 кВА;

нагрузку уличного освещения определим по формуле

,                                                   (2.4)

где  расчётная активная нагрузка уличного освещения, кВт;

  норма уличного освещения, Вт/м, которую по таблице 54.3 [1] для данного района посёлка принимаем равной 2 Вт/м (поселковые дороги и улицы с покрытиями простейшего вида шириной 9 м, источник света  газоразрядный), эта норма дана для светильников с газоразрядными лампами с учётом потерь в пуско-регулирующей аппаратуре;

L  длина освещаемых улиц в данном районе посёлка, м;

= 2∙1130 = 2,26 кВт.

Для светильников с газоразрядными лампами примем согласно пункта 6.3.23 [5] коэффициенты мощности должны быть не менее и , что соответствует светильникам с индивидуальной компенсацией

 кВА.

Расчётные нагрузки потребителей суммируем по формуле

,                                     (2.5)

где  вечерняя (дневная) расчётная нагрузка на шинах ТП 10/0,4 кВ, кВА;

  наибольшая из складываемых  нагрузок зданий и сооружений  или суммарная нагрузка жилых  домов;

  добавка от меньших  нагрузок к наибольшей, которую определяем по таблице 47.10 [1];

m  количество потребителей (групп потребителей), питающихся от данной ТП 10/0,4 кВ.

=34,3+2,25+2,4+10,6=40,1 кВА,

=14+2,25+2,6=18,9 кВА.

Расчётные нагрузки для остальных ТП 10/0,4 кВ находим  аналогичным способом для обоих вариантов, результаты расчётов заносим в таблицу 1 приложения А.

В дальнейших расчётах будем учитывать перспективный  рост нагрузок в течение расчётного периода. Коэффициенты роста нагрузок даны в таблице 47.16 [1] в зависимости от видов потребителей и от продолжительности расчётного периода. Расчётная мощность ТП 10/0,4 кВ с учётом роста нагрузок определяется по формуле

,                                                (2.6)

где ─ расчётная нагрузка ТП 10/0,4 кВ в конце расчётного периода;

─ расчётная нагрузка ТП 10/0,4 кВ в исходном году;

─ коэффициент роста нагрузок.

Для ТП №2:

 40,1∙1,2 = 48,1 кВА.

Для ТП №2 определим  номинальную мощность трансформатора (как правило, для электроснабжения посёлков используются однотрансформаторные ТП 10/0,4 кВ, двухтрансформаторные применяются для питания потребителей I категории). Номинальную мощность трансформатора определим по условию

>                                                   (2.7)

из ряда номинальных мощностей  по [2].

63 кВА > 48,1 кВА

Принимаем к  установке трансформатор ТМГ  – 63/10/0,4.

Определим коэффициент  загрузки трансформатора по формуле

                                                       (2.8)

Для остальных  ТП 10/0,4 кВ трансформаторы выбираем аналогичным  образом и сводим в таблице 2 приложения А.

2.3 Определение  центров электрических нагрузок  районов посёлка

 

Расположение  ТП 10/0,4 кВ в питающемся от неё районе экономически целесообразно в центре электрических нагрузок, но с учётом условий планировки жилых кварталов. Определение центров электрических нагрузок районов посёлка также необходимо для трассировки и определения затрат на строительство ВЛИ 0,38 кВ.

Центр электрических  нагрузок (ЦЭН) района находим по формулам

 

,                                           (2.9)

где , ─ координаты ЦЭН района;

─ расчётная нагрузка потребителя  данного района;

, ─ координаты потребителя по генплану;

n ─ количество потребителей.

Для примера  рассчитаем ЦЭН района №2.

Координаты потребителей , и их расчётные нагрузки представлены в таблице 3 приложения А.

Координаты ЦЭН района №2

 см,

см.

Результаты  расчётов ЦЭН районов посёлка  сводим в таблицу 2.1 ТП 10/0,4 кВ расставляем  на генплане с учётом ЦЭН и планировки жилых кварталов. На генплане видим, что трассы ВЛ 0,38 кВ, а значит и  годовые затраты на них, значительно  отличаться не будут.

