Проектирование электроснабжения населенного пункта

Содержание

Введение

1. Краткая характеристика электроприемников поселка городского типа

2. Определение расчетных электрических нагрузок

2.1 Расчетные электрические нагрузки жилых домов

2.2 Расчетные электрические нагрузки общественных помещений и прочих объектов

3. Выбор и обоснование количества и мощности трансформаторных подстанций

3.1 Определение количества трансформаторных подстанций

3.2 Определение расчетной нагрузки распределительных линий до 1 кВ

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов ТП

4. Расчет и проектирование электрической сети 10 кВ

4.1 Для электроснабжения поселка городского типа с наличием электропотребителей I категории согласно рекомендациям на напряжение 10 кВ применим двухлучевую схему питания трансформаторных подстанций (см. рис. 4.1)

4.2 Схемы распределительных сетей 0,38 - 10 кВ

4.3 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

5. Расчёт токов короткого замыкания

5.1 Расчёт токов КЗ в сети 10 кВ

5.2 Расчёт токов КЗ в сети 0,38 кВ

6. Выбор коммутационно-защитных аппаратов

6.1 Выбор и проверка электрических аппаратов 10 кВ

6.2 Выбор и проверка электрических аппаратов 0,38 кВ

6.3 Выбор и проверка защитной аппаратуры осветительной сети

6.4 Выбор проводов во внутридомовой сети

7. Проектирование системы электроснабжения поселка гордского типа 0,4 кВ

7.1 Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 кВ

7.2 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 0,38 кВ

7.3 Выбор сечения и марки провода осветительной сети

7.4 Расчет освещенности торговых помещений

8. Учет электроэнергии

9. Релейная защита

9.1 Релейная защита линий 10 кВ

9.2 Защита силовых трансформаторов 10/0,4 кВ

9.3 Защита линий 0,38 кВ

Заключение

Список использованных источников

Введение

Система электроснабжения поселка городского типа представляет собой совокупность сетей различных напряжений, обычно напряжением 10 и 0,38 кВ. Сборные шины подстанций этих сетей и распределительные пункты напряжением 10 кВ называют центрами питания. Сети напряжением 10 кВ предназначены для распределения электроэнергии между группами потребителей или питания отдельных потребителей. Такие сети принято называть городскими распределительными сетями. Эти сети в основном предназначены для питания находящихся на территории поселка городского типа общественных и коммунально-бытовых потребителей.

В общем случае система электроснабжения поселка городского типа включает в себя питающую сеть 10 кВ и непосредственно распределительную сеть того же напряжения. Питающая сеть 10 кВ часто включает питающие линии, распределительные пункты и связи между ними.

Питающая линия - линия напряжением 10 кВ, соединяющая распределительный пункт с ЦП и не имеющая распределения энергии по своей протяженности.

Распределительный пункт (РП) - подстанция или шины 10 кВ, предназначенная для приема электроэнергии от центра питания и распределения ее без трансформации.

Прямая связь между РП - линия 10 кВ, связывающая два распределительных пункта между собой.

Распределительная сеть 0,38 кВ включает распределительные линии 10 кВ и трансформаторные подстанции.

Распределительная линия - линия 10 кВ, подающая питание на трансформаторные подстанции и на вводы электроустановок потребителей от РП или ЦП.

Трансформаторная подстанция (ТП) - электроустановка, осуществляющая понижение напряжения с 10 кВ до 0,38 кВ. В типовых ТП устанавливаются трансформаторы с номинальной мощностью S_HOM = (250 - 1000 кВ∙А)

В состав распределительной сети входят разветвленные сети напряжением 0,38 кВ, предназначенные для питания потребителей коммунально-бытового назначения (жилые дома, магазины и другие мелкие потребители населенного пункта).

В электрических сетях происходит понижение напряжения трехфазного электрического тока с уровня 10 кВ до 0,38 кВ и распределение электрической энергии между потребителями. Все эти процессы основаны на теории электротехники, стандартах построения, проектирования и эксплуатации электрических сетей, выбора силовых трансформаторов, защитных аппаратов и токоведущих частей напряжением выше 1 кВ и до 1 кВ, релейной защиты и автоматики. Распределительные сети напряжением до 1 кВ выполняются трехфазными четырех - или пятипроводными с глухим заземлением нейтрали напряжением 380/220 В.

Целью проектирования электроснабжения населенного пункта является создание экономически обоснованной системы, обеспечивающей необходимые качество и надежность электроснабжения, а также обеспечивающих их экономичную эксплуатацию.

1. Краткая характеристика электроприемников поселка городского типа

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается электроснабжение поселка городского типа.

Исходными данными для проекта являются: генеральный план части населенного пункта, который представлен на листе 1 со сведениями об этажности зданий, сооружений и количестве квартир.

В поселке городского типа предусмотрено наличие объектов бытовой и социально-культурной сферы.

Электропотребители представлены I, II, III категориями надежности электроснабжения (см. табл. 2.1).

Потребители общественных зданий и жилых домов получают питание от трансформаторных подстанции (ТП), расположенных на территории поселка городского типа, которые питаются от распределительного пункта 10 кВ.

Жилой фонд подключен к сетям природного газа. Объекты социальной сферы оборудованы электроплитами.

В поселка городского типа представлены улицы, являющиеся магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации [2, табл. 56.44].

электроснабжение поселок сеть напряжение

2. Определение расчетных электрических нагрузок

2.1 Расчетные электрические нагрузки жилых домов

Определение расчетной нагрузки многоквартирного жилого дома выполнено по [1, гл. 2.1, 2.2].

         Расчетная электрическая нагрузка квартир P_кв (кВт), на вводе жилого дома, определяется по формуле

Р_кв=Р_{кв. уд}∙n, кВт, (2.1)

где Р_{кв. уд -} удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников

квартир (зданий) [1, табл. 2.1.1], кВт/квартира;

n - количество квартир.

Электрическая нагрузка жилого дома (квартир и силовых электроприемников Р_{р. ж. д (}кВт) ввиду отсутствия лифтов определяется по формуле

Р_{р. ж. д}=Р_кв, кВт, (2.2)

где Р_кв - расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого дома, кВт.

