Требования к проектированию подстанций

До начала проектирования трансформаторной подстанции необходимо получить технические условия на присоединение мощности к сетям электросетевой компании. Технические условия предписывают тип трансформаторной подстанции, уровень напряжения, точку присоединения и мощность трансформаторной подстанции. До начала проектирования ТП рекомендуется оформить подробное техническое задание на проектирование ТП с заказчиком, так как в технических условиях описаны только основные требования к ТП, но не описаны расположение и исполнение ТП. Размещение трансформаторных подстанций происходит по геоподоснове (план территории с нанесением инженерных коммуникация и строений в масштабе 1:2000) территории потребителя. Основное правило при посадке ТП предписывает располагать подстанцию в центре нагрузок. У потребителя должны быть оформлены права на землю под ТП или оформлен земле отвод на строительство трансформаторной подстанции. Окончательная привязка осуществляется по проекту благоустройства территории с вертикальными отметками. На проекте благоустройства отмечены пути подъезда к ТП, а это важно в связи со сложность монтажа тяжелых трансформаторов и последующего обслуживания трансформаторных подстанций. На вертикальной планировке задается вертикальная отметка посадки трансформаторной подстанции. Без вертикального планирования территории в последствии может оказаться, что ТП по крышу находится в земле, так как засыпка верхнего слоя земли происходит только после окончания всех строительных работ. Существуют различные виды трансформаторных подстанций: блочные комплектные трансформаторные подстанции БКТП, комплектные трансформаторные подстанции КТП, комплектные трансформаторные подстанции наружного исполнения КТПН, трансформаторные подстанции киоскового типа, мачтовые трансформаторные подстанции, трансформаторные подстанции шкафного типа и т.д. Они различаются по типу кабельного ввода, количеству трансформаторов, конструктивному исполнению. Схемы трансформаторных подстанций являются типовыми и адаптируются под конкретную ситуацию. Изменению подлежит электрическая схема трансформаторной подстанции в части количества низковольтных ячеек и устройств защиты по низкой стороне (предохранители или автоматические выключатели). Трансформаторы выбираются из ряда 16 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 2500 кВА. Здание трансформаторной подстанции или её строительное исполнение можно выбирать. Вносить изменения в типовую конструкцию ТП вносить не рекомендуется, а вот в случае ТП индивидуального исполнения можно выбирать исходя из своих предпочтений и денежных затрат. Обычно здание ТП исполняется из бетонных панелей, сэндвич-панелей, монолита или листового железа. Нормы проектирования трансформаторных подстанций обязывают производить тщательное заземление ТП, так как проводник заземления приходит от ТП к вводному низковольтному устройству и может использоваться для заземления электроустановки.

© Все материалы защищены законом РФ об авторских правах и ГК РФ. Запрещено полное копирование без разрешения администрации ресурса. Разрешено частичное копирование с прямой ссылкой на первоисточник. Автор статьи: коллектив инженеров ОАО «Энергетик ЛТД»

Отвечаем на любые вопросы

С 9:30 до 17:30 (пн.-пт.)
Телефон для консультаций: (495) 638-50-01/02
Наш офис:
117513, Ленинский проспект 121/1 корпус 2

Нормы проектирования подстанций определяются рядом нормативно-правовых актов РФ, которые в полной мере или частично применяются подрядчиком при проектировании в зависимости от:

  • целевого назначения подстанции (трансформаторные или преобразовательные);
  • места/значения подстанции в системе электроснабжения — главная понизительная или подстанция глубокого ввода (аббревиатура ГПП и ПГВ соответственно), тяговая, комплектная трансформаторная (КПП);
  • места размещения и способа присоединения к лини электропередач – тупиковая, осветительная, проходная, узловая;
  • уровня напряжения входного тока – низкого, среднего и высшего; количества и мощности используемых трансформаторов.
  • Следует отметить, что нормы проектирования подстанций низкого напряжения 6-10/0.4 кВ сегодня не систематизированы и формализованы так, как нормы проектирования подстанций высшего напряжения, что в основном связано с применением комплектных трансформаторных подстанций разного типа (мачтовых, киосковых, шкафных и т.д.), одно и двухтрансформаторных, разрабатываемых на специализированных предприятиях по ведомственным или собственным техническим условиям для определенного уровня мощности и целевого использования (городских, цеховых). Вместе с тем нормы проектирования подстанций высшего напряжения в различных аспектах рассматриваемых конкретных вопросов (площадка для строительства подстанции, электрические схемы распределительных устройств, защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная совместимость, елейная защита и автоматика, в том числе противоаварийная автоматика и т.д.) проецируются на подстанции более низкого напряжения и согласно № 184-ФЗ «О техническом регулировании», действующим техническим регламентам и ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации» являются обязательными для исполнения.

    Наиболее актуальными и полными для проектирования подстанций в настоящий момент являются «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», разработанные ОАО «Институт «Энергосетьпроект» совместно с ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Фирма «ОРГРЭС», ФГУП «Отделение дальних передач», ОАО «РОСЭП», филиалом ОАО «СевЗапНТЦ» «Севзапэнергосетьпроект — Западсельэнергопроект», ОАО «Институт «Томскэнергосетьпроект», ОАО «Институт «Нижегородскэнергосетьпроект», ОАО «Дальэнергосетьпроект» и ОАО «Восточно-Сибирский Энергосетьпроект», согласованные с Департаментом систем передачи и преобразования электрической энергии, Департаментом информационно-технологических систем, Дирекцией технического регулирования и экологии ОАО «ФСК ЕЭС».

    Согласно этому нормативно-правовому акту, имеющему статус стандарта организации, для подстанций высшего напряжения (или любых подстанций при адаптации этих норм к конкретным требованиям ТЗ):

    • нормы проектирования подстанций в части выбора площадки для строительства определяются требованиями земельного, водного законодательства Российской Федерации, законодательными актами по охране природы и использованию природных ресурсов, Градостроительным кодексом РФ, градостроительными кодексами субъектов Федерации, Правилами землепользования и застройки, градостроительными регламентами, а также СНиП 2.02.01-83 по просадочности грунтов;
    • нормы проектирования подстанций в части электрических схем распределительных устройств и выбора основного электротехнического оборудования регламентируются положениями «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ»;
    • нормы проектирования подстанций в части защиты от грозовых перенапряжений определяются разделом 4.2 ПУЭ, внутренних перенапряжений – расчетом средств компенсации емкостного тока в соответствии с ПУЭ и «Методическими указаниями по выбору ограничителей перенапряжений в электрических сетях», от высокочастотных перенапряжений — СО 153-34.47.38-2003 «Методические указания по устойчивости энергосистем», заземление – в соответствии с требованиями ПУЭ (7-е издание), электромагнитная совместимость – по СТО 56947007-2008 «Руководство по обеспечению электромагнитной совместимости вторичного оборудования и систем связи электросетевых объектов» и СТО 56947007-2008 «Методические указания по обеспечению электромагнитной совместимости на объектах электросетевого хозяйства»;
    • нормы проектирования подстанций в части выбора числа и мощности трансформаторов и резервного питания для собственных нужд определяются «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением»;
    • нормы проектирования подстанций в части освещения устанавливаются согласно 6 разделу ПУЭ 7-го издания;
    • нормы проектирования подстанций в части релейной защиты и автоматики устанавливаются по «Общим требованиями к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России»;
    • нормы проектирования подстанций в части АСУ ТП и диспетчерского управления принимаются в соответствии с главой 3.5 ПУЭ «Автоматизированное управление»;
    • нормы проектирования подстанций в части пожарной безопасности устанавливаются по НПБ 105-03 (взрывопожаробезопасность), НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» и главе 4-й ПУЭ-7;
    • нормы проектирования подстанций в части ремонта, технического и оперативного обслуживания устанавливаются «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» и «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением», в части численности персонала подстанции – действующими «Нормативами численности промышленно-производственного персонала электрических сетей»;
    • нормы проектирования подстанций в части учета электроэнергии устанавливаются в соответствии с ПУЭ, РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии и ее производству, передаче и распределению» и регламентов ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ»;
    • нормы проектирования подстанций в части влияния негативных факторов окружающей среды устанавливаются в соответствии с требованиями СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмических районах», ПУЭ-7, ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды», ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности», ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (КОД IP)» и т.д.

