8. Расчет токов короткого замыкания

Токи короткого замыкания (КЗ) необходимы для выбора электрооборудования, расчета и проверки действия релейной защиты.

Расчет токов КЗ начинается с выбора расчетной схемы, на которой указываются марки проводов и их сечение, длины участков линий электропередачи, силовые трансформаторы и их мощность, мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ питающей подстанции. На расчетную схему наносятся точки КЗ:

По исходной схеме составляется схема замещения, на которой показываются индуктивные и активные сопротивления основных элементов электропередачи: системы, линий, трансформаторов. На схеме расставляются точки КЗ, наносятся обозначения сопротивлений (в числителе) и их числовые значения (в знаменателе) приведенные к базисным условиям.

Для приведения сопротивлений к базисным условиям в простых распределительных сетях, чаще всего применяется система именованных единиц, в которой все сопротивления приводятся к базисному напряжению U. За базисное напряжение принимается средненоминальное напряжение од. Примем U=10,5 кВ.

Определим сопротивление системы:

Х===1Oм (8.1)

Сопротивления участков линии, U=10,5 кВ, U= 10,5 кВ

R=== 1,256 Ом (8.2)

X=== 1,428Ом (8.3)

R== 0,25 Ом

X== 0,286Ом

R== 0,336Ом

X== 0,293Ом

R== 0,84Ом

X== 0,732Ом

R== 0,336Ом

X== 0,293Ом

R== 0,25Ом

X== 0,286Ом

R== 1,256 Ом

X== 1,428Ом

R== 0,296 Ом

X== 0,19Ом

R=R== 0,474 Ом

X=X== 0,3Ом

Результирующее сопротивление до точки К3:

Z===3,85Ом (8.4)

Токи трехфазного КЗ в точке К3:

I=== 1575A (8.5)

Токи двухфазного КЗ в точке К3:

I = · I = 0,87 ∙ 1575 = 1370 A (8.6)

Ударные токи в точке К3:

i=∙K∙I= ∙ 1,02 ∙ 1033 = 1490 A (8.7)

где K – ударный коэффициент, определяется по формуле :

K=1 +e= 1 + e = 1,02 (8.8)

Мощность КЗ в точке К3:

S=∙U∙I = 105001033= 21,6МВА (8.9)

Остальные расчеты производим аналогично, данные расчетов сводим

в таблицы 8.1,8.2,8.3,8.4

Рисунок 8.1- Схема замещения для расчетов токов КЗ в НР при питании от ИП1

6

Рисунок 8.2- Схема замещения для расчетов токов КЗ в НР при питании от ИП2

К3

Таблица 8.1 – Расчет токов короткого замыкания в нормальном режиме от ИП1

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом			КУ	Точки КЗ, кА				SК^(3)мВА
		R	X	Z		IК^(3)	IК^(2)	IК^(1)	IУ
К1	10,5	0	1	1	1,04	6,06	5,27	-	8,92	110
К2	10,5	1,256	2,428	2,73	1,16	2,22	1,93	-	3,64	40
К4	10,5	1,842	3	3,5	1,19	1,7	1,48	-	2,86	30
К3	10,5	2,138	3,197	3,85	1,19	1,6	1,4	-	2,69	29

Таблица 8.2 – Расчет токов короткого замыкания в нормальном режиме от ИП2

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом			КУ	Точки КЗ, кА				SК^(3)мВА
		R	X	Z		IК^(3)	IК^(2)	IК^(1)	IУ
К6	10,5	0	1	1	1,04	6,06	5,27	-	8,92	110
К5	10,5	1,256	2,428	2,73	1,16	2,22	1,93	-	3,64	40
К4	10,5	2,32	3,31	4,04	1,11	1,5	1,3	-	2,35	27
К3	10,5	2,79	3,61	4,6	1,08	1,32	1,14	-	2,02	24

Рисунок 8.3 – Схема замещения для расчета токов КЗ в АР при питании от ИП1

К3

Х4-6

0,19

R4-6

0,296

Таблица 8.3 – Расчет токов короткого замыкания в АР при питании от ИП1

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом			КУ	Точки КЗ, кА				SК^(3)мВА
		R	X	Z		IК^(3)	IК^(2)	IК^(1)	IУ
К1	10,5	0	1	1	1,04	6,06	5,27	-	8,92	110
К2	10,5	1,256	2,428	2,73	1,16	2,22	1,93	-	3,64	40
К4	10,5	1,842	3	3,5	1,19	1,7	1,48	-	2,86	30
К3	10,5	2,138	3,197	3,85	1,19	1,6	1,4	-	2,69	29
К5	10,5	3,268	4,3	5,4	1,23	1,12	0,98	-	1,95	20
К6	10,5	4,524	5,728	7,3	1,26	0,83	0,72	-	1,5	15

Рисунок 8.4 – схема замещения для расчета токов КЗ в АР при питании от ИП2

Таблица 8.4 – Расчет токов короткого замыкания в АР при питании от ИП2

Точки КЗ	Напряжение кВ	Сопротивление Ом			КУ	Точки КЗ, кА				SК^(3)мВА
		R	X	Z		IК^(3)	IК^(2)	IК^(1)	IУ
К6	10,5	0	1	1	1,04	6,06	5,27	-	8,92	110
К5	10,5	1,256	2,428	2,73	1,16	2,22	1,93	-	3,64	40
К4	10,5	2,682	3,739	4,6	1,2	1,6	1,39	-	2,72	29
К3	10,5	2,978	3,93	4,9	1,21	1,24	1,08	-	2,12	23
К2	10,5	3,268	4,318	5,4	1,23	1,12	0,97	-	1,95	20
К1	10,5	4,524	5,728	7,3	1,26	0,83	0,72	-	1,5	15

9 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА РТП

9.1 Выбор разъединителя для ТП4

Оборудование электроустановок выбирается исходя из условий нормального режима и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ.

1) U≥U

10 кB = 10 кB

2) I≥I

200 А ≥ 40 А

Предлагается разъединитель типа РЛНД-10/200 с приводом типа ПРН-1Ом. Проверяется разъединитель на термическую и динамическую стойкость:

Предлагается разъединитель типа РЛНД-10/200 В с приводом типа ПРН-10м. Проверяется разъединитель на термическую и динамическую стойкость:

(9.1)

(9.2)

U_р.ном, I_р.ном – номинальное напряжение и ток разъединителя; I_t, t – ток и время термической стойкости разъединителя, равные 5 кА и 10 с; t_экв – эквивалентное время примерно равное времени протекания тока I_к⁽³⁾, может быть принято 2 с; i_д – ток динамической стойкости разъединителя, равный 20 кА.

5² ∙ 10 = 250 кАс > 1,6∙ 2 = 5,12 кАс

20 кА ≥ 2,69 кА

Условия выполняются, разъединитель удовлетворяет требованиям.

9.2 Выбор предохранителя на РТП

1) U= 500 кВ ≥U= 10 кВ

2) I= 40 кА ≥I= 40 А

Предлагается предохранитель типа ПКТ-10. Производим его проверку:

I= 50 кА ≥I= 40 А

9.3 Выбор выключателя нагрузки для ТП4

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном≥ I_р.max.

200А ≥ 40 А

Предлагается выключатель нагрузки типа ВН-16. Проведем его проверку на термическую и динамическую стойкость

I≥I

i≥i

где U, I– номинальное напряжение и ток выключателя;I,t – ток и время термической стойкости, равные 10 кА и 1 с; – эквивалентное время протекания токаI, равное 2 с,i– ток динамической стойкости, равный 20 кА.

10² ∙ 1 = 100 кАс > 1,6∙ 2 =5,12 кАс

20 кА ≥ 2,69 кА

9.3 Выбор реклоузера Q3(РТП)

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном≥ I_р.max.

630А ≥ 40 А

3) I_ном.о ≥ I_у.

12000А ≥ 2690А

4)

кАс

;

Выбираем реклоузер вакуумный серии РВА/TEL ,который предназначен для применения в воздушных распределительных сетях трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, номинальным напряжением 6-10 кВ

10 КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ 10 кВ и ТП 10/0,4кВ

Концевые опоры устанавливаются в начале ВЛ и вблизи всех потребительских ТП. Количество –10шт.Угловые опоры устанавливаются в точках поворота и подсоединения ВЛ. Выбираем угловые опоры анкерного типа. Количество –7шт.

Промежуточные опоры устанавливаем на прямых участках трассы. Крепление проводов к штыревым изоляторами при помощи проволочной вязки. Количество опор выбираем в зависимости от длины линии и пролета.

Данные выбираем по приложению 5, [2].

Для провода АС 70 длина пролета - 65 м;

Суммарная длина линии - 3600 м;

Для провода АС 35;

Суммарная длина линии - 2600 м;

Для провода АС 95:

Суммарная длина линии – 9600 м;

Для провода АС 50:

Суммарная длина линии – 500 м

Общее количество промежуточных опор равно:

Тип изоляторов ШФ-10В, траверсы для опор 10 кВ металлические.

На концевых и угловых опорах устанавливактся по 6 траверс, а на промежуточных опорах-1.

Параметры выбранных опор для ВЛ 10 кВ Таблица № 10.1

Шифр опоры	Кол-во опор	ЖБ стойки СНВ-2		Масса металло- конструкций	Изоляторы	Траверсы
		шт	м³
К10-2Б (концевая)	11	22	18	906	132	66
УА10-2Б (угловая)	7	14	12.6	784	84	42
П10-2Б (промежу-точная)	251	251	245	6275	753	251

11 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА ОТХОДЯЩИХ ЯЧЕЙКАХ ГПП-110/10 кВ

Оборудование электроустановок выбирается исходя из условий нормального режима и проверяется на термическую и динамическую стойкость в режиме КЗ.

11.1Выбор выключателя для ИП1:

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном≥ I_р.max.

600А ≥ 35 А

3) I_ном.о ≥ I_у.

31500А ≥ 8920 А

Предлагается масляный выключатель типа ВМП-10 с приводом типа ПЭ-11. Проверяется масляный выключатель на термическую и динамическую стойкость:

(11.1)

(11.2)

U_р.ном, I_р.ном – номинальное напряжение и ток выключателя; I_t, t – ток и время термической стойкости выключателя, равные 14 кА и 10 с; t_экв – эквивалентное время примерно равное времени протекания тока I_к⁽³⁾, может быть принято 2 с; i_д – ток динамической стойкости выключателя, равный 30 кА.

Условия выполняются, выключатель удовлетворяет требованиям.

11.2Выбор выключателя для ИП2:

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_р.ном≥ I_р.max.

600А ≥ 21 А

3) U_р.ном ≥ I_у.

31500А ≥ 8920 А

Предлагается масляный выключатель типа ВМП-10 с приводом типа ПЭ-11. Проверяется масляный выключатель на термическую и динамическую стойкость

Условия выполняются, выключатель удовлетворяет требованиям.

11.3 Выбор трансформатора тока:

ИП1:

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_1.ном≥ I_р.max.

150А ≥ 35 А

3) N_доп.≥N_ном

0,5=0,5

4)

ИП2:

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) I_1.ном≥ I_р.max.

150А ≥ 21 А

3) N_доп.≥N_ном

0,5=0,5

4)

Выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10

11.4 Выбор трансформатора напряжения:

1)U_р.ном.≥ U_{сети ном.}

10 кВ =10 кВ

2) N_доп.≥N_ном

0,5=0,5

3) S_ном.≥S_расч

10000ВА_.≥110ВА

Выбираем трансформатор напряжения типа НТМИ-1

12 ВЫБОР МТЗ (МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА) И ТО(ТОКОВАЯ ОТСЕЧКА) ДЛЯ ВЛ 10

Линии напряжением 10 кВ защищаются от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты (МТЗ) и токовой отсечки (ТО) с действием на отключение. Выполняются защиты на реле типа РТВ и РТМ или РТ-85.

12.1 Расчет МТЗ и ТО при нормальном режиме работы от ИП1

12.1.1 Расчет МТЗ

Пример расчета выполнен на реле типа РТВ как наиболее распространенном.

Ток срабатывания защиты определяется по двум условиям:

1. При отстройке от рабочего максимального тока:

(12.1)

К_н –коэффициент надежности, К_н =1,3

К_з –коэффициент возврата, К_з =1,1

К_в –коэффициент запаса, К_в =0,65

А

2) По условию селективности с более удаленной от источника питания защитой, которая выбирается по самому мощному трансформатору 10/0,4 кВ, подключенному к линии по табл. 12.1 [13] (250 кВА).

I΄΄_{сз.расч} =100 А

Большее значение принимается за расчетное

I_{сз.расч} =100 А

12.1.1.1 Ток срабатывания реле

(12.2)

К_сх- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ, К_сх=1;

К_i – коэффициент трансформации трансформатора тока:

(12.3)

(12.4)

12.1.1.2 Уставка тока на реле

(12.5)

5,6 ≥ 5

Принимаем I_у =5,6 А

12.1.1.3 Действительный (принятый) ток срабатывания защиты

(12.6)

12.1.1.4 Проверяем чувствительность защиты

12.1.2 Расчет токовой отсечки на РТМ

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:

1) При отстройки от токов КЗ у ближайшей потребительской подстанции.

(12.7)

А

2) При отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение:

(12.8)

А

I_{со.расч} =3330 А - принимаем за расчетное.

12.1.2.1 Ток срабатывания реле отсечки

(12.9)

К_сх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10кВ, К_сх=1;

К_i – коэффициент трансформации трансформатора тока, К_i =20.

А

12.1.2.2 Уставка тока на реле

(12.10)

200 ≥167

Принимаем I_уо =200 А

12.1.2.3 Действительный ток срабатывания защиты

(12.11)

А

12.1.2.4 Чувствительность защиты

(12.12)

12.2 Расчет МТЗ и ТО при нормальном режиме работы от ИП2

12.2.1 Расчет МТЗ

Пример расчета выполнен на реле типа РТВ как наиболее распространенном.

Ток срабатывания защиты определяется по двум условиям:

1. При отстройке от рабочего максимального тока

(12.13)

К_н –коэффициент надежности, К_н =1,3

К_з –коэффициент возврата, К_з =1,1

К_в –коэффициент запаса, К_в =0,65

А

2) По условию селективности с более удаленной от источника питания защитой, которая выбирается по самому мощному трансформатору 10/0,4 кВ, подключенному к линии по табл. 12.1 [13] (250 кВА).

I΄΄_{сз.расч} =100 А

Большее значение принимается за расчетное

I_{сз.расч} =100 А

12.2.1.1 Ток срабатывания реле

(12.14)

К_сх- коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10 кВ, К_сх=1;

К_i – коэффициент трансформации трансформатора тока:

(12.15)

(12.4)

12.2.1.2 Уставка тока на реле

(12.5)

5,6 ≥ 5

Принимаем I_у =5,6 А

12.2.1.3 Действительный (принятый) ток срабатывания защиты

(12.6)

12.2.1.4 Проверяем чувствительность защиты

12.2.2 Расчет токовой отсечки на РТМ

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по двум условиям:

1) При отстройки от токов КЗ у ближайшей потребительской подстанции.

(12.7)

А

2) При отстройке от броска тока намагничивания трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии, при их включении под напряжение:

(12.8)

А

I_{со.расч} =3330 А - принимаем за расчетное.

12.2.2.1 Ток срабатывания реле отсечки

(12.9)

К_сх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, для схем с неполной звездой, в основном применяемых для защиты линий 10кВ, К_сх=1;

К_i – коэффициент трансформации трансформатора тока, К_i =15.

А

12.1.2.2 Уставка тока на реле

(12.10)

200 ≥167

Принимаем I_уо =200 А

12.1.2.3 Действительный ток срабатывания защиты

(12.11)

А

12.1.2.4 Чувствительность защиты

(12.12)

12.3 Защита трансформатора 10/0,4 кВ

Трансформаторы защищаются плавкими предохранителями типа ПКТ-10

Основные условия выбора плавких предохранителей:

U_пред. ≥ U_{ном.сети}

I_{ном.откл} ≥ I_к.max.

I_{ном.пл.вст.} ≈ 2×I_{ном. тр.}

Рекомендуется значение токов плавких вставок, I_{ном.пл.вст.} выбирать в зависимости от мощности трансформатора по таблице 12.1 [13].

Предварительно выбираем номинальный ток плавкой вставки 32 А. Окончательное значение принимается после построения графика согласования защит.

На стойкость в режиме короткого замыкания силовой трансформатор, защищенный предохранителем, не проверяется.

13 СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА И ВЛ 10 кВ при нормальном режиме работы линии.

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени, чтобы поврежденный элемент электропередачи отключался ближайшей к нему защитой (рис.13.1).

Согласование защит обычно выполняется на графике (карте селективности), на котором токовременные характеристики защит строятся при одном напряжении в пределах от тока срабатывания защиты до тока КЗ в месте установки защиты. Для построения графика рекомендуется использовать времятоковые характеристики предохранителей на напряжение 10кВ, МТЗ и ТО, реклоузера (приложение 7, методического указания).

Рисунок 13.1 Защита от токов КЗ, установленная в электропередаче.

13.1 Согласование защиты трансформатора ТП4 и ВЛ 10 кВ от ИП1

13.1.1 Строится токовременная характеристика защиты трансформатора

ТМ 10/0,4 кв

Значение токов плавкой вставки (в примере I_{ном пл.вст} =32А).

Значение токов плавкой вставки

Таблица № 13.1

I, A	70	75	80	90	100	120	180	200	500	700	1194
t, c	200	100	20	5	2	1	0,5	0,2	0,05	0,02	0,01

13.1.2 Строится токовременная характеристика защиты ВЛ 10 кВ

В примере МТЗ и ТО выполнены на встроенных в привод реле РТВ и РТМ.

13.1.2.1 Определяется ток согласования защиты

За ток согласования принимается ток трёхфазного короткого замыкания за предохранителем ближайшего ТП-10/0,4кВ (ТП 1).

А (13.1)

13.1.2.2 Определяется кратность согласования

(13.2)

13.1.2.3 Определяется расчетное время срабатывания МТЗ при токе согласования

с (13.3)

t_пл.вст – время перегорания плавкой вставки при токе согласования;

Δt – ступень селективности.

Для реле РТВ минимальная уставка по времени Δt=1 с.

13.1.2.4 По К_согл и t_расч определяется контрольная точка, лежащая на временной характеристики реле РТВ

По найденной характеристики находится уставка времени срабатывания реле. t_y=0,7 с.

13.1.2.5 Переносится найденная характеристика реле на график согласования защит до тока срабатывания ТО, предварительно заполнив таблицу № 13.2

Характеристика реле Таблица № 13.2

К=I/Iсз	1	1,2	1,5	1,7	2	2,5	3	3,5	-	-
I, А	168	202	252	285	336	420	510	6000	6000	11030
t, c	6,8	5,5	3,5	2,5	1,5	1,1	1	1	0,1	0,1

I=f(t) – РТВ, РТМ, защита ВЛ 10кВ ПКТ-10, защита ТП2.1

I1=f(t1) –10кВ ПКТ-10

I3=f(t3) – МТЗ(РТП)

Рисунок 19 - Согласование защит ТП1 и ВЛ 10 кВ от ИП1

14.2 Согласование защиты трансформатора ТП8 и ВЛ 10 кВ от ИП2

14.2.1 Построение токовременной характеристики защиты трансформатора

ТМ 10/0,4 кв

Значение токов плавкой вставки I_{ном пл.вст} =32А

Таблица 13.3 - Значение токов плавкой вставки

I, A	70	75	80	90	100	120	180	200	500	700	1194
t, c	200	100	20	5	2	1	0,5	0,2	0,05	0,02	0,01

14.2.2 Построение токовременной характеристики защиты ВЛ 10 кВ

В примере МТЗ и ТО выполнены на встроенных в привод реле РТВ и РТМ.

14.2.2.1 Определение тока согласования защиты

За ток согласования принимается ток трёхфазного короткого замыкания за предохранителем ближайшего ТП-10/0,4кВ (ТП 8).

А

14.2.2.2 Определение кратности согласования

14.2.2.3 Определение расчетного времени срабатывания МТЗ при токе согласования

с

Для реле РТВ минимальная уставка по времени Δt=1 с.

14.2.2.4 Определение К_согл и t_расч по контрольной точке, лежащей на временной характеристики реле РТВ

По найденной характеристики находится уставка времени срабатывания реле. t_y=0,7 с.

14.2.2.5 Перенос найденной характеристики реле на график согласования защит до тока срабатывания ТО, предварительно заполнив таблицу 23

Таблица 13,4 - Характеристика реле

К=I/Iсз	1	1,2	1,5	1,7	2	2,5	3	3,5	-	-
I, А	168	202	252	285	336	420	510	6000	6000	11030
t, c	6,8	5,5	3,5	2,5	1,5	1,1	1	1	0,1	0,1

После построения характеристики необходимо убедится в том, что в зоне совместного действия МТЗ линии 10 кВ и плавкой вставки предохранителя ПК-10 соблюдалось условие селективности.

I=f(t) – РТВ, РТМ, защита ВЛ 10кВ ПКТ-10, защита ТП2.1

I1=f(t1) –10кВ ПКТ-10

I3=f(t3) – МТЗ(РТП)

14 РАСЧТЕТ ЗАЩИТНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

14.1 Исходные данные

Исходные данные Таблица № 14.1

Сопротивление верхнего слоя грунта, Ом×м	300
Сопротивление нижнего слоя грунта, Ом×м	150
Сезонный коэффициент	1,6
Длина вертикального электрода, м	3,0
Толщина верхнего слоя грунта, м	1,0
Заглубление середины электрода, м	2,0
Наружный диаметр электрода, м	0,03
Расстояние между электродами, м	2,0
Ширина соединительной полосы, м	0,05
Заглубление полосы, м	1,0
Коэффициент использования	0,7
Нормируемое сопротивление, Ом	4,0

14.2 Вычисление расчетного удельного сопротивления грунта с учетом коэффициента сезонности

Ом

R₀₁ – удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом×м;

R₀₂ – удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом×м;

L_верт – длина вертикального заземлителя, м;

Н_{верх.сл} – толщина верхнего слоя грунта, м;

Т_верт – заглубление вертикального заземлителя, м;

К_с – сезонный климатический коэффициент.

14.3 Уточнение максимально допустимого расчетного сопротивления группового заземлителя

Уточнение производится по алгоритму:

IF R₀₃≤100 THEN R_доп.ут= R_доп

IF (R₀₃>100) AND (R₀₃<1000)

THEN R_доп.ут= R_доп×( R₀₃/100)

IF R₀₃>1000 THEN R_доп.ут= R_доп×10

R_доп – нормируемое ПУЭ сопротивление;

R_доп.ут – уточненное сопротивление.

R_доп.ут=4,88 Ом

14.4 Сопротивление одного вертикального заземлителя

Ом

14.5 Приблизительное количество вертикальных заземлителей без учета соединительной полосы и коэффициента использования

14.6 Вычисление сопротивления соединительной полосы

Ом

L_пол – длина полосы, м;

В_пол – ширина полосы, м;

Т_пол – заглубление полосы, м.

14.7 Сопротивление вертикальных заземлителей вместе с соединительной полосой

Ом

R_полн – сопротивление вертикальных заземлителей и соединительной полосы, Ом.

14.8 Уточненное количество вертикальных заземлителей с учетом соеди-нительной полосы и коэффициента использования

К_исп – коэффициент использования электродов.

15 ТЕХНИКО-ЗКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА

В технико-экономической части необходимо определить количество материалов и оборудования для строительства электропередачи и рассчитать себестоимость передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ, потребительских ТП1…ТП8.Поэтому все технико-экономические расчеты для этих ТП ведутся без учета линий 0,38 кВ.

Составляем спецификацию оборудования и материалов для рассматриваемой ЛЭП(включая ВЛ-0,4 кВ ТП1)