Расчетная электрическая нагрузка производственных помещений Р_{р. пр (}кВт) определяется по формуле

Р_{р. пр}=Р_уд∙F, кВт, (2.3)

где Р_уд - удельная электрическая нагрузка помещения, кВт/м²;

F - площадь помещения, м².

Пример расчета 5-ти этажного дома (№37 по генплану) по (2.1):

Р_кв=0,95∙80=76 (кВт);

Р_{р. ж. д}=76 кВт.

Расчетные коэффициенты реактивной мощности [1, табл.2.1.4]: tg φ_кв=0,29. Реактивная мощность:

Q_{р. ж. д}=Р_кв∙tg φ_кв, квар, (2.4)

Сумма реактивных мощностей квартир по формуле (2.4) составит:

Q_{р. ж. д} =76∙0,29=22,17 (кВар).

Полная мощность

S_{р. ж. д}=√Р_{р. ж. д}² + Q_{р. ж. д}² (2.5) S_{р. ж. д}=√ 76² +22,175² =79,17 (кВ∙А).

Расчеты для остальных электроприемников выполняются аналогичным образом и приведены в табл. 2.1.

2.2 Расчетные электрические нагрузки общественных помещений и прочих объектов

Укрупненные удельные нагрузки и коэффициенты мощности общественных зданий массового строительства для ориентировочных расчетов рекомендуется принимать по табл. 2.2.1 [1].

Результаты расчета приведены в табл. 2.1 и особых пояснений не требуют.

Таблица 2.1 - Расчетная нагрузка электропотребителей

№ по ГП	Наименование электроприемника	n, кв	Ркв. уд, кВт/кв	Ркв, кВт	F, м2	Руд, кВт/м2	Робщ, кВт	tgφКВ	cosφ	Pр., кВт	Qр., кВар	Sр., кВ∙А	Категория электроприемника
Жилые дома
1	Одноэтажные жилые дома	1	6	6	-	-	6	0,29	0.96	6	1,74	6.25	III
37	5-этажный 80-ти квартирный жилой дом	80	0,95	76	-	-	76	0,29	0,96	76	22,17	79,17	III
38	5-этажный 80-ти квартирный жилой дом	80	0,95	76	-	-	76	0,29	0,96	76	22,17	79,17	III
Общественные здания
9	Административное здание	-	-	-	620	0,054	33,48	0,62	0,85	33,48	20,7	39,4	III
2	Административное здание	-	-	-	620	0,054	33,48	0,62	0,85	33,48	20,7	39,4	III
3	Общеобразовательная школа	1200	0,25	300	-	-	300	0,33	0,95	300	98,6	315,8	I
4	Детский сад	250	0,46	115	-	-	115	0, 20	0,98	115	23,4	117,3	I
5	Магазин продовольственных товаров	-	-	-	400	0,25	100	0,62	0,85	100	62,0	117,6	II
7	Магазин промышленных товаров	-	-	-	400	0,16	64	0,43	0,92	64	27,3	69,6	II
8	Профессиональное училище	400	0,46	184	-	-	184	0,48	0,9	184	89,1	204,4	II
18	Котельная	-	-	-	-	-	20	1,17	0,65	20	23,4	30,8	I
20	Почтамт	-	-	-	-	-	50	0,62	0,85	50	31,0	58,8	II
21	Артелеком	-	-	-	-	-	60	0,62	0,85	60	37,2	70,6	I
24	Скважина	-	-	-	-	-	6	1,17	0,65	6	7,0	9,2	I
25	Типография	-	-	-	-	-	80	0,62	0,85	80	49,6	94,1	II
27	Офисное здание	-	-	-	300	0,054	16,2	0,62	0,85	16,2	10,0	19,1	III
28	Птичники птицефабрики на 200 тыс. кур несушек	-	-	-	-	-	-	-	-	1350	1000	1680	I

 

Примечание: Нагрузки по объекту 28 определены в соответствии с РД 34.20.178.

3. Выбор и обоснование количества и мощности трансформаторных подстанций

3.1 Определение количества трансформаторных подстанций

Количество трансформаторных подстанций определим исходя из удельной плотности нагрузок жилой части поселка городского типа. Поскольку присутствуют потребители I и II категории надежности, то на каждой подстанции установим по 2 силовых трансформатора.

Полная мощность рассматриваемой части поселка городского типа с учетом одноэтажных жилых домов и по данным табл. 2.1 составила 4,2 МВ∙А. Площадь составляет 1 км². Следовательно, удельная плотность нагрузок составляет:

, (3.1)

где S_P - расчетная полная мощность рассматриваемой части поселка городского типа, кВ∙А;

F - площадь рассматриваемой части поселка городского типа, м².

 (кВ∙А/м²)

В соответствии с [2], рекомендуемая мощность трансформаторов принимается 630 кВ∙А.

Таким образом, общее количество трансформаторных подстанций N_ТП составит:

, (3.2)

где N_Т - количество силовых трансформаторов на подстанции, шт.;

k_З - коэффициент загрузки (k_З =0,7);

S_{T. HOM} - номинальная мощность силового трансформатора, кВ∙А.

, принимаем N_ТП=5 шт.

3.2 Определение расчетной нагрузки распределительных линий до 1 кВ

Расчетная электрическая нагрузка линии до 1кВ при смешанном питании потребителей жилых домов и общественных зданий (помещений), Рр. л (кВт), определяется по формуле [1, п. 2.3.1]:

Р_{р. л} = Рзд. max + ∑ kуi ∙ Р_{зд. i,} (3.1)

                                     1

ax - наибольшая нагрузка здания из числа зданий, питаемых по линии, кВт;

Р_{зд. i -} расчетные нагрузки других зданий, питаемых по линии, кВт;

kуi - коэффициент участия в максимуме электрических нагрузок общественных зданий (помещений) или жилых домов (квартир и силовых электроприемников) [1, табл. 2.3.1].

Приведем пример расчета полной нагрузки для ТП2:

Р_{р. д}= 100+0,8 (4∙48∙0,76+1∙64+10∙64+6∙3+16,2∙3) =884,4 (кВт);

В качестве расчетной нагрузки для выбора трансформатора ТП принимается наибольшая из дневной или вечерней расчетных нагрузок, т.е. Р_{р. в}.