    Как видно общее число нормативно-правовых актов и регулируемые ими аспекты строительства подстанций определяют исключительно командную работу профессионалов, коллегиально осуществляющих проектирование подстанций различного типа и разного уровня напряжения. Причем даже использование типовых проектов низковольтных подстанций (комплектных трансформаторных подстанций) требует от подрядчика выполнения объемных работ по адаптации проекта к конкретным параметрам энергопотребления, климатическим условиям эксплуатации, возможности размещения и т.д. Поэтому проектирование подстанций бескомпромиссно делегируют компании, имеющей большой опыт работы в этой сфере деятельности, как «АБ Арбат» или сходной с ней по профессиональному потенциалу и числу успешно разработанных и реализованных проектов.

    Проектирование энергообъектов и разработка схем энергоснабжения

    Проектирование подстанций

    Строительство трансформаторной подстанции (ТП) предусматривает предварительное проектирование объекта и схемы подключения ТП исходя из заданных условий и параметров эксплуатации.

    Компания ООО «ЗАО «Юрэнерго» выполняет проектирование подстанций, в точном соответствии с нормативными предписаниями, требованиями Технических Условий (ТУ) и Технического Задания (ТЗ) заказчика.

    Поскольку КТП поставляются на место строительства в собранном виде или в виде модулей (комплектная трансформаторная подстанция, КТП), в задачи разработки проекта входит определение:

    типа и вида подстанции;

    места установки (строительства) подстанции;

    электросхемы и структурной схемы объекта;

    исполнения вводов – воздушный или кабельный;

    особенностей строительства и присоединения ТП, кабельных линий (КЛ) и линий электропередачи (ЛЭП), их протяженности;

    предложений по учету электроэнергии;

    мощности и других параметров трансформаторов, их количества;

    показателей эффективности ТП;

    других решений в соответствии с требованиями технического задания.

    Проектирование КТП включает проведение расчетов, необходимых для подготовки и обоснования обозначенных в техническом задании решений и предложений. При отсутствии у заказчика возможности для разработки ТЗ собственными силами, специалисты ООО «ЗАО «Юрэнерго» готовы самостоятельно подготовить документ после согласования вопросов по проекту с заказчиком.

    Заводское исполнение серийных КТП предполагает наличие типовой электросхемы, но с возможностью адаптации по заданные требования в доступном диапазоне вариантов. Вносить конструктивные изменения не рекомендуется.

    Производители трансформаторных подстанций определяют:

    Назначение и условия эксплуатации подстанций.

    Состав ТП и варианты дополнительной комплектации.

    Устройство и принципы работы подстанции.

    Варианты и особенности монтажа.

    Процедуры подготовки к работе и включения в сеть.

    Правила эксплуатации. Техническое обслуживание.

    Проектирование подстанций 35 кВ

    Проектом трансформаторной подстанции 35 кВ предусматривается сооружение ТП открытого или закрытого типа – в зависимости от условий эксплуатации и требований технического задания. Количество силовых трансформаторов определяется электросхемой подстанции. Проектирование осуществляется в соответствии с СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

    Проектирование подстанций 10 кВ

    Для проектирования подстанций низкого и среднего напряжения до 10 кВ необходимыми исходными сведениями являются данные о параметрах трансформаторной мощности (единовременной нагрузки), регулирования напряжения, релейной защиты, защиты от перенапряжения, телемеханики, антиаварийной автоматики, изоляции, приборах учета электроэнергии и мощности, другая информация в соответствии с условиями эксплуатации ТП и нормативными требованиями. В части норм,применимых к подстанциям до 10Кв, при подготовке проекта используются положения СТО 56947007-29.240.10.028-2009.

    Проектирование подстанций 110 кВ

    Проекты подстанций 110 кВ рассчитаны на внедрение в электросистему сравнительно крупных объектов, например, жилых кварталов или промышленных зон. Поэтому проектирование, как правило, дополняется процедурой технико-экономического обоснования. При расчетах учитывается наличие в заданном районе строительства ТП распределительных подстанций, их рабочих уровней напряжения, степени загруженности и других параметров. В ряде случаев проектирование электрической части станций и подстанций потребует внесения изменений в уже созданные объекты инфраструктуры.

    Подготовка проектов ТП, особенно при их многочисленности в определенном районе, предусматривает проектирование систем телемеханики на подстанциях–аппаратного комплекса для сбора и передачи сведений о состоянии объектов электросети и обратной передачи команд от оперативного персонала либо системы автоматического управления на объекты. Спроектированная система телемеханики включает устройства мониторинга (опроса) объектов, аналитического сравнения измеряемых параметров с заданными, контроля за работоспособностью и другое оборудование в соответствии с потребностями заказчика.

    Проектирование трансформаторных подстанций

    В комплекс работ по проектированию трансформаторных подстанций входит:

    Анализ ТЗ и ТУ. Технические условия определят тип и мощность подстанции, уровень напряжения, точку присоединения и другие исходные параметры. Требования к подстанции и проекту детализируются в ТЗ.

    Определение размещения ТП в соответствии с планом района, расположением коммуникаций и объектов инфраструктуры. Подстанцию рекомендуется размещать в центре нагрузок. Учитываются условия строительства в заданном месте, эксплуатации и обслуживания подстанции.

    Разработка электросхемы подстанции и структурной схемы. Определение количества, мощности силовых трансформаторов. Расчёт присоединения, выбор схем РУ.

    Расчёт токов короткого замыкания.

    Определение оборудования РУ: выбор выключателей, разъединителей, определителей, короткозамыкателей, шин, изоляторов, измерительных трансформаторов, КИПов, релейной защиты, расчёт заземления.

    Определение параметров техники безопасности, энергоэффективности.

    Оформление проекта в соответствии с нормативными требованиями, включая рабочую документацию (АС, ЭС), пояснительную записку, спецификации.

    Стоимость проектирования трансформаторной подстанции

    Стоимость проекта определяется индивидуально. На цены влияет тип подстанции, ее параметры, особенности строительства, дополнительные услуги, связанные с получением ТУ, планов, других исходных данных, подготовкой технического задания. Для сокращения издержек можно купить типовой проект для подстанции определенного типа, но добиться учета индивидуальных особенностей объекта это не позволит. Точные и верные расчеты, детализированные схемы и чертежи, варианты оптимизации затрат доступны только при заказе нового проекта.

    ОНТП 5-78 Нормы технологического проктирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ

    МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

    НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СОВЕТ (НТС МИНЭНЕРГО СССР)

    НОРМЫ
    ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
    ПОДСТАНЦИЙ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ
    35 — 750 кВ

    (ИЗДАНИЕ 3-е, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ)

    Утверждены научно-техническим советом Минэнерго СССР протоколом от 08.08.78 г. № 79 по согласованию с Госстроем СССР от 20.07.78 г., № АБ-3284-20/4 и ГКНТ от 25.05.78 г., № 11-2/101.

    Настоящие нормы разработаны Всесоюзным государственным ордена Октябрьской Революции проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект»

    Площадка для строительства подстанции

    Выбор количества и мощности трансформаторов и главные схемы электрических соединений

    Выбор высоковольтной аппаратуры и токоведущих частей

    Защита от перенапряжений и заземление

    Собственные нужды и оперативный ток

    Ремонтно-эксплуатационное обслуживание подстанций

    Управление, сигнализация, автоматика

    Компоновка и конструктивная часть

    10.1. Масляное хозяйство

    10.2 Пневматическое хозяйство

    10.3. Газовое хозяйство

    Генеральный план и транспорт:

    11.1. Генеральный план

    11.2. Автомобильные дороги

    11.3. Железные дороги

    Водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия, маслоотводы:

    12.1. Хозяйственно-питьевое водоснабжение и канализация

    12.2. Техническое водоснабжение

    Средства связи и телемеханики

    Приложение. Перечень нормативных документов

    Министерство
    энергетики и электрификации СССР
    (Минэнерго СССР)

    Нормы технологического проектирования
    подстанций с высшим напряжением 35 — 750 кВ
    (издание 3-е,
    переработанное и
    дополненное)

    Взамен норм технологического
    проектирования понижающих подстанций
    с высшим напряжением
    35 — 750 кВ (издание 2-е)

    1.1. Нормы технологического проектирования подстанций (НТПП) содержат основные указания по проектированию подстанции (ПС) переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ.

    1.2. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые ПС и переключательные пункты 35 — 750 кВ. При расширении и реконструкции ПС и переключательных пунктов вносятся соответствующие коррективы, учитывающие существующие схемы электрических соединений, компоновки оборудования, конструкции зданий и вспомогательных сооружений.

    При проектировании ПС следует руководствоваться нормативными документами, перечисленными в приложении.

    1.3. Указания настоящих Норм при проектировании ПС всех ведомств являются обязательными.

    При проектировании ПС промышленных предприятий, а также тяговых, городских и сельскохозяйственных ПС необходимо руководствоваться настоящими нормами в той мере, в какой они не изменены соответствующими специальными нормами.

    1.4. Проектирование ПС должно выполняться на основании утвержденных:

    а) схемы развития энергосистемы;

    б) схемы развития электрических сетей района;

    в) схемы внешнего электроснабжения объекта;

    г) схемы организации эксплуатации энергосистемы;

    Внесены
    Главниипроектом
    Минэнерго СССР

    Утверждены
    НТС Минэнерго СССР, протоколом от 08.08.78 г., № 79

    Срок введения
    в действие —
    1 января 1979 г.

    д) проекта системной автоматики и релейной защиты системы (сети);

    е) схемы организации плавки гололеда на воздушных линиях электропередачи (ВЛ) в прилегающем к ПС районе.

    1.5 . Из схем развития энергосистемы и сетей района, а также схем внешнего электроснабжения объекта принимаются следующие исходные данные:

    а) район размещения ПС;

    б) рост нагрузок по годам с указанием распределения их по напряжениям;

    в) число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов*;

    г) уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств;

    д) необходимость, тип, количество и мощность источников реактивной мощности, в том числе шунтирующих реакторов;

    е) число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 35 и 6 — 10 кВ и их нагрузки — по согласованию с заказчиком);

    Читайте так же:  Пособие до 1.5 лет на второго ребенка в 2019 году

    ж) рекомендации по схеме электрических соединений ПС;

    з) режимы заземления нейтралей трансформаторов;

    и) места установки, число и мощность заземляющих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 6 кВ и выше;

    к) требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);

    л) требования к системной автоматике;

    м) расчетные значения токов короткого замыкания для выбора аппаратуры с учетом развития сетей и генерирующих источников на максимально возможный срок, но не менее 5 лет, считая от намеченного срока ввода ПС в эксплуатацию.

    1.6. Из схем организации эксплуатации энергосистем принимаются следующие исходные данные:

    а) форма ремонтно-эксплуатационного и оперативного обслуживания ПС;

    б) средства диспетчерского и технологического управления ПС.

    1.7 . Из схем плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:

    а) необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;

    б) количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.

    * Здесь и далее под словом «трансформатор» подразумеваются и автотрансформаторы.

    1.8. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п. п. 1.5 — 1.7, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать или уточнить в составе проекта ПС в виде самостоятельных разделов.

    1.9 . Проект ПС должен выполняться на расчетный период (5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию) с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет.

    2. ПЛОЩАДКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДСТАНЦИИ

    2.1. Выбор площадки для строительства ПС должен производиться с соблюдением земельного законодательства СССР и союзных республик, законодательных актов по охране природы и использованию природных ресурсов на основании:

    а) схемы развития электрических сетей района;

    б) материалов проекта районной планировки;

    в) технико-экономического сравнения вариантов.

    2.2. Площадка ПС должна размещаться вблизи:

    а) центра электрических нагрузок;

    б) автомобильных дорог, причем ПС с трансформаторами мощностью 10 МВ ? А и выше должны размещаться, как правило, вблизи автомобильных дорог с покрытием, по которым возможно передвижение трейлеров и автомашин необходимой грузоподъемности;

    в) железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий (по возможности), на которых возможна разгрузка тяжеловесного оборудования, строительных конструкций и материалов и примыкание подъездного пути ПС;

    г) населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала; при этом необходимо соблюдать минимально допустимые расстояния по условиям шумового воздействия трансформаторов и воздушных выключателей согласно санитарным нормам;

    д) существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условии их опережающего ввода.

    2.3. Подстанция должна располагаться:

    а) как правило, на не пригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях при наличии технико-экономических обоснований);

    б) как правило, на незалесенной территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями;

    в) как правило, вне зон природных загрязнений (морское побережье, засоленная почва и др.) и при технико-экономическом обосновании вне зон загрязненной промышленными отходами предприятий атмосферы; размещение ПС энергосистем в условиях загрязненной атмосферы допускается при выполнении специальных обоснований с учетом требований соответствующих руководящих указаний;

    г) на незатопляемых местах и, как правило, на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения инженерных коммуникаций и, по возможности, ниже заложения фундаментов;

    д) на участках, не подверженных оползням, обвалам, осыпям, камнепадам, селям, лавинам, наледям, карсту, термокарсту;

    е) на территориях, не подверженных размывам в результате русловых процессов при расположении площадок у рек или водоемов;

    ж) на площадках, рельеф которых, как правило, не требует трудоемких и дорогих планировочных работ;

    з) как правило, на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения;

    и) с обеспечением удобных заходов ВЛ;

    к) вне зон нижних бьефов гидростанций (в тех случаях, когда в период осенне-зимнего паводка при сбросе воды возможно обледенение аппаратуры и ошиновки открытых распределительных устройств — ОРУ), которые могут подвергнуться затоплению при разрушении плотины или дамбы;

    л) на расстоянии от складов взрывчатых материалов, крупных складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами;

    м) вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов;

    н) как правило, на территориях, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.

    2.4. Размещение ПС должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель как на расчетный период, так и при последующем расширении ПС, если оно предусмотрено схемой развития сети.

    2.5. При размещении ПС, обслуживаемой энергосистемой, на территории промышленного предприятия должна быть предусмотрена возможность выделения ее в самостоятельный объект с независимым проходом и проездом на территорию ПС.

    2.6. При проектировании ПС следует предусматривать максимально возможное кооперирование с соседними промышленными предприятиями и населенными пунктами по строительству дорог, инженерных сетей, подготовки территории жилых домов.

    3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
    И ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИИ

    3.1. Главная схема электрических соединений ПС выбирается на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района и других внестадийных работ по развитию электрических сетей и должна:

    а) обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

    б) учитывать перспективу развития;

    в) допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

    г) учитывать требования противоаварийной автоматики;

    д) обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений.

    С учетом изложенного выбираются типовые схемы РУ всех напряжений согласно утвержденной Минэнерго СССР и согласованной с Госстроем СССР работе «Схемы электрических соединений распределительных устройств 35 — 750 кВ подстанций».

    Нетиповая главная схема может применяться только при выполнении обосновывающих технико-экономических расчетов. На стороне высшего напряжения 35 — 220 кВ должны широко применяться простейшие схемы без выключателей.

    3.2. Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС всех категорий принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуются два средних напряжения (СП). В последнем случае четыре трансформатора, как правило, присоединяются на высшем напряжении (ВН) попарно через один выключатель. В первую очередь при установке по одному трансформатору с разными СН они подключаются на стороне ВН через отдельные выключатели.

    В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки ПС допускается установка одного трансформатора

    при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям СН и низшего напряжения (НН).

    Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям СН и НН.

    При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям СН и НН мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70 % от суммарной максимальной нагрузки ПС на расчетный период.

    При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные; установка дополнительных трансформаторов должна быть технико-экономически обоснована.

    3.3. Допускается применение однотрансформаторных подстанций при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

    3.4. На ПС с высшим напряжением до 500 кВ устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.

    При наличии транспортных ограничений допускается применение спаренных трехфазных трансформаторов.

    Спаренные трансформаторы, а также группа однофазных трансформаторов могут применяться при отсутствии трехфазных трансформаторов необходимой мощности.

    При установке на ПС группы однофазных трансформаторов предусматривается резервная фаза, для которой должна быть предусмотрена возможность присоединения взамен вышедшей из работы при помощи перемычек при снятом напряжении.

    При двух группах необходимость установки резервной фазы определяется на основе технико-экономических расчетов с учетом резерва по сетям СН; на период работы только одной группы предусматривается опережающая установка фазы от второй группы.

    При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из работы осуществляется путем перекатки.

    3.5. Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается использование регулировочных трансформаторов.

    3.6. При питании потребителей от обмоток НН автотрансформаторов для независимого регулирования напряжения следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов (необходимость их установки обосновывается в проекте развития электрической сети ВН).

    3.7. Предохранители на стороне ВН подстанций 35 — 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий ВН и НН и обеспечения надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с ВН 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима.

    3.8. Отделители на стороне ВН могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала.

    Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей ПС, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по ВЧ-каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому ВЧ-каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.

    3.9. Распределительные устройства 6 — 10 кВ выполняются на двухтрансформаторных ПС, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями; на однотрансформаторных ПС, как правило, — с одной секцией.

    На стороне 6 — 10 кВ должна предусматриваться раздельная работа трансформаторов.

    3.10. При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6 — 10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия:

    а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением;

    б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6 — 10кВ;

    в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.

    Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать технико-экономическим сравнением.

    3.11. Степень ограничения токов КЗ РУ 6 — 10кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей и проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных толчковых нагрузках.

    3.12. При необходимости компенсации емкостных токоз в сетях 35, 10, 6 кВ на ПС должны устанавливаться заземляющие реакторы. На напряжении 35 кВ заземляющие реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводам соответствующих обмоток трансформаторов через развилку из разъединителей, позволяющую подключать их к любому из трансформаторов. На напряжении 6 — 10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам ПС до ввода на шины НН, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

    4. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
    И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

    4.1. При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:

    а) в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) всех напряжений должны устанавливаться воздушные или малообъемные масляные выключатели;

    б) в ОРУ 330 кВ и выше должны устанавливаться воздушные выключатели;

    в) в РУ 220 кВ должны устанавливаться:

    — воздушные выключатели — в тех случаях, когда на ПС имеются РУ 330 кВ и выше, или установка их определяется требованиями устойчивости электропередач (энергосистем);

    — баковые и малообъемные масляные выключатели — во всех остальных случаях;

    г) в РУ 110 и 150 кВ ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше должны устанавливаться:

    — малообъемные выключатели — в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями;

    — малообъемные выключатели — в тех случаях, когда РУ 220 кВ оборудуются баковыми выключателями, а при отсутствии малообъемных выключателей соответствующих параметров — баковые выключатели;

    — воздушные выключатели (как вынужденное решение) — в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями, при отсутствии малообъемных или баковых выключателей необходимых параметров;

    д) в РУ 110 и 35 кВ на ПС с высшим напряжением 110 и 35 кВ должны устанавливаться:

    — малообъемные выключатели 110 кВ;

    — малообъемные выключатели 35 кВ — в тех случаях, когда РУ 110 кВ оборудуются малообъемными выключателями;

    — баковые выключатели — когда отсутствуют малообъемные выключатели с соответствующим током отключения.

    Перечисленные указания не исключают возможности применения других типов выключателей после начала их серийного производства.

    4.2. При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы (СК), реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

    4.3. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трансформаторов и двухобмоточных трансформаторов выбор аппаратуры по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току, равному 1,3 — 1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверка ошиновки — по экономической плотности тока 0,65 — 0,7 от номинального тока этого трансформатора.

    Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН (35 кВ) и НН (35, 10, 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки согласно п. 1.9 на 10-летний период с учетом аварийных перегрузок при отключении второго трансформатора.

    При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше следует принимать максимально допустимый ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме.

    5. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

    5.1 . Выбор типа вентильных разрядников 3 — 220 кВ должен производиться в соответствии с классом напряжения, видом и уровнем изоляции защищаемого оборудования с учетом воздействия окружающей среды.

    Для защиты изоляции электрооборудования 3 — 220 кВ, за исключением изоляции обмоток напряжением 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по ГОСТ 1976 г. «Требования к электрической прочности изоляции», применяются вентильные разрядники групп III и IV по ГОСТ 1970 г. «Вентильные разрядники переменного тока напряжением от 3 до 500 кВ. Технические требования».

    Для защиты изоляции электрооборудования напряжением 330 — 750 кВ, а также изоляции обмоток 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по указанному ГОСТ 1976 г. должны применяться вентильные разрядники с магнитным гашением группы II по указанному ГОСТ 1970 г.

    При экономической целесообразности расширения защитных зон разрядников вентильные разрядники с магнитным гашением могут применяться также для защиты изоляции электрооборудования 3-110 кВ, а также изоляции 150 — 220 кВ аппаратов и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

    Число комплектов вентильных разрядников и место их установки выбираются в соответствии с требованиями «Правил устройства электротехнических установок» ( ПУЭ) в отношении допустимых расстояний между разрядниками и защищаемым оборудованием, установки неотключаемых разрядников (без коммутационных аппаратов между разрядником и защищаемым оборудованием) и учета защиты распределительных устройств от прямых ударов молнии.

    При отклонении реальных условий от принятых в ПУЭ за расчетные (интенсивность грозовой деятельности — 30 ч в год, высота местности над уровнем моря — до 1000 м, нормированные углы защиты тросов и сопротивления заземления опор) схемы грозозащиты должны уточняться на основе соответствующих расчетов.

    5.2. Для защиты шунтирующих реакторов 500 — 750 кВ следует устанавливать разрядники комбинированного типа.

    Применение вентильных разрядников некомбинированного типа для защиты шунтирующих реакторов допускается в схемах, где восстанавливающееся напряжение на разряднике не превышает его напряжения гашения.

    5.3. Вентильные разрядники, устанавливаемые на шинах ОРУ 330 — 750 кВ и предназначенные также для защиты от коммутационных перенапряжений, следует применять комбинированного типа.

    Вентильные разрядники комбинированного типа должны устанавливаться на вводах ВЛ 330 — 750 кВ на ПС в тех случаях, когда это необходимо для ограничения коммутационных перенапряжений, что определяется соответствующими расчетами.

    Расчеты коммутационных перенапряжений выполняются, если длина ВЛ между ПС превышает 250 км, а для ВЛ, питающих тупиковые ПС, — независимо от их длины. Под длиной линий между ПС подразумевается общая протяженность линий между ПС с мощностью подпитки короткого замыкания на шинах от системы выше 3000 МВ ? А.

    5.4. Режим заземления нейтрали обмоток 110 — 750 кВ трансформаторов выбирается с учетом класса изоляции нейтрали, обеспечения в допускаемых пределах коэффициента заземления, допустимых значений токов однополюсного короткого замыкания по условиям выбора аппаратуры, действия релейной защиты и влияния на линии связи, а также сучетом требований к заземлению нейтрали по условиям установки фиксирующих приборов.

    5.5. При присоединении к линии 110 — 220 кВ ответвлениями нескольких ПС и при наличии на одной или нескольких из них питания со стороны СП или ПН необходимо обеспечивать постоянное заземление нейтрали не менее чем у одного из присоединенных к линии трансформаторов.

    Читайте так же:  Возврат 3 ндфл при покупке квартиры в ипотеку

    5.6. Постоянное заземление нейтрали должны иметь все автотрансформаторы, обмотки 330 — 750 кВ трансформаторов, а также обмотки 110 — 220 кВ трансформаторов с пониженным относительно требований указанного в п. 5.1 ГОСТ 1976 г. (табл. 3) уровнем изоляции нейтрали.

    Нейтрали обмоток 110 — 220 кВ трансформаторов, у которых испытательные напряжения изоляции соответствуют требованиям ГОСТ, указанного в п. 5.1 1976 г. (табл. 3), и которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены вентильными разрядниками.

    При наличии питания со стороны СН и НН трансформаторов, имеющих изолированную нейтраль обмотки ВН, время, в течение которого на нейтрали может иметь место фазное напряжение, должно быть ограничено уставкой релейной защиты и автоматически действующими аппаратами до 5 с.

    5.7. Проектирование заземляющего устройства ПС должно производиться на основе результатов измерений удельных сопротивлений грунта на площадке с учетом его неоднородности по глубине залегания.

    5.8. При проектировании заземляющих устройств ПС напряжением 110 кВ и выше, по нормам на напряжения прикосновения, исходными данными для расчета напряжений прикосновения должны быть приняты:

    а) доля расчетного, с учетом перспективы, тока однофазного короткого замыкания, стекающего с заземлителя в землю;

    б) расчетная, с учетом сезонных изменений, электрическая структура грунта;

    в) расчетное время отключения КЗ действием основной и резервной защит.

    Для обеспечения в эксплуатации контроля соответствия действительных значений напряжений прикосновения принятым в проекте ПС, исходные данные, расчетные значения напряжения прикосновения, места расположения расчетных точек и сезонные коэффициенты должны быть указаны в проекте.

    5.9 . При совмещении общеподстанционного пункта управления (ОПУ) с линией ограды ПС ( п. 9.10) необходимо принять специальные меры в части заземления ОПУ и ограды.

    5.10. В проектах ПС напряжением 110 кВ и выше с воздушными выключателями должны предусматриваться меры по предотвращению явлений феррорезонанса, вызывающих повреждения трансформаторов напряжения электромагнитного типа.

    5.11. Защита от прямых ударов молнии пролетов ВЛ 35, 110 кВ между концевой опорой и порталом ПС (или приемным устройством) в случаях, когда грозозащитный трос в этом пролете не подвешивается, должна решаться в составе проекта ПС.

    6. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

    6.1. На всех двухтрансформаторных ПС 35 — 750 кВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

    Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ 6 — 10 кВ, снабженных устройствами автоматического ввода резерва (АВР), и т. п.). На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно, каждый на свою секцию, с АВР на секционной связи.

    Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.

    Мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ ? А. При наличии технико-экономического обоснования допускается применение трансформаторов мощностью 1000 кВ ? А при U к = 8 %.

    На однотрансформаторных ПС 35 — 220 кВ с постоянным оперативным током при отсутствии на них синхронных компенсаторов, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов следует устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае следует предусматривать трансформатор собственных нужд в качестве резерва в энергосистеме для группы ПС.

    На однотрансформаторных ПС при наличии синхронных компенсаторов, воздушных выключателей или принудительной системы охлаждения трансформаторов, а также на ПС с оперативным переменным током следует устанавливать два трансформатора собственных нужд, один из которых присоединяется к линии электропередачи 6 — 35 кВ, питающейся от другой ПС. Для комплектных однотрансформаторных ПС заводского изготовления допускается установка одного трансформатора собственных нужд.

    На двухтрансформаторных ПС 220 — 750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой подстанции. Это питание в дальнейшем должно сохранить.

    6.2. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через разъединители и предохранители или выключатели к шинам РУ 6 — 35 кВ, а при отсутствии РУ 6 — 35 кВ — к обмотке НН основных трансформаторов.

    На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через разъединители и предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

    В случае питания оперативных цепей переменного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ 35 кВ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС.

    При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние должны присоединяться через разъединители и предохранители к ВЛ 35 кВ, питающим ПС.

    6.3. Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью.

    Питание сети оперативного переменного тока должно осуществляться от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В; сеть выполняется с незаземленными фазами.

    6.4. Оперативный переменный и выпрямленный ток должен применяться на ПС 35 — 220/6 — 10 кВ, 110 — 220/35/6 — 10 кВ без выключателей на стороне ВН и на ПС 35/6 — 10 кВ с масляными выключателями на стороне ВН, выпрямленный оперативный ток должен применяться также для ПС 110/6 — 10 кВ и 110/35/6 — 10 кВ с одним или двумя выключателями на стороне ВН, во всех случаях с учетом «Указаний по области применения различных видов оперативного тока на ПС».

    6.5. Оперативный постоянный ток должен применяться:

    — на всех ПС 330 — 750 кВ;

    — на ПС 110 — 220 кВ с числом масляных выключателей 110 кВ или 220 кВ — три и более;

    — на ПС 35 — 220 кВ — с воздушными выключателями.

    На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток на панелях щитов собственных нужд, а также для компрессорных, насосных и других вспомогательных устройств.

    6.6. На ПС допускается одновременное использование различных видов оперативного тока (смешанные системы).

    6.7. На ПС 110 — 330 кВ с постоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 В. При соответствующем обосновании допускается взамен одной батареи устанавливать две, меньшей емкости.

    На ПС 500 — 750 кВ должны устанавливаться две аккумуляторные батареи с раздельным питанием от них основных и резервных защит линий. При этом резервирование всей нагрузки одной батареи от другой, как правило, не предусматривается.

    Аккумуляторные батареи должны устанавливаться без элементных коммутаторов.

    6.8. Для подзаряда, а также послеаварийного заряда аккумуляторных батарей следует применять два комплекта автоматизированных выпрямительных устройств. Для первоначальной формовки пластин должна предусматриваться возможность их параллельного включения. Зарядные выпрямительные устройства должны обеспечивать послеаварийный заряд батареи в течение суток до 2,3 В на элемент.

    6.9. Расчет и выбор аккумуляторной батареи необходимо производить с учетом эксплуатации последней по методу постоянного подзаряда без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов.

    6.10. Число и номер элементов аккумуляторной батареи должен выбираться, исходя из необходимости обеспечения после получасового аварийного разряда аккумуляторной батареи следующих условий:

    а) напряжение на наиболее мощном электромагните включения наиболее удаленного выключателя не должно быть в момент его включения меньше минимально допустимого;

    б) напряжение на шинах, от которых питаются устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики, при включении ближайшего к аккумуляторной батарее выключателя с наиболее мощным электромагнитом включения не должно быть меньше 0,8 номинального.

    6.11. При нормальной работе батареи в режиме подзаряда напряжение на электромагнитах отключения выключателей при одновременном отключении максимально возможного количества выключателей данной ПС (работа устройства резервирования отказа выключателей, срабатывание защит шин или защит трансформаторов при схеме трансформатор — шины и т. п.) должно быть не ниже минимального значения, при котором обеспечивается отключение выключателей с номинальным временем. При этом напряжение на шинах питания устройств релейной защиты и автоматики не должно быть ниже 0,8 номинального значения.

    6.12. На ПС, где отсутствуют установки постоянного тока, должны предусматриваться два вида электрического освещения: рабочее и ремонтное.

    На ПС с оперативным постоянным током в здании ОПУ, кроме того, необходимо предусматривать аварийное освещение.

    Ремонтное освещение следует осуществлять от переносных трансформаторов с вторичным напряжением 12 В, включаемых в сеть рабочего освещения.

    6.13. Источники света для рабочего освещения ОРУ (прожектора и другие мощные источники света) следует устанавливать на специальных мачтах, на порталах ошиновки или на отдельно стоящих молниеотводах.

    7. РЕМОНТО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ
    ОБСЛУЖИВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ

    7.1. Форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания ПС определяется утвержденной «Схемой организации эксплуатации энергосистемы» или «Проектом организации эксплуатации предприятия (района) электрических сетей» (ПЭС или РЭС).

    В этих же работах определяются местоположение и тип ремонтных производственных баз (РПБ) и оснащение их необходимыми механизмами и ремонтными средствами для производства капитальных и текущих ремонтов оборудования ПС.

    7.2. Объем строительства при ПС зданий вспомогательного назначения (ЗВН), служебно-жилых зданий, систем водоснабжения и канализации, подъездных дорог, устройств связи и других вспомогательных сооружений и устройств определяется настоящими нормами.

    В проекты ПС не допускается включение ремонтно-производственных баз, служебно-жилых и жилых домов с вспомогательными и производственными помещениями для размещения районного персонала ПЭС, а также других сооружений и устройств, не имеющих прямого отношения к эксплуатации данной ПС. Проектирование подобных объектов должно выполняться по самостоятельным титулам.

    Допускается включение в состав проекта ПС диспетчерского пункта (ДП) или оперативно-опорного пункта (ООП) управления районом или участком электрических сетей в части оборудования для ДП или ООП и каналов диспетчерской и технологической связи с вышестоящими ДП, если в задании на проектирование имеется соответствующее указание и когда эти устройства предусмотрены в утвержденной «Схеме организации эксплуатации энергосистемы».

    В проекты ПС включаются устройства релейной защиты, противоаварийной автоматики, связи, диспетчерского и технологического управления, включая реконструкцию этих устройств на действующих объектах, требующиеся в связи с включением в эксплуатацию проектируемой ПС.

    7.3. Численность ремонтно-эксплуатационного персонала, обслуживающего ПС, определяется по действующим нормативам Минэнерго СССР на расчетный период.

    0бъем жилого строительства на расчетную численность персонала определяется по нормативам, действующим в районе сооружаемой ПС. Жилые дома, как правило, размещаются в кварталах жилой застройки, населенного пункта (при РПБ или при ПС) и учитываются проектом и сметой ПС.

    7.4 . Для ПС 35 — 150 кВ, сооружаемых в районах сельскохозяйственного назначения, при которых в соответствии с утвержденной «Схемой организации эксплуатации энергосистемы» предусматривается строительство ремонтно-эксплуатационного пункта (РЭП), должен быть сооружен жилой дом для персонала, обслуживающего ПС и местные сети.

    7.5 . При ПС с дежурством на дому, кроме указанных в п. 7.4, как правило, предусматривается строительство 2-квартирного служебно-жилого дома, оборудованного вызывной сигнализацией и связью и расположенного при ПС. При расположении ПС на расстоянии до 2 км от населенного пункта служебно-жилой дом размещается в последнем.

    Допускается при технико-экономическом обосновании и указанной форме оперативного обслуживания при ПС напряжением 110 кВ и выше строительство 3- или 4-квартирного служебно-жилого дома.

    7.6. Ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС осуществляется, как правило, централизованно, специализированными выездными бригадами:

    а) с ремонтно-производственных баз ПЭС или РЭС;

    В обоих случаях для обслуживания ПС предусматриваются производственные помещения в ОПУ и передвижные ремонтные мастерские при службе или группе ПС. Когда данная ПС является базовой для группы ПС, не имеющих РПБ, на ней должно предусматриваться ЗВН.

    На ПС 220 — 750 кВ с объемом ремонтно-эксплуатационных работ, требующих для обслуживания не менее 8 чел., могут быть предусмотрены свои специализированные бригады при условии их постоянной загрузки.

    В этом случае на ПС должно быть предусмотрено ЗВН, состав помещений которого определяется объемом обслуживания ПС. Мастерская по ремонту воздушных выключателей в составе ЗВН должна иметь специальное обоснование.

    7.7. При отсутствии на ПС зданий вспомогательного назначения, независимо от формы обслуживания, в ОПУ должны предусматриваться помещения для ремонтно-эксплуатационного персонала, обслуживающего силовое оборудование, релейную защиту, автоматику, средства телемеханики, управления и связи.

    7.8. На ПС без ОПУ для организации рабочего места оперативного персонала и ремонтно-эксплуатационных нужд, размещения устройств средств связи и хранения средств техники безопасности должно предусматриваться сооружение обогреваемых помещений площадью до 18м 2 .

    Это требование не распространяется на ПС, указанные в п. п. 7.4 и 7.5 НТПП в случае, когда в служебно-жилом доме предусмотрено помещение для указанных целей.

    7.9. Компоновка и конструкции ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны обеспечивать применение автокранов, телескопических вышек, инвентарных устройств и других средств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ, а также подъезд передвижных лабораторий к силовым трансформаторам, шунтовым реакторам, выключателям, трансформаторам тока и напряжения и разрядникам.

    В ЗРУ 35 — 220 кВ и в закрытых камерах трансформаторов должны предусматриваться стационарные грузоподъемные устройства или возможность применения грузоподъемных устройств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ.

    7.10. Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на ПС напряжением до 330 кВ, независимо от мощности трансформаторов, должен осуществляться на месте их установки с помощью автокранов. При этом рядом с трансформатором следует предусмотреть площадку, рассчитанную па размещение деталей, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ с соблюдением габаритов приближения:

    — от крана до оборудования — 1 м,

    — между оборудованием — 0,7м.

    На таких ПС (кроме ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ ? А и выше), расположенных в удаленных и труднодоступных районах, должны предусматриваться совмещенные порталы.

    На указанных ПС пути перекатки трансформаторов и до полнительные стационарные или инвентарные грузоподъемные устройства не предусматриваются.

    7.11. На ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ ? А и выше, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, и на ПС 500 — 750 кВ, независимо от мощности установленных трансформаторов, для планово-предупредительных ремонтов трансформаторов предусматриваются стационарные устройства — башни, оборудованные мостовыми кранами, с мастерской маслохозяйства или с аппаратной маслохозяйства, оборудованной коллектором для передвижных установок.

    Необходимость сооружения стационарных установок обосновывается в схеме организации эксплуатации энергосистем или в проекте организации эксплуатации предприятия электрических сетей (ПЭС).

    Доставка трансформаторов (шунтовых реакторов) в башню осуществляется по путям перекатки.

    7.12. Монтаж и ремонт СК должен осуществляться с помощью автокранов и других передвижных инвентарных средств, размещаемых на предусмотренной для этой цели монтажной площадке.

    8. УПРАВЛЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, АВТОМАТИКА

    8.1. Управление элементами ПС производится:

    а) со щита управления ОПУ;

    б) из РУ 6 — 10 и 35 кВ (из коридора управления);

    в) из шкафов наружной установки на территории ОРУ.

    8.2. Здания ОПУ (отдельные или сблокированные с ЗРУ 6 — 10 кВ) должны сооружаться на ПС:

    а) для которых требуется постоянное дежурство персонала на щите управления;

    б) оборудованных аккумуляторными батареями;

    в) с ЗРУ 35 кВ и выше;

    г) при необходимости установки устройств защиты линий 110 кВ, блоков питания, выпрямительных устройств и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки.

    На остальных ПС здания ОПУ не следует сооружать, а панели управления и защиты должны размещаться в шкафах наружной установки на территории РУ.

    8.3. При наличии на ПС ОПУ управление основными элементами главной схемы электрических соединений, в том числе линиями напряжением 110 кВ и выше, а также управление РПН трансформаторов следует производить со щита управления.

    Управление линиями 35 кВ при наличии ОРУ 35 кВ должно осуществляться со щита управления, при ЗРУ — из РУ 35 кВ, линиями 6 — 10 кВ — из РУ 6 — 10 кВ.

    8.4. Местное управление разъединителями с пневматическими или электродвигательными приводами должно осуществляться из шкафов, расположенных в ОРУ на безопасном расстоянии от разъединителей.

    Дистанционное управление разъединителями из ОПУ на ПС 330 кВ и выше допускается при соответствующем обосновании.

    Для линий, на которых может иметь место работа в неполнофазном режиме, должно предусматриваться пополюсное управление линейными разъединителями.

    8.5. На ПС должны предусматриваться следующие виды автоматических устройств:

    а) релейная защита элементов ПС и линий;

    б) системная противоаварийная автоматика;

    в) автоматическое повторное включение (АПВ) линий всех типов и напряжений;

    г) АПВ шин напряжением 110 кВ и выше с возможностью автоматического восстановления доаварийной схемы;

    д) АПВ шин 6 — 10, 35кВ для однотрансформаторных ПС;

    е) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционных выключателях шин среднего и низшего напряжений (при их раздельной работе), а также на стороне ВН (при работе ПС в разомкнутом кольце питающих линий со стороны ВН);

    ж) АВР шин собственных нужд;

    з) пуск и остановка СК, включение и отключение конденсаторных батарей;

    и) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) СК;

    Читайте так же:  Рассчитать осаго 2019 кострома

    к) регулирование напряжения под нагрузкой трансформаторов;

    л) отключение ненагруженных трансформаторов;

    м) автоматическая частотная разгрузка (АЧР) с АПВ после восстановления частоты (ЧАПВ);

    н) включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов;

    о) управление работой компрессоров;

    п) управление работой вспомогательных устройств (насосных, электроотопления, электрообогрева приводов выключателей и разъединителей, шкафов комплектных распределительных устройств (КРУ), пожаротушения и др.).

    8.6. Сигнализация в ОПУ должна выполняться в следующем объеме:

    а) световая сигнализация положения объектов с дистанционным управлением;

    б) индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения (аварийная сигнализация);

    в) предупредительная сигнализация отклонения от нормального режима работы оборудования и нарушения исправности цепей управления;

    г) центральная звуковая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания персонала при действии предупредительной и аварийной сигнализации.

