Электроснабжение комбината.

Заключение

В основной части диплома рассчитана схема электроснабжении комбината ЖБИ. В первой главе основной части, представлена характеристика и перспективы развития основных потребителей электрической энергии.
Электроснабжение осуществляется от центрального распределительного пункта напряжением 10кВ (ЦРП – 10кВ), кабельными линиями. Потребители с большой мощностью имеют продолжительный график работы, а так же некоторые потребители с малой мощностью. Основная часть маломощных потребителей работают в кратковременном режиме работы. По роду тока все потребители работают от сети переменного тока нормальной промышленной частоты. Также представлен расчёт нагрузок выполненный методом коэффициента спроса. Результаты расчёта представляем в виде таблицы. Далее произведён выбор и расчёт трансформат ...

Содержание

Введение 2
1. Краткая характеристика промышленного предприятия 4
2. Характеристика источников электроснабжения и потребителей электроэнергии 6
2.1 Определение расчётных электрических нагрузок 8
2.2 Выбор компенсирующих устройств 15
2.3. Определение числа и мощности цеховых ТП 18
3. Построение картограмм электрических нагрузок 24
4. Выбор схемы и напряжения питающих сетей 27
4.1 Технико-экономическое сравнение вариантов 27
5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабжения 37
6. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабжения 40
6.1 Расчёт токов короткого замыкания 41
7.Выбор оборудования на стороне 10 кВ 48
Заключение 62
Список литературы 64

Введение

Главной задачей промышленности является более полное удовлетворение потребностей хозяйства в высококачественной продукции,
осуществление технического перевооружения и интенсификации производства во всех отраслях. Для этого предусматривается расширение выпуска прогрессивных экономичных видов машин, оборудования и приборов, систематическое усовершенствование действующего оборудования, улучшение эксплуатационных свойств изделий.
В связи с этим большое значение приобретают вопросы правильного выбора оборудования, в частности электротехнического, знание технико-экономических показателей машин, устройств и механизмов.
Современное электрооборудование и электропривод отдельных установок оснащаются к комплектными распределительными устройствами, подстанциями, системами автоматизированного электропривода, чтобы обеспечить экономичную и надежную работу и рациональный расход электроэнергии.
Система электроснабжения: представляет собой совокупность электрических сетей всех применяемых напряжений.
Для принятия той или иной системы построения электросети необходимо учитывать мощность и число потребителей, их взаимное расположение, расстояние от питающего центра, требования по уровню и надежности электроснабжения. Кроме того, схема сети должна обеспечивать наиболее экономичное решение по капитальным вложениям и эксплуатационным: расходам.
Темой данного дипломного проекта является электроснабжение комбината стройиндустрии. Современный комбинат является энергоемким потребителем, электрической энергии, оснащен общепромышленным и нетиповым оборудованием и энергоприемниками, которые характеризуются специфическим режимом эксплуатации.
В последние годы электроэнергетика таких предприятий стала важнейшим элементом подъема производительности труда.