 

Таблица 2.1 – Расчёт ЦЭН  районов посёлка

№ варианта	Координаты ЦЭН районов, см
	Район № 1		Район № 2		Район № 3		Район № 4		Район № 5		Район № 6
	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y	X	Y
Вариант 1	4,1	8,2	11,8	10,3	14	10,1	20,9	31,7	17,8	21,2	40,7	25,9
Вариант 2	4,1	8,2	11,8	10,3	14	10,1	27,5	38,7	12,3	14,9	45,9	19

Расчётный ток головного участка отходящей  линии определим из расчётной  мощности этого участка  , которая находится аналогично расчётной мощности ТП 10/0,4 кВ (см. п. 2.2)

                                                    (2.10)

Для примера  определим потерю напряжения для  ТП № 2.

Длина магистрали составит l = 0,468 км, тогда её сопротивления

 Ом,

 Ом,

где cosφ и sinφ – коэффициенты мощности, принимаем по таблице 47.2 [1] в зависимости от преобладающего вида потребителей, расчётная мощность головного участка магистрали составит = 23,61 кВА.

Тогда

 А,

Потеря напряжения не превышает допустимых значений ( = 2,35% < = 5% согласно ГОСТ 13109).

Результаты  расчёта наибольших потерь напряжения для ВЛ 0,38 кВ сводим в таблицу 2.2.

 

Таблица 2.2 – Наибольшие потери напряжения для ВЛ 0,38 кВ

№ района	Расчётная мощность, кВА	Расчётный ток, А	Длина магистрали, км	Удельные сопротивления проводов магистрали, Ом/км		Коэффициенты мощности		Потери напряжения, %
						cos φ	sin φ
Район № 1	20,73	29,91	0,8	0,576	0,1	0,93	0,38	3,2
Район № 2	23,61	34,07	0,47	0,576	0,1	0,93	0,38	2,12
Район № 3	21,36	30,82	0,45	0,576	0,1	0,93	0,38	1,85
Район № 4	61,60	88,89	0,6	0,443	0,1	0,8	0,6	4,76
Район № 5	20,23	29,19	0,42	0,576	0,1	0,93	0,38	1,63
Район № 6	60,2	86,87	0,7	0,32	0,1	0,8	0,6	4,92

Из  таблицы 2.2 видим, что потери напряжения не превышают допустимых значений согласно ГОСТ 13109. Суммарная длина линий составила 2,81км.

2.4 Определение расчётных нагрузок на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ

 

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ будем определять исходя из расположения ТП 10/0,4 кВ и  их расчётных нагрузок. Согласно [1], линии распределительных сетей 10 кВ будем осуществлять по магистральным  схемам. По генплану проведём две магистрали ВЛЗ 10 кВ и определим, какие ТП 10/0,4 кВ будут по ним питаться.

Расчётные нагрузки головных участков отходящих линий 10 кВ определим суммированием расчётных  мощностей ТП 10/0,4 кВ, питающихся по ним, по таблице 47.13 [1] и выражению (2.5) (аналогично сетям 0,38 кВ) отдельно для дневного и вечернего максимумов.

Для первой магистрали:

по ней  питается 7 ТП 10/0,4 кВ: ТП № 1, ТП № 2, ТП № 4, ТП № 5, ТП “Завод” с = 22 кВА, = 47 кВА, две ТП “Северный” с = 22 кВА, = 47 кВА и = 95 кВА, = 130 кВА.

219 + 16,1 + 14,9 + 14,2 + 14,4 + 14,4 + 70,8 = 363,8 кВА;

232,2 + 37,7 + 34,8 + 32,4 + 34 + 34 + 98 = 503,1 кВА.

Для второй магистрали:

по ней  питается 6 ТП 10/0,4 кВ: ТП № 3, ТП № 6, ТП “Гараж”  с  = 364 кВА, = 218 кВА, две ТП “Леспромхоз” с = 364 кВА, = 218 кВА и = 280 кВА, = 168 кВА , ТП “Ферма” с = 91 кВА, = 55 кВА.

364 + 287 + 220 + 67,8 + 13,2 + 101 = 1053 кВА;

218 + 169 + 129,5 + 38,8 + 31,7 + 141,5 = 728,5 кВА.

Расчётная нагрузка головного участка линии 10 кВ, питающей посёлки Христофорово и Сосновка, 135 кВА, 190 кВА.

Для определения  расчётных нагрузок на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ суммируем по таблице 47.13 [1] расчётные нагрузки головных участков отходящих линий

1053 + 286 + 102 = 1441 кВА;

728,5 + 402,5 + 147 = 1278 кВА.

