Лінії

Марка

l,

r,

x,

№

Початок

Кінець

проводу

км

Ом

Ом

1

2

3

4

5

6

7

L1

Ст. Самбір-Т

Хирів-13

АС-70/11

18.92

8.098

8.173

L2

Хирів-13

Добромиль-14

АС-70/11

6.68

2.86

2.886

L3

Добромиль-14

Нижанковичі-15

АС-70/11

15.74

6.737

6.8

L4

Нижанковичі-15

Номер

Підстанція

Максимальний режим

Мінімальний режим

вузла

Р_нав, МВт

Q_нав, Мвар

Р_нав, МВт

Q_нав, Мвар

1

Хирів-13

3.152

1.72

1.891

1.032

2

Добромиль-14

4.25

2.12

2.55

1.272

3

Нижанковичі-15

1.457

1.056

0.874

0.634

S_ном= 4 МВ×А;

U_ВН=35 кВ; U_НН=10.5 кВ;

DР_K= 33.5 кВт; DР_Х=5.3 кВт; І_Х=0,9%;

u_K=7,5%. 

Розраховуємо параметри трансформатора:

3. РОЗРАХУНОК ОСНОВНИХ РЕЖИМІВ РОБОТИ МЕРЕЖІ

Розрахунок режимів роботи електричної мережі виконується для визначення:

а) завантаження елементів мережі, визначення пропускної здатності мережі при очікуваних перетоках потужності;

б) перерізу проводів і кабелів та потужності трансформаторів і автотрансформаторів;

в) рівня напруг у вузлах і на елементах мережі, заходів по забезпеченню допустимих відхилень напруги, втрат потужності і енергії, для оцінки економічності роботи мережі;

г) рівнів струмів коротких замикань (КЗ), відповідність очікуваним струмам КЗ, заходів по обмеженню струмів КЗ;

д) пропускної здатності мережі з умов стійкості.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації постійно змінюються, тому що мають місце неперервні зміни навантаження, може змінюватись і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів.

Вихідними даними для розрахунку основних режимів роботи мережі є схема електричної мережі, що наведена на рис. 3.1, параметри ЛЕП (табл. 1.1), навантаження підстанцій (табл. 1.2).

Усі розрахунки режимів роботи мережі здійснюються за допомогою комплексу «DAKAR».

Рис. 3.1 - Схема електричної мережі

3.1 Коротка характеристика комплексу «DAKAR»

Графічно-розрахунковий комплекс «DAKAR» призначений:

· розрахунку режимів роботи мережі;

· визначення струмів КЗ;

· дослідження мереж на статичну та динамічну стійкість;

· дослідження режимів роботи генераторів та синхронних компенсаторів.

Комплекс використовується як для навчальних розрахунків, так і для диспетчерських розрахунків діючих мереж, дозволяє прогнозувати усі можливі перетоки потужності по мережах для кожної години доби.

Вхідними даними для розрахунку у комплексі «DAKAR» є навантаження у вузлах і параметри ліній електропересилання та трансформаторів. Коефіцієнт трансформації задається як відношення напруг.

Усі вхідні параметри можна вводити вручну або автоматично. При автоматичному заданні параметрів ліній електропересилання вхідною інформацією є марка проводу і довжина лінії, для трансформаторів –це двообмоткові чи триобмоткові та їх потужність.

При ручному вводі користуємся заступною схемою лінії – рис.3.2. та трансформатора – рис.3.3., та формулами для рорахунків їх параметрів, які наведені нижче.

Рис. 3.2 - Заступна схема лінії 35кВ

Рис. 3.3 - Заступна схема двообмоткового трансформатора

При розрахунку струмів КЗ потрібно вказати вид КЗ (одно-, дво- чи трифазне) та місце (на лінії, у вузлі) і також сформувати схеми послідовностей(пряма, зворотня чи нульова).

Балансуючим вузлом задається потужна електростанція або шини потужної підстанції.

3.2 Розрахунок режиму максимальних навантажень

Максимальний режим – це режим, при якому споживачі характеризуються максимальним споживанням електроенергії. У цьому режимі в мережі мають місце максимальні втрати потужності та напруги. Бажана напруга на шинах 10 кВ підстанції «Добромиль-14» у цьому режимі повинна бути близькою 1,08U_ном. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Б. Напруга у балансуючих вузлах дорівнює 37.8 кВ.

Таблиця 1 - Напруги у вузлах режиму максимальних навантажень

3.3 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень

Напруги на шинах НН ПС в максимальному режимі повинні знаходитись в межах 1,08·U_ном. Але вони знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.1). Виконання цієї вимоги досягається з допомогою зміни коефіцієнтів трансформації у відповідних трансформаторів.

Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються наступним чином:

де: - потрібне положення РПН, для підтримання необхідного рівня напруги;

- номінальний коефіцієнт трансформації;

- відсоткова зміна напруги при зміні положення РПН;

- дійсна напруга без використання РПН;

- бажана напруга, кВ.

Проводимо розрахунки для трансформаторів на ПС «Добромиль-14».

Для НН:

;

.

Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.2.

Таблиця 3.2 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму максимальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.3, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. В.

Таблиця 3.3 - Напруги у вузлах відрегульованого режиму максимальних навантажень

3.4 Розрахунок режиму мінімальних навантажень

Мінімальний режим – це режим, при якому споживачі характеризуються мінімальним споживанням електроенергії. В мінімальному режимі бажана напруга на шинах споживачів повинна бути близькою до 1,03U_ном

Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.4. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Г.

Таблиця 3.4 - Напруги у вузлах режиму мінімальних навантажень

3.5 Розрахунок відрегульованого режиму мінімальних навантажень

Провівши аналіз результатів розрахунку, бачимо, що цей режим характеризується малими втратами активної потужності і напруги, що є характерним для цих режимів. Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються аналогічно як у розділі 3.3. Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.5.

Таблиця 3.5 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму мінімальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.6, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Д.