Определим реактивную нагрузку:

Q_{р. в}= 62+0,8 (1,2∙48∙0,76+1∙31+10∙27,3+7∙3+10∙3) = 404 (квар)

Полная нагрузка ТП2 составит:

Результаты расчета нагрузок по другим ТП сведены в табл. 3.1.

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов ТП

Исходя из величины полной нагрузки ТП, примем к рассмотрению трансформаторы мощностью 630 кВ∙А и 1000 кВ∙А.

Вариант 1. S_НТ=630 кВ∙А, К_з=0,8 (учитывая, что 50% потребители I и II категории надежности). Количество трансформаторов

, принимаем N_Т = 2 шт.

принимаем к установке 2 трансформатора.

Определим величину реактивной мощности, которую можно передать из сети ВН в сеть НН при принятом К_з=0,8:

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к. два трансформатора мощностью 630 кВ∙А могут передать всю расчетную реактивную мощность:

Q_ку= Q_{р -} Q_в-н = 404,5-668,8<0.

Определим реальный коэффициент загрузки трансформатора:

.

Коэффициент загрузки при выходе одного из трансформаторов составит:

Вариант 2. S_HT=1000 кВ∙А,

Компенсация реактивной мощности не требуется, т.к.

Q_ку= Q_{р -} Q_в-н = 404-1521<0,

.

3.4 Технико-экономическое сравнение вариантов ТП

Технико-экономического сравнение вариантов КТП производится по приведённым затратам.

Приведённые затраты определяем по формуле

З_Σ = (Е+ Н_а) ·К_КТП+И_{П. КТП}+И_{ОБСЛ. КТП}, тыс. руб, (3.2)

где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е=0,160);

К_{КТП -} полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ;

И_{П. КТП} - стоимость потерь электроэнергии;

Н_а - норма амортизационных отчислений (Н_а=0,035);

И_{ОБСЛ. КТП} - затраты на обслуживание.

Сравним технически возможные варианты КТП с трансформаторами:

вариант 1 2хТМГ-630/10,5, кВ;

вариант 2 2хТМГ-1000/10,5, кВ.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

К_н = Ц_о (1 + σ_т + σ_с + σ_м), тыс. руб, (3.3)

где Ц_о - оптовая цена оборудования, руб. Определяется по региональным ценникам, тыс. руб;

σ_{т -} коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

σ_т =0,005;

σ_{с -} коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы,

σ_с = 0,020;

σ_м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, σ_м =0,100.

Для технико-экономического сравнения вариантов принимаем:

оптовая цена оборудования:

для вариант 1 2хТМГ-630 - Ц_о = 400 тыс. руб,

продолжительность работы трансформатора в году Т = 8760 ч;

годовое число часов использования максимальной нагрузки Т_МАХ = 3500 ч;

потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, для трансформаторов

ТМГ-630 ∆P_ХХ=1,05 кВт.

потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, для трансформаторов для

ТМГ-630 P_КЗ=7,6 кВт.

коэффициент загрузки трансформаторов для

ТМГ-630 К_З =1,544;

Для остальных вариантов параметры приведены в табл.1.

По (3.3) определяем капитальные затраты:

К_{н (1)} = 400 (1 + 0,005+0,02+0,1) = 450 тыс. руб.

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле

И_{п. тр.} = С₀· (N_тр·∆Р_хх·Т_г + к_з²·∆Р_кз·τ_n∙ N_тр), тыс. руб. /год, (3.4)

где

Т_г - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч; С₀ - стоимость электроэнергии, кВт. ч (по среднему тарифу С₀ = 2 руб/кВт×ч); N_тр - количество трансформаторов; к_з - коэффициент загрузки; ∆P_ХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт; ∆P_КЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт; t - время максимальных потерь, ч.

, ч; (3.5)

где Т_МАХ - годовое число часов использования максимальной нагрузки.

По (3.5) определим время максимальных потерь:

 ч,

По (3.4) определяем потери в трансформаторе:

И_{пот. тр. (1)} = 2,000 (2 · 1,050 · 8760,000 +1,544 ² · 7,600 · 1968,162∙ 2) = 179,428 (тыс. руб. /год).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле

И_обсл = (Н_обсл + Н_рем) ∙К_н, тыс. руб/год (3.6)

где К_н - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Н_обсл, Н_рем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, % (Н_обсл=0,010, Н_рем=0,029), год. По (5) определяем затраты на обслуживание и ремонт:

И_{обсл (1)} = (0,010 +0,029) ∙ 450,000 = 17,550 (тыс. руб/год).

По (1) определяем приведенные затраты по вариантам:

З_{Σ (1)} = (0,035+0,160) ∙450,000+ 179,428+17,550 =284,728 (тыс. руб/год).

Результаты расчётов для вариантов приведены в табл.3.2.

Таблица 3.2 - Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Параметр	Размерность	Вариант 1	Вариант 2
		2х ТМГ-630/10	2х ТМГ-1000/10
КЗ	-	1,544	0,973
DРХХ	кВт	1,050	1,600
DРКЗ	кВт	7,600	10,800
NÌРххÌТ	кВтÌч	18396,000	28032,000
NÌРкзÌкз2Ìt	кВтÌч	71317,969	40247,622
W	кВтÌч	89713,969	68279,622
Ипот. тр	тыс. руб.	179,428	136,559
ККТП	тыс. руб.	450,000	697,500
Иобсл. тр	тыс. руб.	17,550	27, 203
З	тыс. руб.	284,728	299,774

Как следует из расчётов, наименьшие приведённые затраты для ТП имеют место в 1-ом варианте. Окончательно принимаем к установке вариант № 1: ТП 2хТМГ-630/10-У1 с номинальной мощностью трансформаторов 630 кВ∙А. Результаты см. табл.3.3.

