Страницы: 1 2
текущей аналоговой и дискретной информации в АСУ ТП ПС для решения
различных задач: регистрации и сигнализации событий, цифрового
осциллографирования аварийных процессов, оперативного и
ретроспективного анализа технологических ситуаций и др.
11.12.2.10. Обеспечение взаимосвязи средств АСУ ТП ПС с системами
автоматического управления.
При создании АСУ ТП ПС ее средствами обеспечивается
информационная взаимосвязь с имеющимися или проектируемыми на ПС
средствами автономных систем автоматического управления (САУ), как
локальных (например, управления охлаждением трансформатора,
пожаротушения и др.), так и общесистемных (например, противоаварийной
автоматики, регулирования напряжения и реактивной мощности и др.). С
этой целью в АСУ ТП ПС в общем случае предусматриваются средства,
обеспечивающие:
получение текущей информации о функционировании САУ и ее
представление персоналу;
возможность изменения уставок САУ персоналом (например, с
соответствующего АРМ);
отключение САУ и переход на режим оперативного дистанционного
управления (если это целесообразно и технически осуществимо).
11.12.3. Проектирование взаимодействия оперативного персонала ПС
с ПТК АСУ ТП.
Для ПС со сложными схемами соединений и значительным количеством
контролируемой информации взаимодействие персонала с ПТК АСУ ТП
рекомендуется строить на основе выбора конкретных управляемых и
контролируемых элементов на мнемосхеме. В данном случае под
управляемым элементом понимается элемент первичной или вторичной
схемы, состояние которого изменяется в результате выполнения команды,
подаваемой оперативным персоналом, а под контролируемым -элемент
оборудования, применительно к которому осуществляется контроль
состояния и/или режимных параметров.
Для улучшения восприятия оперативным персоналом текущей
информации рекомендуется проектировать автоматическое представление на
мнемосхеме обобщенной информации, относящейся к соответствующему
фрагменту главной электрической схемы, содержащему выбранный
контролируемый элемент, с последующей ее детализацией по инициативе
персонала.
С целью повышения самоконтроля оперативного персонала при
управлении КА главной электрической схемы ПС рекомендуется
обеспечивать возможность обзора мнемосхемы участка соответствующего
напряжения, к которому относится управляемый элемент, а также
предусматривать следующие операции управления:
выбор управляемого элемента;
получение подтверждения правильности выбора и возможности
проведения операции с данным элементом;
выдача команды управления;
получение подтверждения исполнения команды.
Реализация любой операции строится так, чтобы исключить ее
случайное выполнение. При этом исключается одновременный выбор двух и
более управляемых элементов.
11.12.4. При проектировании АСУ ТП ПС рекомендуется организовать
следующие пункты управления с рабочими местами (или АРМ - при
реализации АСУ ТП ПС на базе средств вычислительной техники):
центральный пункт управления - ЦПУ ПС, на котором размещается
постоянный дежурный персонал ПС и с которого осуществляются
оперативное управление и связь с верхним уровнем диспетчерского
управления энергосистемы и с соответствующим предприятием
электрических сетей. ЦПУ предназначен для управления ПС в целом во
всех режимах функционирования. С этой целью ЦПУ оснащается средствами
оперативного управления элементами главной схемы ПС;
АРМ инженера-релейщика, на котором осуществляются анализ
аварийных ситуаций, контроль работы устройств РЗА, управление их
уставками в соответствии с действующими инструкциями.
Целесообразно также организовать пункт управления,
предназначенный для управления оборудованием собственных нужд и прочим
вспомогательным оборудованием ПС, находящимся в ведении дежурного
электромонтера ПС; в противном случае управление вспомогательным
оборудованием ПС осуществляется с рабочего места (АРМ) дежурного
персонала ЦПУ.
Рекомендуется организация специального рабочего места (или АРМ)
системного инженера, ответственного за обслуживание комплекса
технических и программных средств АСУ ТП. Рекомендуется также
организовывать одно рабочее место (АРМ) системного инженера,
обслуживающего технические и программные средства систем управления
нескольких подстанций.
11.12.5. При проектировании АСУ ТП ПС на базе микропроцессорных
устройств предусматриваются средства синхронизации таймеров отдельных
устройств с сигналами точного астрономического времени. Точность
синхронизации, а также точность привязки меток времени событий,
фиксируемых в устройствах нижнего уровня системы, к астрономическому
времени должны быть достаточными для решения задач, связанных с
регистрацией и анализом быстропротекающих процессов.
11.12.6. На системообразующих ПС на дежурный оперативный персонал
может быть возложено и выполнение диспетчерских функций управления
режимом нескольких подстанций, входящих в концентрированный узел
сетевых объектов энергосистемы. В этом случае на ЦПУ ПС организуется
специальное рабочее место (АРМ) диспетчера, оборудованное средствами
телеуправления удаленными объектами по каналам связи и передачи
данных.
11.12.7. При ТПВ и РК ПС АСУ ТП проектируется, как правило, без
дублирования традиционными средствами контроля и управления и является
единственной системой, без которой функционирование ПС не
предусматривается. Допускается по требованию заказчика включать в
состав АСУ ТП элементы существующей традиционной системы контроля и
управления ПС (например, с целью резервирования или для обеспечения
функционирования ПС при поэтапном вводе в эксплуатацию средств и
подсистем АСУ ТП).
11.12.8. При поэтапном ТПВ и РК ПС верхний уровень АСУ ТП
(серверы, сетевое оборудование, АРМ и т.п.) проектируется с учетом
перспективного развития ПС, т.е. ввод в работу дополнительных средств
автоматизации осуществляется с минимальными изменениями программного и
аппаратного обеспечения уже введенной в работу АСУ ТП ПС.
11.12.9. При проектировании АСУ ТП ПС необходимо учитывать также
ее роль как источника полной, своевременной и достоверной информации о
режимах и состоянии оборудования ПС и прилегающих участков
электрических сетей для АСУ на всех уровнях иерархии управления в
электроэнергетике.
11.12.9.1. С точки зрения оперативно-технологического управления
режимами электрических сетей и энергосистем АСУ ТП ПС - подсистема
нижнего уровня для таких иерархических Автоматизированных и
автоматических систем, как:
автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ);
автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и
мощности (АСКУЭ);
системы релейной защиты и электроавтоматики (РЗА);
системы противоаварийной автоматики (ПА);
системы автоматического регулирования напряжения и реактивной
мощности (АРН);
системы автоматического регулирования частоты и перетоков
мощности (АРЧМ).
11.12.9.2. АСУ ТП является также источником информации для систем
производственно-технологического и организационно-экономического
управления той корпорации, которой принадлежит ПС, в том числе
управления процессами эксплуатации, ремонта и развития электрических
сетей.
11.13. В случае принятия заказчиком решения об отказе от
постоянного дежурства на создаваемой или реконструируемой ПС
оперативного персонала и об организации оперативного телеуправления ПС
с ДП предприятия электрических сетей или ОДУ (РДУ) проектом системы
управления предусматривается выполнение практически всех базовых
функций АСУ ТП ПС, перечисленных в п. 11.12.1. При этом
предусматривается организация удаленных АРМ диспетчерского персонала и
служб ДП с передачей телеинформации и команд управления по
волоконно-оптическим каналам связи с использованием международных
стандартных протоколов информационного обмена. В этом случае на самой
ПС целесообразно организовывать также централизованные и/или локальные
АРМ (в том числе мобильные) для персонала ОВБ, существенно повышающие
эффективность и безопасность работ по обслуживанию и развитию
оборудования ПС.
12. Средства связи
12.1. Подстанция оснащается средствами связи, обеспечивающими
текущие и перспективные потребности систем автоматического и
автоматизированного управления оборудованием подстанции в нормальных и
аварийных режимах.
12.2. Требуемый объем средств передачи информации определяется с
учетом обеспечения энергетических объектов необходимыми средствами
связи для решения задач диспетчерского, технологического,
административнохозяйственного управления, системной автоматики и
релейной защиты, а также ремонтно-эксплуатационного обслуживания.
12.3. Средства внешней и внутренней связи подстанции
предусматриваются с учетом схемы развития единой цифровой сети связи
электроэнергетики и перспективных схем развития сетей и средств связи
объединенных и региональных энергосистем.
12.4. Подстанции, на которых организуются магистральные или
территориальные центры автоматической коммутации либо
распределительные узлы связи, оснащаются также оборудованием,
соответствующим статусу данного узла связи в генеральной схеме.
12.5. На подстанциях, где организуются сетевые узлы и центры
автоматической коммутации каналов и сообщений, для устанавливаемого
цифрового оборудования должно предусматриваться помещение,
оборудованное согласно требованиям технических условий по эксплуатации
данного оборудования.
Электроснабжение выделенного узла связи осуществляется в
соответствии с нормативными требованиями.
Источники электроснабжения аппаратуры данного узла связи
удовлетворяют требованиям соответствующих стандартов.
12.6. При техперевооружении и реконструкции средств связи
аналоговая коммутационная и каналообразующая аппаратура для внешней
связи подстанции заменяется на цифровую поэтапно с учетом
экономической целесообразности.
12.7. Может применяться отечественное и импортное оборудование,
прошедшее аттестацию для использования в ведомственной сети и в сети
связи.
12.8. Схема организации внешней связи подстанции выполняется с
учетом необходимых направлений передачи информации, требуемого
количества каналов связи, требований по условиям передачи данного вида
информации (скорость, время, надежность и т.п.).
12.9. На кабельных линиях связи с симметричным высокочастотным
или коаксиальным кабелем, уплотненным аналоговой системой передачи,
при хорошем состоянии кабеля предусматривается замена системы передачи
на цифровую с реконструкцией линейного тракта, включающей
соответствующую расстановку регенерационных пунктов.
12.10. В случае непригодного состояния кабеля для получения
требуемых характеристик он заменяется на волоконно-оптический кабель с
уплотнением цифровой системой передачи либо на цифровую РРЛ.
12.11. Если существующий кабель связи использовался также для
передачи сигналов РЗА, то при необходимости его замены учитываются
требования РЗА.
12.12. Реконструкции подлежат соединительные и абонентские линии
связи между подстанцией и АТС Минсвязи России в случае замены АТС
Минсвязи России на цифровую.
12.13. Оптические кабели (ОК) на участках между подстанциями
прокладываются по воздушным линиям электропередачи.
12.14. При организации внешней связи подстанции с использованием
ВОЛС-ВЛ прокладка ОК по территории подстанции и ввод в узел связи
проектируются в соответствии с правилами проектирования, строительства
и эксплуатации волоконно-оптических линий связи по ВЛ электропередачи.
12.15. Оборудование средств передачи информации на ПС с ОПУ
рекомендуется размещать следующим образом:
12.15.1. Аппаратуру ВЧ каналов по ВЛ, аппаратуру уплотнения
кабельных и радиорелейных линий, УКВ и КВ радиостанций, АТС,
радиотрансляционный узел, аппаратуру передачи данных, а также
устройства электроснабжения - в аппаратной связи.
12.15.2. Устройства телемеханики, диспетчерский коммутатор, пульт
управления радиостанции, звукозаписывающие устройства и вводные и
вводно-распределительные щиты электроснабжения - в помещении щита
управления.
12.15.3. Специализированную аппаратуру ВЧ каналов по ВЛ и
тональные каналы для РЗА и ПА, аппаратуру телемеханики для ПА - в
помещениях совместно с соответствующими устройствами РЗА и ПА.
12.15.4. Аккумуляторные батареи для электроснабжения средств
передачи информации на ПС с оперативным постоянным током - в
общеподстанционной аккумуляторной или отдельном помещении; на ПС с
оперативным переменным и выпрямленным током - в аппаратной связи
(переносные аккумуляторы в специальных шкафах) или в отдельном
помещении (стационарные аккумуляторы).
12.15.5. Электромашинные преобразователи - в отдельном помещении.
Возможно размещение: радиостанции и радиотрансляционного узла - в
помещении щита управления ПС; устройств электроснабжения (выпрямители,
преобразователи) - в отдельном помещении.
12.15.6. При размещении УКВ и КВ радиостанций рекомендуется
исключить влияние радиопомех от РУ.
12.16. Оборудование средств передачи информации на ПС без ОПУ
размещается в специальных шкафах наружной установки или в отдельном
помещении, предусмотренном для оперативного персонала и
ремонтноэксплуатационных нужд. Техперевооружение и реконструкция
средств внешней связи подстанции, организуемой по кабельным,
радиорелейным линиям связи, ВЧ каналам, по ВЛ, УКВ радиосвязи,
включают замену оборудования и, при необходимости, устройств
гарантированного электроснабжения не только на данной подстанции, но и
комплексную замену оборудования на всей протяженности линии связи. На
основании этого учитывается полный объем работ на сети внешней связи
подстанции.
12.17. На узловых и транзитных ПС 220 кВ и выше, на которых
предусматривается организация узлов СДТУ энергосистем, при
соответствующем обосновании возможно размещение оборудования средств
передачи информации в отдельно стоящем здании узла связи.
12.18. Помещения для установки оборудования средств передачи
информации и их компоновка соответствуют руководящим указаниям по
проектированию диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем.
12.19. Электроснабжение средств передачи информации на ПС
осуществляется:
12.19.1. Основное электроснабжение - от сети собственных нужд
переменного тока ПС.
12.19.2. Резервное электроснабжение - от аккумуляторных батарей
оперативного тока 220 В через преобразователь на ПС с оперативным
постоянным током или от АБ напряжением 24, 48 и 60 В на ПС с
оперативным переменным и выпрямленным током.
12.19.3. Аппаратура каналов РЗА, ПА, а также аппаратура каналов
иного назначения, используемая и для целей РЗА и ПА, обеспечивается
системой электроснабжения по I категории (в том числе особой группы)
надежности.
Емкость АБ, используемых для резервного электропитания средств
передачи информации, должна быть достаточной для питания нагрузки в
течение 1 ч - на ПС с двухсторонним питанием и в течение 2 ч - на ПС с
односторонним питанием. При этом необходимо учитывать коэффициент
одновременности использования средств связи.
На ПС 220 кВ и выше, на которых предусмотрены крупные узлы СДТУ
энергосистем, для резервного электроснабжения средств передачи
информации при соответствующем обосновании применяются
автоматизированные дизель-электрические станции.
Классификация средств передачи информации по категориям
электроснабжения определяется согласно руководящим указаниям по
проектированию электропитания средств диспетчерского и
технологического управления.
12.20. ПС с постоянным дежурством оперативного персонала и ПС с
ОПУ, обслуживаемые ОВБ, радиофицируются от местного
радиотрансляционного узла Министерства связи Российской Федерации или
другого ведомства. Радиофикации подлежат производственные помещения
ПС.
12.21. Для записи диспетчерских переговоров на ПС 330 кВ и выше
предусматривается установка звукозаписывающих устройств.
12.22. На ПС с постоянным дежурством оперативного персонала для
нужд технологического, эксплуатационного и ремонтного обслуживания в
пределах территории ПС предусматривается установка телефонных
Аппаратов, включенных в АТС, или диспетчерские коммутаторы ПС в
следующих местах:
12.22.1. В производственных помещениях ОПУ и зданий
вспомогательного назначения.
12.22.2. На территории ОРУ.
12.22.3. В ЗРУ.
12.22.4. В проходной ПС.
Количество телефонных Аппаратов и конкретные места их установки
определяются местными условиями.
12.23. На узловых ПС 220 кВ и выше с постоянным дежурством
оперативного персонала предусматривается громкоговорящая поисковая
связь с установкой на территории ОРУ и ЗРУ громкоговорителей,
включенных в радиотрансляционный узел ПС.
Организуется громкоговорящая связь с проходной ПС.
12.24. Устройства и аппаратура связи, устанавливаемые на ПС, и
кабели внешней связи, выходящие за территорию ПС, подлежат защите от
опасных напряжений и токов на ПС, оборудованных охранной сигнализацией
по периметру ПС.
13. Компоновка и конструктивная часть
13.1. ПС 35 - 750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа.
ПС 35 и 110 кВ преимущественно проектируются комплектными,
заводского изготовления. Применение некомплектных подстанций
обосновывается проектом.
Сооружение закрытых ПС напряжением 35 - 220 кВ предусматривается
в случаях:
13.1.1. Расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами 16 МВ
x А и более на селитебной территории городов.
13.1.2. Расположения ПС на территории городов, когда это
диктуется градостроительными соображениями.
13.1.3. Расположения ПС в районах с большими снежными заносами, в
зонах сильных промышленных уносов и в прибрежных зонах с
сильнозасоленной атмосферой.
13.1.4. Необходимости снижения уровня шумов до допустимых
пределов.
РУ 6 и 10 кВ для комплектных трансформаторных ПС выполняются в
виде КРУН или КРУ, устанавливаемых в закрытом помещении.
13.2. РУ 6 и 10 кВ закрытого типа могут применяться:
13.2.1. В районах, где по климатическим условиям, условиям
загрязнения атмосферы или наличия снежных заносов и пыльных уносов
невозможно применение КРУН.
13.2.2. При числе шкафов более 25.
13.2.3. Для размещения КРУ СН ПС 500 кВ и выше.
13.2.4. При наличии обоснования.
13.3. 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. Закрытая установка
возможна при обосновании.
13.4. Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости
от степени загрязнения атмосферы природными или производственными
уносами.
13.5. ЗРУ 35 - 330 кВ применяются в районах:
13.5.1. С загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной
изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее
обмыва не эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения
экономически нецелесообразно.
13.5.2. Требующих установки оборудования исполнения ХЛ при
отсутствии такого исполнения.
13.5.3. Стесненной городской и промышленной застройки.
13.5.4. С сильными снегозаносами и снегопадами, а также с особо
суровыми климатическими условиями и при стесненных площадках при
соответствующем технико-экономическом обосновании.
13.5.5. Где необходимо снижение уровня шумов до допустимых
пределов.
13.6. Отопление зданий ПС осуществляется:
13.6.1. На ПС 35 - 330 кВ с помощью электропечей с автоматическим
поддержанием необходимого по температуре режима работы.
13.6.2. На ПС 500 - 750 кВ с помощью электрокотлов либо путем
присоединения к существующей тепловой сети. Указанное относится также
к ПС 35 - 330 кВ с постоянным дежурным персоналом при наличии
обоснования.
13.7. Здания ЗРУ возможно выполнять как отдельно стоящими, так и
сблокированными со зданиями ОПУ, в том числе и по вертикали.
13.8. КРУЭ напряжением 110 кВ и выше применяются при обосновании
при стесненных условиях, в крупных городах и на промышленных
предприятиях, в районе с загрязненной атмосферой, а также в других
обоснованных случаях.
13.9. Трансформаторы 35 - 750 кВ устанавливаются открытыми; в
районах с загрязненной атмосферой трансформаторы 35 - 330 кВ
применяются с усиленной изоляцией.
В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах
"трансформатор - кабельная линия" рекомендуется применять
трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110 - 220
кВ и закрытые токопроводы на стороне 6 и 10 кВ.
При необходимости размещения дополнительного оборудования в зоне
направления отверстия выхлопной трубы трансформатора и отсутствия
места для установки отбойного (заградительного) щита, рекомендованного
правилами пожарной безопасности, можно нарастить выхлопную трубу
трансформатора так, чтобы выхлоп осуществлялся вниз на щебеночную
площадку маслоприемника трансформатора. Указанное наращивание
согласуется с заводом-изготовителем трансформатора.
13.10. Закрытая установка трансформаторов 35 - 220 кВ
применяется:
13.10.1. Если усиление изоляции не дает должного эффекта.
13.10.2. Когда в атмосфере содержатся вещества, вызывающие
коррозию, а применение средств защиты нерационально.
13.10.3. При необходимости снижения уровня шума до нормированных
значений и невозможности обеспечить необходимое снижение шума другими
средствами.
13.11. Компоновка и конструкция ОРУ напряжением 35 кВ и выше
должны обеспечивать возможность проведения ремонта и технического
обслуживания выключателей, измерительных трансформаторов и др.
аппаратов с применением автокранов, гидроподъемников или
телескопических вышек преимущественно без снятия напряжения с соседних
присоединений, а также подъезд передвижных лабораторий к оборудованию
для проведения профилактических работ.
13.12. В ЗРУ 35 - 220 кВ и в закрытых камерах трансформаторов
предусматриваются стационарные грузоподъемные устройства или
возможность применения грузоподъемных устройств (самоходных,
передвижных, инвентарных) для механизации ремонта и технического
обслуживания оборудования.
13.13. ОПУ располагается, как правило, в центре РУ разных
напряжений.
На крупных ПС рекомендуется сооружение на ОРУ зданий для
размещения панелей релейной защиты и автоматики присоединений данного
ОРУ.
13.14. На ПС 35 - 220 кВ возможно совмещение фасадной линии ОПУ с
оградой ПС, при этом на фасадной стене ОПУ не должно быть окон, а вход
в ОПУ предусматривается с территории ПС.
13.15. В районах, где температура воздуха в помещениях ОПУ,
релейной защиты, а также в помещениях, где возможно длительное (более
4 ч) пребывание персонала, превышает 25 ёС, предусматривается
кондиционирование воздуха в этих помещениях.
13.16. При использовании аппаратуры на микроэлектронной или
микропроцессорной элементной базе помещение для ее размещения
выбирается с учетом указаний технических условий на применяемую
аппаратуру.
13.17. Компоновки ОРУ напряжением 35 кВ и выше предусматривают
возможность перехода от простых к более сложным схемам электрических
соединений, за исключением тех случаев, когда в перспективе не
предусматривается расширение ПС.
При необходимости расширения РУ 110 - 500 кВ целесообразно
сохранять конструктивно-компоновочные решения расширяемой части как в
действующей.
13.18. Отдельно стоящие измерительные трансформаторы тока
устанавливаются в тех случаях, когда использование встроенных
трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной
защиты, системы учета электроэнергии и питания измерительных приборов.
13.19. Ошиновка ОРУ 35 - 750 кВ выполняется сталеалюминиевыми и
полыми алюминиевыми (только ОРУ 330 - 750 кВ) проводами, а также
трубами из алюминиевых сплавов. При трубчатой ошиновке
предусматриваются компенсаторы от температурных расширений и меры
против вибрации.
Жесткая ошиновка на стороне 6 и 10 кВ трансформаторов (реакторов)
допускается только на коротких участках в случаях, когда применение
гибких токопроводов усложняет конструкцию.
Все ответвления от проводов и шин, а также присоединения их к
аппаратным зажимам предусматривается производить опрессовкой, в том
числе методом взрыва, или сваркой.
Болтовые соединения применяются только на ответвлениях к
разрядникам, конденсаторам связи и трансформаторам напряжения.
Не допускается расположение ошиновки с одним пролетом над двумя
системами сборных шин или над двумя трансформаторами. При
необходимости такого прохождения ошиновки между системами шин или
трансформаторами устанавливается дополнительная опора.
Механический расчет ошиновки для определения максимальных усилий
в ошиновке, стрел провеса и отклонений выполняется для различных
сочетаний ветровых, гололедных и температурных воздействий в
соответствии с Правилами устройства электроустановок.
При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер,
химических предприятий и т.п. местах, где опытом эксплуатации
установлено разрушение алюминия, применяются специальные алюминиевые и
сталеалюминевые провода (в том числе полые), защищенные от коррозии.
13.20. На ОРУ кабели прокладываются в наземных лотках, а в КТПБ
также и в металлических коробах. Применение кабельных каналов и
тоннелей имеет специальное обоснование. Не рекомендуется применять
лотки в местах проезда механизмов для производства ремонтных работ
между фазами оборудования.
При применении лотков обеспечиваются проезд по ОРУ и подъезд к
оборудованию машин и механизмов, необходимые для выполнения ремонтных
и эксплуатационных работ.
Для обеспечения проезда механизмов предусматриваются переезды с
сохранением расположения лотков на одном уровне.
При применении лотков не используется прокладка кабелей под
дорогами или переездами для машин в трубах и каналах, расположенных
ниже уровня лотков.
Одиночные кабели (до 7) от кабельных сооружений до приводов и
шкафов различного назначения могут прокладываться в земле без
специальной защиты (в том числе небронированные) при отсутствии над
ними проездов.
Во всех кабельных сооружениях предусматривается запас емкости для
дополнительной прокладки кабелей порядка 15% количества,
предусмотренного на расчетный период.
13.21. Кабели применяются с изоляцией, не распространяющей
горение (с индексом НГ). При выборе типа силовых кабелей
руководствуются рекомендованной номенклатурой кабельных изделий для
тепловых электростанций, гидростанций и подстанций.
13.22. На ПС 220 - 750 кВ кабельные потоки от распределительных
устройств различных напряжений, трансформаторов, а также от разных
секций распределительного устройства одного напряжения прокладываются
в отдельных лотках или каналах.
На ПС 110 кВ, от которых питаются потребители I - II категории,
кабельные потоки от РУ 6 и 10 кВ указанных потребителей прокладываются
в отдельных коробах, лотках, каналах.
13.23. Для прокладки потребительских силовых кабелей
предусматривается организованный вывод их по территории ПС (в каналах,
туннелях, траншеях и т.п.) до ее внешнего ограждения.
13.24. Расположение кабельных каналов и прокладку кабелей
выполняют с учетом требований по электромагнитной совместимости.
13.25. В ЗРУ 6 и 10 кВ рекомендуется устанавливать шкафы КРУ
заводского изготовления. Для ремонта КРУ и хранения выкатных тележек в
ЗРУ предусматривается специальное место.
13.26. Синхронные компенсаторы, как правило, устанавливаются на
открытом воздухе.
13.27. В качестве подзарядных устройств применяются статические
выпрямительные устройства, устанавливаемые в помещении щитов
постоянного тока.
13.28. Аккумуляторы устанавливаются на стальных стеллажах.
13.29. Групповые токоограничивающие реакторы на 6 и 10 кВ
применяются, как правило, в исполнении для наружной установки.
13.30. Строительную часть ОРУ всех напряжений рекомендуется
проектировать с учетом ее сооружения в объеме расчетного периода.
13.31. На ПС 35 кВ и выше для подвески гибкой ошиновки, как
правило, применяются стеклянные и полимерные изоляторы.
13.32. Строительную часть под трансформаторы можно
предусматривать с учетом возможности замены трансформаторов на две
ступени выше по шкале мощности при наличии соответствующих
обоснований.
При проектировании фундаментов под трансформаторы по согласованию
с заводами - изготовителями трансформаторов рекомендуется применять
проектные решения фундаментов для установки трансформаторов
напряжением 35 - 500 кВ без кареток (катков) и рельс.
13.33. Компоновка оборудования и расположение ОРУ 330 - 750 кВ
обеспечивают наименьшее влияние электрического поля на обслуживающий
персонал. В случаях, когда электрическое поле на рабочих местах и
пешеходных дорожках превышает нормируемые гигиеническими нормативами
значения, необходимо предусматривать стационарные, инвентарные и
индивидуальные средства защиты.
13.34. На ПС с ОРУ, изоляция которых загрязняется
водорастворимыми промышленными, морскими или солончаковыми уносами,
предусматриваются специальные стационарные или передвижные установки,
обеспечивающие обмыв водой загрязненной изоляции под напряжением.
13.35. Для обеспечения возможности наблюдения за уровнем масла в
трансформаторах и давлением масла во вводах в камерах силовых
трансформаторов предусматриваются смотровые площадки.
13.36. На расширяемых и реконструируемых ПС 35 - 220 кВ,
содержащих конденсаторные батареи с изолирующей жидкостью в виде
трихлордифенила, под конструкцией батареи предусматривается
асфальтированная площадка с направленным стоком с нее и с
оборудованным приямком для возможности стекания в этот приямок
трихлордифенила из поврежденных конденсаторов и исключающим попадание
трихлордифенила в почву.
Для хранения повреждаемых конденсаторов с трихлордифенилом
предусматривается выгороженная асфальтированная площадка с
направленным стоком в приямок, позволяющий принять 5% трихлордифенила
от общего объема этой жидкости всех конденсаторов, находящихся в
эксплуатации. К указанной площадке обеспечивается круглогодичный
подъезд транспорта.
13.37. На вновь сооружаемых ПС 35 - 110 кВ, содержащих
конденсаторные батареи с экологически безопасным жидким диэлектриком,
для хранения конденсаторов предусматривается выгороженная площадка,
площадь которой позволяет складировать до 10% находящихся в
эксплуатации конденсаторов; к площадке обеспечивается круглогодичный
подъезд транспорта.
13.38. В закрытых РУ 6 и 10 кВ рекомендуется располагать
оборудование секций в отдельных, изолированных друг от друга
помещениях с установкой при соответствующем обосновании двух
последовательно включенных секционных выключателей в разных
помещениях.
13.39. Закрытые РУ с элегазовыми КРУ (КРУЭ).
13.39.1. Зал КРУЭ по возможности располагается на нулевой отметке
подстанции.
13.39.2. Ворота в зале КРУЭ при расположении его на нулевой
отметке обеспечивают возможность транспортировки наибольшей по
габаритам единицы оборудования в транспортной упаковке, выполняются
механизированными, уплотненными и теплоизолирующими. Целесообразно
иметь тамбур между воротами, открывающимися в зал КРУЭ, и внешними
воротами.
13.39.3. При расположении зала КРУЭ на втором этаже в перекрытиях
предусматривают монтажный проем, размеры которого обеспечивают
транспортировку наибольшей единицы оборудования в транспортной
упаковке. На нулевой отметке предусматривается заезд грузовой
автомашины под монтажный проем.
13.39.4. В зале КРУЭ предусматривается кран-балка, перекрывающая
всю площадь зала, в том числе и монтажный проем. Грузоподъемность
кранбалки выбирается достаточной для подъема транспортной единицы
элегазового оборудования с наибольшей массой, которое будет
установлено в зале КРУЭ.
13.39.5. В здании подстанции предусматриваются следующие
помещения:
для хранения элегаза (с вытяжной вентиляцией);
для хранения запасных частей и приспособлений;
для наладочного персонала (с естественным освещением).
13.39.6. Компоновка элегазового РУ выполняется, как правило,
однолинейной, т.е. все три полюса одной ячейки располагаются рядом
друг с другом.
13.39.7. Проход вдоль полюсов ячеек (достаточно со стороны фасада
ячеек) для транспортировки газотехнологического оборудования
выполняется шириной не менее 3 м для РУ 110 кВ и 4 м - для РУ 220 кВ и
выше. Для размещения высоковольтной испытательной установки и
производства технологических работ на оборудовании в зале КРУЭ
предусматривается площадка. При этом обеспечивается возможность
демонтажа и транспортировки КРУЭ.
Связь между силовыми трансформаторами и элегазовыми РУ
осуществляется, как правило, кабелями.
13.40. При техническом перевооружении и реконструкции подстанций
производится обследование технического состояния строительных
конструкций зданий и сооружений, подлежащих дальнейшему использованию.
Обследование проводит заказчик с привлечением проектных,
научно-исследовательских или специализированных организаций.
По результатам обследования составляется заключение о техническом
состоянии обследованных элементов объекта, которое оформляется в виде
акта, протокола или отчета.
Документ, отражающий результаты обследования, в общем случае
содержит:
исполнительные чертежи;
сведения о сроке эксплуатации строительных конструкций,
проведенных ремонтных работах;
ведомости обнаруженных дефектов и повреждений;
рекомендации по проведению испытаний отдельных элементов
строительных конструкций;
сведения о степени огнестойкости зданий и сооружений.
Акт (протокол, отчет) обследования технического состояния
строительных конструкций зданий и сооружений прикладывается к заданию
на проектирование технического перевооружения или реконструкции
подстанции и служит основанием для определения объемов работ при
проектировании ТПВ и РК.
14. Генеральный план и транспорт
14.1. Застройка территории (горизонтальная планировка).
14.1.1. Решение генерального плана ПС увязывается со схемой
разводки ВЛ всех напряжений, положением подъездной автомобильной
(железной) дороги.
Размещение всех зданий, сооружений, автодорог и инженерных сетей
выполняется с обеспечением перспективного расширения ПС.
При расположении ПС на территории промышленного предприятия
генеральный план ПС увязывается с генеральным планом предприятия.
14.1.2. Расположение сооружений и оборудования на площадке ПС
предусматривает:
а) использование индустриальных методов производства строительных
и монтажных работ;
б) ревизию, ремонты и испытания оборудования с применением машин,
механизмов и передвижных лабораторий;
в) проезд (подъезд) пожарных Автомашин;
г) доставку тяжеловесного оборудования с помощью автотранспортных
средств;
д) минимальную плотность застройки ПС (%) не менее указанной по
напряжениям:
----------------------------------------------------------------------
|Напряжение, кВ | 35 | 110 - 220 |330 - 750 |
|---------------------------------------|----|-----------|-----------|
|Минимальная плотность застройки ПС, % | 80 | 75 |68. |
----------------------------------------------------------------------
Примечания. 1. Плотность застройки ПС определяется в процентах
как отношение площади застройки к площади ПС в ограде.
2. Площадь застройки определяется как сумма площадей ОРУ (в
пределах их ограждений) и всех зданий, сооружений и монтажных площадок
с учетом резервируемой площади в пределах ограды, определенной
согласно расчетному периоду.
3. Указанные в таблице процентные значения не распространяются на
реконструируемые ПС.
14.1.3. Взаимное размещение РУ предусматривает минимальное
количество пересечений и углов поворота на подходах ВЛ к ПС,
минимальную протяженность внутриплощадочных дорог и инженерных сетей,
а также токопроводов, связывающих РУ с трансформаторами.
14.1.4. При разработке генерального плана здания и сооружения ПС
группируются в две основные зоны:
а) зону основных технологических зданий и сооружений
(общеподстанционный пункт управления, здание релейного щита, здание
ЗРУ, здание компрессорной, ОРУ, трансформаторные группы, реакторные
группы и синхронные компенсаторы);
б) зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для
ревизии трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад
масла, гараж, склад, насосная одного подъема, совмещенная с
артезианской скважиной, резервуары противопожарного водоснабжения и
др.).
14.1.5. Здания и сооружения вспомогательного назначения, не
связанные технологически с РУ, а также ОПУ отделяются от ОРУ
ограждением, за исключением ПС типа КТПБ.
14.1.6. На ПС 500 кВ и выше и особо важных ПС 220 - 330 кВ по
периметру внешнего ограждения с внутренней стороны ПС
предусматривается незастраиваемая полоса земли шириной 5,0 м для
устройства охранных мероприятий.
14.1.7. Ограждение территории ПС выполняется в объеме,
предусмотренном проектом на расчетный период.
Территория, предусмотренная для расширения ПС после расчетного
периода, оговаривается проектом, оформляется при отводе площадки, как
не подлежащая застройке, и не ограждается. До расширения ПС эта
территория может быть использована для сельскохозяйственных нужд.
14.1.8. Свободная от застройки территория ПС озеленяется путем
засева травами. Территория ОРУ может засеиваться травой, а отдельные
участки засыпаться гравием или щебнем. Вне ОРУ возможна посадка
кустарников и деревьев.
14.1.9. На территории ОРУ для обеспечения обходов дежурного
персонала предусматривается устройство пешеходных дорожек простейшей
конструкции.
Пешеходные дорожки сооружаются в соответствии с маршрутом обхода,
разработанным для проектируемого ОРУ.
14.1.10. Полоса отвода земли вокруг внешнего ограждения
предусматривается шириной не более 1,0 м при отсутствии за пределами
ограды инженерных сооружений (водоотводные канавы, откосы планировки и
др.), а при наличии сооружений - с учетом их размещения.
14.1.11. При размещении ПС в лесных массивах, заповедниках,
парках предусматривается согласованная с природоохранными
организациями вырубка леса.
14.2. Вертикальная планировка.
14.2.1. При вертикальной планировке территории ПС применяются: а)
сплошная система планировки с выполнением планировочных работ
по всей территории; б) выборочная или местная система планировки с
выполнением
планировочных работ только на участках, где расположены отдельные
здания с сохранением естественного рельефа на остальной территории.
Выборочная система планировки применяется также при наличии
скальных грунтов, при необходимости сохранения деревьев и при
неблагоприятных гидрогеологических условиях.
14.2.2. Основные здания и сооружения ПС, имеющие значительную
протяженность, - открытые и закрытые РУ и общеподстанционный пункт
управления, продольный путь перекатки трансформаторов, а также
внутриплощадочные автодороги, используемые для доставки тяжеловесного
оборудования, как правило, располагаются своими продольными осями
параллельно горизонталям естественного рельефа.
14.2.3. Вертикальная планировка проектируется с максимальным
использованием естественного рельефа, как правило, с нулевым балансом
земляных масс.
Уклоны поверхности площадки принимаются не менее 0,003. Уклоны
вдоль ячеек ОРУ, как правило, не более 0,05 - для глинистых грунтов,
0,03 - для песчаных и вечномерзлых грунтов, 0,01 - для грунтов
легкоразмываемых (лесс, мелкие пески). В условиях просадочных грунтов
II типа минимальные уклоны планируемой поверхности принимаются 0,005.
14.2.4. В особо трудных условиях горной и пересеченной местности
возможно планировать территорию ПС террасами.
Сопряжение террас производится откосами, а при стесненных
условиях можно заменять откосы подпорными стенками. Высоту откосов,
исходя из условий эксплуатации ПС, рекомендуется принимать не более
2,5 м. Уклоны вдоль ячеек ОРУ, указанные в п. 14.2.3, можно
увеличивать с соблюдением мероприятий, исключающих размыв поверхности.
В исключительных случаях в особо трудных условиях горной и
пересеченной местности при выполнении требований ПУЭ и техники
безопасности работы механизмов уклоны могут быть увеличены до 0,12.
14.2.5. Отвод атмосферных вод с площадки ПС, как правило,
осуществляется поверхностным способом. Допустимость осуществления
поверхностного отвода атмосферных вод с территории ПС обосновывается в
разделе "Охрана окружающей среды" при отсутствии источников
загрязнения как для экологически чистого производства и
согласовывается с заинтересованными организациями. Трансформаторы
оборудуются системой аварийных маслосборников и маслостоков.
Устройство дождеприемников допускается при наличии
технико-экономического обоснования.
14.2.6. Рекомендуется, чтобы отметка пола первого этажа зданий
была выше планировочной отметки участка, примыкающего к зданию, не
менее чем на 15 см. При этом отметка низа отмостки превышает
планировочную отметку не менее чем на 0,05 м.
14.2.7. При размещении ПС на заболоченной или подтопляемой
территории предусматривается защита от заболочения и затопления.
Защита площадки от затопления атмосферными водами, притекающими с
нагорной стороны, производится с помощью водозащитных сооружений
(нагорная канава).
14.3. Автомобильные дороги.
14.3.1. Для ПС предусматриваются следующие виды автомобильных
дорог:
подъездная дорога для связи ПС с общей сетью автомобильных дорог;
резервный подъезд к ПС (при площади ПС более 5 га);
внутриплощадочные автомобильные дороги.
Для перевозки тяжелых грузов (трансформаторов, шунтирующих
реакторов, СК) от разгрузочной площадки железнодорожной станции или
причала водного транспорта до площадки ПС в случае отсутствия
подъездного железнодорожного пути разрабатывается автодорожный
маршрут.
14.3.2. Проект подъездных Автомобильных дорог ПС увязывается со
схемами районных планировок и с генеральными планами населенных
пунктов и промышленных предприятий при расположении площадки в
пределах последних.
14.3.3. Подъездные автомобильные дороги относятся к V категории
по строительным нормам и правилам и, как правило, имеют ширину
проезжей части 4,5 м, а в пределах населенных пунктов - в соответствии
с типом существующих или проектируемых Автомобильных дорог по
согласованию с местными организациями. При доставке оборудования
трейлерами грузоподъемностью 200 т и более ширина проезжей части
уточняется в каждом конкретном случае в зависимости от габаритов
транспортных средств.
Внутриплощадочные автомобильные дороги имеют ширину проезжей
части 3,5 м, кроме трейлерного проезда, являющегося продолжением
подъездной автодороги в пределах площадки, ширина которого выполняется
равной 4,5 м.
Покрытие ремонтных площадок у трансформаторов выполняется
аналогично покрытию основных внутриплощадочных дорог.
14.3.4. Автомобильные дороги, являющиеся также и пожарными
проездами с усовершенствованным облегченным покрытием,
предусматриваются, как правило, к следующим зданиям, сооружениям и
установкам: трансформаторам, шунтирующим реакторам, СК, к зданию
маслохозяйства и емкостям масла, ОПУ, ЗРУ, вдоль рядов выключателей
ОРУ напряжением 110 кВ и выше, вдоль батарей конденсаторов статических
компенсаторов, к каждой фазе выключателей 330 - 750 кВ, компрессорной,
складу хранения водорода и материальному складу, насосным резервуарам
воды.
Ко всем остальным зданиям и сооружениям предусматриваются проезды
с щебеночным (гравийным) или грунтощебеночным покрытием,
обеспечивающим круглогодичный проезд автотранспорта.
14.3.5. Внутриплощадочные автодороги ПС напряжением 220 кВ и выше
проектируются, как правило, по кольцевой системе.
14.3.6. Покрытие проезжей части подъездных основных
внутриплощадочных Автомобильных дорог выполняется:
а) для ПС 35 и 110 кВ с использованием местных
дорожностроительных материалов на основе сравнения вариантов:
щебеночное или гравийное;
чернощебеночное или черногравийное.
В отдельных случаях при специальном обосновании для ПС 110 кВ
возможно устройство асфальтобетонного, цементобетонного покрытия.
При отсутствии местных дорожных строительных материалов покрытие
дорог на ПС, расположенных в северной строительно-климатической зоне,
выполняется из сборных железобетонных плит.
При благоприятных грунтовых условиях, обеспечивающих
круглогодичный проезд автотранспорта для ПС 35 и 110 кВ, можно
проектировать автомобильные дороги с низшим покрытием (из грунтов,
улучшенных местным каменным материалом);
б) для ПС 220 кВ и выше:
асфальтобетонное;
с применением сборных железобетонных плит при специальном
обосновании (отсутствие местных дорожных строительных материалов,
асфальтобетонных заводов, неблагоприятные климатические и
гидрологические условия), когда это требуется по условиям доставки
тяжелого оборудования.
14.3.7. В отдельных случаях при отсутствии в районе сооружения ПС
220 - 750 кВ асфальтобетонных заводов и наличии автомобильных дорог с
переходным покрытием (щебеночное, гравийное и др.), обеспечивающих
круглогодичное движение автотранспорта и безрельсовую доставку
тяжеловесного оборудования, возможно покрытие автомобильных дорог ПС,
аналогичное существующему на дорогах, к которым осуществляется
примыкание.
14.3.8. Покрытие подъездных дорог ПС 110 кВ и выше протяженностью
до 200 м, примыкающих к дорогам с усовершенствованным покрытием, и
участок внутриплощадочной дороги до места установки или разгрузки
тяжелого оборудования можно выполнять из сборных железобетонных плит.
14.3.9. Существующие автодороги на реконструируемой ПС
обследуются на возможность их дальнейшего использования с точки зрения
технического состояния их конструкции и габаритов для провозки и
обслуживания вновь устанавливаемого оборудования. При необходимости
выполняется проект реконструкции автодорог.
14.4. Железные дороги. Пути перекатки трансформаторов.
14.4.1. Подъездные железнодорожные пути нормальной колеи к ПС 220
- 750 кВ предусматриваются в случае технической невозможности доставки
тяжеловесных грузов (трансформаторов, шунтирующих реакторов, СК)
трейлерами по автодорогам или при наличии обоснований.
14.4.2. Подъездной железнодорожный путь предусматривается до
трансформаторной башни, а при ее отсутствии - до места установки или
разгрузки трансформаторов (шунтирующих реакторов). Трасса подъездного
железнодорожного пути, как правило, совпадает на территории ПС с
продольным путем перекатки трансформаторов.
14.4.3. Продольный путь перекатки трансформаторов, как правило,
совмещается с автомобильной дорогой и по возможности выполняется
горизонтальным.
В исключительных случаях по условиям вертикальной планировки
продольный уклон пути принимается не более 1%.
14.4.4. Примыкание подъездного железнодорожного пути возможно к
станционным железнодорожным путям и к путям промышленных предприятий.
14.4.5. Применение старогодних рельсов при строительстве путей и
путей перекатки трансформаторов не допускается.
15. Вспомогательные сооружения
(масляное, пневматическое и газовое хозяйства)
15.1. При проектировании масляного хозяйства ПС напряжением 35 -
750 кВ учитываются положения Правил устройства электроустановок и
указания по проектированию масляного хозяйства ПС.
15.2. Для снабжения сжатым воздухом электрических Аппаратов
(воздушных выключателей, пневматических приводов к выключателям и
разъединителям) РУ ПС предусматривается стационарная компрессорная
установка и воздухораспределительная сеть.
15.3. Компрессорная установка работает без постоянного дежурного
персонала в автоматическом режиме и имеет 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.
15.4. В установках сжатого воздуха при любом количестве рабочих
компрессоров предусматриваются два резервных, один из которых служит
для замены рабочего компрессора, выведенного в
планово-предупредительный или капитальный ремонт, а второй - для
восполнения расхода воздуха при наладке выключателя, находящегося в
ремонте, за исключением ПС с одним масляным выключателем, имеющим
пневмопривод, где устанавливается один резервный компрессор.
15.5. В соответствии с техническими условиями на воздушные
выключатели в схеме компрессорной установки предусматриваются блоки
осушки воздуха, устанавливаемые в отдельном помещении, где исключен
нагрев воздуха работающими компрессорами.
15.6. Для ремонта и монтажа компрессорной установки
предусматриваются выгороженная ремонтная площадка и грузоподъемное
устройство.
15.7. В закрытых ПС на первом этаже устанавливаются
воздухосборники и компрессоры, отгороженные друг от друга и от РУ.
15.8. При замене компрессоров расчетом проверяется возможность
использования существующих фундаментов и выполняется проект их
реконструкции (установка переходных металлических рам, установка
дополнительных крепежных болтов, подливка бетоном) или установки новых
фундаментов.
15.9. Синхронные компенсаторы с водородным охлаждением
обеспечиваются привозным водородом и углекислым газом.
Собственные электролизные установки на ПС, как правило, не
сооружаются. При этом рекомендуется сооружение на близлежащей ТЭС
водородно-наполнительной станции, проект которой выполняется по титулу
одной из ПС с СК.
15.10. Снабжение СК водородом и углекислым газом осуществляется
централизованно от ресиверов.
Для приема 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 20-дневного эксплуатационного расхода и однократного
заполнения одного СК, имеющего наибольший объем.
Расчетный суточный расход водорода в одном СК принимается равным
5% общего объема газа в корпусе машины.
Минимальный запас углекислого газа на ПС принимается равным 3-
кратному объему заполнения одного СК.
Воздух для продувки СК берется от системы пневматического
хозяйства ПС или от самостоятельного компрессора.
15.11. Водород, углекислый газ и сжатый воздух подаются к СК по
отдельным трубопроводам, прокладываемым открыто на одних и тех же
стойках, с расположением трубопроводов (сверху вниз):
воздух - водород - углекислый газ.
Трубопровод сжатого воздуха соединяется с СК гибким шлангом.
При обосновании можно прокладывать трубопроводы углекислого газа
и водорода в каналах или лотках и при условии применения стальных
бесшовных труб.
15.12. Помещения фундаментов, машзала СК, а также
приемо-раздаточный пункт (склад) водорода и углекислого газа
оборудуются приборами, сигнализирующими о возникновении опасных
концентраций газов.
15.13. При замене синхронных компенсаторов производится
обследование существующих фундаментов для определения возможности
установки на них новых машин.
Расчетом проверяется пригодность существующего фундамента на
нагрузки от вновь устанавливаемых машин. В случае возможности
установки выполняется проект реконструкции фундаментов.
16. Водоснабжение, канализация.
Противопожарные мероприятия, отвод масла
16.1. Хозяйственно-питьевое водоснабжение и канализация.
16.1.1. На ПС, имеющих постоянный дежурный персонал, и на ПС с
"дежурством на дому" при расположении жилого дома вблизи ПС
предусматривают хозяйственно-питьевой водопровод и
хозяйственно-фекальную канализацию с подключением к существующим
сетям, а при отсутствии сетей предусматривают простейшие очистные
сооружения (септик, хлораторная, поля фильтрации, установки для полной
биологической очистки или водонепроницаемый выгреб) по согласованию с
органами санитарного надзора.
При невозможности сооружения хозяйственно-питьевого водопровода
используются водозаборные скважины, шахтные колодцы.
16.1.2. На ПС без постоянного дежурного персонала
предусматриваются неутепленные уборные и шахтные колодцы.
16.1.3. Если вода из колодцев непригодна для питья или ПС
размещается в районах с глубиной промерзания грунтов более 2,0 м, а
также с многолетнемерзлыми и скальными грунтами, предусматривается
доставка воды передвижными средствами.
16.1.4. При расположении ПС 35 кВ и выше без постоянного
дежурного персонала в городах и на промышленных предприятиях вблизи
существующих или проектируемых систем водоснабжения и канализации (на
расстоянии до 500 м) в здании ОПУ предусматриваются водопровод и
санитарно-технические блоки (душ, умывальник, унитаз).
На ПС без ОПУ водопровод и санитарно-технические блоки
предусматриваются в помещении для приезжего оперативного и
ремонтно-эксплуатационного персонала.
16.1.5. Для засушливых районов при определении расхода воды на
хозяйственно-питьевые нужды учитывается полив всей территории ПС, за
исключением территории ОРУ.
16.2. Техническое водоснабжение.
16.2.1. Системы технического водоснабжения для нужд охлаждения СК
проектируются, как правило, по оборотной схеме.
16.2.2. Тип охладителя (градирни или брызгальные бассейны)
выбирается с учетом климатических условий района размещения ПС.
16.2.3. Для исключения отложений карбоната кальция и магния в
трубах охладителей и их коррозии при необходимости используется
стабилизационная обработка воды.
16.3. Противопожарные мероприятия.
16.3.1. Категория зданий и помещений ПС по
взрывопожаробезопасности определяется в соответствии с перечнем
помещений и зданий энергетических объектов с указанием категорий по
взрывопожарной и пожарной опасности.
16.3.2. Автоматическими установками пожаротушения оснащаются:
автотрансформаторы напряжением 500 - 750 кВ независимо от
мощности, а напряжением 220 - 330 кВ мощностью 250 МВ x А и более;
трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 МВ x А и
более, устанавливаемые в камерах подстанций.
16.3.3. Оборудование зданий, помещений и сооружений средствами
противопожарной автоматики предусматривается по отраслевому перечню
зданий, помещений и сооружений, подлежащих оборудованию установками
автоматического пожаротушения и установками автоматической пожарной
сигнализации.
16.3.4. На ПС промышленных предприятий, расположенных на их
территории или в непосредственной близости от них, пожарные резервуары
не предусматриваются при условии, если противопожарный водопровод
предприятия обеспечивает требующийся расход воды.
16.4. Отвод масла.
16.4.1. Для предотвращения растекания масла и распространения
пожара при повреждении маслонаполненного оборудования на ПС
выполняются маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.
16.4.2. Маслоотводы выполняются, как правило, закрытыми. В
отдельных случаях (например, при сильнопучинистых грунтах, при высоких
уровнях грунтовых вод и пр.) при специальном обосновании допускаются
открытые маслоотводы при соблюдении следующих условий:
16.4.2.1. При сооружении бордюра по периметру маслоприемника для
задержания растекающегося масла.
16.4.2.2. Трасса открытых маслоотводов прокладывается на
расстоянии не менее 10 м от маслонаполненной аппаратуры.
16.4.2.3. Сброс масла из маслоприемников осуществляется в
маслосборник, как правило, закрытый, с последующей откачкой в
передвижные емкости стационарным или передвижным насосом.
16.4.3. Маслосборники рассчитываются из условий размещения 100%
масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе, 80% расчетного
расхода воды автоматического пожаротушения с предусматриваемой
сигнализацией наличия условно чистой воды с выводом сигнала на щит
управления.
На ПС без автоматического пожаротушения емкость маслосборника
рассчитывается из условия размещения 100% масла и 20% расчетного
расхода воды из гидрантов.
16.4.4. Для ПС 750 кВ рекомендуется размещать маслосборники
вблизи маслонаполненного оборудования.
16.4.5. Для закрытых ПС маслосборник предусматривается за
пределами здания.
16.4.6. После ликвидации аварии на трансформаторе весь объем
стоков, собранный в маслосборнике, вывозится автотранспортом на
регенерацию, а маслосборник очищается от следов масла. Дождевая вода
из маслоприемников трансформаторов поступает в маслосборник, а из него
выводится на очистные сооружения. После очистки дождевые воды
отводятся в коллектор хозяйственно-бытовой или ливневой канализации.
17. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание
17.1. Задание на проектирование технического перевооружения или
реконструкции ПС может предусматривать проектирование
ремонтно-эксплуатационного пункта (РЭП) или здания вспомогательного
назначения (ЗВН) для обеспечения ремонта и технического обслуживания
этой подстанции, группы подстанций или прилегающего узла электросетей,
а для крупных подстанций 500 - 750 кВ также здания
производственно-бытового назначения, в которых предусматриваются
кабинеты для медперсонала, душевые, сауны, тренажеры и медицинская
аппаратура.
17.2. Оснащенность РПБ и РЭП автотранспортом, спецмеханизмами и
тракторами для обеспечения производства ремонта и технического
обслуживания принимается в соответствии с действующими отраслевыми
нормативами комплектования указанными машинами и механизмами.
17.3. Форма и структура организации ремонта, технического и
оперативного обслуживания ПС определяются утвержденной схемой
организации эксплуатации энергосистемы или проектом организации
предприятия (района) электрических сетей, в которых указываются также
местоположение и тип РПБ, РЭП, оснащение их необходимыми механизмами и
ремонтными средствами.
17.4. Проектирование РПБ, РЭП осуществляется в виде
самостоятельного проекта; возможно включение РПБ, РЭП в проекты ПС,
если они предусмотрены утвержденной схемой организации эксплуатации
энергосистемы (ПЭС) и заданием на проектирование ПС.
В состав проекта ПС диспетчерского пункта включается район
электрических сетей в части оборудования для ДП и каналов
диспетчерской и технологической связи и телемеханики, если в
соответствии с утвержденной схемой организации эксплуатации
энергосистемы предусмотрено совмещение функций диспетчера по району и
дежурного по ПС и в задании на проектирование сделана соответствующая
запись.
В состав проекта ПС 500 кВ и выше также включаются тренажеры и
полигоны для обучения и тренировки персонала при наличии обоснования в
утвержденной схеме организации эксплуатации энергосистемы и указания в
задании на проектирование ПС.
17.5. Численность персонала ПС, осуществляющего ремонт,
оперативное и техническое обслуживание оборудования и устройств ПС,
определяется по действующим нормативам на расчетный период.
17.6. Объем жилищного строительства для персонала ПС определяется
по нормативам, действующим в районе его размещения. Строительство
жилья для обслуживающего персонала ПС предусматривается, как правило,
долевым участием в кварталах жилой застройки населенного пункта (в
районе размещения ПС или РПБ, с которой намечено осуществлять ремонт и
техническое обслуживание ПС) с учетом его в сводке затрат. При
невозможности строительства жилья долевым участием предусматривается
строительство производственно-жилого дома с включением затрат в
сводный сметный расчет. При этом обеспечивается преимущественное
применение домов комплектной заводской поставки.
17.7. При ПС, обслуживаемых ОВБ или ОРБ, строительство
производственно-жилого дома для оперативного персонала ПС не
предусматривается. Это условие не распространяется на ПС, которые
являются базовыми для зоны обслуживания ОВБ или ОРБ. Объем
строительства жилья для оперативного персонала в этом случае
определяется расчетом.
17.8. При ПС с "дежурством на дому", как правило,
предусматривается строительство двухквартирного производственно-жилого
дома или двух одноквартирных домов, оборудованных вызывной
сигнализацией и связью.
При соответствующем обосновании при ПС 110 кВ и выше в этом
случае возможно строительство трех- и четырехквартирного
производственно-жилого дома. Обоснованием служит необходимость
использования квартир в качестве общежития для персонала в период
проведения работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования
ПС.
При расположении ПС на расстоянии до 2 км от населенного пункта
производственно-жилой дом размещается в населенном пункте.
17.9. При ПС 35 - 150 кВ, сооружаемых в сельскохозяйственных
районах, при которых в соответствии с утвержденной схемой организации
эксплуатации энергосистемы предусматривается строительство РЭП,
сооружается производственно-жилой дом для персонала, обслуживающего ПС
и прилегающие распределительные сети.
17.10. Ремонт и техническое обслуживание ПС осуществляется, как
правило, централизованно специализированными бригадами:
с РПБ (РЭП) ПЭС (РЭС);
с базовой ПС группы ПС.
В обоих случаях для обслуживания ПС предусматриваются
производственные помещения в ОПУ, а также используются передвижные
ремонтные мастерские службы или группы ПС. В случае когда данная ПС
является базовой для группы ПС, не имеющих РПБ, на ней
предусматривается ЗВН.
На ПС 220 - 750 кВ с объемом работ по техническому обслуживанию и
ремонту в 800 усл. ед. и более могут быть организованы местные
специализированные бригады.
В этом случае на ПС также предусматривается ЗВН, в состав
помещений которого входит мастерская по ремонту выключателей и другого
оборудования, оснащенная грузоподъемным механизмом.
17.11. В ОПУ ПС, а также на закрытой ПС независимо от формы
обслуживания предусматриваются помещения для персонала,
осуществляющего ремонт и техническое обслуживание силового
оборудования, релейной защиты, автоматики, средств телемеханики,
управления и связи. Рабочее место оперативного персонала ПС
предусматривается в помещении панелей управления, которое
рекомендуется отделять от помещения панелей релейной защиты сплошным
ограждением. При установке автоматических осциллографов в ОПУ
предусматривается помещение для обработки осциллограмм.
17.12. На ПС, не имеющих ОПУ, для организации рабочего места
персонала по оперативному, техническому и ремонтному обслуживанию
силового оборудования, средств релейной защиты, автоматики, управления
и связи, а также для размещения устройств связи и хранения средств
техники безопасности предусматриваются обогреваемые помещения площадью
12 - 18 кв. м.
Помещения для персонала отделяются от помещения, в котором
устанавливается оборудование средств связи.
17.13. На ПС с КРУЭ для технического и ремонтного обслуживания
оборудования с элегазовой изоляцией предусматривают дополнительные
помещения площадью до 18 кв. м каждое:
для хранения баллонов с элегазом и азотом;
для защитной спецодежды, устройств и приспособлений;
для чистки и обезвреживания защитной спецодежды и приспособлений
от продуктов разложения элегаза.
В зале КРУЭ предусматриваются монтажно-ремонтная площадка и место
для размещения сервисной аппаратуры. Необходимо, чтобы
вышеперечисленные помещения, а также санузел с холодной и горячей
водой располагались на одном уровне с залом КРУЭ.
17.14. Ремонтное обслуживание трансформаторов на ПС напряжением
до 750 кВ включительно независимо от мощности трансформаторов
осуществляется на месте их установки с помощью передвижных кранов.
Рядом с трансформатором предусматривается площадка, рассчитанная на
размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, а также
технологического оборудования и такелажа, необходимых для ремонтных
работ. При этом обеспечивается расстояние:
от крана до оборудования - 1,0 м;
между оборудованием - 0,7 м.
17.15. На ПС 500 кВ и выше, расположенных в районах с
неблагоприятными климатическими условиями со слабо развитыми и
ненадежными транспортными связями, для ремонтного обслуживания
трансформаторов (реакторов) предусматриваются стационарные устройства
- башни, оборудованные мостовыми кранами с мастерской и аппаратной
маслохозяйства, оборудованной коллектором для передвижных установок.
Необходимость сооружения стационарных устройств обосновывается
утвержденной схемой организации эксплуатации энергосистемы или в
проекте организации эксплуатации ПЭС.
Доставка трансформаторов (реакторов) в башню осуществляется по
путям перекатки.
17.16. Монтаж и ремонт СК осуществляется на месте их установки с
помощью автокранов. Рядом с СК предусматривается площадка,
рассчитанная на размещение элементов, снятых с СК, а также
технологического оборудования и такелажа, необходимых для ремонтных
работ.
17.17. При техническом перевооружении и реконструкции подстанций
установка силовых трансформаторов напряжением 35 - 500 кВ мощностью 10
МВ x А и более выполняется непосредственно на фундамент без кареток и
рельс, кроме подстанций с ремонтными башнями и путями перекатки и
подстанций с закрытой установкой трансформаторов.
17.18. Железнодорожные пути для перекатки трансформаторов на
подстанциях 35 - 750 кВ предусматриваются в случаях, если:
на подстанции имеется или предусматривается башня для ремонта
трансформаторов;
замена поврежденной фазы автотрансформатора осуществляется путем
перекатки резервной фазы;
имеется подъездная железная дорога к подстанции;
предусматривается закрытая установка трансформаторов.
18. Охранные мероприятия и биологическая защита
18.1. Территория ПС ограждается. Ограждение территории ПС
напряжением 35 - 750 кВ выполняется высотой не менее 2,4 м.
Ограда выполняется сплошной (предпочтительно из ж/б конструкций),
по верху ограды устанавливается козырек из трех нитей колючей
проволоки с наклоном во внутрь территории ПС. Проволока может не
предусматриваться, если вместо нее монтируются элементы периметральной
охранной сигнализации.
18.2. Ограждение территории ПС выполняется со сплошными
металлическими воротами и калиткой, конструкция которых не должна
позволять свободно преодолевать их. Ворота и калитки закрываются на
внутренний замок.
18.3. Входные наружные двери всех помещений ПС 35 - 750 кВ
выполняются металлическими и оборудуются внутренними замками.
18.4. Остекление зданий на территории ПС рекомендуется сокращать
до минимума, особенно на ПС без постоянного дежурного персонала, т.е.
без персонала, осуществляющего дежурство круглосуточно.
Оконные проемы не предусматриваются в следующих зданиях и
сооружениях ПС 35 - 750 кВ:
в ЗРУ на ПС без постоянного дежурного персонала;
на фасадной стороне ОПУ в случае совмещения фасадной линии ОПУ с
оградой ПС;
в кабельных этажах и шахтах;
в складских помещениях.
В случае необходимости в естественном освещении окна первого
этажа оборудуются решетками. Окна второго и более высоких этажей
рекомендуется выполнять из армированного стекла или стеклоблоков.
В случае выполнения остекления окон второго этажа из обычного
стекла предусматривается закрытие их решетками.
18.5. Периметральная охранная сигнализация предусматривается на:
ПС 500 - 750 кВ;
особо важных ПС 220 - 330 кВ с числом присоединений (линейных и
трансформаторных) на высшем напряжении 5 и более.
При соответствующем обосновании возможно применение
периметральной охранной сигнализации на ПС 35 - 330 кВ помимо
перечисленных выше.
18.6. Охранное освещение по периметру ПС предусматривается на ПС,
имеющих периметральную охранную сигнализацию, а также на всех ПС с
постоянным дежурным персоналом. Включение охранного освещения по
периметру ПС осуществляется вручную или автоматически при срабатывании
периметральной охранной сигнализации. Охранное освещение обеспечивает
освещенность поверхности земли вдоль внутренней стороны ограждения не
менее 0,5 лк.
18.7. Военизированная охрана применяется на ПС 500 - 750 кВ и на
особо важных ПС 220 - 330 кВ.
На таких ПС предусматривается:
как правило, один пост военизированной охраны общей численностью
7 человек, включая начальника охраны; на ПС, имеющих два постоянно
действующих Автотранспортных въезда, может быть предусмотрено два
поста военизированной охраны с общей численностью 13 человек (в том
числе один начальник охраны);
здание проходного пункта, расположенное у основных въездных ворот
на ПС и содержащее вестибюль с тамбуром, комнаты для контроля и
хранения оружия, санузел; проходной пункт оснащается внутренней
телефонной связью со щитом управления ПС и ручным включением внешнего
звукового сигнала.
18.8. Пешеходная тропа шириной не менее 1 м предусматривается на
ПС, имеющих военизированную охрану, которая располагается с внутренней
стороны ограждения.
18.9. Оборудованию охранной сигнализацией помещений ПС без
постоянного дежурного персонала подлежат входные наружные двери
первого и других этажей, а также оконные проемы и форточки первого
этажа ОПУ, ЗРУ, коридоров обслуживания КРУН, насосных станций,
компрессорных, аккумуляторных, зданий вспомогательного назначения,
складских помещений.
На ПС с постоянным дежурным персоналом охранная сигнализация
выполняется в меньшем объеме, в первую очередь за счет отказа от нее в
помещениях, где располагается дежурный персонал.
Охранная сигнализация помещений ПС осуществляет контроль:
закрытого состояния входных наружных дверей, а также оконных
фрамуг и форточек помещений ПС;
целостности оконных стекол;
целостности дверных и оконных проемов;
закрытого состояния въездных ворот и калиток.
18.10. Сигналы срабатывания от периметральной охранной
сигнализации и от охранной сигнализации помещений ПС передаются:
для ПС, имеющих военизированную охрану, - на проходной пункт;
для ПС, не имеющих военизированной охраны, но с постоянным
персоналом - на щит управления ПС;
для ПС с дежурством персонала менее 24 ч в сутки - на
диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики, а также на
щит управления ПС;
для ПС 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала - на
диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики;
для ПС с "дежурством на дому" - на щит управления ПС и в
производственно-жилой дом.
Передача сигнала по каналам телемеханики сопровождается на ПС
срабатыванием указательного реле, фиксирующего действие охранной
сигнализации.
При срабатывании охранной сигнализации помещений и периметра ПС
предусматривается периодическое включение внешнего звукового сигнала.
18.11. Передача сигнала срабатывания охранной сигнализации на
пульт вневедомственной охраны рекомендуется для ПС без постоянного
персонала при наличии экономического обоснования и заключения
соответствующих договорных соглашений.
18.12. На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь с
ближайшим населенным пунктом, имеющим отделение (подразделение) связи
с АТС.
18.13. На ПС 500 - 750 кВ рекомендуется использование
телевизионных устройств в местах установки трансформаторов, реакторов
и на территории ОРУ, а в отдельных случаях и для контроля внешнего
ограждения. Расстановка приемных видеоконтрольных устройств
определяется при конкретном проектировании.
18.14. В целях исключения слива масла посторонними лицами из
силовых трансформаторов и реакторов целесообразно на сливном вентиле
устанавливать заглушку, закрепленную болтами и контролируемую охранной
сигнализацией с действием, аналогичным охранной сигнализации
помещений.
18.15. Переговорное устройство у въездных ворот для осуществления
связи со щитом управления и дистанционное отпирание калитки или ворот
рекомендуются на ПС с дежурным персоналом, не имеющих проходного
пункта и охраны.
18.16. Конструкция ввода и вывода кабелей, водопровода и
канализации на территории ПС исключает проникновение на ПС посторонних
лиц.
18.17. При выборе системы периметральной охранной сигнализации
учитывается ее функционирование в условиях влияния электрического и
магнитного полей ОРУ, трансформаторов и заходов ВЛ.
18.18. На планах ПС и каждого ОРУ 330 кВ и выше предусматривают
маршруты обхода для осмотра оборудования и маршруты следования к
рабочим местам, обеспечивающие безопасный подход ко всем аппаратам.
Участки маршрутов, на которых напряженность электрического поля (ЭП)
превышает 15 кВ/м, необходимо экранировать.
Дня сокращения объема экранирования маршруты располагают в зонах
экранирующего действия стоек порталов, фундаментов и заземленных
частей оборудования.
Протяженность участков маршрутов с напряженностью ЭП 15 кВ/м
такая, чтобы длительность пребывания персонала на маршруте не
превышала 80 мин. в сутки при одноразовом обходе.
Протяженность маршрутов обхода может быть увеличена при
напряженности ЭП менее 15 кВ/м.
19. Учет электроэнергии
19.1. При техническом перевооружении и реконструкции ПС
выполняются мероприятия, обеспечивающие современные требования к
техническому и коммерческому учету в соответствии с Правилами
устройства электроустановок и инструкцией по учету электроэнергии при
ее производстве, передаче и распределении.
19.2. При ТПВ и РК подстанций в точках коммерческого учета
применяют трехфазные трехэлементные счетчики, которые включаются в
каждую фазу присоединения.
Счетчики электроэнергии снабжаются числоимпульсным и (или)
цифровым интерфейсом для работы в системах АСКУЭ.
Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии
для различных объектов учета приведены в табл. 1.
Таблица 1
----------------------------------------------------------------------
|Объект учета электроэнергии | Класс точности |
| | счетчиков, не ниже |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Линии электропередачи напряжением 220 кВ | 0,2 |
|и выше | |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Трансформаторы мощностью 63 МВ x А и более | 0,2 (0,5) |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Линии электропередачи напряжением 35 - | 0,5 |
|150 кВ | |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Линии электропередачи и вводы напряжением | 0,5 |
|6 - 10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт | |
|и выше | |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Прочие объекты учета | 1 (2) |
----------------------------------------------------------------------
Класс точности коммерческих счетчиков реактивной электроэнергии
может выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности
коммерческих счетчиков активной электроэнергии.
Классы точности счетчиков технического учета активной
электроэнергии для различных объектов учета приведены в табл. 2.
Таблица 2
----------------------------------------------------------------------
|Объект учета электроэнергии | Класс точности |
| | счетчиков, не ниже |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Линии электропередачи напряжением 110 кВ | 0,5 |
|и выше | |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Трансформаторы мощностью 10 МВ x А и более | 0,5 |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Линии электропередачи и вводы напряжением | 1 |
|6 - 10 - 35 кВ | |
|---------------------------------------------|----------------------|
|Прочие объекты учета | 2 |
----------------------------------------------------------------------
Класс точности счетчиков технического учета реактивной
электроэнергии может выбираться на одну ступень ниже соответствующего
класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.
19.3. Класс точности трансформаторов тока и напряжения (ТТ и ТН)
для присоединения коммерческих счетчиков электроэнергии класса
точности 0,2 принимается не ниже 0,2 (0,2S), для счетчиков класса
точности 0,5 и 1 - не ниже 0,5 (0,5S) и для счетчиков класса точности
2 - не ниже 1,0.
19.3.1. Для определения класса точности ТН при нагрузках
конкретной подстанции выполняется соответствующий расчет.
Для подстанции напряжением 110 - 220 кВ со схемами электрических
соединений распредустройств со сборными шинами при нагрузках ТН, не
удовлетворяющих условиям необходимого класса точности, определяется
возможность замены действующих устройств РЗА и ПА на устройства с
меньшим потреблением по цепям напряжения или установки второго ТН.
Необходимость установки второго ТН обосновывается расчетом.
19.4. На реконструируемых ПС 330 - 750 кВ дополнительно к ТТ в
цепях выключателей при соответствующем обосновании устанавливаются ТТ
в цепи ВЛ для подключения счетчиков к измерительной обмотке.
19.5. Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на
стороне ВН автотрансформатора при соответствующем обосновании
предусматривается дополнительный ТТ.
19.6. Автоматизированная система контроля и учета электроэнергии
и мощности (АСКУЭ).
19.6.1. Система АСКУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше
охватывает все точки расчетного и технического учета активной и
реактивной электроэнергии с целью получения полного баланса
электроэнергии на объекте, включая балансы по уровням напряжения в
соответствии с основными положениями по созданию системы АСКУЭ.
19.6.2. Исходной информацией для системы АСКУЭ являются данные,
получаемые от счетчиков электрической энергии.
19.6.3. Сбор, обработка, хранение и выдача информации об
электроэнергии на объектах осуществляется с помощью метрологических
Аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и
сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи
данных.
19.6.4. Система АСКУЭ является автономной подсистемой АСУ ТП ПС и
связывается с ней по линиям межмашинного обмена: процессор устройства
сбора и передачи данных АСКУЭ - локально-вычислительная сеть АСУ ТП.
19.6.5. Информация от электросчетчиков поступает в АСКУЭ ПС в
виде количества импульсов, пропорциональных величине электроэнергии
или (и) в виде стандартного последовательного цифрового интерфейса
RS-485.
В случае использования индукционных электросчетчиков в системе
АСКУЭ последние доукомплектовываются специальными платами с датчиками
импульсов.
20. Особые условия окружающей среды
20.1. При проектировании ПС учитывают особые условия окружающей
среды, в частности: сейсмичность региона, холодный климат, степень
загрязнения атмосферы и высоту расположения площадки ПС над уровнем
моря.
Проектирование в сейсмических регионах.
20.1.1. Здания, сооружения, конструкции и оборудование
подстанций, находящихся в регионах с повышенным уровнем сейсмичности
(более 6 баллов), проектируются на требуемый уровень сейсмичности в
соответствии со строительными нормами и правилами и техническими
требованиями к сейсмостойкости подстанций и линий электропередачи.
20.1.2. При выборе площадки ПС необходимо в числе сравниваемых
вариантов иметь площадку с I или, в крайнем случае, II категорией
грунта по сейсмическим свойствам.
20.1.3. При выборе оборудования, устанавливаемого на ПС,
рекомендуется предусматривать оборудование в сейсмостойком исполнении.
20.1.4. Трансформаторы напряжением 35 кВ и выше рекомендуется
устанавливать на фундаменты непосредственно днищем с креплением к
закладным элементам фундамента для предотвращения смещений в
горизонтальных и вертикальных направлениях при расчетных сейсмических
воздействиях.
20.1.5. При проектировании фундаментов под трансформаторы 110 кВ
в сейсмических районах рекомендуется применять специальные типовые
фундаменты под сейсмостойкие трансформаторы.
20.1.6. Гибкую ошиновку ОРУ выполняют так, чтобы выбранное
значение стрелы провеса провода исключало поломку аппаратов при их
максимально возможном отклонении. Применение гибкой ошиновки
предпочтительнее жесткой.
20.1.7. Жесткая ошиновка РУ 35 кВ и выше выполняется с элементами
компенсации, допускающими возможность отклонения аппаратов без их
поломки.
20.1.8. Выводы низшего напряжения трансформаторов и другого
электрооборудования соединяются с жесткой ошиновкой через гибкие
вставки.
20.1.9. При выборе оборудования в РУ и его компоновке необходимо
стремиться к снижению центра тяжести этого оборудования.
Необходимо стремиться к снижению высоты конструкции, на которой
установлено оборудование, в том числе отдавая предпочтение наземной
установке с ограждением.
20.1.10. При установке оборудования на нескольких стойках
выполняются жесткие связи между верхними частями этих стоек.
20.1.11. При применении высокочастотных заградителей
рекомендуется использовать подвесной способ их установки.
20.1.12. При проектировании АБ принимаются меры по закреплению
конструкций стеллажей, а также по фиксации аккумуляторов на стеллажах
от подвижек. В целях предотвращения расплескивания электролита
рекомендуется применять аккумуляторные батареи типа СН либо другие
аккумуляторы закрытого типа.
20.1.13. При использовании типовых проектов, предназначенных для
несейсмичных территорий, осуществляется проверка устойчивости
оборудования и конструкций при соответствующих данной территории
сейсмических воздействиях путем выполнения расчетов, и, в случае
необходимости, выполняются мероприятия по увеличению устойчивости.
20.1.14. При составлении технической документации по
проектируемой ПС предусматривается аварийный запас оборудования в
объеме соответствующих нормативов, обеспечивающий замену поврежденного
оборудования в сжатые сроки.
20.1.15. При отсутствии отдельных видов электрооборудования в
сейсмостойком исполнении применяется оборудование обычного исполнения
с выполнением проектных решений, предусмотренных настоящими нормами.
20.2. В условиях холодного климата применяется
электрооборудование в холодостойком исполнении (ХЛ1 или УХЛ1).
20.2.1. При отсутствии исполнения ХЛ1 применяются силовые
трансформаторы в исполнении, приближенном к ХЛ1.
20.2.2. При отсутствии отдельных видов оборудования в
холодостойком исполнении до разработки и освоения соответствующего
исполнения можно применять электрооборудование в исполнении для
умеренного климата (У1).
20.3. В условиях загрязненной атмосферы природными или
производственными уносами длина пути утечки внешней изоляции
электрооборудования, устанавливаемого в ОРУ, выбирается в соответствии
с инструкцией по выбору изоляции электроустановок и Правилами
устройства электроустановок.
20.3.1. При отсутствии электрооборудования с требуемой длиной
пути утечки внешней изоляции категории "В" (1У) до разработки
соответствующего исполнения применяются выключатели, трансформаторы
тока и разъединители на следующий класс напряжения.
20.3.2. Для других видов электрооборудования предусматриваются
мероприятия по периодическому восстановлению чистоты изоляции.
20.3.3. При неэффективности указанных решений целесообразно
предусмотреть закрытую установку оборудования.
20.4. На подстанциях, расположенных на высоте более 1000 м над
уровнем моря, рекомендуется предусмотреть электрооборудование с
внешней изоляцией для соответствующей высоты.
20.4.1. При отсутствии указанного оборудования целесообразно
применение электрооборудования с внешней изоляцией категории "Б", если
строительная высота этой изоляции больше строительной высоты изоляции
категории "А".
21. Охрана окружающей среды
21.1. Конструктивные технические решения реконструируемой ПС
соответствуют действующим в настоящее время требованиям по охране
окружающей среды. В частности предусматриваются:
мероприятия по снижению напряженности электрического поля до
допустимых значений (применение стационарных, переносных и съемных
экранирующих устройств, обеспечение заземления всех изолированных от
земли крупногабаритных объектов, находящихся в электрическом поле,
выбор соответствующей высоты установки оборудования и др.);
засыпка гравием маслоприемников под трансформаторами при его
открытой установке;
сигнализация наполнения и средств удаления воды из
маслосборников; специальная площадка для складирования банок
конденсаторной
батареи при наличии ее на ПС и др. 21.2. Изъятие земель в постоянное
(площадка ПС) и во временное
(склады, поселок строителей и др.) пользование не может превышать
размеров, ограниченных ведомственными нормами отвода земли.
21.3. В случае появления вблизи ПС за период ее эксплуатации
жилой застройки необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие
допустимый уровень шума на территории жилой застройки в соответствии с
гигиеническими нормами Минздрава России.
Необходимость возведения шумозащитных сооружений определяется на
основании акта натурных замеров шума от существующих трансформаторов
(реакторов) в непосредственной близости от жилых и общественных
зданий, находящихся в районе ПС.
21.4. Закрытые подстанции с комплектными элегазовыми
распредустройствами (КРУЭ) оснащаются установками очистки воздуха от
продуктов распада элегаза и удаления его в атмосферу при аварийных
режимах, связанных с нарушением герметичности конструкций.
21.5. При расположении ПС в районах массового гнездования и мест
остановки перелетных птиц при перелетах для предотвращения их гибели
предусматривают закрытие отверстий полых железобетонных стоек опор
сетками или наголовниками, а также установку противоптичьих
заградителей на порталах и опорах отходящих линий до 330 кВ.
21.6. Выполнение специальных мероприятий (повышенные заборы,
лесонасаждения и др.) на подступах к ПС, исключающих заносы ПС в
районах с повышенными снегозаносами, не должно отрицательно
сказываться на жизнедеятельности населения окружающей местности (не
должно приводить к заносам транспортных магистралей и др.).
21.7. Требования улучшения эстетического воздействия ПС
достигаются выполнением ряда мероприятий. При расположении ПС в
городах и крупных населенных пунктах здания закрытых ПС рекомендуется
архитектурно сочетать с окружающими строениями. Улучшение зрительного
восприятия ПС на окружающей местности достигается путем уменьшения
размеров площадки ПС, уменьшения высоты конструкций на ней, посадки
деревьев, сооружения земляной насыпи с посадкой на ней деревьев и без
нее.
Указанные требования в первую очередь относятся к ПС, площадки
которых примыкают к охраняемым территориям (курорты, заповедники, зоны
отдыха и т.п.), а также к культурно-историческим центрам или природным
памятникам.
21.8. По требованию заказчика в качестве приложения к разделу
"Охрана окружающей среды" по отдельному договору может быть разработан
экологический паспорт природопользователя.
Приложение
ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ
АДВ - автоматическое дозирование воздействий
АБ - аккумуляторная батарея
АВ - автоматический выключатель
АВР - автоматический ввод резерва
АПВ - автоматическое повторное выключение
АПНУ - автоматика для предотвращения нарушения устойчивости
АРМ - автоматизированное рабочее место
АРН - аварийное регулирование напряжения
АРЧМ - автоматическое регулирование частоты и мощности
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления
АСКУЭ - автоматизированная система контроля и управления
энергопотреблением
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими
процессами
АТС - автоматическая телефонная станция
АЧР - автоматическая частотная загрузка
БСК - батарея статистических конденсаторов
ВЛ - воздушная линия электропередачи
ВН - высокое напряжение
ВОЛС - волоконно-оптическая линия связи
ВЧ - высокочастотный
ДП - диспетчерский пункт
ЗВН - здание вспомогательного назначения
ЗПА - зарядно-подзарядный агрегат
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
КА - коммутационный аппарат
КВ - короткие волны
КЗ - короткое замыкание
КРУ - комплексное распределительное устройство
КРУН - комплектное распределительное устройство наружной
установки
КРУЭ - комплектное распределительное устройство элегазовое
КТП - комплексная трансформаторная подстанция
КТС - комплекс технических средств
МТЗ - максимальная токовая защита
НН - низкое напряжение
ОВБ - оперативно-выездная бригада
ОДУ - объединенное диспетчерское управление
ОК - оптический кабель
ОМП - определение места повреждения
ОПН - ограничитель перенапряжения
ОПТ - оперативный постоянный ток
ОПУ - общеподстанционный пункт управления
ОРБ - оперативно-ремонтная бригада
ОРУ - открытое распределительное устройство
ПА - противоаварийная автоматика
ПП - переключательный пункт
ПС - подстанция
ПТК - программно-технический комплекс
ПТС - программно-технические средства
ПЭС - предприятие электрических сетей
РДУ - региональное диспетчерское управление
РЗА - релейная защита и автоматика
РПБ - ремонтно-производственная база
РПН - регулирование под нагрузкой
РРЛ - радиорелейная линия
РУ - распределительное устройство
РЭП - ремонтно-эксплуатационный пункт
РЭС - район электрических сетей
САУ - система автоматического управления
СДТУ - средства диспетчерского технологического управления
СК - синхронные компенсаторы
СН - среднее напряжение
ТН - трансформатор напряжения
ТПВ и РК - техническое перевооружение и реконструкция
ТТ - трансформатор тока
ТЭС - тепловая электростанция
УКВ - ультракороткие волны
ЦДУ - центральное диспетчерское управление
ЦПУ - центральный пункт управления
ЩПТ - щит постоянного тока
ЭП - электрическое полеСтраницы: 1 2 |