Правила проектирования подстанций

Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ. Том 1

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку «Купить» и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль».

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ
  • Нормы распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые ПС и переключательные пункты 35 — 750 кВ

    Издание 3-е, переработанное и дополненное.

    Оглавление

    2 Площадка для строительства подстанции

    3 Схемы электрические распределительных устройств, выбор количества и мощности трансформатора

    4 Выбор основного электротехнического оборудования и токоведущих частей

    5 Защита от перенапряжений и заземление

    6 Собственные нужды и оперативный ток

    7 Ремонт, техническое и оперативное обслуживание

    8 Управление, сигнализация, автоматика

    9 Компоновка и конструктивная часть

    10 Вспомогательные сооружения (масляное, пневматическое и газовое хозяйство)

    11 Генеральный план и транспорт

    11.1. Застройка территории (горизонтальная планировка)

    11.2 Вертикальная планировка

    11.3. Автомобильные дороги

    11.3. Железные дороги. Пути перекатки трансформаторов

    12 Водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия, отвод масла

    12.2. Техническое водоснабжение

    12.3 Противопожарные мероприятия

    12.4. Отвод масла

    13. Средства передачи информации

    14. Проектирование подстанций в сейсмических районах

    Перечень нормативных документов

    Условные обозначения и сокращения

    Этот документ находится в:

  • Раздел: Строительство
    • Подраздел: Нормативные документы
      • Подраздел: Отраслевые и ведомственные нормативно-методические документы
        • Подраздел: Проектирование и строительство объектов энергетического комплекса
      • Раздел: Экология
        • Подраздел: 29 ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
          • Подраздел: 29.240 Сети электропередач и распределительные сети
            • Подраздел: 29.240.10 Подстанции. Защитные разрядники
            • Организации:

              Engineering Design Standards for Substations Operating at 35-750 kV Maximum Operating Voltage

              Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите одну из кнопок:

              Ссылка на страницу

              Страница 1

              Ммс****» wwnmi» и MWtP+Mliwa* СССР .

              Ога»ч Ош ас4 p»«offr»vi |

              Дие»а»%* ftOMWwwM r^on..■*»-*»*«* »t П>Т

              *#rtiweo>e ov*« ■ шпи*»м

              Нормы технологического проектирования ПС переменного тока с . высшим напряжением ЗЬ-7Ъ0 кВ.”

              (издание 4-е.переработанное и дополненное)

              13. Средства передачи информации ЬЬ

              14. Проектирование подстанций ь сейсмических

              Приложения: I. Перечень нормативных документов 61

              2. Условные обозначения и сокращения 64

              Страница 5

              Министерство энергетики и электрификации СССР (Минэнерго СССР)

              Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35. 750 кВ (издание 4-е, переработанное и дополненное)

              Взамен норм технологического проектирования подстанций о высшим напряжением 35-750 кВ (изде те 3-е)

              1,1. Нормы технологического проектирования ПС устанавливают основное TpeCorainiH по проектированию ПС и переключательных пунктов переменного тока с высш.. л напряжением 35. 750 кВ, включая ПС v РУ заводского Изготовления.

              I ?. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, а также раосшряемке и реконструируемые ПС и переключательные пункты 35. 750 кЕ. При проектировании вно^ь сооружаемых, а также расширяемых и реконструируемых ПС и переключательных пунктов с учетом существующих схем РУ’, ..о?лпоновок оборудована, конструкций зданий и всп могательных сооружений допускаются обоснованные отступления от настоящих норм, согласованные с энергосистемами на стадии формирования эадапия на проектирование; указанное не распространяется на треоозания, связанные с техникой безопасности, пожаробезопасностью, экологией, отступление от которых согласуется в установленном порядке.

              При проектировании ПС следует руководствоваться нормативными документами, перечисленными в приложения I.

              1.3. Требования настоящих норм являются обязательными для всех ведомств в случае, если ПС будут передаваться в эксплуатацию организациям Минэнерго СССР.

              Внесены Утверждены Срок введения

              институтом НТО Минэнерго СССР в действие —

              «Энергосетьпроект» протоколом от I июля 1991 г.

              Страница 6

              При проектировании ПС и персключатолышх пунктов иреглвп-ленных предприятий, а также тяговых, городских и сельскохозяйственных ПС необходимо руководствоваться настоящем нормами в той мере, а какой они но противоречат ооотвототвующим специальным нормам, согласованна Госстроем СССР.

              1.4. Проектирование ПС должно выполняться на основании у тверженных:

              1.4*1. схемы развития эноргооистсмц^акжо, в случае необходимости, схем развития ОХ и ЕЭС СССР

              1.4.2. схемы развития электрических сетей района, города,

              1.4.3. схемы внешнего электроснабжения объекта.

              1.4.4* схемы организации ремонта, технического и олор-

              тивного обслуживания (схомы оргаш1зации эксплуатации) энергосистемы,

              1.4.5* схемы развития средств управления общесистемного назначения (СУОН), включающие релейную запшту и автоматику аварийного режима (РЗЛ), противоаварийиую автоматику, а также схемы развития ЛСД/ ОХ,

              1.4.6. схемы организации’плашеи гололеда на Ш1 в прилеганием к ПС районе*

              1.5. Из схем развития энергосистемы и сетей района иля города, а также охем внешнего электроснабжения объекта прпш’шются с л едущие исходные данные:

              1. с .1. район размещения X;

              1.5.2. нагрузки на расчетный период по годам и гас рост на перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям (в *);

              Страница 7

              1.5.3. число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов*’; соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

              1.5.4. уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ГО и необходимость дополнительных регулирукидах устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;

              1.5.5. необходимость, тип, количество и глощност* источников реактивной мощности, в том числе щ/нтярукшх реакторов:

              1.5.6. число присоединяемых линий напряжением 35 кВ и вше я ттх нагрузки (число линий 6, 10 кВ л их нагрузки — по данным заказчика);

              1.5.7. рекомендации по схеме электрических соединений ГО;

              1.5*8, режимы заземления нейтралей трансформаторов;

              Г.5.9. места установки, число и мощность шунтирущих реактор в и других защитных средств для ограничения перенапряжений в сетях ПС кВ и выше;

              1.5.10. места установки, число и м г ’дость дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кЕ и вышэ (для сети 6, 10 кВ — по данным заказчика);

              1.5.11. требования по обеспечению устойчивости электропередачи ‘энергосистемы);

              1.5.12. требования к СУОН;

              1.5.13. расчетные значения топов однофазного и трехфазкого КЗ с учетом развития сг-*ей и генерирующих истсгсяиксв на срок до 10 лег, но не менее 5 лет, считая от предполагаемого о рока

              : юда ГО в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.

              1.6. Из схем организации ремонта, технического и оперативного обслуживания (схем организации эксплуатации) энергосистем принимаются следующие исходные данные:

              х)»Здесь и далее под словом «трансформатор» подразумеваются и автотрансформаторы

              Страница 8

              1.6.1. : 1 орма и структура ремонтно-эксгиогатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления 1Ю;

              1.6.2. технические средства для рвмоктио- чсплуатациоиного обслуживачия и оперативно-диспетчерского управления ПС;

              1.6.3. граница раздел! обслуживания объоктов различными энергообъединениями и энеогопродприятиями.

              1.7. Из схе!^Ж а Ж^сМ)л еда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующее исходные денные:

              1*7.1. необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;

              1.7.2. Количество у\ анпвлизаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололэдообразования.

              1.8. Из СУОН принимаются следующие данные:

              1.3.I. объемы реконструкции устройств релоЛной заимти и вторичных цепей самой ПС (при ра сии рении и модернизации) ** ПС прилегающей сети;

              1.8.2. объемы реконструкции средств ПА, АРЧМ, АГН прилегающей сети;

              1.8.3. данные о необходимости установки дополнительных коммутационных аппаратов, измерительных тратформаторов.

              1.9. При отс> отвии каких-либо даншх, перечисленных в п.п.1.5. — 1.8, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать на стации предпроектной подготовки или уточнить в составе проекта (рабочего проекта, ПС

              в виде самостоятельных разделов.

              1.10. Проект (рабочий проект) Ж должен выполняться на расчетный период (5 лет с мом :та предполагаемого срока ввода з эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

              Страница 9

              2. плошка дан СТРОИТЕЛЬСТВА подстанции

              2*1. Выбор ллодадки для строительства ПС должен производиться в соответствии с основами зомелыюго, водного законодательства СССР и союзных республик,законодательными актам по охрано природы и использованию природных ресурсод на основании:

              2.1Л. схемы развития электрических сетей района ли схемы элактроскаб.тония конкретного объекта;

              2.1.2* материалов проектов районной плакировки и проектов плаьповки городов (поселков);

              2.1.3* технико-экономического сравнения вариантов.

              2.2. Плодадкл ПС должна по возможности размвцаться вблизи:

              2.2. Г. центра электричесш. . нагрузок;

              2.2.2. автомобильных дорог, по которым возможно пэре движение т; ‘йлероз необходимой грузоподъемности;

              2.2*3* железнодорожных станций или подъезных железнодорожных путей лромышонннх предприятий, на которых возможна разгрузка тяжелого оборудования, строительных конструкций и материалов, е также примыкание подъездного пути X;

              2.2*4* насе ^нных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала.

              При должны соблюдаться минимально допустимые расстояния по условиям шума от трансформаторов и воздушных включателей согласно санитарным нормам;

              2.2*5. существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условия их опережающего ввода.

              2.3* ПС должны располагаться:

              2.3.1. как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ГО на орошемых, осушенных и пахотных зэгалях допускается только в исключительных случаях по решению соответствующих органов):

              Страница 10

              2.3.2. как правило, на незалесонной территории, или на территории занятой кустарниками и малоценными насаждениями;

              2.3.3. как правило, вне зон природных загр>. мнений (морское побережье, засо п эная почва и др.) и вне зон загрязненной проияь-лоиными отходами предприятий атмосферы. Размещение ГС в условиях загрязненной атмоофери допускается при техни ко-экономическом обосновании с учетом требований соответствуюамх руководящих указа ни Я и ГОСТ;

              2.3.1. вне зон активного карста, оползней, оседатя или, обрушения поверхности под влиянием горных разработок, селевых потоков и сложных лавин, .оторые могут угрожать застройке и эксплуатации ПС, вне зон, подлежа awx промышленной ре: работке (торфяники и др.), а также вне радиацпоннозарзженных мест*,

              2.3.5, на незатопляемых местах и, как правило, на мостах о уровнем грунтовых вод нике заложения фундаментов и инженерных коммуникаций;

              2.3.6. на территориях, не подверженных размывам в результате русловых процессов при расположении площадок у рек, или водоемов, а также вне мест, где могут быть потоки до-ждевых и других вод, а также выше отмоток складов с нефтью я недо продуктами и другими горючими жидкостями При невозможности расположения ПС вне указанных зон должны быть выполнены специальные гидротехнические сооружения по защита площадей от поврежден!8 (подсыпка площадки, укрепление откосов насыпи, водоотводные сооруденнп, дамбы i др.);

              2.3.7. на площадках, рельеф которых, как правило, не требуот производства трудоемких и дорогое таящих планировочных работ;

              2.3.8. как правило, на грунтах, не требутових устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения. Расположено ПС на торфах, свалках и т.п. допускается только при технико-экономическом обос новая ли;

              2.3.9. d сейсмических районах на плопадаах с грунтами I или П категории по сейсмическим свойствам;

              Страница 11

              2.3.10. на площадках, обеспечивающих максимально удобные захода 3)1 всех напряжений;

              2.3Л1. вне зон возможного обледенения оборудования и ошиновки ОРУ при сбросе вода через водосбросные сооружения гидростанций в период осенно-зимних паводков;

              2.3Л2. на расстоянии от аэродрсмов и насадочных площадок авиации, складов взрывчатых материалов, 1фупных складов горючесмазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, опроделяемсм соответствующими нормами и правилами?

              2.3 13. вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с помо’цыа взрывов;

              2.3.14. как привило, на территориях, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу дли переносу в связи с сооружением ПС.

              2.4. Размещение ГО должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель как на расчетный период, так и с учетам, последуюдаго расширения ПС. При этом должны учг ыва-ться коридоры подходов Вй всех напряжений.

              2.5. При сооружении ОРУ ногх напряжений должен быть рассмотрен вариант его размещения на существующей ПС. При этсм результаты технико-экономического сравнения вариантов отражаются в акте вчбо* л плодадки.

              2.G. При размещении ГО, обслуживаемой энергосистемой, на территории промышленного дредпрпяти. должна быть предусмотрена возможность выделения ее в самостоятельный объект с независимым проездом на территорию ПС.

              2.7. При проектировании ПО следует предусматривать максимально зозмс-дюе кооперирование с соседними промышленными предприятиями

              и населенными пунктами по строительств дорог, инженерных сетей подготовки территории, жилых домов.

              2.8. При размещении ПС следует учитывать наличие источников водоснабжения,естествеиные водоемы и реки, артезианские истотникя, присоединение к существующим сетям.

              2.9. В районах с объемом снегопереноса 300 mVm и более при выборе плода лк‘и ГО следует учитывать генеральное направление саего* переноса и возможность защиты от одекяых заносов.

              Страница 12

              3. СХШЧ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПИ1Д»ЗЛИТВЛЫШЗС УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ, ВЫБОР ХОЧИЧХТВА и мощности ТРЛЮФОШЛТОРСВ

              3.1. Схвм« т электрические распределительных устройств

              6. 750 кВ выбираются с учетом схем развития энергосистемы,

              электросна баю ни я объекта и других внестадийных работ по развитию электрических сетей согласно утвержденной Минэкэрго СССР и согласованной Госстроем СССР работе «Схемы принципиальные г чект-рическно распределитальннх устройств 6-750 :сВ пoдcтaнuиП.’ , Не-типооыс пршйшпиальнис с хеш могут применяться только npi выполнении об ос называющих те^тко-экономичесюг расчетов.

              3.2. Число трансформаторов, устанавливаемых in АС, принимается, как правило, два. Устаиозка болэо двух трансформаторов лршшмается ш основе технико-эконсических рочегоо, a также

              в тех случаях, когда на ПС требуются два средних налряиш* я.

              В дерзай период эксплуатации (дусковсГ. комплекс) допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питая!я потребителей СН и НН.

              Мощность трансфераоров выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного to них га время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резориа по сетям СН и НН, обеспечивали .лтание нагдоэки.

              Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностыс [ю основе лршенения форсированной системы охлаждения или нагрево-стойкой бумаги) мощностью до 100 МВ.Л включительно класса напряжения НО, 150 и 220 кВ — кЗираются d соответствии с «Нормативами выборд мощности силооых трансфорлаторов» и заводскими материалами.

              При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замеш трансфорлаторов на бод**-мощные; установка допол!штелышх трансформаторов должна быть технико-экономически сбосновага.

              Страница 13

              3.3. Допускается применение однотронсфориаторных ПС при обеспечении трофемой надежности электроснаокения потребителей.

              3.4. На ПС устанавливаются, как правило, трехфвзиие трансформаторы.

              При отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности, а также при наличии транспортных ограничений , допускается применение группы однофазных трансф©р;латоров, либо двух трохфаз-кых трансформаторов одинаковой мощности.

              3.5. При установке на Ш одной группы однофазных трансформаторов предусматривается резервная фаза, дж которой должна быть просмотрена возможность ее присос да нения взамен вышедшей из работа’ при помощи переммек при снятом напряжении.

              При двух группах необходимость установки резерв ной фазы определяется на основе техник^ -экономических расчетов с учет* резерва по сетям СН; на период работы одной группы предусматривает г установка фазы от второй группы.

              При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из работы осуществляется, как правило, гг г тем перекатки.

              3.6* Должны применяться трансфорлатори, оборудованные устройством автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РВЫ).

              3.7. Пр1?питецши потребителей от обмотки ПН автотрансформаторов для ^зависимого регулирования напряжения следует лредусмат-ривать установку лилейных регулировочных трансформаторов, за исключением, случаев, когда уровень напряжения обеспечивается другими способами.

              При питания потребителей от обмоток СНиКН трехобмоточных трансформаторов с РПН для обеспечения независимого регулирования напряжения при наличии технико-экономического обоснования может предусматриваться установка линейных регулировочных трансформаторов на одной из сторон трансформатора.

              3.8. Установка предохранителей на стороне ВН силовых трансформаторов подстанций 35,110 кВ не допускается.

              Страница 14

              3.9. Допуска о тс я применять отделители на стороне Ш сил ьах трз реформа тораз в сочетании как с короткоэамыкателяли;, так и с передачей отключающего сигнала. Область применения отделителей дана в работе, указанной в я.ЗЛ.

              Применен;^ пзродачи отключающего сигнала должно быть обосновано. При передаче отключающего импульса по БЧ- каналам (каналам связи) необходимо выполнять резервирование по другому ВЧ каналу (кап*.лу связи) или с помощью короткозомыкателя.

              3.10. На сторона б и 10 кВ должна предусматривсться, как правило, раздельная работа трансформаторов.

              3.11. При необходимати ограничения токов КЗ на стороне

              б и 10 кВ могут предусматриваться следуйте основные мероприл-тия:

              3.11.1. применение трехобмоттаних трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотк дц ВН и НН и даухобмоточных трансформатороз с попиленным сопротивлением;

              3.11.2. применение трансформаторов о раелр пленными обысками 6 и 10 кВ;

              3.11.3. применение токоограничивагодах реакторов в цепях вводов от трансформатор®, причем отходящие линии выполняются, как правило, нереакгированными.

              Выбор вариант*, ограничения токов КЗ следует обосновать техпико-экономическим сравне ;ем с учетом обеспечение качества электроэнергии.

              3.12. Степень ограничения токов КЗ в РУ б и 10 кВ определяется с учетом применения наиболее лепного оборудования, кабелей и проводников, допустимых колебаний налрдаешя при резк опере мен-ных толчковых нагрузках.

              3.13. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях

              35,10, 6 кВ на ПС должны устанавливаться дугогасядие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности. п а напряжении 35 кВ дуге га сядете реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводом соответствующих обмоток трансформаторов через развилку аз разъедините.®й, позволяющую подклхь-

              Страница 15

              чать их к любому из трансформат;.£ф* На напряжении 6 и 10 кВ дугогася’ше реакторы подключаются к нейтральному выводу отдельного трансформатора, подключаемого к сборным шинам через выключатель*

              Дугогасяиио реакторы с плавным регулированием индуктипиости должны оснащаться системой автоматического регулирования емкостного тока замыкания на землю.

              Количество и мощность дугогасящих реакторов 6-10 кВ определяются в проекте ПО на основании данных, представляемых 3i ргосистемой.

              Страница 16

              4. ВЫБОР ОСНОВНОГО ЭЛБКТРОТЬ^ШНЧККОГО ОБОРУДОПШЯ И ТОКСВЕЦУЩИХ ЧАСТЕЙ

              4.1. Лри выборе типов выключателей рексмэяд^этся руководствоваться следу

              4.1.1. в ЗРУ НО кВ и выше должны устанавливаться маломас-ляиые, элегазовыо или воздушные выключатели, а та гае КР7Э;

              4.1.2. в ОРУ 330 кВ и вник должда устанавливаться эле газовые или воздогпц|уе выключатели;

              4.1.3. 220, 150,110 кВ должны устанавливаться:

              4.1.3.2. элегазовые ..ли воздушные выключатели в тех случаях, когда отсутствуют маломаслшша выключатели требуемые параметров;

              4.1.4. В РУ 35 кЬ должны устанавливайся оаковыо выключав ела V.д?о освоения элегвзоьых выключателей) или шомасляные гшишчб* ели, отсутствуют баковые элегазовые выключатели

              4.1.5. в РУ 6,10 кВ применяются шкафы [ (РУ (КРУИ) с ?лаломас-ляяыми электромагнитными и вакуумными быклкн ателя;.:н.

              4.1.6. при установке воздушных выключателей и выключателей с пдавматическими приводами при необходимости должны предусматриваться мероприятия по снижению уровня сума на грппице килой застройки.

              4.2. Перечисленные в п.4Л укззадая не иаслючают возмоашоолч 1 » применения других типов выключагелэй, после начала их серийнс*’ изготовления, а также выкл:очателей инофирм.

              4.3. При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току оборудования (СК, реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксп^атг ионные, после аварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

              4.4. Оборудование и ошиновка в педи трансфорлоторэ должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по номенклатуре заводов- изготовителей мощности. При этом в цепях ВИ и СН всех трех обей отсиных трансформаторов (крале трансформаторов с обмот ofl СН напряжением 35 кВ

              Страница 17

              и ии») и Ш я Ш двухобмоточных трансформатор® выбор оборуддва-н.л цо номинальному току ц опмновки по нагреву производится по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом допустимой его перегрузки (см.также п.9.31).

