Проект модернизации подстанции 110/6 кВ "Фильтровальная" ОАО "Екатеринбургская электросетевая компания"

6.7 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, типа электрооборудования, способа обслуживания и вида оперативного тока.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициента нагрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

В таблице 6.14 представлены ожидаемые нагрузки трансформаторов собственных нужд.

Нагрузка СН подстанции определяется по установленной мощности в соответствии с выражением:

, (6.19)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и нагрузки. В ориентировочных расчетах можно принять согласно [22].

Мощность трансформаторов выбирается из условия:

, (6.20)

Расчетная нагрузка при :

кВ•А.

Согласно выражению (8.2) принимаем к установке на подстанции два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10.

Трансформаторы собственных нужд подстанции подключаются через выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/630У2 к I и II секциям 10 кВ, по одному на секцию, кабельной линией.

Таблица 6.14 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	cosц	tgц	Нагрузка
	Единицы, кВт . кол-во	Всего, кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
Охлаждение трансформатора ТРДН-25000/110	6,0х2	12,0	0,85	0,62	12,0	7,4
Питание цепей приводов выключателей, разъединителей	5	5	1	0	5	0
Питание привода РПН трансформатора	1,6х2	3,2	1	0	3,2	0
Обогрев приводов выключателей ВГТ-110	0,8х2	1,6	1	0	1,6	0
Обогрев приводов разъединителей РПД-110	0,8х6	4,8	1	0	4,8	0
Обогрев шкафов наружной установки ОРУ-110	2,5	2,5	1	0	2,5	0
Отопление, освещение ОПУ	45,0	45,0	1	0	45,0	0
Освещение ОРУ	22,0	22,0	1	0	22,0	0
Питание зарядно-выпрямительного устройства	5,0х2	10,0	1	1	10,0	0
Итого	106,1	7,4

Вывод: таким образом, для питания СН к установке принимаются трансформаторы марок ТМ-100/10.

7. ВЫБОР РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА

Для защиты трансформаторов ТРДН-25000/110 подстанции «Фильтровальная» будем использовать шкафы защиты трансформатора ШЭРА-ТТ-4007 производства ЗАО «РАДИУС Автоматика», включающие в себя комплект защиты трансформатора типа «Сириус-Т3» и комплект резервных защит трансформатора и автоматики выключателя 110 кВ типа «Сириус-УВ».

Необходимо выбрать параметры настройки устройства «Сириус-Т3» для защиты трансформатора типа ТРДН-25000/110 со схемой соединения обмоток Y/ Y /Д-11-11:

- на стороне ВН - звезда;

- на стороне НН1 - звезда;

- на стороне НН2 - треугольник.

Трансформаторы тока на всех трех сторонах собраны в звезду.

Номинальная мощность обмоток трансформатора:

- ВН - 25 МВ•А;

- НН1 - 12,5 МВ•А;

- НН2 - 12,5 МВ•А.

Номинальное напряжение - 115/10,5/6,3 кВ.

Диапазон регулирования РПН ± 9Ч1,78%.

Согласно данным, полученным на предприятии ОАО «Екатеринбургская электросетевая компания» во время преддипломной практики:

- максимальная нагрузка трансформатора - S_наг.max=27,74 МВ•А;

- максимальное время защит линий, отходящих от шин НН трансформатора t_нн.max=0,6 с.

Так как защиты трансформатора подключены к трансформаторам тока, установленным на стороне высшего напряжения трансформатора, приведем токи КЗ в точке К₂ и К₃ к стороне ВН трансформатора по формуле:

(7.1)

где - ток трехфазного короткого замыкания на шинах НН, А;

- коэффициент трансформации силового трансформатора.

Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы энергосистемы, приведенные к стороне ВН сведены в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Токи короткого замыкания для расчета уставок защит

Расчетная точка КЗ	Режим энергосистемы	Ток КЗ	Ток КЗ приведенный к стороне ВН
на стороне 110 кВ (К1)	Максимальный
	Минимальный
на стороне 10 кВ (К2)	Максимальный
	Минимальный
на стороне 6 кВ (К3)	Максимальный
	Минимальный

Расчет уставок дифференциальной защиты трансформатора, токовой отсечки, максимальной токовой защиты, а также расчет защиты от перегрузки выполнен в соответствии с методикой, изложенной в [19].

7.1 РАСЧЕТ УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

Дифференциальная защита трансформатора выполнена с применением устройства «Сириус-Т3». Для выбора его параметров, сначала необходимо выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых на всех сторонах, защищаемого трансформатора. Трансформаторы тока на всех трех сторонах собраны в звезду.

В соответствии с [19] необходимо выбрать следующие общие уставки устройства:

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

- I_номНН1 - номинальный вторичный ток стороны НН1 трансформато-ра, соответствующий его номинальной мощности;

- I_номНН2 - номинальный вторичный ток стороны НН2 трансформато-ра, соответствующий его номинальной мощности;

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

- группа ТТ НН1 - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН1;

- группа ТТ НН2 - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН2.

Расчет приведен в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Выбор ТТ на сторонах защищаемого трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		ВН	НН1	НН2
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	KI	200/5	1500/5	3000/5
Схема соединения трансформаторов тока (электрических)	Y, Д	Y	Y	Y
Коэффициент схемы трансформаторов тока	Kсх	1	1	1
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатра, А
Принятые значения уставок, А	Iбаз ВН , Iбаз НН1 , Iбаз НН2	3,14	4,37	3,65
Группа соединения цифровых трансформаторов тока	-	11	0	0
Размах регулирования РПН, %	Размах РПН	16

Рассчитанные базисные токи сторон проверяем на попадание в допустимый диапазон выравнивания, определяемый номинальным током входа устройства. Для I_ном=5А базисные токи должны входить в диапазон: (1,01 - 10,00) А. Значения 3,14; 4,37; 3,65; укладываются в указанный диапазон.

