Электроснабжение части Няндомского района Архангельской области

где: - мощность, потребляемая всеми параллельными цепями данного прибора, .

На стороне 110, 35 и 10 кВ принимаем к установке ТН типа НАМИ-110, НАМИ-35 и НАМИ-10 кВ соответственно (Н - трансформатор напряжения; А - антирезонансный; М - с естественной циркуляцией воздуха и масла; И - для контроля изоляции сети).

ТН НАМИ-110 кВ - однофазный электромагнитный антирезонансный масляный, предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с глухо заземленной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройствам автоматики, защиты, сигнализации и управления.

ТН НАМИ-35 кВ - трехфазный антирезонансный масляный, предназначен для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной или с компенсированной нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройствам автоматики, защиты, сигнализации и управления.

ТН НАМИ-10 кВ - трехфазный антирезонансный масляный, предназначен для установки в шкафах КРУН и в закрытых РУ промышленных предприятий в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с изолированной нейтралью с целью передачи сигналов измерительной информации приборам измерения, устройствам автоматики, защиты, сигнализации и управления.

Производитель ТН НАМИ-110, НАМИ-35 и НАМИ-10 кВ : ПАО "Свердловский завод высоковольтного оборудования" (г. Екатеринбург).

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 16. [5]

Таблица 16 - Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Расчетные данные	Технические данные
		Обмотки		Тип ТН
1	2	3	4	5	6	7
ОРУ-110 кВ	110	Основная	30	НАМИ-110	110	800
		Основная	30			600
		Дополнительная	40			1200
ОРУ-35 кВ	35	Основная	20	НАМИ-35	35	240
		Основная	20			240
		Дополнительная	30			80
КРУН-10 кВ	10	Основная	20	НАМИ-10	10	75
		Основная	20			75
		Дополнительная	30			30

8.4 Выбор разъединителей

Разъединители предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей (при наличии).

Разрешается отключение и включение разъединителями: [12]

- нейтралей силовых трансформаторов 110-220 кВ;

- заземляющих дугогасящих реакторов 6-35 кВ при отсутствии в сети замыкания на землю;

- намагничивающего тока силовых трансформаторов 6-500 кВ;

- зарядного тока и тока замыкания на землю воздушных и кабельных линий электропередач;

- зарядного тока систем шин, а также зарядного тока присоединений с соблюдением требований нормативных документов;

- в кольцевых сетях 6-10 кВ разрешается отключение разъединителями уравнительных токов до 70 А и замыкание сети в кольцо, при разности напряжений на разомкнутых контактах разъединителей более, чем не 5 %;

- допускается отключение и включение трехполюсными разъединителями наружной установки при напряжении 10 кВ и ниже нагрузочного тока до15 А;

-допускается дистанционное отключение разъединителями неисправного выключателя 220 кВ и выше, зашунтированного одним выключателем или цепочкой из нескольких выключателей других присоединений систем шин (схема четырехугольника, полуторная и т.п.), если отключение выключателя может привести к его разрушению или обесточению подстанции.

Разъединители выбираются по следующим условиям: [12]

- по номинальному напряжению:

- по номинальному току:

- по электродинамической стойкости:

- по термической стойкости:

На стороне 110 и 35 кВ принимаем к установке разъединители типа РГП-110 и РГП-35 кВ соответственно (Р - разъединитель; Г - горизонтально-поворотного типа; П - с полимерной изоляцией). Разъединители РГП предназначены:

- для включения и отключения обесточенных участков электрической цепи высокого напряжения 110 (35) кВ;

- для обеспечения безопасного производства работ на отключенном участке;

- для заземления отключенных участков при помощи стационарных заземляющих ножей.

РГП рассчитан для работы в сетях переменного тока частоты 50 Гц напряжением 110 (35) кВ. Управление главными ножами и заземлителями разъединителей осуществляется ручным приводом типа ПРГ-6. Производитель: ЗАО "Завод электротехнического оборудования" (г. Великие Луки).

Выбор разъединителей представлен в таблице 17. [5]

Таблица 17 - Выбор разъединителей

Наимен. оборуд.	Расчетные данные	Технические данные
	кВ		кА	кА2·с	Тип выкл.	кВ	А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
110 кВ
ВЛ-110 Коноша	110	24,8	7,18	4,99	РГП-110	110	1000	80	2977
ВЛ-110 Няндома	110	25,7	7,18	4,99	РГП-110	110	1000	80	2977
Выкл. в цепи тр-ра 1Т	110	73,57	7,18	4,99	РГП-110	110	1000	80	2977
Выкл. в цепи тр-ра 2Т	110	73,57	7,18	4,99	РГП-110	110	1000	80	2977
Секц. выкл.	110	-	7,18	4,99	РГП-110	110	1000	80	2977
35 кВ
В цепи 1Т	35	231	3,54	2,43	РГП-35	35	1000	40	1200
В цепи 2Т	35	231	3,54	2,43	РГП-35	35	1000	40	1200
Секц. выкл.	35	-	3,54	2,43	РГП-35	35	1000	40	1200
ВЛ-35 Макоров	35	38,4	3,54	2,43	РГП-35	35	1000	40	1200
ВЛ-35 В. Пуя	35	40,2	3,54	2,43	РГП-35	35	1000	40	1200

8.5 Выбор сборных шин РУ-10 кВ

Сборные шины РУ-10 кВ выбираются по следующим условиям:

- по допустимому току:

где - длительно допустимый ток нагрузки шин, А;

- расчетный ток сборных шин, А.

Расчетный ток сборных шин определяем по (8.1.3).