Таблица 3.3 - Выбор числа и мощности трансформаторов ТП1-ТП5

№ ТП	Рр	Qр	Sр	Кз	Кз. пав	Количество и мощность ТМГ	Примечание
	кВт	кВар	кВ∙А
ТП1	702,2	315,9	769,9	0,61	1,22	2хТМГ-630/10/0,4	-
ТП2	884,4	404	972,52	0,77	1,54	2хТМГ-630/10/0,4	-
ТП3	695,6	313,2	762,9	0,6	1,21	2хТМГ-630/10/0,4	-
ТП4	675	500	840	0,66	1,33	2хТМГ-630/10/0,4	Птицефабрика
ТП5	675	500	840	0,66	1,33	2хТМГ-630/10/0,4	Птицефабрика

4. Расчет и проектирование электрической сети 10 кВ

4.1 Для электроснабжения поселка городского типа с наличием электропотребителей I категории согласно рекомендациям на напряжение 10 кВ применим двухлучевую схему питания трансформаторных подстанций (см. рис. 4.1)

Рисунок 4.1 - Схема электрической сети 10 кВ

Категории электроприемников, надежность электроснабжения

В соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ) все электроприемники в отношении обеспечения надежности электроснабжения подразделяются на три категории.

К первой категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников и перерыв их электроснабжения может быть допущен только на время автоматического восстановления питания.

Ко второй категории относятся электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к нарушению нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

Электроприемники второй категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаиморезервирующих источников.

К третьей категории относятся все остальные электроприемники, не подходящие под определение первой и второй категории. Электроприемники третьей категории могут питаться от одного источника питания. Допустимы перерывы на время, необходимое для подачи временного питания, ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, но не более чем на одни сутки [1, гл. 4.1]. Потребители рассматриваемого поселка городского типа представлены электроприемниками I и III категории надежности электроснабжения (см. табл. 2.1) согласно Приложения 2 [1].

Под надежностью электроснабжения понимают способность системы электроснабжения и ее отдельных частей обеспечивать бесперебойное снабжение потребителей электрической энергией. Понятие надежности непосредственно связано с понятием повреждения (отказа). Надежность может быть охарактеризована различными показателями, такими как повреждаемость системы электроснабжения, которая складывается из повреждаемости ее элементов (коммутационных аппаратов, линий электропередачи, трансформаторов и т.д.), ожидаемая продолжительность бесперебойной работы, математическое ожидание длительности перерыва электроснабжения, а также предполагаемый ущерб (убытки) от перерыва электроснабжения.

Требования к надежности электроснабжения определяют выбор схемы электрических сетей, объем и способы резервирования. Под резервированием понимается дублирование элементов системы электроснабжения (резервная линия электропередачи, резервный трансформатор, аварийная система освещения и т.д.). Повышение надежности электроснабжения неизбежно влечет за собой необходимость дополнительных капитальных затрат. Вместе с тем не все потребители электрической энергии требуют одинаково высокого уровня надежности электроснабжения. Поэтому определение степени надежности электроснабжения потребителей и объема резервирования является важной задачей.

4.2 Схемы распределительных сетей 0,38 - 10 кВ

Схема распределительной сети должна выполняться с условием, чтобы секции сборных шин 10 кВ ЦП (центра питания) не включались в нормальном и послеаварийном режимах на параллельную работу через указанную сеть.

Распределительные пункты 10 кВ следует, как правило, выполнять с одной секционированной системой сборных шин с питанием по взаимнорезервируемым линиям, подключенным к разным секциям. На секционном выключателе должно предусматриваться устройство АВР.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроснабжения электроприемников первой категории является двулучевая схема с двусторонним питанием при условии подключения взаимнорезервирующих линий 10 кВ к разным независимым источникам питания. При этом на шинах 0,38 кВ двухтрансформаторных ТП и непосредственно у потребителя (при наличии электроприемников первой категории) должно быть предусмотрено АВР.

Следует также рассматривать питание электроприемников первой категории по сети 0,38 кВ от разных ТП, присоединенных к разным независимым источникам.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников второй категории является сочетание двухлучевых схем 10 кВ, обеспечивающих двустороннее питание каждой ТП, и петлевых схем 0,38 кВ для питания потребителей. При этом линии 0,38 кВ в петлевых схемах могут присоединяться к одной или разным ТП.

Основным принципом построения распределительной сети 10 кВ для электроприемников третьей категории является сочетание петлевых линий 10 кВ и радиальных линий 0,38 кВ к потребителям. При применении воздушных линий электропередачи для питания электроприемников третьей категории резервирование линий может не предусматриваться. При применении в сети 0,38 кВ кабельных линий должна учитываться возможность использования временных шланговых кабелей. Положения взяты из [1, гл. 4.3].

Таблица 4.1 - Расчетные параметры ТП

№ ТП	КЗ	Рр, кВт	Sр, кВ∙А	Число и мощность ТМГ
1	0,61	702,2	769,9	2хТМГ-630/10/0,4
2	0,77	884,4	972,52	2хТМГ-630/10/0,4
3	0,6	695,6	762,9	2хТМГ-630/10/0,4
4	0,66	675	840	2хТМГ-630/10/0,4
5	0,66	675	840	2хТМГ-630/10/0,4

Расчетные электрические нагрузки городских сетей 10 кВ определяются умножением суммы расчетных нагрузок трансформаторов отдельных ТП, присоединенных к данному элементу сети (РП, линии и др.), на коэффициент, учитывающий совмещение максимумов их нагрузок (коэффициент участия в максимуме нагрузок), принимаемый по табл. 2.4.1 [1].

Коэффициент мощности для линий 10 кВ в период максимума нагрузки принимается равным 0,92 (коэффициент реактивной мощности 0,43) [1 п. 2.4.1]. Произведем расчет нагрузок линий 10 кВ согласно схеме (рис. 5.1).

Линия W1, W4:

Р_w1 = k_y∙ (Р _pТП1 + Р _pТП2 + Р _pТП3),

Р_w1=0,9∙ (702,2+884,1+695,6) = 2053,7 (кВт);

Q_w1 = Р_w1∙tg φ = 2053,7∙0,43 = 883,091 (кВар).

Результаты расчета по линиям W1-W7 сведены в табл. 4.2.3.

Для всех линий определим полную нагрузку Sw и расчетный ток Iр по известным формулам:

; .

Результаты сведем в табл. 4.2.

Таблица 4.2 - Расчетные параметры линий

Линия	Pw, кВт	Qw, кВар	Sw, кВ∙А	Iр, А
W1	2053.7	883,09	2235,5	129,1
W2	1327,91	571,0	1445,5	83,5
W3	1506,89	647,96	1640,3	94,7
W4	2053.7	883,09	2235,5	129,1
W5	1282,5	1218,4	1769,0	102,1
W6	675	290,25	734,8	42,4
W7	1282,5	1218,4	1769,0	102,1

4.3 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 10 кВ

Кабели 10 кВ выбираются и проверяются по следующим условиям [5, табл. 5.1]:

1)      по экономической плотности тока:

, (4.2.1)

где F_р - расчетное сечение кабеля, мм²;

I_{р -} расчетный ток линии, А;

j_эк - экономическая плотность тока, А/мм² [6, табл. 1.3.36].

2)      по термической стойкости:

, (4.2.2)

где F_ст - термически стойкое сечение кабеля, мм²;

I_кз ^{(3) -} расчетное значение тока трехфазного КЗ, А;

t_п - приведенное расчетное время КЗ, t_п=t_{c. в}+t_защ, с;

С - термический коэффициент, С=62 Ас½/мм² для кабелей с алюминиевыми жилами.

Принимается стандартное сечение ближайшее к большему из расчетных сечений и далее проверяется:

3)      по нагреву:

, (4.2.3)

где I_доп - допустимый ток кабеля, А [6, гл. 1.3, табл. 1.3.16];

k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие

температуры среды от заданной в ПУЭ [6, табл. 1.3.3];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение

допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [6, табл. 1.3.26];

k_пер - поправочный коэффициент перегрузки [6, табл. 1.3.1];

Iр. max - расчетная токовая нагрузка линии в нормальном режиме.

) по допустимой потере напряжения, %:

, (4.2.4)

где I_{рл -} расчетный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км [5, табл.5.2];

cos φ_Н=0,92, sin φ_Н=0,39;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В.

ΔU_доп  6 % [1, п.5.2.4].

Выбираем марку кабеля: ААШв.

Выберем и проверим сечение кабеля 10 кВ на примере линии W1, W4:

;

;

выбираем кабель сечением 95 мм²: ААШв 3*95;

;

.

Выбор и проверка сечений кабелей 10 кВ для остальных линий аналогичны. Результаты расчетов представлены в табл. 4.2.1.

Таблица 4.2.1 - Результаты выбора кабелей 10 кВ

Линия	Iр. max, А		Fр, мм2		F, мм2	Кабель марки	Iдоп*kср* *kпр*kпер			L, км		ro, Ом/км		хo, Ом/км		ΔUр, %
W1	129,1		92,2		95	ААШв 3х95	278,6			0,48		0,31		0,083		0,34
W2	83,5		59,6		70	ААШв 3х70	229,4			0,68		0,42		0,086		0,41
W3	67,6		70	ААШв 3х70	229,4			0,64		0,4		0,086		0,42
W4	129,1		92,2		95	ААШв 3х95	278,6			0,64		0,31		0,083		0,45
W5	102,1		72,9		70	ААШв 3х70	229,4			0,28		0,42		0,086		0,21
W6	42,4	30,3		50		ААШв 3х50		191,2	0,4		0,59		0,09		0,17
W7	102,1	72,9		70		ААШв 3х70		229,4	0,28		0,42		0,086		0,21

Полное сопротивление линии Zw (Ом) найдем по формуле

. (4.3.1)

К расчету примем сечение кабеля с учетом технико-экономического анализа. Результаты расчетов сведем в табл. 4.3.1.

Таблица 4.3.1 - Выбор кабельных линий

Линия	Кабель марки	L, км	r, Ом	х, Ом	Zw, Ом
W1	ААШв 3х95	0,48	0,149	0,026	0,154
W2	ААШв 3х70	0,68	0,286	0,036	0,292
W3	ААШв 3х70	0,64	0,256	0,034	0,262
W4	ААШв 3х95	0,64	0, 198	0,026	0, 205
W5	ААШв 3х70	0,28	0,118	0,036	0,120
W6	ААШв 3х50	0,4	0,236	0,053	0,239
W7	ААШв 3х70	0,28	0,118	0,036	0,120

5. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания проводится с целью проверки коммутационной аппаратуры и сетевых элементов схемы на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

5.1 Расчёт токов КЗ в сети 10 кВ

Расчёт проведён в именованных единицах.

Заданы параметры питающей сети:

.

Ток трёхфазного короткого замыкания определяется по формуле

, (5.1.1)

где U_ср - среднее номинальное напряжение сети, в которой

рассматривается КЗ, кВ;

Z_∑ - полное суммарное сопротивление прямой последовательности

цепи тока КЗ (от источника питания до расчётной точки), Ом.

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле

. (5.1.2)

Параметры энергосистемы:

;

. (5.1.3, 5.1.4)

Активное и индуктивное сопротивления кабеля определяются по выражениям:

, , (5.1.5, 5.1.6)

где r_О - удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км; х_О - удельное индуктивное сопротивление кабеля, Ом/км; L - длина кабеля, км. Полное сопротивление кабеля

. (5.1.7)

Ударный ток определяется по формуле

, (5.1.8)

где k_у - ударный коэффициент, который определяется по формуле

. (5.1.9, 5.1.10)

Рассмотрим пример расчёта КЗ для точки К2 в нормальном режиме.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1.       Параметры питающей системы приведены к стороне 10 кВ:

;

2.       Сопротивление линии от РП 10 кВ до точки КЗ (см. табл. 4.3.1):

 Ом.

Определим токи КЗ:

;

;

;

; .

Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в нормальном режиме представлены в табл. 5.1.1.

Таблица 5.1.1 - Результаты расчёта токов КЗ 10 кВ в нормальном (max) режиме

Точки КЗ	, кА, кА, сiу, кА
1 (РП 10 кВ)	4,63	4,01	-	-	-
2 (ТП-3)	3,87	3,37	0,009	1,33	7,3

5.2 Расчёт токов КЗ в сети 0,38 кВ

Расчёт проведён в соответсвии с [8].

Рассмотрим пример расчёта КЗ для дома №38 ТП 1.

Расчётная схема участка сети 0,38 кВ представлена на рис. 5.2.1.

Рисунок 5.2.1 - Расчётная схема участка сети 0,38 кВ

Рассчитаем параметры схемы замещения.

.        Сопротивление питающей системы

2.       Параметры трансформатора:

S_T=630 кВА; U_k=5,5 %; ∆P_k=7,6 кВт (справочные данные);

. Параметры линий:

r_w1=r_0w1∙L₁=0,894∙0,12∙10³=107 (мОм);

x_w1=x_0w1∙L₁=0,088∙0,12∙10³=10,6 (мОм);

z_{w1, пФ-0}=z_{0, пФ-0}∙L₁=2,12∙0,12∙10³=254,4 (мОм) [5, табл.5.11];

r_w2=r_0w2∙L₂=1,25∙0,07∙10³=87,5 (мОм);

x_w2=x_0w2∙L₂=0,09∙0,07∙10³=6,3 (мОм);

z_{w2, пФ-0}=z_{0, пФ-0}∙L₂=2,96∙0,07∙10³=207,2 (мОм),

z_{w3, пФ-0}=z_{0, пФ-0}∙L₃=26,6∙0,015∙10³=399,0 (мОм).

3.       Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1=0,14 мОм, X _QF1=0,08 мОм;

R_QF2=7,0 мОм, X _QF1=4,5 мОм, [5, табл. 5.4].

Схема замещения для расчёта токов КЗ представлена на рис. 5.2.2.

Рисунок 5.2.2 - Схема замещения для расчёта токов КЗ 0,38 кВ

Определим токи КЗ для точки К1.

Аналогичным образом определяем токи КЗ в остальных точках. Результаты заносим в табл. 5.2.1.

Таблица 5.2.1 - Результаты расчёта токов КЗ 0,38 кВ для дома №38 (ТП1)

Точки КЗ
1	15,7	6,1	13,5	11,7	50,4	13,7	0,005	1,14	21,76
2	6,5	14,8	4,8	4,2	68,3	2,8	0,002	1,01	6,86
3	1,9	50,5	1,4	1,2	166,2	0,72	0,001	1,00	1,98
4	-	-	-	-	43,2	0,34	-	-	-

6. Выбор коммутационно-защитных аппаратов

6.1 Выбор и проверка электрических аппаратов 10 кВ

В трансформаторной подстанции в качестве распределительных устройств 10 кВ применены камеры сборные типа КСО-6 (10) - Э1 "Аврора", которые комплектуются выключателями нагрузки, разъединителями, предохранителями. В РП ячейка комплектуется силовым выключателем типа - ВВ/TEL ("Таврида Электрик", Украина), 3-х позиционными разъединителями - SML ("Sarel", Италия). В ТП предусмотрены 3-х позиционные выключатели нагрузки - IML - K1 ("Sarel", Италия). Выбор и проверка силовых выключателей 10 кВ. Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа.

Выключатели выбираются по следующим условиям [9, § 4.7]:

1)      по напряжению электроустановки U_уст:

U_уст ≤ U_{ном. в}, (6.1.1)

где U_ном - номинальное напряжение выключателя, В.

2)      по длительному току:

I_{р. max} ≤ I_{ном. в}, (6.1.2)

где I_{ном. в} - номинальный ток выключателя, А.

3)      по отключающей способности:

, (6.1.3)

где I_{откл. в} - номинальный ток отключения выключателя, кА.

Выключатели проверяются по следующим условиям [9, § 4.7]:

1)      проверка на симметричный ток отключения:

I_п,τ ≤ I_{откл. в}; (6.1.4)

2)      на электродинамическую стойкость:

i_y ≤ i_дин= i_{пр. с}, кА, (6.1.5)

где i_y - расчётное значение ударного тока, кА;

i_дин - действующее значение предельного сквозного тока КЗ, кА;

i_{пр. с -} предельный сквозной ток выключателя, кА.

3)      на термическую стойкость:

B_к ≤ I²_тер∙t_тер, (6.1.6)

где B_к - тепловой импульс тока КЗ по расчёту.

; кА²∙с, (6.1.7)

где I_{тер -} предельный ток термической устойчивости, кА;

t_{тер -} длительность протекания тока I_тер, с;

t_{сз -} время срабатывания защиты, с.

Выбираем выключатель ВВ/TEL 10/12,5 - 630У2:

U_уст ≤ U_{ном. в} → 10 кВ = 10 кВ;

I_{р. max} ≤ I_{ном. в} → 129,1 А ≤ 630 А;

 → 4,33 кА ≤ 12,5 кА;

i_y ≤ i_дин= i_{пр. с} → 9,61 кА ≤ 32 кА;

B_к ≤ I²_тер∙t_тер → 9,56 кА²∙с ≤ 313 кА²∙с.

6.2 Выбор и проверка электрических аппаратов 0,38 кВ

В сети 0,38 кВ используются два вида защитных аппаратов: предохранители и выключатели.

Предохранители выбираются (1,2) и проверяются (3,4) по следующим условиям [5, п. 6.2]:

U_{ном. пр} ≥ U_{ном. сети}, (6.2.1)

где U_{ном. пр} - номинальное напряжение предохранителя, В;

U_{ном. сети} - номинальное напряжение электрической сети, В.

I_{ном. вст} ≥ I_р, (6.2.2)

где I_{ном. вст} - номинальный ток плавкой вставки предохранителя, А;

I_р - расчётный ток защищаемой цепи, А.

I_k ⁽³⁾ ≤ I_{п. откл}, (6.2.3)

где I_k ^{(3) -} максимальный ток КЗ в месте установки предохранителя, А;

I_{п. откл} - предельно отключаемый ток, А.

, (6.2.4)

где k_ч - коэффициент чувствительности в эл. сетях общего назначения;

I_{kз. min} ^{(1) -} минимальный ток КЗ в защищаемой линии, А.

Выключатели выбираются (1-4) и проверяются (5-7) по приведенным ниже условиям [5, п. 6.2]:

U_{ном. в} ≥ U_{ном. сети}, (6.2.5)

где U_{ном. в} - номинальное напряжение выключателя, В;

I_{ном. в} ≥ I_р, (6.2.6)

где I_{ном. в} - номинальный ток выключателя, А;

I_{c. п} ≤ 1,25Ì I_{ном. в}, (6.2.7)

где I_{c. п} - ток срабатывания при перегрузке, А;

I_{c. o} ≥ k_нÌI_пик, (6.2.8)

где I_{c. o} - ток срабатывания отсечки, А; k_н - коэффициент надёжности отстройки [5, табл. 6.3]; I_пик - пиковый ток электроприёмника, А.

I_ПКС ≥ I_k ^(3), (6.2.9)

где I_ПКС - ток предельной коммутационной способности, А; I_k ⁽³⁾ = I_k,R ^{(3) -} ток металлического КЗ для вводных и секционного выключателей, А;

, (6.2.10)

где k_ч - коэффициент чувствительности отсечки;

kр - коэффициент разброса срабатывания отсечки по току [5, табл. 6.3];

I_{кз. min} ^{(1) -} минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии (в сетях с глухозаземлённой нейтралью - ток однофазного КЗ (I_k ⁽¹⁾⁾, А.

t_co≥ t_{co, п}+∆t, (6.2.11)

где t_co - время срабатывания отсечки, с; t_{co. п} - наибольшее время срабатывания отсечки предыдущей ступени, с; ∆t - ступень селективности, с.

Выбор автоматического выключателя квартиры (самой удаленной) дома №1: выберем выключатель ВА14-26;

U_{ном. в} ≥ U_{ном. сети} → 380 В ≥ 380 В;

I_{ном. в} ≥ I_р → 16 А > 7,13 А;

I_{c. п} ≤ 1,25Ì I_{ном. в} → I_{c. п} ≤ 20 А (I_{c. п} < I_допÌk_пер=18Ì1,25=22,5 А);

I_{c. o} ≥ k_нÌI_пик → I_{с. о} ≥ 1,5∙4∙16=96 А;

I_ПКС ≥ I_k ⁽³⁾ → 2,5 кА > 1,4 кА;

 →  → .

Предохранитель стояка 1-го подъезда дома №1:

выберем предохранитель НПН2-60 [5, табл. 6.1];

U_{ном. пр} ≥ U_{ном. сети} → 380 В ≥ 380 В;

I_{ном. вст} ≥ I_р8п → 63 А > 36,07 А;

I_k ⁽³⁾ ≤ I_{п. откл} → 4,8 кА ≤ 10 кА;

 →  → .

Предохранитель ввода ВРУ:

выберем предохранитель ПН2-400 [5, табл. 6.1];

U_{ном. пр} ≥ U_{ном. сети} → 380 В ≥ 380 В;

I_{ном. вст} ≥ I_р → 315 А > 120,3 А;

I_k ⁽³⁾ ≤ I_{п. откл} → 4,8 кА ≤ 40 кА;

 →  → .

Линейный предохранитель ТП:

выберем предохранитель ПН2-400 [5, табл. 6.1];

U_{ном. пр} ≥ U_{ном. сети} → 380 В ≥ 380 В;

I_{ном. вст} ≥ I_р → 400 А > 120,3 А;

I_k ⁽³⁾ ≤ I_{п. откл} → 4,8 кА ≤ 40 кА;

 →  → ;

t_{со, п}=0,1с.

Автоматический выключатель ТП:

S_{р. тп}=1053,38 кВА; I_{п. ав}=1600,44 А; I_р=800,22 А;

I_{доп. пер. тр}=.

выберем выключатель ВА55-43 [5, табл. 6.9]:

U_{ном. в} ≥ U_{ном. сети} → 380 В ≥ 380 В;

I_{ном. расц} ≥ I_р → 0,8∙I_{ном. выкл} ≥ I_р → 0,8∙1600 А > 800,22 А;

I_{c. п} ≤ 1,25Ì I_{ном. расц} → I_{c. п} ≤ 1,25∙1280А → I_{c. п} ≤ I_{доп. пер. тр} → 1600 А ≤ 1722,93 А;

I_{c. o} ≥ k_нÌI_пик → 5∙I_{ном. р} ≥ k_нÌk_сзÌI_{ном. р} → 5Ì1280 ≥ 1,5∙2∙1280 → 6400А ≥ 3840А;

I_ПКС ≥ I_k ⁽³⁾ → 80 кА > 13,5 кА;

 →  → ;

t_co≥ t_{co, п}+∆t → t_co≥0,1+0,15 → t_co≥0,25с.

Результаты выбора предохранителей 0,38 кВ приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты выбора предохранителей в сети 0,38 кВ

ЭП	Iр, А	Тип предохранителя	Iном. пред, А	Iном. вст, А	Iп. откл, кА
37	120,3	ПН2-400	400	315	40
38	120,3	ПН2-400	400	315	40

6.3 Выбор и проверка защитной аппаратуры осветительной сети

Защиту осветительной сети выполним предохранителями [10, п. 6.5].

На примере ТП 1 выберем предохранитель марки НПН2-60 [5, табл. 6.1] для защиты сети освещения.

Трёхфазный ток КЗ определим по формуле

Однофазный ток КЗ определим по формуле

.

1)      U_{ном. пр} ≥ U_{ном. сети};

2) I_{ном. пред} ≥ I_{р. осв} → 60 А > 9,10 А;

) I_k ⁽³⁾ ≤ I_{п. откл} → 0,537 кА ≤ 10 кА;

5)  →  → .

6.4 Выбор проводов во внутридомовой сети

Расчёт производим для дома №38 на примере первого стояка (рис. 10.1).

Нагрузка 1-го стояка дома №38 по (2.1) - (2.4):

Р_рп1=0,76∙30=22,8 (кВт); Q_рп1=22,8∙0,29=6,61 (кВар);

S_рп1=23,74 кВА; I_рп1=36,07 А.

Выбор провода 1-го стояка:

выбираем провод марки 5*ПВ 1*25 по (6.4.1) - (6.4.2)

I_доп. =90 А [6]; I_р8п< I_доп.; L=0,07 км;

.

Выбор провода в квартире по (2.1) - (2.4):

Р_р=4,5∙1=4,5 (кВт); Q_р=4,5∙0,29=1,31 (квар);

S_р=4,69 кВА; I_р=7,13 А;

выбираем провод марки NYM 3х2,5 по (6.4.1) - (6.4.2):

I_доп. =18 А; I_р < I_доп.; I_{ном. в}=16 А < I_доп.; L=0,015 км;

.

Общая потеря напряжения:

, что допустимо в соответствии с СП 31-110-2003.

Для получения напряжения надлежащего качества по ГОСТ 32144-2013 (-10%) воспользуемся трансформатором с ПБВ (трансформатор с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети). При этом потеря напряжения составит 2,5%, т.к. ПБВ позволяет повысить напряжение на 5%.

Рисунок 6.1 - Принципиальная электрическая схема рассчитываемого участка ТП - внутридомовая сеть

7. Проектирование системы электроснабжения поселка гордского типа 0,4 кВ

7.1 Расчёт электрических нагрузок сетей 0,38 кВ

В рассматриваемом поселка городского типа имеются потребители I, II, III категории надежности электроснабжения (см. табл. 2.1).

Для питания потребителей третьей категории применяем магистральные схемы с односторонним питанием.

Для питания потребителей второй категории используем петлевую и радиальную петлевую схему.

Для питания потребителей первой категории применяем радиальные резервируемые схемы [1, гл.4.3].

Выполним расчёт электрических нагрузок сети 0,38 кВ.

-этажный жилой дом:

Объект №38 по вводам:

.

Распределим нагрузку по ВРУ следующим образом

а: I_P=120,3 A

7.2 Выбор сечения жил кабелей на напряжение 0,38 кВ

Кабели 0,38 кВ выбираются (1) и проверяются (2) по следующим условиям [5, табл.7.1]:

1)      по нагреву расчётным током:

, (7.1)

где k_ср - поправочный коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от заданной в ПУЭ [6, табл. 1.3.3];

k_пр - поправочный коэффициент прокладки, учитывающий снижение

допустимой токовой нагрузки при параллельной прокладке [6, табл. 1.3.26];

I_доп - допустимый ток кабеля, А [6, гл.1.3, табл. 1.3.7].

) по допустимой потере напряжения, %:

, (7.2)

где I_{рл -} расчётный ток линии, А;

L - длина кабеля, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления кабеля, Ом/км [5, табл. 7.2];

cos φ_Н=0,95, sinφ_Н=0,31;

U_ном - номинальное напряжение кабеля, В;

ΔU_доп  6 % для малоэтажных домов;

ΔU_доп  4 % для многоэтажных домов [1, п. 7.2.4].

Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ можно не проверять на термическую стойкость при КЗ, если алюминиевые жилы имеют сечение 25 мм² и более, а медные 16 мм² и более.

В сетях напряжением до 1 кВ с числом часов использования максимума нагрузки, не превышающим 4000-5000 ч сечения кабелей по экономической плотности не выбираются, так как в этом случае они превышают в 2-3 раза сечения, выбранные по нагреву расчётным током [5, гл. 7.1].

Выбираем марку кабеля: АВБ_бШ_В (кабель с алюминиевыми жилами, пластмассовой изоляцией, в оболочке из поливинилхлоридного пластиката, бронированный, в шланге из поливинилхлоридного пластиката).

Произведём выбор сечения жил кабелей 0,38 кВ на примере ТП 1.

Объект №38:

Устанавливаем:

ВРУ-1а для квартир;

Каждое ВРУ объекта №38 запитывается от подстанции по отдельной кабельной линии.

Рассмотрим пример выбора кабеля для ВРУ-1а

I_рл=120,3 А;

выбираем 1 кабель сечением 70 мм²: АВБбШв 4*70

I_доп.1к=129∙0,92=123 (А) [6, табл.1.3.7];

k_ср=0,95 (tж=+65°С, tс=+15°С) [6, табл.1.3.3];

k_пр=0,9 [6, табл.1.3.26];

L=0,04 км; r₀=0,894 Ом/км, х₀=0,088 Ом/км [5, табл.7.2];

.

Сведём результаты расчета в табл.7.2.

Таблица 7.2 - Результаты выбора кабелей 0,38 кВ

Объект	Iрл, А	Iдоп., А	kср	kпр	kср*kпр* *Iдоп., А	F, мм2	Кабель марки	L, км	ro, Ом/км	xo, Ом/км	ΔUр, %	ΔUд, %
пятиэтажный жилой дом
38	120,3	193	0,95	1	330	70	2*АВБбШв 4*70	0,12	0,447	0,082	1,2	6
37	120,3	193	0,95	1	330	70	2*АВБбШв 4*70	0,12	0,447	0,082	1,2	6

7.3 Выбор сечения и марки провода осветительной сети

Расчёт освещения площадей различного назначения должен производиться с учётом обеспечения нормируемых величин на соответствующих функциональных зонах площади [3, п. 2.1].

Освещение улиц и дорог в городах проектируется исходя из нормируемых значений средней яркости дорожных покрытий [2, табл. 57.44]. Рассчитаем электрическую нагрузку наружного освещения, полагая, что улицы, ограничивающие поселок городского типа, являются магистральными, районного и местного значения категории Б и В по классификации [2, табл. 57.44].

Выбор типа светильника производится в зависимости от ширины проезда, принятой схемы размещения светильников и высоты их подвеса.

В установках наружного освещения при средней яркости дорожного покрытия 0,4 кд/м² и более, а также при средней освещённости, равной или большей 4 лк должны применяться преимущественно светильники с газоразрядными лампами. Большой экономический эффект даёт применение натриевых ламп типа ДНаТ (дуговые, натриевые, трубчатые). Эти лампы обладают более высокой экономичностью, сроком службы, световым потоком и светоотдачей по сравнению с распостранёнными ртутными лампами высокого давления ДРЛ (дуговые, ртутные, люминесцентные).

Освещение улиц рассматриваемого поселка городского типа выполним светильниками ЖКУ 21-150 (первая буква - тип источника света Ж - натриевые лампы; вторая буква - способ крепления К - консольный; третья буква - область применения У - уличный; 21 - номер серии, 150 - мощность лампы, Вт) с лампами ДНаТ-150 (150 Вт), [2, табл. 57.46]. Высоту установки светильников примем ориентировочно 9 м [2, табл. 57.14].