Тепловых электрических станций

Приложение 5

 

 

Национальный стандарт

 

Единая энергетическая система и технологически изолированные

территориальные электроэнергетические системы

 

 Проектирование объектов электроэнергетики

 

 

 Нормы технологического проектирования

Тепловых электрических станций

Электрическая часть

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
	НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р Проект, первая редакция

 

Единая энергетическая система

и технологически изолированные

 территориальные электроэнергетические системы

 

 

Проектирование объектов электроэнергетики

 

НОРМЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

 ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

М о с к в а

Стандартинформ

2011

 

 

Предисловие

 

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», правила применения национальных стандартов Российской Федерации – ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

   

 

 Сведения о стандарте

 

1 РАЗРАБОТАН ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы», ОАО «Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского»,

 

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом «Системная надежность в электроэнергетике»  (ТК 007) 

 

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от …………… г. N
 

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок – в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

 

 

                                                                                                 ©Стандартинформ 20

 

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения национального органа Российской Федерации по стандартизации.

Содержание

 

1 Область применения.............................................................................................

2 Нормативные ссылки............................................................................................

3 Термины и определения.......................................................................................

4 Обозначения и сокращения..................................................................................

5 Главные схемы электрических соединений......................................................

6 Главные схемы электрических соединений ТЭС с ПГУ..................................

7 Схемы электрических соединений собственных нужд.....................................

8 Схемы электрических соединений собственных нужд ТЭС с ПГУ................

9 Управление, электрическая автоматика и оперативный ток...........................

10 Распределительные устройства.........................................................................

11 Средства диспетчерской, технологической внешней и внутриобъектной связи и телемеханики.........................................................................................

12 Система контроля и управления технологическими процессами.................

12.1 Общие положения.......................................................................................

12.2 Посты управления.......................................................................................

Приложение А (справочное) Перечень нормативных и методических материалов..........................…………………………………......…

 

 

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Единая энергетическая система

и технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы

 

Проектирование объектов электроэнергетики

Нормы

Технологического проектирования тепловых электрических станций

Электрическая часть

                                                                                              Дата введения –

Область применения

Настоящий стандарт устанавливает основные нормы технологического проектирования электрической части тепловых электрических станций и содержит указания по проектированию электрической части.

Нормы распространяются на вновь сооружаемые и подлежащие техническому перевооружению и реконструкции электрические части тепловых электрических станций, работающих в составе Единой энергетической системы и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, и являются обязательными при проектировании.

 

 

Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 34.003-90 Автоматизированные системы. Термины и определения

ГОСТ 21027-75 Системы энергетические. Термины и определения

 

 

П р и м е ч а н и е – При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 21027, ГОСТ 27.002, ГОСТ 34.003, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 номинальная мощность парогазового блока: Сумма мощностей на клеммах генераторов газовой (-ых) и паровой турбин при стационарных условиях.

П р и м е ч а н и е - Номинальная мощность ПГУ для станционных условий определяется по климатическим условиям электростанции с учетом соответствующих сопротивлений на всасе и напоре газовой турбины. Для ПГУ с конденсационными турбинами номинальная мощность устанавливается при условиях среднегодовой температуры наружного воздуха. Для ТЭЦ номинальная мощность устанавливается при условиях соответствующих средней температуре отопительного периода. Причем в случае установки теплофикационных турбин с двойным значением мощности при определении установленной мощности или маркировки ПГУ принимается большее значение мощности, указанное в числителе.

3.2 номинальная мощность паросилового блока: Мощность на клеммах генератора, указанная Заказчиком в задании на проектирование, при которой блок может работать неограниченное время и гарантируется удельный расход тепла, выдерживаются гарантийные параметры пара, регулирующие клапаны турбины открыты не полностью, обеспечиваются необходимые дополнительные отборы сверх регенерации.

3.3 номинальная мощность турбины: Готовность агрегата нести указанную электрическую нагрузку практически в любой момент времени, включая момент прохождения годового максимума нагрузок в энергосистеме.