Таблиця 3.6 - Напруги у вузлах відрегульованого режиму мінімальних навантажень

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

11,004

10,965

2

Добромиль-14

10,863

10,863

3

Нижанковичі-15

10,877

10,877

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

10.924

10.975

2

Добромиль-14

10.956

-

3

Нижанковичі-15

10.939

10.939

Сторона

K_Tном

K_T

РПН

підстанції

Межі

Номер анцапфи

НН

0,3000

0,3237

±6´1,5%

9

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

10,924

10,975

2

Добромиль-14

10,956

-

3

Нижанковичі-15

10,939

10,939

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

10.929

10.997

2

Добромиль-14

11.027

11.027

3

Нижанковичі-15

10.943

10.943

Сторона

K_Tном

K_T

РПН

підстанції

Межі

Номер анцапфи

НН

0,3000

0,3395

±6´1,5%

12

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

11,051

11,066

2

Добромиль-14

11,053

11,053

3

Нижанковичі-15

11,074

11,074

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

11.051

11.066

2

Добромиль-14

11.053

11.053

3

Нижанковичі-15

11.074

11.074

Сторона

K_Tном

K_T

РПН

підстанції

Межі

Номер анцапфи

НН

0,3000

0,3188

±6´1,5%

8

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

11.051

11.066

2

Добромиль-14

11,053

11,053

3

Нижанковичі-15

11.074

11.074

Номер вузла

Назва підстанції

Напруга на шинах НН

1 с.ш.

2 с.ш.

1

Хирів-13

10.878

10.936

2

Добромиль-14

10.967

10.967

3

Нижанковичі-15

11.017

11.017

Сторона

Таблиця 3.18 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №4

3.6.5 Аварійний режим №5

Вимкнено лінію між вузлами 3–200 (ПС «Нижанковичі-15» – ПС «Чижки-68»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. О. Цей режим є важким для системи.Дуже схожий на аварійний режим коли відмикається Лінія-1. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.19.

Таблиця 3.19 - Напруги у вузлах аварійного режиму №5

Проаналізувавши аварійний режим №5, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.19) . Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл.3.20. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.21, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. П. 

Таблиця 3.20 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.21 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №5

4. ПРОЕКТ РЕКОНСТРУКЦІЇ ПІДСТАНЦІЇ «ДОБРОМИЛЬ-14»

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)

Для вибору апаратів (комутаційних, захисних, вимірювальних тощо) визначаємо струми короткого замикання на шинах високої та низької напруги підстанції. Розрахунок струмів КЗ здійснюємо за допомогою графічно-розрахункового комплексу «DAKAR». Розрахунок виконуємо для режиму максимального навантаження мережі. На рис. 4.1 наведена розрахункова схема мережі для розрахунків струмів КЗ.

Рис. 4.1 - Розрахункова схема електричної мережі

4.1.1 Електричні схеми заміщення

Для розрахунку струмів короткого замикання складаємо схеми заміщення прямої, зворотної та нульової послідовностей, які зображені на рис. 4.2, 4.3 та 4.4 відповідно.

Рис. 4.2 - Схема заміщення прямої послідовності

Рис. 4.3 - Схема заміщення зворотньої послідовності

Рис. 4.4 - Схема заміщення нульової послідовності

4.1.2 Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання

Розраховуємо значення струмів три- та однофазного короткого замикання на шинах підстанції «Добромиль-14» (точки 2 та 21 на рис. 4.1.-4.4.). Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання, сумарних опорів, струмів та напруг прямої, зворотної та нульової послідовностей виконується програмним комплексом ДАКАР. Результати розрахунку показані в додатку Р.

Результати розрахунку струмів короткого замикання наведені в табл. 4.1.

Таблиця 4.1 - Значення струмів короткого замикання

Значення періодичної складової в початковий момент часу приймаємо по найбільшому значенню струму короткого замикання.

Сторона ВН: Iпо = 3,054 кА, НН: Iпо = 2,264 кА.

4.1.3 Розрахунок ударного струму короткого замикання

Розраховуємо значення сталої часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання для згадуваних вище двох точок КЗ на шинах підстанції «Добромиль-14».

• Для КЗ на шинах ВН (точка 2 на рис. 4.1.-4.4.):

де Х - еквівалентний реактивний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; R - еквівалентний активний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; w = 2×p×f = 2×3,14×50 = 314 - кутова частота обертання електромагнітного поля, рад/с; f = 50 - промислова частота електричної мережі, Гц.

• Для КЗ на шинах НН (точка 21 на рис. 4.1.-4.4.) аналогічно:

Значення ударного струму короткого замикання визначається за формулою:

де - діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання в початковий момент часу (додаток Р), кА.

Відповідно до формули (4.1) для двох точок КЗ розраховуємо значення ударного струму:

• Для КЗ на шинах ВН:

4.1.4 Розрахунок періодичної та аперіодичної складових струму короткого замикання в момент часу

Періодичну складову струму КЗ вважаємо умовно незмінною в часі, оскільки біля точок КЗ немає близьких генераторів, тобто таких, що можуть суттєво вплинути на процеси під час протікання струмів короткого замикання.

Для визначення аперіодичної складової струмів КЗ спершу визначаємо час, для якого буде проведений розрахунок. Для цього, відштовхуючись від сучасних тенденцій при проектуванні силових підстанцій, пропозиції на ринку силового електрообладнання та аналізу переваг та недоліків різних типів комутаційних апаратів, приймаємо рішення про встановлення на шинах ВН і НН вакуумних вимикачів. Типовий власний час відключення струмів короткого замикання для вакуумних вимикачів на 35кВ і 10 кВ - 0,05 с.

Значення аперіодичної складової струму короткого замикання визначається за формулою:

де I_П0 - діюче значення періодичної складової струму короткого замикання в початковий момент, кА; τ = t_{вим.вим} + t_з - розрахунковий час, для якого визначається струму короткого замикання, с; t_{вим.вим} - власний час відключення струмів короткого замикання вимикачів, с; t_з = 0,01 - мінімальний час дії релейного захисту, с.