Цеховые подстанции с числом трансформаторов более двух повышают надежность электроснабжения и во многих случаях более целесообразны, чем двухтрансформаторные подстанции.Выбор мощности трансформаторов производится на основании технико-экономических расчетов, исходя из полной расчетной нагрузки объекта, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии и других факторов.Оптимальная мощность трансформатора соответствует минимальным приведенным затратам.При выборе трансформаторов следует учитывать их перегрузочную способность, которая зависит, в частности, oт характера графика нагрузки и от предшествовавшей послеаварийному режиму загрузки трансформатора.Мощность цеховых трансформаторов следует выбирать, исходя их сроднен нагрузки в наиболее загруженную смену.На цеховых подстанциях чаще применяются трансформаторы 1000 и 630 кВА; трансформаторы мощностью до 630 кВА применяются при малой плотности нагрузок, в частности, на мелких и средних предприятиях, на периферийных участках крупных предприятий, для административных зданий, клубов и т. п. При удельной плотности нагрузок 0,2 кВ·А/м2 и выше применяются ,трансформаторы 1600 кВ·А, а при удельной плотности нагрузок 0,3 кВ·А/м2 и выше целесообразно применять трансформаторы мощностью 2500 кВ·А.Определим удельную плотность нагрузки на предприятии:,необходимо принять номинальную мощность трансформаторов , принимаем трансформаторы ТМ-630.Определим минимально возможное число цеховых трансформаторов:Nmin-минимальное число трансформаторов.Кз – коэффициент загрузки трансформатора.Наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передать через трансформатор:Суммарная мощность конденсаторных батарей:Дополнительная мощность НБК:-расчетный коэффициент зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2г = 0,21 (Кр1 = 15 и Кр2 = 27)Определим мощность компенсирующих устройств непосредственно присоединенных к ТП. Выбор оптимальной мощности НБК осуществляют одновременно с выбором цеховых ТП. Расчетную мощность НБК округляют до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ).Исходя из условий выбираем низковольтные конденсаторные установки, результаты сводим в таблицу 2.3:Таблица 2.4. Результаты расчетов и выбора компенсирующих устройств.№цеховой подстанцииТип номинальная мощность компенсирующих устройствНоминальная мощность компенсирующих устройствQку, кВАрТП1УКЛН-0,38-600-150УЗ600 х 2ТП2УКЛН-0,38-600-150УЗ600 х 2ТП3УКЛН-0,38-600-150УЗ600 х 2ТП4УКЛН-0,38-600-150УЗ600 х 2ТП5УКЛН-0,38-200-150УЗ200х4ТП6УКЛН-0,38-200-150УЗ200х2Полная мощность с учетом компенсирующих устройств.Таблица 2.4 Результаты выбора числа и мощности трансформаторов ТП, с учетом компенсации реактивной мощности№цеховой подстанцииПрисоединенная нагрузкаРасчетная нагрузкаРеактивная нагрузка выделяемая для компенсацииНоминальная мощность компенсир. устройствРасчетная мощность присоединенная к цеховой ТПТип номинальная мощность и количество трансформаторовКоэффициент загрузки трансформаторовPp, кВтQр, кВАрQ”ку, кВАрQку, кВАрSр, кВАSном х NkзТП12, 10, 14, 16987,614971189600 х 2603х20,78ТП21393515851268600 х 2603х20,76ТП34, 7, 9, 15, 17, 2011681384,41107600 х 2603х20,88ТП419888,81488,81190,4600 х 2603х20,67ТП51, 3, 8, 11, 12, 221009679543200х2603х20,79ТП65, 6, 18, 21, 23, 24, 2511441015812200х4603х20,883. Построение картограмм электрических нагрузокНахождения центра электрических нагрузок предприятия.