Проект районной понизительной подстанции п. Ботово

Выбор шин производится по следующим условиям [6, с.220]:

- по допустимому току

(6.26)

- на термическую стойкость

(6.27)

где s - сечение выбранной шины

(6.28)

где s_min - минимальное сечение по термической стойкости;

В_к - тепловой импульс, А²·с;

С - коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [1, с.167] принимаем ;

- на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):

(6.29)

где f₀ - частота собственных колебаний шин, Гц;

l - длина провода между изоляторами, м;

s - сечение шины, см²;

J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴;

Для прямоугольных шин:

(6.30)

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см;

Для шин трубчатого сечения

(6.31)

где D - наружный диаметр шины, см;

d - внутренний диаметр шины, см;

Если частота собственных колебаний f₀< 200 Гц, то производится механический расчет по условию:

(6.32)

где у_доп - допустимое механическое напряжение в материале шин, МПа. По таблице 4.2 [6] принимаем для алюминиевых шин у_доп = 40 МПа;

(6.33)

где у_доп - расчетное механическое напряжение, МПа;

i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролета между изоляторами, м;

а - расстояние между фаз, м;

W - момент сопротивления шины, см³.

Для однополосных шин прямоугольного сечения :

(6.34)

Для шин трубчатого сечения:

(6.35)

Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения АД31Т. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины s=68 мм², наружный диаметр D = 16 мм, внутренний диаметр d = 13 мм, допустимый ток I_доп = 295 А.

Проверяем шины по допустимому току:

I_мах=69,1 А; I_доп=295 А,

т.е.

Проверяем шины на термическую стойкость:

т.е.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 8 м, тогда частота собственных колебаний:

т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:

Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины:

т.е.

Таким образом, шины проходят по условиям механической прочности.

Для ошиновки КРУ-10 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 60Ч6 мм² .Допустимый ток I_доп = 870 А.

Проверяем шины по допустимому току:

I_мах=760 А; I_доп=870 А,

т.е.

Проверяем шины на термическую стойкость:



(мм)²;S=360 (мм)²,

т.е.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

(см⁴);

Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

(Гц),

Значит, механический расчет не требуется.

7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности и типа трансформаторов, типа оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0,4 кВ, которые называются трансформаторами собственных нужд (ТСН).

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, аппаратуры шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

Для питания оперативных цепей может применяться переменный и постоянный ток. Для питания оперативных цепей постоянным током предусматривается установка аккумуляторной батареи и зарядно-подзарядительного агрегата типа ВАЗП.

7.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетная нагрузка принимается равной установленной мощности электроприемника:

(7.1)

(7.2)

где tgц - соответствует cosц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

(7.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

(7.4)

где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Определение расчетных нагрузок собственных нужд подстанции

Исходные данные	Расчетные данные
Наименование приемника	Кол-во	Мощность, кВт	Справочные данные	Pрасч, кВт	Qрасч, квар	Sрасч, кВА	Iрасч, А
		единицы	общая	cosц / tgц
Охлаждение трансформаторов	2	4,07	8,14	0,8/0,75	8,14	6,1	10,2	14,7
Обогрев приводов 110 кВ	3	0,8	2,4	1 / 0	2,4	0	2,4	3,65
Питание двигателей заводки пружины	3	0,75	2,25	1 / 0	2,25	0	2,25	3,42
Питание двигателей приводов разъединителей 3МТ-50	6	1,41	8,46	1 / 0	8,46	0	8,46	12,85
Питание двигателей приводов разъединителей 2МТ-50	4	0,94	3,76	1 / 0	3,76	0	3,76	5,71
Обогрев приводов разъединителей 3МТ-50	6	0,15	0,9	1 / 0	0,9	0	0,9	1,36
Обогрев приводов разъединителей 2МТ-50	4	0,1	0,4	1 / 0	0,4	0	0,4	0,61
Наружное освещение	2	1,2	2,4	1 / 0	2,4	0	2,4	3,65
Освещение приводов разъединителей	26	0,04	1,04	1 / 0	1,04	0	1,04	1,58
Освещение ОПУ	2	8	16	1 / 0	16	0	16	24,31
Вентиляция КРУН	2	0,18	0,36	1 / 0	0,36	0	0,36	0,55
РПН	2	0,8	1,6	1 / 0	0,8	0	0,8	1,22
Отопление привода РПН	2	1	2	1 / 0	2	0	2	3,04
Аппаратура связи	1	4	4	1 / 0	4	0	4	6,08
Освещение ОРУ 110 кВ	10	0,04	0,4	1 / 0	0,4	0	0,4	0,61
Питание АУОТ-М	1	6	6	1 / 0	6	0	6	9,12
Отопление ОПУ	2	12	24	1 / 0	24	0	24	36,46
Обогрев релейных шкафов К-59	16	1	16	1 / 0	16	0	16	21,27
Сварка							25	37,98

7.2 Выбор места, числа и мощности ТСН

На подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два и более ТСН, мощности которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.

При двух и более ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами:

- один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд, а второй находится в автоматическом резерве;

- оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50….60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Трансформаторы собственных нужд (ТСН) устанавливаем в непосредственной близости от силовых трансформаторов, и питание их осуществляется с КРУН - 10 кВ силовых трансформаторов. При выборе ТСН учитывают категорию надежности потребителей, перегрузочную способность трансформаторов, экономичную работу трансформаторов в зависимости от графика нагрузки.

Определение мощности, количества ТСН

(7.5)

где Sp - суммарная мощность;

Sном.т - номинальная мощность трансформатора.

Потребители подстанции относятся к II-й категории надежности, поэтому коэффициент загрузки 0,7ч0,85

Sp=126,37кВА

Рассмотрим возможность применения трансформаторов 100 и 160кВА.

(шт).

(шт).

Определение коэффициента загрузки в нормальном и аварийном режиме:

1. Нормальный режим

(7.6)

2. Аварийный режим

(7.7)

По техническим показателям наилучшие характеристики имеет I вариант, однако окончательное решение можно принять по экономическому сравнению данных.

Экономическое сравнение данных

Таблица 7.2

Технические характеристики трансформаторов

Тип тр-ра	Sн.т, кВА	Uк, %	ДPxx, кВт	ДPкз, кВт	Ix, %	Цена, т.руб.
ТМ-100/10/0,4	100	4,5	0,35	2	2,6	48,818
ТМ-160/10/0,4	160	4,5	0,5	2,9	2,4	50,926

Приведенные затраты для трансформаторов рассчитываем по формуле:

(7.8)

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Е_н=22 %),

К - стоимость трансформатора (в действующих ценах),

И - ежегодные эксплуатационные издержки.

(7.9)

где К₀ - стоимость одного трансформатора по справочнику,

n - количество трансформаторов,

Ежегодные эксплуатационные издержки:

(7.10)

где И_а - издержки на амортизацию,

И_п - стоимость потерь электроэнергии в сети.

(7.11)

(7.12)

где ДА_г - годовые потери мощности в трансформаторах,

а_г - норма амортизационных отчислений (а_г - 10 %),

b - тариф на электроэнергию (b = 1,78руб/кВт·ч).

где ф_нб- время максимальных потерь.

(7.13)



где Т_max - годовое число часов использования максимума нагрузки, Т_max = 3000 ч.

Проведем расчет для обоих вариантов:

1) 2ЧТМ - 100/10/0,4

2) 2ЧТМ - 160/10/0,4

Сравнение вариантов показывает, что наиболее целесообразен первый вариант, то есть в этом случае приведенные затраты оказываются минимальными. Таким образом, окончательно выбираем трансформатор типа ТМ - 100/10/0,4. К установке принимаем два трансформатора.

7.3 Разработка схемы электроснабжения

Приемниками собственных нужд являются электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, устанавливаемых на открытом воздухе, связь, оперативные цепи и т.д. На подстанции сеть собственных нужд имеет напряжение 380 В с глухо заземленной нейтралью.

В схемах собственных нужд применимы автоматические выключатели серии АЕ2026, ВА47-29.

В зависимости от конкретных условий на подстанции могут быть один, два или более щитов 380/220 В. Щиты 380/220 В могут питаться от щита, расположенного в ОПУ или от самостоятельных трансформаторов собственных нужд. Распределение приемников между щитами осуществляется по принципу территориальной близости к ним и удобства обслуживания.

Для большей надежности и равномерной загрузки ТСН мощные и сосредоточенные приемники собственных нужд, такие, как подогрев приводов выключателей, обдув трансформаторов, в нормальном режиме питается от двух секций шин

Питание цепей подогрева оборудования шкафов наружной установки и релейной аппаратуры, КРУН и т.д. осуществляется заходами от щита собственных нужд по тупиковой схеме.

Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой емкости (А?ч), уровню напряжения и схеме ее присоединения к шинам постоянного тока.

Принимается схема аккумуляторной батареи с элементным коммутатором, работающая в режиме постоянного подзаряда. Количество элементов батареи, присоединяемых к шинам в нормальном режиме:

где n₀ - число основных элементов в батарее;

U_ш - напряжение на шинах постоянного тока, принимаем U_ш = 230 В;

U_п.з. - напряжение на элементе батареи в режиме подзаряда, U_п.з. = 2,15 В.

Общее число элементов батареи в конце аварийного режима разряда:

8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЗА

Релейная защита является комплексом согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети повреждённых элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях.Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие основные требования: быстродействие, селективность, чувствительность и надёжность.

Релейная защита и автоматика ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗАсерии“Сириус”, изготавливаемых Научно-производственной фирмой “Радиус”.

“Сириус” является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

“Сириус” обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

8.1 Релейная защита линий 10 кВ

Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую селективность и наименьшее время отключения.Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при двух- и трехфазных КЗ на защищаемой линии с изолированной нейтралью.

На одиночных линиях 10 кВ с односторонним питанием от междуфазных замыканий, как правило, должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита: первая ступень -токовая отсечка, вторая ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимойхарактеристикой времени срабатывания [1].

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и, только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Для защиты отходящих линий 10 кВ применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-2Л”, в которых реализуется алгоритм перечисленных выше защит.

Терминал “Сириус-2Л” предназначен для работы в качестве защиты воздушных линий сизолированной или компенсированной нейтралью напряжением 10 - 35 кВ. Терминал устанавливается в ячейке КРУН и выдает сигналы на управление выключателем присоединения. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз A и C с номинальным вторичным током 5 А.

Расчет уставок защит:

- токовая отсечка (т.о.)

Токовой отсечкой называется токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет ограничения зоны действия.

Ток срабатывания:

(8.1)

где k_ЗАП - коэффициент запаса, k_ЗАП = 1,05;

I⁽³⁾_К,MAX - максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, [см. табл. 6.2].

Зоной гарантированного действия т.о. является участок линии в ее начале, при повреждении на котором минимальный ток КЗ будет больше, чем ток срабатывания отсечки. Считается, что т.о. достаточно эффективна, если зона действия не меньше 20 % протяженности контролируемой линии. Отсечка должна быть отстроена от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии, [7]:

(8.2)

где I_НОМ.Т - сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

Время срабатывания т.о. определяется собственным временем срабатывания защиты (t_З) и временем отключения выключателя (t_ВЫК):

(8.3)

- максимальная токовая защита

МТЗ - токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет разных выдержек времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты:

(8.6)

где k_В - коэффициент возврата, для “Сириус 2Л” - k_В = 0,95;

k_СЗ - коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ. Так как среди потребителей отсутствуют мощные электродвигатели, то k_СЗ = 1,25;

I_РАБ.MAX - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

(8.7)

где t_С.ПР.З. - время срабатывания защиты предыдущей ступени (время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ (0,5 с), время срабатывания МТЗ трансформаторов 110/10 кВ в конце линий 110 кВ (1,5 с)).

Оценка чувствительности:

Для количественной оценки чувствительности используется коэффициент чувствительности. Коэффициент чувствительности - это отношение минимально возможного тока КЗ в месте установки защиты при повреждении на границе зоны действия защиты к току срабатывания защиты.

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

(8.8)

где I⁽²⁾_К,MIN - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, см. табл. 6.2.

Чувствительность защиты считается достаточной, если k_Ч 1,5 - для основной зоны действия МТЗ, а для резервируемого участка - k_Ч 1,2.

Ток срабатывания:

(8.9)

где К_Т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_СХ- коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. При соединении обмоток: Y- k_СХ=1.

Расчет уставок защиты линии 10 кВ - W1:

Так как очевидно, что применение селективной токовой отсечки, отстроенной от тока КЗ в месте ближайшего присоединения трансформатора 10/0,4, в данном случае является неэффективным (зона защиты менее 20% длины линии), то проверяется возможность использования неселективной токовой отсечки.

Ток срабатывания отсечки:

Токовая отсечка защищает более 20 % длины линии: 77 % (см. рис.8.1). Эта отсечка не должна срабатывать при КЗ в точке за ближайшим трансформатором ответвления. Ток КЗ в точке за этим трансформатором: Ток срабатывания отсечки: . Следовательно,это условие выполняется.

Отстройка от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии:

(А);

Это условие также выполняется.

Время срабатывания токовой отсечки:

Рис. 8.1 Зона действия токовой отсечки

Ток срабатывания реле:

(А);

Рассчитываются уставки МТЗ:

Ток срабатывания МТЗ:

(А)

Время срабатывания МТЗ:



Коэффициент чувствительности:

>1,5;

Ток срабатывания реле:

(А);

Проверка ТТ на 10% погрешность.

(8.10)

где Z_Н.РАСЧ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_Н.ДОП - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(8.11)

По кривым предельной кратности для ТЛК-10 Z_Н.ДОП = 1,8 Ом [8].

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

(8.12)



где R_ПР - сопротивление соединительных проводов, которое зависит от их длины и сечения;

R_К - сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом [3];

R_ПРИБ - сопротивление приборов (устройства “Сириус 2Л”):

(8.13)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 2Л”;

I₂² - вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление “Сириус 2Л”:

сопротивление соединительных проводов:

(8.14)

где - удельное сопротивление материала провода;

l_РАСЧ - длина соединительных проводов от ТТ до устройства “Сириус 2Л”, которое приблизительно равно 4 м [3];

q - сечение соединительных проводов, минимальное сечение по условиям прочности для медных жил - 2,5 мм² [1].



Результирующее сопротивление равно:

что меньше, чем Z_Н.ДОП = 1,8 Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

Аналогично рассчитываются уставки защит остальных линий 10 кВ. результаты расчета сведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Уставки защит линий 10 кВ

Линия (рис. 7.1)	I(3)MAX, А	I(2)MIN, А	Iраб,max, А	Кт	IС.О., А	IС.З., А	kЧ,МТЗ	tмтз, с
W1	557	428	140	150/5	584,85	193,4	2,2	1
W2	2020	1265	140	150/5	2121	186,6	6,8	1
W3	540	415	100	150/5	567	138,2	3	1
W4	940	690	140	150/5	987	193,4	3,6	1
W5	550	904	65	100/5	577,5	89,83	10,06	1
W6	460	358	65	100/5	483	89,83	3,98	1
W7	3840	2870	100	150/5	4032	138,2	20,9	1

Расчетные данные уставок вводятся в терминал “Сириус” с встроенной клавиатуры или через ПЭВМ.

8.2 Защита силовых трансформаторов

Для трансформаторов, согласно [4], должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- витковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с заземленной нейтралью;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла;

- однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

В качестве защит от повреждений трансформатора применяются дифференциальная и газовая защиты. В качестве защиты от внешних КЗ и перегрузки трансформатора применяются максимальные токовые защиты.

Для реализации алгоритмов защит трансформаторов применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-Т3”. также на трансформаторах устанавливается газовая защита.

Устройство “Сириус-Т3” является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Оно предназначено для выполнения функций защиты двухобмоточного трансформатора с высшим напряжением 110 кВ. Содержит ступени токовых защит высшей и низшей сторон трансформатора. “Сириус-Т3” используется и в качестве дифференциальной защиты трансформатора. Оно может применяться для защиты трансформатора как самостоятельное устройство, так и совместно с другими устройствами РЗА (например, с газовой защитой). Устройства “Сириус-Т3” устанавливаются на панелях в релейном зале ОПУ.

8.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов (ДЗТ)

Дифференциальными называются защиты, принцип действия которых основан на сравнении сигналов в начале и в конце контролируемой зоны по величине и по фазе. Для защиты силовых трансформаторов применяется дифференциальная токовая защита. В этих защитах сравниваются токи в начале и в конце контролируемой зоны. Из дифференциальных токовых защит устанавливается дифференциальная продольная токовая защита, которая выполняет функцию основной токовой защиты трансформатора. Границы контролируемой зоны определяются местом установки трансформаторов тока, от которых защита получает информацию (обладает абсолютной селективностью).

Общими уставками защиты являются [9]:

- - номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- - номинальный вторичный ток стороны НН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- группа ТТ ВН - группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН;

- группа ТТ НН - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН;

- размах РПН - размах регулирования РПН;

- сторона РПН - сторона силового трансформатора, на которой установлено устройство РПН.

значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

(8.15)

(8.16)

где - первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора;

K_I- коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. Для схем соединения ТТ в звезду , для схем, соединенных в треугольник Расчет сведен в табл. 9.2.

Система регулирования напряжения трансформатора ТДН- 10000/110/10:

РПН

Таблица 8.2

Расчет по полному диапазону регулирования

величина	Числовое значение для стороны
	110 кВ	10 кВ
, А
KI	100/5	600/5
, А
Размах РПН, %	16

Дифференциальная отсечка (функция ДЗТ -1):

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для быстрого отключения повреждений, сопровождающихся большим дифференциальным током. Она работает без каких-либо блокировок и не имеет торможения. Ступень срабатывает, когда действующее значение первой гармоники дифференциального тока превышает уставку “I_ДИФ/I_НОМ”. Уставка срабатывания задается как отношение дифференциального тока к номинальному вторичному току обмотки питающей стороны трансформатора.

Согласно [7] уставка должна выбираться из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

- отстройки от максимального тока небаланса.

Принимается большее из этих значений.

отстройка от броска намагничивающего тока

Согласно [7] при включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники, равному Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока, протекающего в течение 3 мс, и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна Минимально возможная уставка по первой гармонике равна 4, что соответствует по отношению амплитуды к действующему значению или по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания.

Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно Следовательно, даже при минимальной уставке в 4I_НОМ отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ

рекомендуется выбирать уставку по условию:

(8.17)

где k_ОТС - коэффициент отстройки, который принимается равным 1,2;

I_НБ* - отношение максимального тока небаланса к номинальному току трансформатора.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, определяется следующим образом:

(8.18)

где k_АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ, для быстродействующих защит равен 1;

k_ОДН - коэффициент однотипности, принимается равным 1, если ТТ одного типа;

е - полная допустимая погрешность ТТ, е = 0,1;

I_{К ВН MAX} - периодическая слагающая тока (в момент времени t = 0) при расчетном внешнем КЗ.

Вторая составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по выражению:

(8.19)

где U - размах РПН, т.е. относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора.



Третья составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью задания номинальных токов защищаемого трансформатора - округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства:

где - расчетное значение, которое принимается равным 0,04 [16].

Тогда ток небаланса определяется по формуле

(8.20)

Расчет уставки:

Таким образом, уставка дифференциальной отсечки оказывается равной:

Чувствительность дифференциальной отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности, который должен быть не менее 2:

(8.21)

где I_К.MIN - минимальный ток КЗ при повреждениях в зоне действия дифференциальной отсечки;

I_С.З. - ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Таким образом, дифференциальная отсечка не применяется в качестве защиты трансформатора.

Дифференциальная защита (функция ДЗТ-2):

ДЗТ-2 - чувствительная ступень с торможением. Данная ступень предназначена для защиты трансформатора как от повреждений, сопровождающихся большими значениями токов, так и от межвитковых замыканий, при которых значение аварийного тока меньше номинального тока обмотки трансформатора.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов. Эта характеристика изображена на рис. 9.3.

Ломаная А, В, С (рис. 9.3) делит координатную плоскость на две части - область срабатывания и несрабатывания. Все, что лежит выше ломанной, является областью срабатывания. Если расчетное соотношение токов I_ДИФ / I_ТОРМ лежит выше границы разделения областей, то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям, например, по второй гармонике), и устройство выдает сигнал на отключение.

Рис.9.3 Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2

Тормозная характеристика определяется уставками:

I_D1/ I_НОМ - базовая уставка ступени;

k_ТОРМ,% - коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

I_М2/ I_НОМ - вторая точка излома характеристики.

Также необходимо задать:

I_D2 / I_D1 - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставкаI_D1/I_НОМ определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [16] следует стремиться иметь уставку в пределах (0,30,5) для обеспечения чувствительности к полным витковым замыканиям в переплетенных обмотках и к межкатушечным замыканиям в любых обмотках.

Коэффициент торможения k_ТОРМ должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики.

Расчетный ток небаланса, порождаемый сквозным током, определятся выражением :

(8.22)

где к_пер - коэффициент учитывающий переходный режим, к_пер =2;

к_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, к_одн =1;

е - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, е = 0,1.

ДU_рпн - полный диапазон регулирования РПН, ДU_рпн = 16%;

Дf_добав - погрешность, Дf_добав = 0,04.

Для надежной отстройки от тока небаланса, следует его умножить на коэффициент отстройки к_отс = 1,3.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток, он может вызвать дифференциальный ток:

(8.23)

В терминале “Сириус Т3” дифференциальный ток равен геометрической сумме трех токов, подходящих с трех сторон трансформатора:

(8.24)

Значок “” подчеркивает, что все токи взяты на входе дифференциальной цепи, т.е. с учетом масштабирования в измерительных и цифровых трансформаторах тока и выравнивания вторичных токов. В сущности это соответствует приведению всех первичных токов к одной ступени напряжения.

Для формирования тормозного тока вначале из токов трех сторон выбирается наибольший по модулю:

(8.25)

Затем рассчитывается второй ток:

(8.26)

Рассчитывается угол ц:

(8.27)

После этого определяется тормозной ток по следующим выражениям:

(8.28)

Если при внешнем КЗ со сквозным током I_{к ВН MAX} дифференциальный ток образовался из-за погрешности в трансформации наибольшего из токов I_T1, то тормозной ток равен:

(8.29)

Коэффициент снижения тормозного тока равен:

(8.30)

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению [16]:

(8.31)

УставкаI_М2/ I_НОМ рекомендуется равной (1,52).

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:

(8.32)

Уставка блокировки от второй гармоники I_D2 / I_D1 на основании опыта фирм, давно использующих такие защиты, рекомендуется на уровне (1215)%.

Расчет уставок ДЗТ-2:

Принимается:

I_D1/ I_НОМ = 0,3; f_ДОБ = 0,04.

Принимается I_М2/ I_НОМ = 1,5.

Принимается I_D2 / I_D1 = 0,15.

8.2.2 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Ток срабатывания защиты равен:

(8.33)

где k_ПЕР - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

I_{НОМ Т} - номинальный ток трансформатора.

(А);

Кроме того, защита должна быть согласована по чувствительности с защитами отходящих присоединений по условию

(8.34)

где I_С.З.MAX - наибольший из токов срабатывания максимальных защит отходящих элементов (МТЗ линии W1: 193,4 А);

I_РАБ.MAX - ток нагрузки элементов за исключением того, с которым производится согласование.

>(А);



Выдержка времени срабатывания защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений (табл. 8.1):

Ток срабатывания (уставка) МТЗ:

(А);

Так как защита может работать с пуском по напряжению, выбирается напряжение срабатывания защиты:

(8.35)

где U_НОМ - номинальное напряжение сети.

8.2.3 Газовая защита

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам (междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода и др.).

Для защиты трансформатора от внутренних повреждений используются реле типа РГЧЗ-66 с чашеобразными элементами. Реле срабатывает тогда, когда скорость движения масла и газов достигает значения 0,6-1,2 м/с. При этом, время срабатывания 0,05-0,5 с. Газовая защита должна действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

8.3 Устройства автоматики подстанции

8.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

Устройства АВР применяются на секциях шин 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями “Сириус - С”, устанавливаемой на секционный выключатель и двух “Сириус - В”, устанавливаемых на вводные выключатели.

“Сириус - В” выполняет следующие функции:

контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разрешение АВР” для “Сириус - В” соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.

“Сириус - С” выполняет команды “Включение”, поступающие от “Сириус - В”, без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых “Сириус - В”, положение силового выключателя ввода (“Вкл.” / ”Откл”), а также при отсутствии входного сигнала “Блокировка АВР”.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на “Сириус - С” длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

(8.36)

8.3.. Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

Устройство “Сириус 2Л” имеет функцию однократного или двукратного АПВ. Наличие АПВ, а также количество циклов задается уставкой. Также уставками определяется время выдержки первого и второго циклов. АПВ блокируется при отключении от газовой защиты, при пуске УРОВ.

АПВ пускается по факту срабатывания:

- МТЗ;

при самопроизвольном отключении силового выключателя.

Время срабатывания первого цикла АПВ определяется по следующим условиям, из которых выбирается большее значение:

(8.37)

где t_Г.П. - время готовности привода: (0,10,2)с;

(8.38)

где t_Г.В. - время готовности выключателя (t_Г.В. = 1 c);

t_В.В. - время включения выключателя (t_В.В. = 0,05 с).

(8.39)

где t_Д - время деионизации среды в месте КЗ: (0,10,3) с.

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ рекомендуется брать t_АПВ = (23) с.

Выбирается t_АПВ.1 = 2 (с).

При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ в линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое короткое замыкание, а также успевает произойти деионизация среды в месте короткого замыкания.

9. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ ОСВЕЩЕНИЯ ТП

Все освещение на подстанции подразделяется на рабочее и аварийное. Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанции, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи, аккумуляторной, т.к. на ПС имеются аккумуляторные батареи 220 В. Персонал подстанции снабжается переносными аккумуляторными фонарями.

Питание сети рабочего освещения осуществляется от общих с силовыми потребителями трансформаторов собственных нужд. Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется от шин собственных нужд 0,4 кВ переменного тока и при исчезновении последнего автоматически переводится на шины оперативного постоянного тока (рис. 10.1).

Рис. 9.1 Схема питания сети аварийного освещения1- распределительный щит 380/220 В переменного тока; 2- распределительный щит постоянного тока; 3- распределительный щит аварийного освещения; 4- блок аварийного переключения

Освещение ОРУ осуществляется прожекторами. Прожекторы устанавливаются группами на специальных прожекторных мачтах.

Расчет осветительной нагрузки производится методом удельных мощностей. Под удельной мощностью понимается величина, равная отношению суммарной мощности источников света, установленных в рассматриваемом помещении, к площади этого помещения.

В первую очередь устанавливается разряд зрительных работ по строительным нормам и правилам. Выбирается источник света и тип светильника. Выбирается система освещения, которая может быть комбинированной (общее освещение и местное) или общей равномерной. По справочным материалам в зависимости от разряда зрительных работ, типа источника света и принятой системы освещения определяется норма освещенности .

Расчет проводится согласно методике, изложенной в [17].

Установленная мощность источников света определяется по формуле:

(9.1)

где - удельная мощность осветительных установок, Вт/м²;

- площадь освещаемого помещения, м².

Удельная мощность является справочной величиной [14] и определяется в зависимости от , типа источника света, коэффициента запаса, площади помещения, высоты подвеса светильников.

Расчетная активная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

(9.2)



где - коэффициент спроса, применяемый от 0,6 до 0,95;

- коэффициент, учитывающий потери мощности в пускорегулирующей аппаратуре (= 1,2 для люминесцентных ламп со стартерными схемами включения, =1,08 для ламп типа ДНаТ).

Расчетная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

(9.3)

где соответствует осветительной установки (светильники с люминесцентными лампами обычно имеют ).

Исходя из расчетной активной мощности, определяется количество и мощность ламп.

Для примера приведен расчет осветительной нагрузки помещения дежурного персонала, релейного зала и аппаратной связи подстанции.

Из [4] выбирается разряд зрительных работ - V, нормативная освещенность лк. Система освещения: общая равномерная. Выбираются лампы типа ЛХБ-65. Удельная мощность при высоте подвеса и Вт/м².

По формуле (10.1) находится установленная мощность:

Определяется расчетная активная мощность по формуле (9.2):



Определяется расчетная реактивная мощность по формуле (9.3):

Определяется количество лампn:

, (9.4)

где Р_л - мощность лампы.

Выбираются 35 ламп ЛХБ-65.

Таким образом, для освещения всех помещений ОПУ, кроме аккумуляторной, предусматриваются светильники с люминесцентными лампами. Так как аккумуляторная относится к взрывоопасной зоне класса В-I, то есть в ней могут образоваться взрывоопасные смеси, то освещение предусматривается взрывозащищенными светильниками с лампами накаливания. Для аварийного освещения в помещениях дежурного персонала, релейном зале, аккумуляторной, а также в КРУН-10 устанавливаются светильники с лампами накаливания.



10. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

10.1 Электробезопасность и экологичность проекта. Меры электробезопасности при обслуживании подстанции

Требования охраны труда проектируются и являются обязательными для всех работников при эксплуатации, монтаже электрооборудования, а также при ремонте. От соблюдения этих требований зависит жизнь и здоровье работников, выполняющих работы и окружающих людей.

При проектировании используются требования следующих нормативно-технических документов:

1. Правила устройства электроустановок (7-е издание).

2. Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок.

ПОТ РМ-016-2001.

3. Строительные нормы и правила СНиП III - 4 - 2000 «Техника безопасности в строительстве».

Для предотвращения загрязнения почвы маслом, под трансформаторами предусматривается маслоприемник. Данная система исключает сброс загрязнений в водоемы, выполняя “Правила охраны поверхностных вод от загрязнения очистными водами”. Масло из маслосборника, находящегося в стороне от зданий и сооружений, утилизируется или отправляется в обработку в соответствующие службы.

В соответствии с ПОТ РМ-016-2001 эксплуатацию электроустановок должен осуществлять подготовленный электротехнический персонал предприятия, который подразделяется на административно-технический, оперативный и ремонтный.

Работники, принимаемые для выполнения работ в электроустановках, должны иметь профессиональную подготовку, соответствующую характеру работы. Персонал обязан соблюдать требования Правил безопасности, инструкций по охране труда, указания, полученные при инструктаже.

В электроустановках не допускается приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин к находящимся под напряжением, не ограждённым токоведущим частям на расстояния менее указанных в таблице.

Таблица 10.1

Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений, м	Расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, м
До 1 в электроустановках	Не нормируется(без прикосновения)	1,0
10	0,6	1,0
110	1,0	1,5

Работник, обслуживающий подстанцию, может выполнять единоличный осмотр электроустановок, электротехнической части технологического оборудования, имея IV группу допуска по электробезопасности.

При осмотре установок разрешается открывать двери щитов, сборок, пультов управления и других устройств.

При осмотре электроустановок напряжением выше 1000 В не допускается входить в помещения, камеры, не оборудованные ограждениями или барьерами, препятствующими приближению к токоведущим частям на расстояния менее указанных в табл. 10.1. Не допускается проникать за ограждения и барьеры электроустановок.

При замыкании на землю в электроустановках напряжением 3 - 35 кВ приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м в ЗРУ и менее 8м на ОРУ. При этом следует пользоваться электрозащитными средствами.

Отключать и включать разъединители, отделители и выключатели напряжением выше 1000 В с ручным приводом необходимо в диэлектрических перчатках.

Снимать и устанавливать предохранители следует при снятом напряжении.

Допускается снимать и устанавливать предохранители, находящиеся под напряжением, но без нагрузки.

При снятии и установке предохранителей под напряжением необходимо пользоваться:

в электроустановках выше 1000 В - изолирующими клещами (штангой) с применением диэлектрических перчаток и средств защиты лица и глаз;

в электроустановках до 1000 В - изолирующими клещами или диэлектрическими перчатками и средствами защиты лица и глаз.

Двери помещений электроустановок, камер, щитов и сборок, кроме тех, в которых проводятся работы, должны быть закрыты на замок.

Работы в действующих электроустановках должны проводится по наряду-допуску или по распоряжению.

10.2 Выбор места установки ОПН на подстанции.

Защита электрооборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений должна соответствовать рекомендациям [6].

Места установки ОПН определяются функциональным назначением соответствующего ограничителя:

- в цепи трансформатора, автотрансформатора или шунтирующего реактора - для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений при их включении или отключении;

- на конце линии - для защиты от коммутационных перенапряжений при ее включении или отключении и ограничения набегающих на распределительные устройства волн грозовых перенапряжений.

Дополнительный ограничитель устанавливают на линии для ее защиты от коммутационных перенапряжений, если шунтирующий реактор или трансформаторы (автотрансформаторы) присоединены к линии через выключатели.

Ограничители должны быть установлены без коммутационных аппаратов в цепи присоединения к линии, шинам распределительного устройства или ошиновке автотрансформаторов (трансформаторов) или шунтирующих реакторов. Спуск от ошиновки к ограничителю выполняется теми же проводами, что и для остальной аппаратуры распределительного устройства. Заземление ограничителя осуществляется присоединением к заземляющему устройству распределительного устройства.

Точка присоединения ограничителя к заземляющему устройству должна быть максимально удалена от точек присоединения к этому заземляющему устройству измерительных трансформаторов.

ОПН, предназначенные для внутренней установки, по энергоемкости выбирают на класс выше, чем ОПН для внешней установки.

Выбор сети до1 кв для сельскохозяйственных потребителей

Согласно требованиям [6] гл. 1.2.

Сети с номинальным напряжением до 1 кВ, питающиеся от понижающих трансформаторов, присоединенных к сетям с Uном > 1 кВ, выполняются с глухим заземлением нейтрали.

«По технологическим требованиям предпочтение, как правило, отдается четырехпроводной сети, она позволяет использовать два рабочих напряжения - линейное и фазное. Сети с глухозаземленной нейтралью(четырехпроводные) следует применять там, где невозможно обеспечить хорошую изоляцию проводов, когда нельзя быстро отыскать или устранить повреждение изоляции или, когда емкостные токи замыкания на землю достигают больших значений, опасных для человека. Примером таких сетей могут служить сельские сети.»[18]

10.3 Расчет заземляющего устройства подстанции

При расчете устройств заземления, в соответствии [4], заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

В соответствии с [4] “Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5 м.”

Согласно [4] п. 1.7.93, для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль неё с внутренней, с внешней или с обеих сторон должно быть не менее 2 метров. Исходя из этого положения определяем действительные размеры заземляющего контура:

Площадь подстанции будет равна:

S = (62 - 4) • (40 - 4) = 2088 м² ;

Удельное сопротивление грунта:

Определяем расчетное сопротивление растеканию горизонтальных электродов по формуле:

Ом, (10.5)

где l ? длина горизонтальных стержней, м;

t ? расстояние от поверхности до центра стержня, м;

K_И,Г ? коэффициент использования горизонтальных

электродов K_И,Г = 0.56 [4].

d ? диаметр стержня, м.

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяется по формуле:

Ом, (10.6)

Уточняем необходимое сопротивление вертикальных электродов:

Ом, (10.7)

Определим число вертикальных электродов при коэффициенте использования К_и,в,у = 0,54:

шт, (10.8)

Окончательно принимаем к установке 40 вертикальных электрода, расположенных по контуру РУ.

Для выравнивания потенциала на территории подстанции, прокладываются продольные заземлители вдоль осей оборудования на глубине и на расстоянии от фундаментов и соединяются между собой поперечными заземлителями с расстоянием в зависимости от расположения оборудования. При этом уменьшается сопротивление заземляющего устройства, шаговое напряжение.

Расчет и проектирование молниезащиты

Наиболее опасный вид поражения от атмосферных перенапряжений - это прямой удар молнии в объект. В связи с этим защита от прямых ударов молнии основана на том, что направление лидера молнии наиболее вероятно к объекту, на котором имеется максимальное значение напряженности электрического поля. В качестве объектов сооружают возвышенные молниеотводы, которые принимают на себя лидер и главный разряд молнии.

Подстанция защищена четырьмя молниеотводами, установленными с торцов подстанции. Высота молниеотводов h, равна 25 м. Расстояние между молниеотводами 20 м. Высота защищаемого объекта 8.25 м, высота средней точки- 3.5 м.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой менее 30 м показана на рисунке 7.1. Радиус зоны защиты одиночного молниеотвода определяется по формуле [3]

; м, (7.1)

где h - полная высота молниеотвода, м;

h_{х <...}