Визначаємо значення розрахункового часу t для шин електричної підстанції:

• Для шин ВН:

  ;

• Для шин НН:

Визначаємо значення аперіодичної складової струму короткого замикання для шин електричної підстанції:

• Для шин ВН:

  ;

• Для шин НН:

4.1.5 Розрахунок номінальних та максимальних струмів на шинах підстанції

Розрахунок проводимо за формулами:

-сторона ВН 35 кВ:

;

,

де – номінальна потужність трансформатора ;

– номінальна напруга трансформатора, становить 37,8кВ.

-сторона НН 10 кВ:

; (4.2)

де - найбільше навантаження на стороні НН;

– номінальна напруга на стороні НН (10кВ)

НН: ;

.

4.1.6 Розрахунок теплового імпульсу

Розрахунок теплового імпульсу проводимо за формулою:

, (4.4)

де .- час вимкнення, складається з часу дії основного релейного захисту та часу вимкнення вимикача .

(4.5)

де = 0.1c – час дії релейного захисту;

– повний час вимкнення вимикача.

Повний час вимкнення для вакуумних вимикачів (ВН) – 0.075с, а для вакуумних (НН) – 0.055.

-сторона ВН 35 кВ:

;

-сторона НН 10 кВ:

.

Оскільки поблизу місця КЗ не розміщені генератори, то значення періодичної складової струму для будь-якого моменту часу можна вважати рівним значенню періодичної складової струму в початковий момент часу .

Отримані результати розрахунку зведено в табл. 4.2.

Таблиця 4.2 - Значення аварійних та робочих струмів ПС”Добромиль-14”

4.2 Вибір вимикачів та роз’єднувачів

Вибір вимикачів проводять за такими основними параметрами:

• напруга установки U_уст=U_{ном.вим.} ;

• довготривалий струм І_max £ І_{ном.вим} ;

• перевірка на номінальний струм відключення І_пt £ І_{відкл.ном} ;

• перевірка на можливість відключення аперіодичної складової,

де В_ном – нормоване значення, яке для t_відк=0,03 с становить 0,53;

• перевірка по початковому струму періодичної складової струму КЗ І_п0 £ І_{гр.наск} ;

• перевірка на електродинамічну стійкість І_{гр.наск} £ І_уд ;

• перевірка на термічну стійкість.

Вибір роз’єднувачів виконано за такими ж умовами, крім перевірки по вимикаючій здатності.

4.2.1 Вибір вимикачів і роз’єднувачів на стороні ВН

На стороні ВН вибираємо вакуумні вимикачі типу SIEMENS 3AF 01 і роз’єднувачі типу РНД-35/1000 У1.

Таблиця 4.3 - Вибір вимикачів та роз’єднувачів на стороні ВН

4.2.2 Вибір вимикачів на стороні НН

На стороні НН вибираємо комплектні розподільчі пристрої КУ-10Ц з вакуумними вимикачами типу ВР1-10-20/1000У2.

Таблиця 4.4 - Вибір вимикачів на стороні НН

4.3 Вибір вимірювальної апаратури

Згідно [3], на підстанції слід встановлювати наступні вимірювальні прилади. На двообмотковому трансформаторі встановлюємо на стороні ВН – амперметр, на стороні НН – амперметр, ватметр, лічильники активної та реактивної енергії. На стороні 10 кВ на кожній секції шин встановлюємо вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На лініях 35 кВ – амперметр, варметр та фіксуючий прилад для визначення місця КЗ

На лініях 10 кВ до споживачів встановлюємо амперметр, лічильник активної та реактивної енергії. На секційних вимикачах встановлюємо амперметр.

На стороні 10 кВ встановлюємо на кожній секції шин вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На трансформаторі власних потреб з боку НН встановлюємо амперметр та лічильник активної енергії.

На стороні 35 кВ встановлюємо вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг реєструючий, фіксуючий прилад, осцилограф і амперметр в колах вимикачів трансформаторів.

Таблиця 4.5 - Вимірювальні прилади

Рис. 4.5 - Схема розміщення контрольно-вимірювальних пристроїв на підстанції

4.3.1 Вибір трансформаторів напруги

Трансформатор напруги призначений для пониження рівня напруги до стандартної величини 100 В, або 100 В, та відокремлення вимірювальних кіл та релейного захисту від кіл високої напруги.

Трансформатори напруги вибирають за такими умовами:

-за напругою установки U_уст. ≤ U_ном.;

-по конструкції і схемі з’єднання обмоток.

Перевірку виконують:

-по вторинному навантаженню S_2нав. ≤ S_ном,

де S_2нав - навантаження всіх вимірювальних приладів;

S_ном. - номінальна потужність у вибраному класі точності.

Вибір трансформаторів напруги на стороні ВН.

На стороні ВН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в табл. 4.6.

Таблиця 4.6 - Вторинне навантаження трансформатора напруги

Загальна потужність навантаження:

З каталога [12] вибираємо трансформатор напруги типу ЗНОМП-35 У1, його параметри наведені в табл. 4.7.

Таблиця 4.7 - Параметри трансформатора напруги

Перевірка вибраного трансформатора напруги:

S_ном(3ф) =3·100=300 В×А > S₂= 20 В×А

Вибір трансформаторів напруги на стороні НН.

На стороні НН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в табл. 4.8.

Таблиця 4.8 - Вторинне навантаження трансформатора напруги

2

1

1

0

1

2

-

Вольтметр з перемик.

Э351

2

1

1

0

1

2

-

Реєструючий вольтметр

Н393

10

1

1

0

1

10

-

Ватметр

Д365

1,5

2

1

0

1

3

-

Лічильник Р

И672М

8

2

0,25

0,97

5

20

77,6

Лічильник Q

И67М

8

2

0,25

0,97

5

20

77,6

Всього

57

155,2

Тип

U_1ном., кВ

U_2осн., В

U_2дод., В

S_2ном., ВА

Клас точності

3НМИ-10 ІУ2

10

100

-

100

0.5

Прилади

Тип

Навантаження фази, В×А

А

В

С

Амперметр

Э351

0,5

0,5

0,5

Ватметр

Д365

0,5

-

0,5

Варметр

Д365

0,5

-

0,5

Всього

1,5

0,5

1,5

Розрахункові дані

Каталожні дані ТФЗМ-35А-У1

U_уст=35 кВ

U_ном=35 кВ

І_мах=91,65 А

І_1ном=800 А

і_уд=4.538 кА

і_дин=107 кА

В_к=1.664 кА²с

кА²× с

Прилади

Тип

Навантаження фази, В×А

А

В

С

Амперметр

Э351

0,5

0,5

0,5

Ватметр

Д365

0,5

-

0,5

Лічильник Р

И672М

2,5

-

2,5

Лічильник Q

И673М

2,5

-

2,5

Всього

6

0,5

6

Розрахункові дані

Каталожні дані ТПОЛ-10

U_уст=10 кВ

U_ном=10 кВ

І_мах=274 А

І_1ном=1500 А

Розраховуємо переріз контрольного кабеля для з’єднання трансформаторів струму з вимірювальними приладами. Визначаємо опір приладів за формулою:

,

де S_пр. – потужність, що споживається приладами найбільш завантаженої фази;

І_2ном – номінальний струм вторинної обмотки трансформатора.

Допустимий опір проводів:

,

де опір контактів приймаємо r_к = 0.1, для кількох приладів згідно [5],

Z_2ном – номінальне допустиме навантаження трансформатора струму в вибраному класі точності.

Переріз з’єднувальних проводів визначається за формулою:

,

де ρ = 0,0283 – питомий опір матеріалу проводу;

l_роз. = 40 м - відстань від трансформаторів струму ЗРП-10кВ до ЗПК;

Ом;

r_пров. = 0,6 – 0,24 – 0,1=0,26 Ом;

q = 0.0283∙40 / 0,26 = 4,354 мм²;

Вибираємо контрольний кабель АКВРГ з січенням жили 6 мм².

Опір з’єднувальних проводів: Ом.

Опір навантаження Z_нав.= r_пров+ r_пр. + r_к = 0,189+ 0,24 + 0,1 = 0,529 Ом.

Перевірка вибраного трансформатора струму:

Z_2ном.=0,6 Ом > Z_нав.=0,529 Ом.

Трансформатор задовільняє умови перевірки.

В силові трансформатори вмонтовані трансформатори струму типу ТВТ 10-І-5000/5 з такими параметрами:

;

U_ном=10 кВ;

І_ном=1000 А;

4.4 Вибір обмежувачів перенапруг

Ізоляція силових і вимірювальних трансформаторів, а також інших електричних апаратів електричної підстанції не може протидіяти комутаційним і особливо грозовим перенапругам.

Останнім часом на заміну традиційних вентильних розрядників змінного струму прийшли нові електричні апарати високої напруги – обмежувачі перенапруг нелінійні (ОПН), які в порівнянні з розрядниками більш глибоко обмежують комутаційні та грозові перенапруги. Заміна вентильних розрядників на ОПН співпала з вичерпуванням ресурсів ізоляції електрообладнання. При цьому ефективне обмеження перенапруг за допомогою порівняно дешевих ОПН дає значний економічний ефект у зберігання ресурсів електроообладнання, що є особливо актуальним для України. Згідно Норм [3] вибираємо ОПН.

4.4.1 Вибір ОПН на стороні ВН

Згідно методики (книжка по вибору) для 35кВ:

- ;

- ;

- - коефіцієнт замикання на землю;

- максимальна тривалість тимчасового підвищення напруги = 10сек. ;

- необхідний номінальний струм ОПН ;

- необхідний клас розряду лінії = 1 ;

- клас ізоляції = 1 ;

- максимальний струм к.з. = 20кА.

Визначення мінімальної довготривало-допустимої і номінальної напруги:

;

;

;

з мал.19 (книжка)

Визначення фактичної довготривалої і номінальної напруги:

округлимо до кратного трьом = 33кВ ;

;

;

Коефіцієнт для розрахункового класу лінії = 1:

;

З цього випливає наступна характеристика захисту:

- рівень захисту від грозових перенапруг () = 95кВ ;

- рівень захисту від комутаційних перенапруг () = 74кВ ;

- рівень захисту від крутого імпульсу () = 101кВ .

Перевірка значень захисту:

>1 – достатньо .

Довжина шляху стікання: .

Приймаємо ОПН : SIEMENS 3EP2-036-1PL1.

Такий же ОПН приймаємо для нейтралі трансформатора.

4.4.2 Вибір ОПН на стороні НН

Згідно методики (книжка по вибору) для 10кВ:

- ;

- ;

- - коефіцієнт замикання на землю;

- максимальна тривалість тимчасового підвищення напруги = 10сек. ;

- необхідний номінальний струм ОПН ;

- необхідний клас розряду лінії = 1 ;

- клас ізоляції = 1 ;

- максимальний струм к.з. = 20кА.

Визначення мінімальної довготривало-допустимої і номінальної напруги:

;

;

;

з мал.19 (книжка)

Визначення фактичної довготривалої і номінальної напруги:

округлимо до кратного трьом = 12кВ ;

;

;

Коефіцієнт для розрахункового класу лінії = 1:

;

З цього випливає наступна характеристика захисту:

- рівень захисту від грозових перенапруг () = 32кВ ;

- рівень захисту від комутаційних перенапруг () = 25кВ ;

- рівень захисту від крутого імпульсу () = 34кВ .

Перевірка значень захисту:

>1 – достатньо .

Довжина шляху стікання: .

Приймаємо ОПН : SIEMENS 3EP2-012-1PL1.

4.5 Вибір шин та ошиновки підстанції

Збірні шини і ошиновку в ЗРП 6-10 кВ виконують жорсткими алюмінієвими шинами різних форм (прямокутного перерізу, пакети з двох та трьох шин, трубчаті квадрати та круглі, пакети з двох швелерів на фазу). Вибір шин визначається напругою, робочим струмом та іншими умовами. При робочих струмах до 2000 А в основному використовують шини прямокутного перерізу, при більших струмах – пакети з двох і трьох смуг на фазу, далі по мірі наростання струму – використовують шини коробчатого профілю. В РП напругою 35 кВ і вище використовуються гнучкі шини та ошиновку, які виконуються проводами АС. Вихідними даними для вибору гнучких та жорстких шин та струмопроводів підстанції є номінальна напруга РП, розрахункові струми тривалого робочого режиму, значення струмів коротких замикань.

4.5.1 Вибір гнучких шин на стороні ВН

Вибір шин виконуємо по допустимому струмові навантаження, за умови, що максимальне значення струму шини не буде перевищувати відповідне допустиме значення. Максимальне значення струму шини рівне більшому з значень максимально допустимого струму ліній, що приєднані до шин ВН підстанції та максимального струму підстанції (табл. 4.2.), що рівні 390 А та 188А відповідно.

Оскільки значення максимального струму лінії є більшим за значення максимального струму підстанції, то гнучкі шини виконуємо таким самим проводом, що і повітряні лінії (ПЛ), приєднані до шин високої напруги ПС «Добромиль-14», а саме АС-70/11.

Вибраний провід відповідає встановленим нормам з умов механічної міцності [6] тому перевірку на механічну міцність не виконуємо.

Виписуємо деякі дані сталеалюмінієвого проводу АС-70/11 [4]:

• допустиме значення струму ― І_доп = 265 А;

• діаметр алюмінієвої жили ― D_пр = 11,4 мм.

Оскільки струм однофазного короткого замикання на шинах високої сторони складає 3,054 кА, що є менше 20 кА, то перевірку шин за умовами динамічної дії струмів КЗ виконувати непотрібно, згідно [14].

Гнучкі шини, виконані голими проводами на відкритому повітрі, на термічну дію струмів КЗ не перевіряється згідно [6].

Здійснюється перевірка на коронування згідно наведеної методки в [5].

Початкове значення критичної напруженості електричного поля визначається за формулою

,

де m=0.82 – коефіцієнт, який враховує нерівність поверхні проводу;

- радіус проводу.

Ео=30.3·0.82·(1+0.299/) = 34.686 кВ/см.

Напруженість електричного проводу навколо проводу:

,

де кВ;

середньо геометрична відстань між фазами

,

де D – відстань між сусідніми фазами, см.

см.

Е= кВ/см.

Умова перевірки проводів на коронування:

1.07·Е 0.9·Ео,

кВ/см кВ/см- умови коронування задовільняються.

4.5.2 Вибір жорстких шин на стороні НН

Переріз жорстких шин вибираємо так само, як і для гнучких шин, за величиною допустимого струму.

де I_мах – максимальне значення струму шини у ремонтному або після-варійному режимі роботи мережі, для сторони НН I_мах = 0,274 (кА) (з табл. 4.2.); І_ДОП – допустимий струм шини з врахуванням поправки на температуру, кА;

Користуючись довідниковими матеріалами [4], для сторони НН підстанції вибираємо однополосні алюмінієві шини прямокутного січення розміром 30×4, допустимий струм яких – І_{доп ном} = 365 А.

Виконуємо перерахунок значення допустимого струму до температурних умов даної місцевості:

(А),

де Θ_0.ном = 25⁰C – номінальна температура навколишнього середовища для шини [5]; Θ_т.доп = 70⁰С – тривало допустима температура шини [4]; Θ₀ = 9,9⁰С – середньорічна температура навколишнього середовища даної місцевості.

Перевіряємо вибраний тип шини на відповідність умові:

Умова виконується.

Вибрані шини перевіряємо на термічну і динамічну стійкість.

Перевірка шин на термічну стійкість

Перевірка на термічну стійкість при КЗ виконується відповідно умови:

де Θ_К – температура шин при нагріванні струмом КЗ; Θ_К.ДОП – допустима температура нагрівання шин при КЗ, для алюмінієвих шин згідно з [4] - Θ_К.ДОП = 200 ⁰C.

Для встановлення величини Θ_К необхідно порахувати температуру провідника в нормальному режимі роботи.

⁰C.

По кривій [5] визначаю величину f_H, яка характеризує тепловий стан провідника до моменту початку КЗ, і рівна f_H = 29 ⁰C.

Визначаю величину f_K, яка характеризує кінцевий стан провідника в режимі КЗ.

де k - коефіцієнт, який враховує опір і ефективну теплоємкість провідника (згідно [5] для алюмінієвих шин k = 0,01054, (мм⁴×°С/(А²×с)); q – переріз шини, для вибраних нами шин рівний (мм²).

По кривих [5] знаючи f_k знаходимо кінцеве значення температури провідника в режимі КЗ, яке рівне Θ_К = 51 °С.

Оскільки Θ_К = 51 °С < Θ_К.ДОП = 200 °C то умова термічної стійкості виконується.

Перевірка шин на динамічну стійкість

Частота власних коливань для алюмінієвих шин визначається за формулою:

де l – довжина прогону між ізоляторами, м; J – момент інерції поперечного перерізу шини відносно осі, перпендикулярної до напрямку згинаючої сили, см⁴; q – поперечний переріз шини, см².

З цієї формули визначаємо довжину прогону l за умови, що частота власних коливань буде більша 200 Гц. Для цього знайдемо найбільше значення, яке задовольняє нерівність:

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «на ребро», як показано на рис. 4.6.

Рис. 4.6 - Схематичне положення жорстких шин «на ребро»

Момент інерції шин розміщених «на ребро» визначається як:

( мм⁴),

де – h = 30 (мм) – висота шини; b = 4 (мм) – ширина шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

Розглянемо випадок, коли шини розміщені «пластом», як показано на рис. 4.7.

Рис. 4.7 - Схематичне положення жорстких шин «пластом»

Момент інерції шин, розміщених «пластом», визначається як:

( мм⁴),

де – h = 25 (мм) –ширина шини; b = 3 (мм) – висота шини.

Відповідно визначаємо довжину прогону для даного методу розміщення шин.

(м).

З розглянутих випадків вибираємо той, коли шини розміщені „пластом”, бо при цьому більша довжина прогону між ізоляторами. Тобто коли =0.866(м).

Найбільше динамічне зусилля при трифазному КЗ діє на провідник середньої фази. Його розраховують за формулою:

де - коефіцієнт форми, оскільки відстань між сусідніми фазами значно більша від довжини шини по периметру поперечного перерізу, тому ; - значення ударного струму при трифазному короткому замиканні на стороні НН, - відстань між сусідніми фазами [4], м.

Розраховуємо значення згинаючого моменту.

Розраховуємо значення моменту опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії зусилля, для випадку розміщення шин в положенні „пластом”, відповідно до рис.4.7.

(м³),

Визначаємо величину напруження в матеріалі шини, що виникає в наслідок дії згинаючого моменту.

(МПа),

Виконуємо перевірку шин за умовою динамічної стійкості:

4.6 Вибір ізоляторів

В розподільних уставах струмоведучі частини відокремлюються від іншого обладнання, конструкцій і персоналу ізоляторами. Жорсткі шини закріплюються на опорних ізоляторах. Вибір опорних ізоляторів на стороні НН виконуємо по номінальній напрузі низької сторони ― 10 кВ, та перевіряємо по допустимому навантаженню.

За значенням номінальної напруги з каталогових даних [15] вибираємо полімерний ізолятор марки ОНШ-4-80-215-4.

U_РП = 10 кВ = U_{ном.ізол.} = 10 кВ.

Опорний ізолятор відповідає нормам по допустимому навантаженню, якщо виконується умова:

де F_розр ― сила, що діє на ізолятор, Н; F_доп ― допустиме навантаження на головку ізолятора, Н.

При горизонтальному розміщенні ізоляторів всіх фаз сила, що діє на ізолятор, розраховується як:

(Н).

Допустиме навантаження ізолятора визначається як:

де F_руйн = 4000 ― мінімальне значення згинаючої сили, при якій відбувається руйнація ізолятора [15], Н.

Перевіряємо ізолятор умови механічної міцності:

.

На високій стороні РУ, згідно [5], гнучкі шини приєднуємо до арматури підвісних ізоляторів марки ПС-6-А. Для забезпечення запасу механічної та електричної міцності підвісних ізоляторів, що призначені для жорсткого кріплення гнучких шин, їх кількість вибираємо на одиницю більшу від кількості зазначеної в таблиці [5], а саме 6.

4.7 Вибір трансформаторів власних потреб

Відповідно до вимог [3] на двотрансформаторних підстанціях встановлюються два трансформатори власних потреб з врахуванням резерву по потужності, але не більше 630 (кВА). Трансформатори власних потреб живлять системи різних рівнів відповідальності та з різною тривалістю споживання.

Склад споживачів власних потреб підстанції залежить від типу підстанції, потужності трансформаторів, типу електрообладнання.

Найбільш відповідальними споживачами власних потреб підстанції є оперативні кола, система зв’язку, телемеханіки, система охолодження трансформаторів, аварійне освітлення, система пожежогасіння.

Потужність споживачів власних потреб є невеликою, тому вони приєднуються до мережі 380/220 В, що отримує живлення від понижувальних трансформаторів.

Потужність трансформаторів власних потреб вибирається за навантаженням власних потреб з врахуванням коефіцієнтів завантаження і одночасності.

Основні споживачі власних потреб підстанції наведені в табл. 4.14.

Таблиця 4.14 - Перелік споживачів власних потреб

Загальна потужність навантаження споживачів власних потреб

S_нав.вп =

Повна потужність навантаження споживачів власних потреб

де k_п = 0.8 –коефіціент попиту згідно [5].

Вибираємо з [11] два трансформатори власних потреб типу: ТСР-100/10. Параметри трансформаторів власних потреб наведені в табл. 4.15.

Таблиця 4.15 - Параметри трансформаторів ВП

Трансформатори власних потреб встановлюємо на кожну секцію шин 10 кВ по одному.

4.8 Вибір акумуляторної батареї

На підстанціях встановлюються акумуляторні батареї, необхідні для живлення кіл керування, сигналізації блокування аварійного освітлення, автоматики.

Згідно норм технологічного проектування [3] понижуючих підстанцій 110-35 кВ на підстанціях з оперативним постійним струмом рекомендується встановлювати одну акумуляторну батарею.

Число основних елементів акумуляторної батареї під’єднаних до шин в режимі постійної підзарядки:

де = 230 ― напруга на шинах ВП, В; = 2,23 ― напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі підзарядки, В.

Кількість елементів акумуляторної батареї в режимі максимального заряду визначається як:

де = 2,6 ― напруга на клемах елементів повністю зарядженої акумуляторної батареї, В.

В режимі аварійного розряду, коли напруга зменшується до 1,75 В, до них підєднується:

де = 1,75 ― напруга на клемах елементів акумуляторної батареї в режимі аварійного розряду, В.

Необхідною умовою вибору акумуляторної батареї є необхідне значення струму в кінці півгодинного циклу розрядки. В нашому випадку цей струм становить , згідно (5) 25 А.

З каталога (16) вибираю свинцево-кислотну батарею фірми VARTA Vb2305. Її каталожні дані наведені в таблиці 4.16.

Таблиця 4.16 - Параметри акумуляторної батареї

Назва батареї	Ємність,	Струм в кінці 30хв розряду, при , А	Струм в кінці 10 год розряду, при , А
VARTA Vb2305	250	222	25,4

5. ЗАХОДИ З ОХОРОНИ ПРАЦІ

Для забезпечення належного експлуатаційного і санітарно- технічного стану території, будівлі і споруди повинні бути виконані і підтримуватися в справному стані:

- системи відводу поверхневих і ґрунтових вод із всієї території енергопідприємства. Від будівель і споруд (дренажі, канави, водовідвідні канали);

- глушники шуму вихлопних трубопроводів, а також інші улаштування і споруди, призначені для локалізації джерел шуму і зниження його рівня до норми;

- мережі водопроводу, каналізації, дренажі, теплофікації, транспортні, газові і рідкого палива;

- джерела питної води, водоймища і санітарні зони, дороги, пожежні переїзди, під’їзди до пожежних гідрантів, водойм і градирень, мости, пішохідні дороги, переходи і інші;

- комплекс інженерно-технічних засобів охорони;

- системи блискавковідводів і заземлення.

5.1 Конструктивне виконання та розрахунок заземлюючих пристроїв

Всі металеві частини електроустановок, які в нормальному режимі роботи не знаходяться під напругою в результаті пошкодження ізоляції, необхідно надійно з’єднати із землею. Таке заземлення є захисним, оскільки його метою є захист обслуговуючого персоналу від небезпечної напруги дотику. Заземлення обов’язкове для всіх електроустановок напругою вище 500 В. В електричних злагодах заземлюються: корпуси електричних машин, трансформаторів, апаратів, вторинні обмотки трансформаторів струму, приводи електричних апаратів, каркаси розподільчих щитів, пультів і тд.

Заземлюючі пристрої для установки 35 кВ і вище виконують із вертикальних заземлювачів, з’єднувальних смуг, смуг прокладання вздовж рядів обладнання і вирівнюючих смуг прокладання в поперечному напрямі, які складають заземлюючу сітку.

Згідно ПУЕ [6] розрахунок заземлюючих пристроїв в мережах 35 кВ і вище проводиться по допустимому опорі заземлення Rз=0.5 Ом.

Виконуємо загальне заземлення для всієї площі території підстанції, площа якої становить 70 х 50 м.

Для часу t =0.2 с допустима напруга дотику U_дот. = 400 В[4].Для підстанції довжина горизонтальних полос заземлення становить:

При а = 5 м, довжина вертикального заземлювача L`_в=5м; t =0.7; S_пс.= 3500 м.

Розрахункові опори верхнього та нижнього шарів землі (грунт – глина) згідно [4] ρ₂=60 Ом∙м; ρ₁= ρ₂·К_с=60·2=120 Ом∙м, де К_с=2 для горизонтальних електродів.

М = 0.62 при відношенні ρ₁/ρ₂ = 2 згідно [4].

Товщина верхнього шару землі h₁ = 2 м. Коефіціент дотику:

де b – коефіцієнт, що визначається в залежності від опору тіла людини

b = R_л/(R_л+R_с) = 1000/(1000+1.5∙500) = 0.57;

Потенціал на заземлювачі U_з = U_пр.доп/К_п = 400/0.145 = 2758,62 В, отже напруга на заземлювач U_з є в допустимих межах, тобто менша 10 кВ.

Розрахунковий струм замикання на землю:

де І_по - значення струму на шинах ВН підстанції під час однофазного короткого замикання.

Допустимий опір заземлючого пристрою:

R_з.доп. =U_з./І_з. = 2758.62/3054 = 0,903 Ом.

Діючий план заземлюючого пристрою перетворюємо в квадратну розрахункову модель:

Визначаємо число комірок на стороні квадрату:

де Lg – довжина горизонтальних полос заземлення.

, приймаємо m = 7

Довжина кола в розрахунковій моделі:

Lg =

Довжина сторін комірки:

Число вертикальних заземлювачів по периметру контура при умові a/L_в=1:

=48 штук.

Загальна довжина вертикальних заземлювачів:

Відносна глибина:

, тоді

Згідно [2] для ρ₁/ρ₂ = 2, a/L_в=1;

визначаємо ρ_е/ ρ₂ = 1,1,тоді ρ_е =1.1 ∙ ρ₂ = 1.1∙60 = 66 Ом ∙м.

Визначаємо загальний опір заземлювача підстанції:

·ρ_e/ ρ_е/(L_г+L_b) = Ом.

Напруга дотику:

U_дот.=K_п∙І_з∙R_з=3054·0.145 ·0.467 = 206.802 В.

Отже: R_з = 0.467 Ом < R_з.доп. = 0,903 Ом,

U_дот. = 206.802 В < U_{дот.доп.} = 400 В.

Розрахунок заземлення виконано правильно.

5.2 Розробка та конструктивне виконання пристроїв грозозахисту

Під час прямих ударів блискавки в обладнання підстанції виникають великі перенапруги, які пошкоджують ізоляцію електричних апаратів і можуть призвести до їх руйнування. Для запобігання цього, необхідно щоб вся територія підстанції була надійно захищена від прямих ударів блискавки. Грозозахист виконують за допомогою стержневих вертикальних блискавковідводів із врахуванням зон їх захисту. Вся територія підстанції повинна знаходитися в зоні дії захисту.

Загальна площа підстанції м, відстані між блискавковідводами за довжиною і шириною становлять : L_ш = 40 м , L_д = 55м .

Розраховуючи блискавкозахист приймаємо, що висота об’єкту на всій території підстанції становить 11,5 м. Приймаємо висоту порталу рівною

Оскільки висота порталу рівна 11,5 м, то висота захисту блискавковідводів повинна становити:

; (5.1)

Якщо h 30 м,тоді розрахунок проводимо за формулами:

; (5.2)

. (5.3)

Вибираємо висоту блискавковідводу рівною м.

Перераховуємо величину :

- за довжиною ;

- за шириною .

м;

м.

приймаємо приблизно рівною 15 м.

Активна висота блискавковідводу становить:

Знаходимо радіус взаємоекрануючої дії для блискавковідводів. За графіком [21] за відомими L/hа та /h визначаємо відношення /(2·):

- за довжиною /(2·)=0.75;

- за шириною /(2·)=0.87;

Визначаємо радіус захисту:

Для того, щоб весь простір між блискавковідводами був захищений потрібно щоб виконувалась умова:

,

де D - велика діагональ чотирикутника з блискавковідводами в його вершинах.

Умова виконується.

6. Заходи по забезпеченню безпеки функціонування підстанції

6.1 Відкриті розподільчі пристрої підстанції

При встановленні РП на відкритому повітрі необхідно дотримуватися вимог, які наведені нижче:

1. Пристрій повинен бути розміщений на площадці висотою не менше 0,2 м від рівня планування і повинен мати конструкцію, що відповідає умовам навколишнього середовища. В районі, де спостерігаються снігові заноси висотою 1 метр та вище, шафи необхідно встановлювати на підвищених фундаментах.

2. у відповідності з вимогами, в шафах необхідний місцевий підігрів для забезпечення нормальної роботи вимірних приладів і приладів обміну.

Розміщення РП підстанцій, генеральний план і інженерна підготовка території та захист їх від затоплення, зсувів виконане у відповідності з вимогами БН і П Держбуду.

Територія ПС зовні відгороджена огорожею висота якої 1,7 м та обладнана електричним освітленням. Освітлення в свою чергу, встановлене таким чином, щоб можна було її безпечно обслуговувати.

Забезпечується відстань між розподільчим пристроями і деревами, висота яких вище 4 м, таким чином, щоб не допускати пошкодження обладнання під час падіння дерев.

експлуатація підстанції може проходити у випадку виникнення стихійних лих чи надзвичайних ситуацій (ураган, землетруси, повені, пожежі, аварії чи катастрофи на розташованих поруч підприємствах).

Внаслідок стихійних лих на ПС можуть діяти різні вражаючі фактори і надлишковий тиск повітря (ударна хвиля), вогонь та багато інших. При цьому обладнання може вийти з ладу. При дії сильного вітру чи ударної хвилі можуть бути пошкоджені ПЛ, які підходять до ПС, вийти з ладу автоматика, комутаційна апаратура, виникнути розриви в кабельному господарстві. Також внаслідок ударної хвилі можуть пошкодитись трансформатори та інше оливонаповнене обладнання, що в свою чергу може привести до виникнення пожежі.

Трансформатори, для зменшення нагріву прямими променями сонця, пофарбовані у світлий колір, фарбами стійкими до атмосферних впливів і виливів олій.

Вібрація від землетрусу може призвести до розгерметизації трансформатора, що приводить до витоку олії з системи охолодження трансформатора.

Згідно БН і П на підстанції не передбачається проведення спеціальних антисейсмічних заходів, оскільки для району, де розташована підстанція вихідна нормативна бальність землетрусу не перевищує 6-ти балів. Тому будівництво виконане у звичайному несейсмічному варіанті.

Для зменшення пожежонебезпеки проводять заходи, що зменшують можливість витікання олії. На трансформаторах та іншому відповідному устаткуванні встановлена апаратура, яка дозволяє отримувати об’єктивну інформацію про стан даного обладнання. До таких пристроїв відносяться теплові реле для визначення температури олії та обмоток, вібродатчики та інші пристрої.

Під трансформаторами побудовані спеціальні ями, заповнені щебенем для аварійного зливу олії, від яких відходять бетонні колектори до олієзбірника, який розрахований на 80% олії трансформаторів. Олієприймач заповнений гравієм, щоб загасити полум’я горючої олії у випадку його пошкодження. Блочні трансформатори укріпленні бетонними перегородками для запобігання пошкодження сусіднього трансформатора та інших апаратів.

Альтернативні споруди знаходяться на певній відстані від приміщень олійного господарства та від відкритих розподільних злагод.

Підвищення стійкості системи енергозабезпечення досягається проведенням, як загальноміських, так і об’єктових інженерно-технічних заходів.

Створюються дублюючі джерела електроенергії, газу і води шляхом прокладання декількох підвідних електро-, газо-, водопостачальних комунікацій.

Для нормальної та безперебійної роботи ПС здійснюються заходи укриття і підсилення конструкцій. При монтажі і реконструкції встановлені захисти, які при короткому замиканні і при перенапругах вимикають пошкоджені ділянки.

На трансформаторах встановлено диференційний захист від короткого замикання, захист від перевантажень, захист від замикань на землю, газовий захист та автоматика, яка запобігає виникненню аварій, а при її виникненні локалізує пошкодження, викликане нею. Окремо встановлюється релейний захист вводів трансформаторів, а також шин від міжфазних замикань, перевантажень і замикань на землю.

На ЛЕП встановлені такі захисти: триступеневий дистанційний, від міжфазних замикань, чотирьохступеневий струмовий, від замикань на землю.

6.2 Захист від перенапруг

В літній грозовий період значно збільшується ймовірність дії грозових атмосферних електричних розрядів блискавки. Тому на ПС «Добромиль-14» встановлені блискавковідводи, які захищають обладнання від прямих ударів блискавки і її вторинних проявів електростатичної і електромагнітної дії. Блискавка може вдарити в опору, трос, може проривати тросовий захист, в обладнання відкритих РП, в спорудженій ПС, тому що число грозових годин в даному районі в році більше 5-ти.

Грозозахист включає комплекс заходів та пристроїв, призначених для забезпечення безпеки людей, безпеки будівель, споруд, обладнання та матеріалів від вибуху, пожеж та руйнування, які можливі при дії блискавки.

В результаті прямих ударів блискавки і руйнування ізоляції електрообладнання виникає пожежа, що характерно для олійних апаратів.

У зв’язку з цим захист електрообладнання підстанцій від прямих ударів блискавки (блискавковідводи) встановлені на порталах, прожекторних щоглах.

На підстанції встановлено групу поодиноких стержневих блискавковідводів, зони захисту, яких перекриваються і захищають всю території підстанції від випадкового попадання блискавки в обладнання та приміщення, а також захисне заземлення всієї апаратури, яка знаходиться на її території. Вздовж ліній електропередач встановлені блискавкозахисні троси.

На підході до ПС на ЛЕП встановлюються обмежувачі перенапруги нелінійні, які під час поширення хвиль перенапруг з великою амплітудою, будуть спрацьовувати і зрізати цю хвилю.

6.3 Організація рятувальних і інших невідкладних робіт

Рятувальні роботи включають: розвідку району лиха і осередку

ураження; маршруту висування формувань для проведення робіт;

Відімкнення електронебезпечних частин, локалізацію та ліквідацію пожеж на шляху введення рятувальних формувань і на об'єктах рятувальних робіт; розшуки і рятування людей, які знаходяться в завалених сховищах, підвалах, завалах, палаючих, загазованих, задимлених, або затоплених будинках і виробничих приміщеннях; розкриття розвалених, пошкоджених і завалених захисних споруд і рятування людей, які знаходяться в них; надання першої медичної допомоги потерпілим; винесення потерпілих і евакуація із осередку ураження, небезпечних зон у безпечний район; санітарну обробку людей, ветеринарну обробку сільськогосподарських тварин, знезаражування території, будівель, споруд, продовольства, води, техніки.