7.1.1 ВЫБОР УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ОТСЕЧКИ (ДЗТ-1)

В соответствии с [19] необходимо выбрать следующие уставки дифференциальной отсечки (ДЗТ-1):

/ - относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Согласно [20] уставка должна выбираться из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатра;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при пере-ходном режиме расчетного внешнего КЗ.

Отстройка от броска намагничивающего тока. Согласно [19] 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 и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна 2,5•I_диф / I_ном. Минимально возможная уставка по первой гармонике / равна 4, что свидетельствует 2,5•4 = 10 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.

Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ. Уставка выбирается согласно [19] по условию:

/ ? , (7.2)

где - коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,2;

- отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ, для ТТ с вторичным током 5А, принимается равным 0,7;

- отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.

Согласно таблице 7.1 максимальный ток внешнего расчетного КЗ равен 563 А. Относительное значение этого тока равно:

.

Согласно (7.1) уставка отсечки равна:

/

Принимается ближайшая большая величина уставки дифференциаль-ной отсечки / .

Действительный ток срабатывания дифференциальной отсечки будет равен:

Проверим коэффициенты чувствительности дифференциальной отсечки при КЗ на стороне ВН (точка К1) по формуле:

, (7.3)

где - ток двухфазного КЗ на стороне ВН в минимальном режиме, определяемый по формуле:

, (7.4)

где - ток трехфазного КЗ на стороне ВН в минимальном режиме.

Следовательно:

Отсюда следует, что дифференциальная отсечка устройства «Сириус-Т3» удовлетворяет требованиям коэффициента чувствительности.

7.1.2 ВЫБОР УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (ДЗТ-2)

В соответствии с [19] необходимо выбрать следующие уставки дифференциальной защиты (ДЗТ-2):

- - базовая уставка ступени;

- - коэффициент торможения (наклон тормозной характерис-тики на втором ее участке);

- - вторая точка излома тормозной характеристики;

- - уставка блокировки от второй гармоники.

Базовая уставка определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно [19] базовая уставка выбирается в пределах (0,3 - 0,5) для обеспечения чувствительности к витковым замыканиям в обмотках и к замыканиям между обмоток трансформатора.

Принимаем = 0,3.

Ток срабатывания дифференциальной зашиты определяется по формуле:

, (7.5)

где- коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,3;

- расчетный ток небаланса, порождаемый протеканием сквозного тока КЗ, определяемый по выражению:

, (7.6)

где - коэффициент, учитывающий переходный процесс, в соответствии с [19] принимается равным =2;

- коэффициент однотипности трансформатора тока, =1;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в режиме, соответствующем установившемуся короткому замыканию, =0,10;

- относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, = 0,16;

- относительная погрешность выравнивания токов плеч, опреде-ляемая погрешностями входных трансформаторов тока и аналого-цифровыми преобразователя терминала, =0,04.

Следовательно по (7.4) с учетом (7.5) равен:

.

Коэффициент снижения тормозного тока определяется по формуле:

; (7.7)

.

Коэффициент торможения определяется по формуле:

; (7.8)

(7.9)

.

Угол наклона второго участка характеристики определяется выражением:

(7.10)

.

Вторая точка излома тормозной характеристики определяет размер второго участка тормозной характеристики. В соответствии с рекомендациями [19] выбираем .

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

. (7.11)

Убедимся, что первая точка не заходит за вторую:

.

Уставку блокировки от второй гармоники согласно [19] принимаем равной .

По выбранным уставкам дифференциальной защиты (ДЗТ-2) построим тормозную характеристику ступени ДЗТ-2 (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 - Тормозная характеристика ступени ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т3» построенная по выбранным характеристикам

Рассчитаем коэффициент чувствительности защиты. Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения:

; (7.12)

А.

Чувствительность при двухфазном КЗ на стороне НН1, НН2:

Следовательно, чувствительность защиты выполняется с большим запасом.

7.1.3 СИГНАЛИЗАЦИЯ НЕБАЛАНСА В ПЛЕЧАХ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (ДЗТ-3)

Уставка по току выбирается меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 , а уставка по времени порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Принимаем значения уставок: ; Т,с =10 [19].

7.2 ВЫБОР ГАЗОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

В качестве основной чувствительной защиты от замыканий внутри кожуха защищаемого трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при резком понижении уровня масла используется газовая защита.

Основным достоинством газовой защиты являются простота ее устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от степени повреждения.

Требования к микропроцессорным устройствам таковы, что они должны обеспечивать отключение или действие на сигнализацию от газовых защит защищаемого силового оборудования и газовых защит устройства РПН. Также микропроцессорные устройства должны обеспечивать прием сигналов от различных датчиков, таких, как повышения температуры масла, повышения и понижения уровня масла, неисправности цепей охлаждения.

В устройстве защиты трансформатора «Сириус-Т3» обеспечивается прием сигналов от:

- сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ);

- газовой защиты устройства РПН трансформатора (ГЗ РПН).

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. На рассматриваемой подстанции используется газовое реле типа РЗТ-80. Отключающий элемент имеет уставку срабатывания по скорости потока масла, которая определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

7.3 РАСЧЕТ УСТАВОК ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ (МТЗ-1 ВН) ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

Токовая отсечка контролирует три фазных тока высшей стороны трансформатора и предназначена для защиты от всех видов коротких замыканий. Она отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания по выражению:

, (7.13)

где- коэффициент отстройки, учитывающий ошибку в определении токов, и необходимый запас, принимаемый равным 1,3;

- максимальный ток внешнего короткого замыкания, согласно таблице 7.1 = 563 А.

Следовательно:

Токовая отсечка контролирует три фазы тока и включена на трансформаторы тока соединенные в звезду. Ток срабатывания реле токовой отсечки (МТЗ-1 ВН) равен:

; (7.14)

Ток срабатывания реле МТЗ-1 ВН может изменяться от 0,40 до 200,00 А с дискретностью 0,01.

Принимаем .

Действительный ток срабатывания токовой отсечки:

, (7.15)

где - коэффициент трансформации трансформаторов тока на стороне ВН;

- коэффициент схемы трансформаторов тока.

Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ на стороне ВН (точка K1) согласно (7.3), (7.4):

Таким образом, выполняем резервную защиту трансформатора токовой отсечкой (МТЗ-1 ВН) с использованием устройства «Сириус-Т3». Токовая отсечка действует только при повреждениях в трансформаторе, и поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается Т_ТО,с = 0,1.

7.4 РАСЧЕТ УСТАВОК МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА (МТЗ-2)

Уставки МТЗ-2 выбираются по отстройке от максимального тока нагрузки.

Уставки МТЗ проверяют по чувствительности к междуфазным коротким замыканиям за трансформатором в минимальном режиме. Коэффициент чувствительности должен быть не ниже 1,5.

Максимальный ток нагрузки на каждой из сторон определяется выражением:

, (7.16)

где - максимальная мощность нагрузки стороны, кВ•А;

- номинальное напряжение стороны, кВ.

Токи на стороне 6 кВ и 10 кВ будут зависеть от распределения нагрузки между обмотками трансформатора НН1 и НН2. Нагрузка между секциями 6 кВ и 10 кВ распределяется равномерно и равна S_Н - 13870 МВ•А.

С учетом вышесказанного максимальные токи нагрузки будут равны:

для стороны низшего напряжения НН1:

,

для стороны низшего напряжения НН2:

,

для стороны высшего напряжения:

.

Расчет уставки максимального измерительного органа тока.

Первичный ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению должен быть отстроен от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки по выражению:

, (7.17)

где - коэффициент отстройки, равный 1,2;

- коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки, принимаем равным =1,5;

- коэффициент возврата, который принимается равным 0,92.

Ток срабатывания защиты на стороне низшего напряжения НН1:

.

Ток срабатывания защиты на стороне низшего напряжения НН2:

.

Вторичный ток срабатывания МТЗ низшей стороны НН1 и НН2:

; (7.18)

;

.

Уставки по току срабатывания задаются в устройство защиты с шагом 0,01А согласно [19]. Принимаем уставку МТЗ-2 НН1 и НН2 .

Рассчитаем действительный ток срабатывания МТЗ-2 НН1 и НН2:

; (7.19)

Коэффициент чувствительности согласно (7.3), (7.4):

;

Так как коэффициент чувствительности больше 1,5 следовательно защита проходит по чувствительности.

Выдержка времени выбирается по условиям согласования с МТЗ предыдущих элементов по следующему выражению:

, (7.20)

где - максимальное время срабатывания защиты предыдущего элемента;

- ступень селективности защиты, может быть принята равной 0,5 с.

Параметры МТЗ отходящих линий 6 кВ и 10 кВ имеют следующие значения: t_нн.max=0,6 с.

Время срабатывания МТЗ-2 НН1 и НН2 согласно (7.20):

.

Ток срабатывания защиты на стороне высшего напряжения:

Вторичный ток срабатывания МТЗ высшей стороны:

; (7.21)

Уставки по току срабатывания задаются в устройство защиты с шагом 0,01 А согласно [19]. Принимаем уставку МТЗ-2 ВН

Рассчитаем действительный ток срабатывания МТЗ-2 ВН:

; (7.22)

Коэффициенты чувствительности согласно (7.3), (7.4):

;

;

Так как коэффициенты чувствительности больше 1,5 следовательно защита проходит по чувствительности.

Время срабатывания МТЗ-2 ВН согласно (7.20):

.

Используем выдержку времени в МТЗ-2 ВН устройства «Сириус-Т3».

7.5 РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРА

Для защиты трансформатора от длительных перегрузок, вызванных, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора, предусматривается защита от перегрузки.

Для защиты двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой, релейная защита от перегрузки устанавливается со стороны НН1 и НН2.

Защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле, которое устанавливается в одной фазе, так как перегрузка трансформатора возникает одновременно в трех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках, предусматривается выдержка времени.

Уставки задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения. Согласно [20] уставка сигнала перегрузки определяется по формуле:

, (7.23)

где - коэффициент отстройки защиты от перегрузки, который принимается согласно [19] равным =1,05;

- коэффициент возврата, который принимается равным =0,92;

- номинальный вторичный ток трансформатора на стороне установки защиты от перегрузки, в соответствии с [20] рекомендуется определять с учетом возможности увеличения его на 5% при регулировании напряжения.

Согласно значениям вторичного тока трансформатора на стороне НН1 и НН2 из таблиц (7.2) расчетное значение уставки защиты от перегрузки равно:

Уставки по току срабатывания задаются в устройство защиты с шагом 0,01А согласно [19]. Принимаем уставки НН1 и НН2

Величина выдержки времени защиты от перегрузки выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания МТЗ трансформатора согласно выражения (7.20):

.

Схемы данного раздела представлены в графической части дипломного проекта 140211-13-СХ.01.Э3.

Вывод: таким образом, был произведён расчёт параметров настройки микропроцессорной защиты «Сириус-Т3» и выбрана газовая защита РЗТ-80.

8. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

8.1 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

В интересах настоящего и будущих поколений в России принимаются необходимые меры для охраны и научно обоснованного рационального использования земли и ее недр, водных ресурсов, растительного и животного мира, для сохранения в чистоте воздуха и воды, обеспечения воспроизводства природных богатств и улучшения окружающей среды. Эти положения нашли свое отражение в Конституции России.

В электроустановке предусмотрен сбор и удаление отходов: химических веществ, масла, мусора, технических вод и т.п. В соответствии с действующими требованиями по охране окружающей среды исключена возможность попадания указанных отходов в водоемы, систему отвода ливневых вод, овраги, а также на территории, не предназначенные для хранения таких отходов [2].

При реконструкции подстанции влиянию негативных факторов в первую очередь подвергаются следующие среды: атмосфера, гидросфера и почва.

Загрязнение атмосферы будет происходить от следующих источников:

- автотранспорт и строительная техника, при работе двигателей которых в атмосферу выбрасываются оксиды углерода, углеводороды, диоксиды азота и серы;

- сварочный пост, при использование которого в процессе электросварки в атмосферу выбрасываются: марганец и его соединения, оксиды железа и неорганическая пыль.

В связи с рассредоточением во времени и пространстве строительных машин и механизмов, работой их на открытом воздухе, накопление повышенной концентрации загрязняющих веществ не происходит ввиду быстрого рассеивания, поэтому настоящим проектом не предусматриваются специальные мероприятия по защите окружающего воздуха во время проведения работ.

Возможными источниками загрязнения поверхностных и подземных вод от проектируемого объекта могут являться:

- поверхностный сток с территории объекта;

- фильтрационные утечки замасленных вод и бытовых стоков из емкостей и трубопроводов;

- аварийный сброс трансформаторного масла в маслосборник при аварии на трансформаторе, связанной с разрывом бака.

Для исключения возможности загрязнения поверхностных и подземных вод сточными водами и трансформаторным маслом настоящим проектом предусмотрено:

- применение трубопроводов стойких к коррозийному воздействию жидких сред;

- устройство маслосборников с соответствующими коммуникациями для аккумуляции аварийных сбросов трансформаторного масла;

- устройство защитной гидроизоляции маслосборника, являющегося потенциальным источником загрязнения подземных вод.

Воздействие проектируемого объекта на территорию, условия землепользования и геологическую среду выражается в изменении микрорельефа при строительстве и в незначительном изменении условий поверхностного стока.

Для охраны земель при выполнении строительных работ проектные решения обеспечивают:

- исключение выбросов (сбросов) загрязняющих веществ на территорию объекта и прилегающие земли;

- рациональное использование земель при складировании конструкций во время строительства.

Проектируемый объект не вызывает ощутимого изменения нагрузок на грунты оснований. Земли, на которых размещается проектируемый объект, в результате работ не подвергаются ощутимому нарушению, затоплению, подтоплению, иссушению.

При строительстве и эксплуатации объекта имеют место промышленные и бытовые отходы, по мере накопления они складируются в специальных контейнерах, обеспечивающих исключение загрязнения окружающей среды, по окончании работ вывозятся для утилизации.

Отходы черного и цветного металла, которые образуются на подстанции при реализации проектных решений, будут складироваться в специальных ящиках расположенных рядом с входной калиткой и по завершении работ передаваться для вторичного использования в организации, имеющие лицензии по данному виду деятельности.

После завершения работ планируется уборка строительного мусора, ликвидация ненужных выемок и насыпей, выполнение планировочных работ.

Территорию подстанции благоустраивают путем засевания травами. Обслуживание подстанции осуществляют без постоянного дежурного персонала. В связи с этим, согласно нормам технологического проектирования сетей водопровода и канализации не предусмотрены. Воду доставляют передвижными средствами.

Воздействие подстанции на экологическую обстановку в процессе эксплуатации. Подстанция предназначена для передачи электрической энергии. Указанный технологический процесс является безотходным и не сопровождается вредными выбросами в атмосферу.

Воздух в помещениях не содержит вредных веществ, ПДК которых превышает допустимый уровень. По степени воздействия на человека пыль относится к 4 классу опасности и имеет ПДК - 4 мг/м³ [1].

Параметры вибрации в ОРУ 110 кВ, где расположены силовые трансформаторы, гораздо ниже гигиенических норм [12]. В ЗРУ 6 кВ вибрация практически отсутствует.

Учитывая, что подстанция эксплуатируется без постоянного пребывания дежурного персонала и площадка подстанции удалена от жилой застройки специальные мероприятия по защите персонала от шума работающих трансформаторов проектом не предусмотрены.

Хранение трансформаторного масла на подстанции не предусматривается.

Доставка масла на подстанцию осуществляется в передвижных емкостях.

Аварийный слив масла из трансформаторов предусматривается в аварийный подземный резервуар.

Для предотвращения растекания масла под трансформаторами предусмотрены маслоприемники, закрытые металлической решеткой, поверх которой насыпан слой чистого гравия толщиной 0,25 м. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора [2].

В целом, оборудование, выбранное при реконструкции подстанции, позволяет обеспечить необходимый уровень защиты окружающей среды и безопасность обслуживающего персонала. Таким образом, неблагоприятное влияние подстанции на экологическую обстановку в районе не выходит за рамки предельно допустимого уровня.

Вывод: проведенная оценка позволяет установить соответствие экологическим требованиям принятых в проекте технических решений. Объект не оказывает негативного воздействия на состояние окружающей среды и здоровье человека. Принятые проектные решения обеспечивают удовлетворительное состояние окружающей среды в период строительства и эксплуатации объекта.

8.2 БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПЕРСОНАЛА

Компоновка оборудования подстанции. Условия труда на подстанции должны быть безопасными для обслуживающего персонала.

В целях обеспечения безопасности от поражения электрическим током, проект подстанции предусматривают следующие меры:

- основная изоляция токоведущих частей;

- стационарные ограждения с возможностью запирания на замок;

- размещение токоведущих частей вне зоны досягаемости.

Соблюдение при монтаже заданных проектом изоляционных расстояний обеспечивает недосягаемость токоведущих частей в нормальном режиме и защиту от поражения электрическим током высокого напряжения.

Расстояния элементов ОРУ до токоведущих частей сведены в таблицу 8.1 и представлены в графической части дипломного проекта 140211-13-ПЛ.02.00.

Таблица 8.1 - Расстояния элементов ОРУ до токоведущих частей

Расстояние	Нормативное расстояние расстояние,м!	Фактическое
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземлённых конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.	900	1500
Между проводами разных фаз	1000	2000
Между осями вводов трансформатора	1000	1180
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования.	1650	2000
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключённой верхней.	1650	2500
От не ограждённых токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов.	3600	4000
Между токоведущими частями в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключённой другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями.	2900	3000
От контакта и ножа разъединителя в отключенном состоянии до ошиновки, присоединённой ко второму контакту.	1100	2100

Территория подстанции ограждена сплошным забором высотой 1,8 м, входная калитка и ворота закрываются на замок, ключ от которой находится у оперативного персонала. Предусмотрен проезд вдоль выключателей для монтажно-ремонтных и грузоподъёмных механизмов, а также передвижных лабораторий. Габарит проезда - не менее 4 м по ширине и высоте. Ширина ворот «автомобильных» въездов на площадку принята по наибольшей ширине используемых автомобилей плюс 1,5 м, но не менее 4,5 м. Ширина проезжей части дорог - 4 м. Автодороги с покрытием предусмотрены к следующим зданиям и сооружениям: порталам для ревизии трансформаторов, зданию щита управления и ЗРУ, а также к выключателям 110 кВ. Все токоведущие части, доступные случайному прикосновению, ограждены металлической сеткой с ячейкой 2525 мм.

Площадки для установки высоковольтных аппаратов устанавливаются на высоте не менее 2,5 метров от уровня земли, что позволяет обеспечить недоступность прикосновения к токоведущим частям.

Указатели уровня и температуры масла в маслонаполненных трансформаторах, указатель газового реле - характеризующие состояние оборудования, расположены таким образом что обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним для наблюдения за ними без снятия напряжения. Для осмотра высокорасположенных (3м и выше) частей работающих трансформаторов предусмотрены стационарные лестницы. Указанные параметры не противоречат требованиям безопасности [3].

В ЗРУ ячейки КРУ установлены в два ряда с центральным проходом шириной два метра, ширина прохода между ячейкой и стеной 1 м.

Для предотвращения ошибочного доступа оперативного персонала используют защитные блокирующие системы, исключающие неправильные и опасные действия при работах на подстанциях, в том числе: блокировки в шкафах КРУ, которые не позволяют вкатывть тележки в корпус шкафа при включенном выключателе, включение выключателя в промежуточных (не фиксированных) положениях тележки и выкатывании тележки из рабочего положения при включенном выключателе, включать выключатель при включенных заземляющих ножах; предусматривается электромагнитная блокировка разъединителей 110 кВ. Между выключателями и разъединителем 110 кВ, устанавливаемых в одной цепи, предусматривается блокировка, обеспечивающая включение тока холостого хода трансформатора разъединителем при предварительно включенном выключателе и отключении тока холостого хода разъединителе при включенном выключателе. Оперативная блокировка разъединителей и отделителей исключает возможность следующих операций:

1 Включение и отключение под нагрузкой;

2 Включение на заземляющие ножи.

Аппаратура ОРУ 110 кВ и силовые трансформаторы установлены открыто. На всем оборудовании ОРУ и ЗРУ выполнены надписи и мнемосхемы, поясняющие назначение электрооборудования, а также вывешены предупреждающие плакаты типа “Осторожно, высокое напряжение”.

Средства коллективной и индивидуальной защиты. Персонал подстанции снабжается защитными средствами согласно нормам ПУЭ и ПТБ, все средства принятые в эксплуатацию проходят систематическую проверку и испытания. Защитные средства представлены в таблице 8.2.

Средства защиты, используемые в электроустановках, должны удовлетворять требованиям, соответствующим государственному стандарту [4].

Для работы и обслуживания помещений применяют комплект средств защиты, представленный в таблице 8.3 согласно ГОСТ 12.4.001 - 89, ПОТ Р М - 016 - 2001, РД 153 - 34.0 - 03.150 - 00, ПУЭ.

Таблица 8.3 - Комплект средств защиты

Наименование средств защиты	Марка	Количество
Распределительные устройства напряжением выше 1000 В
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)	ШОУ - 110; ШО - У1; ШР - 110У1; ШОУ - 15.	2 шт. на каждый класс напряжения
Указатель напряжения	УВН - 10; УВН - 90.	2 шт. на каждый класс напряжения
Диэлектрические перчатки	Перчатки диэлектрические со швом. Ярославский завод «Резинотехника»	Не менее 2 пар
Диэлектрические боты (для ОРУ)	Боты диэлектрические ПО «Красный богатырь» Москва.	1 пара
Переносные заземления	ЗПЛ - 1; ЗПЛ - 10; ЗПЛ - 110.	Не менее 2 на каждый класс напряжения
Защитные ограждения (щиты)	ОАО «ЭТК оникс»	Не менее 2 шт.
Плакаты и знаки безопасности (переносные)	ОАО «ЭТК оникс»	По местным условиям
Противогаз изолирующий	ИП -4	2 шт.
Защитные щитки или очки	3м PELTOR V4H	2 шт.
Распределительные устройства напряжением до 1000 В
Изолирующая штанга (оперативная или универсальная)	ШИУК - 1.	По местным условиям
Указатель напряжения	ПИН - 90 2М	2 шт.
Изолирующие клещи	КИ - 1000	1 шт.
Диэлектрические перчатки	Перчатки диэлектрические со швом. Ярославский завод «Резинотехника»	2 пары
Диэлектрические галоши	Диэлектрические галоши. Ярославский завод «Резинотехника»	2 пары
Диэлектрический ковер или изолирующая подставка	М- 50.	По местным условиям
Защитные ограждения, изолирующие накладки, переносные плакаты и знаки безопасности	ОАО «ЭТК оникс»	По местным условиям
Переносные заземления	ЗПЛ - 1М	По местным условиям
Защитные щитки или очки	3м PELTOR V4H	1 шт.
Оперативно - выездные бригады, обслуживающие подстанции
Изолирующие штанги (оперативные или универсальные)	ШОУ - 110; ШО - У1; ШР - 110У1; ШОУ - 15; ШИУК - 1.	1 шт. на каждый класс напряжения
Указатель напряжения до и выше 1000 В	ПИН - 90 2М УВН - 10; УВН - 90.	2 шт. на каждый класс напряжения
Изолирующие клещи на напряжение до 1000 В	КИ - 1000	По местным условиям
Диэлектрические перчатки	Перчатки диэлектрические со швом. Ярославский завод «Резинотехника»	Не менее 2 пар
Диэлектрические боты (для ОРУ)	Боты диэлектрические. ПО «Красный богатырь» Москва	2 пары
Электроизмерительные клещи на напряжение до и выше 1000 В	Ц - 90; Ц - 91.	По местным условиям
Защитные щитки или очки	3м PELTOR V4H	2 шт.
Плакаты и знаки безопасности (переносные)	ОАО «ЭТК оникс»	По местным условиям
Защитные каски	Мк 7	1 шт. на каждого работающего
Респираторы	Зм	По местным условиям

Нормы комплектования являются минимальными и обязательными. Техническим руководителям и работникам, ответственным за электрохозяйство, предоставляется право в зависимости от местных условий увеличивать количество и дополнять номенклатуру средств

защиты.

Заземление подстанции. Для выполнения всех трех типов заземления используют, одно заземляющее устройство [2].

Произведем расчет сопротивления заземляющего устройства по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю [6]. Заземляющее устройство выполняется из вертикальных заземлителей, соединительных полос, уложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, уложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,8 м от поверхности земли и на расстоянии 1 м от фундаментов или оснований оборудования. Горизонтальные заземлители проложены по краю территории, занимаемой заземляющим устройством и в совокупности образовывают замкнутый контур.

Установка вертикальных заземлителей у стоек ограды по всему ее периметру не требуется, так как забор подстанции из железобетона. Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней стороны, должно быть не менее 2 м.

Расчет заземляющего устройства. Напряжение прикосновения должно определяться по наибольшему току короткого замыкания на землю объединяемых РУ [2].

В качестве естественных заземлителей примем железобетонные конструкции зданий ОПУ и ЗРУ, находящихся в сопрекосновении с землей.

Естественные заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чем двумя проводниками в разных точках.

Расчет по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному расходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств для подстанций небольшой площадью.

Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения , а не величины . Заземляющие устройства должны проектироваться так, чтобы в любое время года на всей территории подстанции напряжение прикосновения, под которое может попасть человек, не превышало допустимого напряжения . Безопасная величина зависит от времени его воздействия на человека.

Допустимое напряжение прикосновения 400 В [6].

Время воздействия напряжения прикосновения на человека равно времени существования однофазного короткого замыкания:

(8.1)

где - время действия релейной защиты;

- полное время отключения выключателя.

Принимая во внимание возможность повторного включения выключателя при АПВ, увеличим расчетное время и примем его равным 0,15 секунд [7].

При проведении расчета многослойный грунт заменяется двухслойным: верхний толщиной h₁ с удельным сопротивлением с₁ (слой сезонных изменений), нижний - с удельным сопротивлением с₂.

Исходные данные:

Площадь: подстанции , заземления .

Удельное сопротивление верхнего слоя (суглинистый слой 1 метр);

Удельное сопротивление нижнего слоя глина ;

- (глубина промерзания грунта);

- глубина заложения горизонтальных заземлителей;

I_з - 5150 А величина тока трехфазного к.з.

Зная наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяем напряжение на заземлителе:

 (8.2)

где - коэффициент напряжения прикосновения, для сложных заземлителей он определяется по формуле:

(8.3)

где - длина горизонтальных заземлителей, м;

- расстояние между вертикальными заземлителями, м;

- параметр, зависящий от соотношения ;

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней :

(8.4)

В расчетах принимают:

Определим недостающие параметры:

Для значения значение [8].

Общая длина горизонтальных полос составляет .

Расстояние между вертикальными заземлителями .

Таким образом, коэффициент прикосновения:

Потенциал на заземлителе:

Что в пределах допустимого (меньше 5 кВ) [8].

Сопротивление заземляющего устройства:

(8.5)

где - ток, протекающий через заземляющее устройство при расчетном однофазном КЗ (с некоторым запасом может быть принят равным току трехфазного КЗ. ).

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную модель квадратной формы, площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же, как в реальной модели со стороной:

Число ячеек на стороне квадрата:

(8.6)

Принимаем m = 8.

Длина полос в расчетной модели:

(8.7)

Длина сторон ячейки:

(8.8)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

(8.9)

Принимаем n_в = 38 шт.

Общая длина вертикальных заземлителей:

(8.10)

Определяем относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчетной модели .

Для ; и .

Определяем ; тогда

По расчетной модели определяем сопротивление реального заземляющего устройства, для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя:

.

Найдем значение параметра А, необходимого для уточненного значения сопротивления заземляющего устройства:

; (8.11)

Находим общее сопротивление сложного заземлителя:

(8.12)

Что больше допустимого

Напряжение прикосновения:

(8.13)

Что меньше допустимого значения 400 В.

Используем железобетонный фундамент зданий ОПУ и ЗРУ в качестве естественного заземлителя сопротивление растеканию заземляющего устройства определим по формуле:

(8.14)

где - площадь ограниченная периметром здания, м²;

- удельное эквивалентное сопротивление земли.

(8.15)

.

Тогда общее сопротивление заземляющего устройства подстанции:

(8.16)

Таким образом < .

Напряжение прикосновения , что меньше допустимых 400 В.

Проверка термической стойкости полосы 250 мм². Минимальное сечение полосы по условиям термической стойкости при замыкании на землю при приведенном времени прохождения тока замыкания t_п = 2 с

(8.17)

где С=74 - коэффициент шин, постоянный для стали.

.

Таким образом, полоса 50х5 ммІ удовлетворяет условию термической стойкости.

Окончательно принимаем число вертикальных заземлителей - 38 шт. Расстояние между вертикальными заземлителями - 5 м. В качестве вертикальных заземлителей применяем круглые стальные стержни диаметром 20 мм, в качестве горизонтальных заземлителей - стальные полосы 50Ч5 мм.

Напряжение на заземляющем устройстве менее 10 кВ, поэтому дополнительные меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики не предусматриваются.

Расчет зануления. На подстанции установлены два трансформатора собственных нужд мощностью 100 кВ•А каждый, с группой соединения обмоток треугольник - звезда. Кабель от ТСН до вводов 0,4 кВ четырехжильный длинной L - 20 метров. Материал фазного и нулевого проводника одинаковы - S₁ = 25 мм², где = 0,018 Ом•мм² /м - удельное сопротивление медного провода.

Индуктивное сопротивление петли фаза-нуль X_П определяется выражением:

X_П = X_Ф + X_НЗ + Xвз, (8.18)

где X_Ф , X_НЗ - индуктивные сопротивления соответственно фазного и нулевого защитных проводников;

Xвз - внешнее индуктивное сопротивление петли фаза-нуль (сопротивление взаимоиндукции между фазным и нулевым проводами).

Для медных и алюминиевых проводников X_Ф , X_НЗ сравнительно малы (около 0,0156 Ом/км), поэтому ими можно пренебречь.

Внешнее индуктивное сопротивление Xвз зависит от расстояния между проводами (D) и их диаметра (d). Поскольку d изменяется в незначительных пределах, влияние его также незначительно. Следовательно, Xвз зависит в основном от D (с увеличением расстояния растет сопротивление). Поэтому в целях уменьшения внешнего индуктивного сопротивления петли фаза-нуль нулевые защитные проводники прокладываются совместно с фазными или в непосредственной близости от них. При малых значениях D, соизмеримых с диаметром проводов d , т.е. когда фазный и нулевой проводники расположены в непосредственной близости один от другого, сопротивление X_вз незначительно (не более 0.1 Ом/км) и им можно пренебречь.

Принимаем Х_П=0.

Рассчитаем сопротивление петли фаза - нуль:

(8.19)

Активное R_1ф, сопротивления фазного провода находим из формулы:

R_1ф= (8.20)

R_1ф = 0,018 1,44 Ом.

Находим действительные значения токов однофазного короткого замыкания, проходящих по петле фаза-нуль по формуле:

(8.21)

По найденному току короткого замыкания произведем проверку контура защитного заземления для электроустановки 0,4 кВ:

Сопротивление заземляющего устройства в любое время года должно быть:

(8.22)

Примем наименьшее из возможных вариантов 1,7 Ом.

(1,7 Ом) R_зу.доп > R_зу.ф (0,48 Ом), следовательно, ЗУ будет эффективным.

Вывод: из расчетов видно, что спроектированный контур заземления удовлетворяет всем необходимым требованиям по обеспечению электробезопасности. Следовательно, может быть использован на спроектированной подстанции совместно с существующим контуром заземления, который используется как искусственный или повторный заземлитель.

Освещение подстанции. Территория подстанции фильтровальная освещается прожекторами, питающимися от сети переменного тока напряжением 220 В. Ремонтное освещение осуществляется от переносных светильников с лампами накаливания на напряжение 12 В. Выбор мощности и количества прожекторов освещения производится в соответствии с нормами [10].

Суммарный световой поток необходимый для освещения территории подстанции определяется по выражению:

; (8.23)

лк;

где Е = 50 лк - минимальная освещенность для рабочего освещения;

Кзап = 1,5 - коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения стёкол прожекторов;

Кп = 1,3 - коэффициент запаса, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещаемой площади;

S=2541 м2 (60,5х42 м) - площадь подстанции.

Освещение предлагается осуществить прожекторами ПКН-1000 с лампами накаливания 1000 Вт; силой света Imax = 75000 кд; световым потоком Ф =22000 лм; КПД равным з=0,6 [11].

Необходимое число прожекторов определяем по формуле:

, (8.24)

где - световой поток лампы прожектора, лм;

- к.п.д. прожектора по технической характеристике.

Высота установки прожекторов [10]:

(8.25)

где n - число прожекторов на рассматриваемой мачте;

- максимальная осевая сила света прожектора, кд.

Оптимальный угол наклона оптической оси прожектора, максимальную площадь светового эллипса в горизонтальной плоскости:

(8.26)

где m и n - коэффициенты углов рассеяния прожектора соответственно горизонтальной и вертикальной плоскости [11].

(8.27)

(8.28)

Углы рассеянья в горизонтальной и вертикальной плоскости заданы технической характеристикой прожектора для ПКН-1000 =18⁰ ,=92⁰.

;

- условная освещенность эллипса при высоте установки прожектора.

(8.29)

Вывод: Таким образом, устанавливаем прожекторы на отдельно стоящих мачтах на высоте h=10 м, по периметру подстанции.

Высота установки выбирается с учетом требований ограничения слепящего действия и экономических соображений, оправдывающих увеличение высоты. Общее число прожекторов примем с небольшим запасом 20 шт.

8.3 БЕЗОПАСНОСТЬ В ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ УСЛОВИЯХ

Для исключения возможности возникновения взрыва и развития пожара на подстанции согласно НПБ 105 - 95, СНиП 21 - 07 - 97, ПУЭ проводят следующие мероприятия:

1 Электрооборудование и электрические сети в процессе эксплуатации не загружаются выше допустимых пределов, а при коротком замыкании имеют достаточную отключающую способность и термическую стойкость к токам короткого замыкания;

2 Для предотвращения растекания масла при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов выполнены маслоприемники, рассчитанные на прием 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора. Удаление масла из маслоприемника предусмотрено переносным насосным агрегатом;

3 Силовые масляные трансформаторы оборудованы газовой защитой, срабатывающей на сигнал и отключение;

4 Фундаменты под маслонаполненные силовые трансформаоры выполнены из несгораемых материалов;

5 Перекрытие кабельных каналов выполнено съемными плитами из

несгораемых материалов на уровне чистого пола помещений;

6 Для локализации очагов пожара на подстанции предусмотрены следующие первичные средства пожаротушения:

а) ОРУ 110 кВ - пожарный щит с принадлежностями, ящик с песком у каждого трансформатора.

б) ЗРУ 6;10 кВ - 4 огнетушителя ОУ - 3, ящик с песком, пожарный щит с принадлежностями.

Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время работы АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения развития пожара вызывается пожарная команда.

Пожар окружающего природного массива может привести к пожару на территории подстанции, при переносе огня.

Для предотвращения возникновения пожара используется противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м.

Молниезащита. Согласно [13] для ряда объектов ожидаемое количество поражений молнией является показателем, определяющим необходимость выполнения молниезащиты и ее надежность.

Подсчет ожидаемого количества N поражений молнией в год производится по формуле:

(8.30)

,

где - наибольшая высота здания или сооружения, м;

- соответственно ширина и длина здания или сооружения, м;

- среднегодовое число ударов молнии в 1 км земной поверхности (удельная плотность, ударов молнии в землю) в месте нахождения здания или сооружения.

Для произвольного пункта на территории России удельная плотность ударов молнии в землю n определяется исходя из среднегодовой продолжительности гроз в часах. Для Свердловской области она составляет 60 ч/год, тогда n=4 км²год [2].

Самая высокая точка подстанции находится на высоте h_x = 7 м., высота портала для крепления шин 110 кВ.

Тип зоны защиты определяются в зависимости от среднегодовой продолжительности гроз в месте нахождения здания или сооружения, а также от ожидаемого количества поражений его молнией в год.

Тип зоны защиты - Б; категория молниезащиты II [13].

Защита подстанций от прямых ударов молнии планируем осуществить с помощью отдельно стоящих молниеотводов марки СМ 20 установленные по углам площадки в количестве четырех штук.

При установке молниеотводов на объекте от каждого стержневого молниеприемника обеспечен трехстержневой искусственный заземлитель присоединенны к заземляющему устройству подстанции полосами размером 404 мм, стержни диаметром 20 мм; с = 6 м; l = 5 м; t = 0,8 м [13].

Зона защиты многократного стержневого молниеотвода определяется как зона защиты попарно взятых соседних стержневых молниеотводов высотой h 150 м. Основным условием защищенности объекта высотой h_x , с надежностью, соответствующей надежности зоны Б, является выполнение неравенства r_cx > 0 для всех попарно взятых молниеотводов .

Торцевые области зоны защиты определяются как зоны одиночных стержневых молниеотводов.

Внутренние области зон защиты двойного стержневого молниеотвода имеют следующие габаритные размеры для зоны Б:

Высота защитного конуса:

h₀ = 0,92 ^. h; (8.31)

h₀ = 0,92 ^. 20 = 18,4 м.

Радиус зоны защиты на уровне земли:

r₀ = 1,5 ^. h; (8.32)

r₀ = 1,5 ^. 20 = 30 м.

Радиус зоны защиты на высоте защищаемого объекта:

r_x = 1,5^. (h - h_x/0,92); (8.33)

r_x = 1,5^. (20 - 7/0,92) = 18,59 м.

2h L4h, где L = 70,11 м - расстояние между молниеотводами.

h_c = h₀ - 0,14 ^. (L - h); (8.34)

h_c = 18,4 - 0,14 ^. (70,11 - 20) =...