- базисная мощность.
Определим
относительное активное сопротивление ТСН:
(2.37)
|
,где - потери
мощности в трансформаторе;
- номинальная мощность трансформатора собственных
нужд;
- базисная мощность.
|
Определим
относительное реактивное сопротивление ТСН:
(2.38)
Определим
относительные сопротивления кабельной линии:
(2.39)
|
,где -
реактивное и активное сопротивления кабеля;
- длина кабельной линии, равная 30 м;
- базисная мощность;
- напряжение ступени.
|
Определим
относительное реактивное сопротивление до четвертой ступени:
(2.40)
Определим
относительное активное сопротивление до четвертой ступени:
(2.41)
Определим
относительное полное сопротивление до четвертой ступени:
(2.42)
Определим
значение базисного тока:
(2.43)
|
,где -
базисный ток;
- базисная мощность;
- номинальное напряжение на шинах подстанции.
|
Определим
трехфазный ток короткого замыкания:
(2.44)
|
,где -
трехфазный ток короткого замыкания;
- базисный ток;
- относительное полное сопротивление до точки К4.
|
.
Определим
двухфазный ток короткого замыкания:
(2.45)
Определим
ударный ток:
(2.46)
|
,где -
ударный ток;
- трехфазный ток короткого замыкания;
- ударный коэффициент, равный 1,8.
|
Определим
мощность трехфазного короткого замыкания на шинах питающего напряжения:
(2.47)
Таблица
2.2.
Значение
токов короткого замыкания
|
|
|
|
|
|
|
|
К1
|
115
|
j0,144
|
3,486
|
9,79
|
694,4
|
3,012
|
1,917
|
К2
|
37
|
j0,484
|
5,583
|
14,212
|
206,6
|
4,835
|
---
|
К3
|
27,5
|
j0,354
|
6,225
|
15,846
|
282,5
|
5,39
|
---
|
К4
|
0,4
|
42,78
|
3,374
|
8,589
|
2,338
|
2,922
|
---
|
3. Выбор основного оборудования и аппаратуры
.1. Расчет
максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции
Методика выбора и расчета представлена в [1,4].
Рис
3.1. Схема для расчета максимальных рабочих токов основных присоединений
подстанции
Определим
максимальный рабочий ток на вводе опорной подстанции:
(3.1)
|
,где -
коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3;
- количество трансформаторов установленных на
подстанции;
- номинальная мощность тягового трансформатора;
- номинальное напряжение на вводе подстанции.
|
Определим максимальный рабочий ток на обходной системе сборных шин:
(3.2)
|
,где -
коэффициент перспективы развития потребителей, равный 1,3;
- коэффициент распределения нагрузки по шинам
первичного напряжения, равный 0,6-0,8;
- количество трансформаторов установленных на
подстанции;
- номинальная мощность тягового трансформатора;
- номинальное напряжение на вводе подстанции.
|
Определим максимальный рабочий ток на вводе трансформатора:
(3.3)
|
,где -
коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, равный 1,5;
- номинальная мощность тягового трансформатора;
- номинальное напряжение на вводе подстанции.
|
Расчет приводим в Таблице 3.1.
Таблица 3.1.
Максимальные рабочие токи основных присоединений подстанции.
Наименование потребителя
|
Расчетная формула
|
|
Питающий ввод 110 кВ
|
|
|
Обходная система сборных
шин 110 кВ
|
|
|
Ввод трансформатора 110 кВ
|
|
|
Ввод ОРУ-27,5 кВ
|
|
|
Тяговый фидер
|
|
|
Сборные шины ОРУ-27,5 кВ
|
|
|
Ввод ТСН
|
|
|
Ввод ОРУ-35 кВ
|
|
|
Сборные шины ОРУ-35 кВ
|
|
|
Фидер районной нагрузки
|
|
|
3.2
Определение величины теплового импульса
Для проверки электрических аппаратов и токоведущих элементов по
термической устойчивости в режиме короткого замыкания необходимо определить
величину теплового импульса для всех распределительных устройств. Методика
представлена в [4].
Пример расчета теплового импульса:
(3.4)
|
,где -
тепловой импульс тока;
- периодическая составляющая сверхпереходной ток ;
- время протекания тока короткого замыкания;
- время срабатывания основной защиты;
- полное время отключения выключателя, равное 0,1 с;
- постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока короткого замыкания.
|
Расчет приводим в Таблицу 3.2.
Таблица 3.2.
Расчет теплового импульса.
Наименование РУ
|
|
|
|
|
|
|
ОРУ-110 кВ
|
3,486
|
2,5
|
0,1
|
2,6
|
0,03
|
9,168
|
ОРУ-35 кВ
|
5,583
|
2,0
|
|
2,1
|
0,02
|
11,836
|
Фидер 35 кВ
|
|
1,5
|
|
1,6
|
|
9,044
|
ОРУ-27,5 кВ
|
6,225
|
1,0
|
|
1,1
|
0,005
|
6,879
|
Фидер 27,5 кВ
|
|
0,5
|
|
0,6
|
|
3,766
|
3.3 Выбор
сборных шин и токоведущих элементов
Для распределительных устройств 27,5 кВ и выше применяются гибкие шины,
выполненные проводами АС. Методика представлена в [4].
Минимальное допустимое сечение токоведущей части по условию ее
термической стойкости:
(3.5)
|
,где -
тепловой импульс тока;
- коэффициент принимаем из ([1] с.49 табл.16),
равный .
|
Гибкие шины напряжением выше 35 кВ проверяют по условию коронирования:
(3.6)
|
,где -
максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля,
при котором возникает разряд в виде короны;
- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности
провода (для многопроволочных проводов ;
- радиус провода.
|
Напряженность электрического поля около поверхности провода:
(3.7)
|
,где -
среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;
- радиус провода.
|
При сечениях шин q>95 мм2 на напряжение 110 кВ и q>240
мм2 на напряжение 220 кВ проверка по условию коронирования не
производится. Результаты выбора шин для всех распределительных устройств
приведены в Таблице 3.3.
Таблица 3.3.
Выбор сечения сборных шин
Наименование РУ
|
Тип провода
|
Длительный режим
|
По термической стойкости
|
|
|
принятое сечение
|
|
|
Питающий ввод 110 кВ
|
АС - 120/27
|
375>326
|
120
|
120>34,41
|
Обходная система сборных
шин 110 кВ
|
АС - 95/16
|
330>261
|
95
|
95>34,41
|
Ввод трансформатора 110 кВ
|
АС - 50/8
|
210>188
|
50
|
50>34,41
|
Сборные шины ОРУ- 35 кВ
|
АС - 240/32
|
605>585
|
240
|
240>39,08
|
Фидера ОРУ-35 кВ
|
AС - 50/16
|
210>28
|
70
|
50>34,17
|
Сборные шины ОРУ-27,5 кВ
|
AС - 150/24
|
450>381
|
150
|
480>29,8
|
Фидера ОРУ-27,5 кВ
|
АС - 2*185/43
|
1030>1000
|
2*185
|
370>22,05
|
3.4 Выбор
выключателей
Выбор и методику расчета произведем по [1,4]. При выборе выключателей его
паспортные параметры сравнивают с расчётными условиями работы.
Пример выбора и проверки выключателя в ОРУ-110 кВ ВЭБ-110 II:
. По напряжению:
(3.8)
|
,где -
номинальное напряжение, кВ;
- рабочее напряжение распределительного устройства,
кВ.
|
.
По длительно допустимому току:
(3.9)
|
,где -
номинальный ток выключателя, А.
- максимальный рабочий ток присоединения, где
устанавливают выключатель, А.
|
.
По отключающей способности:
.1.
По номинальному периодическому току отключения:
(3.10)
|
,где -
номинальный ток выключателя по каталогу, кА;
- максимальный ток короткого замыкания, кА.
|
.2.
По полному току отключения:
,где -
номинальный ток выключателя по каталогу, кА;
- номинальное значение относительного содержания
апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по ([4] стр.56
рис.11) в зависимости от ;
- апериодическая составляющая тока к.з. в момент
расхождения контактов выключателя , кА;
- максимальный ток короткого замыкания, кА.
|
(3.12)
|
,где -
минимальное время до момента размыкания контактов, с;
- минимальное время действия защиты, 0,01 с;
- собственное время отключения выключателя с приводом
по каталогу, с;
- постоянная времени затухания апериодической
составляющей тока короткого замыкания;
- максимальный ток короткого замыкания, кА.
|
4.
По электродинамической стойкости:
.1.
По предельному периодическому току:
(3.13)
|
,где -
эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока
к.з., равный кА;
- максимальный ток короткого замыкания, кА.
|
.2.
По ударному току:
(3.14)
|
,где -
амплитудное значение предельного сквозного тока к.з., равное кА;
- ударный ток, кА.
|
.
По термической стойкости:
(3.15)
|
,где -
предельный ток термической стойкости, равный кА;
- время прохождения тока термической стойкости, равное
3 с;
- тепловой импульс тока к.з., .
|
Результаты
расчета приводим в Таблице 3.4.
3.5 Выбор
разъединителей
Выбор производим аналогично п. 3.4. без проверки по отключающей
способности. Результаты выбора представлены в Таблице 3.5.
3.6 Выбор
измерительных трансформаторов тока
Паспортные данные и методику выбора трансформаторов тока (ТТ) принимаем
по [4,6]. Встроенные ТТ на электродинамическую и термическую устойчивость не
проверяем, т.к. она согласована с соответствующими параметрами ранее выбранных
выключателей. Результаты выбора ТТ для всех присоединений подстанции приводим в
Таблице 3.6.
Таблица 3.4.
Выбор выключателей
Наименование РУ или
присоединения
|
Тип выключателя
|
Тип привода
|
Условие проверки
|
, кВ, А, кА,кА, кА, кА,
|
|
|
|
|
|
|
|
Обходная система сборных
шин 110 кВ
|
ВЭБ-110 II
|
ППрк-1800С
|
1101102000261,063403,48676,3686,03101,63,486101,69,7948009,168
|
|
|
|
|
|
|
Вводы ВН трансформатора 110
кВ
|
ВЭБ-110 II
|
ППрк-1800С
|
1101102000188,266403,48676,3686,03101,63,486101,69,7948009,168
|
|
|
|
|
|
|
Ввод РУ-27,5 кВ
|
БВК - 27,5 Б
|
ПЭМ
|
27,527,51250826,36206,22538,18417,39350,86,22550,815,84612006,879
|
|
|
|
|
|
|
Питающая линия фидера КС и
запасной выключатель
|
БВК - 27,5 Б
|
ПЭМ
|
27,527,512501000206,22538,18417,39350,86,22550,815,84612003,766
|
|
|
|
|
|
|
Питающая линия ДПР и ввод
ТСН
|
ВБЭТ - 27,5 IV
|
ПЭМ
|
27,527,5630250256,22538,18417,39363,56,22563,515,84618753,766
|
|
|
|
|
|
|
Ввод РУ-35 кВ
|
ВБЭС-35 III
|
ПЭМ
|
3535630585,15231,55,58360,13913,9180,015,58380,0114,2122976,811,836
|
|
|
|
|
|
|
Секционный выключатель 35
кВ
|
ВБЭС-35 III
|
ПЭМ
|
3535630292,57631,55,8360,13913,9180,015,58380,0114,2122976,811,836
|
|
|
|
|
|
|
Фидера районной нагрузки
|
ВБЭС-35 III
|
ПЭМ
|
3535630292,57631,55,8360,13913,9180,015,58380,0114,2122976,89,044
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.5.
Выбор разъединителей
Наименование РУ или
присоединения
|
Тип аппарата
|
Тип привода
|
Условие проверки
|
, кВ, А, кА,
|
|
|
|
|
Ввод в РУ 110 кВ
|
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
|
ПД-5У1
|
1101101000326,328639,796259,168
|
|
|
|
Обходная система сборных
шин 110 кВ
|
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
|
ПД-5 У1
|
1101101000261,063639,796259,168
|
|
|
|
Вводы ВН трансформатора 110
кВ
|
РДЗ 110/1000Н УХЛ1
|
ПД-5 У1
|
1101101000188,266639,796259,168
|
|
|
|
Ввод РУ-27,5 кВ
|
РДЗ-35.IV/1000
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,51000826,364015,8462566,879
|
|
|
|
Шины РУ-27,5 кВ
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,5400381,26931,2515,846156,256,879
|
|
|
|
Фидер КС
|
РДЗ-35.IV/1000
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,5100010004015,8462563,766
|
|
|
|
Запасной выключатель-27,5
кВ
|
РДЗ-35.IV/1000
УХЛ1
|
3527,5100010004015,8462563,766
|
|
|
|
Фидер ДПР
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,540025031,2515,846156,253,766
|
|
|
|
ТСН
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,54005,28931,2515,846156,253,766
|
|
|
|
Трансформаторы напряжения
шины 27,5 кВ
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3527,5---31,2515,846156,256,879
|
|
|
|
Ввод 35 кВ
|
РДЗ-35.IV/1000
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
35351000585,1524014,21225611,836
|
|
|
|
Шины РУ-35 кВ
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3535400292,57631,2514,212156,2511,836
|
|
|
|
Фидер РУ-35 кВ
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
353540028,08731,2514,212156,259,044
|
|
|
|
Трансформаторы напряжения
шины 35 кВ
|
РДЗ-35.IV/400
УХЛ1
|
ПДГ-9 УХЛ1
|
3535---31,2514,212156,2511,836
|
|
|
|
Таблица 3.6.
Выбор трансформаторов тока
Наименование РУ или
присоединения
|
Тип трансформатора тока
|
Класс точности
|
Условие проверки
|
, кВ, А, кА,
|
|
|
|
|
Обходная система сборных
шин 110 кВ
|
ТФЗМ110Б-IV
У1
|
0,5
|
110110300261,063629,794329,168
|
|
|
|
Ввод ВН трансформатора 110
кВ
|
ТФЗМ110Б-IV
У1
|
0,5
|
110110300188,266629,794329,168
|
|
|
|
Ввод РУ-27,5 кВ
|
ТФЗМ35Б-II
У1
|
0,5
|
3527,51000826,3612515,84672036,879
|
|
|
|
Фидера КС
|
ТФЗМ35Б-II
У1
|
0,5
|
3527,51000100012515,84672033,766
|
|
|
|
Фидера ДПР (ТСН)
|
ТФЗМ35Б-I
У1
|
0,5
|
3527,53002506315,8466753,766
|
|
|
|
Ввод 35 кВ
|
ТФЗМ35Б-I
У1
|
0,5
|
3535600585,15212714,212288311,836
|
|
|
|
Шины РУ-35 кВ
|
ТФЗМ35Б-I
У1
|
0,5
|
3535300292,5766314,21267511,836
|
|
|
|
Фидера РУ-35 кВ
|
ТФЗМ35А У1
|
0,5
|
353510028,0872114,21236,759,044
|
|
|
|
3.7 Выбор
объема измерений
Контрольно-измерительные приборы устанавливаются для контроля за
измерением электрических параметров в схеме подстанции и расчётов за
электроэнергию, потребляемую и отпускаемую подстанцией. Предусматриваем
следующий объём измерений:
измерение тока (амперметром) на вводах силовых трансформаторов со стороны
всех ступеней напряжения, на всех питающих и отходящих линиях, фидерах
контактной сети, отсасывающей линии;
измерение напряжения (вольтметром) на шинах всех РУ;
измерения энергии (счетчиками) на вводах низшего напряжения тяговых
трансформаторов, на питающих и отходящих фидерах потребителей, на ТСН (счётчик
активной энергии), ДПР.
3.8 Выбор
измерительных трансформаторов напряжения
Методику и выбор измерительных трансформаторов напряжения производится по
следующим условиям представленных в [4,6]:
) По напряжению:
(3.16)
|
,где -
номинальное напряжение, кВ;
- рабочее напряжение распределительного устройства,
кВ.
|
) По классу точности:
) По нагрузке вторичной цепи:
(3.17)
|
,где -
номинальная мощность трансформатора в выбранном классе точности;
- номинальная мощность однофазного трансформатора.
|
Мощность, потребляемая всеми приборами и реле, присоединенными к
вторичной обмотке ТН:
(3.18)
|
,где - сумма
активных мощностей всех приборов, Вт;
- сумма реактивных мощностей всех приборов, ВАр;
- мощность, потребляемая обмоткой напряжения одного
прибора, кВА;
для счётчиков; для остальных приборов .
|
Таблица 3.7.
Потребители трансформаторов напряжений
Прибор
|
Тип
|
Число приборов
|
Число катушек напряжения в
приборе
|
Мощность одной катушки
|
|
|
|
|
---
|
---
|
шт
|
шт
|
ВА
|
---
|
---
|
Вт
|
ВАр
|
Для ОРУ-110 кВ: НКФ-110-II-У1
|
Счетчик активной энергии
|
САЗУ
|
3
|
2
|
4,0
|
0,38
|
0,925
|
9,12
|
22,2
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР-4
|
3
|
3
|
7,5
|
0,38
|
0,925
|
25,65
|
62,4375
|
Реле напряжения
|
РН-54
|
1
|
1
|
1,0
|
1,0
|
0
|
1,0
|
0
|
Вольтметр
|
Э-377
|
1
|
1
|
2,0
|
1,0
|
0
|
2,0
|
0
|
Всего:
|
37,77
|
86,6375
|
Для ОРУ-27,5 кВ: ЗНОМ-35-65
УХЛ1
|
Счетчик активной энергии
|
САЗУ
|
5
|
2
|
4,0
|
0,38
|
0,925
|
15,2
|
37
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР-4
|
4
|
3
|
7,5
|
0,38
|
0,925
|
34,2
|
83,25
|
Реле напряжения
|
РН-54
|
1
|
1
|
1,0
|
1,0
|
0
|
1,0
|
0
|
Вольтметр
|
Э-377
|
1
|
1
|
2,0
|
1,0
|
0
|
2,0
|
0
|
Электронное реле защиты
фидера 27,5 кВ
|
БМРЗ
|
2
|
1
|
4,0
|
1,0
|
0
|
8,0
|
0
|
Определитель места к.з. на
контактной сети
|
ОМП-71
|
2
|
1
|
1,0
|
1,0
|
0
|
2,0
|
0
|
Всего:
|
62,4
|
120,25
|
Для ОРУ-35 кВ: ЗНОМ-35-65
УХЛ1
|
Счетчик активной энергии
|
САЗУ
|
5
|
2
|
4,0
|
0,38
|
0,925
|
15,2
|
37
|
Счетчик реактивной энергии
|
СР-4
|
4
|
3
|
7,5
|
0,38
|
0,925
|
34,2
|
83,25
|
Реле напряжения
|
РН-54
|
1
|
1
|
1,0
|
1,0
|
0
|
1,0
|
0
|
Вольтметр
|
Э-377
|
1
|
1
|
2,0
|
1,0
|
0
|
2,0
|
0
|
Всего:
|
52,4
|
120,25
|
Полная мощность НКФ-110-II-У1:
.
Из
паспортных данных для класса точности 1,0. Принимаем из ([5] стр. 176,
табл 4.25.)
Полная
мощность ЗНОМ-35-65 УХЛ1:
.
Из
паспортных данных для класса точности 1,0. Принимаем из ([6] стр. 174,
табл 4.24.)
3.9 Выбор
изоляторов
Выбор подвесных изоляторов. Гибкие шины открытых распределительных
устройств подстанции обычно крепятся на гирляндах подвесных изоляторов.
Количество подвесных изоляторов в гирлянде определяется в зависимости от их
типов и напряжения установки приведено в ([6] стр. 53, табл 24).
Таблица 3.9
Выбор изоляторов
Наименование РУ
|
Тип изолятора
|
Количество изоляторов
|
ОРУ-110 кВ
|
ПС-70
|
8
|
ОРУ-27,5 кВ
|
ПС-70
|
3
|
ОРУ-35 кВ
|
ПС-70
|
3
|
3.10 Выбор
ограничителей перенапряжений (ОПН)
Защита оборудования подстанций от прямых ударов молнии осуществляется
молниеотводами и в настоящем курсовом проекте не рассматривается. Для защиты
оборудования от набегающих перенапряжений со стороны ВЛ и коммутационных
перенапряжений необходимо выбрать для каждого РУ тип ОПН и место их подключения
[6]. ОПН являются аппаратами для глубокого ограничения (до 1,6-1,85Uф) коммутационных перенапряжений с несколько лучшими
грозозащитными характеристиками, чем у традиционных разрядников. ОПН
представляют собой высоконелинейное сопротивление на основе оксида цинка.
Таблица 3.10.
Выбор ОПН
Наименование РУ
|
Тип ОПН
|
Условие выбора
|
ОРУ-110 кВ
|
ОПН-110
|
110=110
|
ОРУ-35 кВ
|
ОПН-35
|
35=35
|
ОРУ-27,5 кВ
|
ОПН-27,5
|
27,5=27,5
|
4. Расчет заземляющего устройства и определение напряжения
прикосновения
Целью расчета защитного заземляющего контура является нахождение таких
его оптимальных параметров, при которых сопротивление растекания контура (R3)
и напряжение прикосновения (Uпр) не превышают допустимых значений.
В основу расчета положен графоаналитический метод, основанный на
применении теории подобия, который предусматривает:
замену реального грунта с изменяющимся по глубине удельным сопротивлением
(rк) эквивалентной двухслойной структурой с
сопротивлением верхнего слоя (r1), толщиной
h и сопротивлением нижнего слоя (r2)
значение которых определяют методом вертикального зондирования (ВЭЗ);
замену реального и сложного заземляющего контура, состоящего из системы
вертикальных электродов, объединенных уравнительной сеткой с шагом 4¸20 м, любой конфигурации,
эквивалентной квадратной расчетной моделью с одинаковыми ячейками, однослойной
структурой земли (rэ), при
сохранении их площадей (S), общей длинны вертикальных (LВ) и
горизонтальных (LГ) электродов, глубины их заложения (hГ)
значения растекания сопротивления (R3) и напряжение прикосновения (Uпр).
Рис.4.1. Поясняющие схемы к расчёту сопротивлений заземляющего контура.
Таблица 4.1.
Данные для расчета заземляющих устройств.
Сопротивление верхнего слоя
земли r1, Ом×м
|
500
|
Сопротивление нижнего слоя
земли r2, Ом×м
|
90
|
Толщина верхнего слоя h,
м
|
1,9
|
Время протекания ,с0,4
|
|
4.1 Расчет
заземляющего устройства
Методика
расчета представлена [1,4]. задана
преподавателем.
Определим
длину горизонтальных заземлителей:
(4.1)
|
,где - длина
горизонтальных заземлителей;
- площадь заземляющего контура.
|
Определим
число вертикальных заземлителей:
(4.2)
|
,где - число
вертикальных заземлителей;
- площадь заземляющего контура.
|
Принимаем
шт.
Определим
длину вертикального электрода:
(4.3)
|
,где - длина
вертикального электрода;
- толщина верхнего слоя.
|
Определим
общую длину вертикальных электродов:
(4.4)
|
,где - длина
вертикального электрода;
- число вертикальных заземлителей.
|
Определим
расстояние между вертикальными электродами:
(4.5)
|
,где - длина вертикального электрода.
|
Определим
глубину заложения горизонтальных электродов:
(4.6)
|
,где - глубина заложения горизонтальных электродов,
принимаем 0,7 м.
|
Определим сопротивление заземляющего контура:
(4.7)
|
,где -
площадь заземляющего контура;
- длина горизонтальных заземлителей;
- общая длина вертикальных электродов;
- эквивалентное сопротивление контура.
|
Проверим
условие:
(4.8)
|
,где -
сопротивление заземляющего контура;
- допустимое сопротивление заземляющего контура,
равное 0,5 Ом.
|
4.2
Определение напряжения прикосновения
Методика расчета представлена в [1,4].
В связи с тем, что окончательным критерием безопасности электрической
установки является величина напряжения прикосновения Uпр, то
необходимо определить его расчётное значение и сравнить с допустимым.
Определим расчётное значение напряжения прикосновения:
(4.9)
|
,где -
напряжение прикосновения;
- ток однофазного замыкания на землю в РУ питающего
напряжения;
- коэффициент прикосновения.
|
Определим коэффициент прикосновения:
|