    При отсутствии ОПУ нацель сигнализации устанавливается в РУ 6 — 10кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализации выводятся к дежурному на дому, при его отсутствии — ДП РЭС и ПЭС.

    8.7. При наличии ОПУ на панелях щита управления должна размещаться аппаратура измерения, управления, сигнализации, автоматики, телемеханики, связи и релейной защиты трансформаторов, шинных аппаратов (шиносоединительные, секционные и обходные выключатели, трансформаторы напряжения) и линий всех напряжении, кроме линий 6 — 10 кВ, а также линий 35 кВ при выполнении РУ 35 кВ закрыты.

    Для ПС 330 — 750 кВ допускается размещение аппаратуры релейной защиты и автоматики в отдельных помещениях на ОРУ; аппаратура управления, регулирования возбуждения и релейной защиты СК размещается в помещении вспомогательного оборудования СК.

    8.8. На ПС 110 кВ и выше для отыскания мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше (протяженностью 20 км и больше) следует предусматривать фиксирующие приборы и неавтоматические импульсные устройства.

    На ПС 500 — 750 кВ для отыскания мест устойчивых и неустойчивых повреждений на ВЛ 500 кВ и выше, а также для наиболее ответственных, протяженных, проходящих по труднодоступной трассе ВЛ 330 кВ, должны предусматриваться автоматические локационные устройства.

    Применение автоматических локационных устройств на ПС 330 кВ и ниже допускается при соответствующем обосновании.

    9. КОМПОНОВКА И КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ

    9.1. Подстанции 35 — 110кВ должны преимущественно проектироваться комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Применение некомплектных ПС обосновывается проектом. При этом проект некомплектной ПС должен допускать монтаж индустриальными узлами и блоками.

    9.2. Распределительные устройства 35 — 750 кВ, кроме оговоренных в п. 9.5, должны выполняться открытого типа. Распределительные устройства 6 — 10 кВ, как правило, выпол няются в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН).

    Распределительные устройства 6 — 10 кВ закрытого тина (в зданиях) могут применяться:

    а) в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН;

    б) в районах с загрязненной атмосферой и районах со снежными и пыльными бурями;

    в) при числе шкафов более 25;

    г) при наличии технико-экономического обоснования.

    9.3. На ПС 35 — 330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией по ГОСТ 9920-75. Закрытая установка допускается при технико-экономическом обосновании.

    9.4. Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается категории А или Б по ГОСТ 9920-75, в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами. Применение оборудования с изоляцией категории В допускается при специальном обосновании.

    9.5. ЗРУ 35 — 220 кВ применяются в районах:

    а) с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва неэффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономически нецелесообразно;

    б) требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутствии его в номенклатуре электропромышленности:

    в) стесненной городской и промышленной застройки;

    г) с сильными снегозаносами и снегопадом, а также в особо суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании.

    9.6. Здание ЗРУ должно выполняться без окон.

    При установке аппаратуры, требующей для нормальной работы большей температуры, чем минимально возможная в здании, предусматривается ее местный электрический подогрев или общее отопление.

    Взрывные коридоры, коридоры для обслуживания открытых камер или КРУ, содержащих оборудование, залитое маслом или компаундом, должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиляцией.

    9.7. Здания ЗРУ допускается выполнять как отдельно стоящими, так и сблокированными со зданиями ОПУ, в том числе и по вертикали.

    Герметизированные комплектные РУ с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяются при стесненных условиях, в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой при технико-экономическом обосновании.

    9.8. Трансформаторы 35 — 750 кВ следует устанавливать открытыми; в районах с загрязненной атмосферой трансформаторы 35 — 330 кВ применяются с усиленной изоляцией.

    В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор — линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110 — 220 кВ и шинными выводами в закрытых коробах — на стороне 6 — 10 кВ.

    9.9. Закрытая установка трансформаторов 35 — 220 кВ применяется:

    а) когда усиление изоляции не дает должного эффекта;

    б) когда в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально;

    в) при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.

    9.10. С целью снижения затрат на кабельные связи ОПУ следует располагать, как правило, в центре РУ разных напряжений.

    С той же целью на крупных подстанциях (например, с четырьмя трансформаторами 500(330)/220кВ и 500(330)/110кВ или тремя-четырьмя ОРУ ВН и СН) рекомендуется сооружение на ОРУ специальных помещений для размещения панелей релейной защиты и автоматики, присоединений данного ОРУ.

    На ПС 110 — 220 кВ при стесненных условиях площадки, как исключение, допускается совмещение фасадной линии ОРУ с оградой ПС, при этом на окопных проемах должны быть установлены специальные решетки (см. п. 5.9 настоящих норм).

    В районах с жарким климатом, где температура воздуха по параметрам А превышает 25 °С, в помещениях ОПУ с постоянным дежурством персонала должно быть предусмотрено кондиционирование воздуха.

    9.11. Компоновки ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны предусматривать возможность перехода от простых к более сложным схемам электрических соединений, за исключением тех случаев, когда в перспективе не предусматривается расширение ПС.

    9.12. Выносные измерительные трансформаторы тока устанавливаются лишь в тех случаях, когда использование встроенных трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной защиты и питания измерительных приборов.

    9.13. Ошиновка ОРУ 35 — 750 кВ должна выполняться сталеалюминиевыми проводами, а также алюминиевыми трубами. На трубах необходимо устанавливать компенсаторы, а также принимать меры против вибрации труб.

    Жесткая ошиновка на стороне 6 — 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию.

    Все соединения и ответвления от проводов и шин, а также и присоединения их к аппаратным зажимам должны производиться опрессовкой или сваркой.

    Болтовые соединения допускаются только на ответвлениях к разрядникам, конденсаторам связи и трансформаторам напряжения.

    При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п. местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминиевые провода (в т. ч. полые), защищенные от коррозии.

    9.14. На ОРУ кабели должны прокладываться в наземных лотках и коробах. Применение кабельных каналов и тоннелей должно иметь специальное обоснование. Не следует применять лотки в местах проезда механизмов для производства ремонтных работ между фазами оборудования.

    При применении лотков (или коробов) должен обеспечиваться проезд по ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ.

    Для обеспечения проезда механизмов должны предусматриваться переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне.

    При применении лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами или переездами для машин в трубах и каналах, расположенных ниже уровня лотков.

    Выход кабелей из лотков (коробов, каналов) к шкафам управления и защиты, приводам и сборкам должен выполняться в трубах или коробах без углубления их в землю.

    Во всех кабельных сооружениях следует предусматривать запас емкости для дополнительной прокладки кабелей в размере 15 % от количества, предусмотренного на расчетный период (замена кабелей в процессе эксплуатации, монтажа, дополнительная прокладка и т. д.).

    9.15. Применение кабелей с полиэтиленовой изоляцией запрещается.

    9.16. На ПС 220 — 750 кВ кабельные потоки от распределительных устройств различных напряжений, а также от разных секций распределительного устройства одного напряжения должны, как правило, прокладываться в отдельных коробах, лотках и каналах.

    9.17. Для прокладки потребительских силовых кабелей следует предусматривать организованный вывод их по территории ПС (в каналах, туннелях, траншеях и т. д.) до ее внешнего ограждения.

    9.18. В ЗРУ 6 — 10 кВ должны устанавливаться шкафы КРУ заводского изготовления.

    Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание их с одной стороны, устанавливаются вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их хранения и ремонта в ЗРУ должно предусматриваться специальное место.

    9.19. Синхронные компенсаторы с водородным и воздушным охлаждением, как правило, должны устанавливаться на открытом воздухе.

    9.20. Расстояния от стенок резервуаров для хранения масла должны быть не менее:

    а) до зданий и сооружений ПС, в т. ч. и до трансформаторной мастерской, для резервуаров общей емкостью до 100 т масла — 12 м, более 100 т масла — 18 м;

    б) до аппаратной маслохозяйства независимо от общей емкости резервуаров -8м.

    9.21. В качестве подзарядных устройств применяются статические выпрямительные устройства, устанавливаемые в помещении щитов постоянного тока.

    9.22. Аккумуляторы устанавливаются на стальных стеллажах.

    9.23. Групповые токоограничивающие реакторы на 6 — 10 кВ следует применять, как правило, в исполнении для наружной установки.

    9.24. Строительная часть ОРУ всех напряжений должна проектироваться на расчетный период.

    9.25. В ОРУ напряжением 35 кВ и выше для подвески гибкой ошиновки должны, как правило, применяться стеклянные изоляторы.

    9.26. Компоновка оборудования и ошиновки на ОРУ 400, 500, 750 кВ должна обеспечивать наименьшее влияние электрического поля на обслуживающий персонал.

    Пешеходные дорожки должны располагаться на участках с допустимой напряженностью электрического поля или быть экранированными.

    В случае, когда электрическое поле превышает нормированную величину, необходимо предусматривать стационарные устройства для биологической защиты персонала.

    10. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

    10.1. Масляное хозяйство

    10.1.1. На ПС 330 кВ с трансформаторами мощностью 200 МВ ? А и выше, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, и на ПС 500 — 750 кВ предусматриваются масляные хозяйства, состоящие из мастерской с оборудованием для обработки масла и трех резервуаров для изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть на 10 % больше емкости бака наиболее крупного трансформатора. Все остальные ПС обслуживаются централизованным масляным хозяйством (ЦМХ) предприятия электрических сетей (ПЭС) или производственно-энергетических объединений (ПЭО), Местоположение ЦМХ определяется «Схемой организации эксплуатации энергосистемы».

    10.1.2. На ПС 110 кВ и выше с баковыми масляными выключателями 110 кВ и выше должны устанавливаться два стационарных резервуара для изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть не менее емкости трех баков наибольшего выключателя с запасом на доливку 1 % суммарного количества масла, залитого в оборудование всех РУ и трансформаторов ПС.

    Резервуары для изоляционного масла на ПС с баковыми выключателями не предусматриваются:

    а) при наличии транспортных связей между ПС и ЦМХ;

    б) при установке одного-двух масляных выключателей;

    в) на ПС, расположенных в черте города.

    10.1.3. На ПС с СК должны устанавливаться два резервуара турбинного масла вне зависимости от количества н объема резервуаров изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть на 10 % больше емкости масляной системы одного наибольшего синхронного компенсатора.

    10.1.4. Стационарные маслопроводы прокладываются только на ПС 330 — 750 кВ от мастерской или аппаратной маслохозяйства к помещению для ремонта трансформаторов и к резервуарам для хранения изоляционного масла.

    10.1.5. В коллекторе аппаратной маслохозяйства должны предусматриваться раздельные трубопроводы и насосы для чистого и грязного изоляционного масла. Коллектор турбинного масла не предусматривается.

    10.2. Пневматическое хозяйство

    10.2.1. Для снабжения сжатым воздухом электрических аппаратов (воздушных выключателей, пневматических приводов к масляным выключателям и разъединителям) распределительных устройств ПС должны предусматриваться стационарная компрессорная установка, размещенная в отдельно-стоящем здании, и воздухораспределительная сеть.

    10.2.2. Установка сжатого воздуха должна обеспечиваться одним резервным компрессором независимо от числа рабочих компрессоров, за исключением ПС:

    а) с одним масляным выключателем, имеющим пневматический привод, где устанавливается один рабочий компрессор;

    б) промпредприятий, обеспеченных резервным источником сжатого воздуха.

    10.2.3. Производительность рабочих компрессоров должна обеспечивать:

    а) в установках с давлением в компрессорах до 5 МПа — 0,5 ч непрерывной работы при 2-часовых паузах и восстановление в течение 0,5 ч давления в воздухосборниках, сниженного за время 2-часовой паузы за счет расхода воздуха на вентилирование воздушных выключателей и на утечки во всех элементах установки;

    б) в установках с давлением 23 МПа — 1,5 ч непрерывной работы при 2-часовых паузах и восстановление в течение 1,5 ч.

    10.2.4. При выборе параметров установки сжатого воздуха и емкости воздухосборников следует учитывать:

    а) рабочий режим, при котором остаточное давление в воздухосборниках после 2-часовой паузы обеспечивает относительную влажность, требуемую заводами-изготовителями;

    б) аварийный режим, при котором при одновременном отключении максимально возможного с учетом действия защит и АПВ числа выключателей обеспечивается восстановление давления в резервуарах воздушных выключателей (до наименьшей допустимой величины), для чего наименьшее давление в воздухосборниках должно превышать наибольшее допустимое давление сжатого воздуха в аппаратах на 25 — 30 % в установках с давлением до 5 МПа и на 80 % — в установках с давлением до 23 МПа.

    в) начало аварийного режима, совпадающее с моментом окончания 2-часовой паузы, когда давление в воздухосборниках понижается до величины пускового давления компрессоров.

    10.2.5. Перепускные клапаны должны поддерживать в воздухораспределительной сети и в резервуарах воздушных выключателей давление в заданных заводом пределах, обеспечивающее надежное отключение выключателей после неуспешного АПВ ( п. 10.2.4, б), а также непрерывный расход воздуха на утечки и вентилирование ( п. 10.2.4, а).

    10.2.6. Компрессорная установка должна работать без постоянного дежурного персонала, в автоматическом режиме и иметь сигнализацию о нарушении нормальной работы, выведенную на щит управления ПС; при отсутствии постоянного персонала на ОПУ сигнал неисправности передается на диспетчерский пункт ПЭС или РЭС.

    10.2.7. Воздухораспределительная сеть должна, как правило, выполняться кольцевой и разделенной на участки вентилями. Питание сети от компрессорной установки должно осуществляться по двум магистралям.

    10.2.8. Компрессорные, с машинами производительностью до 5 м 3 /мин, и воздухосборники должны проектироваться с учетом допущений, принятых в Минэнерго СССР ( ПУЭ, IV -2-189).

    10.2.9. В закрытых ПС глубокого ввода с воздушными выключателями разрешается установка на первом этаже воздухосборников и компрессоров, отгороженных друг от друга и от РУ.

    10.3. Газовое хозяйство

    10.3.1. Подстанции с СК с водородным охлаждением обеспечиваются привозным водородом и углекислым газом. Собственные электролизные установки на ПС не сооружаются.

    10.3.2. Снабжение СК водородом и углекислым газом осуществляется централизованно от ресиверов. Для приема и зарядки баллонов с водородом и углекислым газом на ПС сооружается механизированный приемо-раздаточный пункт (склад), где размещаются рампы с баллонами и ресиверы из расчета обеспечения водородом двадцатидневного эксплуатационного расхода и однократного заполнения одного СК, имеющего наибольший объем.

    Расчетный суточный расход водорода в одном СК принимается равным 5 % от общего объема газа в корпусе машины.

    Минимальный запас углекислого газа на ПС должен быть равен трехкратному объему заполнения одного СК. Воздух для продувки СК берется от системы воздушного хозяйства ПС или от самостоятельного компрессора.

    10.3.3. Водород, углекислый газ и сжатый воздух подаются к СК по отдельным трубопроводам, открыто прокладываемым на одних и тех же стойках, с расположением трубопроводов (сверху вниз): воздух-водород углекислота.

    Трубопровод сжатого воздуха соединяется с СК гибким шлангом. Допускается прокладка трубопроводов углекислоты и водорода в кабельных каналах или лотках при условии применения стальных бесшовных труб.

    11. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И ТРАНСПОРТ

    11.1. Генеральный план

    11.1.1. Генеральным планом ПС должны предусматриваться подходы автомобильных и железных дорог и подходы ВЛ всех напряжении с учетом перспективного развития ПС.

    При расположении ПС на территории промышленного предприятия генеральный план ПС должен быть увязан с генеральным планом предприятия.

    11.1.2. Расположение сооружений и оборудования на площадке ПС должно обеспечивать:

    а) использование индустриальных методов производства строительных и монтажных работ;

    б) ревизию, ремонты и испытания оборудования с применением машин, механизмов и передвижных лабораторий;

    в) доставку и вывоз трансформаторов, реакторов и другого оборудования;

    г) проезд (подъезд) пожарных автомашин;

    д) плотность застройки ПС (%) не менее указанной по напряжениям: