Выбор схемы развития районной электрической сети

(6.4)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(6.5)

где - мощность потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора

Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

, (6.6)

откуда (6.7)

Сечение соединительных проводов определяем по формуле:

(6.8)

где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.

Таблица 6.3

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка по фаза, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
Счётчик активной мощности	СА-И670М	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной мощности	СР-4И676	2,5	2,5	2,5
Итого:		6	5	5,5

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

Ом

Для ТФЗМ 110-У1 Ом

Допустимое сопротивление провода: Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому , тогда

мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм²

Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

Ом

Таблица 6.4

Расчёт трансформатора тока 110кВ.

Расчётные данные	Данные ТФЗМ-110-У1
=110 кВ	=110 кВ
=229 А	=300 А
=10,082 кА	=80 кА
=10,51 кА2*с	=1200 кА2*с
=1,08 Ом	=1,2 Ом

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 300/5А, класс точности 0,5Р,10Р/10Р.

6.3.4. Выбор трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке ,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности. При этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, принимается суммарная мощность всех трёх фаз, а для соединённых по схеме открытого треугольника - удвоенная мощность одного трансформатора;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузка приборов определяется по формуле:

(6.9)

Таблица 6.5

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ.

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Общая потребная мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-335	2,0	1	1	0	1	2
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3
Счётчик активной мощности	СА-И670М	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Счётчик реактивной мощности	СР-4И676	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Итого:							20	36,5

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения ВА.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-58 со следующими параметрами

- =110кВ

- номинальное напряжение обмотки:

o первичной -110000/v3В;

o основной вторичной - 100/v3В;

o дополнительной вторичной - 100В;

- номинальная мощность в классе точности 0,5 =400ВА.

- предельная мощность 2000ВА.

6.3.5. Выбор токоведущих частей.

Токоведущие части со стороны 110кВ выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока.

[1] при Т_max=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия.

(6.10)

где - ток нормального режима, без перегрузок;

- нормированная плотность тока, А/мм²

(6.11)

мм²

Принимаем сечение АС-185/24,

Проверяем провод по допустимому току

229А<520А

Проверка на схлёстывание не выполняется, так как <50кА.

Проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка на коронирование.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряжённости электрического поля, кВ/см

(6.12)

где - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82).

- радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

(6.13)

где - линейное напряжение,кВ

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз ,

где - расстояние между соседними фазами, см.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более .

Таким образом, условие образования короны можно записать в виде:

кВ/см

кВ/см

17,63<29,22

Таким образом провод АС-185/24 по условиям короны проходит.

6.4. Выбор схемы распределительного устройства низкого напряжения (РУНН).

В РУ 10кВ в основном применяется схема с одной секционированной системой шин. Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счёт ограничения ТКЗ, и для обеспечения надёжной работы релейной защиты на ПС применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций. Если для ограничения ТКЗ устанавливаются трансформаторы с расщеплёнными обмотками, то применяются две одиночные, секционированные выключателем, системы шин.

В проектируемой схеме для ограничения ТКЗ принимаем следующие мероприятия:

- используем расщепление обмоток НН;

- используем две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин;

- отключим секционные выключатели.

Выбираем схему РУ 10кВ - две одиночные, секционированные выключателем, системы сборных шин, с раздельной работой двух трансформаторов и используем расщепление обмоток на НН.

6.5. Выбор оборудования РУНН.

Выбор выключателей на стороне НН.

Рассчитаем максимальный ток нагрузки, который будет протекать через вводные и секционные выключатели при отключенном трансформаторе и включенных секционных выключателях.

При равномерном распределении нагрузки между расщеплёнными обмотками трансформатора максимальный рабочий ток для цепей ввода и секционных выключателей

(6.14)

Для отходящих присоединений:

(6.15)

В качестве РУ НН выбираем КРУН серии К-47 с выключателем ВКЭ-10-31,5/1600 У3 для ячеек ввода и секционных выключателей, и ВКЭ-10-31/630 У3 для ячеек отходящих линий.

Расчётные величины меньше паспортных данных выключателей, поэтому выбираем выключатели этого типа.

Таблица 6.6

Выбор выключателей на стороне 10кВ.

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя для ячеек ввода и секционных выключателей ВКЭ-10-31/1600УХЛ3	Каталожные данные выключателя для ячеек отходящих линий ВКЭ-10-31/630УХЛ3
	10кВ	10кВ	10кВ
	1201А 109,2А	1600А -	- 630А
	16,349кА	31,5кА	31,5кА
	39,698кА	80кА	80кА
	414 кА2*с	31,52*4=3969кА2*с	31,52*4=3969кА2*с

6.6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность обслуживающего персонала, так как цепи низкого и высокого напряжения разделены, а также позволяют унифицировать конструкцию измерительных приборов и реле.

Трансформаторы тока (ТТ) выбираем по следующим условиям:

- по конструкции и классу точности;

- по напряжению установки ;

- по первичному току ;

Номинальный первичный ток должен быть как можно ближе к расчётному току, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

- по термической стойкости ;

- по вторичной нагрузке ;

Рабочий ток нагрузки, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при работе обоих трансформаторов и равномерном распределении нагрузки по секциям РУ НН):

(6.16)

Определим максимальный рабочий ток, протекающий по вводным выключателям 10кВ (при отключении одного из трансформаторов и включенных секционных выключателей):

(6.17)

(6.18)

(6.19)

Из справочника [1] выбираем трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с =1500А, =1500/5А, класс точности вторичной обмотки 0,5/10Р.

Данные расчётов сведены в табл. 6.7

Таблица 6.7

Выбор трансформаторов тока 10кВ.

Расчётные данные	Данные ТЛШ 10 У3
=10 кВ	=110 кВ
=1201 А	=1500 А
=39,698 кА	=81 кА
=961 кА2*с	=2976 кА2*с
=0,76 Ом	=0,8 Ом

Таблица 6.8

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Прибор	Тип	Нагрузка по фаза, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
Счётчик активной мощности	СА-И670М	2,5	2,5	2,5
Счётчик реактивной мощности	СР-4И676	2,5	2,5	2,5
Итого:		6	5	5,5

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов:

Ом

Для ТФЗМ 110-У1 Ом

Допустимое сопротивление провода: Ом

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 60м.

мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4мм²

Ом

Таким образом, вторичная нагрузка составляет:

Ом

Выбор трансформатора напряжения на НН.

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке .

Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения приведена в

табл. 6.9

Таблица 6.9

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10кВ.

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Общая потребная мощность
							Р, Вт	Q, Вт
Вольтметр	Э335	2,0	1	1	0	1	2
Счетчик активной мощности (ввод 10кВ)	СА-И670М	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Счетчик реактивной мощности (ввод 10кВ)	СР-4И676	2,5	3	0,38	0,925	1	7,5	18,2
Счетчик активной мощности (линии 10кВ)	СА-И670М	2,5	3	0,38	0,925	6	45	109,5
Счетчик реактивной мощности (линии 10кВ)	СР-4И676	2,5	3	0,38	0,925	6	45	109,5
Итого:							105	255,4

Вторичная нагрузка трансформатора

(6.20)

Выбираем трансформатор напряжения НТМК-10-71У3.

Три трансформатора напряжения на одной секции, соединённых в звезду, имеют мощность: 3*120=360ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформатора напряжения на второй секции аналогичен.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности.

6.7. Выбор токоведущих частей на НН.

В цепях линий 6-10кВ вся ошиновка и шины в шкафах КРУ выполняется прямоугольными алюминиевыми шинами, медные шины не используются из-за большой их стоимости.

При токах до 3000А применяют одно- и двухполосные шины, при больших рекомендуется применять шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта, а также лучшие условия охлаждения.

Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10кВ из проводников прямоугольного или коробчатого профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах. Шинодержатели, с помощью которых шины закреплены на изоляторах, допускает продольное смещение шин при их удлинении из-за нагрева. При большой длине шин устанавливаются компенсаторы из тонких полосок того же материала, что и шины.

Наибольший ток в цепях низкого напряжения:

(6.21)

Выбираем алюминиевые однополосные шины сечением 80х8. Расположение шин горизонтальное, расстояние между изоляторами 1,4м, расстояние между фазами 0,8м

Проверка по условию длительного протекания тока:

; 1201<1320А

Проверка на термическую стойкость:

(6.22)

где - термический коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике (табл.3.14 [4]).

Проводник сечением будет термически стойким, если выполняется условие: .

, (6.23)

что меньше принятого сечения шин 640мм².

Проверка шин на электродинамическую стойкость и расчёт длины пролёта между изоляторами.

Изменяя длину пролёта необходимо добиться того, чтобы механический резонанс был исключён, т.е. . Определим минимальную длину пролёта:

(6.24)

Где - длина полета между изоляторами, м; - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴ ; - поперечное сечение шины см²

При вертикальном расположении шин момент инерции будет равен:

(6.25)

При горизонтальном:

(6.26)

Длина пролета между изоляторами при вертикальном расположении шин:

(6.27)

Длина пролета между изоляторами при горизонтальном расположении шин:

(6.28)

Механический расчет однополосных шин

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, Н/м , определяется:

(6.29)

Где - ударный ток; - расстояние между фазами

Так как расстояние между фазами значительно больше периметра шин, то коэффициент формы К_ф = 1.

(6.30)

Равномерно распределенная сила F создает изгибающий момент, Нм:

(6.31)

Где L - длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

(6.32)

Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, Мпа

(6.33)

Где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³

(6.34)

(6.35)

Шины механически прочны, если

- допустимое механическое напряжение в материале шин,

Выбранные шины механически прочны, т.к. 7,86< 75

6.8. Собственные нужды и оперативный ток.

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

Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов - это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессорной.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Нагрузка СН подстанции определяется как по установленной мощности (Ру), с применением и подсчитывают по формуле:

(6.36)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять

При двух трансформаторах СН с постоянным дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия:

(6.37)

- коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током (рис.6.2). Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.

Рис. 6.2 Схема питания собственных нужд.

Таблица 6.10

Нагрузка собственных нужд подстанции.

Вид потребителя	Установленная мощность			Нагрузка
	Единицы, КВт*кол-во	Всего, кВт			, кВт	, кВт
Охлаждение ТРДН25000/110	2,5х2	5	0,85	0,62	5	3,1
Подогрев выключателей и приводов	15,8х2	31,6	1	0	31,6
Подогрев шкафов КРУН	1х22	22	1	0	22
Подогрев приводов разъединителей	0,6х8	4,8	1	0	4,8
Отопление, освещение, вентиляция		60	1	0	60
ОПУ
Освещение ОРУ-110кВ		2	1	0	2
					125,4	3,1

Расчётная нагрузка при Кс=0,8:

(6.38)

Принимаем два трансформатора ТМ-100 кВА. При отключении одного трансформатора, второй будет загружен на 125,44/100=1,254 , т.е. меньше чем на 40 %, что допустимо.

6.9. Выбор ограничителей перенапряжений.

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа

ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1

7. Конструктивное выполнение подстанции.

К конструкциям РУ предъявляются следующие основные требования:

1. Надёжность - применительно к конструкциям РУ надёжность достигается за счёт выполнения двух основных правил:

- соблюдение допустимых расстояний между токоведущими частями;

- взаимное расположение токоведущих частей различных цепей;

2. Безопасность - применительно к конструкциям РУ безопасность достигается за счёт исключения попадания обслуживающего персонала под напряжение:

- расположение токоведущих частей на высоте;

- сооружение ограждений.

3. Ремонтопригодность - вывод в ремонт какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны по возможности, приводить к потере питания исправных.

4. Пожаробезопасность - сведение к минимуму вероятности возникновения пожара.

5. Возможность расширения - возможность подключение к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части.

6. Простота и надёжность - для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала.

7. Экономичность - минимальная стоимость при условии выполнения выше перечисленных требований.

Классификация РУ делится по типу исполнения и по типу конструкций.

По типу исполнения:

- открытые РУ (ОРУ) - оборудование, расположенное на открытом воздухе. Достоинство ОРУ - невысокая стоимость, хорошая обозреваемость, высокая ремонтопригодность. Недостатки - большая занимаемая площадь, нет защиты от воздействия внешней среды;

- закрытые РУ (ЗРУ) - оборудование, расположенное внутри здания. Достоинство ЗРУ - малая занимаемая площадь, защита от воздействия внешней среды, высокая безопасность. Недостатки - высокая стоимость, плохая обозримость, затруднённость проведения ремонтов.

По типу конструкций:

- сборные РУ - оборудование РУ собирается на месте сооружения;

- комплектные РУ (КРУ) - оборудование РУ собирается в блоки (ячейки) на заводе изготовителе, а на месте сооружения из блоков монтируется РУ. Достоинства КРУ - индустриальность изготовления и монтажа, резкое сокращение сроков монтажа (по сравнению со сборными РУ), высокая безопасность. Недостатки КРУ - относительно высокая стоимость и высокая металлоёмкость.

Выбор типа конструкции определяется условиями площади сооружения и климатическими условиями в районе сооружения.

РУ 110кВ выполнено открытыми (ОРУ) по типовой компановке с учётом возможности расширения (габоритах схемы) двойная система сборных шин с обходной). РУ 10кВ выполнено с помощью ячеек

КРУН К-47.

8. Релейная защита понижающего трансформатора.

Решение о выборе защиты понижающего трансформатора на подстанции принимается с учётом особенностей её электрической схемы, места в энергосистеме, токов и мощности оборудования, а также вид оперативного тока, применяемого на подстанции.

На трансформаторах номинальной мощностью более 6300кВА устанавливаются следующие виды защит:

- дифференциальная защита от повреждений в силовом трансформаторе и на его выводах;

- газовая защита от повреждений внутри бака;

- максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по минимальному напряжению, токовая защита обратной последовательности, дистанционная защита от коротких замыканий во внешней сети.

Вид установленной защиты зависит от мощности силового трансформатора и величины токов короткого замыкания;

- МТЗ от симметричной перегрузки.

8.1. Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора.

Расчёт дифференциальной токовой защиты выполняется на реле серии ДЗТ-11, рекомендуемого для использования в схемах защиты силовых трансформаторов.

Выбор параметров защиты включает определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора. По этим токам определяются вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока. Расчёт приведён в табл.8.1

Таблица 8.1

Значение первичных и вторичных токов в плечах защиты.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
		110кВ	10кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А
Схема соединения трансформаторов тока	-	Д	?
Коэффициент трансформации	-	300/5	1500/5
Первичный ток в плечах защиты, А

В качестве основного плеча защиты принимается сторона высшего номинального напряжения трансформатора - сторона110кВ.

Расчёт ТКЗ приведён в разделе 5 настоящей работы.

Предварительное определение первичного тока срабатывания защиты выполняется с учётом отстройки от броска тока на намагничивание при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой тормозную обмотку, как правило, рекомендуется присоединять на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток.

; (8.1)

где - первичный номинальный ток основной стороны

Максимальный первичный ток небаланса в дифференциальной обмотке, используемый для определения числа витков тормозной обмотки БНТ может быть найден по соотношению:

(8.2)

Определяем числа витков рабочей обмотки БНТ реле для основной стороны 110кВ и для стороны 10кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчёты сводятся в табл. 8.2

Таблица 8.2

Подсчёт числа витков обмотки БНТ реле для основной и не основной сторон трансформатора.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне
Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны: - расчётное - предварительно принятое		18
Число витков обмотки ННТ реле для не основной стороны: - расчётное предварительно принятое		14

Принимаются к использованию следующие числа витков: витков, что соответствует:

(8.3)

Определение токов из приложения I-7

В случае раздельной работы трансформаторов

Ток приведённый к высшему напряжению 110кВ

В случае параллельной работы трансформаторов

Ток приведённый к высшему напряжению 110кВ

Ток, протекающий через один трансформатор

Для определения расчётным является наибольшее значение

Расчёты сводятся в табл. 8.3

Таблица 8.3

Подсчёт числа витков тормозной обмотки.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Первичный расчётный ток небаланса с учётом составляющей при КЗ на шинах НН, А
Число витков тормозной обмотки БНТ реле - расчётное - принятое		8

Проверка чувствительности защиты при КЗ между двумя фазами в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует:

(8.4)

(8.5)

Определим чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение:

Ток, протекающий со стороны ВН:

Ток, протекающий со стороны НН:

(8.6)

(8.7)

По рабочей обмотке протекает сумма токов с ТА высокой стороны и ТА с низкой стороны:

(8.8)

(8.9)

по графику [рис.129]

8.2. Расчёт МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению выполняется на реле тока типа РТ-40, фильтра-реле напряжения типа РНФ-1М и реле минимального напряжения РН-54.

МТЗ с пуском по минимальному напряжению устанавливается на сторонах высшего и низшего напряжения силового трансформатора. Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена рассматриваемая защита, по выражению:

(8.10)

где - коэффициент надёжности, учитывающий ошибку в определении токов и необходимый запас, принимаемый

- коэффициент возврата токового реле .

При установке защиты на стороне силового трансформатора с РПН необходим учёт возможного увеличения номинального тока на 5%.

Реле минимального напряжения включается на трансформаторы напряжения шин низшего напряжения.

Напряжение срабатывания защиты:

(8.11)

, (8.12)

- при выполнении пуска по напряжению с помощью реле минимального напряжения и реле обратной последовательности.

Выдержка времени МТЗ согласуется с временем действия защит отходящих присоединений соответствующей стороны, т.е. МТЗ на НН согласуется с МТЗ присоединений низкой стороны защищаемого трансформатора.

; ; (8.13)

Расчёт МТЗ на стороне высшего напряжения.

(8.14)

(8.15)

(8.16)

Проверка чувствительности защиты на стороне высшего напряжения:

(8.17)

Расчёт МТЗ на стороне низшего напряжения:

(8.18)

(8.19)

Определение коэффициента чувствительности защиты:

- на стороне низшего напряжения (8.20)

- на стороне высшего напряжения (8.21)

Определение напряжения срабатывания защиты согласно (8.12)

(8.22)

(8.23)

(8.24)

Проверка чувствительности защиты показала, что МТЗ удовлетворяет требования, предъявляемые к чувствительности защиты и может применяться в качестве резервной защиты трансформатора.

8.3. Расчёт МТЗ от перегрузки.

Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора.

Ток срабатывания защиты на НН:

(8.25)

(8.26)

Время действия защиты от перегрузки выбирается больше, чем время действия всех присоединений.

9. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА.

9.1. Краткое описание проектируемого объекта.

В данном проекте проектируется трансформаторная подстанция 110/10кВ. На подстанции установлены масляные выключатели на стороне 110кВ наружной установки. Оборудование 10кВ находится в шкафах КРУН.

9.2. Вредные и опасные факторы.

Электромагнитные поля.

В ОРУ и вблизи линий электропередачи, особенно 110 кВ и выше, токоведущими частями создается переменное электромагнитное поле. Оно характеризуется в основном напряженностью электрической составляющей поля Е, В/м, которая в РУ напряжением 10 кВ на высоте роста человека может достигнуть достаточно больших значений. Напряженность магнитной составляющей поля незначительна - 10-20 А/м, поэтому ее влиянием пренебрегают.

Электрическое поле неблагоприятно влияет на центральную нервную систему человека, вызывает учащенное сердцебиение, повышенное кровяное давление и температуру тела. Работоспособность человека падает. Он быстро утомляется. Воздействие на человека электрического поля зависит от его напряженности и длительности пребывания в зоне влияния.

Нормы для электрической напряженности (без применения защитных средств), согласно ГОСТ 12.1.00б-84[б] приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1

Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле

Напряженность поля Е, кВ/м	5	10	15	20	25
Допустимое время пребывания в электрическом поле	8ч	3ч	1,5ч	10мин	5мин

В электроустановках 330 кВ и выше применяют сетчатые экраны, навешивают экранирующие козырьки и тросы, которые надежно заземляют. Козырьки устанавливают под шкафами аппаратуры управления, щитками и сборками. Навесы устанавливают над проходами и участками ОРУ, с которых осматривается оборудование. Также используют временные передвижные экраны.

Для защиты от воздействия электрического поля применяют защитные костюмы из металлизированной ткани, снабженные гибким проводом для заземления. Этот костюм полностью экранирует тело человека и исключает протекание по нему емкостного тока.

Шум и вибрация.

В результате гигиенических исследований установлено, что шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечно-сосудистой и нервной систем.

Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека, они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно сосудистой систем, а также опорпо-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями, головокружением, повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития.

Эффект воздействия вибраций на человека зависит от их характеристик (амплитуда, частота, период). Общие воздействия связаны с резонансными колебаниями отдельных частей тела и внутренних органов. Например, резонансная частота отдельных частей тела и внутренних органов (желудок, органы брюшной полости) равна 7-8 Гц, резонансная частота глазного яблока - 80 Гц. Колебания с указанными частотами на рабочих местах весьма опасны, так как могут вызвать разрывы и повреждения органов человека.

При вибрациях малой частоты и переменного периода, которые ощущаются как тряска или толчки, могут возникать опасные перемещения тела, ушибы. Выполнение рабочих движений затруднено. Плавные низкочастотные колебания ощущаются как качка. Укачивание ("морская болезнь") возникает, как правило, при повышенной чувствительности рецепторов вестибулярного аппарата и внутренних органов.

Нормативным документом для нормирования шума является ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ указанные в табл. 9.2.

Таблица 9.2

Допустимые уровни звукового давления и уровни звука.

Уровень звукового давления [дБ] Октавы со среднегеометрическими частотами [Гц]
63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
99	92	86	83	80	78	76	74
Уровень звука, дБА
не более 85

Согласно ГОСТ 12.4.012-75 установлены предельно допустимые параметры вибрации, указанные в табл. 9.3.

Таблица 9.3

Частота колебаний, Гц	Амплитуда наибольших перемещений при колебаниях, мм	Скорость колебательных движений, мм/с
2	1,28	11,5
4	0,28	5
8	0,056	2
16	0,028	2
31,5	0,014	2
63	0,0072	2

Строительные нормы и правила СНиП 11-12-77 предусматривают защиту от шума строительно-аккустическими методами:

а) звукоизоляция ограждающих конструкций,

б) установка в помещениях звукопоглощающих конструкций,

в) применение глушителей аэродинамического шума,

г) правильная планировка и застройка территорий городов.

А также одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках.

Методами снижения вибрации являются:

а) снижение вибрации в источнике ее возникновения,

б) конструктивные методы (виброгашение, виброденфирование - подбор определенных видов материалов, виброизоляция),

в) организационные меры,

г) организация режима труда и отдыха,

д) использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей).

Освещение.

Из общего объема информации человек получает через зрительный канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит от освещения: неудовлетворительно количественно или качественно оно не только утомляет зрение, но и вызывает утомление организма в целом. Нерациональное освещение может явиться причиной травматизма. Неправильная эксплуатация может привести к взрыву, пожару и несчастным случаям. При неудовлетворительном освещении, кроме того, снижается производительность и увеличивается брак продукции. Используется три вида освещения -- естественное, искусственное и совмещенное.

Для оценки условий освещения пользуются понятием освещённости Е, измеряемой в люксах (лк.).

ОРУ подстанции освещается естественным светом, КРУН - боковым односторонним.

Оценка количественной характеристики естественного освещения выражается через КЕО в процентах. КЕО - отношение естественной освещённости, создаваемой светом, к значению одновременно наружной горизонтальной освещённости, создаваемой светом полного открытого небосвода, %:

(9.1)

Факторы, учитываемые при нормировании искусственного освещения:

1. Характеристика зрительной работы;

2. Минимальный размер объекта различения с фоном;

3. Разряд зрительной работы;

4. Контраст объекта с фоном;

5. Светлость фона (характеристика фона);

6. Система освещения;

7. Тип источника света.

Кроме освещенности следует учитывать такие параметры света как:

1. направление светового потока;

2. отсутствие резкой границы в яркости рабочих поверхностей и окружающего поля зрения;

3. отсутствие слепящего действия источника света;

4. равномерность и постоянство освещения в зоне обзора и в поле зрения;

5. благоприятный спектр света, близкий к дневному;

Если по технико-экономическим причинам нельзя обеспечить оптимум, то освещение должно быть не менее предельно-допустимого.

Для работы в тёмное время суток на ОРУ и в КРУН применяется искусственное освещение. Искусственное освещение подразделяется на рабочее и аварийное освещение.

Рабочее освещение - освещение, необходимое для осуществления трудового процесса.

Аварийное освещение - освещение для продолжения работы при отключении рабочего освещения.

Рабочее освещение ОРУ 110кВ выполняется прожекторами, установленными на осветительных мачтах. Освещение КРУН предусмотрено светильниками с газоразрядными лампами.

Нормы освещённостей для искусственного освещения рассматриваются в СНиП-II-4-79.

Питание источников аварийного освещения осуществляется от независимых источников питания. Для аварийного освещения применяются светильники с лампами накаливания.

Электробезопасность.

Основная опасность при обслуживании РУ подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности является открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией, которая может оказаться по каким либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое, термическое, электрическое. Оно вызывает различные нарушения в организме , вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма.

Существует два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи и электрофтальмия. При электрическом ударе воздействию тока подвергается нервная система, что может привести к остановке сердечной и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется множеством факторов, например длительностью прохождения тока, путём прохождения тока через тело, родом тока, индивидуальными особенностями человека.

Пороговые значения тока ;

1) пороговый ощущаемый ток 5-7 мА/50Гц

2) пороговый не отпускающий ток 10-15 мА/50Гц

3) пороговый фибриляционный ток 70-100 мА/50Гц

Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала - это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям. Для этого необходимо ограждать все токоведущие элементы установок и использовать защитные средства, которые делятся на основные и дополнительные.

Основные защитные средства - средства, которые выдерживают рабочее напряжение и позволяют производить работы непосредственно на токоведущих частях.

Дополнительные защитные средства - средства, которые не позволяют производить работы на токоведущих частях.

В пределах территории подстанции возможно замыкание на землю в любой точке. В месте перехода тока в землю, если не предусмотрены особые устройства для проведения тока в землю, возникают значительные потенциалы, опасные для людей, находящихся вблизи. Для устранения этой опасности на подстанции предусматривают заземляющие устройства, назначение которых заключается в снижении потенциалов до приемлемых значений.

На площадке РУ вдоль рядов оборудования, подлежащего заземлению, укладываются проводники в землю на глубине 0,7 м. Предусматриваем также проводники в поперечном направлении. Таким образом, образуется сетка с квадратными или прямоугольными ячейками. Сетку дополняют некоторым числом вертикальных проводников.

9.3. Меры безопасности при обслуживании.

Оперативное обслуживание электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования, контроль и учёт электроэнергии, оперативные переключения. Обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно-ремонтным персоналом. Обязанности, закреплённые за персоналом данной электроустановки, определяются местными инструкциями, в которых изложены конкретные меры по электробезопасности и пожаробезопасности применительно к эксплуатационному персоналу.

При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000В старший в смене или дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже IV, а в ЭУ до 1000В - не ниже III.

Осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением, сопряжён с опасностью поражения элекрическим током, которая возникает при случайном прикосновении к токоведущим частям или приближении к ним на расстояние, когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую дугу. Во избежании поражения электрическим током во время осмотра действующих ЭУ, необходимо соблюдать следующие меры безопасности. При осмотре ЭУ напряжением выше 1000В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером.

При обнаружении во время осмотра случайного замыкания токоведущих частей на землю, запрещается до отключения повреждённого участка приближаться к месту замыкания менее 8м на ОРУ и 4м в ЗРУ во избежании поражения шаговым напряжением. Если необходимо приближение к месту КЗ, то следует применять средства защиты (диэлектрические боты, калоши). В ЭУ до 1000В во время осмотра электрооборудования запрещается выполнять какие либо работы на этом оборудовании, за исключением работы, связанные с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и приближаться к ним на опасные расстояния.

Смена сгоревших плавких вставок предохранителя должна выполняться при снятом напряжении. Смену плавких вставок закрытых предохранителей допускается производить под напряжением, но при отключенной нагрузке. Эта работа выполняется с применением индивидуальных средств защиты от электрополражения.

Оперативные переключения в РУ подстанции производится дежурным или оперативным ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала, в соответствии с установленным на предприятии режима работы.

В РУ выше 1000В сложные оперативные переключения, производимые более чем на одно присоединение, должны выполняться двумя лицами, Одному лицу из числа дежурного или оперативного персонала разрешается выполнять переключения только в ЭУ, оборудованных блокировками разъединителей, не допускающие их отключение под нагрузкой.

Техническими мероприятиями по обеспечению безопасности работ в ЭУ являются:

1. Отключение ремонтируемого электрооборудования и принятия мер против его ошибочного включения.

2. Установка временных ограждений не отключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов.

3. Присоединение переносного заземления.

4. Ограждение рабочего места и вывешивание на них разрешающего плаката.

При работе вблизи токоведущих частей находящихся под напряжением, необходимо обеспечить соответствующее расположение работающих по отношению к токоведущим частям, соблюдая минимальные расстояния до них. Недопустима работа в согнутом положении, если при выпрямлении, расстояние от любой точки тела до токоведущих частей будет менее допустимого. В помещениях, особо опасных в отношении поражения электрическим током людей, запрещены все виды работ.

Оценка опасных и вредных факторов, воздействующих на персонал обслуживающий подстанцию 10 кВ, и меры по предотвращению этих факторов.

При эксплуатации объекта возможны следующие опасные факторы:

1. поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям;

2. поражение электрическим током при прикосновении к токоведущим частям нормально не находящихся под напряжением;

3. влияние электромагнитного поля на организм;

4. поражение электрическим током при работе с неисправным инструментом и средств индивидуальной и коллективной защиты;

5. поражение обслуживающею персонала, находящегося в зоне растекания электрического потенциала при замыкании на землю;

6. возможность падения персонала с высоты;

7. возможность поражения персонала при проведении коммутационных операций;

8. др. факторы.

Для предотвращения влияния опасных факторов на персонал, необходимо предусматривать следующие мероприятия:

1. персонал должен действовать согласно ПТБ при работе в электроустановках;

2. должна проводится ежегодная проверка знаний, инструктаж по технике безопасности;

3. при невозможности ограничения времени пребывания персонала под воздействием электрического поля необходимо применить экранирование рабочих мест: экраны над переходами, экранирующие козырьки и навесы над шкафами управления, съёмные экраны при ремонтных работах.

4. установка заземляющего контура, заземление и зануление оборудования;

5. соблюдение расстояний до токоведущих частей;

6. выполнение организационно технических мероприятий для безопасного проведения работ.

9.4. Пожаробезопасность.

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.

Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушения и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом.

При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:

- короткие замыкания;

- перегрузки;

- повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;

- перенапряжение;

- возникновение токов утечки;

- неаккуратное обращение с огнём;

- неправильное проведение сварочных работ.

При возникновении аварийных ситуации происходит резкое выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной возникновения пожара. На долю пожаров, возникающих в электроустановках приходится 20%.

Таблица 9.4

Статистические данные о пожарах

Основные причины	%
Короткое замыкание	43
Перегрузки проводов/кабелей	13
Образование переходных сопротивлений	5

Режим короткого замыкания -- появление электрического искрения, частиц расплавленного металла, электродуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.

Причины возникновения короткого замыкания:

- ошибки при проектировании;

- старение изоляции;

- увлажнение изоляции;

- механические перегрузки.

Пожарная опасность при перегрузках -- чрезмерное нагревание отдельных элементов, которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение.

Пожарная опасность переходных сопротивлений -- возможность воспламенения изоляции или др. горючих близлежащих материалов от тепла, возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах, переключателях и др.),

Пожарная опасность перенапряжения -- нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов, проходящих через них, за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

Пожарная опасность токов утечки -- локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями.

В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:

а) предотвращение образования горючей среды;

б) предотвращение образования в горючей среде или внесения в неё источников зажигания;

в) поддержание температуры и давления горючей среды ниже максимально допустимых по горючести;

г) уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести.

Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается системой предотвращения пожара путём организационных и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него.

Классификация взрыво и пожароопасных зон помещений в соответствии с ПУЭ.

Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий правила устройства электроустановок выделяют пожаро- и взрывоопасные зоны.

Пожароопасные зоны -- пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, как при нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.

П-I - помещения, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61 °С.

П-II- помещения, в которых выделяются горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости > 65 г/м³

П-IIа - помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества.

П-III - пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61 °С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м³.

Взрывоопасные зоны -- помещения или часть его или вне помещения, где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть I или II степени огнестойкости. Степень огнестойкости зданий и сооружений определяется группой возгораемости и пределом огнестойкости их основных строительных конструкций (несущие стены, перекрытия и т.д.). Конкретные данные приведены в табл. 9.6.

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется временем в часах от начала испытания конструкции на огнестойкость до возникновения одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий, через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности конструкции в среднем более чем на 140 °С или в любой точке этой поверхности более чем на 180 °С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более 220 °С независимо от температуры конструкции до испытания;

в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).

Таблица 9.5

Группа возгораемости и минимальные пределы огнестойкости основных строительных конструкций, ч

Основные строительные конструкции	Степень огнестойкости зданий или сооружений
	I	II
Несущие стены, стены лестничных клеток, колонны	Несгораемые 2,5	Несгораемые 2,0
Наружные стены из навесных панелей и наружные фахверковые стены	Несгораемые 0,5	Несгораемые 0,25
Плиты, настилы и другие несущие конструкции междуэтажных и чердачных перекрытий	Несгораемые1,0	Несгораемые0,75
Плиты, настилы и другие несущие конструкции покрытий	Несгораемые0,5	Несгораемые0,25
Внутренние несущие стены (перегородки)	Несгораемые0,5	Несгораемые0,25
Противопожарные стены (брандмауэры)	Несгораемые2,5	Несгораемые2,5

9.5. Оценка экологичности проекта.

Влияние подстанции на окружающую среду крайне разнообразно. Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150-200 А/м, возникающих на расстояниях до 1-1,5 м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением .

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля Е и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м -180 мин; 15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течении суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

9.6. Оценка чрезвычайных ситуаций

Произведём оценку чрезвычайных ситуаций - их последствие, меры предотвращения и меры по ликвидации.

Обрыв линии и короткое замыкание на линиях. Данная ситуация может привести к снижению напряжения у потребителей, соответственно к снижению качества выпускаемой продукции. Для предотвращения данной ситуации необходимо особо ответственные потребители запитывать по двум одноцепным линиям и от двух независимых источников питания. Для восстановления нормального режима работы линии, необходимо использовать системную автоматику: АВР и АПВ. При успешном АПВ линия может вернуться в нормальный режим работы, в противном случае применяется АВР и вызывается служба линии для восстановления линии.

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

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

Для предотвращения возникновения пожара необходима противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.

Пример дерева причин и опасностей рассмотрим для наиболее опасного случая - пожара на подстанции:

Рис. 9.1 Дерево причин и опасностей

Начальные условия возникновения ЧС:

1. пригорели контакты отключающего реле. При этом контакты реле не

перекинулись, и сигнал на катушку отключения не пошел;

2. не сработала катушка отключения выключателя;

3. не сработал привод выключателя;

4. старение изоляции в самом трансформаторе;

5. не соблюдение правил ТБ при работе на действующем электрооборудовании;

6. природный катаклизм (ураганный ветер, наводнение, землетрясение, удар молнии и т. д.);

7. нарушение норм и правил проведения сварочных работ;

8. провисание проводов и сильное загрязнение изоляторов;

9. брак сборки и наладки панелей защиты, слабое крепление проводов в клеммнике, а также невыполнение требований правил ПТЭ электроустановок;

10. сломалась автоматика управления отопительными приборами;

11. повышенный режим потребления электроэнергии потребителями;

12. наличие легковоспламеняющихся предметов.

9.7. Грозозащита и заземление подстанции.

Изоляция электроустановок должна работать надежно как при длительно приложенных напряжениях промышленной частоты, так и при возникающих в эксплуатации перенапряжениях грозового характера. Грозовые перенапряжения возникают при прямом ударе молнии в землю, а так же при ударе молнии в предметы или объекты находящиеся вблизи электрических установок. От грозовых перенапряжений все электрические установки должны иметь специальную защиту. Основные элементы защиты - разрядники. От прямых ударов молний электрические установки защищаются стержневыми или тросовыми молниеотводами. Защита осуществляется молниеотводами, установленными непосредственно на металлических конструкциях (порталах) и отдельно стоящими молниеотводами.