Uрез = 80 ч 90% Uн;fрез = 48,5 ч 49,2 Гц.

Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на секции, потерявшей питание, составляет 50-60% Uн.

4.1.7 Требования к устройствам

Частота переменного тока определяется угловой частотой вращения синхронных генераторов, и является одним из основных показателей качества электроэнергии. Отклонение частоты в нормальных режимах от номинального значения fном = 50 Гц не должно превышать = + 0,1 Гц. Допускается кратковременное отклонение частоты не более чем на= + 0,2 Гц.

Длительная работа с пониженной частотой (f < 48 Гц) недопустима, так как при этом снижается скорость вращения электродвигателей, вследствие чего падает их производительность. На промышленных предприятиях это приводит к нарушению технологии производства и браку, а на электрических станциях - к снижению вырабатываемой генераторами мощности и их ЭДС. Дефицит активной мощности увеличивается и возникает дефицит реактивной мощности, что может привести не только к аварийному снижению частоты (лавина частоты), но и к лавинообразному снижению напряжения (лавина напряжения) и нарушению всей системы электроснабжения.

В таких случаях для восстановления заданного режима работы автоматически отключают часть наименее ответственных потребителей с помощью устройств автоматической частотной разгрузки (УАЧР).

Устройства АЧР должны удовлетворять ряду требований:

обеспечивать нормальную работу энергосистем независимо от дефицита активной мощности, характера причин, вызывающих снижение частоты; не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже f = 45 Гц; продолжительность работы с частотой f < 45 Гц не должна превышать 20 с, а с частотой f < 48,5 Гц - 60 с;

обеспечивать отключение потребителей в соответствии с возникшим дефицитом мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения; при этом последовательность отключений должна быть такая, чтобы в первую очередь отключались менее ответственные потребители;

если восстановление нормального режима после действия УАЧР возлагается на устройства автоматики, то УАЧР должно обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания;

действовать согласованно с устройствами АПВ и АВР;

не действовать при кратковременных снижениях частоты.

4.1.8 Выполнение и выбор параметров УАЧР

Так как дефицит активной мощности при разных авариях может быть самым различным, то нагрузка, отключаемая УАЧР при снижении частоты, должна разбиваться на очереди. Это необходимо для того, чтобы избежать отключения лишних потребителей при малых дефицитах активной мощности. Отключаемая нагрузка и количество очередей должны быть такими, чтобы частота в энергосистеме восстанавливалась до номинальной. Применяются две основные категории автоматической частотной разгрузки: УАЧРI и УАЧРII.

Устройство УАЧРI быстродействующее с единой для всех ее очередей выдержкой времени, не превышающей tУАЧРI = 0,3 с, и с разными уставками срабатывания по частоте от fс.р1 = 49...49,2 Гц до fс.рn = 46.52 Гц.

Минимально допустимая ступень селективности fс = 0,1 Гц.

Назначение УАЧРI - сдерживать снижение частоты в первое время развития аварии, не допускать даже кратковременного опускания ее ниже 45 Гц.

Устройство УАЧРII также состоит из очередей, однако с одинаковой уставкой по частоте fАЧРII = 49 Гц; они отличаются друг от друга выдержками времени. Минимальная уставка по времени принимается равной tс.рI = 5...10 с., а максимальная fс.р. n = 60...90 с. Ступень селективности принимается tс = 3 с.

Если за указанное время действием УАЧРI частоту восстановить не удается и она устанавливается (зависает) на недопустимо низком уровне (48 Гц и ниже), то начинают срабатывать очереди УАЧРII и с соответствующими выдержками времени отключают дополнительную нагрузку.

4.1.9 Согласование действия устройств АВР, АПВ, АЧР

Эффективность от внедрения устройств АВР, АПВ, АЧР обеспечивается, если их действия будут между собой согласованы. Так, например, согласованием выдержек времени УАВР, УАПВ, установленных в разных точках сети, можно сохранить питание наибольшего числа потребителей при отключении поврежденного элемента в системе электроснабжения. Действие УАЧР имеет смысл и разгрузка возможна, если отключенные потребители не включаются повторно устройствами АПВ, а устройства АВР не восстанавливают их питание от тех же источников. Действие УАПВ и УАВР необходимо согласовать так, чтобы при повреждении любой из линий и отключении ее соответствующей защитой устройства автоматики попытались восстановить электроснабжение потребителей от своего источника питания. Это значит, что первым после отключения линии должно действовать УАПВ и только после его неуспешного действия потребители устройством АВР подключаются к резервному источнику питания.

4.2 Защита кабельныхлиний 10 кВ

Для линий напряжением 10 кВ с изолированной нейтралью предусматриваются защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. Защиту от многофазных замыканий выполняют в двухфазном исполнении (фазы А, С).

На одиночных линиях с односторонним питанием устанавливают двухступенчатую: I ступень - токовая отсечка, II ступень - максимальная токовая защита.

Максимальная токовая защита должна надежно срабатывать при повреждениях, но не должна срабатывать при максимальных токах нагрузки и ее кратковременных толчках, вызываемых пуском и самозапуском двигателей, колебаниями нагрузки.

Для этой цели необходимо выполнить два условия:

а) ток срабатывания защиты Iс.з. должен быть больше максимального тока нагрузки Iм.макс.;

б) токовые реле, сработав при коротком замыкании в сети, должны надежно возвращаться в исходное положение после отключения короткого замыкания.

Ток возврата защиты:

 (4.23)

где Кн - коэффициент надежности, для цифровых реле на микропроцессорах, Кн = 1,1;

Кз - коэффициент самозапуском двигателей, Кз = 3.

Коэффициент возврата защиты:

(4.24.)

тогда

(4.25.)

Вторичный ток срабатывания реле Iс.р. находится с учетом коэффициента трансформации трансформаторов тока и схемы включения реле, характеризуемой коэффициентом схемы :

(4.26.)

Коэффициент возврата для микропроцессорных реле Кв = 0,96.

Коэффициент чувствительности защиты:

(4.27.)

При двухфазном исполнении защиты Ксх = 1.

Для отходящей линии 10 кВ РП-30 ток срабатывания реле

ток срабатывания защиты

ток возврата защиты

Iв.з. > 1,1·2·400 = 880 А

коэффициент чувствительности защиты

Расчет установок МТЗ на отходящих фидерах 10 кВ подстанции сведены в таблицу.

