Проектирование системы внешнего электроснабжения фабрики

Для выбора аппаратов и проводников, для определения воздействия на несущие конструкции при расчете токов КЗ исходят из следующих положений. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной нагрузкой. Синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства быстродействующей форсировки возбуждения. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5% выше номинального напряжения сети

Расчётным видом для выбора или проверки электрооборудования обычно является трёхфазное короткое замыкания. Для решения большинства технических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчётную схему;

трёхфазная сеть принимается симметричной;

не учитываются токи нагрузки;

не учитываются ёмкостные токи в ВЛ и КЛ;

не учитывается насыщение магнитных систем;

не учитываются токи намагничивания трансформатора.

Учитывают влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывают:

при единичной мощности электродвигателей до 100 кВт;

если электродвигатели отдалены от места КЗ ступенью трансформации.

В электроустановках напряжением выше 1 кВ учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для воздушных линий с проводами малых площадей сечений и стальными проводами, а также для протяжённых кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

В электроустановках напряжением до 1 кВ учитывают индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи. При этом следует отметить, что влияние сопротивления энергосистемы на результаты расчета токов КЗ на стороне до 1 кВ невелико. Поэтому в практических расчётах сопротивлением на стороне 6 - 10 кВ часто пренебрегают, считая его равным нулю. В случае питания электрических сетей напряжением до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному значению.

Требования к расчёту токов КЗ для релейной защиты и системной автоматики несколько отличаются от требований к расчёту для выбора аппаратов и проводников. Требования к точности расчётов токов КЗ для выбора заземляющих устройств невысоки из-за низкой точности методов определения других параметров, входящих в расчёт заземляющих устройств (например, удельного сопротивления грунта). Поэтому для выбора заземляющих устройств допускается определять значения токов КЗ приближенным способом.

Расчётная схема для определения токов КЗ представляет собой схему в однолинейном исполнении, в которую введены элементы оказывающие влияние на ток КЗ, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ. Расчётная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка.

По расчётной схеме составляют схему замещения, в которой трансформаторные связи заменяют электрическими. Элементы системы электроснабжения, связывающие источники электроэнергии с местом КЗ, вводят в схему замещения сопротивлениями, а источники энергии - сопротивлениями и ЭДС. Сопротивления и ЭДС схемы замещения должны быть приведены к одной ступени напряжения.

Расчёт токов КЗ проводится для выбора и проверки электрооборудования с целью обеспечения СЭС надёжными в работе электроаппаратами.

Произведем расчёт токов КЗ (трёхфазное КЗ) в трёх точках:

· на линейном вводе ВН трансформатора ППЭ;

· на секции шин 10 кВ ППЭ;

· на шинах 0,4 кВ наиболее мощной цеховой подстанции.

Рассчитать параметры схемы замещения и токи короткого замыкания в точках К1 - К5 для схемы электроснабжения пункта приема электроэнергии (ППЭ) промышленного предприятия.

Рисунок 6.1 - к расчету токов к.з.; а - принципиальная схема; б,в - схемы замещения.

Расчет токов короткого замыкания в точке К-1

Принимаем базисные условия:

; ; ;

Базисный ток:

Сопротивление воздушной линии:

Полное сопротивление:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1.

Ударный ток КЗ:

Расчет токов короткого замыкания в точке К-2

Базисные условия:

; ;

Базисный ток:

Сопротивление трансформатора

На фабрике нет синхронных двигателей. Поэтому ток подпитки системы от СД не рассчитываем.

Ударный ток короткого замыкания в точке К-2:

Расчет токов короткого замыкания в точке К-3

Расчет начинаем с определения сопротивлений всех элементов схемы замещения.

L=920 м, R₀=1,15 Ом/км; X₀=0,102 Ом/км;

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3:

Ударный ток КЗ:

Расчет токов короткого замыкания в точке К-4

Систему принимаем системой бесконечной мощности, сопротивление системы равно 0 (S_с = ?; X_с = 0).

Сопротивление силового трансформатора ТП15:

R_тр=1 мОм; Х_тр=5,4 мОм,

Сопротивление трансформатора тока:

R_тт=0,05 мОм; X_тт=0,07 мОм,

Сопротивление автоматического выключателя:

R_ав=0,41 мОм; X_ав=0,13 мОм,

Сопротивление контактов:

R_к=0,01 мОм для контактных соединений шинопровода.

R_ка=1 мОм для контактных соединений коммутационных аппаратов.

Сопротивление шин:

R_ш=0,033 мОм; X_ш=0,015 мОм,

Сопротивление дуги:

R_д=4 мОм,

Полное сопротивление:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-3.

Ударный ток КЗ.

Таблица 6.1 - Токи короткого замыкания

Точка КЗ	К1	К2	К3	К4
Iпо,кА	4,341	4,115	1,667	26,88
Iуд,кА	7,574	7,181	2,91	46,909

7. Выбор и проверка элементов в системы электроснабжения предприятия

Целью выбора аппаратуры является обеспечение электроустановки надёжным в работе, безопасным в обслуживании и безопасным в монтаже и эксплуатации оборудованием. Электрические аппараты работают в трёх основных режимах: в длительном, режиме перегрузки и в режиме КЗ.

В длительном режиме надёжная работа аппаратов обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надёжная работа аппаратов обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых ещё гарантируется нормальная работа электрических установок за счёт запаса прочности.

В режиме КЗ надёжная работа аппаратов обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств по условиям термической и электрической стойкости.

Ток в питающей линии ВЛЭП в нормальном режиме I_л.нр = 47,576 А, а послеаварийном режиме I_л.пар = 95,152 А.

Предварительно выбираем выключатель МКП-110Б-630-20У1.

Таблица 7.1 - Данные для выбора высоковольтного выключателя

Расчётный параметр цепи.	Каталожные данные аппарата.	Условия выбора и проверки.
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном ? Uуст
Iраб.max = 95,152 А	Iном = 630 А	Iном ? Iраб.max
IПО = 4,341 кА	Iоткл = 20 кА	Iоткл ? IПО
iуд =7,574 кА	im.дин = 80 кА	Im.дин ? iуд
Вк = 267,64 А2/с	Iт / tт = 20 кА / 3 с
	tсоб.выкл = 0,05 с

Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

Выбор и проверка разъединителей на стороне ВН

Таблица 7.2 - Данные для выбора разъединителя.

Расчётный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном ? Uуст
Iраб.max = 128,59 А	Iном = 1000 А	Iном ? Iраб.max
iуд =24,7 кА	im.дин = 80 кА	Im.дин ? iуд
Вк = 267,64 А2/с	Iт / tт = 20 кА / 3 с

Намечаем разъединитель РНД-110/1000У1.

Разъединитель проходит по условиям проверки. Принимаем его к установке.

Выбор и проверка выключателей на стороне 10 кВ

Ток в послеаварийном режиме:

Намечаем вакуумный выключатель ВВЭ 10-20/1600УЗ.

Таблица 7.3 - Данные для выбора выключателя на стороне 10 кВ.

Расчётный параметр цепи	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ Umax = 12 кВ	Uном ? Uуст
Iраб.max = 523,333 А	Iном = 1600 А	Iном ? Iраб.max
IПО = 4,115 кА	Iоткл = 40 кА	Iоткл ? IПО
iуд = 7,181 кА	im.дин = 128 кА	Im.дин ? iуд
Вк = 23 А2/с	Iт / tт = 20 кА / 3 с
	tсоб.выкл = 0,05 с	tсоб.выкл

Выключатель по условиям проверки проходит. Принимаем его к установке.

Для установки на ПГВ (РУ НН) принимаем КРУ 6-10 кВ, серии К-104 М(С1). Комплектные распределительные устройства внутренней установки двухстороннего обслуживания, предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока частотой 50 и 60 Гц. Возможно изготовление по нетиповым схемам. Технические данные КРУ представлены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Технические данные КРУ

Параметры	Значения
Номинальное напряжение (линейное),кВ	6; 10
Максимальное рабочее напряжение, кВ	7,2; 12
Номинальный ток главных цепей, А	400; 630; 800;1000; 1250; 1600
Номинальный ток сборных шин, А	1600; 2000; 3150
Номинальный ток отключения выключателей, кА	16; 20; 31,5; 40; 50
Ток термической стойкости (3 с. для главных цепей; 1 с. для заземляющих ножей), кА	20; 31,5; 40
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА	40; 50; 80; 128
Номинальный ток плавких вставок, А	80 - при Uн = 6 кВ; 20 - при Uн = 10 кВ
Номинальная мощность встраиваемых трансформаторов СН, кВА	40
Ток хх, отключаемый разъёмными контактными соединениями, А	0,6 - при Uн = 6 кВ; 0,4 - при Uн = 10 кВ
Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В	220; 110 - для постоянного тока; 220 - для переменного тока
Степень защиты по ГОСТ 14254-96	IP-20 при закрытых дверях шкафа; IP-00 при открытых дверях; IP-40 для шкафов с элегазовыми выключателями; IP-21; IP-41 - по спецзаказам
Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1-76	нормальная
Вид изоляции	воздушная
Наличие изоляции токоведущих частей	с неизолированными шинами
Вид управления	Местное, дистанционное

Выбор трансформаторов тока.

Выбор трансформаторов тока состоит: из выбора типа, сопоставленной ожидаемой и номинальной нагрузки, проверки на термическую и электродинамическую устойчивость. Тип ТТ определяется номинальным рабочим током присоединения, номинальным напряжением установки, требованиями в отношении точности измерения. Предполагается установить ТТ с номинальным длительным током 2000 А и классом точности вторичной обмотки 0,5 и 10Р (0,5 - для подключения измерительных приборов, 10Р - для релейной защиты) внутренней установки. Марка ТТ ТШЛ-10.

Таблица 7.5 - Данные для выбора трансформаторов тока

Расчётный параметр цепи.	Каталожные данные аппарата	Условия выбора и проверки.
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uном ? Uуст
Iраб.max = 523,33 А	Iном = 2000 А	Iном ? Iраб.max
IПО = 4,115 кА	Iоткл = 46 кА	Iоткл ? IПО
iуд = 7,181 кА	im.дин = 70 кА	Im.дин ? iуд
Вк = 23 А2/с	Iт / tт = 40 кА / 3 с
Z2 = 0,405 Ом	Z2н = 0,8 Ом	Z2ном ? Z2

Проверку на динамическую стойкость не делаем, т.к. это - шинный ТТ. ТТ включены в сеть по схеме «неполной звезды» на разность тока двух фаз (рисунок 7.1).

Чтобы ТТ не вышел за заданные пределы класса точности, необходимо выполнение условия:

Z_2ном ? Z₂

где: Z_2ном - допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности;

Z₂ - расчётная вторичная нагрузка ТТ.

Рисунок 7.1 - Схема включения приборов к ТТ.

где: R_приб - суммарное сопротивление приборов;

R_пр - сопротивление соединительных проводов;

R_к - сопротивление контактов.

Для определения сопротивления приборов, питающихся от ТТ, необходимо составить таблицу - перечень электроизмерительных приборов, устанавливаемых в данном присоединении.

Таблица 7.6 - Перечень электроизмерительных приборов

Наименование прибора	Количество	Sпр.А, ВА	Sпр.С, ВА
Амперметр Э-365	1	0,1	-
Ваттметр Д-335	1	0,5	0,5
Варметр Д-335	1	0,5	0,5
Счётчик активной мощности СА4У	1	2,5	2,5
Счётчик реактивной мощности СР4У	1	2,5	2,5
Сумма		6,1

Суммарное сопротивление приборов рассчитывается по суммарной мощности:

Сопротивление соединительных проводов определяем по площади сечения и длине проводов (при установке приборов в шкафах КРУ1 = 5 м, т.к. схема соединения - «неполная звезда», то ):

Сопротивление контактов R_к = 0,1 Ом (т.к. приборов более 3), тогда:

ТТ по условиям проверки проходит.

Выбор и проверка трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения на ПГВ (РУ НН) выбираем по конструкции, схеме соединения и по условиям выбора:

· U_с.ном = U_1ном,

где: U_с.ном - номинальное напряжение сети, к которой присоединяется ТН;

U_1ном - номинальное напряжение первичной обмотки трансформатора;

· классу точности;

· S_2ном ? S_2расч,

где: S_2ном - номинальная мощность вторичной цепи ТН, обеспечивающая его работу в заданном классе точности;

S_2расч - расчётная мощность, потребляемая вторичной цепью.

Схема подключения измерительных приборов показана на рисунке 7.2.



Рисунок 7.2 - Схема подключения измерительных приборов к ТН

Схема соединения обмоток трансформатора и катушек приборов различны. Поэтому ТН проверяется на точность измерения приближённо, сравнивая суммарную трёхфазную нагрузку от всех измерительных приборов с трёхфазной номинальной мощностью трансформатора в классе точности 0,5.

Суммарная мощность приборов и расчётные величины приведены в таблице 7.7.

Таблица 7.7 - Суммарная мощность приборов и расчётные величины

Наименование прибора	Количество	Sпр, ВА	SУпр, ВА
Вольтметр Э-365	1	2,0	2,0
Ваттметр Д-335	1	1,5	1,5
Варметр Д-335	1	1,5	1,5
Частотомер Д-337	1	3	3
Счётчик активной мощности СА4У	9	2,5	22,5
Счётчик реактивной мощности СР4У	9	2,5	22,5
Сумма			53,0

U_с.ном = U_1ном = 6 кВ; класс точности 1;

S_2ном = 200 ВА > S_2расч = 53 ВА.

Таким образом, ТН подобран правильно.

Проверка кабельных линий на термическую стойкость к токам КЗ

Минимальное сечение проводника, отвечающее требованию его термической стойкости при КЗ, т.е. такое сечение, которое при заданном токе КЗ обуславливает нагрев проводника до кратковременно допустимой температуры. Минимально допустимое сечение определяется по формуле:

;

где: С - тепловая функция (для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией С = 88 А^.с²/мм²).

8. Релейная защита

В электрических сетях промышленных предприятий возможно возникновение повреждений, нарушающих нормальную работу электроустановок. Наиболее распространенными и опасными видами повреждений являются короткие замыкания, к ненормальным режимам относятся перегрузки. Повреждения и ненормальные режимы могут привести к аварии всей СЭС или ее части, сопровождающейся недоотпуском электроэнергии или разрушением основного электрооборудования.

Предотвратить возникновение аварий можно путем быстрого отключения поврежденного элемента или участка сети. Для этой цели электрические установки снабжают автоматически действующими устройствами релейной защиты (РЗ), являющейся одним из видов послеаварийной автоматики. РЗ может быть предназначена для сигнализации о нарушениях в сетях. При повреждении в цепи РЗ выявляет поврежденный участок и отключает его, воздействуя на коммутационные аппараты. При ненормальных режимах (недлительные перегрузки, замыкание фазы на землю в сетях с изолированной нейтралью, понижение уровня масла в расширителе трансформатора и т.д.), РЗ действует на сигнал. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала те же защиты действуют на отключение, но обязательно с выдержкой времени.

Основными требованиями к РЗ являются:

· быстродействие;

· селективность;

· чувствительность;

· надежность.

Для трансформаторов ППЭ предусматриваются устройства РЗ от многофазных КЗ в обмотках и на выводах, присоединенных к сетям с глухо-заземленной нейтралью, витковых замыканий в обмотках, токов в обмотках, токов в обмотке при внешних КЗ и перегрузках, понижение уровня масла в трансформаторах.

Газовая защита реагирует на образование газов, сопровождающих повреждения внутри кожуха трансформатора, в отсеке переключателя отпаек устройства РПН, при чрезмерном понижении уровня масла.

В качестве реле защиты используется газовое реле. При наличии двух контактов газового реле защита действует на сигнал или отключение. Предусмотрена возможность перевода действия отключающего контакта газового реле на сигнал и выполнение раздельной сигнализации от сигнального или отключающего контактов реле.

Газовая защита устанавливается на трансформаторы ППЭ и на внутрицеховые трансформаторы мощностью 630 кВ и более.

Применяется реле типа РГУЗ - 66. Характер повреждения устанавливают по цвету газа.

Продольная дифференциальная защита действует без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части энергосистемы с помощью выключателей. Продольная защита осуществляется с помощью реле тока, обладающим улучшенной отстройкой от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса. Диф. защита трансформатора с реле ДЗТ - 11 или РНТ-565 выполняется так, чтобы при внутренних повреждениях трансформатора торможение было минимальным или совсем отсутствовало. Поэтому тормозная обмотка реле обычно подключается к трансформаторам тока.

Рассчитать параметры срабатывания продольной дифференциальной защиты (ДЗТ) на основе реле РНТ-565 и ДЗТ-11, максимальной токовой защиты (МТЗ) трансформатора Т₁, токовой отсечки без выдержки времени (МТО), комбинированной токовой отсечки (ТО) и максимальной токовой защиты воздушной линии (ВЛ) W₁ для схемы электроснабжения ППЭ предприятия (рисунок 8.1).



Рисунок 8.1 - Схема электроснабжения ППЭ

Рассчитать параметры срабатывания продольной дифференциальной защиты (реле РНТ - 565 и ДЗТ - 11), максимальной токовой защиты трансформатора Т₁, токовой отсечки без выдержки времени и максимальной токовой защиты воздушной линии W₁ для схемы электроснабжения ГПП промышленного предприятия.

Исходные данные:

Трансформатор Т1: ТДН-16000/110; U_к%min = 9,8%; U_к%max = 11,71%;

Система: S_GH = 1100 МВА; Х_*Gmax = 1,0; X_*min = 1,3;

Воздушная линия: W₁ = 5 км; r₀₁ = 0,428 Ом/км; х₀₁ = 0,444 Ом/км;

Кабельные линии: W₂ = 1Ч0,92 км; r₀₂ = 1,15 Ом/км; х₀₂ = 0,102 Ом/км;

Время срабатывания защиты W₂: t_СЗW2 = 1 с;

Нагрузка: S_нагр. = 0,103 S_T1H; X_*нагр. = 0,35

8.1 Расчет параметров схемы замещения

Схема замещения для расчета токов КЗ представлена на рисунке 8.2.

Рисунок 8.2 - Схема замещения СЭС

Расчет параметров схемы замещения.

Базисное напряжение:

Сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах:

Сопротивления ВЛ W₁:

Сопротивления трансформатора Т₁:

Т.к. > U_max.доп, то принимаем U_maxBH = U_max.доп = 126 кВ (для сетей U_н = 110 кВ - U_max.доп = 126 кВ).

Сопротивления КЛ W₂:

8.2 Расчет токов короткого замыкания

Вычисление максимально возможного тока производится при наименьшем сопротивлении системы в максимальном её режиме (х_Gmax отнесённому к среднему напряжению сети ВН) и х_Т1min.

Для практических расчётов токов К.З. за понижающим трансформатором можно воспользоваться методом наложения аварийных токов на токи нагрузки трансформатора в предаварийном режиме. В основу метода положено предположение о постоянстве номинального напряжения на стороне НН или СН трансформатора которое обеспечивается автоматикой РПН.

В целях упрощения практических расчётов определение можно производить по выражению:

Точка К₁

Ток при трехфазном металлическом КЗ в максимальном и минимальном режимах работы СЭС:

Минимальный ток двухфазного КЗ:

Точка К₂

Ток при трехфазном металлическом КЗ в максимальном и минимальном режимах работы СЭС:

Минимальный ток двухфазного КЗ:

Точка К₃

Ток при трехфазном металлическом КЗ в максимальном и минимальном режимах работы СЭС:

Минимальный ток двухфазного КЗ:

Точка К₄

Вычисления максимально возможного тока КЗ () производим при наименьшем сопротивлении СЭС в максимальном режиме работы (Х_Gmax) и минимальном сопротивлении трансформатора (Х_Т1min). В расчетах токов КЗ за понижающим трансформатором, пользуемся методом наложения аварийных токов на токи нагрузки трансформатора в предаварийном режиме. В основу метода положено предположение о постоянстве номинального напряжения (U_ном) на сторонах СН и НН трансформатора, которое обеспечивается автоматикой РПН.

Максимальный ток трехфазного КЗ приведенный к ВН:



Максимальный ток трехфазного КЗ приведенный к НН:

Приведение () к нерегулируемой стороне НН производим не по среднему коэффициенту трансформации, а по минимальному, соответствующему тому же крайнему положению РПН, при котором вычисляется этот ток.

Вычисления минимального тока КЗ () производим по наибольшему сопротивлению СЭС в минимальном режиме ее работы (Х_Gmin) и наибольшем сопротивлении трансформатора (Х_Т1max).

Минимальный ток двухфазного КЗ:

Точка К₅

Максимальный и минимальный ток трехфазного КЗ:



Минимальный ток двухфазного КЗ:

Результаты расчетов токов КЗ представлены в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Результаты расчетов токов КЗ

Точка КЗ Ток КЗ	К1	К2	К3	К4	К5
	5,522	5,039	4,61	0,889 13,012	0,188 2,747
	4,248	3,958	3,693	0,543 20,755	0,201 4,062
	3,679	3,428	3,198	0,47 17,974	0,444 3,158

8.3 Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора на основе реле РНТ-565

При выборе схемы ДЗТ рассматриваем возможность использования реле РНТ-565. Если чувствительность защиты с реле РНТ-565 окажется недостаточной, то используем более сложную ДЗТ на основе применения реле с торможением ДЗТ-11.

Рисунок 8.3 - Упрощенная схема дифференциальной защиты 2^х обмоточного трансформатора на реле с НТТ серии РНТ-565:

TLAT - насыщающийся ТТ - плохо трансформирует во вторичную обмотку апериодические составляющие бросков намагничивающих токов, переходных токов небаланса;

щ_р (щ_д) - рабочая (дифференциальная) обмотка, включенная на разность вторичных токов;

щ_ур1; щ_ур2 - уравнительные обмотки для уравнивания вторичных токов;

щ_к - короткозамкнутая обмотка (повышает отстройку реле от токов небаланса и бросков намагничивающих токов).



Рисунок 8.4- Схема включения первичной обмотки НТТ реле РНТ-565 для защиты двухобмоточного трансформатора

В этом случае достаточно использовать только уравнительные обмотки: зажимы 2 и 6 реле соединяются, а перемычка 2-4 размыкается т.е. щ_р остается разомкнутой.

Первичные и вторичные токи на сторонах ВН и НН трансформатора, соответствующие его номинальной мощности представлены в таблице 8.3.

Таблица 8.3 - Первичные и вторичные токи на сторонах ВН и НН трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод опр.	Числовые значения
		ВН	НН
Первичный ток на сторонах за-щищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности (А).
Схема соединения ТТ (коэффициент схемы Ксх).	-		Y(1)
Коэффициент трансформации ТТ.		принимаем (30)	принимаем (300)
Вторичный ток в плечах защиты (А).

Максимальный первичный ток, проходящий через трансформатор при КЗ между тремя фазами на шинах НН (в точке К₄):

Первичный ток небаланса без учета составляющей , т.к. пока неизвестно насколько точно будет подобрано число витков уравнительных обмоток:

где: - составляющая, обуславливающаяся погрешностью ТТ;

- составляющая, обуславливающаяся регулированием напряжения защищаемого трансформатора.

где: К_а - коэффициент апериодичности, учитывающий переходный режим;

К_одн. - коэффициент однотипности;

е - относительное значение тока намагничивания, равное полной погрешности ТТ.

Предварительной ток срабатывания защиты по двум расчетным условиям:

1) по условию отстройки от тока небаланса:



где: К_о = 1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле и необходимый запас;

2) по условию отстройки от броска тока намагничивания:

где: К_о = 1,3 - коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания, принимаемый при условии, что надежность отстройки уточняется при первом (5-кратном) включении трансформатора под напряжение;

I_нТ - номинальный ток трансформатора.

К дальнейшему расчету принимаем больший ток срабатывания защиты:

Предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.

Продольная ДЗТ по требованию ПУЭ должна иметь коэффициент чувствительности около 2,0. Допускается снижение коэффициента чувствительности до значения около 1,5 в тех случаях, когда обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически недостижимо.

Т.к. К_ч получился больше минимально допустимого требуемого ПУЭ значения, то расчет продолжаем.

Число витков обмоток реле, с учетом того, что на коммутаторе реле РНТ-565 можно подобрать практически любое целое число витков как рабочей, так и уравнительной обмоток. Расчет начинаем с выбора числа витков для стороны 6 кВ защищаемого трансформатора.

где: F_ср = 100А - магнитодвижущая сила срабатывания реле;

I_ср.осн - ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне, определяемый приведением первичного тока срабатывания защиты ко вторичным цепям ТТ основной стороны.

В качестве щ_осн предварительно принимаем ближайшее меньшее целое число витков: щ_осн = 6 витков

Число витков щ_1расч. обмотки НТТ реле для не основной стороны защищаемого трансформатора:

где: I_осн.В и I_1В - вторичные токи в плечах защиты для основной и не основной стороны, соответствующие номинальной мощности трансформатора.

Предварительно принимаем ближайшее целое число витков:

щ₁ = щ_2ур = 6 витков,

Ток небаланса с учетом составляющей :



Ток срабатывания защиты на основной стороне:

Окончательное значение коэффициента отстройки защиты:

условие выполняется.

Коэффициент чувствительности для тока срабатывания защиты, соответствующего окончательно принятому:

< 2

< 2

Т.к. коэффициент чувствительности не удовлетворяет требованиям ПУЭ (К_Ч ? 2), то применяем схему защиты на основе реле ДЗТ-11.

8.4 Расчет параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора на основе реле ДЗТ-11

Для повышения чувствительности продольных ДЗТ широко используется принцип торможения сквозным током.



Рисунок 8.5 -Упрощенная схема дифференциальной защиты 2^х обмоточного трансформатора на реле серии ДЗТ-11

На трехстержневом магнитопроводе НТТ имеется дополнительная тормозная обмотка щ_т, расположенная на тех же крайних стержнях, что и вторичная обмотка щ₂.

Тормозная обмотка щ_т включена в одно из плеч защиты (на понижающих трансформаторах включена со стороны, противоположной питающей, т.е. на стороне НН и СН) и при внешних КЗ по ней проходит вторичный ток КЗ. Эта обмотка осуществляет «магнитное» торможение, т.е. автоматическое увеличение тока срабатывания защиты (загрубление) по мере увеличения тормозного тока I_т, равного вторичному току КЗ. Загрубление реле вызывается тем, что ток I_т дополнительно насыщает магнитопровод НТТ реле ДЗТ, при этом ухудшается трансформация первичного тока НТТ в его вторичную обмотку щ₂ и, следовательно, уменьшается ток в КА.

Первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определяем соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициента трансформации ТТ К₁ и коэффициента схемы К_сх.

Максимальный первичный ток, проходящий через трансформатор при трехфазном КЗ на шинах НН в точке К₄:

Тормозная обмотка подключается со стороны противоположной питающей, т.е. к стороне НН.

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания при включении не нагруженного трансформатора:

где: К_о = 1,5 - коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания (больше, чем для реле РНТ-565, т.к. в ДЗТ-11 отсутствует короткозамкнутая обмотка НТТ).

Число витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны исходя из значения тока срабатывания защиты:

Принимаем ближайшее, меньшее целое число витков: щ_осн = 15 витков.

При пересчете ток срабатывания защит будет равен:

Число витков щ_1расч. обмотки НТТ реле для не основной стороны защищаемого трансформатора:

Проверка равенства магнитодвижущих сил в плечах защиты:

70,05 ? 70,018

Первичный ток небаланса:

Необходимое число витков тормозной обмотки:

где: I_НБ и I_торм - соответственно первичный ток небаланса и первичный тормозной ток при расчетном внешнем КЗ на той стороне трансформатора, где включена тормозная обмотка ();

щ_раб - число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка; при этом учитывается принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной, и расчетное число витков, если эта сторона является не основной;

К_о = 1,5 - коэффициент отстройки, учитывает ошибку реле и необходимый запас;

tgб - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей минимальному торможению (для реле ДЗТ-11 - tgб = 0,75).

На тормозной обмотке ДЗТ-11 могут быть установлены следующие числа витков: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24. В качестве щ_Т принимаем ближайшее большее по отношению к щ_Т.расч число витков: щ_Т = 9 витков.

Чувствительность защиты при металлическом КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Рассматриваем КЗ между двумя фазами на стороне НН трансформатора при раздельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы СЭС. Ток проходит только через ТТ стороны ВН:

Чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ. Т.к. рассмотрен минимальный режим при наличии РПН, то во всех других режимах коэффициент чувствительности будет больше вычисленного.

8.5 Расчет параметров срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора

МТЗ срабатывает при увеличении тока защищаемого элемента сверх установленного тока срабатывания (уставки).

Для предотвращения излишних (неселективных) срабатываний при внешних КЗ логическая часть защиты должна обязательно иметь орган выдержки времени, замедляющий ее действие на время, необходимое для срабатывания защиты поврежденного элемента. А для предотвращения излишних срабатываний при перегрузках измерительная часть защиты должна иметь ток срабатывания (уставку) больший, чем максимально возможный ток перегрузки.



Рисунок 8.6 - Функциональная схема МТЗ

Достоинства МТЗ:

· простота выполнения и обслуживания;

· малая стоимость.

Недостатки МТЗ:

· трудность отстройки от токов перегрузки;

· относительно медленное отключение КЗ (до нескольких секунд);

· невозможность селективной настройки в сетях с двухсторонним питанием, а также при параллельно работающих трансформаторах и ЛЭП.

МТЗ устанавливается в обязательном порядке на понижающих трансформаторах практически любой мощности либо в качестве основной, либо вспомогательной (резервной) защиты (ПУЭ).

На трансформаторах мощностью менее 1 МВА МТЗ является основной защитой от токов, обусловленных КЗ в трансформаторе, т.к. на этих трансформаторах обычно не установлены дифференциальная и газовая защиты.

МТЗ кроме того является основной защитой шин НН, а также резервной защитой для элементов сети НН.

На трансформаторах мощностью 1 МВА и более МТЗ предназначена для действия в качестве основной защиты при КЗ на шинах НН и СН, и в качестве резервной - при КЗ на отходящих элементах сетей НН и СН.

На понижающих трансформаторах МТЗ всегда устанавливают со стороны основного питания, а на многообмоточных трансформаторах, кроме того, на сторонах НН и СН.

Рисунок 8.7 - Схемы включения токовых реле МТЗ

Согласно ПУЭ, коэффициент чувствительности МТЗ трансформатора в основной зоне должен быть не менее 1,5, в резервной зоне - 1,2.

Расчет параметров срабатывания (уставок) МТЗ.

Заключается в выборе:

· тока срабатывания защиты (первичного);

· тока срабатывания реле для принятой схемы их включения;

· времени срабатывания защиты с независимой характеристикой или характеристики срабатывания токовых реле для защиты с зависимой характеристикой.

Уставки по току МТЗ должны обеспечивать:

· несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

· согласование действия (по току и по времени) с защитами питающих (последующих) и отходящих (предыдущих) элементов;

· необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной и резервной зонах.

Ток срабатывания селективной МТЗ с независимой характеристикой, установленной на секционном выключателе QB₁.

Максимальный рабочий ток через QB₁ может быть в худшем случае равен максимальному рабочему току любого из двух трансформаторов (Т₁, Т₂). В свою очередь, для каждого из трансформаторов I_max.раб, при введенном АВР, не должно быть более 0,65-0,7 его номинального значения с тем, чтобы не вызвать недопустимую перегрузку оставшегося в работе трансформатора.

,

где К_о = 1,1…1,2 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас - для реле РТ-40, РТ-80;

К_в = 0,8…0,85 - коэффициент возврата реле - для реле РТ-40, РТ-80;

I_сзп - коэффициент самозапуска, значение которого зависит от схемы и параметров питающей сети, от вида нагрузки и ее параметров, от выбранных параметров срабатывания защиты и автоматики;

I_{раб.max.QB1} - максимальный рабочий ток через секционный выключатель подстанции.

Приближенный расчет самозапуска электродвигателей

Сопротивление обобщенной нагрузки в режиме самозапуска в именованных единицах. Считаем, что мощность нагрузки равна 0,7S_нТ.



Ток самозапуска определяем как ток трехфазного КЗ за эквивалентным сопротивлением, приведенным к ступени НН:

Ток самозапуска:

;

Коэффициент самозапуска:

Минимальное остаточное (начальное) напряжение на шинах подстанции в начале самозапуска:

Проверка возможности самозапуска электродвигателей нагрузки:

;

т.е. самозапуск возможен.

Ток срабатывания МТЗ, установленной на секционном выключателе QB₁:

Коэффициент чувствительности защиты на секционном выключателе QB₁ в основной зоне:

- соответствует требованиям ПУЭ

Время срабатывания МТЗ на QB₁:

где: ?t = (0,3…0,5) с - ступень селективности.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора, установленной на стороне ВН. В качестве тока срабатывания принимаем наибольшее значение, найденное по следующим условиям:

1) по условию отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки:

где: К_сзп - коэффициент самозапуска для максимального рабочего тока защищаемого трансформатора с учетом допустимой длительной перегрузки в аварийных режимах;

I_{раб.max.T1} = 1,4I_НТ1 = 1,4·80,32 = 112,45 А

Приближенный расчет самозапуска электродвигателей.

Сопротивление нагрузки в именованных единицах:

Ток самозапуска определяем как ток трехфазного КЗ за эквивалентным сопротивлением:

Ток самозапуска:

Коэффициент самозапуска:

Минимальное остаточное (начальное) напряжение на шинах подстанции в начале самозапуска:

Проверка возможности самозапуска электродвигателей нагрузки:

т.е. самозапуск возможен.

2) по условию отстройки от тока перегрузки от действия устройства АВР трансформаторов (установленного на QB₁), в результате чего к работающему с нагрузкой трансформатору Т₁ подключается заторможенная нагрузка отключившегося трансформатора Т₂. Т.к. нагрузка предприятия задана как общепромышленная, т.е. имеющую в своем составе незначительную долю высоковольтных двигателей, то ток срабатывания определяется по упрощенному выражению:

где: I_раб.maxT1 = I_раб.maxT2 = 0,7I_НТ1

К_сзп - коэффициент самозапуска нагрузки, подключенной к трансформатору Т₂ (принимаем равным значению, полученному для соответствующего рабочего тока).

3) по условию согласования с защитой на секционном выключателе QB₁:



где: К_нс = 1,2…1,25 - коэффициент надежности согласования;

I_раб.maxT1 = 0,7I_НТ1

К дальнейшему расчету принимаем наибольший I_сз = 308,803 А.

Ток срабатывания реле и минимальные токи в реле при КЗ в основной и резервной зонах:

где: К_сх - коэффициент схемы;

К₁ - коэффициент трансформации ТТ.

где: - минимальный ток двухфазного КЗ на шинах НН тр-ра;

- минимальный ток двухфазного КЗ в конце отходящей от шин НН трансформатора кабельной линии.

Чувствительность защиты в основной и резервной зонах МТЗ при заданной раздельной работе трансформаторов:

Таким образом, коэффициент чувствительности в основной и резервной зоне защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.6 Расчет параметров срабатывания МТЗ трансформатора с пуском по напряжению

На трансформаторах с большими пределами регулирования напряжения под нагрузкой и, в связи с этим, существенным различием между токами КЗ за трансформатором, а также при К_сзп > 2, МТЗ выполняется с пусковым органом напряжения, что позволяет повысить чувствительность защиты.

Рисунок 8.8- Функциональная схема МТЗ трансформатора с пуском по напряжению

При КЗ на шинах НН напряжение на пусковом органе KV резко снижается, что приводит к его срабатыванию. В то же время через трансформатор проходит ток КЗ, вызывающий срабатывание токового измерительного органа КА. Одновременное срабатывание органов КА и KV, включенных по логической схеме И, приводит к запуску реле времени КТ и к отключению трансформатора. В других случаях увеличение тока через трансформатор (самозапуск электродвигателей нагрузки или подключение дополнительной нагрузки) напряжение на шинах НН снижается не столь значительно как при КЗ, KV при правильной его настройке не срабатывает и защита не может действовать на отключение.

Комбинированный пусковой орган выполняется с одним минимальным реле напряжения KV (типа РН-50), включенным на междуфазное напряжение, и одним фильтром-реле напряжения обратной последовательности KVZ (типа РНФ-М), разрывающим своим контактом цепь обмотки KV.

В нормальном режиме размыкающий контакт KVZ замкнут и через него подается напряжение на обмотку KV. При несимметричном КЗ появляется напряжение обратной последовательности, срабатывает KVZ и размыкает контакт в цепи KV, в результате KV теряет питание, возвращается и переключает свои контакты. Осуществляется пуск МТЗ.

При симметричном (трехфазном) КЗ реле KVZ не срабатывает, но напряжение снижается на всех фазах, в том числе и на тех, к которым подключено реле KV. Поэтому оно возвратится, если напряжение снизится ниже его напряжения возврата (0,5…0,6U_ном). Осуществляется пуск МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ как наибольшее значение, полученное из трех, рассмотренных выше расчетных условий (К_сзп = 1).

К дальнейшему расчету, принимаем большее значение I_сз = 218,683А.

Ток срабатывания реле:



Чувствительность защиты по току в основной и резервной зонах МТЗ при заданной раздельной работе трансформаторов.

Таким образом, коэффициенты чувствительности в основной и резервной зонах защиты удовлетворяют требованиям ПУЭ.

Первичные напряжения срабатывания защиты.

Для минимального реле напряжения типа РН-54, включенного на междуфазное напряжение, напряжение срабатывания выбираем по условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ.

где: U_min - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (принимаем наименьшее значение U_min из выполненных ранее расчетов самозапуска);

К_о = 1,2 - коэффициент отстройки;

К_в = 1,2 - коэффициент возврата.

Напряжение срабатывания реле:

где: К_U = 6000/100 = 60 - коэффициент трансформации ТН.

Напряжение срабатывания фильтра-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М выбираем из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме:

что соответствует минимальной уставке реле типа РНФ-1М с пределами шкалы 6-12 В;

U_н - номинальное вторичное напряжение ТН.

Первичное напряжение срабатывания фильтра-реле:

Чувствительность защиты по напряжению в резервной зоне МТЗ.

Как показывает анализ, чувствительность фильтра-реле напряжения обратной последовательности и минимального реле напряжения с большим запасом, обеспечивается при всех видах КЗ на шинах СН и НН, т.е. в основной зоне защиты.

Коэффициент чувствительности при КЗ в зоне резервирования для минимального реле напряжения:

,

где: К_в = 1,2 - коэффициент возврата реле, учитывается, поскольку в случае трехфазного КЗ кратковременно появляется напряжение обратной последовательности, срабатывает фильтр-реле, и тогда минимальное реле напряжение работает на возврате;

U_ост.max - междуфазное напряжение в месте установки ТН, от которого питаются реле, при металлическом трехфазном КЗ в расчетной точке, когда указанное напряжение имеет максимальное значение:

Коэффициент чувствительности при КЗ в зоне резервирования для фильтра-реле напряжения обратной последовательности:

где: U_2min - междуфазное напряжение обратной последовательности в месте установки ТН, от которого питается фильтр-реле, при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, при котором указанное напряжение минимально.

Время срабатывания для первой ступени МТЗ трансформатора, действующей на отключение вводного выключателя, выбираем на ступень

селективности больше, чем время срабатывания МТЗ установленной на секционном выключателе QB₁:

где: Дt = 0,3…0,6 с - ступень селективности.

Для второй ступени, действующей на включение короткозамыкателя:

Обе выдержки времени могут быть выполнены одним реле времени с

импульсными и замыкающим контактами, например, РСВ-13.

8.7 Расчет МТО питающей линии

Ток срабатывания МТО выбираем по двум расчетным условиям:

1) по условию отстройки от максимального тока трехфазного КЗ за трансформатором Т₁:

2) по условию отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора:

К дальнейшему расчету принимаем большее значение тока I_со = 1066,8 А.

Чувствительность МТО в минимальном режиме при двухфазном КЗ в конце линии:

Время срабатывания МТО принимаем равным - t_со = 0,1 с.

8.8 Расчет комбинированной ТО питающей линии

В случае недостаточной чувствительности МТО, ее дополняют пусковым минимальным органом напряжения - так называемая комбинированная токовая отсечка по току и напряжению.

Ток срабатывания комбинированной ТО по двум расчетным условиям:

1) по условию обеспечения достаточной чувствительности при двухфазном КЗ в конце защищаемой линии:

2) по условию отстройки от токов самозапуска электродвигателей в режиме АПВ питающей линии в случае неисправности в цепях напряжения:

К дальнейшему расчету принимаем больший ток: I_сок = 2132 А.

Напряжение срабатывания выбираем из следующих условий:

1) по условию отстройки от остаточного напряжения в месте установки защиты при КЗ за трансформатором и при прохождении по линии тока, равного току срабатывания отсечки:

2) напряжение срабатывания отсечки должно находится в пределах U_сок = (0,15…0,65)U_н. Нижний предел определяется минимальной уставкой стандартных реле напряжения (РН). Верхний предел определяется необходимостью отстройки от возможных снижений напряжения в сети:

Из двух полученных значений выбираем меньшее U_сок = 68750 В.

Коэффициент чувствительности комбинированной ТО по напряжению:

где: U_ост.max - остаточное напряжение в месте установки отсечки.

В данном случае комбинированная ТО эффективна, т.к. чувствительность защиты по напряжению удовлетворяет требованиям ПУЭ.

8.9 Расчет максимальной токовой защиты питающей линии

Ток срабатывания МТЗ ВЛ исходя из трех расчетных условий:

1) по условию обеспечения несрабатывания защиты при восстановлении питания после безтоковой паузы действием АПВ защищаемой линии или АВР на подстанции, расположенной ближе к источнику питания:

где: К_о = 1,1…1,2 - коэффициент отстройки;

К_в = 0,8…0,85 - коэффициент возврата;

I_раб.max = 1,4I_НТ1.

2) по условию несрабатывания защиты при включении дополнительной нагрузки, действием устройства АВР на подстанции, получающей питание от защищаемой линии:

3) по условию согласования с МТЗ трансформатора Т₁:

где: К_нс = 1,2…1,3 - коэффициент надежности согласования.

К дальнейшему расчету принимаем наибольший ток I_сз = 329,888А.

Коэффициент чувствительности защиты в основной и резервной зонах:

Таким образом, МТЗ питающей линии удовлетворяет требованиям чувствительности в основной и резервной зонах защиты.

9. Безопасность жизнедеятельности

Анализ опасных и вредных производственных факторов на рабочем месте электромонтера электроцеха.

Условия труда на рабочих местах производственных помещений или площадок складываются под воздействием большого числа факторов, различных по своей природе, формам проявления, характеру действия на человека.

В соответствии с ГОСТ 12.0.003-74 опасные и вредные производственные факторы подразделяются по своему действию на следующие группы:

- физические;

- химические;

- биологические;

- психофизиологические;

Один и тот же опасный и вредный производственный фактор по природе своего действия может относиться одновременно к различным группам. Следует иметь в виду, что одни опасные факторы могут отрицательно влиять только на человека, осуществляющего технологический процесс (например, электрический ток, отлетающие частицы обрабатываемого материала, вращающиеся части производственного оборудования), а другие (например, шум, пыль) и на среду, окружающую рабочие места. Некоторые факторы могут оказывать отрицательное влияние на все элементы системы “человек - машина - окружающая среда - предмет труда”.

Выбор технических средств безопасности должен осуществляться на основе выявления опасных и вредных факторов, специфических для данного технологического процесса, а также изучения особенностей каждого выявленного фактора и зоны его действия (опасной зоны).

Повышенный уровень шума на рабочем месте.

Эксплуатирующееся электротехническое оборудование является источником электродинамического шума. Стандарт устанавливает классификацию шума, характеристики и допустимые уровни шума на рабочих местах, шумовая характеристика машин, механизмов, средств транспорта и другого оборудования. Шум вызывает повышение утомляемости, снижение функции защитных систем и общей устойчивости организма электромонтера к внешним воздействиям, что может привести к развитию различных неврозов, получению электротравмы и т.д.

По характеру спектра шум следует подразделять на:

- широкополосный с непрерывным спектром шириной более одной октавы;

- тональный, в спектре которого имеются выраженные дискретные тона.

По временным характеристикам шум следует подразделять на:

- постоянный возникающий от продолжительной работы электрооборудования, уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день изменяется во времени не более чем на 5 дБ при измерениях на временной характеристике “медленно” шумомера по ГОСТ 17187-81.

- непостоянный возникающий от ремонтных, транспортных работ, работы станков и т.д. уровень звука которого за восьмичасовой рабочий день (рабочую смену) изменяется во времени более чем на 5 дБ при измерениях на временной характеристике “медленно” шумомера по ГОСТ 17187-81.

Непостоянный шум следует подразделять на:

- колеблющийся во времени (возникающий от работы станков, механизмов и т.д.);

- прерывистый (возникающий при работах: с пневматическими ручными механизмами, транспортных и т.д.);

- импульсный (возникающий при работе сварочного оборудования и т.д.).

Допустимые уровни звукового давления в октавных полосах частот и эквивалентные уровни звука в соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 для дежурного диспетчера подстанции:

Таблица № 9.1 - Уровни звукового давления.

Уровни звукового давления в дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими ч-ми, Гц.
Уровни звука и эквивалентные уровни звука, дБ	1,5	3	125	250	500	1000	2000	4000	8000
	3	9	70	63	58	55	52	50	49

Повышенный уровень вибрации.

Вредное действие на работающих оказывает вибрация, возникающая при работе электротехнического, механического оборудования.

Под вибрацией понимается движение точки или механической системы, при котором происходит поочередное возрастание и убывание во времени значений, по крайней мере, одной координаты.

Физическими характеристиками вибрации являются: амплитуда виброперемещения Х, амплитуда колебательной скорости V, амплитуда колебательного ускорения А, частота колебаний F.