              Для трехобмоточных трансформаторов з цепях ОН (35кВ и ниже) и НН (35кВ и ниже) выбор ободгдсвания и ошиновки олодует производить по току леропзктивной шгрузки согласно п.1,/0. настоящих нор* с учетов.! отключения второго трансформатора.

              4.6. При выборе оборудования и ошиновки ячеек ЗЛ 35 кВ и вшпе следует принимать максимальный ток ЬЛ по условиям нагрева проходов в аварийном режиме, при этом количество типоразмеров ошиновки должно быть миымалышм.

              4,6. На реконструируемых и расширяемых ПС дшускаотся предусматривать оборудование l алогичное ус та нос т иному; в тем числе отделители 2?.О кВ.

              Г случав, если такое оборудование промышленноетью на выпускается» либо не соответствует необходимым паре мет рем, следует руководствоваться д.я.4.1, 4.2.

              4.7, При установке ограничителей парена пряже кия ОШ на ПС, позволяюсь применить сок радарные расстояния в ОРУ или оборудование со снижали и уровнем изоляции, необходимо предусматривать резервную феэу ОЛН на каждом классе напряжеюя.

              Страница 18

              5. ЗАЩИТА ОТ ПЕР^НЛПРЛШШЛ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

              5.1. Число ко.мплектов вентильных разрядников 3. 750 кВ, огранячитслэй перенапряжений 35. 750 кВ и не* ои/. установки выбираются в соответствии с требованиями ПУЭ в отношении доаус-тимых расстояний между защитны. аплзрвтом и защищаемым оборудованием и учета защиты распределительных устройств от прямых ударов молнии. Выбор стержневых и тросовых молниеотводов осуществляется в соответствии с требованиями ПУЭ.

              При отклонении реальных условий от принятых ь ПУЭ за расчетные, а также для ОРУ 750 кВ схемы мелниезаадгы должны уточняться на основе соответствуюии расчетов*

              5.2. Для обеспечения условий включения линий, Д1ч снижения перенапряжений промышленной частоты и обеспечения условий гашения разрядниками на ЕЛ 750 и 500 кВ устанавливаются шунтирующие реакторы* Резервная фаза реактора, к*»к правило,предусматривается. Отказ от се установки обосновывается технико-экономические расчетом.

              5.3. Необходимость установки вентильных разрядников комбинированного та па или ограничителей перенапряжений на вводах BJI

              330 , 5С0 и 750 кВ .для ограничения коммутационных перенапряжений определяется расчет. Ограничители перенапряжений не допускается применять на подстанциях 220^330 кВ без включателей на стороне высшего напрякения (в блочных схемах, в которых наименьшая из частот свободных колебаний меньше 250 Гц). Для коротких •—ниЯ 330 и 500 кВ (до 200 км) установка разрядников не требуется.

              Под длиной линий подразумевается ее протяженность мекдг соседними ПС с иощностью подпитки КЗ па -пнах выпв 3 МВ.А. При этом мощность, поступающая по рассматриваемой линии, не учитывается.

              При отсутствии разрядников ia линии и применении трохфазного АЛЗ на линии должны устанавливаться измерительные трансформаторы напряжения электромагнитного типа. При длине линии до 200 км достато.но наличие комплекта НКФ с одной стороны ВЛ.

              Страница 19

              5.4. На вводах трансформаторов 750 кВ, о также ми вводах реакторов 500,750 кВ устанавливаются воитилыыо разрядники комбинирован-ног о типа или ограничители перенапряжений.

              6.5. Режим заземления нейтрали обмоток 11(^50 кВ трансформаторов шбирается с учетом класса изоляция нейтрали, обеспэчения

              в допустимых пределах коэффициента заземления, допустимых значений токов однофазного КЗ по условиям выбора обор/догоняя, действия релейной защита и влияния на линии о вяз и, а такие с учетом требований к заземлению нойтрали по условиям установки фиксирующих приборов.

              5.6. При присоединении к линии НО. 150 кВ ответвлениями нескольких 1Ю и при наличии на одной пли нескольких из них питания со стороны СН или ЯН необходимо обеспечивать постоянное заземление нейтрали не менее, чем у одного из присоединенных к линии трансформаторов, имеющих питание со сторож/ СН или НН.

              5.7, Постоянное заземление нейтрали должны иметь все автограда форматор» и обмотки Я20-750 кВ трансфокаторов (кроме обмоток 220кВ порнлйющих трансформаторов). Нейтрал обмоток НО кВ трансформаторов, которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены ограничителями перенапряжений типа ОПНИ-ПО.

              5.8. Проектирование заземляющих устройств следует выполнять в соответствии с нормированием по допустимому напряжению прикосновения либо по допустимому сопротивлению растеканию (см.также а.8,14).

              Выбор нормирования определяется технико-экономическим расчетом.

              Лпя обеспечения в зкеплуатащш контроля соответствия действительных значений сспротивленш-: растеканию и напряжений прикосновения принятым значениям исходные данные, расчетные значения напряжений прикосновения, /лета рзсполояэния расчетных точек и сезонные коэффициенты должны быть указаны в проекте.

              5.9, Защита от прямых ударов молнии пролетов ВЛ 35,110 кВ между г.оне0вой опорой и порталом ПС в этом пролете (или приемным

              Страница 20

              уотройствсм) в случаях, когда грозозащитный трос в этом пролете не подвошиваотся, должнь роситься в соотнзе проекта ПС*

              5.10. В проектах для ?У напряжением ИОкВ и ьыше с выключи толями, кмеходив емкостноо шунтирование дугогвеитэльнай камеры, должны предусматриваться моры й устройства по предотвращению явлений Феррорезона яса, вызывающих повреждения трвясформа-торов галряяення электромагнитного типа.

              Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35 — 750 кВ

              Документ «Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35 — 750 кВ» был заменен.

              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

              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);

              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.

              2.1. 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.

              3.1. 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.

              4.1. 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.

              5.1. 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.

              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.

              6.1. 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 Uк = 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.

              7.1. 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 дополнительные 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.

              8.1. 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;

              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.

              9.1. 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, выполняются 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.

              10.1.1. 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.

              10.2.1. 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.

              10.3.1. 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.

              11.1.1. 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:

              Популярное:

              • Антон каретников прокурор Прокуратуры РФ Главная Центральный федеральный округ Москва Приказом Генерального прокурора РФ Юрия Чайки от 7 августа 2015года № 1475-к старший советник юстиции Каретников Антон Павлович назначен на должность Пресненского межрайонного […]
              • Трудовой договор в рб увольнение Подписчики этой рассылки получают уведомления о выходах новых номеров журнала, о новых запланированных прямых телефонных линиях, о выходе наших новых проектов и начале очередной подписной кампании. Средняя периодичность рассылки 2—3 раза […]
              • Нотариус в володарском районе брянск Наращивание ресниц в Володарском районе Лучшее наращивание ресниц — рейтинг, адреса и телефоны Самые популярные особенности найденных мест: женская стрижка, выпрямление волос, вечерний макияж, мужская стрижка, покрытие ногтей […]
              • Нотариусы города вологда Нотариусы Вологда Ниже представлен список нотариусов в выбранной категории. Чтобы посмотреть подробную информацию по конкретному нотариусу, кликните по ФИО нотариуса. Нотариус Гисматулина Ольга Рафаиловна Телефон: +7(8172)757686 Адрес: […]
              • Штраф при не выдаче чека Штраф за невыдачу кассового чека Обновление: 13 марта 2017 г. Законодательство РФ предусматривает ответственность в виде штрафа за невыдачу кассового чека (в т.ч. в 2017 году). Рассмотрим нормативные положения, устанавливающие обязанность […]
              • Работа электрик москва с проживанием Работа: Электрик - вакансии в Москве Должностные обязанности: Приглашаем на работу мастеров-универсалов! Выезд к клиенту Выполнение различных работ по электрике Своевременная сдача отчетности Мы предлагаем: Мы… Должностные обязанности: - […]
              • Статья 221 уголовного кодекса рф Информация об изменениях: Федеральным законом от 9 февраля 1999 г. N 26-ФЗ в название статьи 221 внесены изменения См. комментарии к статье 221 УК РФ Федеральным законом от 7 декабря 2011 г. N 420-ФЗ в часть 1 статьи 221 внесены […]
              • Правила предоставления коммунальных услуг п31 Правила предоставления коммунальных услуг п31 Главная ДОКУМЕНТЫ Основные направления деятельности Вы спрашивали - мы отвечаем Правила предоставления коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных […]