Расчетно-конструкторская часть

ВВЕДЕНИЕ

Задача электроснабжения промышленных предприятий возникла одновременно с развитием строительства электрических станций.

Проектирование систем электроснабжения промышленных предприятий велось в ряде проектных организаций. В результате обобщения опыта проектирования возникло типовое решение.

В настоящее время созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, выбора мощности цеховых трансформаторов и трансформаторных подстанций, методика определения электрических нагрузок и т.п. Ниже перечислены основные современные проблемы в области электроснабжения промышленных предприятий.

1. Рациональное построение систем электроснабжения промышленных предприятий.

2. Вопросы компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения промышленных предприятий.

3. Применение переменного тока, оперативного, для релейной защиты и автоматики.

4. Правильное определение ожидаемых электрических нагрузок.

5. Вопросы конструирования универсальных удобных в эксплуатации цеховых электрических сетей.

6. Комплектное исполнение цеховых и общезаводских систем питания и конструкции подстанций.

Темой данного курсового проекта является проектирование системы электроснабжения судостроительного завода.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ КП

1.1. Определение электрических нагрузок.

Зная максимальные мощности Р_max, и пользуясь выбранными графиками, строим фактические графики суточной нагрузки.

(1)

где: tgφ определяются в зависимости от приведенного значения cosφ.

Рисунок 1 - Типовой график суточной активной мощности.

Рисунок 2 - Типовой график суточной реактивной мощности

Расчет ведется в следующей последовательности:

Определяем полную максимальную мощность:

(2)

где: Р_max – максимальная активная мощность, к Вт;

_max– максимальная реактивная мощность, вар.

= 2247,5 кВА

Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:

(3)

где: Р – мощность за период времени, кВт

t – время, в течении которого потреблялась эта мощность, ч

;

W_c= 1550·5+1550·3·0,9+1550·6·0,8+1550·8·0,7+1550·2·0,6= 29915 кВт/ч

2.1.1 Определяем среднюю активную мощность за сутки:

(4)

где: Т – время, 24 ч.

Р_ср = 29915/ 24 = 1246,4 кВт

2.1.4 Определяем коэффициент заполнения графика

(5)

к_з.г = 1246,4 / 1550 = 0,8

2.1.5 Определяем расход реактивной энергии за сутки по площади графика реактивной нагрузки:

V_c= ·6+ ·12·0,9+ ·4·0,8+ ·2·0,7= 34828,5 квар.

2.1.6 Определяем среднюю реактивную мощность за сутки:

(6)

Q_ср = 34828,5/ 24 = 1451,2 квар.

2. 1.7 Определяем коэффициент заполнения графика:

(7)

К_з.г. = 1451,2 / = 0,89

2.1.8 Определяем полную среднюю мощность за сутки:

(8)

Рисунок 3 - Фактический график суточной активной мощности

Рисунок 4 - Фактический график суточной реактивной мощности

1.2. Местоположения подстанции и ККУ на генплане предприятия.

Генплан 1,8 х 1,5 км с силовыми нагрузками цехов (1 кл. = 0,2 км)

Таблица 1.2.1. – Данные цехов.

Параметр	Номер цеха
Ц 1	Ц 2	Ц З	Ц 4	Ц 5
Р ,кВт (х;у)	400 1,25;0,3	200 1,65;1,6	250 1,9;0,6	375 0,75; 2,2	325 1.95;2.4
Сosφ	0,69	0,69	0,69	0,69	0,69

Наносим на генплан центры электрических нагрузок (ЦЭН) каждого цеха чертеж Э7 мас­штаб генплана т_г - 0,1 км/см.

Определяем радиусы кругов активных и реактивных нагрузок, исходя из масштаба генплана.

Определяем масштаб активных (т_а) нагрузок, исходя из масштаба генплана. Принимаем для наименьшей нагрузки (Ц 2) радиус R_а2 - 0,2 км, тогда

Принимаем т_а - 3200кВт/км².

Определяем радиус для наибольшей нагрузки при принятом масштабе

км

Нанесение нагрузок на генплан в данном масштабе возможно, масштаб утверждается. Определяем радиусы кругов для остальных нагрузок:

(9)

= 0,2 км

= 0,25 км

= 0,39 км

= 0,36 км

Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок цехов» (таблица 1)

(10)

= 400·1,05 = 420 квар

= 200·1,05 = 210 квар

= 250·1,05 = 262,5 квар

= 375·1,05 = 393,75 квар

= 325·1,05 = 341,25 квар

где tg φ, определяется по cos φ.

Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок цехов».

1.2.6. Определяются радиусы кругов для реактивных нагрузок при том же масштабе, т. е. при т_р =8000 квар/км² по формуле

(11)

= 0,41 км

= 0,29 км

= 0,33 км

= 0,39 км

= 0,37 км

Результаты заносятся в «Сводную ведомость нагрузок».

Таблица 1.2.2. - Сводная ведомость нагрузок цехов.

Параметр	Номер цеха
Ц1	Ц2	ЦЗ	Ц4	Ц5
Р кВт
Rа,км	0,4	0,2	0,25	0,39	0,36
Сos φ	0,69	0,69	0,69	0,69	0,69
tg φ	1,05	1,05	1,05	1,05	1,05
Q, квар			262,5	393,75	341,25
Rр, км	0,41	0,29	0,33	0,39	0,37

Нагрузки кругами наносятся на генплан, активные — сплошной линией, реактивные — штриховой.

Ai=(Pосв 360)/(πri2 m)

(12)

А_i1 = (40 360) / (3,14 0,4 ) = 36º

А_i2 = (20 360) / (3,14 0,2 ) = 36º

А_i3 = (25 360) / (3,14 0,25 ) = 36º

А_i4 = (37,5 360) / (3,14 0,39 ) = 36º

А_i5 = (32,5 360) / (3,14 0,36 ) = 36º

Определяются условные ЦЭН активной и реактивной:

Вблизи точки А(1,43 ; 1,41 ) располагают ГПП.

Вблизи точки В (1,44 ; 1,42 ) располагают ККУ или синхронный компенсатор (СК).

Место установки и ПГВ точка А (1,43 ; 1,41 ). Место установки ККУ точка В (1,44 ;1,42 ).

1.3. Выбор схемы и конструктивного исполнения РУ подстанции.

Рис. 4 – Высокая сторона

На предприятие приходят 2 линии питания. На каждую линию ставим разъединитель, выключатель и еще один разъединитель. Выключатель предназначен для снятия напряжения под нагрузкой в случае аварии. Разъединители предназначены для создания видимого разрыва сети. После этого ставим перемычку между питающими линиями. Так как у нас потребители 2 категории на перемычке ставим разъединители. После перемычки ставим трансформатор, а перед ним разъединитель. После трансформатора ставим автоматический выключатель и проводин сеть на шины подстанции.

Рис. 5 – Низкая сторона.

С шин подстанции сеть расходится по цехам через автоматический выключатель, кабельные каналы и приходит на шины цеха. В каждом цехе есть шины каждой линии, и между ними располагается автоматический выключатель, для быстрого переключения в случае неполадок с одной линией.

Расчетно-конструкторская часть

2.1. Выбор величины питающего напряжения.

Расчетная мощность предприятия S_м = 2248 кВ·А; расстояние от питающей подстанции до ГПП L = 11 км; удельная стоимость потерь электроэнергии с₀ = 1,5 коп./кВт·ч; экономический эквивалент реактивной мощности к_эк = 0,7 кВт/квар;

продолжительность использования максимальной нагрузки Т_макс = 7000 ч, cosφ = 0,69. Вторичное напряжение 0.4 кВ. Потребители первой категории. На питающей подстанции имеются два напряжения – 6 кВ и 10 кВ.

2.1.1. Выбираем величину напряжения, марку и сечение питающих линий на основании технико-экономических расчетов, рассматривая два возможных по техническим условиям варианта.

Расчет выполняем в табличной форме

Таблица 2.1 - Выбор величины питающего напряжения

Наименование операции	Условия выбора
1 вариант	2 вариант
1. Величина напряжения	Uн, кВ
2. Число питающих линий	Так как потребители 1 категории, принимаем две линии
3. Расчетная мощность каждой линии	Sл.расч = Sм, кВ∙А При этом условии обеспечивается бесперебойное питание потребителей при отключении одной из линий
4. Расчетный ток линии	Iрасч=Sм/√3∙Uн, А
5. Сечение проводов линии по экономической плотности тока	Sэк = Ірасч / 2∙jэк, мм2 В нормальном режиме каждая линия будет иметь половину расчетной нагрузки
6. Марка и ста-ндартное сече-ние провода с длительно допустимым табличным током	S ≈ Sэк, мм2 Ідл. доп, А	АС – 95 Iдоп = 330	АС – 35 Iдоп = 175
7. Капитальные затраты
а) стоимость линии на желе-зобетонных одноцепных опорах	кл=n0л∙кол∙L, тыс.руб n0л - число линий кол - стоимость 1 км линии	2·170·11 = 3740	2·185·11 = 4070
б) стоимость трансформаторов ТМ – 1600/10/6/0.4	ктр=nтр∙котр, тыс.руб nтр - число трансформаторов, котр - стоимость одного трансформатора	2·470 = 940	2·500 = 1000
в) Стоимость электрической аппаратуры	В соответствии со схемой электроснабжения на линии установлены: 1. Со стороны приемной подстанции: - разъединитель стоимостью, руб - масляный выключатель, руб Полная стоимость электрической аппаратуры на две линии Кэ.а, тыс. руб	РВФз 6/2500   ВМП 6/2500   Кэ.а = 124+33 = 157 тыс. руб	РВФз 10/2500   ВМП 10/2500   Кэ.а = 130+42.4 =172.4 тыс. руб
г) суммарные капитальные затраты по вариантам	к=кл+ктр=кэ.а, тыс.руб.	3740+940+157=4837тыс.руб	4070+1000+172,4=5242,4
а) потери электрической энергии в линиях	ΔWл=nл∙ΔРн∙к2з.л∙L∙τ, кВт·ч   nл - число линий, Рн - удельные потери мощности, кВт/км	2·46,1·2·12·2500=468750	2·45,4·0,372·12·2500=1223836
	Тип	Рх.х, кВт	Рк.з, кВт
1 вариант	ТМ-1600/6	2,7
2 вариант	ТМ-1600/10	2,7

б) приведенные потери активной энергии в трансформаторах кз.т=Sм/2∙Sн.т= =2248/2∙1600= =0,7	ΔWт.год=n∙[(Px.x+кэк∙Iх.х/100∙Sн.т)∙Тд+к2з.т∙(Рк.з+кэ.к∙Uк.з/100∙Sн.т)∙τ], кВт∙ч   1 вариант 2(2,7+0,7·1,3/100·1600)·8760+0,72(18+0,7·6,5/100·1600)·7000=1025283   2 вариант 2(2,7+0,7·1,3/100·1600)·8760+0,72(18+0,7·6,5/100·1600)·7000=1065283
в) суммарные потери электрической энергии	ΔW=ΔWл+ΔWт.год1, кВт∙ч	468750+1025283·10-3=1494,033	1223836+1025283·10-3=2249,119
г) стоимость потерянной электроэнергии за год	Иэ=с0∙ΔW, тыс.руб	1494,033·1,5=2241,05	2249,119·1,5=3373,7	с0=1,5 р/кВт·ч
д) годовые амортизационные отчисления	Еа∙к=Еа.т∙кт+Еа.л∙кл, тыс.руб.	0,063·470+0,028·3740 =134,33	0,063·500+0,028·4070=145,46	Еа.т =0,06 Еа.л =0,028
е) суммарные эксплуатационные расходы	И=Иэ+Еа∙к, тыс.руб.	2241,05+134,33=2375,38	3373,7+145,46=3519,16
9. Приведенные затраты по вариантам	З = И + Ен∙к, тыс.руб.	2375,38+0,12·4837=2955,82	3519,16+0,12·5242,4=4148,25	Ен =0,12
Исходя из экономического расчета, принимаем две линии напряжением 6кВ

2.2.1. Определяем мощность, которую необходимо скомпенсировать:

(13)

где: соответствует до компенсации

соответствует после компенсации, согласно ПУЭ

₁ = 320·(1,05 – 0, 33) = 230,4 квар

₂ = 160·(1,05 – 0, 33) = 115,2 квар

₃ = 200·(1,05 – 0, 33) = 144 квар

₄ = 300·(1,05 – 0, 33) = 216 квар

₅ = 260·(1,05 – 0, 33) = 187,2 квар

2.2.2. Выполнения условия

Qкку>Qку

(14)

Для первого цеха выбираем конденсаторную установку типа УКМ63-0,4-250-50 У3 мощностью 250 квар

250 > 230,4

Условие выполняется

Для второго цеха выбираем конденсаторную установку типа УКМ63-0,4-125-25 У3 мощностью 125 квар

125 >115,2

Условие выполняется

Для третьего цеха выбираем конденсаторную установку типа УКМ63-0,4-150-50 У3 мощностью 150 квар

150 > 144

Условие выполняется

Для четвертого цеха выбираем конденсаторную установку типа УКМ63-0,4-225-25 У3 мощностью 225 квар

225 > 216

Условие выполняется

Для пятого цеха выбираем конденсаторную установку типа УКМ63-0,4-200-50 У3 мощностью 200 квар

200 > 187,2

Условие выполняется

Конденсаторные установки располагаются в распределительном щите на входе в каждый цех

Условие выполняется.

