Реконструкция системы электроснабжения АО "Костанай СУ"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В условиях современной экономики развитие электроэнергетической отрасли Казахстана играет важную роль, так как она во многом определяет ее развитие. Растущее потребление электрической энергии многими отраслями промышленности ставит задачу улучшения качества работы электроэнергетической отрасли, которое в свою очередь зависит от рационально выполненной системы электроснабжения, которая должна удовлетворять ряду требований: экономичности и удобства эксплуатации, безопасности и надежности, обеспечения надлежащего уровня напряжения, стабильности частоты. Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ, и необходимая гибкость системы электроснабжения, обеспечивающая возможность развития, без существенного усложнения и удорожания первоначального варианта. При этом должны по возможности применятся решения, требующие минимальных расходов цветных металлов и электроэнергии. При построении рациональной системы электроснабжения необходимо учитывать многочисленные факторы, к числу которых относятся потребляемая мощность и категория надежности питания, графики нагрузок крупных потребителей, число и мощность понижающих подстанций и других пунктов потребления электроэнергии, напряжение потребителей, требования аварийного и послеаварийного режимов. Кроме того, при построении рациональной системы электроснабжения нужно учитывать требования по ограничению токов коротких замыканий, а также условия выполнения простой и надежной релейной защиты, автоматики и телемеханики на основе современных научно-технических разработок, что в свою очередь позволит рационально использовать электроэнергию, повышать ее качество и повышать энергетическую вооруженность отраслей промышленности и народного хозяйства.

1. Общая характеристика объекта

Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ” была спроектирована и построена в 1979 году и предназначена для перекачки и переработки канализационных стоков города Костаная. Расположена насосная станция на втором километре Введенской трассы. Район расположения насосной станции (по СниП 2.01.01 - 82) относится к 1В климатическому району, который характеризуется следующими показателями:

– Расчетная зимняя минимальная температура t0min = -35 C0;

– Ветровая нагрузка для III ветрового района - 45 кгс/м2;

– Нормативная снеговая нагрузка для II снегового района - 70 кгс/м2;

– Промерзание грунта - 2,2 м;

– Максимальное промерзание грунта - 3 м;

– Среднегодовая продолжительность гроз от 40 до 60 часов.

Главная канализационная насосная станция №2 ГКП” Костанай-СУ” относится к потребителям первой категории. Электроснабжение насосной предусмотрено от двух независимых источников питания, а именно, от подстанции Притобольская 35/10 и от подстанции Центральная 220/110/10, по двум рабочим фидерам 10 кВ.

На территории Главной канализационной насосной станции расположены действующая насосная станция №2, недействующая насосная станция №1 и котельная.

В машинном зале главной насосной станции №2 установлены семь насосов. На пусковой период установлены шесть главных насосов (четыре рабочих и два резервных) с электродвигателями по 800 кВт на напряжение 10 кВ и один главный насос с электродвигателем 200 кВт на напряжение 0,38 кВ.

В помещении распределительного устройства 10 кВ размещено комплектное распределительное устройство 10 кВ, состоящее из девятнадцати камер типа КСО-272.

В щитовой установлены щит станций управления типа ЩО, два шкафа оперативного тока типа ШУОТ 01-4122 и два устройства питания соленоидов включения приводов выключателей типа УКП-380-У3.

В помещении дежурного персонала установлены щит управления и сигнализации и щит КИП.

Кроме того, к зданию насосной пристроена комплектная трансформаторная подстанция, в которой размещена двух трансформаторная подстанция 2КТП-630-10/0,4.

Для управления электродвигателями насосов, размещения электрооборудования и прокладки кабелей в машинном зале предусмотрен мостик обслуживания с тремя площадками, на которых установлены тиристорные возбудители типа ТЕ-320/75Т-5У4 и трансформаторы для их согласования типа ТСЗВ-63/0,5.

В качестве силового электрооборудования использовано:

1) Электродвигатели главных насосов - синхронные, типа СДН14-59-8, 10 кВ, 800 кВт;

2) Тиристорные возбудители типа ТЕ8-320/75Т-5У4;

3) Согласующие трансформаторы типа ТСЗВ-63/0,5.

В качестве пусковой аппаратуры предусмотрено:

Для высоковольтных двигателей насосов - камеры КСО-272 с высоковольтными маслеными выключателями;

Для низковольтных двигателей насосов, напорных задвижек и коммутационных задвижек на нитках - серийные станции управления типа БУ5000,

установленные на щите станций управления;

Для электродвигателей всасывающих и коммутационных задвижек - магнитные пускатели, установленные на постах местного управления;

Для электродвигателей вентиляторов и электронагревателей - пакетные выключатели, установленные по месту.

Распределительная сеть для силового оборудования выполнена:

Для высоковольтных электроприемников- кабелем ААШв-10;

Для низковольтных электроприемников - кабелем АВВГ.

В связи с отсутствием в номенклатурах заводов одножильных кабелей марки АВВГ больших сечений, соединение ротора синхронного двигателя с тиристорным возбудителем выполнено одножильным кабелем марки ААШв-150 мм2.Кабели прокладываются в каналах и по месту обслуживания на кабельных конструкциях.

Компенсация реактивной мощности предусмотрена искусственная, при помощи синхронных двигателей, работающих с опережающим коэффициентом мощности.

1.1 Обоснование необходимости реконструкции системы электроснабжения

В данной дипломной работе для улучшении системы электроснабжения мы опираемся на такие показатели как: наименьшие потери в линии, качество электроэнергии, приведённые годовые затраты по технико-экономическим сравнением вариантов.

Основная часть электрооборудования была введена в эксплуатацию в 1979 году. С того момента прошло 25 лет.Согласно ГОСТ 27002-83 срок эксплуатации электрооборудования составляет в среднем 30-35 лет. Очевидно, что срок эксплуатации большенства электроприемников насосной станции подходит к концу, а у некоторых он уже закончился.Следовательно большпя часть электрооборудования морально и физически устарело,а значит ухудшились его энергетические показатели.Кроме того, в процессе эксплуатации оборудование подвергается воздействию различных факторов: повышенная влажность, пыль, всевозможные механические и электрические нагрузки.При этом изменяются изоляциооные, проводниковые и другие свойства отдельных частей и механизмов. В свою очередь эти изменения приводят к возникновению коротких замыканий, прбою изоляции, механическим повреждениям. В результате происходят частые отключения электроустановок в результате аварии, много времени уходит на ремонт, что сказывается на качестве технологического процесса.

На основании вышеперечисленного можно сделать вывод о необходимости реконструкции системы электроснабжения насосной станции с заменой морально и физически устаревшего оборудования на новое и более современное с технико-экономическим обоснованием принимаемых решений.

Перечень основных монтажных работ по реконструкции силового оборудования:

1) Замена электродвигателей 10 кВ синхронного типа на асинхронные электродвигатели той же мощности и напряжения, с упрощением конструкции;

2) Замена электродвигателей напряжением 0,38 кВ серии АО на электродвигатели серии 4А приблизительно той же мощности;

3) Замена пускозащитной аппаратуры напряжением 0,38 кВ на новую аппаратуру других марок: трехполюсные выключатели на магнитные пускатели марки ПМЛ, пускатели марки ПМЕ на пускатели марки ПМЛ, автоматические выключатели серии АП 50 на выключатели серии А 3700;

4) Замена кабельных линий напряжением 0,38 кВ для питания электродвигателей;

5) Замена высоковольтных кабельных линий напряжением 10 кВ для питания высоковольтных электродвигателей;

6) Реконструкция распределительного устройства высокого напряжения с заменой ячеек с камерами КСО-272 с выключателями ВМП-10 на камеры КСО-298 с выключателями ВВ/TEL;

7) Замена двух комплектных трансформаторных подстанций 2 КТП-630/10;

8) Ввод в эксплуатацию устройства для частотного регулирования производительности главных канализационных насосов;

9) Ввод в эксплуатацию устройств для компенсации реактивной мощности.

1.2 Расчет электрических нагрузок

Электрические нагрузки являются первоначальными данными для решения комплекса технико-экономических задач, возникающих при проектировании при проектировании систем электроснабжения любого промышленного предприятия.

Определение электрических нагрузок производится с целью дальнейшего выбора силового оборудования, токоведущих частей элементов электроснабжения, проверки данных элементов на технические и экономические показатели, выбора компенсирующих устройств,защитных устройств и т.д.

Многие технико-экономические факторы зависят от правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок, поэтому объективный выбор значения расчетных нагрузок является одним из важных пунктов проектирования системы электроснабжения.

В зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок-упрощенные или более точные. Каждый из методов имеет свои преймущества и недостатки,отличается сложностью или простотой в расчетах.

Одним изметодов, которые используются для нахождения расчетной нагрузки,является метод упорядоченных диаграмм или метод коэффициента максимума. По этому методу расчетную активную и реактивную нагрузкуи находят по средней мощности и коэффициенту максимума исходя из выражения:

 (1)

(2)

(3)

где: Кmax-коэффициент максимума, значение которого зависит от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников; выбирается по таблицам.

Кисп-коэффициент использования; определяется из выражения:

(4)

где: Киспi-коэффициент использования отдельного i-го приемника; Рномi-номинальная мощность i-го приемника; кВт; -суммарная мощность всех электроприемников, кВт; Кс - коэффициент спроса; определяется по справочным данным; Рос - расчетная мощность освещения; кВт; tgпоказатель, характеризующий реактивную нагрузку.

Эффективное число электроприемников определяется из выражения:

(5)

В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженерых расчетов погрешность равная 10%.

Определяем расчетную активную,реактивную и полную нагрузки главной канализационной насосной станции №2.

По формуле определяем коэффициент использования:



Принимаем Кисп = 0,8.

По формуле определим эффективное число электроприемников:

Принимаем Nэф=7.

По табличным данным в зависимости от коэффициента использования и эффективного числа электроприемников находим КMAX = 1,09.

По формуле определяем значение расчетной активной нагрузки предприятия:

По формуле определяем значение расчетной реактивной нагрузки предприятия:

По формуле (3.3) определяем полную расчетную нагрузку предприятия:

Потребители электроэнергии должны выдерживать заданное значение коэффициента мощности, которое в настоящее время в соответствии с [2] должно быть не менее 0,95.

Определяем значение коэффициента мощности предприятия:

1.3 Компенсация реактивной мощности

Как правило, в промышленных сетях наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной, обусловленный ростом силовых нагрузок.

Основными потребителями реактивной мощности на промышленных предприятиях являются асинхронные двигатели, трансформаторы и автотрансформаторы, вентильные преобразователи и сварочные аппараты.

Для выполнения задач баланса реактивной мощности, снижения потерь электрической энергии, регулирования напряжения, применяется важное техническое мероприятие, называемое компенсацией реактивной мощности.

Под компенсацией реактивной мощности понимают ее выработку или потребление с помощью специальных устройств: конденсаторов и конденсаторных установок, синхронных двигателей и генераторов, синхронных компенсаторов, компенсационные преобразователей и статических источников реактивной мощности.

При проектировании системы электроснабжения предприятия необходимо выполнить ряд организационных и технических мероприятий по компенсации реактивной мощности.

Организационные мероприятия включают в себя:

1. Оптимальное представление графика нагрузок в режимах максимума и минимума;

2. Меры по ограничению холостого хода двигателей;

3. Меры по увеличению загрузки технологических агрегатов;

4. Меры по уменьшению напряжения питания асинхронных двигателей, загруженных не более чем на 45%, путем переключения схемы обмоток с” треугольника” на” звезду”;

5. Отключение силовых трансформаторов, загруженных не более чем на 30%, с переводом нагрузки на другие трансформаторы;

6. Замена асинхронных двигателей на синхронные двигатели где это приемлемо по технико-экономическим соображениям.

Технические мероприятия включают в себя рациональный и экономичный выбор и установку компенсирующих устройств.

Критериями экономичности является: минимум приведенных затрат на установку компенсирующих устройств; снижение стоимости трансформаторных подстанций и стоимости распределительных сетей; снижение потерь электрической энергии в питающей и распределительной сетях.

Компенсацию реактивной мощности будем производить на высшем напряжении распределительного устройства 10 кВ. В качестве компенсирующих устройств будем использовать конденсаторные установки на напряжение 10 кВ.

Необходимую мощность конденсаторной установки определяем из выражения:

(4.1)

где: Ррас - расчетная активная нагрузка предприятия; кВт

Qрас - расчетная реактивная нагрузка предприятия; кВАр

Ррас = 4521,74 кВт;

Qрас = 2338,51кВАр.

По справочным данным [7] для компенсации реактивной мощности выбираем конденсаторные установки типа КУ-10-II с БРВ-I в количестве двух штук

Определяем значение полной нагрузки предприятия после компенсации:

(6)

где: Qк.у.с - стандартное значение мощности конденсаторной установки; кВАр

Определяем значение коэффициента мощности предприятия после компенсации:

(4.3)

2. Расчет электроосвещения

В данном разделе выполняется светотехнический расчет искусственого освещения помещений главной канализационной насосной станции.

Освещение необходимо проектировать таким образом, чтобы оно способствовало наивысшей призводительности труда и снижению вероятности несчастных случаев.

Светотехническии расче состоит из двух этапов:

а) Выбор источников света и норм освещенности.

б) Определение количества светильников и мощности ламп.

После этого производится комапновка осветительной сити, расчитывается сечение осветительной линии и производится выбор щитов освещения.

При выборе источников света руководствуются следующими указаниями:

Преимущественно должны применятся источники света с газоразрядными лампами типа ДРИ, ДРЛ, ДНаТ, а также источники света с лампами накаливания.Применение газоразрядных ламп запрещается при питании сетей освещения постоянным током и в случаях, когда возможно снижение питающего напряжения до уровня <0.9Uном. Кроме того, применение люминесцентных ламп не допускается в помещениях с температурой окружающей среды менее 50С.

Должны применяться, по возможности, лампы наибольшей единичной мощности. Мощность ламп ограничивается показателем ослепленности Р. Для производственных помещений Р=80 и все светильники удовлетворяют требованиям по ограничению ослепленности, если h>2.5м.

3) В помещениях венткамера, электрощитовая, комната дежурного и в помещении распределительного устройства предусмотрено ремонтное освещение, для которого предусматривается установка ящика с понижающим трансформатором 220/36 типа ЯТП-0,25 и переносной светильник типа РВО-42 с лампой МО-36-40 мощностью 40 Вт.

Нормируемая освещенность принимается по « отраслевым нормам освещения производственных помещений, зданий и сооружений » или по СНиП II 4-79.

При общем равномерном освещении количество светильников и место их размещения выбирается исходя из оптимального отношения L/h, где:

L-расстояние между светильниками в ряду и между рядами;

H-расчетная высота подвеса светильника.

Расчетные и допустимые значения для светильников с различными кривыми силы света даны таблице

Мощность ламп для источников света определяется двумя методами:

Метод коэффициента использования светового потока, применяется для расчета общего равномерного освещения горизонтальной поверхности.

Метод удельной мощности, применяется для расчета общего равномерного освещения при отсутствии затенений в помещениях.

Таблица 2.1

Характеристика помещений

№ по плану	Наименование помещений	Количество	Размеры	Площадь, м2	Ен,Лк	Категория по пожаро- и взрывоопасности
1	Машинный зал	1		765	50	Д
2	Распределительное Устройство	1		72	100	Д
3	Электрощитовая	1		72	100	Д
4	Помещение КТП	1		72	50	В
5	Комната дежурного	1		54	200	Д
6	Гардероб	1		8,25	30	Д
7	Умывальня	1		5,25	30	Д
8	Душевая	1		3	30	Д
9	Венткамера	1		11,4	30	Д
10	Коридор	1		8,625	10	Д

Произведем светотехнический расчет для помещения машинного зала.

2.1 Выбор источника света и норм освещенности

Норма освещенности для данного помещения приведена в таблице 2.1. Для помещения машинного зала выбираем светильник с люминисцентными лампами типа ЛСП-18, который имеет следующие технические характеристики: IСВ=75%; кривая силы света-тип М; степень защиты оболочки-IP65.

Определяем количество светильников и мощность ламп по методу коэффициента использования светового потока

Определяем количество рядов светильников:

(6)

где: В - ширина помещения;

определяем по табличным данным;

h- высота подвеса светильника;

h=H-hс;

H-высота помещения;

hс-высота от потолка помещения до светильника;

В=18м

h=H-hс=4,1-0,3=3,8;

H=4.1м

h=0.3м

Принимаем b=3

Определяем количество светильников в ряду:

(7)

где: А-длина помещения

А=42,5м

Принимаем n0=5

Определяем общее количество светильников:

(8)

Определяем индекс помещения:

(2.4)

Определяем коэффициент полезного действия:

(9)

где: СВ- коэффициент полезного действия светильника;

П - коэффициент полезного действия помещения, определяется по таблицам [1] в зависимости от индекса помещения и кривой силы света светильника;

СВ=0,75

П = 0,55

Определяем световой поток светильника:

(10)

где: Ен- нормативное значение освещенности для данного помещения;

КЗ-коэффициент запаса;

S- площадь помещения;

Z - коэффициент неравномерности;

N - общее количество светильников; N=15

Ен=50 Лк;

для люминисцентных ламп принимаем КЗ=1,3;

S=765 м2;

для люминисцентных ламп принимаем Z=1.1;

N=15

По таблицам [1] выбираем лампу типа ЛБ-58, которая имеет следующие технические характеристики: Рл=58 Вт; Фл=4800 Лк; Фсв =9600 Лк.

Определяем отклонение светового потока от нормы:

(11)

Окончательно принимаем светильник типа

Аналогично производим расчет для помещений электрощитовая, помещения распредустройства, помещения КТП и комнаты дежурного и результаты вычислений заносим в таблицу 2.2

Проиизведем светотехнический расчет для помещения венткамера.

Норма освещенности для данного помещения приведена в таблице Для помещения венткамера выбираем светильник с лампами накаливания типа НСП-11, который имеет следующие технические характеристики: ?СВ=0,67%; кривая силы света-тип Д-2; степень защиты оболочки-IP63.

Определяем количество светильников и мощность ламп по методу удельной мощности.

Количество рядов светильников, количество светильников в ряду и общее количество светильников определяем по выражениям и результаты заносим в таблицу.

По таблице [1] в зависимости от высоты помещения,площади,кривой силы света и мощности ламп выбираем условную удельную мощность освещения: Wусл.уд.=24,4 Вт/м2.

Определяем удельную мощность помещения:

(12)

где: Ен- нормотивная освещенность данного помещения;

СВ - коэффициент полезного действия светильника;

Ен=30 Лк;

СВ=0,67.

Определяем мощность лампы источника света:

(13)

где: S-площадь помещения;

N-общее количество светильников в помещении;

S=24,4 м2

N=2

По таблицам [1] выбираем лампу накаливания для источника света типа Б220-150; Рл.ст.=150 Вт.

Определим отклонение стандартной мощности лампы от расчетного значения:

(2.11)



Окончательно выбираем светильник типа НСП11-150

Аналогичным образом производим вычисления для помещений душевая, гардероб, умывальня и коридор и результаты заносим в таблицу 2.3

Освещение территории выполняется светильниками на опорах ВЛ-0,4 кВ.При этом установленная мощность определяется из расчета 3 Вт на 1 п.м. осветительной полосы. Растояние между светильниками не более 45 метров.Применяются светильники типа РКУ 01-125 с лампами ДРЛ-50, ДРЛ-80, ДРЛ-125.Установленная мощность на освещение територии завода 12 кВТ.

Кроме того для освещения входов в здание насоаной предусматриваем подвеску светильников типа НСП11-100.

На этом основная часть светотехнического расчета завершается. Результаты светотехнического расчета заносим в таблицу.

2.2 Компоновка осветительной сети

При компоновке осветительной сети учитывают следующие ограничения:

А) Количество групповых линий должно быть минимальным;

Б) Нагрузка, подключенная к разным фазам должна быть приблизительно одинаковой. Разница в нагрузках максимальной и минимальной нагруженных фазах не должна превышать 20%;

В) Количество светильников, подключенных к одной групповой линии не должно превышать 20 штук. В это же число входят розетки и понижающие трансформаторы.

Предварительно необходимое число групповых линий можно определить по выражению:

 (14)

где: Nл.н- количество ламп накаливания;

Nш.р- количество штепсельных розеток;

Nл.л- количество люминесцентных ламп.

По формуле определим предварительно необходимое число групповых линий:

Nл.н=11;

Nш.р=4;

Nл.л=62.

Скомпонуем осветительную сеть для главной канализационной насосной станции №2:

1 групповая линия-3 ряд помещения машзала-

2 групповая линия-2 ряд помещения машзала-

3 групповая линия-2 ряд помещения машзала (дежурное освещение) -

4 групповая линия-1 ряд помещения машзала + 2 входа-

5 групповая линия- помещение РУ 10 кВ + помещение венткамеры+коридор + 2 ЯТП-0,25+вход в РУ 10 кВ-

6 групповая линия - помещение электрощитовая + гардероб + умывальня +душевая + ЯТП-0,25 -

7 групповая линия-помещение дежурного+помещение КТП+2 входа КТП+ЯТП-0,25-

2.3 Расчет сечения линии электроосвещения

В производственных помещениях групповые линии электроосвещения выполняются двухжильными кабелями марки АВВГ, которые прокладываются, открыто на тросах. Сечение жил выбирается по расчетному току линии:

 (15)

(16)

где: Ррас.- расчетная мощность групповой линии. Определяется как сумма всех подключенных в данную линию электроприемников;

UФ- фазное напряжение;

Сosкоэффициент мощности;

Iдл.доп.- длительно допустимый ток определенного сечения кабеля.

Выбирается по табличным данным.

После выбора сечения жил кабеля, выбранное сечение проверяется на соответствие току аппарата защиты и по допустимым потерям напряжения:

(17)

где: Кз- коэффициент защиты от перегрузки;

Iа.з- ток аппарата защиты, определяется по выражению:

(18)

где: Кн- коэффициент надежности;

(19)

(20)

Uрас.- расчетное значение допустимых потерь напряжения, определяются по выражению

где: lРАС - расчетная длина групповой линии, определяется по выражению:

(21)

где: l0 - длина линии от щита освещения до первого источника света в групповой линии;

l - Длина от первого источника света до последнего;

С- расчетный коэффициент;

F-выбранное сечение кабельной линии;

Uдоп. - допустимое значение потерь напряжения; ?Uдоп = 2,5%.

Произведем расчет сечения линии электроосвещения для первой групповой линии.

По формуле (2.13) определим расчетный ток первой групповой линии:

Ррас=580 Вт;

Uф=220 В;

По рассчитанному значению тока в соответствии с [1,3] выбираем кабель марки АВВГ- с сечением жил F=2,5 мм2 и длительно допустимым током Iдл.доп = 21 А.

По формуле (2.14) проверим выбранное сечение на соответствие току аппарата защиты:

коэффициент защиты от перегрузки принимаем равным Кз=1;

коэффициент надежности принимаем равным Кн=1,2;

по справочным данным [4] принимаем ток аппарата защиты равный Iа.з=6 А.

По формулам (2.17) и (2.18) проверим выбранное сечение по допустимым потерям напряжения:

Ррас.=0,58 кВт;

l0=11 м;

l=34 м;

С=7,4;

F=2,5 мм2.

Таким образом, выбранное нами сечение удовлетворяет всем условиям. Аналогичным образом производим выбор сечения кабеля для остальных групповых линий электроосвещения и результаты расчетов заносим в таблицу.

2.4 Выбор распределительных щитов освещения

Групповые линии электроосвещения подключается к распределительным щитам электроосвещения. В качестве распределительного щита по справочным данным [4] выбираем щит марки ЯОУ 8502 - 12 АЕ 1031 с автоматическими выключателями марки АЕ 1031 в количестве 12 штук.

После выбора распределительного щита электроосвещения производится распределение осветительной нагрузки по фазам и определяется отклонение мощности между максимально и минимально нагруженными фазами.

Проведем распределение осветительной нагрузки по фазам:

Фаза А: 7 групповая линия+2 групповая линия = 1642+348=1990 Вт

Фаза В: 5 групповая линия+1 групповая линия = 1424+580=2004 Вт

Фаза С: 6 групповая линия+3 групповая линия+4 групповая линия = 1024+232+780=2036 Вт

Определим отклонение мощности между максимально нагруженной фазой С и минимально нагруженной фазой А:

(22)

где: Ра- мощность фазы А;

Рс- мощность фазы С.

Ра=1990 Вт;

Рс=2036 Вт.

На этом расчет электроосвещения объекта заканчивается.

3. Выбор схемы внутреннего электроснабжения

3.1 Обоснование принимаемых значений напряжения

электроснабжение осветительный нагрузка реактивный

При проектировании системы электроснабжения предприятия важным вопросом является выбор рациональных напряжений, поскольку их значения определяют параметры линии электропередач и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. Так, например, при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего напряжения требует, наоборот, меньших капитальных затрат, но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии, и обладает меньшей пропускной способностью.

Экономически целесообразное номинальное напряжение зависит от многих факторов: мощности нагрузки, удаленности от источника питания, от конфигурации сети и многих других факторов.

Выбор напряжения системы внутреннего электроснабжения можно производить различными аналитическими, статическими и вероятностными методами. Ориентировочно значение номинального напряжения определяют по значениям передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается. Также учитывается и напряжение, на котором необходимо эксплуатировать, по указаниям завода-изготовителя большую часть электрооборудования предприятия.

Исходя из вышеперечисленных условий, питание главных электродвигателей по 800 кВт будем осуществлять на напряжении 10 кВ, а питание двигателя на 200 кВт и электродвигателей задвижек и вентиляторов будем осуществлять на напряжении 0,38 кВ.

3.2 Выбор схемы питания электроприемников

Цеховые сети распределения электрической энергии должны:

Быть удобными и безопасными в эксплуатации;

Иметь оптимальные технико-экономические показатели (минимум приведенных затрат);

Иметь конструктивное исполнение, обеспечивающее применение индустриальных и скоростных методов монтажа.

Схемы цеховых сетей делят на магистральные и радиальные. Линию цеховой электрической сети, отходящую от распределительных щитов и предназначенную для питания группы электроприемников, называют магистральной линией. Магистральные линии обеспечивают высокую надежность электроснабжения, обладают универсальностью и гибкостью, то есть позволяют заменять технологическое оборудование без особых изменений электрической сети. Поэтому их применение рекомендуется во всех случаях, если этому не препятствует территориальное расположение нагрузок, условия среды и технико-экономические показатели. Радиальная схема электроснабжения представляет собой линии, отходящие от распределительного щита и предназначенные для питания отдельных электроприемников, расположенных в различных частях цеха. Радиальные схемы применяют тогда, когда невозможно применять магистральные.

Учитывая вышеперечисленные факторы, принимаем следующую конфигурацию схемы электрической сети:

1. Электроснабжение двигателей главных насосов на 10кВ будем осуществлять по радиальным линиям;

2. Электроснабжение двигателя главного насоса на 0,38 кВ будем осуществлять по радиальной линии;

3. Электроснабжение двигателей всасывающих задвижек будем осуществлять по магистральным линиям;

4. Электроснабжение двигателей напорных задвижек будем осуществлять по радиальным линиям;

5. Электроснабжение двигателей коммутационных задвижек на 7,5 кВт будем осуществлять по магистральным линиям;

6. Электроснабжение двигателей коммутационных задвижек на 5,5 кВт будем осуществлять по радиальным линиям;

7. Электроснабжение двигателей дренажных насосов будем осуществлять по радиальным линиям;

8. Электроснабжение двигателей вытяжных вентиляторов машзала будем осуществлять по магистральным линиям;

9. Электроснабжение двигателей вентиляторов венткамеры, помещения РУИ помещения КТП будем осуществлять по радиальным линиям;

10. Электроснабжение для установок электроотопления будем осуществлять по радиальным линиям

3.3 Выбор пускозащитной аппаратуры

В качестве защитных аппаратов в силовых электропроводках применяются плавкие предохранители и автоматические выключатели. Эти аппараты устанавливаются в распределительных щитах, щитах управления или по месту.

Автоматические выключатели предназначены для нечастых (до 30 в сутки) переключений оборудования при нормальных режимах, а также для отключения токов перегрузки и токов короткого замыкания. Автоматические выключатели могут иметь тепловой, электромагнитный или комбинированный расцепитель.

В качестве пусковой аппаратуры применяются магнитные пускатели. Они предназначены для дистанционного автоматического пуска, остановки и защиты электродвигателей и других электроприемников. Промышленностью выпускаются магнитные пускатели с тепловыми реле и без них, реверсивного и нереверсивного действия.

В качестве защитной аппаратуры выбираем автоматические выключатели марки А3700 Б с комбинированными расцепителями.

В качестве пусковой аппаратуры выбираем магнитные пускатели марки ПМЛ с тепловыми реле типа РТЛ 1000.

Магнитные пускатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току и номинальному току теплового элемента реле РТЛ 1000 исходя из следующих условий:

(23)

где: Uн.п - номинальное напряжение пускателя;

Uн.с - номинальное напряжение сети;

Iн.п - номинальный ток пускателя;

Iрас - расчетный ток сети;

Iн.т.э - номинальный ток теплового элемента.

Автоматические выключатели по номинальному напряжению, номинальному току, номинальному току теплового расцепителя и току срабатывания электромагнитного расцепителя исходя из следующих условий:

(24)

где: Uн.в - номинальное напряжение выключателя;

Uн.с - номинальное напряжение сети;

Iн.в - номинальный ток выключателя;

Iрас.max -максимальный расчетный ток сети;

Iн.т.р - номинальный ток теплового расцепителя;

Кз - коэффициент запаса; учитывает разброс характеристик выключателя.

Кз = 1,1 - 1,3;

Iср.э.р - ток срабатывания электромагнитного расцепителя;

Кнад - коэффициент надежности;

Кнад = 1,4; приIрас?100 А;

Кнад = 1,25;приIрас<100 А;

Iпик - пиковый ток.

Выберем магнитные пускатели и автоматический выключатель для первой, второй и третей всасывающих задвижек, соединенных по магистральной схеме.

Определим расчетный ток двигателей всасывающих задвижек:

(25)

где: Рном - номинальная мощность электродвигателя;

Uном - номинальное напряжение электродвигателя;

- коэффициент мощности электродвигателя;

- КПД электродвигателя.

Рном = 3 кВт;

Uном = 0,38 кВ;

.

Определяем пусковой ток электродвигателя:

(26)

где: Кi - кратность пускового тока.

Кi = 6,5.

Определяем значение пикового тока:

(5.5)

где: - сумма расчетных токов электроприемников, входящих в групповую линию.

По условиям выбираем магнитные пускатели:

Исходя из данных условий (по справочным данным [8]) выбираем магнитные пускатели марки ПМЛ 1230 У2 в количестве 3 штук.

По условиям выбираем автоматический выключатель:

Исходя из данных условий (по справочным данным [8])окончательно выбираем автоматический выключатель марки А3716 Б.

Аналогичным образом выбираем пускозащитную аппаратуру для остальных электроприемников и результаты заносим в таблицу 5.1.

3.4 Расчет кабельных линий 0,38 кВ в системе внутреннего электроснабжения с учетом технико-экономического сравнения вариантов

электроснабжение осветительный нагрузка реактивный

При выборе сечения жил кабельных линий должны соблюдаются следующие технические и экономические условия:

1) Условия нагрева проводника от прохождения рабочего тока. Одним из главных условий является условие допустимой температуры нагрева. ПУЭ устанавливает допустимую температуру нагрева в пределах от 600С до 800С в зависимости от изоляции и способов прокладки кабеля. При проектировании выбор сечения по допустимому нагреву производится по таблицам длительно допустимых токов.

При этом должно соблюдаться условие:

(27)

где: Iдл.доп - длительно допустимый ток кабеля; А

Iрас - расчетный ток линии; А

При выборе сечения по нагреву выбирают ближайшее большее сечение. Во всех случаях не следует стремиться повышать сечение без достаточных на то оснований.

2) Условия нагрева проводника от прохождения тока короткого замыкания. Температура нагрева от прохождения тока короткого замыкания определяется как его значением, так и временем его прохождения. Расчет ведут по количеству тепла, выделяющегося за определенный период времени и вызывающего нагрев жил кабеля. При выборе сечения по термической стойкости к току короткого замыкания выбирается ближайшее меньшее сечение. Основанием для этого является повышенный процент ошибки, заложенный в самом методе расчета, в сторону превышения сечения.

3) Условия потерь напряжения в нормальном и аварийном режимах. При выборе сечения по условиям потерь напряжения выбирают ближайшее большее сечение.

4) Условия потерь на корону. При выборе сечения по условиям короны для кабельных линий этот вопрос решен заводами-изготовителями, выпускающими кабели на каждое стандартное напряжение.

Условие механической прочности. Механическая прочность жил определяется механической нагрузкой на жилы и оболочку от собственной массы кабеля. Вопрос механической прочности для кабельных линий решается очень просто, поскольку кабели выпускают с условием того, что даже самое малое сечение является механически стойким.

После того, как определено минимально допустимое сечение, его сравнивают с экономически целесообразным сечением.

Выбор экономически целесообразного сечения по ПУЭ производится по экономической плотности тока, в зависимости от материала кабеля и числа использования максимальной нагрузки в соответствии с выражением:

(28)

где: Iрас - расчетный ток линии;

Jэкон - экономическая плотность тока.

После этого производится технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии по методу приведенных затрат, который заключается в следующих характерных условиях: при передачи кокой-либо мощности на определенное расстояние, при стоимости 1 кВт*ч электроэнергии и определенном напряжении, капиталовложения и эксплуатационные расходы зависят от сечения жил проводов или кабелей, принимаемого для передачи электроэнергии. Меняя в приведенных условиях сечения жил проводов или кабелей, получают соответствующие приведенные затраты.

По результатам расчетов выбирается сечение с минимальными приведенными затратами.

Порядок определения сечения по методу приведенных затрат следующий:

Первоначально определяется расчетный ток линии по выражению (5.3).

Определяется коэффициент загрузки:

(29)

где: Iрас - расчетный ток линии; А

Iдл.доп - длительно допустимый ток для выбранного сечения кабеля; А

Определяются потери в кабеле на участке линии:

(30)

где: Руд - потери в кабеле при полной нагрузке; кВт/км

l - расчетная длина линии; км

4.Определяются действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки:

(31)

5.Определяется расход электроэнергии на участке линии:

(32)

где: Тп - время максимальных потерь; ч

6. Определяется стоимость потерь электроэнергии:

(33)

где: Сэ - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии.

7. Определяется значение капиталовложений на сооружение участка линии:

(34)

где: Куд - стоимость одного километра линии; тнг.

8. Определяются ежегодные амортизационные отчисления:

(35)

где: Ра - норма амортизационных отчислений.

9. Определяются годовые эксплуатационные расходы:

(36)

10. Определяются годовые приведенные затраты:

(37)

где: Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Выберем сечение кабельной линии для коммутационных задвижек с мощностью электродвигателей 7,5 кВт.

Электропроводка для силовых электродвигателей напряжением 0,38 кВ в производственных помещениях выполняется следующим образом: от щита станций управления до магнитных пускателей - кабелем марки АВВГ, который прокладывается, открыто по кабельным конструкциям, а от магнитного пускателя до электродвигателя - проводом марки АПВ, который прокладывается в трубе.

Определим сечение жил кабельной линии на участке 1-Н1 и на участке 1-Н2 по условиям нагрева от прохождения расчетного рабочего тока. Поскольку коммутационные задвижки соединены по магистральной схеме, то на участке

1-Н1 будет протекать тройной расчетный рабочий ток, а на участке 1-Н2 расчетный рабочий ток значение, которого определяется по выражению:



Рном = 7,5 кВт;

Uном = 0,38 кВ;

Предварительно по справочным данным [5,6] выбираем: на участке 1-Н1 - кабель марки АВВГ-: F=25 мм2; Iдл.доп = 75 А; ?Руд = 75 кВт/км; Куд =185500 тнг/км; на участке 1-Н2 - провод марки АПВ-: F=25 мм2; Iдл.доп = 70 А.

Магистральные линии 1-Н1, 2-Н1 и 3-Н1 выполняется одинаковым кабелем и одним и тем же сечением, а линии 1-Н1, 2-Н2 и 3-Н2 выполняется одинаковым проводом и одним и тем же сечением, что и кабельные линии.

Проверим выбранное сечение на соответствие току аппарата защиты, защищающего от перегрузки и от короткого замыкания, по выражению:

(5.20)

где: Кз - коэффициент защиты от перегрузки и от короткого замыкания, определяется по табличным данным;

Iа.з - ток теплового расцепителя аппарата защиты; А

От перегрузки:

От короткого замыкания:

Кз=1;

Iа.з=63 А.

Проверим выбранное сечение кабеля по допустимым потерям напряжения:

(38)

где: Uдоп - допустимое значение потерь напряжения; ?Uдоп = 4%;

U - расчетное значение потерь напряжения;

(39)

где: Ррас - расчетная мощность участка линии; кВт

l - расчетная длина участка линии; м

С- расчетный коэффициент;

F - выбранное сечение участка линии; мм2

где: Ррас1-Н1 - расчетная мощность на участке 1-Н1; Ррас1-Н1=22,5 кВт;

Ррас2-Н1 - расчетная мощность на участке 2-Н1; Ррас1-Н1=15 кВт;

Ррас3-Н1 - расчетная мощность на участке 3-Н1; Ррас1-Н1=5,5 кВт;

l1-Н1 - длина участка 1-Н1; l1-Н1=54 м;

l2-Н1 - длина участка 2-Н1; l2-Н1=5,5 м;

l3-Н1 - длина участка 3-Н1; l3-Н1=3,25 м;

С=46;

F1-Н1 - сечение жил кабеля на участке 1-Н1; F1-Н1=25 мм2;

F3-Н2 - сечение жил кабеля на участке 3-Н2; F3-Н2=25 мм2.

Таким образом, предварительно выбранное нами сечение удовлетворяет всем условиям проверки. Аналогичным образом выбираем сечение жил кабелей и проводов для остальных электро приемников и результаты заносим в таблицу 5.2.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии для коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт по методу приведенных затрат. Для этого определим приведенные затраты для вариантов с кабелем АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-; АВВГ-.

По формуле (5.11) определим коэффициент загрузки для варианта с кабелем АВВГ-:

Iрас = 44,4 А;

Iлд.доп = 75 А.

По формуле (5.12) определяем потери в кабеле на участке линии для варианта с кабелем АВВГ-:

Руд =75 кВт/км;

l =0,063 км

По формуле определяем действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле (5.14) определяем расход электроэнергии на участке линии для варианта с кабелем АВВГ-:

Тп = 3000 ч

По формуле (5.15) определяем стоимость потерь электроэнергии для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле определяем значение капиталовложений на сооружение участка линии для варианта с кабелем АВВГ-:

Куд =188500 тнг; определяем по каталожным данным [9]

По формуле (5.17) определяем ежегодные амортизационные отчисления для варианта с кабелем АВВГ-:

где: Ра = 3.

По формуле (5.18) определяем годовые эксплуатационные расходы для варианта с кабелем АВВГ-:

По формуле (5.19) определяем годовые приведенные затраты для варианта с кабелем АВВГ-:

где: Ен = 0,12.

Аналогичным образом определяем приведенные затраты для остальных вариантов сечений кабельной линии коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт и результаты вычислений заносим в таблицу 5.3.

Из результатов расчета видно, что минимальные приведенные затраты получаются в варианте с сечением F=95 мм2. Окончательно, для коммутационных задвижек мощностью 7,5 кВт, выбираем кабель марки АВВГ-, приведенные затраты для которого получились равными З=11424,1 тенге.

Аналогичным производим технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельных линий по методу приведенных затрат для остальных электроприемников и результаты заносим в таблицу 5.3.

Окончательно выбранные марки кабелей для питания электроприемников напряжением 0,38 кВ сводим в таблицу 5.5.

3.5 Расчет кабельных линий 10 кВ в системе внутреннего электроснабжения с учетом технико-экономического сравнения вариантов

Произведем расчет кабельной линии 10 кВ для электродвигателей главных насосов. Выберем сечение кабельной линии для главного насоса №1.

Выбор сечения кабельной линии по электротехническим условиям производится аналогично расчету кабельных линий 0,38 кВ.

После выбора сечения по технологическим условиям, по формуле определяется расчетный рабочий ток линии:

Рном = 800 кВт;

Uном = 10 кВ;

После определения расчетного тока определяется экономически целесообразное сечение по выражению:

Iрас=55,26 А;

jЭКОН = 1,3 А/мм2.

После определения экономически целесообразного сечения производится технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельной линии для главных насосов по методу приведенных затрат. Для этого определим приведенные затраты для вариантов с кабелем ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-; ААШв-.

По формуле определим коэффициент загрузки для варианта с кабелем ААШв-:

Iрас = 55,26 А;

Iлд.доп = 105 А.

По формуле определяем потери в кабеле на участке линии для варианта с кабелем ААШв-:

Руд =44 кВт/км;

l =0,05 км

По формуле определяем действительные потери в кабеле с учетом коэффициента загрузки для варианта с кабелем ААШв-:

По формуле определяем расход электроэнергии на участке линии для варианта с кабелем ААШв-:



Тп = 3000 ч

По формуле определяем стоимость потерь электроэнергии для варианта с кабелем ААШв-:

Сэ = 5,06

По формуле определяем значение капиталовложений на сооружение участка линии для варианта с кабелем ААШв-:

Куд =795000 тнг, выбираем по каталожным данным [9]

По формуле определяем ежегодные амортизационные отчисления для варианта с кабелем ААШв-:

где: Ра = 3.

По формуле определяем годовые эксплуатационные расходы для варианта с кабелем ААШв-:

По формуле определяем годовые приведенные затраты для варианта с кабелем ААШв-:

где: Ен = 0,12.

Аналогичным образом определяем приведенные затраты для остальных вариантов сечений кабельной линии главных насосов и результаты вычислений заносим в таблицу 5.4.

Из результатов расчета видно, что минимальные приведенные затраты получаются в варианте с сечением F=95 мм2. Окончательно, для главных насосов выбираем кабель марки ААШв-, приведенные затраты для которого получились равными З=12730,62 тенге.

Подобным образом определяем сечения кабельных линий для остальных электроприемников по электротехническим условиям и производим технико-экономическое сравнение вариантов выбора сечения кабельных линий по методу приведенных затрат и результаты заносим в таблицу 5.4.

Окончательно выбранные марки кабелей для питания электроприемников напряжением 10 кВ сводим в таблицу.

3.6 Определение количества трансформаторов КТП 10/0,4 кВ

Выбор мощности силовых трансформаторов для комплектных трансформаторных подстанций можно произвести при соответствующем технико-экономическом обосновании с учетом следующих факторов: категории надежности электроснабжения потребителей; компенсации реактивной мощности; перегрузочной способности трансформаторов; шага стандартных мощностей. При некотором количестве трансформаторных подстанций с номинальной мощностью трансформаторов Sном.тр можно добиться минимума приведенных затрат. Такой вариант будет считаться оптимальным, и его следует считать окончательным.

Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов выполняем по полной мощности с учетом компенсации. Приведенные затраты при этом определяются из выражения:

(40)

где: Ен - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Ра - норам амортизационных отчислений для комплектной трансформаторной подстанции;

К - капитальные затраты на проектирование комплектной трансформаторной подстанции; тнг

Рх - потери мощности при холостом ходе; кВт

Рк - потери мощности при коротком замыкании; кВт

Кз - коэффициент загрузки трансформаторов;

(41)

где: Sр.к - полная мощность с учетом компенсации на стороне 0,38 кВ; кВА

n - Количество трансформаторов, установленных на комплектной

трансформаторной подстанции;

Sном - номинальная мощность силовых трансформаторов; кВА

Т - время максимальных потерь; ч

Сэ - стоимость 1 кВт/ч электроэнергии;

После определения приведенных затрат к установке принимается комплектная трансформаторная подстанция с наименьшими приведенными затратами.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов для двух стандартных мощностей трансформаторов Sном тр.=250 кВА и Sном.тр=400 кВА, выбранных по справочным данным [8].

По формуле определим приведенные затраты для комплектной трансформаторной с мощностью трансформаторов Sном.тр=250 кВА:

Ен =0,12;

Ра=6,4%;

К=966500 тнг (выбираем по каталожным данным [9] );

Рх =1,05 кВт

Рк=3,7 кВт;

Sр.к = 320,7667 кВА;

n=2;

Sном=250 кВА;

Т =3000 ч;

Сэ=5,06 .

По формуле определим приведенные затраты для комплектной трансформаторной с мощностью трансформаторов Sном.тр=400 кВА:

Ен =0,12;

Ра=6,4%;

К=600000 тнг( выбираем по каталожным данным [9] );

Рх =1,45 кВт;

Рк=5,5 кВт;

Sр.к = 320,7667 кВА;

n=2;

Sном=400 кВА;

Т =3000 ч;

Сэ=5,06 .

Таким образом минимальные приведенные затраты получаются для варианта с мощностью трансформаторов Sном.тр=400 кВА. Подстанции КТПУ 35/0,4 и КТП 10/0,4 кВ применяются для энергоснабжения небольших объектов. Конструкция подстанций соответствует I-IV районам по ветру и гололеду, высота установки над уровнем моря - не более 1000 м. КТПБМ поставляются с нормальной и усиленной изоляцией. По полученным приведенным затратам принимаем окончательно принимаем к установке две комплектные трансформаторные подстанции с мощностью трансформаторов Sном.тр = 400 кВА.

3.7 Расчет токов короткого замыкания

При эксплуатации электрических сетей, объектов электроснабжения и электроустановок в них возникают короткие замыкания, которые являются одной из основных причин нарушения нормального режима их работы.

Коротким замыканием называют замыкание, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток нормального режима. Замыкание - это всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи. Причинами коротких замыканий являются: повреждение изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы, схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и т.п.

В результате коротких замыканий в цепях возникают опасные для элементов сети токи, ведущие к отказу электрооборудования или к аварии, а также к сбоям работы энергосистемы. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты необходимо производить расчет токов короткого замыкания.

В трехфазных сетях различают трехфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (несимметричные) короткие замыкания. Могут иметь место также двухфазные короткие замыкания на землю. Наиболее частыми являются однофазные короткие замыкания на землю (до 65% от общего количества коротких замыканий), значительно реже двухфазные замыкания на землю (до 20%), двухфазные (до 10%), и трехфазные (до 5%).

Для расчетов тока короткого замыкания составляется расчетная схема (упрощенная однолинейная), в которой учитываются все источники питания, кабельные линии, воздушные линии и реакторы. По расчетной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивление всех элементов и намечаются точки короткого замыкания.

Расчет токов короткого замыкания может осуществляться двумя методами: в относительных (базисных) единицах или в именованных единицах. Способ расчета на результирующее значение тока короткого замыкания не влияет.

Рассмотрим расчет токов короткого замыкания по методу относительных единиц, поскольку он наиболее простой и точный.

Для расчета сопротивлений по данному методу задаются базисными величинами: базисным напряжением и базисной мощностью. За базисное напряжение принимают номинальное напряжение той ступени, где производится расчет тока короткого замыкания. За базисную мощность, для удобства расчетов, принимают Sб=100 МВА или Sб=1000 МВА.

После этого определяются базисные токи на всех ступенях напряжения по выражению:

(41)

где: Uбi - базисное напряжение той ступени, где рассчитывается ток короткого замыкания.

Затем определяются активные и реактивные сопротивления всех элементов схемы замещения. После определения сопротивлений схемы замещения определяем результирующее сопротивление до соответствующей точки короткого замыкания:

(42)

где: rрез* и хрез* - результирующие активное и реактивное сопротивления до точки короткого замыкания.

Рассчитав результирующее сопротивление до точки короткого замыкания, определяем установившееся значение трехфазного тока короткого замыкания по формуле:

(43)

Далее определяется установившееся значение двухфазного тока короткого замыкания (металлическое замыкание):

(44)

Если в проектном решении существуют магистральные или радиальные линии сети напряжением 0,38 кВ, то необходимо определить установившееся значение однофазного тока короткого замыкания: