Проектирование понизительной подстанции

Проектирование понизительной подстанции

Аннотация электрическая схема понизительная подстанция В данном курсовом проекте спроектирована электрическая часть понизительной подстанции 110/10 кВ. В процессе проектирования подстанции был осуществлён выбор числа, типа и мощности силовых трансформаторов, главной схемы подстанции, электрических аппаратов и проводников.

Введение

Электроэнергетика относится к отрасли, определяющей научно-технический прогресс. Она должна развиваться опережающими темпами. Электрические сети современных электрических систем отличаются весьма сложной конфигурацией, большим количеством разнохарактерных элементов объединенных для совместной работы. Такое развитие невозможно без экономических расчетов, анализа и сопоставлений. В частности рациональное и экономное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования, а так же оптимальная расстановка — представляет собой сложную и ответственную задачу.

Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования, сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними соединениями.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части электростанции (подстанции), так как он определяет полный состав элементов и связей между ними.

Из сложного комплекса условий можно выделить основные требования к схемам подстанций:

1. Надежность электроснабжения потребителей

2. Приспособленность к проведению ремонтных работ

3. Оперативная гибкость электрической схемы

4. Экономическая целесообразность Задачами курсового проекта является определение типа, числа и мощности силовых трансформаторов, выключателей и другой коммутационной аппаратуры, рациональную их расстановку на территории ПС, выбор надёжной защиты электрического оборудования (заземление, молниеотводы, релейная защита), а так же решить ряд задач управления эксплуатационного оборудования.

1. Расчёт электрических нагрузок понизительной подстанции Максимальная полная мощность для отдельных потребителей определяется по формуле:

(1.1)

Химический завод:

МВА;

Завод черной металлургии:

МВА;

Целлюлозно-бумажный комбинат:

МВА;

По подстанции в целом:

МВА.

По известным годовым графикам по продолжительности для заданных потребителей, определяем значения потребляемой электроэнергии как для отдельных потребителей:

(1.2)

так и для подстанции:

(1.3)

Химический завод:

МВт?ч.

Завод чёрной металлургии:

МВт?ч.

Целлюлозно-бумажный комбинат:

МВт?ч.

Для подстанции в целом:

МВт?ч.

Продолжительность максимальной годовой нагрузки ПС:

(1.4)

ч.

Коэффициент заполнения графика нагрузки ПС:

(1.5)

По полученным данным был построен годовой график нагрузки, изображённый на рисунке 1.

Рисунок 1 — Годовой график нагрузки

2. Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

2.1 Выбор типа силовых трансформаторов При выборе типа силовых трансформаторов на ПС зададимся следующими условиями:

Используем трёхфазный трансформатор или автотрансформатор.

По заданию имеется два уровня напряжения, целесообразно использовать двухобмоточный трансформатор.

рансформатор должен иметь встроенное устройство РПН.

2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов С учётом категории потребителей, а в данном случае все потребители 1-й категории, для надёжности питания выбираем двухтрансформаторную ПС, для которой допустимая номинальная мощность каждого трансформатора с учётом допустимой перегрузки в аварийном режиме в общем виде определяется по выражению:

(2.1)

МВА гдекоэффициент участия в нагрузке потребителей 1-й и 2-й категории (принимается равным 0,75−0,85);

=1,4- коэффициент приближенной допустимой аварийной перегрузки трансформатора;

nколичество параллельно работающих трансформаторов ПС.

Для двухтрансформаторной ПС, исходя из приближенной допустимой аварийной перегрузки (40%), для определения допустимой номинальной мощности каждого трансформатора принято использовать приближенное выражение:

(2.2)

МВА

— условие выполняется Применительно к полученному выражению значению подстанции по шкале мощностей силовых трансформаторов из справочника выбирается не менее двух ближайших и больших по мощности трансформаторов из условия:

>, (2.3)

2.3 Технико-экономический выбор номинальной мощности трансформаторов по годовым графикам нагрузки подстанции При технико-экономическом выборе к рассмотрению принимаем два вида трансформатора, по выражению (2.3).