2.2.3. Определяем разрядное сопротивление для конденсаторных батарей:

(15)

= = 3151,04 Ом

= = 6302,08 Ом

= = 5041,66 Ом

= = 3361,1 Ом

= = 3878,2 Ом

В качестве разрядного сопротивления будем использовать лампы накаливания.

Рисунок 6 - Схема присоединения ККУ

2.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.

На основании технико-экономического сравнения вариантов произвести выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главной понизительной подстанции предприятия напряжением 6/0,4 кВ, если задано:

продолжительность работы с максимальной нагрузкой в сутки t_м=2 ч.

Потребители 2 категории составляют 56% общей нагрузки. Время фактической работы за год Τ =7000 ч. Время потерь τ = 6000 ч. Удельная стоимость потерь энергии Со = 1,5 коп/кВт•ч.

Расчет ведем в табличной форме

Таблица2.3.1- Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Наименование операций	Условия выбора	Расчет по вариантам	Примечание
I вариант	II вариант
1. Задаемся числом трансформаторов	Потребители Π категорий, поэтому принимаем не менее двух трансформаторов
2. Выбираем тип и мощность трансформаторов	Учитываем 100% резерв питания потребителей I и II категорий	ТМГ-1600/6 У1 кВ∙А	ТМГ-1000/6 У1 кВ∙А
3. Проверяем обеспеченность питания потребителей в нормальном режиме	∑Sн.т=Sн.т∙N≥Sм, кВА	1600х2=3200 >2248	1000x3=3000 >2248
4. Определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов
4.1. За счет суточной неравномерной загрузки	к з.г= Sср/Sм tм= 2ч из условия mc - кратность допустимой перегрузки	1913/2248 = 0,85 1,16	1913/2248 = 0,85 1,16
4.2. За счет сезонной недогрузки трансформаторов	к з.г= Sм/∑Sн.т mл -кратность допустимой перегрузки mл =(1-кз) =< 0,15	2248/3200= 0,7 1-0,56= = 0,44 принимаем 0,15	2248= 3000=0,75 1-0,,56 = = 0,44 принимаем 0,15
4.3. Суммарный коэффициент кратности допустимой систематической перегрузки	m=(mс+mл)≤1,3	1,16+0,15= = 1,31 принимаем 1,3	1,16+0,15 = = 1,31 принимаем 1,3
5. Определяем нагрузку на трансформаторе с учетом допустимой систематической перегрузки
5.1. В нормальном режиме		1,3·2·1600= 4160 > 2248	1,3·3·1000 = 3900 > 2248
5.2. В аварийном режиме	г	1,3·1600 = 2080 < 2248	1,3·2·1000 = 2600 > 2248
5.3. Учтем допус-тимую аварийную перегрузку трансформаторов		1,4 ·1600 = 2256 > 2248	1,4·2·1000 = 2800 > 2248
Вывод. Технический расчет показывает, что оба варианта удовлетворяют требованиям надежности питания потребителей и могут быть приняты к дальнейшему рассмотрению

Экономический расчёт

Таблица3.3.2-Технические данные трансформаторов

Вариант	Тип	Колич-ество	Рх.х, кВт	Рк.з, кВт	Iх.х,%	Uк.з, %	к0, тыс. руб	Примечание
	ТМГ-1600/6 У1		2,1	16,5	0,8	7,5
	ТМГ-1000/6 У1		1,6	10,8	0,9	5,5

Продолжение таблицы 2.3.1.

Наименование операций	Условия выбора	Расчет по вариантам	Примечание
I вариант	II вариант
1.Определяем капитальные затраты	, тыс.руб	420·2 = 840	330·3 = 990
2. Определяем приведенные потери энергии в трансформаторах за год	ΔW΄=N∙[(Px.x+кэк∙(Iкх/100)∙Sн)∙Тэ+кз2(Pкз+кэк∙(Uк.з/100)∙Sн)∙τ] кВт∙ч 1 вар. 2∙[(2,1+0,06∙0,8/100∙1600)∙8760+ +0,562∙(16,5+0,06∙7,5/100∙1600)∙2248] =609400   2 вар. 3∙[(1,6+0,06∙0,9/100∙1000)∙8760 + + 0,562∙ (10,8+0,06∙7,5/100∙1000)∙2248]=694260	кэк принят 0,06 кВт/кВАр
3. Определяем стоимость потерь электроэнергии	, тыс.руб.	1,5∙10-2·609400· ·10-3=9,141	1,5∙10-2· ·694260· ·10-3 = 10,4	с0 =1,5 коп/кВт.ч
4. Определяем амортизационные отчисления	Eа∙к, тыс. руб.	840·0,063=52,92	990·0,063 = 62,37	Еа = 0,063
5. Определяем суммарные годовые эксплуатационные расходы	И = Иэ + Еа ·к, ' тыс.руб.	3,141 + 52,92 = = 56,061	10,4+62,37=72,77
6. Определяем суммарные приведенные затраты по вариантам	3=И+Ен·к, тыс.руб.	56,061+0,12·840= =156,86	72,77+990·0,12= =191,6	Ен=0,I2- Нормативный коэф-фициент эффективно-сти капиталовложе-ний
7. Вывод Исходя из экономического расчета, делаем вывод, что более вы годным является 1 вариант. Окончательно принимаем к установке два трансформатора ТМГ-1600/6 У1 кВ∙А

2.4. Расчёт токов короткого замыкания.

Рисунок 7 – Расчетная схема.

2.4.1 Составляем схему замещения, в соответствии с расчётной схемой (Рис. ), и нумеруем точки КЗ.

Рисунок 8 – Схема замещения.

2.4.2. Рассчитываем сопротивление элементов и наносим их на схему замещения (Рис. 8 ).

2.4.2.1. Для проводов ВЛ производим расчёт.

R_вл=r₀·L_вл=0,894·11000=9834 мОм

X_вл=x₀·L_вл=0,0637·11000=700 мОм

2.4.2.2. Для трансформатора по Методическим указаниям.

R_т=1 мОм X_т=5,4 мОм

2.4.2.3. Для автоматов и рубильников по Методическим указаниям.

QF1 R_QF1=0.04 мОм X_QF1=0.05 мОм

QF2 R_QF2=0.1 мОм X_QF2=0.1 мОм

QF3 R_QF3=0.1 мОм X_QF3=0.1 мОм

QF4 R_QF4=11.1 мОм X_QF4=0.13 мОм

QF5 R_QF5=0.1 мОм X_QF5=0.1 мОм

QF6 R_QF6=0.08 мОм X_QF6=0.08 мОм

QS1 R_QS1=0.08 мОм

QS2 R_QS2=0.08 мОм

QS3 R_QS3=0.15 мОм

QS4 R_QS4=0.08 мОм

QS5 R_QS5=0.06 мОм

2.4.2.4. Для кабельных линий по Методическим указаниям.

КЛ1 r₀=0,125 мОм x₀=0,06 мОм

Так как в схеме 3 параллельных кабеля, то:

r₁= r₀/3=0,125/3=0,0416 мОм

R_кл1= r₁·L_кл1=0,041·728=30,3 мОм

X_кл1=x₀·L_кл1=0.06·728=43,7 мОм

КЛ2 r₀=0,253 мОм x₀=0,06 мОм

Так как в схеме 3 параллельных кабеля, то:

r₂= r₀/3=0,253/3=0,084 мОм

R_кл2= r₂·L_кл2=0,084·215=18,1 мОм

X_кл2=x₀· L_кл2=0.06·215=12,9 мОм

КЛ3 r₀=0,164 мОм x₀=0,06 мОм

Так как в схеме 2 параллельных кабеля, то:

r₃= r₀/3=0,164/2=0,082 мОм

R_кл3= r₃·L_кл3=0,082·785=64,4 мОм

X_кл3=x₀· L_кл3=0.06·785=47,1 мОм

КЛ4 r₀=0,32 мОм x₀=0,06 мОм

Так как в схеме 4 параллельных кабеля, то:

r₄= r₀/3=0,32/4=0,085 мОм

R_кл4= r₄·L_кл4=0,085·892=71,4 мОм

X_кл4=x₀· L_кл4=0.06·892=53,5 мОм

КЛ5 r₀=0,164 мОм x₀=0,06 мОм

Так как в схеме 4 параллельных кабеля, то:

r₅= r₀/3=0,164/4=0,041 мОм

R_кл5= r₅·L_кл5=0,041·886=72,7 мОм

X_кл5=x₀· L_кл5=0.06·886=53,2 мОм

2.4.2.5. Для шинопровода по Методическим указаниям.

R_Ш=0,15 мОм X_Ш=0,7 мОм

2.4.3. Упрощаем схему замещения, рассчитываем эквивалентные сопротивления и наносим их на схему (Рис. 9).

Рисунок 9 – Упрощенная схема замещения.

R_Э1=R_вл=9834 мОм

X_Э1=X_вл=700 мОм

R_Э2=R_Т1+R_QF1=1+0,04=1,04 мОм

X_Э2=X_Т1+X_QF1=5,4+0,05=5,45 мОм

R_Э3= R_Ш+R_QF2+ R_кл1+ R_QS1=0,15+0,1+30,3+0,08=30,38 мОм

X_Э3=X_ш+X_QF2+X_кл1 =0,7+0,1+43,7=44,5 мОм

R_Э4= R_Ш+R_QF3+ R_кл2+ R_QS2=0,15+0,1+18,1+0,08=18,43 мОм

X_Э4= X_ш+X_QF3+X_кл2 =0,7+0,1+12,9=13,7 мОм

R_Э5= R_Ш+R_QF4+ R_кл3+ R_QS3=0,15+11,1+64,4+0,15=75,8 мОм

X_Э5= X_ш+X_QF4+X_кл3 =0,7+0,13+47,1=47,93 мОм

R_Э6= R_Ш+R_QF5+ R_кл4+ R_QS4=0,15+0,1+71,4+0,08=71,73 мОм

X_Э6= X_ш+X_QF5+X_кл4 =0,7+0,1+53,5=54,3 мОм

R_Э7= R_Ш+R_QF6+ R_кл5+ R_QS5=0,15+0,08+72,7+0,06=72,99 мОм

X_Э7= X_ш+X_QF6+X_кл5 =0,7+0,08+53,2=54,7 мОм

2.4.4. Рассчитываем сопротивление до каждой точки КЗ и заносим их в «Сводную ведомость» (Таблица).

R_К1= R_Э1=9834 мОм

X_К1= X_Э1 =700 мОм

Z_К1= = =9858,9 мОм

R_К2= R_Э2=1,04 мОм

X_К2= X_Э2 =5,45 мОм

Z_К2= = =5,50 мОм

R_К3= R_Э2+R_Э3=1,04+30,38=31,42 мОм

X_К3= X_Э2 + X_Э3 =5,45+44,5=49,95 мОм

Z_К3= = =59,01 мОм

R_К4= R_Э2+R_Э4=1,04+18,43=19,47 мОм

X_К4= X_Э2 + X_Э5 =5,45+13,7=19,15 мОм

Z_К4= = =27,3 мОм

R_К5= R_Э2+R_Э5=1,04+75,8=76,84 мОм

X_К5= X_Э2 + X_Э5 =5,45+47,93=53,38 мОм

Z_К5= = =93,56 мОм

R_К6= R_Э2+R_Э6=1,04+71,73=72,77 мОм

X_К6= X_Э2 + X_Э6=5,45+71,73=77,18 мОм

Z_К6= = =106,08 мОм

R_К7= R_Э2+R_Э7=1,04+72,99=74,03 мОм

X_К7= X_Э2 + X_Э7 =5,45+54,7=60,15 мОм

Z_К7= = =95,39 мОм

2.4.5. Определяем коэффициенты K_у и q.

K_У1=F =F =F =1,0

K_У2= F =F = F =1,51

K_У3= F =F = F =1,12

K_У4= F =F = F =1,0

K_У5= F =F = F =1,0

K_У6= F =F = F =1,02

K_У7= F =F = F =1,0

q₁= = =1

q₂= = =1,23

q₃= = =1,01

q₄= = =1

q₅= = =1

q₆= = =1,0004 1

q₇= = =1

2.4.6. Рассчитываем 3-фазные и 2-фазные токи КЗ и заносим и в «Сводную ведомость».

= = =0,59 кА

= = =42 кА

= = =3,89 кА

= = =8,11 кА

= = =2,43 кА

= = =2,42 кА

= = =2,39 кА

1 0,59=0,59 кА

1,23 42=51,66 кА

1,01 3,89=3,93 кА

1 8,11=8,11 кА

1 2,43=2,43 кА

1 2,42=2,42 кА

1 2,39=2,39 кА

=1,41 1,0 0,59=0,834 кА

=1,41 1,51 42=89,4 кА

=1,41 1,12 3,89=6,14 кА

=1,41 1,0 8,11=11,44 кА