Расчетная схема представлена на рисунке 5.1. В числителе указаны токи в максимальном режиме, в знаменателе в минимальном.

Рисунок 5.1- Расчетная схема сети

Для расчета тока к.з в точке К3 необходимо привести сопротивления трансформатора и системы к ступени НН, Ом;

;

;

.

Ток к.з в точке К3, А;

5.1 Расчет МТЗ кабельной линии (защита 1)

Ток срабатывания МТЗ отходящей линии должен быть отстроен от токов самозапуска (Iс.з.п) двигателей /8/, подключенных к обобщенной нагрузке кабельной линии в случае к.з. на одном элементе в составе этой обобщенной нагрузки. Защита выполняется с реле РТ-80.

,

где kн -- коэффициент надежности работы реле РТ-80 принимается равным 1.1;

kв -- коэффициент возврата этого реле, составляет 0.85;

Iраб.max = 93,5А -- максимальный рабочий ток линии, равный допустимому току кабеля;

kс.з.п -- коэффициент самозапуска;

где Iс.з.п -- ток самозапуска, определяемый по формуле

;

где Хнагр -- сопротивление обобщенной нагрузки кабельной линии, Ом;

,

;

;

Ток срабатывания реле, А;

где Ксх = 1 -- при соединении ТТ в неполную звезду;

nI = 30 -- коэффициент трансформации ТТ (ТПЛ-10К: n = 150/5);

.

Определяется коэффициент чувствительности Кч,

где -- ток в реле при к.з. в точке К3 в минимальном режиме при двухфазном к.з. за кабельной линией , А;

; (5.1.7 )

Таким образом, защита может быть использована в качестве основной.

Так как I cp =10,5A, что > 10A, a для РТ - 80 Icp max = 10A, следует установить реле РТ-40 с независимой характеристикой.

При расчете тока самозапуска определяется остаточное напряжение U min на шинах обобщенной нагрузки, которое должно быть не менее (0.55-0.7) U ном.

,

т.е Umin =0.96.

Остаточное напряжение превышает (0.55-0.7)Uном -- что является условием успешного самозапуска.

5.2 Расчет защиты секционного выключателя QB (защита 2)

Для секционного выключателя выбран трансформатор тока ТШЛПК-10:

I Т.ном=734,81А; I 1 ном= 1000 А; I 2 ном= 5A, n= 1000/5=200A.

Выбирается ток срабатывания селективной максимальной защиты с независимой характеристикой, установленной на секционном выключателе 10 кВ. Согласно ПУЭ устанавливается МТЗ с выдержкой времени на реле РТ-40 с независимой от тока характеристикой срабатывания. Расчет тока срабатывания МТЗ секционного выключателя проводится по двум условиям /8/ и выбирается наибольший:

1. Отстройка от тока самозапуска двигателей одной из секций:

Ток срабатывания защиты 2, А;

где Кн = 1.1 -- коэффициент надежности;

Кзагр = 0.7 -- коэффициент загрузки трансформатора;

Кв = 0.8 -- коэффициент возврата для реле РТ-40;

;

;

Сопротивление обобщенной нагрузки на секции в момент запуска приведенное к 10кВ, Ом;

,

;

;

;

.

2. По условию согласования чувствительности с защитой 1 линий 10 кВ, А;

где Кнс = 1,3 -- коэффициент согласования с предыдущей защитой;

Кр = 1,0 -- коэффициент токораспределения;

Iс.з1 -- ток срабатывания защиты 1 (Iс.з1= 314,6А);

Iраб.max -- суммарный рабочий ток оставшихся линий первой секции 10 кВ;

.

Ток срабатывания защиты 2, А;

,

.

Проверяется коэффициент чувствительности защиты, который должен быть больше 1,5:

.

Чувствительность защиты 2 удовлетворяет требованию kч>1,5.

Выдержки времени МТЗ с независимой характеристикой времени срабатывания выбираются по ступенчатому принципу, то есть каждая последующая защита в направлении от потребителей к источнику питания имеет выдержку времени больше предыдущей. Ступень селективности должна быть такой, чтобы успела сработать защита и отключиться выключатель на поврежденном участке прежде чем, истечет выдержка времени защиты на следующем неповрежденном участке. . Защиты 1; 2; 3 выполненяются на реле РТ-40 с независимой от тока характеристикой срабатывания.

Время срабатывания защиты 1: t c.з.1 = 0,5с; время срабатывания защиты 2 (QB): t с.з.2 = 0,5+0,5 =1,0с.