Таблица 4.1

Наименование фидера	Iс.з., А	Iв.з., А	Iс.р., А	, А в конце линии	Кч
1. РП-29	687,5	660	11,46	1365,87	1,99
2. ТП-461	687,5	660	11,46	1410,7	2,02
3. ТП-543	458,33	440	11,46	922,9	2,01
4. РП-30	916,67	880	11,46	1798,97	1,96
5. РП-31	916,67	880	11,46	1597,78	2,32
6. ТП-258	458,33	440	11,46	913,19	1,97
7. ТП-564	687,5	660	11,46	1382,15	2,01
8. ТП-272	458,33	440	11,46	694,27	2,02
9. РП-15	916,67	880	11,46	1798,97	1,96
10. Интернат	458,33	440	11,46	921,43	2,01

В качестве защиты линий 10 кВ. предусматривается:

- блок микропроцессорной релейной защиты (БМРЗ) предназначенной для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений 6-35 кВ:

- воздушных и кабельных линий электропередачи, секционных и вводных выключателей распределительных подстанций, шкафов секционирования, трансформаторов мощностью до 6,3 МВА, асинхронных двигателей мощностью до 4 МВт.

БМРЗ устанавливаются в релейных отсеках КРУ и КРУН, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций, в том числе атомных, и подстанций 6-10 кВ. Областью применения БМРЗ являются также подстанции электроприводных и газотурбинных компрессорных станций, подземных хранил газа, дожимных компрессорных станций промыслов, нефтеперекачивающих станций местных электростанций и других объектах газовой и нефтяной промышленности. БМРЗ может использоваться в КРУ метрополитен, тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, а также на подстанциях промышленных предприятий.

БМРЗ-цифровое устройство, не уступающее мировым стандартам, построено самой современной элементной базе, осуществляет весь комплекс защит присоединения и, обеспечивая простоту, надежность в эксплуатации, не требует специального технического обслуживания.

Схема защиты приведена на рисунке 4.1.



Рис. 4.1

4.3 Основные характеристики защиты БМРЗ

4.3.1 Максимальная токовая защита (МТЗ)

Трехступенчатая,сускорением,с комбинированным пуском по напряжению и U2, направленная (конфигурация выбирается при заказе и задается программно). Первая и вторая ступени с независимыми времятоковыми характеристиками. Третья ступень с выбором типа характеристики: независимой или зависимой (РТ-80, РТВ-1 и два типа МЭК-255-4).

Таблица 4.2

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки:
По току. А:
для 1 и 2 ступеней	2,50 - 99,99	0,01
для 3 ступени	1,50-25,00	0,01
По времени,с:	0,00 - 99,99	0,01
По напряжению, В:	20-80	1
По напряжению U2>,в	5-20	1

4.3.2 Защита от однофазных замыканий на землю (033)

Одноступенчатая, с независимой характеристикой, с одной или двумя выдержками времени. Может выполняется с контролем тока и (или) напряжения нулевой последовательности, направленная или ненаправленная (конфигурация выбирается при заказе и задается программно).

Таблица 4.3

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По напряжению, В	5-99	1
По току, А (выбор при заказе)	0,005 - 0,250	0,001
	0,05 - 2,50	0,01
	0,50 - 25,00	0,01
	2,50 - 99,99	0,01
По времени, с	0,00 - 20,00	0,01

4.3.3 Смена программ МТЗ и 033

БМРЗ обеспечивает хранение двух наборов уставок и программных ключей функций 033 и МТЗ, включая параметры пуска МТЗ по напряжению. Смена программ производится подачей на вход БМРЗ дискретного сигнала, командой по последовательному каналу или автоматически, при изменении направления мощности.

Защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера (ЗОФ) реализуется методом расчета тока обратной последовательности I2. Фиксацией I2 в момент аварии обеспечивается функция определения места повреждения.

Таблица 4.4

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По току 12, А	0,2-10,0	0,1
По времени, с	1-50	1

4.3.4 Защита минимального напряжения (ЗМН)

Выполняется с контролем двух линейных напряжений и напряжения обратной последовательности.

Предусмотрена возможность блокировки ЗМН при пуске МТЗ и внешним дискретным сигналом.

ЗМН может действовать как с контролем, так и без контроля положения выключателя. При введенном контроле (по сигналу "РПВ") ЗМН срабатывает только при включенном выключателе. Контроль положения выключателя может быть выведен, например, при использовании ЗМН в качестве "делительной автоматики".

Таблица 4.5

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По напряжению U<,в	20-80	1
Напряжение срабат.U2>	5-20	1
По времени, с	0,1 -99,9	0,1

4.3.5 Защита от снижения напряжения при включении выключателя (ЗСН)

Вводится на 1 с после получения сигнала о включении выключателя. Пускается при снижении линейного напряжения или при появлении напряжения обратной последовательности.

Таблица 4.6

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По напряжению U<,в	20-80	1
Напряжение срабат.U2>,в	5-20	1
По времени, с	0,20- 1,00	0,01

4.3.6 Дальнее резервирование при отказе защит или выключателей, отходящих от шин линий (ДР)

Функция дальнего резервирования (ДР) является ненаправленной максимальной защитой по реактивной составляющей тока с независимой выдержкой времени, с блокировкой по минимальному напряжению и с пуском по току обратной последовательности.

Таблица 4.7

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По реактивным сост.фазных токов, А	1,0-5,0	0,1
По времени Трз, с	1,0-5,0	0,1
По напряжению U1, в	10- 100	1
По времени блокир.ДрпоU1,с	5,0-15,0	1,0
По току I2, А	0,4
По времени наличия тока I2, с	0,08

4.4 Функции автоматики и управления выключателем

4.4.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Двукратное с возможностью блокировки одного или обоих циклов. Оба цикла АПВ могут блокироваться входными дискретными сигналами, при неисправности БМРЗ или выключателя, при срабатывании логической защиты шин, при срабатывании первой ступени МТЗ. Программно может быть задана блокировка второго цикла АПВ при появлении напряжения ЗЦо.

