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 Рmax, 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: Рmax – 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
;
Wc= 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.
Рср = 29915/ 24 = 1246,4 кВт
2.1.4 Определяем коэффициент заполнения графика
![]() | (5) |
кз.г = 1246,4 / 1550 = 0,8
2.1.5 Определяем расход реактивной энергии за сутки по площади графика реактивной нагрузки:
Vc= ·6+
·12·0,9+
·4·0,8+
·2·0,7= 34828,5 квар.
2.1.6 Определяем среднюю реактивную мощность за сутки:
![]() | (6) |
Qср = 34828,5/ 24 = 1451,2 квар.
2. 1.7 Определяем коэффициент заполнения графика:
![]() | (7) |
Кз.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 тг - 0,1 км/см.
Определяем радиусы кругов активных и реактивных нагрузок, исходя из масштаба генплана.
Определяем масштаб активных (та) нагрузок, исходя из масштаба генплана. Принимаем для наименьшей нагрузки (Ц 2) радиус Rа2 - 0,2 км, тогда
Принимаем та - 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 тр =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 ![]() ![]() | (12) |
Аi1 = (40 360) / (3,14
0,4
) = 36º
Аi2 = (20 360) / (3,14
0,2
) = 36º
Аi3 = (25 360) / (3,14
0,25
) = 36º
Аi4 = (37,5 360) / (3,14
0,39
) = 36º
Аi5 = (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 Sм = 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 кэк = 0,7 кВт/квар;
продолжительность использования максимальной нагрузки Тмакс = 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 tм=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 | ![]() | 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 | ![]() | 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 | ![]() | 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.
Rвл=r0·Lвл=0,894·11000=9834 мОм
Xвл=x0·Lвл=0,0637·11000=700 мОм
2.4.2.2. Для трансформатора по Методическим указаниям.
Rт=1 мОм Xт=5,4 мОм
2.4.2.3. Для автоматов и рубильников по Методическим указаниям.
QF1 RQF1=0.04 мОм XQF1=0.05 мОм
QF2 RQF2=0.1 мОм XQF2=0.1 мОм
QF3 RQF3=0.1 мОм XQF3=0.1 мОм
QF4 RQF4=11.1 мОм XQF4=0.13 мОм
QF5 RQF5=0.1 мОм XQF5=0.1 мОм
QF6 RQF6=0.08 мОм XQF6=0.08 мОм
QS1 RQS1=0.08 мОм
QS2 RQS2=0.08 мОм
QS3 RQS3=0.15 мОм
QS4 RQS4=0.08 мОм
QS5 RQS5=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
Rкл1= r1·Lкл1=0,041·728=30,3 мОм
Xкл1=x0·Lкл1=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
Rкл2= r2·Lкл2=0,084·215=18,1 мОм
Xкл2=x0· Lкл2=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
Rкл3= r3·Lкл3=0,082·785=64,4 мОм
Xкл3=x0· Lкл3=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
Rкл4= r4·Lкл4=0,085·892=71,4 мОм
Xкл4=x0· Lкл4=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
Rкл5= r5·Lкл5=0,041·886=72,7 мОм
Xкл5=x0· Lкл5=0.06·886=53,2 мОм
2.4.2.5. Для шинопровода по Методическим указаниям.
RШ=0,15 мОм XШ=0,7 мОм
2.4.3. Упрощаем схему замещения, рассчитываем эквивалентные сопротивления и наносим их на схему (Рис. 9).
Рисунок 9 – Упрощенная схема замещения.
RЭ1=Rвл=9834 мОм
XЭ1=Xвл=700 мОм
RЭ2=RТ1+RQF1=1+0,04=1,04 мОм
XЭ2=XТ1+XQF1=5,4+0,05=5,45 мОм
RЭ3= RШ+RQF2+ Rкл1+ RQS1=0,15+0,1+30,3+0,08=30,38 мОм
XЭ3=Xш+XQF2+Xкл1 =0,7+0,1+43,7=44,5 мОм
RЭ4= RШ+RQF3+ Rкл2+ RQS2=0,15+0,1+18,1+0,08=18,43 мОм
XЭ4= Xш+XQF3+Xкл2 =0,7+0,1+12,9=13,7 мОм
RЭ5= RШ+RQF4+ Rкл3+ RQS3=0,15+11,1+64,4+0,15=75,8 мОм
XЭ5= Xш+XQF4+Xкл3 =0,7+0,13+47,1=47,93 мОм
RЭ6= RШ+RQF5+ Rкл4+ RQS4=0,15+0,1+71,4+0,08=71,73 мОм
XЭ6= Xш+XQF5+Xкл4 =0,7+0,1+53,5=54,3 мОм
RЭ7= RШ+RQF6+ Rкл5+ RQS5=0,15+0,08+72,7+0,06=72,99 мОм
XЭ7= Xш+XQF6+Xкл5 =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).
RК1= RЭ1=9834 мОм
XК1= XЭ1 =700 мОм
ZК1= =
=9858,9 мОм
RК2= RЭ2=1,04 мОм
XК2= XЭ2 =5,45 мОм
ZК2= =
=5,50 мОм
RК3= RЭ2+RЭ3=1,04+30,38=31,42 мОм
XК3= XЭ2 + XЭ3 =5,45+44,5=49,95 мОм
ZК3= =
=59,01 мОм
RК4= RЭ2+RЭ4=1,04+18,43=19,47 мОм
XК4= XЭ2 + XЭ5 =5,45+13,7=19,15 мОм
ZК4= =
=27,3 мОм
RК5= RЭ2+RЭ5=1,04+75,8=76,84 мОм
XК5= XЭ2 + XЭ5 =5,45+47,93=53,38 мОм
ZК5= =
=93,56 мОм
RК6= RЭ2+RЭ6=1,04+71,73=72,77 мОм
XК6= XЭ2 + XЭ6=5,45+71,73=77,18 мОм
ZК6= =
=106,08 мОм
RК7= RЭ2+RЭ7=1,04+72,99=74,03 мОм
XК7= XЭ2 + XЭ7 =5,45+54,7=60,15 мОм
ZК7= =
=95,39 мОм
2.4.5. Определяем коэффициенты Kу и q.
KУ1=F =F
=F
=1,0
KУ2= F =F
= F
=1,51
KУ3= F =F
= F
=1,12
KУ4= F =F
= F
=1,0
KУ5= F =F
= F
=1,0
KУ6= F =F
= F
=1,02
KУ7= 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