5.3 Максимальная токовая защита трансформатора (защита 3)

Ток срабатывания максимальной токовой защиты 3 на стороне 110 кВ трансформаторов выбирается по трем условиям /8/. Защита выполняется по схеме треугольник с тремя реле или треугольник с двумя реле.

1. По условию с учётом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть нагружен до 1.4 IТ.ном (при отсутствии второго трансформатора), ток срабатывания его максимальной защиты, А;

где Iсзп.max ВН= 93,4А (стр );

.

2. При нормальной работе двух трансформаторов и действии АВР при отключении одного из них, бездействие защиты оставшегося трансформатора может быть обеспечено путём выбора тока срабатывания по выражению

,

где kH. -- коэффициент надёжности, kH=1,2;

kП -- коэффициент, учитывающий загрузку трансформаторов kП=0.7;

Iраб.max -- рабочий максимальный ток, А;

,

; А.

3. По условию согласования с защитой 2 секционного выключателя 10 кВ (предыдущего элемента):

,

А.

где kH.С . -- коэффициент надёжности согласования, kH.С=1,3;

nт=11/115 -- коэффициент трансформации силового трансформатора;

Из трех значений выбирается большее, то есть А.

Для трансформаторов тока типа ТВТ - 110 принимается nT=150/5.

Ток срабатывания реле, А, определяется по формуле:

,

А.

а) При двухфазном коротком замыкании за трансформатором (точка К2) расчётный ток в реле, А;

,

А.

Коэффициент чувствительности:

,

.

Защита, выполненная по схеме треугольника с тремя реле, не проходит по чувствительности. Следовательно, необходимо использовать максимальную защиту с пусковым органом напряжения. Это обеспечивает достаточно высокую чувствительность защиты по току.

Устанавливается типовой пусковой орган напряжения, состоящий из фильтра-реле обратной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения типа РН-50, включенного в одно из междуфазных напряжений через размыкающий контакт фильтра реле.

Ток срабатывания равен 1,5 максимального тока трансформатора, А;

,

По условию согласования с защитой секционного выключателя, А;

,

где Кнс =1,3 - коэффициент надежности согласования;

Iс.зСВ - ток срабатывания максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению на секционном выключателе 10кВ, А;

, (5.3.10)

;

.

Выбирается больший из двух значений ток Iсз.3 = 49,8А, тогда ток срабатывания реле по , А;

Тогда коэффициент чувствительности защиты

;

б) При двухфазном к.з. на выводах 110 кВ (точка К1).

Расчетный ток в реле для схемы с тремя реле, А;

, (5.3.11)

.

Расчетный ток в реле для схемы с двумя реле будет в два раза меньше, А;

.

Коэффициент чувствительности по схеме с двумя реле

.

Поэтому может использоваться схема с двумя реле.

Время срабатывания для первой ступени защиты З действующий на отключение выключателя 10 кВ, выбирается на ступень селективности больше, чем защиты 2 на СВ 10 кВ, т.е. 1,5 с. Для второй ступени принимается 1,9 с. Ступень селективности 0,4 допускается для защиты с независимой выдержкой времени.

Выбор напряжения срабатывания пускового органа напряжения

Сопротивление нагрузки, подключённой к секции шин 10 кВ подстанции, Ом;

; (5.3.12)

.

Максимальное остаточное напряжение на секции шин 10 кВ подстанции, кВ;

, (5.3.13)

.

Это значение составляет 86,9 % номинального значения.

Напряжение срабатывания защиты, В;

; (5.3.14)

.

Напряжение срабатывания реле типа РН - 54/160, В;

, (5.3.15)

где nH. -- коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

.

Напряжение срабатывания фильтр - реле, В;

, (5.3.16)

.

Что соответствует пределам уставок РНФ - 1М с пределами уставок 6 - 12 В.

5.4 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

Для защиты силового двухобмоточного трансформатора ТМН - 6300/110 применяется дифференциальная защита с торможением на базе реле ДЗТ - 11.

Значение средних первичных и вторичных номинальных токов для защищаемого трансформатора приведены в таблице 5.4.1.

Таблица 5.4.1 - Определение токов в плечах защиты

Выбирается место установки тормозной обмотки реле ДЗТ - 11: плечо стороны НН (рисунок 5.4.1).

Рисунок 5.4.1- Схема включения обмоток реле типа ДЗТ - 11

Первичный ток небаланса без учёта составляющей , А;

,

где IK max. -- периодическая составляющая тока КЗ при внешнем трёхфазном КЗ, А;

е -- относительное значение тока намагничивания трансформатора тока, принимается равным 0,1;

kодн -- коэффициент однотипности, принимается равным 1,0;

kапер -- коэффициент, учитывающий переходный процесс, принимается равным 1,0;

ДUРПН -- относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения, для трансформатора с РПН ДUРПН = 0,16;

;

.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от броска тока намагничивания. Ток срабатывания дифференциальной защиты, А;

;

.

где kН -- коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, принимается kН=1,3.

Определяется число витков обмоток ДЗТ для выравнивания магнитодвижущей силы (МДС). Расчёт начинается с определения числа витков для обмотки насыщающегося трансформатора тока (НТТ), включённой в плечо ВН, так как это сторона регулируемого напряжения, хотя и с меньшим вторичным током. Результаты расчёта представлены в таблице 5.4.2.

Таблица 5.4.2 - Определение числа витков обмоток НТТ

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ - 11, необходимое для обеспечения несрабатывания защиты при внешнем трёхфазном КЗ (точка К2 на рисунке 5.1):

;

вит.

где kН -- коэффициент надёжности kН= 1.5;

wр -- расчётное число витков рабочей обмотки, wр = 18,58;

tg б -- коэффициент, соответствующий минимальному торможению, принимается равным 0.75;

Принимается ближайшее большее целое число витков тормозной обмотки (wT =11вит.); числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены следующие: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при КЗ за трансформатором в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит только через трансформатор тока стороны 110 кВ и торможение отсутствует. При схеме соединения обмоток трансформатора тока в треугольник расчётный ток в реле по :

При прохождении тока КЗ по стороне ВН ток срабатывания реле, А;

.

Коэффициент чувствительности по :

.

По условию надёжного срабатывания защиты значение коэффициента чувствительности должно составлять не менее 2.0, следовательно, защита будет работать нормально.

5.5 Защита трансформатора от перегрузки

Для трансформатора, находящегося под наблюдением персонала, защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле, которое устанавливается в одной фазе, поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны для длительного протекания тока.

Ток срабатывания защиты, А, определяется из условия отстройки от номинального тока трансформатора

,

где kОТС -- коэффициент отстройки, принимается kОТС=1,05;

kв -- коэффициент возврата реле, в зависимости от типа реле составляет 0.8-0.85;

5.6 Газовая защита трансформатора

Практически все повреждения внутри бака маслонаполненного трансформатора сопровождаются выделением газа, образовывающиеся в результате разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги и иных факторов («пожар» стали трансформатора). Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Газ, образующийся при этих повреждениях, может быть использован для выполнения защит путем установления объемов газа или быстроты его образования.

Газовая защита реагирует даже на начальный период повреждения: частичные разряды, витковые замыкания ( в месте замыкания температура масла повышается, масло, которое состоит в основном из углеводородов, начинает разлагаться выделяя газы, которые скапливаются в газовом реле), пожар в стали, при которых не может действовать ни какая другая защита.

Газовое реле устанавливается в трубопроводе между баком и расширителем. Для облегчения выхода газа крышка трансформатора и трубопровод должны иметь небольшой (~1.5-2%) наклон к горизонтальной линии, а трубопровод заделывается в бак вровень с внутренней поверхностью крышки.

Существующие конструкции газовых реле имеют три основных вида выполнения, различающихся принципом работы их регулирующих элементов. В настоящее время отечественные трансформаторы комплектуются в основном газовыми реле типа РГЧЗ-66 и реле Бухгольца типа ВF-80\Q. Установленные размеры данных типов реле унифицированы и реле взаимозаменяемы. Последние выполняются в виде поплавков, лопастей или открытых чашек. Обычно имеются два реагирующих элемента действующих на сигнал и отключение.

Реле действует на сигнал, при вытеснении из корпуса реле 400 сммасла, и на отключение при полном уходе масла из реле. Газовое реле комплектуется сменными пластинами разных размеров, реагирующих на скорость потока масла через реле. Для трансформаторов с естественной циркуляцией масла при мощности до 40 МВА уставка по скорости потока масла составляет -- 0,6 м\с.

Принцип действия реле с поплавками:

Чашки связаны с осями, вокруг которых они могут поворачиваться. При нормальной работе резервуар реле заполнен маслом. Чашки подняты и замыкающие контакты разомкнуты. При слабом газообразовании (незначительные повреждения) газы, поднимаясь вверх, скапливаются в верхней части газового реле и вытесняют из него масло. Верхний поплавок опускается и замыкает цепь сигнализации. При сильном газообразовании под влиянием большого числа выделяющегося газа масло вытесняется интенсивно из бака в расширитель и опрокидывает своим потоком нижний поплавок, контакты которого замыкают цепь отключения. В случае сильного понижения уровня масла реле срабатывает, замыкая сначала сигнальный, а затем и отключающий контакты.

К достоинствам газовой защиты можно отнести: высокую чувствительность, реагирует практически на все повреждения внутри бака, небольшое время срабатывания при больших скоростях потока масла.

К недостаткам можно отнести то, что защита не реагирует на повреждения вне бака, значительное время срабатывания при медленном газообразовании, возможность ложного срабатывания при землетрясениях.

5.7 Расчет уставок АВР секционного выключателя

Рассчитывается работа местного АВР, т.е. устройство расположено на подстанции.

4. Определение напряжения срабатывания пускового органа (минимальное реле напряжения), реагирующего на снижение напряжения на рабочем источнике (секция 10 кВ при отключении силового трансформатора):

,

где ntv = 10000/100 -- коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

В.

5. Определение напряжения срабатывания пускового органа (максимальное реле напряжения), на резервном источнике (секция 10 кВ оставшаяся в работе):

определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения Umin.раб. = 0.7 U ном

,

В.

6. Определение времени срабатывания АВР:

,

где с. -- наибольшее время срабатывания защит присоединений;

= 0,6 с. -- ступень селективности;

с.

6. Обоснование необходимости компенсации емкостных токов

В существующей сети 10 кВ ёмкостный ток равен 7 А. Для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока в сети 10 кВ вновь проектируемой подстанции «Светлая» необходимо определить величину емкостного тока.

Указанную величину можно определить по формуле:

,

где - величина емкостного тока i-го фидера РУ 10 кВ;

,

где - угловая частота, 314 рад/с;

С0 - ёмкость единицы длины кабеля, мкФ/км;

- длина кабеля;

n - количество фидеров.

Пример расчета для фидера № 1, А;

.

Результаты расчета емкостных токов замыкания на землю в остальных фидерах приведены в таблице 8.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчета емкостных токов замыкания на землю

Суммарный емкостный ток с учетом сущетвующей сети 10кВ, А;

.

Согласно ПУЭ, компенсация емкостного тока на землю должна применяться при емкостных токах превышающих 20 А (для сети 10 кВ). Рассчитанный ток замыкания получился меньше этого допустимого значения, следовательно компенсация емкостного тока на землю не требуется.

9 Защита подстанции «Светлая» от грозовых и внутренних перенапряжений

Защита подстанции «Светлая» от грозовых перенапряжений выполняется стержневыми молниеотводами. Расположение молниеотводов и зона защиты изображены в графической части проекта. От стоек конструкций ОРУ 110 кВ молниеотводами обеспечивается растекание тока молнии по магистралям заземления в двух направлениях. Кроме того устанавливаются два вертикальных электрода длиной 3 м на расстоянии 3 м от стойки молниеотвода.

Защита ВЛ 110 кВ от прямых ударов молнии на подходах к подстанции выполняется тросовыми молниеотводами. Cопротивление заземления опор 5 Ом, количество тросов - 1, защитный угол молниеотвода составляет 25. На каждой опоре трос присоединяется к заземлению опоры через искровые промежутки, размеры искровых промежутков - 650 мм.

На ВЛ 110 кВ устанавливаются комплекты ОПН на первой опоре от подстанции. Расстояние от ОПН до аппаратов распределительного устройства 40 м. ОПН устанавливается без коммутационных аппаратов. Сопротивления комплектов не должно превышать 10 Ом.

Защита трансформаторов от внутренних перенапряжений выполняются с помощью ОПН, защита нейтрали трансформаторов - ОПНН. Со стороны 10 кВ принимаются меры для предотвращения самопроизвольных смещений нейтрали. В цепь трансформаторов напряжений соединенных в разомкнутый треугольник включается резистор сопротивлением 25 Ом, рассчитанный на длительное протекание тока 4 А.

7. Предварительная компоновка подстанции «Светлая»

Подстанция «Светлая» монтируется из блоков, изготавливаемых на Самарском заводе «Электрощит». Подстанция комплектуется двумя трансформаторами ТМН-6300/110. По типовому проекту подстанция комплектуется блоками отделитель-короткозамыкатель, которые в настоящее время устарели и сняты с производства. На их месте предусматривается установка выключателей ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1, которые по своим массогабаритным характеристикам не отличаются от блоков отделитель-короткозамыкатель и могут быть установлены в указанном месте. На стороне 110 кВ применена схема мостик с автоматической перемычкой. На стороне 10 кВ применена схема одна секционированная система сборных шин.

Ошиновка ОРУ 110 кВ выполняется алюминиевыми трубами. Отпайки и переходы на стороне 110 кВ выполнены гибкими проводами АС-70, ошиновка трансформатора на стороне 10 кВ выполнена проводами 2 АС-120. Использование жесткой ошиновки дает возможность отказаться от применения порталов, тем самым уменьшить размеры подстанции. Все аппараты ОРУ устанавливаются на железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для механизации ремонтных и монтажных работ.

Согласно инженерно-геологическим изысканиям на площадке строительства - суглинки полутвердые, слабопучинистые. Сопротивления грунтов приведены в Приложении к заданию. Грунтовые воды на глубине до 8 м не вскрытые. Расчетная температура наиболее холодной пятидневки минус 20 С.

Фундаменты под силовые трансформаторы выполняются из сборных железобетонных плит, с укладкой их на гравино-балластную подушку. Под силовыми трансформаторами и выключателями располагаются маслоприемники, укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см. Отвод трансформаторного масла при авариях в силовых трансформаторах и выключателях за пределы территории подстанции обеспечивается трубопроводами из асбестоцементных безнапорных труб в маслоуловитель емкостью 60 м3. Контрольные кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках без заглубления в почву.

На стороне 10 кВ устанавливаются шкафы КРУН серии К-59 модернизированные под применение вакуумных выключателей, общее количество ячеек - 16. Шкафы КРУН устанавливают на незаглубленных фундаментах (лежнях). Лежни укладываются на выравнивающую подготовку высотой 10 - 30 см из крупнозернистого песка.

Для стока дождевых вод за пределы подстанции выполняется планировка площадки с уклоном 2 % в сторону понижения рельефа местности.

Здание общего подстанционного пункта управления собирается из утепленных панелей. В нем предусматривается установка панелей релейной защиты и автоматики, устройств связи и телемеханики, кроме того предусмотрена комната для оперативно-выездной бригады.

Подъездная автомобильная дорога к подстанции принимается V технической категории с грунтоулучшеным покрытием крупнозернистым песком.

Открытое РУ ограждается забором из металлической сетки высотой 1,8 м. Ограждение имеет ворота и калитки, которые запираются на внутренний замок. Входные наружные двери всех помещений подстанции выполнены металлическими и оборудованы внутренними замками. Общие размеры подстанции 45 36 м. Наиболее высокая точка распложена на высоте 7 м.

Рисунок 7.1 - План подстанции

8. Расчет молниезащиты и заземляющих устройств

8.1 Расчет заземления подстанции 110/10 кВ

Площадь подстанции составляет 45х36 м2. Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 5х25 мм и вертикальных электродов длиной lв = 4 м, диаметром d = 15 мм. Глубина заложения электродов t = 0,6 м.

Удельное сопротивление земли составляет: = 350 Ом/м, = 50 Ом/м. Толщина верхнего слоя h1 = 2,0 м. Полное время отключения выключателя tо = 0,08 с. Естественных заземлителей нет.

Расчет заземлителей производится по допустимому напряжению прикосновения.

Время отключения короткого замыкания, с;

tв=tр.з+tо,

где tр.з - время действия релейной защиты, tр.з=0,1;

tо - полное время отключения выключателя;

tв=0,1+0,08=0,18.

Для tВ= 0,18с по / 1, таблица 16 / методом интерполяции допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп = 420В.

Напряжение на заземлителе UЗ , В;

,

где kп - коэффициент напряжения прикосновения,

Рисунок 8.1 - План заземляющего устройства подстанции

,

где М - параметр, зависящий от , для = 350/50 = 7 по / 1, таблица 17 / М=0,79;

- коэффициент, зависящий от сопротивления человека Rч и сопротивления растекания тока от ступней Rс,

В расчетах принимают Rч = 1000 Ом, .

;

lв - длина вертикального заземлителя , м;

Lг - длина горизонтальных заземлителей, м, по рисунку 8.1 Lг=765м;

а - расстояние между вертикальными заземлителями , м;

,

где Д и Ш - длина и ширина заземляющей сетки, м;

n - число вертикальных заземлителей, принимается n =36;

;

S- площадь заземляющего устройства, м2;

,

;

.

,

что в пределах допустимого (меньше 10 кВ).

Допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

,

где Iз - ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном КЗ.

Если однофазное КЗ произошло в пределах электроустановки, то Iз определяется по формуле:

,

А.

Если однофазное КЗ произошло за пределами подстанции, то Iз определяется по формуле:

,

.

Из двух значений Iз наибольшим является КЗ в пределах электроустановки, оно и принимается для дальнейших расчетов.

Ом.

Действительный план заземляющего устройства преобразуется в расчетную схему со стороной ==40,25 м.

Число ячеек по стороне квадрата m:

,

.

Принимается m = 9.

Длина горизонтальных заземлителей в расчетной модели , м;

,

.

Длина стороны ячейки, м;

,

.

Общая длина вертикальных заземлителей, м;

,

.

Относительная глубина заложения электродов:

,

.

При коэффициент А определяется по формуле:

,

где - эквивалентное сопротивление земли, ;

,

где к - показатель степени;

,

;

;

.

Общее сопротивление сложного заземлителя, Ом;

,

.

Напряжение прикосновения, В;

,

.

что меньше допустимого значения 420 В.

Набольший допустимый ток, стекающий с заземлителей при однофазном коротком замыкании, А;

,

.

При больших токах необходимо снижение Rз за счет увеличения горизонтальных полос или установки дополнительных вертикальных заземлителей.

8.2 Расчет молниезащиты

Электрооборудование подстанции защищается от прямых ударов молнии с помощью молниеотводов. Молниеотвод представляет собой возвышающееся над защищаемым объектом сооружение, через которое разряд молнии, минуя объект, отводится в землю. Молниеприемник непосредственно воспринимает прямой удар молнии, который по токоотводу уходит в землю. Токоотвод рассчитывается на тепловые и электродинамические воздействия, связанные с прохождением по нему тока молнии. Заземлитель служит для снижения потенциала элементов молниеотвода.

Для защиты подстанции от прямых ударов молнии устанавливаются два стержневых молниеотвода высотой h = 30 м каждый. Один находится на прожекторной мачте подстанции. Расположение и зона защиты стержневых молниеотводов показаны на рисунке 8.3.

Вокруг стержневого молниеотвода имеется зона, не поражаемая грозовыми зарядами («шатер»), которая называется зоной защиты молниеотвода. При расчете стержневых молниеотводов следует так рассчитать высоту до точки на границе защищаемой зоны и расстояние от стержня rх , чтобы защищаемый объект оказался внутри зоны защиты. Для одиночных стержневых молниеотводов высотой h до 60 м rх определяется по формуле:

,

где hа = h - hх - активная высота молниеотвода, м;

hх - высота защищаемого объекта, м;

Кр - коэффициент, учитывающий разные высоты молниеотвода.

Высота защищаемого объекта hх определяется высотой самого высокого объекта проектируемой подстанции, принимается hх =7м.

.

Коэффициент Кр определяется по формуле:

,

;

.

Наибольшая высота зоны защиты, м;

,

.

где а - расстояние между молниеотводами, м.

Расстояние а принимается равным 46 м.

Наименьшая ширина зоны защиты молниеотвода bx в горизонтальном сечении на высоте hх определяется по кривым / 1 /. Два молниеотвода высотой до 30 м взаимодействуют только в том случае , если а / ha 7. Для определения ширины защитной зоны bx определяется отношения a/ha и hx /h:

a / hа = 46 / 23 = 2,0 ; hx / h = 7 / 30 = 0,233.

Далее по кривым определяется отношение bx / 2ha : bx / 2ha = 1,07. Откуда bx = 1,07.

Найденные значения нанесены на рисунок 11.3. Из рисунка 11.3 видно, что защищаемый объект находится внутри зоны защиты.

Рисунок 8.3 - Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

9. Организация обслуживания подстанции «Светлая»

Подстанция «Светлая» имеет простую схему соединений - мостик и находится на расстоянии 37 км от ближайшей ремонтно-технической базы, находящейся на подстанции «Захарово». Размещение ремонтно-технической базы на подстанции «Захарово» обусловлено тем, что она является узловой и выполнена по схеме "одна секционированная система шин с обходной". Оперативное и техническое обслуживание подстанции совместно с распределительными сетями предполагается производить оперативно-выездными бригадами (ОВБ) района электрических сетей /10/. В таблице 9.1 отражен график сменности бригад ОВБ.

Таблица 9.1 - график сменности бригад ОВБ