П р и м е ч а н и е - При установке на ТЭЦ турбин с двойным значением мощности (типа Т и ПТ) установленная электрическая мощность определяется по мощности турбин при работе с номинальными тепловыми нагрузками, указанными в заводской документации в числителе.

3.4 номинальная нагрузка конденсационного турбоагрегата: Гарантийная мощность на клеммах генератора равная номинальной мощности блока, при которой турбина может работать неограниченное время и гарантируется удельный расход тепла, выдерживаются гарантийные параметры пара, регулирующие клапаны турбины открыты не полностью, обеспечиваются постоянные дополнительные отборы сверх регенерации.

3.5 установленная электрическая мощность парогазового блока: Сумма мощностей на клеммах генераторов газовой (-ых) и паровой турбины при условиях ISO.

П р и м е ч а н и я

1 Для парогазовых КЭС с газотурбинными и конденсационными паротурбинными установками определяется как сумма мощностей на клеммах генераторов газовой (-ых) и паровых турбин при среднегодовых значениях температуры, давления, влажности воздуха и температуры охлаждающей воды.

2 Для парогазовых ТЭС с газотурбинными и теплофикационными паротурбинными установками определяется как сумма мощностей газовой (-ых) и паровых турбин при средней температуре отопительного периода, давления, влажности воздуха и соответствующей температуре охлаждающей воды.

 

Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АБП      - агрегат бесперебойного питания;

АВР      - автоматический ввод (включение) резерва;

АГП      - автомат гашения поля;

АПВ       - устройство автоматического повторного включения выключателя;

АРВ        - устройства автоматического регулирования возбуждения;

АСУ      - автоматизированная система управления;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

АТС      - автоматическая телефонная станция;

БЩУ     - блочный щит управления;

ВПУ      - водоподготовительная установка;

ГТУ      - газотурбинная установка;

ГПП      - главный распределительный пункт подстанции;

ГРУ       - групповое распредустройство;

ГРП      - газораспределительный пункт;

ГрЩУ   - групповой щит управления;

ГЩУ     - главный щит управления;

ЗРУ       - закрытое распределительные устройства;

КРУ      - комплектные распределительные устройства;

КРУЭ    - комплектные распределительные устройства элегазовые;

КЭС     - конденсационная электростанция;

ЛЭП      - линия электропередач;

МЩУ    - местный щит управления;

ОДУ      - объединенное диспетчерское управление;

ОРУ      - открытое распределительное устройство;

ПБВ      - переключатель без возбуждения;

ПГУ      - парогазовая установка;

ППГ      - пунк подготовки газа;

ПТК      - программно-технический комплекс;

ПУЭ      - правила устройств электроустановок;

ПЭВМ  - персональная электронно-вычислительная машина;

РАС      - регистратор аварийных ситуаций;

РПН       - устройство регулирования напряжения под нагрузкой;

РУ          - распределительное устройство;

РУСН    - распредустройства собственных нужд;

СКУ      - система контроля и управления;

СНиП    - строительные нормы и правила;

ТПУ      - тиристорное пусковое устройство;

ТУ         - технические условия;

ТЭС      - тепловая электростанция;

ТЭЦ       - теплоэлектроцентраль (тепловая электростанция с теплофикационными паровыми турбинами) ;

ХВО      - химводоочистка;

ЦЩУ              - центральный щит управления;

ЦЩУ ТП - центральный щит управления топливоподачи;

ЩУ        - щит управления;

ЭГП       - электрогидравлический преобразователь системы регулирования.

 

 

В блоке между генератором и двухобмоточным повышающим трансформатором должен устанавливаться генераторный выключатель. При отсутствии выключателя на соответствующий ток отключения допускается применение выключателей нагрузки.

Общие положения

12.1.1 Тепловая электрическая станция должна оснащаться системами контроля и управления технологическими процессами (СКУ), как правило, в виде автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе современных информационных технологий.

СКУ/АСУ ТП совместно с технологическими, электротехническими и другими системами должны обеспечивать безопасную, экономичную и надежную эксплуатацию электростанции в заданных режимах при минимальном количестве эксплуатационного, обслуживающего и ремонтного персонала.