За расчётную  нагрузку на шинах 10 кВ РПП 110/10 кВ в  дальнейших расчётах будем принимать  её нагрузку в дневной максимуме, т. к. она наибольшая.

2.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции

2.5.1 Выбор количества силовых трансформаторов РПП

 

Для электроснабжения посёлков применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции напряжением 35/10 кВ мощностью 630 ÷ 6300 кВА, 110/10 кВ мощностью 2500 ÷ 10000 кВА, 110/35/10 кВ мощностью 6300 ÷ 16000 кВА.

На проектируемой  нами РПП 110/10 кВ необходимо устанавливать  один трансформатор, так как не выполняется  ни одно из условий согласно [1]. Для обеспечения надёжности электроснабжения потребителей II категории и промышленных предприятий рассмотрим два варианта резервирования сети 10 кВ ─ установка дизельной электростанции и строительство резервной линии от соседней подстанции.

2.5.2 Определение мощности и типа силового трансформатора РПП 110/10 кВ.

 

Расчётную мощность силового трансформатора определим  исходя из расчётной нагрузки на шинах 10 кВ РПП и мощности собственных  нужд подстанции по формуле

,                                             (2.11)

где  мощность собственных нужд подстанции, кВА.

Мощность  собственных нужд подстанции определим  в 0,5 % от номинальной мощности трансформатора, тогда

 кВА.

Номинальную мощность силового трансформатора определим  по условию

,                                                   (2.12)

где  номинальная мощность трансформатора, кВА.

По [2] выбираем трансформатор масляный напряжением 110/10 кВ мощностью 2500 кВА, так как

1453,5 кВА ≤ 2500 кВА.

Согласно  [1], для обеспечения требуемого качества электроэнергии у потребителей следует устанавливать силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

Следовательно, принимаем к установке на РПП 110/10 кВ трансформатор типа ТМН−2500/110/10. Справочные данные по этому трансформатору из [2] представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Справочные данные по трансформатору РПП 110/10 кВ

Тип	Sном, МВА	Напряжение обмотки, кВ		Потери, кВт		uk, %	Ixx, %	Масса, т	Площадь, м²
		ВН	НН	ΔPxx	ΔPкз
ТМН−2500/110/10	2,5	121	10,5	6,5	22	10,5	1,5	24,5	400

2.5.3 Технико-экономическое сравнение вариантов резервирования сети 10 кВ.

 

Так как на проектируемой РПП устанавливается  один трансформатор, а в посёлке  имеются потребители II категории, необходимо сеть 10 кВ зарезервировать на случай выхода силового трансформатора из строя или на время проведения ремонтных работ на нём.

Рассмотрим  два варианта резервирования:

 использование дизельной электростанции в виде источника электроэнергии;

 строительство линии 10 кВ питаемого от подстанции 110/10 кВ до п. Кунья длиной 10 км.

Продолжительность их работы в году равна эквивалентной  продолжительности отключений трансформатора, которое по таблице 47.21 [1] равна 12 ч/год.

Сравним эти  варианты по приведённым годовым  затратам на них и выберем экономически целесообразный.

Определим мощность, которую будет потреблять посёлок  при отключении трансформатора на РПП. Эта мощность будет складываться из расчётных мощностей ТП 10/0,4 кВ, которые питают потребителей II категории, и мощностей промышленных предприятий посёлка, т. е. ТП № 4, ТП “Северный” с = 95 кВА, = 130 кВА, ТП № 6, ТП “Гараж”, две ТП “Леспромхоз”, ТП “Чмиль ” .

364 + 170 + 287 + 70,8 + 220 + 100,5 + 69,3 = 1281,6 кВА.

1) С учётом  этой нагрузки примем к рассмотрению  дизельную электростанцию типа  АСДА–1000/Т–10500–АЗД-У4 мощностью  Рном  = 1000 кВт напряжением Uном = 10,5 кВ, cos φ = 0,8, n = 750 об/мин, удельный расход топлива = 260 г/кВт∙ч.

Приведённые годовые затраты на ДЭС определим  по формуле (2.10), где  = 6,4%, К = 2250 тыс. руб., расходы на потери и производство электроэнергии

,                          (2.13)

где  потери активной электроэнергии в сетях, которые примем приблизительно в 5% от номинальной мощности установки, кВт;

  время работы установки, ч;

  стоимость выработанного ДЭС 1 кВт∙ч, определяем из стоимости 1 л. дизельного топлива и расхода его на 1 кВт∙ч

,

где = 23,0 руб./л.  стоимость дизельного топлива;

 руб./ кВт∙ч;

= 0,001 тыс. руб./ кВт∙ч  средневзвешенная стоимость электроэнергии для потребителей.

2) Подстанция 35/10 кВ имеет  = 0,9 кВА, на ней установлено два трансформатора мощностью по 1 МВА. Следовательно, есть возможность зарезервировать проектируемые сети 10 кВ от этой подстанции.

Определим сечение  провода резервной линии 10 кВ.

Сечение проводов ВЛ напряжением выше 1 кВ определяется, согласно п. 1.3.25. [5], по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение s, мм², определяется из соотношения

,                                                    (2.14)

где  расчётный ток линии, А, который находим по формуле

                                             (2.15)

где  расчётная мощность линии, кВА, = 1281,6 кВА;

  номинальное напряжение  линии, кВ, = 10 кВ;

  нормированное значение экономической плотности тока, А/мм , для заданных условий работы, выбираемое по таблице 1.3.36. [5].

Сечение, полученное в результате расчёта, округляется до ближайшего стандартного сечения.

 А,

 мм².

Выбираем по [2] провод СИП-3 сечением 70 мм².

Найдём теперь приведённые годовые затраты  на резервную линию.

Отчисления по ВЛЗ 10 кВ по таблице 46.25 [1] составляют = 3,6 %, = 0,4 %.

Потери мощности в линии, кВт, определим по формуле

,                                      (2.16)

где  сопротивление линии, Ом,

  ,                                               (2.17)

  удельное сопротивление  линии, Ом/км, по [2] для провода СИП-3 сечением 70 мм² = 0,443 Ом/км;

l  длина линии, км, l = 10 км.

 Ом,

 кВт.

Капитальные затраты на линию  К = 1083 тыс. руб.;

 тыс.руб.

Проверим  теперь резервную линию на соответствие потери напряжения в ней требуемым  значениям. Потерю напряжения определим  по формуле

  ,                      (2.18)

где  коэффициенты мощности, потребителей со смешанной нагрузкой по  [1] равны 0,8 и 0,75 соответственно;

  индуктивное сопротивление линии, которое находим аналогично активному сопротивлению, для провода СИП-3 сечением 70 мм² по [2] =0,1 Ом/км

(Ом),

%.

Потеря напряжения не превышает допустимых значений ( = 4,79%< , для сетей 10 кВ в послеаварийных режимах работы =10%).

Из приведённых  расчётов видно, что экономически целесообразным является вариант с резервной  линией 10 кВ.

2.6 Проектирование системы электроснабжения 10 кв посёлка

 

Согласно  [1], сети 10 кВ населённых пунктов целесообразно выполнять по магистральным, а не радиальным схемам, причём для обеспечения надёжности их закольцовывают.

Сети 10 кВ посёлка  состоят из двух магистралей, трассы которых мы определили в п. 2.3 второго  раздела проекта. Магистрали должны иметь возможность взаимного  резервирования при аварии или ремонте  на одной из них. В этих случаях  магистрали в определённой точке  с помощью коммутационного аппарата замкнуты на одной из ТП 10/0,4 кВ оперативным  персоналом, обслуживающим данные сети, т. е. закольцованы. В нормальном режиме магистрали работают разомкнуто.

2.6.1. Выбор марок КТП для подстанций 10/0,4 кВ

 

Марки КТП  выбираем по номинальной мощности трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ. Номинальные мощности и марки трансформаторов были выбраны ранее (смотри пункт 2.2).

ТП 10/0,4 кВ, которые  питают потребителей II категории (ТП №4, ТП №6), будут проходного типа. Для них принимаем киосковые КТП марки КТП−ПВ−250/10/0,4. Четвёртая буква в марке КТП означает тип подстанции (П − проходная, Т − тупиковая); пятая  высоковольтный ввод (В − воздушный, К − кабельный). На высшей стороне КТП комплектуются выключателями нагрузки,  разъединителями и предохранителями.