Введение
Электрической сетью называют часть энергосистемы, состоящую из подстанций и линий электропередачи различных напряжений.
Энергетика является основой экономики нашей страны. Большое значение для развития экономики имеет энергетика, оказывающая огромное влияние на прогресс не только в промышленном производстве, но и во всех областях жизни нашего общества.
Роль энергетики объясняется ее универсальностью использования, возможностью передачи на практически любое расстояние, дроблением и в то же время возможностью ее концентрации в очень больших масштабах.
Современная система электроснабжения должна отвечать следующим требованиям:
- экономичности и надежности;
- безопасности и удобству обслуживания;
- обеспечению качества электроэнергии;
- уровню напряжения и стабильной частоте.
Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы, обеспечивающей возможность расширения при развитии потребителей без существующего усложнения и удорожания первоначального варианта. Поэтому проектная задача является более сложной; чем расчетная, т.к. не всегда можно предложить однозначную методику ее решения, не всегда имеются все необходимые данные.
Решение задачи требует технико-экономического анализа и творческого подхода, самостоятельности и опыта. Приобретение таких знаний и опыта – это цель курсового проекта.
Электрификация – это основа технического прогресса любой отрасли. Электричество является основой производственных процессов, которые до него не существовали. Энергетика занимает особое место в развитии промышленности, в восстановлении экономики и стабилизации производства.
Задачей данного проекта является выполнение комплекса работ, связанных с проектированием электрической сети 35-220 кВ внешнего электроснабжения промышленного предприятия (района).
По заданным нагрузкам, их месторасположением и размещением источников питания, необходимо выбрать схему соединения сети, ее номинальное напряжение, определить конструктивное выполнение определенных линий и их основные характеристики:
- число цепей;
- сечение проводов;
- потокораспределение мощностей;
- уровни напряжения различных режимов.
В проекте решаются вопросы компенсации реактивной мощности.
Исходные данные:
Таблица №1
| Наименование подстанции | Координаты точек подстанций, мм | Активная нагрузка, Р, МВт | Коэффициент мощности, cos j | |
| х | у | |||
| А (ист. питания) | - | - | ||
| Б | 0,82 | |||
| В | 0,79 | |||
| Г | 0,84 | |||
| Масштаб m =2 км/мм |
- продолжительность использования наибольшей нагрузки – Тm=4500 ч.;
- активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей, при этом коэффициент мощности не изменяется;
- район по гололеду – II;
- во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий, а также потребители III категории, составляющие 20-30% от общей нагрузки подстанции;
- срок строительства составит не более одного года;
- на питающей подстанции А осуществляется встречное регулирование напряжения;
- установленная мощность питающей электрической системы А достаточна для покрытия активной мощности потребителей проектируемой сети.
Все другие данные, необходимые для проектирования, принимаются в соответствии с рекомендациями справочной и методической литературы.
I. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети.
Выполняем три варианта схем: радиальную (рис.1), магистральную (рис.2) и кольцевую (рис.3).
Определяем на этих схемах 
(измеряемая длина).
Результаты измерения заносим в таблицу №2.
Таблица №2
| Обозначение линии | Результаты измерения, мм | Длина линии с учетом масштаба, км |
| 72,1 | 144,2 |
| 63,25 | 126,5 |
| 44,72 | 89,44 |
| 60,83 | 121,66 |
|
Выбираем главные схемы понижающих подстанций.
Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.
Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис.4.
Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.
По формуле: 
, кВ
где - длина линии, км;
Р – передаваемая мощность, МВт.
1. Радиальная схема:
участок аб:
Передаваемая мощность – Раб=Рб=5 МВт
Длина линии - =144,2 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
участок ав:
Передаваемая мощность – Рав=Рв=10 МВт
Длина линии - =126,5 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
участок аг:
Передаваемая мощность – Раг=Рг=13 МВт
Длина линии - =121,66 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
2. Магистральная схема:
участок аб:
Передаваемая мощность – Раб=Рб + Рв =5+10=15 МВт
Длина линии - =144,2 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
участок бв:
Передаваемая мощность – Рбв=Рв =10 МВт
Длина линии - =89,44 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
участок аг:
Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому Uн=110 кВ.
3. Кольцевая схема:
Разрезаем кольцевую схему по “A” и получаем:
Рисунок 4. Развернутая кольцевая схема
Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.
Определяем
Проверяем правильность расчета по уравнению:
Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:
Возьмем наиболее загруженный участок АГ и по нему выберем напряжение для всей сети.
Передаваемая мощность – Раг=16,55 МВт
Длина линии - 
=121,66 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
II. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.
Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,92¸0,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем
cos jж=0,92.
Приближенное значение мощности компенсирующих устройств 
, установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле:
[1, стр.17]
где Рк – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей
К-ой подстанции;
jк и jж – угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного
напряженияжения и схемы проектируемой сети.
ность выбора величины номинальня по К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;
Кн – коэффициент нагрузки, 
(принимаем Кн=0,9).
Результаты вычислений сводим в таблицу №3.
Таблица №3
| Параметры | Подстанции | ||||
| Б | В | Г | |||
| Активная мощность, Рк, МВт | |||||
| Коэффициент мощности | cos jк | 0,82 | 0,79 | 0,84 | |
| tg jк | 0,698 | 0,776 | 0,646 | ||
| Желаемый коэффициент мощности | cos jж | 0,92 | |||
| tg jж | 0,426 | ||||
| Реактивная мощность компенсирующего устройства, Qку , МВар | 1,224 | 3,15 | 2,574 | ||
| Желаемая реактивная мощность, Qж, МВар | 2,884 | 4,61 | 5,824 | ||
| Желаемая полная мощность, Sж , МВ. А | Рк + jQж | 5+j2,9 | 10+j4,61 | 13+j5,8 | |
| 5,78 | 14,24 | |||
III. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций.
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.
Различают два режима работы трансформатора:
- систематические допустимые перегрузки;
- аварийные перегрузки.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,65¸0,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.
Определяем ориентировочные мощности трансформаторов подстанций и результаты заносим в таблицу №4.
Таблица №4
| мощность подстанции, МВ. А | ||
| Б | В | Г |
| 3,75¸4,05 | 7,15¸7,7 | 9,256¸9,968 |
Выбираем трансформаторы и заносим их в таблицу №5
Таблица №5
| Подстанции | Sном, МВ. А | Тип | Каталожные данные | Расчетные данные | |||||||
| Uном, кВ | uк, % | Ркз, кВт | Рхх, кВт | Iхх, % | RT, Ом | ХТ, Ом | Qхх, кВар | ||||
| ВН | НН | ||||||||||
| Б | 6,3 | ТМН-6300/110 | 10,5 | 16,6 | |||||||
| В, Г | ТДН-10000/110 | 0,9 | 7,95 |
Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:
где Рхх и Iхх – потери холостого хода;
Ркз и uк – потери короткого замыкания;
nТ – количество трансформаторов, nТ =2.
Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:
[кВ]
где RT и XT – активное и реактивное сопротивления трансформатора;
Рк – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей
К-ой подстанции;
Результаты вычислений сводим в таблицу №6.
Таблица №6
| Подстанции | Потери мощности | Потери напряжения | ||
| DРТ, кВт | DQТ, кВар | DUТ, кВ | DUТ, % | |
| Б | 41,04 | 404,4 | 3,2612 | 2,96 |
| В | 64,3 | 815,25 | 3,274 | 2,97 |
| Г | 88,833 | 1244,582 | 4,15 | 3,77 |
Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.
Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:
где Т / и Т // - количество часов в году, в течении которых происходят потери
электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):
и 
t - время потерь, определяется по формуле:
Тm – число часов использования максимума нагрузки, Тm=4500 ч.
amax – коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного
потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки
энергосистемы, принимаем amax=0,9.
Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.
Таблица №7
| Подстанции | Потери электроэнергии в трансформаторах, DWТ, кВт.ч | |
| зависимые от нагрузки | независимые от нагрузки | |
| Б | 124873,276 | 235935,276 |
| В | 194562,26 | 350049,06 |
| Г | 265370,213 | 420857,013 |
| Итого, DWТ.S | 584805,749 | 1006841,349 |
Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:
где Кку – коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем
Кку=0,003 кВт/кВар.
Результаты заносим в таблицу №8.
Таблица №8
| Подстанции | Потери электроэнергии в компенсационных установках, DWку, кВт.ч | |
| зависимые от нагрузки | независимые от нагрузки | |
| Б | 11775,7368 | 32166,72 |
| В | 30305,205 | |
| Г | 24763,682 | 67644,72 |
| Итого, DWку.S | 66844,6238 | 182593,44 |
IV. Электрический расчет составленных вариантов сети.
Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.
Таблица №9
| Параметры | Подстанции | |||
| Б | В | Г | ||
| Активная мощность, Р2, кВт | 5041,04 | 10064,3 | 13088,83 | |
| Реактивная мощность, Q2 , кВар | 3288,4 | 5425,25 | 7068,58 | |
| Полная мощность, S2 , кВ. А | Р2 + jQ2 | 5041,04+j3288,4 | 10064,3+j5425,25 | 13088,83+j7068,58 |
| 6018,775 | 11433,436 | 14875,56 |
Приближенно определяем зарядную мощность линии, т.к. не знаем сечения проводов по формуле:
где - длина линии, [км];
- приближенное значение проводимости линии, для Uн=110 кВ
Uн – номинальное напряжение сети, [кВ]
1. Радиальная схема
2. Магистральная схема
3. Кольцевая схема
Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.
Приближенное потокораспределение – это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.
В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.
В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.
В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.
Определяем
Проверяем правильность расчета по уравнению:
Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:
Определяем сечения проводов в электрических сетях.
Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.
В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35¸500 кВ используется экономическая плотность тока jэ, которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр.40]:
jэ=1,1 А/мм 2
Экономически целесообразное сечение S [мм 2] определяется из соотношения:
где Imax – максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].
Расчетный ток определяется по формуле:
где Sлинии – мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (nл=2, т.к. преобладаю потребители 2 категории) линии это значение уменьшается в два раза.
Значение Imax находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.
1. Радиальная схема
- участок АБ
где Sаб =Sб =5+j2,9 МВ.А =5780000 В.А
Определяем сечение:
Выбираем марку провода из условия короны: для напряжения Uн=110 кВ и фаз с одиночными проводами сечение должно быть больше либо равно 70мм2.
Выбираем провод типа АС-70. Его характеристики сведены в таблице №10.
- участок АВ
где Sав =Sв =10+j4,61 МВ.А =11000000 В.А
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-70.
- участок АГ
где Sаг =Sг =13+j5,8 МВ.А =14240000 В.А
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-70.
2. Магистральная схема
- участок АБ
где 
; 
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-95.
- участок БВ
где Sбв =Sв =11 МВ.А =11000000 В.А
Определяем сечение:
Выбираем провод марки АС-70.
- участок АГ
Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-70.
3. Кольцевая схема(nл=1)
- участок АБ
где 
; 
;
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-185.
- участок БВ
где 
; 
;
; 
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-185.
- участок ВГ
где 
; 
;
;
Определяем сечение:
Выбираем провод типа АС-95.
- участок АГ
где 
; 
;
; 
Определяем сечение:
Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-120, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).
Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.
Таблица №10
| Схема | Участок | Расчетный ток, Iр, А | Максимальный ток, Imax, А | Марка провода | Допустимый длительный ток провода, А | Погонные сопротивления (проводимости) | |
| активное, R0, Ом/км | индуктивное, Х0, Ом/км | ||||||
| радиальная | АБ | 15,168 | 30,336 | АС-70 | 0,46 | 0,425 | |
| АВ | 28,87 | 57,74 | |||||
| АГ | 37,37 | 74,74 | |||||
| магистральная | АБ | 44,023 | 88,046 | АС-95 | 0,33 | 0,414 | |
| БВ | 28,867 | 57,735 | АС-70 | 0,46 | 0,425 | ||
| АГ | 37,37 | 74,74 | |||||
| кольцевая | АБ | 66,9 | 162,71 | АС-185 | 0,17 | 0,394 | |
| БВ | 36,7 | 132,53 | |||||
| ВГ | 21,1335 | 88,0458 | АС-95 | 0,33 | 0,414 | ||
| АГ | 95,81 | 162,71 | 2х АС-120 | 2х380 | 
| 
|
Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения Uн=110 кВ равным 4 м.
Находим потери напряжения сетей по формуле:
[кВ]
Потери мощности находим по формулам:
Потери электроэнергии определяем по формуле:
, где 
ч.
Рис. 9 график времени максимальных потерь
Все потери записываем в таблицу №11.
Таблица №11
| Схема | Участок | Длина участка,  , км
| Потери напряжения | Потери мощности | Потери электроэнергии,  , кВт.ч
| |||
| DUл, кВ | DUл, % | DРл, кВт | DQл, кВар | |||||
| радиальная | АБ | 144,2 | 2,31 | 2,1 | 91,322 | 84,374 | 292230,4 | |
| АВ | 126,5 | 3,77 | 3,4 | 291,556 | 269,372 | 932979,2 | ||
| АГ | 121,66 | 4,675 | 4,25 | 469,259 | 433,554 | 1501628,8 | ||
| Итого, DWл’’.S | - | - | - | - | 2726838,4 | |||
| магистральная | АБ | 144,2 | 5,278 | 4,79 | 552,862 | 693,591 | 1769158,4 | |
| БВ | 89,44 | 2,666 | 2,4 | 206,14 | 190,455 | |||
| АГ | 121,66 | 4,675 | 4,25 | 469,259 | 433,554 | 1501628,8 | ||
| Итого, D Wл’’.S | - | - | - | - | 3930435,2 | |||
| кольцевая | АБ | 144,2 | 5,45 | 4,95 | 329,182 | 762,927 | 1053382,4 | |
| БВ | 89,44 | 1,756 | 1,6 | 61,438 | 142,3916 | 196601,6 | ||
| ВГ | 1,07 | 26,529 | 33,28 | 84892,8 | ||||
| АГ | 121,66 | 4,21 | 3,83 | 452,263 | 683,42 | 1447241,6 | ||
| Итого, D Wл’’.S | - | - | - | - | 2782118,4 | |||
Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.
V. Технико-экономический расчет вариантов схем.
Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.
К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.
Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:
Капиталовложение линии (Кл) – это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (Кп/ст) – это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.
Эксплуатационные расходы (издержки – И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:
где ИDW – годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.
b / и b // - стоимость 1 кВт. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.
b /=6,4 коп./(кВт. ч)
b //=4,8 коп./(кВт. ч).
Издержки в [%] от капиталовложения – это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):
Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.
Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):
В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:
В расчетах издержки определяются по формуле:
где 
, принимаем 
=5%;
, принимаем 
=15%;
Расчет капиталовложений трех вариантов представлен в таблице №12, эксплуатационные расходы за один год – в таблице №13.
Таблица №12
| Наименование оборудования | Цена, тыс.руб | Варианты схем | |||||
| радиальная | магистральная | кольцевая | |||||
| шт/км | тыс. руб. | шт/км | тыс. руб | шт/км | тыс. руб. | ||
| ОРУ 110 кВ | |||||||
| ТП-110/10 кВ; 6,3 МВ.А | 1050(блоч)/1100 | ||||||
| ТП-110/10 кВ | 1220(бл)1450(мост) | ||||||
| Компенсирующие устройства; 2,3 МВар | |||||||
| Компенсирующие устройства; 2,9 Мвар | |||||||
| Итого, Кп/ст | - | - | - | ||||
| ВЛ-110 кВ (двух цепная) с ж/б опорами, АС-70 | 510,1 | 22953,1 | 274,43 | 12349,3 | - | ||
| ВЛ-110 кВ (двухцепная) с ж/б опорами, АС-95 | - | 187,46 | 11247,6 | ||||
| ВЛ-110 кВ (одноцепная) с ж/б опорами, АС-185 | - | - | 233,6 | ||||
| ВЛ-110 кВ (двухцепная) с ж/б опорами, АС-120 | - | - | 158,2 | ||||
| Итого, Кл | - | 22953,1 | - | 23596,9 | - | ||
| Всего, К | - | 30633,1 | - | 29916,9 | - |
Таблица №13.
| Наименование показателя | Единица измерения | Варианты схем | |||
| радиальная | магистральная | кольцевая | |||
| Потери электроэнергии, зависимые от нагрузки, DW / | кВт.ч | 651650,3728 | |||
| Потери электроэнергии, независимые от нагрузки, DW // | кВт.ч | 3916273,2 | 5119869,989 | 3971553,2 | |
| Расходы, связанные с потерей электроэнергии, ИDW | тыс. руб | 7866,38 | 9894,441 | 7959,53 | |
| Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ВЛ, Ил | тыс. руб | ||||
| Расходы, связанные с амортизацией, ремонтом и обслуживанием ТП, Ип/ст | тыс. руб | ||||
| Всего, И | тыс. руб | ||||
Из трех вариантов схем наиболее целесообразной является магистральная схема. Хотя при капитальном строительстве она дороже кольцевой схемы на 214,4 тыс. руб, но эксплуатационные расходы на содержание меньше на 14,2 тыс. руб и эта разница окупится за 15 лет. Также при строительстве ВЛ-110 кВ магистральная сеть будет длиной 412 км, а кольцевая – 593 км.
VI. Расчёт токов КЗ для выбора оборудования подстанции.
1. Расчетные рабочие токи:
Трансформатор на стороне ВН и НН расчетные нагрузки определяются с учетом установки в перспективе трансформаторов следующий по шкале ГОСТ номинальной мощности
Таблица №5
| Подстанции | Sном, МВ. А | Тип | Каталожные данные | Расчетные данные | |||||||
| Uном, кВ | uк, % | Ркз, кВт | Рхх, кВт | Iхх, % | RT, Ом | ХТ, Ом | Qхх, кВар | ||||
| ВН | НН | ||||||||||
| ТДН-16000/110 | 10,5 | 0,7 | 4,4 | 86,8 |
Расчетные токи КЗ.
Определение расчетных токов КЗ необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверке аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкости, а также для расчетов уставок релейной защиты. В сетях с эффективно заземленной нейтралью (сети 115 кВ) ток однофазного КЗ может превышать ток трехфазного, поэтому необходимо для РУ ВН расчитать ток трехфазного КЗ и ток однофазного КЗ и если окажется, что ток однофазного больше трехфазного, необходимо принять меры по уменьшению тока однофазного КЗ.
Величины эквивалентных сопротивлений системы относительно шин высшего напряжения в режиме наибольших нагрузок составляют по прямой последовательности.
- прямая последовательность
- нулевая последовательность
Определяем значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К1.
Определим ток однофазно