Выбираем по справочнику Файбисовича трехфазные трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения марок ТРДН-25 000/110/10/10 и ТРДН-40 000/110/10/10.

Рассмотрим вариант подстанции с трансформатором ТРДН-25 000/110/10/10, каталожные данные которых представлены в таблице 1.

Таблица 1 — Каталожные данные

Приведенные потери мощности определяются из выражения:

(2.4)

Приведенные потери мощности трансформатора в режиме х.х.:

кВт где — коэффициент изменения потерь, который зависит от удаленности потребителей от источников питания. Для расчетов принимаем=0,05 кВт/квар Потери реактивной мощности трансформатора в режиме х.х.:

квар

% - ток х.х. трансформатора Приведенные потери активной мощности К.З. трансформатора:

кВт,

кВт,

где квар, квар, потери реактивной мощности трансформатора в режиме К.З.

Для двухобмоточных трёхфазных трансформаторов потери электроэнергии — определяются из следующего обобщенного выражения на основании расчетных годовых графиков нагрузки для соответствующих обмоток — :

(2.5)

где i — порядковый номер ступени графика нагрузки, i=1, 2, 3,…, k;

— число трансформаторов ПС;

— коэффициент загрузки обмоток высшего напряжения двухобмоточного трансформатора на i-ой ступени;

— расчетные мощности нагрузки соответствующих обмоток трансформаторов на i-ой ступени;

— продолжительность нахождения нагрузки Si на i-ой ступени.

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25 000/110/10/10 сведены в таблицу 2.

Таблица 2 — Расчет потерь электроэнергии.

Стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:

руб где — стоимость 1 кВт? ч электроэнергии Приведённые затраты:

руб где К-стоимость трансформаторов ПС, руб;

— нормативный коэффициент дисконтирования;

— годовые отчисления, руб.

Рассмотрим вариант подстанции с трансформатором ТРДН-40 000/110/10/10, каталожные данные которых представлены в таблице № 3.

Таблица 3 — каталожные данные

Приведенные потери мощности трансформатора в режиме х.х.:

кВт где — коэффициент изменения потерь, который зависит от удаленности потребителей от источников питания. Для расчетов принимаем=0,05 кВт/квар Потери реактивной мощности трансформатора в режиме х.х.:

квар

% - ток х.х. трансформатора Приведенные потери активной мощности К.З. трансформатора:

кВт,

кВт, где квар, квар, потери реактивной мощности трансформатора в режиме К.З.

% - напряжение К.З. трансформатора.

Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25 000/110/10 сведены в таблицу 4.

Таблица 4 — расчет потерь электроэнергии.

Стоимость годовых потерь электроэнергии в трансформаторах:

руб где — стоимость 1 кВт? ч электроэнергии Приведённые затраты:

руб где К-стоимость трансформаторов ПС, руб;

— нормативный коэффициент дисконтирования;

— годовые отчисления, руб.

За расчетный принимаем вариант имеющий меньшие приведенные затраты, а именно трансформатор ТРДН-25 000/110/10/10.

3. Выбор электрической схемы подстанции При выборе электрической схемы ПС основные решения принимаются с учетом обеспечения надежности, перспектив развития, проведения ремонтных работ и безопасности эксплуатации.

В данном курсовом проекте будем рассматривать тип подстанции на ответвлении (на присоединении).

На рисунке 3.1 изображена схема двухтрансформаторной подстанции ответвительного типа.

Рисунок 2 — Схема двух трансформаторной подстанции

4. Расчёт токов короткого замыкания Расчет токов к.з. при проектировании ПС необходим для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, заземляющих устройств, разрядников и т. д.

Расчет токов к.з. для выбора аппаратов и проводников, их проверки по условиям термической и электродинамической стойкости при к.з. для определения параметров срабатывания, проверки чувствительности и согласования действий устройств релейной защиты электроустановок 0.4−220кВ производится приближенными, так называемыми практическими методами, многолетний опыт приближения которых доказал его технико-экономическую целесообразность.

Схемы для расчётов токов КЗ представлены на рис. 3.

Рисунок 3 — Расчетная схема и схема замещения Расчеты ведутся в относительных единицах, приведенных к базисным расчетным параметрам:

;

;

;

;

Трехфазное короткое замыкание (на стороне ВН) в точке К1.

Результирующее сопротивление до точки К1:

Базисный ток:

кА Определим начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. по формуле:

кА (4.1)

кА Ударный ток к.з.:

кА (4.2)

кА гдеударный коэффициент для энергосистемы и ВЛ 110 кВ Однофазное короткое замыкание (на стороне ВН) в точке К1:

Схема для расчёта сопротивления нулевой последовательности приведена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Схема нулевой последовательности кА кА Трехфазное короткое замыкание (на стороне НН) в точке К2.

Результирующее сопротивление до точки К2:

Базисный ток:

Определим начальное действующее значение периодической составляющей тока к.з. по формуле:

кА Ударный ток к.з.:

кА гдеударный коэффициент для энергосистемы и трансформатора ГПП 25−80 МВА

5. Выбор электрических аппаратов При выборе аппаратов учитываем род установки (наружная, внутренняя), загрязненность среды, габариты, вес, стоимость аппарата, удобство его размещения в РУ и др.

Расчетные величины сопоставляются с соответствующими номинальными параметрами аппаратов, выбираемых по каталогам и справочникам.

Выбор оборудования на стороне высшего напряжения 110 кВ.

5.1 Выбор выключателя на стороне 110 кВ Рассмотрим выключатель элегазовый ВГП — 110 II — 40/2500 У1. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу № 5.1.

Выключатель выбирается по следующим параметрам:

1) Номинальному напряжению — .

2) Номинальному току ;

3) Отключающей способности:

а) На симметричный ток отключения -:

б) На отключение апериодической составляющей тока к. з:

с

4) Предельному сквозному току к.з. — на электродинамическую стойкость:

5) Тепловому импульсу — на термическую стойкость:

Таблица 5

По расчётным данным, используем выключатель ВГП — 110 II — 40/2500 У1.

5.2 Выбор разъединителя на стороне 110 кВ Рассмотрим разъединитель марки РНДЗ-110/1250 УХЛ1. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу 5.2.

Разъединитель выбирается по следующим параметрам:

1) Номинальному напряжению:

2) Номинальному току:

3) Предельному сквозному току К.З. — на электродинамическую стойкость:

4) Тепловому импульсу — на термическую стойкость:

Таблица 6

По расчётным данным характеристик, используем разъединитель

РНДЗ-110/1250 УХЛ1.

5.3 Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ Рассмотрим трансформатор тока марки ТВТ-110-I-200/5.

Трансформатор тока выбирается по следующим параметрам:

1) Номинальному напряжению:

2) Номинальному длительному (рабочему) току:

3) Электродинамической стойкости:

4) Термической стойкости:

5) Вторичной нагрузке:

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Фазы загружены равномерно. Выбираем фазу А.

Таблица 7

Общее сопротивление приборов фазы А:

Ом.

Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Принимая длину соединительных проводов 40 м. с медными жилами, определяем сечение:

— расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Принимаем стандартное сечение 2,5 мм²

Сравним с трансформатором тока ТФЗМ110Б-I.

Таблица 8 — Расчетные параметры ТА.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Фазы загружены равномерно.

Таблица 9

Общее сопротивление приборов фазы А:

Ом.

Сопротивление контактов =0,1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Принимая длину соединительных проводов 40 м. с медными жилами, определяем сечение

— расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Принимаем стандартное сечение 2,5 мм²

В результате сравнения двух трансформаторов тока, по расчётным данным характеристик, используем трансформатор тока ТВТ-110-I-200/5.

5.4 Выбор ограничителя перенапряжения 110 кВ В данной курсовом проекте по данным КРУ, я использовал ограничитель перенапряжения фарфоровый ОПН-110 УХЛ1.

5.5 Выбор заземлителей 110 кВ Выбираем ЗОН-110М-1 УХЛ1.

Выбор оборудования на стороне низшего напряжения 10 кВ.

5.6 Выбор выключателя на стороне 10 кВ Рассмотрим выключатель вакуумный ВВУ — СЭЩ — П — 10 — 31,1/1600. Все каталожные и расчетные величины сведены в таблицу №.

Выключатель выбирается по следующим параметрам:

1) Номинальному напряжению — .

2) Номинальному току ;

А

3) Отключающей способности:

а) На симметричный ток отключения -:

б) На отключение апериодической составляющей тока к. з:

с

4) Предельному сквозному току к.з. — на электродинамическую стойкость:

5) Тепловому импульсу — на термическую стойкость:

Таблица 10

По расчётным данным, используем выключатель ВВУ-СЭЩ-10−31,1/1600.

5.7 Выбор трансформатора тока на стороне 10 кВ Рассмотрим трансформатор тока марки ТОЛ-СЭЩ-10−2000/5

Трансформатор тока проверяется по следующим параметрам:

1. номинальному напряжению:

2. номинальному току:

3. электродинамической стойкости:

4. термической стойкости:

Данные о вторичной нагрузке трансформатора тока сведены в табл. 8.

Таблица 11 — Данные трансформатора тока

Наибольшая нагрузка приходится на трансформатор фазы А.

Сечение соединительных проводов с алюминиевыми жилами:

Принятое сечение проводов 2,5 мм².

Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10−2000/5 удовлетворяет данным параметрам.

5.8 Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ Рассмотрим трансформатор тока марки ЗНОЛ-СЭЩ-10

Трансформатор напряжения проверяется по следующим параметрам:

1. номинальному напряжению:

2. вторичной нагрузке:

Данные приборов во вторичной нагрузке трансформатора напряжения сведены в таблицу 9.

Таблица 12 — Данные трансформатора напряжения

где S_2? — нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения.

S_?пр = 13,05? S_ном = 75 (В.А) Принимаем к установке трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10, класса точности 0,5.

5.9 Выбор ограничителя перенапряжения на стороне 10 кВ Выбираем ОПН-ЭС-10/12,7−10/1 УХЛ2.

Для удобства эксплуатации и ремонта РУ низшего напряжения выполняется в виде комплектного распределительного устройства наружного исполнения (КРУН). Для нашей подстанции выбираем комплектное распределительное устройство серии КРУ СЭЩ-59 производства компании «Электрощит» г. Самара с оборудованием: вакуумный выключатель ВВУ — СЭЩ — 10, трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10, трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-10.

6. Выбор основных конструкторских решений по понизительной подстанции Состав оборудования и сооружений ПС зависит от ее параметров и принятой схемы электрических соединений. Необходимо упрощать и удешевлять ПС, для чего широко использовать укрупненные узлы конструкций заводского изготовления.

На высокой стороне РУ выполняется открытым, соединительные шины выполняются голыми проводами. Для крепления проводов устанавливают металлические порталы. Надежность РУ достигается соблюдением изоляционных расстояний между токоведущими, а также заземленными частями. Безопасность обслуживания обеспечивается расположением токоведущих частей ОРУ на достаточно большой высоте.

На низком напряжении устанавливается ЗРУ в виде ячеек КРУН. Контрольные кабели прокладываются в наземных каналах типа лотка.

Территория подстанции ограждается забором, вдоль которого устанавливаются прожекторные мачты.

7. Релейная защита Защита линий осуществляется в зависимости от схемы питания, числа линий, их конструктивного исполнения и т. д. Для одиночных линий одностороннего питания используются:

максимальная токовая защита с выдержкой времени;

токовая отсечка;

защита от замыканий на землю.

Для защиты трансформаторов от внутренних повреждений и от повреждений на вводах применяется продольная дифференциальная защита, действующая на отключение; для защиты от витковых замыканий, междуфазных замыканий внутри кожуха трансформатора, пожара в стали и других внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла, предусматривается газовая защита.

Трансформаторы тока соединены в треугольник на стороне 110 кВ. На стороне 10 кВ трансформаторы тока соединены в звезду.

Для обеспечения необходимого коэффициента чувствительности защита выполняется на основе реле ДЗТ-11.

Основные рабочие цепи реле включаются в плечо с наибольшим током, а уравнительные цепи в плечи с меньшими токами.

Защиту от внешних коротких замыканий обеспечивает максимально токовая защита. На стороне 110 кВ используется трёхрелейная схема для отключения трансформатора при КЗ в любой фазе, а на стороне 10 кВ применяется двухрелейное исполнение по схеме неполной звезды.

Выдержка времени комплекта со стороны ВН выбирается на ступень селективности t=0,5 с больше наибольшей из выдержек времени двух других комплектов.

Также максимально токовая защита установлена на секционных выключателях МТЗ выполнена на основе реле РТ-40.

8. Оперативный ток Управление выключателями, сигнализацией, автоматикой, связью осуществляется оперативным током. На подстанции применен выпрямленный оперативный ток.

Выпрямленный оперативный ток применяется на подстанциях 35 — 220 кВ с выключателями на стороне высокого напряжения, следовательно на проектируемой подстанции целесообразно применять выпрямленный оперативный ток от блоков питания, подключенных к трансформаторам тока и трансформаторам напряжения.

Установки постоянного тока состоят из аккумуляторных батарей, зарядно-подзарядных устройств и оперативных цепей, защиты, сигнализации, управления, освещения. Аккумуляторные батареи работают, как правило, в режиме постоянной подзарядки. Оперативные цепи постоянного тока имеют сильное разветвление. Электротехническая промышленность серийно выпускает аппаратуру к приводам выключателей для работы на выпрямленном оперативном токе устройств 110 кВ и 10 кВ.

9. Собственные нужды подстанции Приемниками энергии системы собственных нужд ПС являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева опасных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневмоприводы; система пожаротушения. Трансформаторы собственных нужд могут быть присоединены к сборным шинам РУ 10кВ, однако, такие схемы обладают недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы собственных нужд при повреждениях в РУ. Поэтому ТСН предпочтительно присоединять к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформаторами и выключателями. На двухтрансформаторных ПС 110 кВ устанавливают два ТСН, мощность которых определяется суммированием потребителей всех собственных нужд с учетом коэффициента одновременности:

Данные мощности потребителей собственных нужд с учетом коэффициента одновременности сведены в таблицу № 10.

Таблица 13

На основании таблицы 11 выбираем для подстанции два трансформатора собственных нужд мощностью по 40 кВА марки ТСН-40/10.

10. Система измерений на подстанции Контроль за режимом работой основного и вспомогательного электрооборудования на ПС осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов, устанавливаемых на щитах управления.

На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы, фиксирующие параметры необходимые для определения мест повреждения.

Перечень приборов установленных на данной подстанции приведён в таблице 12.

Таблица 14

11. Расчет заземления ПС Заземляющее устройство для установок 110 кВ и выше выполняется из вертикальных заземлителей; соединительных полос; полос, расположенных вдоль рядов оборудования; и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом.

Для с находим =500 В.

Для сложных заземлителей из горизонтальных и вертикальных проводников по

где М =0,5 параметр, зависящий от, т.к. грунт принят однородным, то =1,

=5 мдлина вертикального заземлителя;

=450 м-длина горизонтальных заземлителей;

а= 10 мрасстояние между вертикальными заземлителями;

=2100-площадь заземляющего устройства;

где =1000 Ом, =,

— удельное сопротивление верхнего слоя грунта (песок) =700 .

В — в пределах допустимого (ниже 10 КВ)

Ом.

Расчетная модель заземлителя представляет собой квадрат со стороной м.

Число ячеек по стороне квадрата

;

принимаем .

Длина полос в расчетной модели

.

Длина сторон ячейки

.

Вертикальные электроды наилучшим образом используются при расположении их в основном по периметру заземлителя. Число вертикальных заземлителей, расположенных по периметру контура при условии =1

принимаем .

Общая длина вертикальных заземлителей:

.

Относительная глубина погружения вертикальных электродов:

тогда

.

Общее сопротивление сложного заземлителя

что больше Ом.

Найдем напряжение прикосновения В,

что выше допустимого значения 500 В.

Необходимо принять меры для снижения. Применим подсыпку слоем гравия толщиной 0,2 м по всей территории подстанции для увеличения сопротивления под ступнями человека. Удельное сопротивление верхнего слоя почвы (гравия) =3000, тогда Подсыпка гравием не влияет на растекание тока с заземляющего устройства, т.к. глубина заложения заземлителей 0,7 м больше толщины слоя гравия, поэтому соотношение и величина М остаются неизменными.

В — в пределах допустимого.

Ом, что меньше Ом Найдем напряжение прикосновения В

что меньше допустимого значения 500 В.

Из расчетов видно, как эффективна подсыпка гравием на территории ОРУ.

12. Молниезащита подстанции Здание и сооружение подстанции с достаточной степенью надежности должны защищаться молниеотводами от поражений прямыми ударами молнии.

Молниеотводы бывают стержневые и тросовые. Стержневые применяются для защиты от прямых ударов молнии в здания, сооружения; тросовые — для защиты линий электропередач.

Расчет защиты от прямых ударов молний заключается в определении зон защиты, типов защиты и параметров.

— полная высота стержневого молниеотвода;

— высота вершины конуса стержневого молниеотвода;

— высота защищаемого сооружения;

— радиус конуса;

— расстояние между стержневыми молниеприемниками;

— предельное расстояние между стержневыми молниеприемниками;

;

;

Определяем максимальную полуширину зоны r_x в горизонтальном сечении на высоте h_x:

;

;

;

На подстанции устанавливаем двойной стержневой молниеотвод, зона защиты которого представлена на рисунке 5.

Рисунок 5 — Зона защиты двойного стержневого молниеотвода

Заключение

В данном курсовом проекте была рассчитана понизительная подстанция. Были произведены расчёты электрических нагрузок понизительной подстанции и было выбрано к установке на подстанции два трансформатора марки ТРДН — 25 000/110/10/10, которые отвечали самому экономичному варианту исполнения. Также была спроектирована оптимальная электрическая схема подстанции, отвечающая надёжности электроснабжения потребителей 1-й и 2-ой категории; рассчитаны токи однофазного и трёхфазного коротких замыканий и по ним выбрано оборудование подстанции: элегазовые выключатели марки ВГП и вакуумные выключатели марки ВВУ, разъединители марки РНДЗ, приборы учёта и контроля на подстанции, трансформаторы тока типа ТВТ на высшей стороне и марки ТОЛ на низшей, трансформатор напряжения типа ЗНОЛ, ограничители перенапряжения марки ОПН.

Определили основные конструктивные решения подстанции; рассчитали релейную защиту трансформатора, секции сборных шин и выключателей, которые соответствуют всем нормам и требованиям.

Для питания собственных нужд и системы измерений выбрали выпрямленный оперативный ток. Рассчитали и выбрали трансформатор собственных нужд марки ТСН-40/10.

Также был произведен расчет контура заземления подстанции и молниезащиты от прямых ударов молнии.

Результат произведённого проектирования главной понизительной подстанции — соответствие всем нормам и требованиям, и полная защита подстанции от всех ненормальных режимов работы.