Таблица 4.8

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
Выдержка времени: Первый цикл, с второй цикл, с	0,5-99,99 2-99	0,01 1

4.4.2 Резервирование отказов выключателя (УРОВ)

БМРЗ отходящих линий комплектуются УРОВ-датчиками, БМРЗ вводов - УРОВ-приемниками. Сигнал "УРОВд" выдается при невыполнении команды на отключение выключателя, снимается по факту возврата защит.

Таблица 4.9

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
По времени Туров, с	0,05 - 2,00	0,01

4.4.3 Логическая защита шин (ЛЗШ)

БМРЗ отходящих линий комплектуются датчиками ЛЗШ, БМРЗ вводов - приемниками. Возможна реализация одного из двух вариантов логической защиты шин - с последовательным или параллельным соединением датчиков.

4.4.4 Автоматическое включение резерва (АВР)

Выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ и двух БМРЗ-ВВ, или двух БМРЗ-ВВ с контролем напряжения, U2, и частоты на рабочей секции, напряжения на резервной секции и напряжения до выключателя. Предусмотрена блокировка АВР при наличии ЗUо и по дискретным сигналам.

Предусмотрена возможность выполнения АВР без выдержки времени по команде на дискретный вход (при срабатывании защит трансформатора, при работе технологической автоматики и т. д.).

Предусмотрена возможность автоматического восстановления схемы нормального режима после АВР (ВНР).

Таблица 4.10

* Уставка:	Диапазон уставки:	Дискретность уставки;
Пуск АВР по напряжению	20-80%Uном	1%Uном
По времени тавр, с	0,1 -60,0	0,1
"Разрешение АВР":
по напряжению	80% Uном
по частоте, Гц	45,0 - 50,0	0,1
по из, в	5-20	1

4.4.5 Управление выключателем

БМРЗ может управлять любым типом выключателя: масляным выключателем, вакуумным выключателем типа ВВ/ТЭД производства ф. «Таврида-Электрик», и другими.

Обеспечивается местный и дистанционный режимы управления выключателем, защита от многократного включения, а также диагностика исправности.

Определение направления мощности и диагностика фазировки (ОНМ)

Определение направления мощности осуществляется по величине фазового тока;

между током IA (IC) и напряжением Uвс (Uав) отдельно для каждой пары сигналов. Направление мощности определяется по первой гармонической составляющей сигналов ток напряжения.

Противоположная фазировка пар входных сигналов Ia, Uвс и Iс, Uав обнаруживается системой самодиагностики БМРЗ.

4.5 Функции сигнализации

БМРЗ обеспечивает следующие виды сигнализации:

- светодиодную на лицевой панели: состояние защит, автоматики, положения выключат исправности блока и выключателя;

- дискретными сигналами (выходными реле), аварийная и предупредительная сигнализация, неисправность блока и выключателя, а также другие сигналы по заказу;

- по последовательным каналам.

4.6 Измерения и контроль

* Фазные токи

* Максиметр фазного тока

*Активная и реактивная составляющие тока прямой последовательности

* Линейные или фазные напряжения

* Активная и реактивная мощность

* Частота

* Ток и напряжение нулевой последовательности

* Ток и напряжение обратной последовательности

* Счетчик аварийных отключений

* Суммарный ток отключений по фазам

* Счетчик пусков и срабатываний каждой защиты

* Счетчик успешных и неуспешных циклов АПВ

4.7 Технические возможности

Гибкая аппаратно-программная архитектура БМРЗ позволяет адаптировать устройство к индивидуальным требованиям каждого заказчика.

* На базе БМРЗ легко создаются любые сетки вторичных схем. БМРЗ может управлять одним или несколькими коммутационными аппаратами (выключателями) со стандартными схемами управления, а также выключателями типа ВВ-ТЭЛ. Обеспечивается контроль положения, исправности и ресурса выключателя.

* Связь БМРЗ по стандартным последовательным каналам RS232 с ПЭВМ и (или) RS485 (ВОЛС) с АСУ позволяет дистанционно вести настройку БМРЗ, измерения, управление и контроль присоединения. Скорость обмена - от 300 до 19200 бит/с.

* С помощью протоколов обмена RP-BUS, МОD-BUS БМРЗ объединяются в информационно-управляющий комплекс КИУ-РЗА, который может выступать в виде самостоятельной SСАDА системы или подключаться в виде подсистемы нижнего уровня к различным АСУ, например АСУ «ВЕНЕЦ».

* Во время работы блок осуществляет автоматическую самодиагностику и выдает сигнал при обнаружении неисправности. Расширенная проверка работоспособности блока может быть произведена оператором в режиме «Тест».

* Память блока, после снятия питающего напряжения, обеспечивает хранение уставок и конфигурации защит в течение всего срока службы. Хранение параметров девяти последних аварийных событий, информации об общем количестве, а также о времени пусков и срабатываний защит, количестве отключений выключателя и циклов АПВ обеспечивается, без питания, в течение 200 часов.

* Смена конфигурации защит, блокировок и уставок осуществляется с санкционированным доступом с пульта блока или дистанционно.

* Функция календаря и часов позволяет фиксировать время событий с дискретностью 10 мс. Точность хода часов ± 3 с в сутки без корректировки и ± 10 мс с корректировкой по каналу RS 485.

* Текущие параметры сети и параметры аварийных событий могут быть представлены в первичных или вторичных величинах.

* При срабатывании защиты автоматически фиксируется осциллограмма действующих значений 5 аналоговых сигналов (сигналы определяются при заказе) и временная диаграмма 8 дискретных сигналов. Длина осциллограммы 9 с, предыстория - 1 с, дискретность - 10 мс. Чтение осциллограммы по каналам RS 232 или RS 485 (ВОЛС).

* Имеется возможность организации технического учета электроэнергии в комплекте со счетчиком с телеметрическим выходом.

4.8 Защита сборных шин

Защита сборных шин 10 кВ осуществляется при помощи МТЗ трансформаторов реагирующих на сквозные КЗ. Для защиты шин 110 кВ применим полную дифференциальную защиту. Трансформаторы тока устанавливают на всех присоединениях. Они имеют одинаковые коэффициенты трансформации независимо от мощности присоединения. В качестве реле тока используют дифференциальные реле типа РНТ - 567. В сетях с изолированной нейтралью (110 кВ.) защита устанавливается в двух фазах.

Ток срабатывания дифференциального реле выбирается по двум условиям:

- по условию отстройки тока небаланса при сквозных КЗ

(4.28)

А.

где Iнб расч - расчетный ток небаланса [15].

- по условию отстройки от рабочего тока наиболее мощного присоединения (на случай обрыва вторичных цепей трансформаторов тока)

(4.29)

A.

За расчетное принимаем наибольшее Iсз = 281.64 А.

4.9 Регулирование напряжения трансформаторов

Обмотки высшего напряжения понижающих трансформаторов снабжаются регулировочными ответвлениями, с помощью которых можно получить коэффициент трансформации, нисколько не отличающегося от нормального. Необходимость в этом объясняется тем, что напряжение в разных точках линии электропередачи, куда могут быть включены понижающие трансформаторы, отличаются друг от друга и, как правило отличаются от нормального первичного напряжения. Кроме того напряжение в любом месте линии может изменяться из-за колебаний нагрузки. Но так как напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора во всех случаях должно быть равно номинальному или незначительно отличаться от него, то возможность изменения коэффициента трансформации становится необходимой.

Регулировочные ответвления делаются в каждой фазе, либо вблизи нулевой точки, либо по середине обмотки.

Соединение ответвлений осуществляется посредством переключателя. На каждую фазу устанавливают отдельный переключатель. Для получения пяти ступеней коэффициента трансформации применяют переключатели с шестью металлическими стержнями. Стержни попарно соединяются контактными кольцами.

Вал, вращающий контактные кольца, связан штангой с рукояткой на крышке бака

Рис. 4.2. Схема работы переключателя ответвлений

Широкое применение получило регулирование напряжения под нагрузкой. Переключения с одного ответвления на другое осуществляется без разрыва цепи рабочего тока. С этой целью обмотки каждой фазы снабжаются специальным переключающим устройством, состоящим из реактора Р, двух контакторов К1 и К2 и переключателя с двумя подвижными устройствами.

Регулирование напряжения обычно автоматизируется или осуществляется дистанционно (со щита управления).

Рис. 4.3. Последовательность переключений контактов под нагрузкой

4.9.1 Назначение устройства АРТ-1Н

Устройство АРТ-1Н (автоматический регулятор трансформаторов напряжения) предназначено для управления электроприводами с РПН как в составе комплексной системы автоматического регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов под нагрузкой (СРКТ), так и самостоятельное устройство.

Устройство АРТ-1Н обеспечивает автоматическое регулирование напряжения на подстанциях, как с плавно, так и с резко изменяющейся нагрузкой и имеет возможности введения:

- коррекции уровня регулирования напряжения по току нагрузки одной или группы линий;

- внешнего изменения уставки по напряжению;

- контроля блокировки и сигнализации при неисправности элементов тракта регулирования и электроприводов РПН;

- группового управления, контроля и блокировки при рассогласовании параллельно работающих трансформаторов;

- внешнего направленного ограничения регулирования.

Устройство АРТ-1Н обеспечивает управление и контроль электроприводов отечественного производства и зарубежного, обладающих сходными характеристиками и имеющих время переключения от 2,5 до 12 с.

4.9.2 Технические данные АРТ-1Н

Питание цепей измерения напряжения устройства АРТ-1Н осуществляется от измерительного трансформатора напряжения с номинальным вторичным напряжением 100 В частоты 50 Гц.

Питание цепей токовой компенсации блока ДТ осуществляется от измерительного трансформатора тока с номинальным вторичным током 5А и 1А.

Питание силовых цепей БАР осуществляется напряжением 220 В частоты 50 Гц.

Выход «Команда» блока БАР релейный обеспечивает не менее 200000 переключений РГТН при коммутируемой мощности не более 30 ВА.

Установка блока БАР по напряжению регулируется в пределах от 85 до 115 % от величины номинального напряжения.

Устройство АРТ-1Н сохраняет работоспособность при предельных температурах окружающего воздуха от - 40 °С до + 16 °С.

Устройство АРТ-1Н обеспечивает исключение ложных переключений электроприводов РПН, не более чем на одну ступень регулирования и возможность сигнализации при неисправности элементов трактов регулирования блока БАР и электроприводов РПН.

Выход «Сигнализация» блока БАР рассчитан на подключение внешних устройств сигнализации и обеспечивает не менее 5000 переключений.

4.10 Оперативный ток

Оперативный ток на подстанции выпрямленный 220 В. Предусматривается аккумуляторная батарея и два аппарата управления оперативным током АУОТ-20-220-УХЛ4.

Аппарат управления оперативным током АУОТ-20-220-УХЛ4 (АУОТ) предназначен для непрерывного обеспечения потребителей стабилизированным напряжением постоянного тока.

Характеристики:

Питающая сеть 3х380 В +10 ч -15%, 50(60)Гц ± 2%.

Выходное постоянное напряжение 190ч250 В

Номинальный выходной ток 20 А

Максимальный выходной ток 24 А

Коэффициент пульсаций выходного напряжения, не более 1.5 %

Коэффициент полезного действия, не мене е0.97

Резервирование два независимых силовых блока + аккумуляторная батарея

Время переключения силовых блоков ? 4 с.*

Время включения аккумуляторной батареи - без пропадания выходного напряжения

Степень защиты IP21

Показатели надежности:

Средняя наработка на отказ АУОТ в режимах и условиях, предусмотренных настоящим руководством, должна быть не менее 5000 часов.

Среднее время восстановления - не более 1 часа.

Средний срок службы - не менее 15 лет, ресурс 45000 часов при х=80%. Средний срок службы устанавливается с учетом замены отказавших комплектующих изделий и монтажных проводов.

* Во время переключения выходное напряжение поддерживается аккумуляторной батареей

4.11 Конструкция и состав

Конструктивно АУОТ выполнен в виде шкафа настенного исполнения с односторонним обслуживанием. Вместе с тем, возможна установка на подставке.

АУОТ функционально состоит из силовой части, включающей в себя два независимых силовых блока, платы датчиков и системы управления.

Также в состав аппарата входят автоматические выключатели, которые имеют следующее назначение:

- QF18 первый трехфазный ввод 3х380В;

- QF19 второй трехфазный ввод 3х380В;

- QF1 подключение входного выпрямителя 1-го силового блока к инвертору;

- QF4 подключение входного выпрямителя 2-го силового блока к инвертору;

- QF3 подключение одного из входных выпрямителей к инверторам обоих силовых блоков, при этом неиспользуемый входной выпрямитель должен быть отключен;

- QF2 подключение выхода 1-го силового блока к выходной шине;

- QF5 подключение выхода 2-го силового блока к выходной шине;

- QF20 подключение аккумуляторной батареи к выходной шине;

- QF6чQF17 подключение потребителей оперативного тока к выходной шине, имеются три группы автоматических выключателей с номинальными токами 6А, 16А и 25А.

Блок-схема АУОТ представлена на рис 4.4.

Рис. 4.4 Блок-схема АУОТ

РНФ1, РНФ2 - реле наличия фаз

РКИ3 - реле контроля изоляции

АБ - аккумуляторная батарея

4.12 Система автоматизации и диспетчерского управления MicroSCADA

Внедрение систем автоматизации и диспетчерского управления на современной цифровой технике коренным образом повышает качество и надежность процессов производства, передачи и распределения электроэнергии. Система

MicroSCADA, поставляемая компанией «АББ Автоматизация», специально разработана для решения задач автоматизации и диспетчерского управления в энергетике и полностью адаптирована к российским условиям. На сегодняшний день в России находятся в эксплуатации около 50 систем на базе MicroSCADA. В результате оснащения энергообъектов системами автоматизации, микропроцессорными средствами противоаварийной автоматики и релейной защиты достигается существенный экономический эффект за счет оптимизации режимов производства, передачи и распределения энергии, предотвращения аварийных ситуаций и минимизации ущерба в случае их возникновения. Благодаря внедрению программно-технических средств автоматизации в энергетике достигается:

* снижение риска повреждения оборудования и травматизма персонала за счет автоматизации контроля состояния оборудования и диспетчерского управления

* снижение затрат на текущий и капитальный ремонт за счет использования высоконадежной техники АББ

* снижение эксплуатационных затрат и продление срока службы оборудования за счет автоматизации контроля ресурса оборудования, полноценной паспортизации

* снижение затрат на содержание персонала за счет внедрения технологий автоматического управления и малообслуживаемой техники

* снижение потерь за счет выявления оборудования, предрасположенного к повышенной аварийности, путем анализа ретроспективной информации

* более рациональное использование энергоресурсов за счет автоматического контроля, учета и анализа энергопотребления, использования оптимальных стратегий управления

* экономия при расчетах за энергоресурсы

* экономия электроэнергии за счет применения современных частотно-регулируемых электроприводов

Система MicroSCADA представляет собой многофункциональную открытую программно-аппаратную среду для построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами энергетического назначения

4.12.1 Функции АСУ Э на базе MicroSCADA

а) Базовые SCADA-функции

* Сбор информации с низовых устройств, в том числе МП РЗА

* Ведение базы данных реального времени

* Отображение информации на экранах мониторов и панелях щитов

* Контроль состояния и удаленное управление оборудованием

* Предупредительная и аварийная сигнализация

* Отчеты о событиях и тревогах с возможностью фильтрации

* Архивация и хранение ретроспективной информации

* Протоколирование событий и действий оператора

* Настраиваемые экранные формы

* Русифицированный интерфейс

* Графики, таблицы, ведомости, отчеты различной формы

* Контроль уровней доступа пользователей

* Резервирование компонентов системы

* Самодиагностика системы

* Гибкие средства администрирования

б) Специализированные функции АСУ Э

* Специализированная библиотека компонентов

* Удаленный просмотр и изменение уставок устройств МП РЗА

* Удаленное считывание осциллограмм с цифровых регистраторов

* Средства анализа действия защит

* Контроль изменения уставок МП РЗА

* Диагностика первичного оборудования

* Быстрая локализация мест повреждений

* Контроль режима работы генератора

* Бланки переключений

* Технический и/или коммерческий учет электроэнергии

* Контроль качества электроэнергии

* Высокая точность регистрации событий

* Привязка к астрономическому времени

* Динамическая раскраска шин на схеме объекта

* Автоматизированный контроль безопасности в местах проведения работ

* Оперативные блокировки при управлении устройствами

5. Оценка экономической эффективности

5.1 Экономический эффект от реконструкции подстанции

ПС-110/10 кВ, построенная в 1965 году, выполнена КРУН наружной установки серии К-37. Релейная защита выполнена на основе электромеханических реле, ОРУ-110 кВ. выполнено оборудованием малой надежности. Реконструкция подстанции позволяет повысить точность и надежность работы оборудования, расширить функциональные возможности, сократить транспортные, монтажные и наладочные расходы, а также расходы на капитальный и текущий ремонты. Кроме того, в результате автоматизации и повышения производительности труда сокращается численность обслуживающего персонала. Реконструкция подстанции требует соответствующих капитальных затрат.

5.2 Методика определения показателей экономической эффективности проекта

Расчет экономической эффективности инвестиционного проекта осуществляется в два этапа: на первом этапе производится ориентировочная оценка с целью определения целесообразности разработки данного проекта в полном объеме; на втором этапе проводятся полномасштабные исследования эффективности проекта.

Для оценки эффективности промышленных инвестиций применяются следующие показатели [18]:

чистый дисконтированный доход (ЧДД);

внутренняя норма доходности (ВНД);

срок окупаемости капитальных вложений (Т);

рентабельность проекта (Р).

Перечисленные показатели являются результатами сопоставлений распределенных во времени доходов с инвестициями и затратами на производство. В качестве базового момента приведения разновременных доходов и расходов принимается дата начала реализации проекта.

Чистый дисконтированный доход определяется по следующей формуле:

, (5.1)

где ЧД_t - чистый доход (чистый поток платежей, чистый поток денежной наличности) в году t;

t = 0,1,2…- годы реализации проекта;

d - ставка дисконтирования.

Если ЧДД больше нуля, проект является эффективным и может приниматься к реализации. Если ЧДД меньше нуля, проект отвергается. Если ЧДД равен нулю, проект не прибыльный и не убыточный.

ЧД включает в качестве дохода чистую прибыль ЧП и амортизационные отчисления А, в качестве расхода капитальные вложения К, а также вложения на создание или прирост оборотных средств К_об:

. (5.2)

Чистая прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, использующего проект, рассчитывается по формуле:

, (5.3)

где П - прибыль от реализации проекта;

Н - сумма налогов на прибыль и на имущество.

Налоги на имущество и на прибыль определяются следующим образом:

, (5.4)

, (5.5)

где N_ИМ=2% - норма налога на имущество;

N_ПР = 35% - норма налога на прибыль.

Внутренняя норма доходности определяется из уравнения:

, (5.6)

где d^* - ставка дисконтирования, при которой ЧДД равняется нулю, при этом данная норма дисконтирования и есть величина ВНД.

Уравнение решается в среде EXCEL c использованием встроенных экономических функций.

Экономический смысл ВНД заключается в том, что при ставке ссудного процента (процент по депозитному вкладу), равной ВНД, вложение финансовых ресурсов в данный проект даст в итоге тот же суммарный доход, что и помещение их в банк на депозитный счет.

Если ставка ссудного процента меньше ВНД проекта, то инвестирование средств в данный проект выгодно и наоборот.

При финансовом анализе инвестиционных проектов отбирают для реализации те проекты, которые имеют ВНД не ниже заранее заданных значений.

Срок окупаемости капитальных вложений обычно применяется при предварительной оценке экономической эффективности капитальных вложений. Он равен периоду времени, в течение которого инвестиции будут возращены за счет доходов, полученных от реализации проекта.

Уравнение для определения срока окупаемости:

, (5.7)

где t_н - момент начала производства продукции с использованием проекта, соответствует моменту окончанию проекта (строительства);

Т- срок окупаемости;

К - сумма капитальных вложений (единовременных затрат) в проект (без приведения к концу освоения).

Величина Т находится путем последовательного суммирования ряда дисконтированных доходов до тех пор, пока не будет получена сумма, равная объему капитальных вложений.

Рентабельность (индекс доходности проекта) определяется как отношение дисконтированных доходов к дисконтированным на ту же дату инвестиционным расходам:

, (5.8)

где K_t - капитальные вложения в году t;

t_c - момент окончания капитальных вложений (окончание строительства объекта).

Если рентабельность равна единице, то проект не прибыльный и не убыточный (приведенные доходы равны приведенным инвестициям), в данном случае норма дисконта равна ВНД.

Если рентабельность больше единицы (больше 100 %), то инвестиционный проект имеет доходность.

Если рентабельность меньше единицы, то проект неэффективен при данной ставке дисконта.

Все рассмотренные показатели эффективности проекта тесно связаны между собой, т.е. если проект эффективен по одному показателю, то он, как правило, будет эффективен по другим показателям.

Все перечисленные показатели рассчитываются на основе исходных данных. Исходные данные должны быть рассчитаны по годам реализации проекта.

5.3 Исходные данные для расчета показателей экономической эффективности

В расчете показателей экономической эффективности проекта используются следующие показатели:

Численность персонала до реконструкции - 6 чел, после реконструкции - 2 чел;

средняя годовая заработная плата одного работника (с учетом социальных отчислений) ЗП=120 тыс.руб.;

норма амортизационных отчислений N_а=10%;

ставка налога на имущество N_и=2%;

ставка налога на прибыль N_п=35%;

ставка дисконтирования d=10%.

5.4 Определение капитальных вложений по проектам

Затраты оборудование и материалы на реконструкцию приведены в таб. 5.1.

Таблица 5.1

Оборудование	После реконструкции в тыс. руб.
Трансформаторы напряжения	120
Трансформаторы тока	180
Выключатели 110 кВ.	700
Разъединители 110 кВ.	350
Силовые трансформаторы	1400
ТСН	80
ОПН и разрядники 110 кВ.	30
ОПН и разрядники 10 кВ.	4
КРУ, КРУН	1850
РЗА	750
Материалы	460
Итого:	5924

Исходными данными для определения капитальных вложений являются также затраты на транспортировку (З_т), монтаж (З_м) и наладку (З_н) внедряемого устройства, определяемые по формулам:

, (5.9)

, (5.10)

. (5.11)

Значения коэффициентов в формулах (5.9) - (5.11) приведены в табл. 5.2.

Таблица 5.2

Показатель	Обознач.	Величина
1. Норма затрат на ремонт, % - капитальный - текущий	N1 N2	2,6 1,8
2. Коэффициент, учитывающий транспортные расходы, %	Кт	16,0
3. Коэффициент, учитывающий расходы на монтажные работы, %	Км	7,3
4. Коэффициент, учитывающий расходы на наладочные работы, %	Кн	6,7

Расчет капиталовложений сведен в табл. 5.3.

Таблица 5.3 - Объемы капиталовложений по проекту

Капиталовложения	Обознач.	Величина после реконструкции
1. Общая стоимость, тыс.руб	Сс	5924
2. Транспортные расходы, тыс.руб	Зт	947,84
3. Монтажные расходы, тыс.руб	Зм	432,45
4. Наладочные расходы, тыс.руб	Зн	396,08
Итого, тыс.руб	К	7700,37

5.5 Определение эксплуатационных расходов

Годовые эксплуатационные расходы текущие затраты определяются по формуле:

Годовые текущие затраты определяются:

, (5.11)

где годовые затраты на капитальный и текущий ремонт

(5.12)

где n = 4.4% норматив отчислений на капитальный и текущий ремонт;

годовые затраты на заработную плату

(5.13)

годовые затраты на потери электроэнергии. Складываются из потерь в трансформаторах (потери холостого хода и нагрузочные), а также из потерь, связанных с нарушениями электроснабжения потребителей (недоотпуск электроэнергии).

Расчет годовых текущих затрат по вариантам приведен в таблице 5.4.

Таблица 5.4

Затраты	Обозначения	Величина
		До реконструкции	После реконструкции
Годовые затраты на капитальный и текущий ремонт, тыс. руб.	ЗРем	2244.47 (по факту)	338.82
Годовые затраты на заработную плату, тыс. руб.	Ззп	720	240
Годовые потери электроэнергии в трансформаторах
холостого хода, кВт.ч	Wxx	183960	275940
нагрузочные, кВт.ч	Wн	660410	363678
Снижение недоотпуска электроэнергии (экспертно 0.5% от расчетной нагрузки), кВт.ч	W	-	1105000
Тариф на электроэнергию. руб/1000 кВт.ч		777	777
Годовые затраты на потери электроэнергии	ЗW	1514,7	497
Итого, тыс. руб	С	4479.17	1075.82

Ежегодная экономия текущих затрат после реконструкции составит:

Э = С1 С2 = 4479.17 1075.82 = 3403.35 тыс. руб.

Величина амортизационных отчислений для проектируемой системы определится по формуле

, тыс.руб. (5.14)

5.6 Определение показателей экономической эффективности

Расчет показателей экономической эффективности при использовании проектируемой системы сведен в табл. 5.5.

Таблица 5.5 - Показатели экономической эффективности при использовании проектируемой системы

Показатель	Обозначение	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1. Капитальные вложения	К	7700.37
2. Амортизационные отчисления	А	-	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04	770.04
3. Текущие затраты	С	-	454.82	454.82	454.82	454.82	454.82	455.82	456.82	457.82	458.82	459.82
4. Экономия эксплуатационных затрат	Э	-	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35	3403.35
5. Прибыль	П	-	2178.49	2178.49	2178.49	2178.49	2178.49	2177.49	2176.49	2175.49	2174.49	2173.49
6. Налог на прибыль	Nп	-	762.47	762.47	762.47	762.47	762.47	762.12	761.77	761.42	761.07	760.72
7. Налог на имущество	Nи	-	138.61	123.21	107.81	92.40	77.00	61.60	46.20	30.80	15.40	-0.00
8. Чистая прибыль	ЧП	-	1277.41	1292.81	1308.22	1323.62	1339.02	1353.77	1368.52	1383.27	1398.02	1412.77
9. Чистый доход	ЧД	-7700.37	2047.45	2062.85	2078.25	2093.65	2109.05	2123.80	2138.56	2153.31	2168.06	2182.81
10. Накопленный чистый доход	НЧД	-7700.37	-5652.92	-3590.07	-1511.82	581.84	2690.89	4814.70	6953.25	9106.56	11274.61	13457.42
11. Коэффициент дисконтирования	Кд	1.000	0.909	0.826	0.751	0.683	0.621	0.564	0.513	0.467	0.424	0.386
12. Чистый дисконтированный доход	ЧДД	-7700.37	1861.32	1704.84	1561.42	1429.99	1309.56	1198.83	1097.42	1004.53	919.47	841.57
13. Накопленный чистый дисконтированный доход	НЧДД	-7700.37	-5839.05	-4134.22	-2572.79	-1142.80	166.76	1365.59	2463.01	3467.54	4387.01	5228.57

На основании полученных результатов построены графики зависимости, показанные на рис. 5.1.

Рис. 5.1.

Расчет зависимости накопленного чистого дисконтированного дохода от ставки дисконтирования сведен в табл. 5.6. и на рис. 5.2

Таблица 5.6

Дисконт	0	0.05	0.1	0.15	0.2	0.25	0.3	0.35
ЧДД	13457.40	8590.54	5228.55	2833.83	1079.89	-237.63	-1250.22	-2044.68

Рис. 5.2

5.7 Выводы

В результате выполненных расчетов были определены показатели экономической эффективности проекта.

На основании приведенных выше расчетов можно сделать вывод, что реконструируемая ПС-110/10 кВ в результате сокращения расходов на текущий и капитальный ремонты, уменьшения численности обслуживающего персонала и снижения потерь электроэнергии позволяет значительно снизить годовые текущие затраты.

6. Безопасность и экологичность проекта

Всякая деятельность человека несет в себе определенный фактор риска, связанный как с деятельностью самого этого человека, так и с деятельностью окружающих его коллег. Деятельность - активное преобразование человеком окружающего мира с целью получения каких-либо благ. Абсолютно безопасной деятельности не существует.

Основной целью мероприятий по охране труда является ликвидация травматизма и профессиональных заболеваний. Кроме того, проведение мероприятий по улучшению условий труда дает также существенный экономический эффект за счет повышения производительности труда и снижения затрат на восстановление утраченной трудоспособности.

Меры по обеспечению безопасности труда должны предусматриваться на стадии проектирования и при вводе в действие объектов и оборудования системы. Все мероприятия по охране труда проводятся с целью защиты участников трудового процесса от воздействия опасных и вредных факторов, характеризующих условия его проведения.

Основными нормами являются:

1) параметры окружающей среды - климат, уровень шума, запыленность, освещенность и

2) параметры обслуживания - видимость, механические колебания, конструкция и форма средств обслуживания и другие факторы, относящиеся к устройству рабочего места.

6.1 Безопасность труда

6.1.1 Общая оценка условий труда

Общая оценка условий труда устанавливается:

- по наиболее высокому классу и степени вредности отдельных факторов;

- если три и более факторов класса 3.1, то общая оценка - 3.2;

- если два и более фактора классов 3.2, 3.3, 3.4, то общая оценка - на одну степень выше;

- при уменьшении времени действия вредного фактора - общая оценка уменьшается, но не менее класса 3.1.

Класс условий труда в зависимости от содержания вредных веществ в воздухе рабочей зоны - 3.1.

Класс условий труда при работе с биологическим фактором - 2.

Класс условий труда в зависимости от уровня шума и вибрации рабочих мест 3.1.

Класс условий труда при действии электромагнитных излучений 3.1. Класс условий труда по показателям микроклимата для производственных помещений в теплый период года 2.

Класс условий труда по показателю WBGT-индекса для производственных помещений в теплый период года 2.

Класс условий труда по показателям микроклимата для производственных помещений в холодный период года 2.

Класс условий труда в зависимости от параметров световой среды производственных помещений (для постоянных рабочих мест) -3.1. Класс условий труда по показателям тяжести трудового процесса - 3.1 -Класс условий труда по показателям напряженности трудового процесса -3.1.

Общая оценка условий труда - 3.2.

6.1.2 Заземляющие устройства

Заземление ОПУ, ЗРУ и ОРУ обеспечивается существующим контуром заземления, что обеспечивает необходимое сопротивление, которое не должно превышать 4 Ом.

6.1.3 Молниезащита

Молниезащита осуществляется существующими молниеотводами, установленными на площадке реконструируемой подстанции.

6.1.4 Производственная санитария

Микроклимат производственных помещений - климат внутренней среды этих помещений, который действующими на организм человека сочетаниями температуры, влажности и скорости воздуха, а также температуры окружающих поверхностей. Оптимальные микроклиматические условия - сочетания параметров микроклимата, которые при длительном и систематическом воздействии на человека обеспечивают сохранение нормального функционального состояния организма без напряжения реакций терморегуляции. Они обеспечивают ощущение теплового комфорта и создают предпосылки для высокого уровня работоспособности.

Шум состоит из звуков с большим количеством составляющих частот и представляет собой непериодические колебания среды. Оценивается по уровню звука и громкости. Уровень шума является мерой фактических колебаний воздушного давления.

6.2 Экологичность проекта

Экологической оценке подвергаются: технологический процесс, химические вещества, транспортные средства, машины и агрегаты, загрязняющие окружающую среду отходами, шумом, излучениями и др. При оценке экологичности руководствуются правилами и нормами, изложенными в санитарных и природоохранных законодательных документах. Наиболее объективным критерием, используемым при оценке экологичности проекта, является ущерб, наносимый народному хозяйству загрязнением окружающей среды. Рассчитывается ущерб трех видов: фактический, возможный и предотвращенный.

Под фактическим ущербом понимают урон, наносимый народному хозяйству в результате загрязнения окружающей среды. Возможный ущерб-это ущерб народному хозяйству, который мог бы возникнуть в случае отсутствия природоохранных мероприятий. Под предотвращенным ущербом понимают разность между возможным и фактическим ущербом.

Технологический процесс считается экологически более безопасным и рекомендован к внедрению, если количество выбросов при эксплуатации новой техники меньше, чем при эксплуатации старой.

Оборудование, используемое в производстве, является экологически чистым.

6.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

По статическим материалам, путем экспертной оценки или другими методами определяют наиболее вероятные внутренние и внешние чрезвычайные ситуации (ЧС). Из внутренних чрезвычайных ситуаций можно привести пожары по разным причинам, отключение электроэнергии, хищение проводов и материалов содержащих цветные металлы.

6.3.1 Отключение электроэнергии

Отключение электроэнергии происходит при аварийных и ненормальных режимах работы в системе электроснабжения релейной защитой. При отключении электроэнергии могут возникнуть чрезвычайные ситуации, при которых отсутствие напряжения может негативно сказаться на потребителях электроэнергии .

6.3.2 Снятие проводов и шин

Характер и масштабы хищений на линиях электропередач создают серьезную угрозу нормальному функционированию электроснабжения. Предметом хищений стали: провода, кабели, узлы и детали оборудования, содержащего цветные металлы, уголки металлических опор, ограждения подстанций, масло из трансформаторов и другие материальные ценности.

Некоторые предприятия и организации совместно с правоохранительными органами проводят через средства массовой информации разъяснительную работу среди населения, в том числе и об ответственности за умышленное хищение и повреждение энергетического оборудования.

Отдельными предприятиями и организациями для предотвращения случаев хищения осуществляются дополнительные мероприятия по защите энергообъектов и усилению охраны. Так, уголки на опорах закрепляются электросваркой, обиваются металлом двери, усиливаются запоры, замки на помещениях, временно отключенные ВЛ ставятся под охранное напряжение. На подстанциях устанавливается охранная сигнализация с выводом сигнала на диспетчерский пункт. Проводится работа по ограждению территорий железобетонным забором с козырьком из колючей проволоки. На некоторых предприятиях устанавливаются телевизионные системы сигнализации наблюдения за объектами. Увеличивается численность военизированной и сторожевой охраны. Проводятся работы по временному демонтажу резервных линий электропередачи, трансформаторных подстанций, трансформаторов с электроустановок потребителей с сезонной нагрузкой с целью складирования энергооборудования на охраняемых объектах.

6.3.3 Внешние ЧС

Внешние ЧС происходят на автомобильных и железных дорогах, соседних предприятиях. Учитывают те внешние ЧС, в зону действия которых попадает предприятие. Это могут быть разливы нефти, бензина, пропана споследующим взрывом и пожаром. При разливах АХОВ (аммиак, хлор и т. д.) предприятие может попасть в зону заражения.

Рассмотрим, например, что в 50 км. железная дорога. Необходимо определить степень разрушений при разливе 50 т. хлора на железной дороге.

При свободном разливе толщина слоя АХОВ принимается равной 0,05 м. Образуется первичное облако пара (мгновенное испарение) и вторичное облако пара (испарение слоя жидкости).

Определяют эквивалентное количество вещества по первичному облаку (по отношению к хлору) по формуле:

(тонн), (6.1)

где К₁- коэффициент, зависящий от условий хранения АХОВ;

К_z - коэффициент, равный отношению пороговой токсодозы хлора к пороговой токсодозе другого АХОВ;

- количество разлившегося при аварии вещества.

Определяют эквивалентное количество вещества Qэ1 по вторичному облаку в тоннах по формуле:

(6.2)

где: К₂ - коэффициент, зависящий от свойств АХОВ;

d плотность АХОВ, т/м ;

h толщина слоя АХОВ, м.

 = 29,85

Определяем максимальное значение глубин зон заражения первичным Г1 и вторичным Г2 облаком АХОВ. Полная глубина зоны заражения Г (км) определяется по формуле:

Г = Г' +0,5 Г"(км) (6.3)

где: Г - наибольшее значение из Г1 и Г2;

Г" - наименьшее значение из Г1 и Г2.

Г=57,33+0,5-42,09=78,4 12

Количество пострадавших при разливе хлора на большинстве предприятий определяется из расчета, что пострадает 100% из находящихся вне здания и 50% находящихся внутри здания.

6.3.4 Вывод

После проделанной работы можно сделать вывод об экологичности и безопасности реконструируемой подстанции 110/10 кВ. «Граничная». Меры по электробезопасности выполнены по действующим в настоящее время методикам и в соответствии с требованиями ПУЭ, что позволяет говорить о том, что данная подстанция является электробезопасной по отношению к работающим. Рассмотрена чрезвычайная ситуация по разливу хлора в близи от объекта реконструкции при котором произойдет разрушение подстанции и пострадают люди.