12.1.2 АСУ ТП ТЭС, как правило, выполняется как двухуровневая система:

- на первом (блочном) уровне обеспечивается управление энергоблоками или группой технологически связанных энергоустановок;

- на втором (общестанционном) уровне выполняются функции управления электрической частью станции, координация работы энергоблоков/энергоустановок, контроль за работой вспомогательных цехов и общестанционных установок, а также обмен информацией с вышестоящими уровнями управления.

12.1.3 АСУ ТП энергоблока или группы технологически связанных энергоустановок должна обеспечивать выполнение функций контроля, сигнализации, вычислений, дистанционного управления, автоматического регулирования, автоматического дискретного управления и технологической защиты, в том числе, выполнение следующих задач:

- сбор и обработку информации от датчиков;

- контроль достоверности входной информации;

- представление информации оператору;

- обеспечение информацией автоматических подсистем управления;

- ведение базы нормативных, оперативных, исторических и расчетных данных;

- протоколирование хода технологического процесса, последовательности выполнения технологических операций, переключений, в том числе и в аварийных ситуациях;

- расчет технико-экономических показателей работы энергетического оборудования;

- автоматическое регулирование нагрузки и технологических параметров, соотношения параметров;

- автоматическое управление оборудованием в режиме пуска, нагружения из различного теплового состояния, приведение оборудования в состояние готовности к пуску по заданным программам;

- автоматический вывод оборудования из работы без его повреждения при возникающих аварийных ситуациях;

- режимные переключения оборудования, находящегося в резерве;

- определение состояния технологического оборудования, позволяющее прогнозировать потребность и объем ремонтного профилактического обслуживания энергетического оборудования (диагностика оборудования);

- документирование состояния технологического оборудования;

- определение состояния программно-технических комплексов (ПТК) АСУ, обеспечивающее автоматическую реконфигурацию структуры ПТК в случае отказа отдельных частей и элементов комплекса и частичную или полную компенсацию утраченных функций (самодиагностика ПТК);

- документирование всех отказов и сбоев ПТК;

- обмен информацией с вышестоящими АСУ.

Состав задач, выполняемых АСУ ТП, должен уточняться при конкретном проектировании с учетом режимов работы электростанции.

12.1.4 Объем технологического контроля и управления, условия автоматизации, включая технологические алгоритмы функционирования автоматических систем управления энергоблока или энергоустановки должны приниматься по заданиям заводов-поставщиков технологического оборудования и организаций-разработчиков технологических схем энергетических установок, а также в соответствии с действующими в отрасли «Методическими указаниями по объему технологических измерений, сигнализации и автоматического регулирования на ТЭС», «Методическими указаниями по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях с ПГУ, оснащенных АСУ ТП».

12.1.5 Техническая структура АСУ ТП ТЭС, как правило, должна включать в себя:

- программно-технические комплексы;

- первичные средства автоматизации оборудования;

- резервные технические средства контроля и управления.

12.1.5.1 В составе программно-технических комплексов должны быть предусмотрены:

- программируемые технические средства и устройства связи с объектом, выполняющие функции управления, преобразования, вычисления, устройства ввода-вывода информации на базе микроконтроллеров, мини-, микро- или ПЭВМ;

- технические средства связи оператора с системой управления и технологическим процессом в виде операторских дисплейных станций индивидуального или коллективного пользования с соответствующими клавиатурами или другими устройствами;

- средства передачи данных (цифровые шины) для связи устройств ПТК между собой;

- все виды обеспечений ПТК АСУ ТП, включая организационное, информационное, лингвистическое, метрологическое, математическое, программное;

- сервисное оборудование, включая посты наладки, диагностики, реконфигурации системы.

12.1.5.2 В составе средств первичной автоматизации должны предусматриваться:

- датчики и первичные преобразователи;

- исполнительные механизмы и приводы;

- сборки задвижек;

- аппаратура, приборы и системы, поставляемые комплектно с технологическим оборудованием;

- импульсные трубные проводки и кабельные линии связи.