Для определения условного центра электрических нагрузок (ЦЭН) применяется методика определения центра тяжести однородных плоских фигур сложной формы.Для выбора места расположения цеховых подстанций и ЦРП на генплане завода строится картограмма нагрузок:Хс=;Yc=где Хс, Ус – коэффициенты центра электрических нагрузок плоской фигуры в принятом масштабе.Sb – площади участков на которые разбита плоская фигура.Если объекты представляют собой правильный многоугольник, то их центры находятся на пересечении диагоналей.Определение условного электрического центра нагрузок предприятия:Х0=; У0=;где Хо, У0 – координаты центра нагрузок предприятия;Хi, Уi – координаты центра электрических нагрузок цехов.Расчёты сводятся в таблице 3.Определение радиусов окружностей на картограммах электрических нагрузок:;где ri – радиус окружности, мм;Рi – расчётная активная нагрузка данного цеха, кВт;m – масштаб, кВт/мм2;Выбираем масштаб, равный кВт/мм2 , определяем радиусы окружностей.Осветительная нагрузка наносится в виде сектора круга.Угол сектора (2) определяется из отношения (Рр,общ.) осветительных нагрузок (Рр,осв.) к Рр.общ цехов.бn=;б1=Таблица 3. Результаты расчетов картограммы нагрузок.№НаименованиеРасчетная нагрузкаПлощадь цехаКоординаты, радиус центра электрических нагрузокУгол осветительной нагрузкиPp, кВтFном, м2Хс, м.Ус, м.r, градСклад заполнителей3633244003451,211Склад ремонта6421001353101,55Бетонно-растворный завод12531444154552,138Дробильно-сортировочная установка3921001905301,273Открытый полигон железобетонных изделий1264200802402,169Лаборатории120654210178219Плотнично-опалубочная мастерская914762705253,2219Известегасительная установка247324904600,960Мастерская по ремонту оборудования и метало-опалубки876903104351,722Мастерская стойтермоизоляции3064860315141Котельная4359725504503,98Теплопункт1884625553902,55Арматурный цех91827722544557Завод крупнопанельного домостроения7105316804704,818Завод железобетонных изделий23257902204602,954КомпрессорнаяКомпрессорная (6 кВ)128360147619531528Завод ячеистых бетонов3043790475703,229Завод гипсошлаковых перекрытий6018482102401,564Завод минеральных изделий816101163382455,329База механизации3802400335803,517Цех металлоконструкций45010116110754,262Блок мастерских, колерных, лепных и др. изделий4020345255201,3114Столовая1404621301732,212Управление комбината16972601780,9146Ремонтно-механический цех601758210431,5804. Выбор схемы и напряжения питающих сетей4.1 Технико-экономическое сравнение вариантовС учётом требований, предъявленных к электроснабжению предприятий, указаний СНиП и Инструкций по проектированию. «Комбинат ЖБИ» с потребляемой расчётной мощностью 6308 кВА относится к небольшим предприятиям, входит в интервал более 7,5 МВА нижнего предела установленной мощности для средних предприятий.Приближенное определение рационального питающего напряжения по номограмме позволяет принять для внешнего электроснабжения напряжения 6,10 и 35 кВ.Выбор рационального напряжения проведём по готовым приведённым затратам по следующим вариантам:Вариант 1 – обеспечение внешнего электроснабжения по воздушным линиям напряжением 6, 10 и 35 кВ.Вариант 2 – обеспечение внешнего электроснабжения по кабельным линиям 6 и 10 кВ.Исходные данные: расчётная мощность –6308 кВА. Годовое число часов работы – 4000. Расстояние от пункта питания до ЦРП завода 6 км. Питающие линии двухцепные, каждая из которых должна быть рассчитана на полную нагрузку для обеспечения бесперебойности питания потребителей 3 и 2 категории, потребителей, относящихся к 1 категории.Вариант 1. Для сокращения объёма расчётов определение годовых затрат производится на напряжение 10 кВ, а для варианта 6, 35 кВ приведены окончательные результаты расчёта.Годовые эксплуатационные расходы рассчитываются по формуле Сэ=Ср.+Скр+С’э+См (4.1)илиСэ=Са+Сн+С’э (4.2)Амортизационные расходы на реновацию Ср в расчётах не учитываем, поскольку срок службы системы электроснабжения принимаем не менее 30 лет (воздушные линии на бетонных пасынках обеспечивают данный срок эксплуатации).Годовые расходы на эксплуатацию С’э , включающие в себя расходы на текущий ремонт, заработную плату, общепроизводственные расходы принимаем для эксплуатации одинаковыми и исключаем из расчётов, как не влияющие на выбор вариантов напряжения.Годовые расходы См принимаем равным стоимости потерь электроэнергии в линиях Сп.Годовые расходы на капитальный ремонт Ск.р. принимаем равными амортизационным отчислениям Са.Для воздушных линий амортизационные отчисления принимают равным 6, для подстанций 10%. Следовательно,Сэ=Сп+Са (4.3)В соответствии с изложенным выше годовые затраты определяем по выражению:3=Сэ+Кнэ*К(4.4)Определяем приведённые затраты при напряжении 10 кВ.1) Капиталовложения где Кл – стоимость сооружения воздушных линий 10 кВ;Кэ.а.10 – стоимость электрической аппаратуры на 10 кВ.Все капиталовложения определяем по укрупнённым технико-экономическим показателям.Находим Кл10. Для определения капиталовложений по сооружению двухцепной линии 10 кВ определяем сечение проводов линии. Выбор сечения проводим из расчёта обеспечения питания предприятия по одной линии в случае повреждения или отключения другой. Принимаем допустимую перегрузку линии в аварийном режиме равной 1.3; тогда сечение линии должно соответствовать пропускной мощности:Sa=Sи=6308/1.3=5281,кВА;Iп=305АПринимаем две цепи линии 10 кВ с проводами АС(3*95). Для данного сечения линии в нормальном режиме работы длительно допустимая токовая нагрузка равна 320 А. При полной загрузке потери . Стоимость линии 1,95 тыс/км где: и стоимость линии приняты по таблице 4 – 4 [31].Принимая допустимые потери напряжения в аварийном режиме равными 10 %, получаем допустимую длину передачи:Lдоп= что примерно равно действительному расстоянию, 6км.Проверку воздушных линий на термическую стойкость к токам К.З. не производим.Механическая прочность и минимальные потери на коронирование на напряжении 10 кВ при сечении 95 мм2 обеспечены.Таким образом, по техническим условиям выбираем две линии 3*95 мм2 на деревянных опорах с железобетонными пасынками.Выбор экономического сечения линии производим упрощённым способом по экономической плотности тока (таблица 1.3.36 ПУЭ)Sэ=(4.6)Окончательно принимаем две линии с проводами АС(3*120мм2) на деревянных опорах Iдоп=375 А.; К1км=2,35 тыс. руб.; Кл10=2*6*2,35=28,2 тыс. руб.Находим Кэа10.Задаваясь условием, что отключающая способность выключателя должна быть не более 350 тыс. кВА, выбираем выключатель типа ВПМП – 10 – 1000 – 20 УЗ стоимостью 1,57 тыс. руб.Капиталовложения в электрическую аппаратуру составляютКэа10 =LКв=6*1,57=9,42 тыс. руб.(4.7)Итого капиталовложения в систему электроснабжения 10 кВ.К10=Кл10+Кэа10=28,2+9,42=37,62 тыс. руб.(4.8)2. Эксплуатационные расходы определяем по формуле:Сэ=Сп+Са(4.9)Находим потери мощности и энергии на 1 км в линиях 10 кВ сечением А (3*120). При полной загрузке потери мощности . Номинальная нагрузка линии Sн=6,3 тыс. кВА., расчётная нагрузка Sр=6308/2=3154 кВА, при этом коэффициент загрузки Кз=3,1/6,3=0,49.Определяем расчётные потери мощности в двух линиях(4.10)Определяем расход электроэнергии на потери tпот=4000 ч.1,64*4500=6560 кВтч/год.(4.11)Стоимость потерь Сп10==6560 *0,224=14,44 тысруб/год(4.12)Определяем годовые амортизационные расходы. Амортизационные отчисления на линии принимаем равными 6%, по подстанции 10%.Следовательно, Сал10=0,06*28,2=1,69 тыс. руб./год.Са,эа10=0,1*9,42=0,942 тыс. руб./год.Са10=Са,л10+Са,э,а10=1,69+0,942=2,634 тыс. руб./год.Суммарные эксплуатационные расходы.Сэ10=Сп10+Са10=14,44+2,634=17,0724 тыс. руб./год.(4.13)В итоге при передаче электроэнергии на напряжении 10 кВ получаемК=37,62 тыс. руб.; Сэ10=17,0724 тыс. руб./год.Годовые приведённые затраты по варианту 10 кВЗ10=Сэ10+0,15 К=17,0724 +0,15*37,62=22,71 тыс. руб./год.Подсчитывая аналогичным образом годовые затраты на напряжение 6 и 35 кВ, получим.З6=33,8 тыс. руб./год. З35=26,9 тыс. руб./год.Вариант 2. – внешнего электроснабжения предприятия по двум параллельно проложенными в траншее кабельными линиями напряжением 10 или 6 кВ с расстоянием 100 мм между ними, каждая из которых рассчитана на полную нагрузку.Определение приведённых годовых затрат выполнено для напряжения 10 кВ, а для напряжения 6 кВ приведены окончательные результаты расчёта.Расчётный ток в нормальном Iр и аварийном Iмах,р режимахIр=; Iр10=; Iр6=303,4 А.Iмах,р=; Iмах,р10=; Iмах,р6=606,8 А.По справочным материалам [3]принимаем кабель марки ААБл с алюминиевыми жилами; изоляция из пропитанной бумаги, в алюминиевой оболочке, бронированной стольными лентами с подушкой из битума.Выбираем сечение жил кабельных линий, учитывая допустимую перегрузку в аварийном режиме и снижение допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее. Принимаем время ликвидации аварии максимальным (5 суток), а коэффициент загрузки линии в нормальном режиме 0.6. В соответствии с таблицей 1.3.26[7] принимаем коэффициент снижения токовой нагрузки Кс.н равным 0.9.Допустимый ток кабельных линий определяем из соотношения1.25 Ксн*IдопIмах,р(4.14)Iдоп182*(1,25*0,9)Iдоп10204 А; Iдоп6323,5 А.По таблице 1.3.16 ПУЭ принимаем сечение жил трёхжильного кабеля для напряжения 10 кВ равным 95 мм2 [Iдоп – 205 А] и 185 мм2 [Iдоп – 340 А для напряжения 6 кВ]Проверим принятое сечение жил по экономической плотности тока:S= ; S10=мм2; S6=мм2(4.15)Проверяем принятое сечение кабелей на потери напряжения:(4.16)В нормальном режиме:(2,6%)В аварийном режиме:(4.17)С учётом выполнения требования ПУЭ по допустимым потерям напряжения в осветительных (-2.5 до +5%) и силовых сетях (-5 до +10%) предпочтительным является напряжение 10 кВ.Определяем коэффициент загрузки кабелей в нормальном режиме:Кз=; (4.18)Кз.10=; Кз.6=где I Iдоп=Кс.н*IдопI’доп10=0,9*204=183 А; II доп6=0,9*340=339 А.По 3.5[33] определяем потери мощности в линии при действительной нагрузке:=(4.19)=3*1832*0,258*6*0,92*10-3=125,2 кВт=3*3392*0,129*6*0,892*10-3=211,4 кВтПотери энергии в линии составят:(4.20)Стоимость потерь энергии в линии равна:Сп=(4.21)Сп95=500800*0,224=112179,2руб./год.Сп240=844000*0,224= 189056 руб./год.Капитальные вложения на сооружение 2 линий определяем по УПС:К=Куд*L(4.22)К95=Куд.95*L=2*3,37*6=40.44 тыс.руб.К240=Куд.240*L=2*4,75*6=57 тыс.руб.где Куд – стоимость 1 км кабельной линии, проложенной в траншее. Ежегодные амортизационные отчисления составляют:По КЛ Са=К*Ка(4.23)где Ка=0,03 коэффициент амортизационных отчислений, принятый по таблице 2 – 1 [2]Са95=40,44*0,03= 1,2132тыс.руб./год.Са240=57*0,03=1,71 тыс.руб./год.По электрической аппаратуре. Принимаем аналогично и равным по воздушным линиям 10 и 6 кВ в размере Саэ=0,785 тыс.руб/год.Годовые эксплуатационные расходы составляют:Сэ=Сп+Са+Саэ(4.24)Сэ95=112,179+1,2132+0,785= 114,17532 тыс.руб/год.Сэ240== 189,056+1,71+ 0,785=191,546 тыс.руб/год.Приведённые затраты на линию равны:З95=Сэ95+0,125*К95= 114,17532 + 0,125*40.44 =119,2303252 тыс.руб/год.З240=Сэ240+0,125*К240=191,546 +0,125*57=126,35532 тыс.руб/год.Таким образом, в результате расчётов имеем:Годовые приведённые затраты по вариантам:ВЛ-35 кВ З35=26,9 тыс. руб./год.ВЛ-10 кВ З10=22,71 тыс. руб./год.ВЛ-6 кВ З6=33,8 тыс. руб./год.КЛ- 10 кВ З95=119,23 тыс.руб/год.КЛ-6 кВ З240=126,35532 тыс.руб/год.На основании сравнения результатов расчётов по годовым приведённым затратам по воздушным линиям 6,10,35 кВ и кабельным линиям 6 и 10 кВ окончательно принимаем для электроснабжения предприятия вариант двух кабельных линий ААБл 3*95 на напряжение 10 кВ.Учитывая разностороннее расположение нагрузок цехов относительно ЦРП принята одноступенчатая радиальная схема электроснабжения цеховых КТП по кабельным линиям напряжением 10 кВ, позволяющая с достаточной надёжностью питать как сосредоточенные нагрузки (котельная, компрессорная, насосная, теплопункт) основного так и небольшие нагрузки вспомогательного производств.Рис.2 Схема электроснабжения комбината5. Выбор сечения и марки кабелей 10 кВ системы электроснабженияКабели выбираются:По длительно допустимому току нагрузки;По экономической плотности тока;Проверяются:По термической устойчивости;По потере напряжения.КЛ ЦРП – КТП№5.Определяем: ток в нормальном режиме.ток в аварийном режиме, когда по одному кабелю передаётся нагрузка 2 Sном.т.Сечение жил принимаем с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме и снижении допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее.Допустимый ток кабельной линии определяем из выражения1.25*Ксн*I’допЙмах; I’допЙмах/(0,9*1,25)где: Ксн – коэффициент снижения нагрузкиI’доп72,8/(0,9*1,25); I’доп102,8По таблице 1.3.16 ПУЭ принимаем кабель с алюминиевыми жилами сечением 3*35 Iдоп=115 А.По экономической плотности тока:Sэ=Iнор/Jэ=72,8/1,4=52 мм2 принимаем сечение 3*50,где: Jэ=1,4 А/мм2 таблица 1.2.36 ПУЭ. Проверяем принятое сечение кабеля на потери напряжения:(5.1)где: L=0,14 – длина питающего кабеля, км.(5.2)Таким образом, выбираем сечение кабеля ААШв 3*50 удовлетворяет всем требованиям и принимается к прокладке.Выбор сечения кабеля к остальным КТП сведён в таблицу 12.Таблица 12.Участок кабельной сети.Марка и сечение кабеляТокавая нагрузка, АСечение, мм2Расчетная Ip,maxНоминальная IнормПо экономической плотности токаJэк, А/мм2По доп. нагревуПо току КЗ.ПринятоПС110/10кВ – ЦРП2*ААБл 3*12036418213012053,53*120ЦРП–КТП – 12*ААШв3*5059,629,821,28571441,348,13*50ЦРП–КТП – 2ААШв 3*3558,429,220,8571432647,63*50ЦРП–КТП – 3ААШв 3*5067,533,7524,10714341,3333*50ЦРП–КТП – 4ААШв 3*1651,3725,68518,34642913,239,43*50ЦРП–КТП – 5ААШв 3*5060,430,221,57142941,347,73*50ЦРП–КТП – 6ААШв 3*3567,233,6242645,83*506. Определение потерь энергии в элементах систем электроснабженияОпределяем потери мощности ДР в кабельных линиях при действительной нагрузке на примере потерь в питающем кабеле «ГПП– ЦРП» ААБл 3*120, [выполненного в разделе «выбор схемы и напряжения электроснабжения» Вариант1.]ДРд=3(Iдоп)2*rуд*L*Кз*10-3=3*2042*0,258*6*0,592*10-3=67,27 кВт.(6.1)Потери энергии в двух линиях составят:ДЭ=2ДРд*Тг=2*67,3*4000=538400 КВт.ч./год.(6.2)Стоимость потерь активной энергии в линиях внешнего электроснабжения:Сп=ДЭа*Со.п.= 538400*0,224=1206,01 руб.год.(6.3)Зарядная (ёмкостная) мощность кабельных линий (кВар) определена по выражению-ДQс=Iз*U*L*10-3где: Iз – зарядный ток линии, принимается по таблице 4.14.[35].Iз=0,54 – для кабеля сечением 50 мм2 при напряжении 10 кВ, А/км.;Iз=0,75 – для кабеля сечением 120 мм2 при напряжении 10 кВ, А/км.;L – длина кабельной линии, км.;U – линейное напряжение кабельной линии, В;-ДQс=(*0,54*10000*1,642*10-3+*0,75*10000*5,6*10-3)=87,99 кВар.Потери реактивной энергии от зарядной мощности кабельных линий принимается с отрицательным знаком.6.1 Расчёт токов короткого замыканияРасчёт токов короткого замыкания производится для выбора оборудования по условию электродинамической стойкости и производится по расчётной схеме системы электроснабжения (рис. 1) в базисных единицах.Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора Sб=Sном.т=15 МВА и среднее напряжение ступени с током КЗ Uб=Uср=10.5 кВ.Определяем базисный ток:Iб=Составляем схему замещения (рис.2) и принимаем её элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам КЗ.Рис.2 Схема замещения системы электроснабжения для расчетов тока к.з.Определяем сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.Трансформаторы Т1 и Т2 системы.(7.1)Х1*=Х2*=(7.2)Кабельные линии:Х3*=Х4*=Худ*L(7.3)r3*=r4*=rуд*L (7.4)ЦРП-ТП2Х5*=Худ*Lr5*=rуд*Lгде: Худ и rуд – значения удельного индуктивного и активного сопротивления кабелей принятых по таблице 3.5[33];ЦРП-ТП3Х6*=0,09*0,258*15/10,52=0,0035r6*=0,62*0,258*15/10,52= 0,0223944ЦРП-ТП4Х7*=0,09*0,432*15/10,52= 0,0054432r7*=0,62*0,432*15/10,52= 0,0374976ЦРП-ТП5Х8*=0,09*0,51*15/10,52= 0,006426r8*=0,62*0,51*15/10,52= 0,044268ЦРП-ТП6Х9*=0,09*0,492*15/10,52= 0,0061992r9*=0,62*0,492*15/10,52= 0,0427056Суммарное сопротивление до точки К1 при равенстве:При равенстве в параллельных ветвях индуктивное и активное сопротивления и (7.5)Суммарное сопротивление до точки К2..Суммарное сопротивление до точки К3..Суммарное сопротивление до точки К4..Суммарное сопротивление до точки К5..Суммарное сопротивление до точки К6..Суммарное сопротивление до точки К7..Так как условие <XI/3 не выполняется для всех точек, кроме 1, то в расчётах будем учитывать полное сопротивление .Ток КЗ в рассматриваемых точках составит:Ik k1=где: .Iк к2=Iб/Iк к3=Iк к4=Iк к5=Iк к6=Iк к7=Iк к8=Iк к9=пределяем ударные токи, определив ударный коэффициент по кривой, представляемой на рис. 6.22[33] в зависимости от отношения Т:Для точки К1 Т1=0,0498/0,0032=15,56; Куд 1=1,8.К2 2=0,06625/0,0556=1,19; Куд 2=1,08.К3 3=0,0681/0,0682=1; Куд 3=1,05.К4 4=0,06679/0,077=0,87; Куд 4=1,04.