- по номинальному напряжению:

- по электродинамической стойкости:

- по термической стойкости:

Выбор сборных шин 10 кВ представлен в таблице 18. [5]

Таблица 18 - Выбор сборных шин 10 кВ

Наименование оборудования	Расчетные данные	Технические данные
	кВ		кА	кА2·с	кВ	А
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Сборные шины КРУН-10 кВ (МТ-50х5)	10	809	6,57	12,6	10	870	31,5	1200

8.6 Выбор токопровода 10 кВ

Токопроводы напряжением 6-10 кВ предназначены для электрического соединения трансформатора со шкафами комплектных распределительных устройств (КРУ), устанавливаемые в цепях трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц. Токопроводы могут применятся и на других объектах энергетики, промышленности, транспорта, сельского хозяйства и т.п.

Токопроводы выбираются по следующим условиям: [5]

- по допустимому току:

где - длительно допустимый ток нагрузки шин, А;

- максимальный расчетный ток получасового максимума нагрузки, который имеет место быть при выходе из строя одной из двух цепей двухцепного токопровода и переключении всей нагрузки на оставшуюся в работе цепь, А.

Максимальный расчетный ток токопровода определяем по (8.1.3).

- по номинальному напряжению:

- по электродинамической стойкости:

- по термической стойкости:



На стороне 10 кВ принимаем к установке закрытый трехфазный токопровод типа ТКС-10 кВ (Т - токопровод; К - круглый; С - симметричный). Производитель: ПАО "АБС ЗЭиМ Автоматизация" (г. Чебоксары).

Выбор токопровода 10 кВ представлен в таблице 19. [5]

Таблица 19 - Выбор токопровода 10 кВ

Наименование оборудования	Расчетные данные	Технические данные
	кВ		кА	кА2·с	кВ	А
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Токопровод ТКС-10	10	809	6,57	12,6	10	2000	81	2977

8.7 Выбор гибкой ошиновки ОРУ-110 и ОРУ-35 кВ и опорных изоляторов

Спуски и перемычки между оборудованием выполнены гибким неизолированным проводом марки АС.

Определим экономически целесообразное сечение проводника:

где - экономическая плотность тока, А/мм2 ; [1]

- расчетный длительный ток сети, А.

Расчетный длительный ток сети определяется по формуле:

где: - сумма номинальной мощности потребителей, кВ;

- коэффициент распределения нагрузки на шинах ( - при количестве присоединений менее пяти).

- номинальное напряжение сети, кВ.

Для стороны 110 кВ экономически целесообразное сечение проводника будет равно:

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного значения: . Однако, согласно ПУЭ, минимально допустимый диаметр провода для ВЛ-110 кВ по условиям короны - . Исходя из этого выбираем провод марки АС-70.

Аналогично определяем экономически целесообразное сечение проводника для стороны 35 кВ:

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного значения: . Выбираем один провод марки АС-50.

Гибкая ошиновка ОРУ-110 и ОРУ-35 кВ выбираются по следующим условиям:

- по нагреву:



где: - допустимый ток выбранного сечения провода, А.

Для 110 кВ:

Для 35 кВ:

- проверка на термическую стойкость

Расчет по проверке гибкого неизолированного провода марки АС на термическую стойкость произведем согласно [11].

Расчет производим в следующей последовательности:

На рисунке 8.9 [11] выбираем кривую, соответствующую материалу проверяемого проводника, и с помощью этой кривой, исходя из начальной температуры проводника , находим значение величины при этой температуре. В качестве начальной принята температура - , тогда:

Интеграл Джоуля при расчетных условиях КЗ определяем по формуле:

где: - трехфазный расчетный ток КЗ на линии, А;

- время действия релейной защиты, с;

- эквивалентная постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Определим значение величины , соответствующее конечной температуре нагрева проводника, по формуле:



где: - площадь поперечного сечения проводника,

По найденному значению величины , используя выбранную кривую на рисунке 8.9 [11], определим температуру нагрева проводника к моменту отключения КЗ и сравним ее с предельно допустимой температурой (для сталеалюминевого провода ).

Термическая стойкость проводника обеспечивается, так как выполняется условие:

- проверка сечения на электродинамическую стойкость при КЗ

Расчет по проверке гибкого неизолированного провода марки АС на электродинамическую стойкость произведем согласно [11].

При проверке гибких проводников на электродинамическую стойкость расчетными величинами являются максимальное тяжение и максимальное сближение проводников при КЗ.

Электродинамическая стойкость гибких проводников обеспечивается, если выполняются условия:

где - допустимое тяжение в проводах, Н;

- расстояние между проводниками фаз, м;

- расчетное смещение проводников, м;

- наименьшее допустимое расстояние между проводниками фаз при наибольшем рабочем напряжении, м;

- радиус расщепления фазы, м.

При проверке гибких проводников на электродинамическую стойкость при КЗ, у которых провес превышает половину расстояния между фазами, определяют значение параметра :

где: - начальное действующее значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ, кА;

- расчетная продолжительность КЗ ();

- расстояние между фазами ();

- погонный вес провода (с учетом влияния гирлянд), Н/м;

- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей электродинамической силы.

График приведен в [11].

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с.

Если выполняется условие то расчет смещения проводников можно не проводить, так как опасности их чрезмерного сближения нет:

Для 110 кВ:

Для

Максимально возможное тяжение в проводнике следует определять, полагая, что вся энергия, накопленная проводником во время КЗ, трансформируется в потенциальную энергию деформации растяжения при падении проводника после отключения тока КЗ, поднятого электродинамическими силами над исходным равновесным положением.

При этом составляет:

где: - модуль упругости ();

- площадь поперечного сечения провода, м2;

- энергия накопленная проводником, Дж;

- тяжение (продольная сила) в проводнике до КЗ, H;

- длина пролета, м.

Энергия накопленная проводником определяется по формуле:

где: - масса провода в пролете, кг;

- расчетная электродинамическая нагрузка на проводник при двухфазном КЗ, Н.

где: - длина пролета, м.

где: - провес провода посередине пролета ();

- длина проводника в пролете, которую допускается принимать равной длине пролета, м.

Произведем расчет для гибкого проводника 110 кВ:

Для установки выбираем подвесные изоляторы типа ЛК 70/110-III УХЛ1 минимальная разрушающая нагрузка . Допустимая нагрузка на изолятор равна:

Аналогично произведем расчет для гибкого проводника 35 кВ:

Для установки выбираем подвесные изоляторы типа ЛК 70/35-III УХЛ1 минимальная разрушающая нагрузка . Допустимая нагрузка на изолятор равна:

- проверка по условиям короны:

где: - начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см;

- напряженность электрического заряда около поверхности провода, кВ/см;

Начальная критическая напряженность электрического поля определяется по формуле:

где: - коэффициент учитывающий шероховатость отверстия поверхности провода ();

- радиус провода, см;

Напряженность электрического заряда около поверхности провода определяется по формуле:

где: - линейное напряжение, кВ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Произведем расчет для гибкого проводника 110 кВ:

Проверка:

Аналогично произведем расчет для гибкого проводника 35 кВ:

Проверка:

Исходя из выше приведенных расчетов можно сделать вывод: выбранные провода и подвесные изоляторы для гибкой ошиновки 110 и 35 кВ удовлетворяет всем условиям.

8.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжений нелинейный (ОПН) является одним из основных элементов подстанции, обеспечивающим защиту оборудования распределительного устройства (РУ) и линий от перенапряжений, возникших при коммутационных электрических цепей, грозах и т.п. ОПН пришли на смену применяемых ранее разрядников, которые в настоящее время сняты с производства, но еще эксплуатируются и в большинстве случаев исчерпали свой ресурс.

Основным отличием ОПН от разрядника является отсутствие у ОПН традиционного для разрядника искрового промежутка. Так как в ОПН нет искрового промежутка, то при их срабатывании износа контактов не происходит. ОПН не требуют особого обслуживания и контроля параметров в течение всего срока службы. [5]

ОПН выбирается по следующим условиям: [5]

- по номинальному напряжению:

где: - номинальное напряжение ОПН, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

- по наибольшему длительному допустимому рабочему напряжению:

В сетях 110-500 кВ, работающих с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью (коэффициент замыкания на землю не выше 1,4), наибольшее длительное допустимое рабочее напряжение ОПН должно быть не ниже:

где: - наибольшее длительное допустимое рабочее напряжение сети, кВ;

- наибольшее длительное допустимое рабочее напряжение ОПН, кВ.

В сетях 3-35 кВ, работающих с изолированной нейтралью или компенсацией емкостного тока замыкания на землю и допускающих неограниченно длительное существование однофазного замыкания на землю, наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение выбирается равным наибольшему рабочему напряжению электрооборудования для данного класса напряжения по ГОСТ 1516.3-96 (переиздание: октябрь 2003 г).

На стороне 10 кВ принимаем к установке ограничитель перенапряжения типа ОПН-КР/TEL-10 кВ, который предназначены для надежной защиты электрооборудования в сетях класса напряжения 6 - 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью. Рекомендуются для использования в распределительных сетях для защиты трансформаторов и двигателей.

На стороне 110 и 35 кВ принимаем к установке ограничители перенапряжения типа ОПН-РК-110 и ОПН-РК-35 кВ соответственно. ОПН-РК предназначены для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений электрооборудования электрических сетей переменного тока промышленной частоты с изолированной или компенсированной нейтралью класса напряжения 35 кВ и сетей 110 кВ с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью. Производитель ОПН-110, 35 и 10 кВ: ЗАО "Таврида Электрик" (г. Москва).

Выбор ОПН 110, 35, 10 кВ представлен в таблице 20. [5]

Таблица 20 - Выбор ОПН 110, 35, 10 кВ

Тип ОПН
ОПН-РК-110	110	115	110	77	760
ОПН-РК-35	35	38,5	35	40,5	760
ОПН-КР/TEL-10	10	11	10	10,5	300

8.9 Выбор оборудования, устанавливаемого в нейтрали трансформатора

В нейтрали силовых трансформаторов ТДТН - 10000 устанавливаются:

- ограничители перенапряжения нелинейные ОПНН-110 (Н - разземляемая нейтраль). Предназначены для защиты заземляемой нейтрали силовых трансформаторов и высоковольтных аппаратов, включаемых в эту нейтраль, напряжением переменного тока 110 кВ частоты 50 Гц от грозовых и коммутационных перенапряжений.

- заземлитель нейтрали силового трансформатора ЗОН-110Б (З - заземлитель; О - однополюсный; Н - наружной установки). Предназначен для заземления нейтрали силовых трансформаторов, имеющих в нейтрали трансформатор тока для защиты от замыканий на землю.

- трансформаторы тока ТВТ-35-200/5.

8.10 Выбор КРУН-10 кВ

КРУН 10 кВ предназначены для приема и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц на номинальное напряжение 6, 10 и 35 кВ. КРУН применимы для всех типов электрических станций и подстанций, электроснабжения предприятий всех отраслей промышленности, транспорта, коммунального хозяйства, а также объектов атомной энергетики.

Шкафы КРУН могут использоваться для расширения уже эксплуатируемых распределительных устройств других фирм-производителей и стыковаться к ним при помощи переходных шкафов. В зависимости от условий обслуживания шкафы КРУН могут устанавливаться однорядно, двурядно или дуплексно. [5]

Принимаем к установке КРУН -10 кВ (К - комплектное; У- распределительное; У- устройство; Н - наружной установки) типа К-204 ЭП. КРУН-10 кВ (К-204 ЭП) применяется на всех промышленных предприятиях и электростанциях, где номинальный ток главных цепей не превышает 1600 А. Нижнее расположение сборных шин, двухстороннее обслуживание. Производитель ПАО "Завод ЭЛЕКТРОПУЛЬТ" (г. Санкт- Петербург). [5]

8.11 Технико-экономическое обоснование выбора выключателей 110, 35 и 10 кВ.

Надежность электросети зависит от требований бесперебойности работы электроприемников. Необходимая степень надежности определяется тем возможным ущербом, который может быть нанесен производству при прекращении их питания.

При оценке надежности систем электроснабжения ожидаемое количество электроэнергии, недоотпущенное потребителям за период времени (год), определяется как суммарный ожидаемый недоотпуск электроэнергии всем потребителям. [14]

Для сравнения выбираются выключатели с разными средами гашения дуги: масло, вакуум и элегаз.

Для выбора выключателей необходимо произвести технико-экономическое сравнение.

Определим приведенные затраты на высоковольтные выключатели:

где: - капитальные вложения, руб;

- норма дисконта ();

- издержки, руб;

- ущерб связанный с недоотпуском электроэнергии, руб.

Недоотпуск электроэнергии определяем по формуле:

Ожидаемый недоотпуск -му потребителю:

где: - средняя величина нагрузки

- эквивалентная продолжительность простоя, ч/год.

Эквивалентная продолжительность простоя:

где: - параметр частоты отказов, год -1;

- среднее время восстановления, ч;

- коэффициент отражающий, что последствия от преднамеренных отключений менее тяжелы чем от внезапных отказов;

- частота преднамеренных отключений, год -1;

- среднее время обслуживания, ч.

Ущерб, связанный с недоотпуском электроэнергии:

где: - удельный ущерб, руб;

- базисный индекс удорожания ().

В качестве примера произведем расчет для масляных выключателей 110 кВ.

Для масляных выключателей:

- частота отказов в год ;

- среднее время восстановления

- коэффициент отражающий, что последствия от преднамеренных отключений менее тяжелы чем от внезапных отказов ;

- частота преднамеренных отключений

- среднее время обслуживания ;

Эквивалентная продолжительность простоя:

Ожидаемый недоотпуск:

Ущерб связанный с недоотпуском электроэнергии:

Определим приведенные затраты на масляные выключатели:

Аналогично производим расчет для остальных высоковольтных выключателей.

Результаты расчетов представлены в приложении 2.

Как видно из результатов, экономически целесообразно использовать на напряжении 110 кВ элегазовые выключатели, на напряжении 35 и 10 кВ - вакуумные выключатели.



9. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩАТЫ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Развитие аварии при КЗ может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, получивших название релейная защита, которые действуют на отключение выключателей.

Основным назначением релейной защиты является: [1]

- выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети;

- выявление нарушения нормальных режимов работы оборудования и подаче предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования с выдержкой времени.

К релейной защите предъявляются следующие основные требования:

- быстродействие;

- селективность;

- чувствительность;

- надежность.

9.1 Краткая характеристика шкафов микропроцессорных защит

Шкаф ШЭ2607 016 - шкаф автоматики управления выключателем и защиты линии. Он предназначен для защиты линии 110-220 кВ и управления выключателем. Шкаф содержит трехступенчатую дистанционную защиту (ДЗ), четырехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП), токовую отсечку (ТО), автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), а также автоматику управления выключателем и устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ). [15]

Автоматика управления выключателем формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит и устройств, телемеханики или ключа дистанционного управления. В шкафу обеспечивается возможность задания до восьми групп уставок, что позволяет использовать его для обходного выключателя. [15]

Шкаф ШЭ2607 031 - шкаф направленной высокочастотной защиты линии. Данный шкаф содержит направленную высокочастотную защиту (ВЧЗ) линии, устройство резервирования при отказе выключателя и предназначен для защиты двухконцевых и многоконцевых линий электропередачи напряжением 110-330 кВ. Защита содержит релейную и высокочастотную части. Релейная часть защиты реализована на базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704 V031. Программное обеспечение предназначено для использования терминала в качестве быстродействующей защиты на двухконцевых линиях напряжением 110-220 кВ, не оборудованных устройством ОАПВ, при всех видах КЗ. Имеется возможность использования защиты на линиях с тяговой нагрузкой и линиях с ответвлениями. [15]

ШЭ2607 041 - шкаф защиты трансформатора и управления выключателем стороны ВН. Комплект защиты данного шкафа реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит дифференциальную защиту трансформатора (ДЗТ) от всех видов КЗ, токовую защиту нулевой последовательности стороны ВН, максимальную токовую защиту (МТЗ) стороны высшего, среднего и низшего напряжения с пуском по напряжению, защиту от перегрузки, реле тока для блокировки РПН при перегрузке, токовые реле для пуска автоматики охлаждения, а также функцию УРОВ на стороне ВН трансформатора. Кроме того данный комплект обеспечивает прием сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора, газовой защиты РПН трансформатора, датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправностей цепей охлаждения. [15]

"Сириус-Л" - устройство микропроцессорной защиты, предназначено для выполнения функций релейной защит, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 6-35 кВ. Устройство предназначено для установки в КРУ и КРУН, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления подстанций. "Сириус-Л" предназначен для защиты кабельных и воздушных линий, а также трансформаторов мощностью до 630 кВА, например ТСН. Функции защит, выполняемые устройством: трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных повреждений с контролем двух или трех фазных токов, автоматический ввод ускорения любых ступеней МТЗ при любом включении выключателя, защита от обрыва фазы питающего фидера, защита от однофазных замыканий на землю по сумме высших гармоник, выдача сигнала для организации логической защиты шин. [15]

9.2 Обоснование выбора защит

В соответствии с [1] обоснуем выбор и типы защит, устанавливаемые на подстанции.

1) Защита отходящих линий 110 кВ

На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее - на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, от многофазных замыканий должна быть применена дистанционная защита (преимущественно трехступенчатая), используемая в качестве основной.

В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности.

Также устанавливаем АПВ и УРОВ. Выбираем для установки на отходящих линиях 110 кВ шкафы микропроцессорной защиты фирмы серии ШЭ2607 016. Производитель: ООО НПП "ЭКРА" (г. Чебоксары).

2) Защита отходящих линии 35-10 кВ.

На отходящих линиях 35-10 кВ устанавливаем МТЗ, токовую отсечку и АПВ. Выбираем устройство защиты "Сириус-Л". Производитель: ЗАО "РАДИУС Автоматика" (г. Москва).

3) Защита секционных выключателей 3-35 кВ

На секционном выключателе 3-35 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

4) Защита ТСН-10 кВ

Для защиты ТСН устанавливаем токовую отсечку без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита и АПВ. Выбираем микропроцессорную защиту "Сириус-Л". Производитель: ЗАО "РАДИУС Автоматика" (г. Москва).

9.3 Защита силовых трансформаторов ТДТН-10000

Согласно ПУЭ, для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

- витковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла;

- однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Силовой трансформатор ТДТН-10000/110/35/10 оборудован следующими защитами:

- газовая защита трансформатора;

- продольно дифференциальная защита трансформатора;

- МТЗ от токов при внешних КЗ;

- МТЗ от перегрузки;

- температурная сигнализация;

- защита от понижения уровня масла (газовая защита на сигнал);

9.3.1 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита является основной быстродействующей защитой при повреждении внутри бака трансформатора, внутри бака устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и при уходе масла из газового реле.

Защита имеет два реле:

- газовое реле (при повреждении внутри бака трансформатора);

- струйное реле (при повреждении внутри бака РПН).

Основными достоинствами газовой защиты являются простота ее устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от степени повреждения. [15]

Требования к микропроцессорным устройствам таковы, что они должны обеспечивать отключение и действие на сигнализацию от газовых защит защищаемого силового оборудования, газовых защит устройства РПН (в том числе от струйного реле защиты РПН, защиты контактора РПН), линейного добавочного трансформатора и его устройства РПН, от технологических защит трансформатора. Также микропроцессорные устройства должны обеспечивать прием сигналов от различных датчиков, таких, как повышения температуры масла, повышения и понижения уровня масла, неисправности цепей охлаждения. [15]

В шкафах защиты обеспечивается прием сигналов от: [15]

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

- газовой защиты устройства РПН трансформатора (ГЗ РПН).

9.3.2 Дифференциальная защита трансформатора

Дифференциальная защита является основной быстродействующей защитой трансформатора от всех видов КЗ, кроме однофазных на стороне 35 и 10 кВ (изолированная нейтраль).

Определяем номинальные токи по сторонам трансформатора: [16]

где: - номинальное напряжение сети, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

Также необходимо произвести расчет вторичных номинальных токов по сторонам трансформатора: [16]

где: - коэффициент схемы ();

- коэффициент трансформации главного ТТ соответствующей стороны.

В качестве примера произведем расчета для стороны 110 кВ.

Аналогично определяем номинальный и базисный токи для сторон СН и НН.

Результаты расчетов сводим в таблицу 21.

Таблица 21 - Расчет номинальный и базисных токов

Наименование тока	Расчетное значение
1	2
Номинальный ток на стороне ВН, А	52,5
Номинальный ток на стороне СН, А	165,1
Номинальный ток на стороне НН, А	578
Коэффициент трансформации ТТ ВН	300/5
Коэффициент трансформации ТТ СН	600/5
Коэффициент трансформации ТТ НН	1000/5
Базисный ток на стороне ВН, А	0,87
Базисный ток на стороне СН, А	1,37
Базисный ток на стороне НН, А	2,89

Производим выбор уставок ДЗТ:

- минимальный ток срабатывания ДЗТ при отсутствии торможения определяется по условию отстройки от тока небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах и рассчитывается по формуле: [17]

где: - сквозной ток во вторичных цепях, А;

- относительное значение тока небаланса, вызванного неточностью выравнивания;

- диапазон регулирования коэффициента трансформации ();

- коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ ();

- коэффициент однотипности высоковольтных трансформаторов тока ();

- максимально допустимая погрешность ТТ ().

где: - номинальный вторичный ток трансформатора высокой стороны, А.

- определение тока срабатывания дифференциальной токовый отсечки.

Основным условием правильной работы защиты является отстройка тока срабатывания защиты от бросков намагничивающих токов, возникающих при включении трансформатора, и токов небаланса при внешних КЗ.

Определяем значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса: [17]

где: - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности измерительного органа, ошибки расчета и необходимый запас ().

Проверяем чувствительность защиты:

где: - ток уставки на стороне ВН, А;

- ток срабатывания уставки на стороне ВН, А.

где: - минимальный двухфазный ток КЗ, при котором ДЗ должна сработать, А.

Чувствительность защиты обеспечивается.

9.3.3 МТЗ от токов при внешних КЗ

Выбираем максимальную токовую защиту (МТЗ) с пуском по напряжению. Первичный ток срабатывания защиты равен: [16]

где: - коэффициент отстройки ();

- коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки. В предварительных расчетах, а также в случае отсутствия соответствующей информации, данный

коэффициент может быть принят из диапазона от 1,5 до 2,5. Для статической нагрузки, имеющей в своем составе малую долю электродвигателей, принимают коэффициент самозапуска по опытным данным [16]

- коэффициент возврата ();

- номинальный ток на соответствующей стороне трансформатора, А.

Определим на стороне ВН трансформатора:

Определим на стороне СН трансформатора:

Определим на стороне НН трансформатора:

Определяем коэффициенты чувствительности МТЗ:

Определим параметр срабатывания минимального измерительного органа напряжения:

где: - междуфазное напряжение в месте установки защиты, В.

Определение выдержки времени МТЗ

Выдержка времени выбирается по условиям согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов (максимальной токовой с пуском по напряжению или без пуска, дистанционной защиты), в частности с максимальными токовыми защитами с пуском по напряжению, установленными на сторонах более низкого напряжения защищаемого трансформатора. Расчет может быть выполнен по выражению:

где: - время срабатывания наиболее чувствительных ступеней смежных защит, с которыми производится согласование, с;

- ступень селективности, может быть принята при малых выдержках времени равной 0,4 с, при больших выдержках времени МТЗ принимается равной 0,5 с; при согласовании цифровых реле и применении вакуумных или элегазовых выключателей с полным временем отключения 0,04 ч 0,05 с. можно принимать ступень селективности в диапазоне от 0,15 до 0,20 с.

9.3.4 МТЗ от перегрузки

Защита от перегрузки предназначена защиты трансформатора от длительных перегрузок. На трехобмоточных трансформаторах с обмотками одинаковой мощности и двусторонним питанием защиту от перегрузки следует ставить на обеих питающих сторонах. При неравной мощности обмоток защита устанавливается на всех трех сторонах. В остальных случаях на трансформаторах защита от перегрузки устанавливается только со стороны питания - ВН.

Ток срабатывания защиты равен:

Время срабатывания защиты от перегрузки выбирается на ступень больше времени МТЗ трансформатора:



9.3.5 Температурная сигнализация

Температурная сигнализация срабатывает при повышении температуры в баке трансформатора.

На трансформаторах с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла (система охлаждения Д) электродвигатели вентиляторов должны автоматически включаться при достижении температуры масла 55°С или номинальной нагрузки независимо от температуры масла и отключаться при понижении температуры масла до 50°С, если при этом ток нагрузки менее номинального. [18]

Условия работы трансформаторов с отключенным дутьем должны быть определены заводской инструкцией. [18]

Повешение температуры в баке трансформатора может произойти в результате его перегрузки, либо при аномально жаркой температуре окружающего воздуха.

Температурная сигнализация устанавливается на трансформаторах, к которым есть свободный доступ обслуживающего персонала (действует на сигнал), или выполняется в качестве тепловых реле, которые отключают трансформатор при превышении его максимально допустимой температуры.

9.3.6 Проверка ТТ по условию 10%-ой погрешности

Для сокращения числа однотипных расчетов выбираются из двух комплектов защит трансформаторов 1Т и 2Т трансформаторы тока, имеющие наибольшие значения предельной кратности и наибольшую вторичную нагрузку. Схемы защит в обоих случаях аналогичны.

Для продольных дифференциальных защит первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа ТТ с погрешностью не более 10%, принимается равным наибольшему значению тока при внешнем КЗ:

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТОЛ-10 .

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки определяется по формуле:

где: - сопротивление провода, Ом;

- сопротивление шкафа защиты "ЭКРА", Ом;

- переходное сопротивление в контактных соединениях ().

где: - длина проводов, м;

- удельная проводимость, для меди ();

- сечение проводов, .

где: - потребляемая мощность устройством "ЭКРА", В·А;

I - ток, при котором задана потребляемая мощность, А.

меньше, чем , следовательно, полная погрешность ТТ



10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

10.1 Вступление. Применение комплекса технических защитных средств

1) Вступление

В современных условиях развития общества решение проблем, связанных с обеспечением безопасной жизнедеятельности человека во всех сферах его деятельности от опасных и вредных факторов, является актуальным. Это обусловлено тем, что в последние годы в нашей стране и за рубежом происходит множество чрезвычайных ситуаций различного характера. При этом возникающие стихийные бедствия, аварии, катастрофы, загрязнение окружающей среды промышленными отходами и другими вредными веществами, а также применение в локальных войнах различных видов оружия создают ситуации, опасные для здоровья и жизни населения. Эти воздействия становятся катастрофическими, они приводят к большим разрушениям, вызывают смерть, ранения и страдания значительного числа людей. Чтобы умело и грамотно противостоять последствиям проявления любых опасностей в чрезвычайных ситуациях, необходимо постоянно совершенствовать уровень подготовки специалистов различных профилей, способных решать комплекс взаимосвязанных задач в обеспечении безопасной жизнедеятельности человека.

Основу научных и практических знаний, содержащихся науке "Безопасность жизнедеятельности", составляют знания, ранее излагавшихся в отдельных статьях: "Охрана труда", "Охрана окружающей среды" и "Гражданская оборона". Их объединение позволило расширить и углубить познания в области анатомо-физиологических свойств человека и его реакциях на воздействие негативных факторов; комплексного представления об источниках, количестве и значимости травмирующих и вредных факторов среды обитания. Предпосылкой такого подхода является значительная общность в указанных выше статьях целей, задач, объектов и предметов изучения, а также средств познания и принципов реализации теоретических и практических задач.

Главная задача науки "Безопасность жизнедеятельности" - формирование у обучаемых сознательного и ответственного отношения к вопросам личной безопасности и безопасности окружающих, привитие основополагающих знаний и умений распознавать и оценивать опасности, определять способы надежной защиты от них, оказывать само- и взаимопомощь, а также ликвидировать последствия чрезвычайных ситуаций.

Безопасность жизнедеятельности (БЖД) как учебная дисциплина изучает теорию и практику защиты человека от опасных и вредных факторов (опасностей) во всех сферах его деятельности.

2) Применение комплекса технических защитных средств

В зависимости от вида электроустановки, номинального напряжения, режима нейтрали, условий среды помещения и доступности электрооборудования необходимо применять определенный комплекс необходимых защитных мер, обеспечивающих достаточную безопасность, которая редко может быть обеспечена единственной мерой.

В электроустановках применяют следующие технические защитные меры:

- малые напряжения (до 50 В);

- электрическое разделение сетей;

Защитные меры направленные для обеспечения безопасности персонала:

- контроль и профилактика повреждений изоляции;

- компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;

- обеспечение недоступности токоведущих частей;

- защитное заземление;

- зануление;

- двойная изоляция;

- защитное отключение.

Применение этих защитных средств регламентируется ПУЭ и другими Правилами.

10.2 Требования к персоналу при обслуживании подстанции: [19]

- работники обязаны проходить обучение безопасным методам и приемам выполнения работ в электроустановках;

- работники, занятые на тяжелых работах и на работах с вредными или опасными условиями труда (в том числе на подземных работах), а также на работах, связанных с движением транспорта, должны проходить обязательные предварительные (при поступлении на работу) и периодические (для лиц в возрасте до 21 года - ежегодные) медицинские осмотры;

- работники должны проходить обучение по оказанию первой помощи пострадавшему на производстве до допуска к самостоятельной работе.

Электротехнический персонал кроме обучения оказанию первой помощи пострадавшему на производстве должен быть обучен приемам освобождения пострадавшего от действия электрического тока с учетом специфики обслуживаемых (эксплуатируемых) электроустановок;

- работники, относящиеся к электротехническому персоналу, а также электротехнологический персонал должны пройти проверку знаний Правил и других нормативно-технических документов (правил и инструкций по устройству электроустановок, по технической эксплуатации электроустановок, а также применения защитных средств) в пределах требований, предъявляемых к соответствующей должности или профессии, и иметь соответствующую группу по электробезопасности, требования к которой предусмотрены приложением №1 к Правилам.

Требования, установленные для электротехнического персонала, являются обязательными и для электротехнологического персонала;

- работник обязан соблюдать требования Правил, инструкций по охране труда, указания, полученные при целевом инструктаже.

Работнику, прошедшему проверку знаний по охране труда при эксплуатации электроустановок, выдается удостоверение о проверке знаний норм труда и правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложениями №№ 2, 3 к Правилам.

Результаты проверки знаний по охране труда в организациях электроэнергетики оформляются протоколом проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 4 к Правилам, и учитываются в журнале учета проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 5 к Правилам.

Результаты проверки знаний по охране труда для организаций, приобретающих электрическую энергию для собственных бытовых и производственных нужд, фиксируются в журнале учета проверки знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 6 к Правилам;

- работники, обладающие правом проведения специальных работ, должны иметь об этом запись в удостоверении о проверке знаний правил работы в электроустановках, форма которого предусмотрена приложением № 2 к Правилам.

К специальным работам относятся:

работы, выполняемые на высоте более 5 м от поверхности земли, перекрытия или рабочего настила, над которым производятся работы непосредственно с конструкций или оборудования при их монтаже или ремонте с обязательным применением средств защиты от падения с высоты (далее - верхолазные работы);

работы без снятия напряжения с электроустановки, выполняемые с прикосновением к первичным токоведущим частям, находящимся под рабочим напряжением, или на расстоянии от этих токоведущих частей менее допустимого (далее - работы под напряжением на токоведущих частях);

испытания оборудования повышенным напряжением (за исключением работ с мегаомметром);

работы, выполняемые со снятием рабочего напряжения с электроустановки или ее части с прикосновением к токоведущим частям, находящимся под наведенным напряжением более 25 В на рабочем месте или на расстоянии от этих токоведущих частей менее допустимого (далее - работы под наведенным напряжением);

- стажировка, дублирование проводятся под контролем опытного работника, назначенного организационно-распорядительным документом (далее - ОРД).

Допуск к самостоятельной работе должен быть оформлен ОРД организации или обособленного подразделения;

- работник, в случае если он не имеет права принять меры по устранению нарушений требований Правил, представляющих опасность для людей, неисправностей электроустановок, машин, механизмов, приспособлений, инструмента, средств защиты обязан сообщить об этом своему непосредственному руководителю.

10.3 Расчет заземляющего устройства ПС. Выбор молниеприемников. Расчет молниезащиты. Подключение молниеприемников к заземляющему устройству

1) Расчет заземляющего устройства ПС

Используя исходные данные обоснуем и спроектируем заземляющее устройство подстанции, удовлетворяющее требованием ПУЭ, с помощью ЭВМ (DOSBox) и инженерной методики.

Исходные данные приведены в таблице 22

Таблица 22 - Исходные данные для проектирования

, кА	с, Ом/м	hr, м	d, м	а, м	b, м	Rзу
1	2	3	4	5	6	7
3,16	150	0,7	0,02	60	80	0,5

Примечание: В таблице: - ток трехфазного короткого замыкания на землю, с - удельное сопротивление грунта (суглинок), hr - глубина залегания заземляющего устройства, d - диаметр круглой стали для горизонтальных и вертикальных стержней, а и b - строительные размеры подстанции, Rзу - сопротивление заземляющего устройства

1.2) Обоснование исходных данных

Согласно ПУЭ п. 1.2.16 [1], работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью. В нашем случае используется глухозаземленная нейтраль.

В соответствии с ПУЭ п. 1.7.90 [1], вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5 м.

Согласно ПУЭ п.1.7.90 [1], 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.

Контур заземления выполняется из стальных стержней соединённых между собой круглой сталью диаметром 0,02 м. В траншею вертикально ввинчиваются стержни, а выступающие из земли верхние концы соединяются сваркой внахлест. [1]

Стержни располагаются в виде геометрической фигуры (прямоугольника). Совокупность стержней, соединенных между собой, образует контур заземления. [1]

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур на глубине 0,5-0,7 м.

1.3) Действительные размеры заземляющего устройства

Согласно ПУЭ [1] 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.

Определим площадь застройки подстанции S:

где: а и b - строительные размеры подстанции, м.

Определяем действительные размеры заземляющего контура ,:

1.4) Автоматизированная обработка заземляющего устройства [20]

Автоматизированная обработка заземляющего устройства представлена в приложении 3 (таблицы 3. 1 - 3. 3).

В таблице 3. 3 (приложения 3) приведен расчет заземляющего устройства при длине вертикальных стержней 5 м. В результате расчета получили число вертикальных стержней - 228.

1.5) Проектирование заземляющего устройства подстанции по инженерной методике [21]

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта для горизонтальных и вертикальных заземлителей:

где: - удельное сопротивление грунта ().

Определим расчетное сопротивление растеканию горизонтального заземлителя:

где: - длина горизонтальных стержней (периметр контура), м;

- диаметр вертикального электрода, м;

- глубина залегания горизонтальных электродов (контура), м.

Если , то необходимо применение вертикальных электродов.

где: - действительные длины заземляющего контура подстанции, м.

Определим необходимое сопротивление электродов:

где: - сопротивление горизонтального заземлителя, Ом;

- допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом;

Сопротивление растеканию одного вертикального электрода стержневого типа определяем по формуле:

где: - длина вертикального электрода, м;

- расстояние от поверхности земли до центра вертикального электрода, м;

- диаметр вертикального электрода, м.

Находим число вертикальных электродов:

где: - коэффициент использования вертикальных электродов (). [22]

1.6) Сравнение результатов

По расчету заземляющего устройства с помощью автоматизированной обработки получилось 228 вертикальных стержней, по инженерной методике - 226, окончательно принимаем к установке 228 вертикальных электродов, расположение которых показано на чертеже "Заземляющее устройство подстанции".

Определяем массу спроектированного заземляющего устройства по следующей формуле:

где: - радиус заземляющего стержня, м;

- плотность стали, кг/м3;

- длина и ширина заземляющего контура соответственно, м;

- количество вертикальных стержней, шт;

- длина вертикального стержня, м;

- коэффициент запаса ().

В нашем случае выбираем марку стали - СТ3. Такая сталь имеет плотность 7800 кг/м3. Находим массу искусственного заземлителя при и .

2) Выбор молниеприемников. Расчет молниезащиты [21]. Подключение молниеприемников к заземляющему устройству

Открытые РУ и ПС 20-750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется:

- для ПС 20 и 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью 1,6 МВ·А и менее независимо от количества таких трансформаторов и от числа грозовых часов в году;

- для всех ОРУ ПС 20 и 35 кВ в районах с числом грозовых часов в году не более 20;

- для ОРУ и ПС 220 кВ и ниже на площадках с эквивалентным удельным сопротивлением земли в грозовой сезон более 2000 Ом·м при числе грозовых часов в году не более 20.

Здания закрытых РУ и ПС следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20.

Защиту зданий закрытых РУ и ПС, имеющих металлические покрытия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При наличии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи отдельных ее элементов защита выполняется заземлением ее арматуры.

Защиту зданий закрытых РУ и ПС, крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами.

При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.

Наименьшее сечение токоотводов, выполняемых из угловой и полосовой стали и расположенных вне сооружения - 48 мм2, а для расположенных внутри - 24 мм2. Круглые токоотводы должны иметь наименьший диаметр 5 и 6 мм соответственно.

Соединение токоотводов (специальных и естественных) должны быть сварными (внахлест).

Среднегодовая продолжительность гроз в рассматриваемом нами районе составляет 30 часов (до 40), среднегодовое число ударов молнии в год составляет при этом на 1 км2 поверхности - 2,5.

Определим ожидаемое число поражений молнией в год зданий и сооружений высотой не более 60 м., не оборудованных молниезащитой и имеющих неизменную высоту по формуле:

где: - длина подстанции ();

- ширина подстанции ();

- высота подстанции ();

- среднее число ударов молнии на 1 км2 поверхности ().

В открытых распределительных устройствах напряжением 35 кВ и выше разрешается установка молниеотводов непосредственно на металлических и железобетонных конструкциях ОРУ.

При установку стержневых молниеотводов на конструкциях ОРУ для их заземления служит заземляющее устройство ОРУ, а отдельно стоящие молниеотводы имеют свое собственное заземление, электрически не связанное с заземляющим устройством ОРУ.

Устанавливаем два молниеотвода на портальных стойках УП-110-Л-27 (ОРУ-110 кВ).

Общая высота молниеотвода 20 м:

- стойка ВС-3 над уровнем земли - 11 м;

- молниеприемник - 9 м;

Также предусматривается два отдельно стоящих молниеотвода на прожекторных мачтах, общая высота которых 20 м.

Определим радиус зоны защиты на определенной высоте по формуле:

где: , если

Для устанавливаемых молниеотводов: ; ; .

Рисунок 5 - Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Выбранные молниеотводы обеспечивают необходимую зону защиты.

10.4 Тушение пожаров на ОРУ ПС. Разработка оперативно-пожарных карточек. Допуск пожарных команд на тушение пожара

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитов, проводов и кабелей. Изоляция бумажно-маслянных конденсаторов также является горючей. Опасной в отношении пожара является изоляция проводов (резина, бумага, полиэтилен и т.п.) и кабелей. [23]

Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты, в нашем случае силовые трансформаторы. [23]

В силовых трансформаторах с масляным охлаждением не исключено межвитковое КЗ в результате которого в части обмотки (витке) возникает настолько большой ток, что изоляция быстро разлагается с выделением горючих газов. При отсутствии надлежащей защиты, отключающей поврежденный трансформатор, не исключен взрыв газовой смеси с разрушением стенок кожуха и последующим выбросом горящего масла. [23]