12.1.5.3 К резервным техническим средствам должны относиться:

- ключи (кнопки) жесткого монтажа, позволяющие осуществить передачу команд управления прямо на контроллеры ПТК или помимо ПТК непосредственно на пусковую аппаратуру;

- индивидуальные показывающие/регистрирующие приборы и устройства технологической сигнализации, работа которых не зависит от работоспособности ПТК.

Объем резервных средств контроля и управления должен быть ограничен, поскольку они используются только при отказе ПТК для безопасного и безаварийного останова энергооборудования. Объем резервных средств должен определяться при проектировании конкретного объекта.

12.1.6 В зависимости от конкретных требований на ТЭС допускается создание автономных автоматических измерительных систем:

- коммерческого учета расхода газообразного топлива;

- контроля за выбросами вредных веществ в атмосферу;

- учета водопользования с контролем сброса вредных веществ во внешние водоемы;

- учета отпуска тепловой и электрической энергии потребителям.

12.1.7 На тепловой электростанции с агрегатами небольшой единичной мощности СКУ предусматривается на базе аппаратных технических средств с возможным использованием программируемых средств для отдельных функций СКУ. Аппаратура для реализации систем контроля и управления (микропроцессорная техника или аппаратные средства) определяется с учетом типа технических средств, поставляемых комплектно с технологическим оборудованием.

12.1.8 Выполнение средствами микропроцессорной техники других функций, в том числе контроля параметров установок автоматического пожаротушения, пожарной сигнализации, регистрации ее срабатывания, контроля среды во взрывоопасных помещениях и т.д., должно обосновываться для каждой конкретной ТЭС.

 

Посты управления

12.2.1 Для блочных электростанций и ТЭС с парогазовыми и газотурбинными установками должны предусматриваться следующие посты управления:

- центральный щит управления (ЦЩУ);

- блочные щиты управления (БЩУ);

- местные щиты управления (МЩУ) различных агрегатов энергоблока (котлоагрегата, турбоагрегата, питательного насоса и т.п.), а также общестанционных технологических установок (компрессорной, электролизерной, ГРП и ППГ и др.), не имеющие постоянного оперативного персонала, предназначенные для проведения предпусковых и пусковых операций и периодического контроля за работой оборудования;

- щиты управления (ЩУ) вспомогательных цехов (топливно-транспортного, водоподготовки, очистных сооружений).

12.2.1.1 Центральный щит управления является основным постом, с которого осуществляется руководство оперативным управлением технологическими процессами на электростанции в целом. Кроме того, с ЦЩУ производится:

- распределение нагрузки между энергоблоками и управление устройствами автоматического регулирования мощности энергоблоков;

- управление электрической частью электростанции (в объеме, указанном в разделе 9);

- распределение нагрузки между энергоблоками и управление устройствами автоматического регулирования мощности энергоблоков;

- контроль за работой общестанционных установок и отдельных технологических систем, не имеющих постоянного оперативного персонала.

12.2.1.2 Блочный щит управления должен обеспечить возможность централизованного управления всеми технологическими процессами, основным и вспомогательным оборудованием энергоблока во время его пуска, нормальной эксплуатации, планового останова и аварийных ситуаций.

Помещение блочного щита управления первого энергоблока может быть использовано для размещения щитов контроля и управления оборудованием общестанционных установок (например, ГРП или ППГ) и отдельных технологических систем, не имеющих постоянного оперативного персонала.

12.2.1.3 При необходимости, для проведения предпусковых операций и периодического контроля за работой оборудования допускается организация местных щитов управления различных агрегатов энергоблока (паровая или газовая турбина, котлоагрегат, питательный насос, блочная обессоливающая установка и т.п.).

Необходимость постоянного присутствия оперативного персонала у МЩУ должна быть исключена.

12.2.1.4 Выносные (полевые) устройства ПТК, такие как контроллеры, устройства связи с объектом и др. могут размещаться вблизи обслуживаемого ими технологического оборудования на площадке обслуживания или в отдельных помещениях.

12.2.1.5 Место расположения щитов управления должно определяться с учетом общей компоновки технологического оборудования ТЭС. При этом должны быть обеспечены:

- централизация управления технологическими процессами и, соответственно, минимальная численность оперативного персонала;

- координация управления технологически связанных агрегатов и установок (например, ГТУ и котлов-утилизаторов);

- оптимизация кабельных связей с управляемым оборудованием.

Из каждого помещения должно быть предусмотрено два выхода, габариты одного из которых обеспечивают транспортировку щитовых устройств. При этом должен быть обеспечен простой и, возможности, короткий путь к технологическому оборудованию, желательно по одной отметке. Должен быть обеспечен эвакуационный короткий путь для выхода из помещения. При размещении помещений БЩУ или ЦЩУ вне главного корпуса они должны быть соединены с последним переходным мостиком.

12.2.1.6 Щиты управления двух блоков должны располагаться, как правило, в одном общем изолированном помещении на отметке основного обслуживания. В отдельных обоснованных случаях допускается установка в одном помещении щитов управления большего или меньшего числа блоков.

12.2.1.7 В составе блочного щита управления должен быть выделен оперативный контур управления, где размещаются пульты и панели с основными и резервными средствами оперативного контроля и управления энергоблока. В остальной части (или помещениях) БЩУ должны размещаться неоперативные устройства ПТК, неоперативные шкафы и панели резервных устройств контроля и управления.

На блочных щитах управления или вблизи них должны размещаться средства наладки, диагностики и реконфигурации ПТК АСУ ТП.

В помещениях БЩУ должны быть предусмотрены электрическое питание, заземление, защита от воздействия электрических и магнитных полей для обеспечения работоспособности ПТК в соответствии с техническими условиями на устройства ПТК.

12.2.1.8 Необходимость устройства кабельного этажа под помещениями щитов управления определяется конкретным техническим решением по кабельным коммуникациям щитов управления.

12.2.1.9 При установке устройств ПТК в цеховых условиях (в соответствии с техническими условиями разработчика ПТК) следует исключить несанкционированный доступ к аппаратуре контроля и управления.

12.2.2 Для электростанций с поперечными связями должны предусматриваться следующие посты управления:

- главный щит управления (ГЩУ);

- групповые щиты управления (ГрЩУ);

- шиты управления (ЩУ) вспомогательных цехов (топливно-транспортного, водоподготовки, очистных сооружений);

- местные щиты управления (МЩУ) различных агрегатов энергоблока (котлоагрегата, турбоагрегата, питательных насосов и т.п.), а также общестанционных технологических установок (компрессорной, электролизерной, ГРП, ППГ и др.), не имеющие постоянного оперативного персонала и предназначенные для проведения предпусковых и пусковых операций и периодического контроля за работой оборудования.

12.2.2.1 С главного щита управления производится управление генераторами и элементами главной схемы электрических соединений, включая питающие элементы собственных нужд 3-10 кВ (объем управления указан в разделе 5).

На ГЩУ предусматривается вывод информации о работе основных агрегатов, а также обобщенный контроль за работой общестанционных установок и управление ими в случаях, предусмотренных нормативными документами (например, управление общестанционной циркуляционной насосной, аварийное отключение мазутных насосов).

12.2.2.2 Управление циркуляционными насосами может выполняться с ГрЩУ в случае организации только одного ГрЩУ на электростанции.

Управление ППГ или ГРП предусматривается со щита управления одного из котлов или группы котлов (ГрЩУ) при сохранении возможности управления ими со щита ППГ или ГРП.

12.2.2.3 Количество котлоагрегатов и турбоагрегатов, управляемых с одного ГрЩУ, как правило, не должно превышать четырех. Групповые щиты управления котлами и турбинами располагаются в одном изолированном помещении по возможности центрально к обслуживаемым агрегатам. Из этого помещения организуется также управление питательными насосами, деаэраторами, РОУ, другими вспомогательными установками.

12.2.3 Управление общестанционным оборудованием, находящимся вне главного корпуса (топливоподача, мазутонасосная, пиковая котельная, водоподготовка, золоудаление, электролизерная, компрессорная и др.) и контроль работы этого оборудования осуществляются со щитов управления, расположенных в помещениях, где это оборудование установлено или непосредственно по месту установки соответствующих механизмов.

Во всех случаях, за исключением топливоподачи, водоподготовки и пиковой котельной, контроль и управление выполняются исходя из отсутствия на этих участках постоянного дежурного обслуживающего персонала, вследствие чего при появлении неисправности в работе оборудования, на центральный (главный) щит управления подается обобщенный для каждого участка сигнал. Расшифровка причин появления сигнала осуществляется в помещении соответствующего участка.

12.2.4 В тракте топливоподачи следует автоматизировать управление механизмами и процесс загрузки бункеров топливом. Управление механизмами топливоподачи выполняется с центрального щита топливоподачи, располагаемого в изолированном от тракта топливоподачи помещении на отдельном фундаменте.

Щит управления размораживающим устройством должен располагаться в изолированном помещении.

12.2.5 На водоподготовительных установках (ВПУ) должна предусматриваться автоматизация технологических процессов, режимов регенерации и промывки фильтров, а также процесса нейтрализации сточных вод.

 

Электрическое освещение

13.1 Проектирование электрического освещения зданий и сооружений тепловых электростанций должно выполняться в соответствии с требованиями главы СНиП 23-05 «Естественное и искусственное освещение», Правил устройства электроустановок (ПУЭ), главы СНиП 3.05.06 «Электротехнические устройства», нормативных документов по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий, а также комплекса инженерно-технических средств охраны на объектах электроэнергетики.

13.2 Уровни освещенности помещений тепловых электростанций и открытых участков территории следует принимать в соответствии с требованиями главы СНиП 23-05 «Естественное и искусственное освещение».

13.3 В проектах электроосвещения следует рассматривать технико-экономическую целесообразность использования различных типов ламп.

13.4 В соответствии со СНиП 23-05 для помещений тепловых электростанций следует выполнять два вида аварийного освещения: безопасности и эвакуационное.

Для аварийного освещения безопасности светильники должны выделяться из числа светильников общего освещения и подключаться к сети аварийного освещения. Кроме того, для продолжения работ в случае аварии с потерей переменного тока следует выполнять местное аварийное освещение с установкой светильников на важнейших рабочих местах (щитов управления турбин, котлов, насосов, водо- и масломерных стекол, подшипников турбогенераторов, тахометров турбин и т.д.), подключенных к сети аварийного освещения.

Для аварийного освещения, обеспечивающего возможность эвакуации персонала, следует использовать светильники как общего аварийного освещения безопасности, так и специально устанавливаемые светильники обеспечивающие освещение путей эвакуации.

13.5 Питание сети аварийного освещения в главном корпусе при нормальном режиме работы электростанции следует предусматривать от сети переменного тока с автоматическим переключением этой сети на независимый источник питания (аккумуляторную батарею, дизель-генератор и т.п.) при исчезновении питания от основного источника.

Для помещений вспомогательных зданий и сооружений сеть аварийного и эвакуационного освещения присоединяется к источнику питания, независимому от источника питания рабочего освещения.

13.6 Напряжение в осветительной сети следует принимать 380/220 В с глухозаземленной нейтралью. Напряжение источников света - 220 В.

Напряжение сети освещения с лампами накаливания всех теплофикационных туннелей, а также кабельных туннелей высотой менее 2,5 м не должно превышать 42 В.

13.7 Во всех зданиях и сооружениях следует предусматривать стационарную сеть штепсельных розеток на напряжение 12 В.

Допускается принимать напряжение 220 В для ламп местного аварийного освещения при установке специальных светильников, удовлетворяющих требованиям ПУЭ.

             

Приложение А

(справочное)

 

Приложение 5

 

 

Национальный стандарт

 

Единая энергетическая система и технологически изолированные

территориальные электроэнергетические системы

 

 Проектирование объектов электроэнергетики

 

 

 Нормы технологического проектирования

тепловых электрических станций

Электрическая часть

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
	НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р Проект, первая редакция

 

Единая энергетическая система

и технологически изолированные

 территориальные электроэнергетические системы

 

 

Проектирование объектов электроэнергетики

 

НОРМЫ

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: