НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-750 кВ

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-750 кВ

 

СО 153-34.20.122-2006

 

ОКС 29.240.10

 

 

Предисловие

 

Цели и принципы стандартизации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184 - Ф3 «О техническом регулировании».

 

Сведения о стандарте

 

РАЗРАБОТАН ОАО «Институт «Энергосетьпроект» при участии ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Фирма «ОРГРЭС», ФГУП «Отделение дальних передач», ОАО «РОСЭП», филиала ОАО «СевЗапНТЦ» «Севзапэнергосетьпроект – Западсельэнергопроект», ОАО «Институт «Томскэнергосетьпроект», ОАО «Институт «Нижегородскэнергосетьпроект», ОАО «Дальэнергосетьпроект» и ОАО «Восточно-Сибирский Энергосетьпроект».

 

ВНЕСЕН Департаментом систем передачи и преобразования электрической энергии ОАО «ФСК ЕЭС».

 

УТВЕРЖДЕН Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.06 № 187, приказом ОАО «Институт «Энергосетьпроект» от 03.07.06 № 18эсп.

 

 

Руководитель организации-разработчика – ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»,

 

Генеральный директор В.Ф.                                                   Ситников

 

Руководитель разработки

 

Главный инженер                                                             В.А. Воронин

 

Исполнитель

 

Начальник ПТД                                                           В.Н. Подъячев

 

 

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

1.1. Нормы технологического проектирования подстанций (НТП ПС) устанавливают основные требования по проектированию подстанций и переключательных пунктов переменного тока ОАО «ФСК ЕЭС» с высшим напряжением 35-750 кВ.

1.2. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструкции (ТПВ и РК) подстанции (ПС) и переключательные пункты (ПП) напряжением 35-750 кВ.

При проектировании расширения, ТПВ и РК ПС с учетом существующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных сооружений допускаются обоснованные отступления от настоящих норм, согласованные на стадии формирования задания на проектирование с электросетевыми компаниями. Указанное не распространяется на требования, связанные с техникой безопасности, пожаробезопасностью и экологией, отступление от которых согласовывается в установленном порядке.

При проектировании ПС и ПП следует руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ), настоящими «Нормами», нормативными документами, указанными в приложении 2.

1.3. При проектировании подстанций должно быть обеспечено:

1.3.1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей.

1.3.2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню.

1.3.3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ.

1.3.4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат.

1.3.5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды.

1.3.6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций.

1.3.7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

1.4. Проектная документация на новое строительство, техническое перевооружение и реконструкцию подстанций разрабатывается с учетом утвержденных обоснований инвестиций, на основании утвержденного в установленном порядке задания на проектирование. В случае, когда в качестве альтернативы техперевооружению действующей подстанции имеется вариант новой подстанции, разработке проектной документации должно предшествовать выполнение технико-экономического обоснования (ТЭО).

1.5. Проектирование ПС должно выполнятся на основании утвержденных схем:

- развития энергосистемы;

- развития электрических сетей района, города;

- внешнего электроснабжения объекта;

- ремонта, технического и оперативного обслуживания энергосистемы;

- развития средств управления общесистемного назначения, включающие релейную защиту и автоматику (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития АСДУ ОЭС, АИИС КУЭ;

- организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.

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

- район размещения ПС;

- нагрузки на расчетный период и их рост на перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям (в %);

- число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов; соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

- уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;

- число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 6, 10, 35 кВ и их нагрузки – по данным заказчика);

- рекомендации по схемам электрических соединений ПС;

- режимы заземления нейтралей трансформаторов;

- места установки, число и мощность шунтирующих реакторов, конденсаторных батарей, управляемых средств реактивной мощности и других средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше;

- места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и ниже (по данным заказчика);

- требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);

- требования к средствам управления общесистемного назначения;

- расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.

1.7. При разработке вопросов организации ремонта, технического и оперативного обслуживания электросетевых компаний учитываются следующие исходные данные:

- форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;

- технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС.

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

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

- количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.

1.9. Из схем управления общесистемного назначения принимаются следующие данные:

- объемы проектирования устройств релейной защиты и вторичных цепей самой ПС (при новом строительстве, расширении, ТПВ и РК) и ПС прилегающей сети;

- объемы проектирования средств ПА, АРЧМ, АРН прилегающей сети;

- данные о необходимости установки дополнительных коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов.

1.10. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п.п. 1.5-1.9, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать при выполнении обоснований инвестиций или уточнить в составе проекта (рабочего проекта) ПС в виде самостоятельных разделов.

1.11. Проект (рабочий проект) ПС должен выполнятся на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

1.12. При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует рассматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с:

- требованиями и рекомендациями «Правил устройства электроустановок» (1), «Методических рекомендаций по проектированию энергосистем (6), а также других отраслевых норм и инструкций по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения;

 - выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей энергосистемы, или ее отдельных элементов, а также проектной документацией на строительство отдельных электросетевых объектов, если их осуществление сохраняет свое значение и целесообразность в условиях изменений, произошедших после утверждения схемы сети (проекта объекта) или ввода в работу первой очереди объекта;

обеспечением законодательства в области охраны окружающей среды и сбережения энергоресурсов.

1.12.1. При решении вопросов присоединения проектируемой (реконструируемой, расширяемой) ПС к сети энергосистемы изучается:

экономическая эффективность принимаемых решений;

- важность рассматриваемого объекта электрической сети для энергосистемы. При этом следует учитывать влияние рассматриваемого объекта на условия работы других электрических объектов, а также электрической сети в смежных энергосистемах и обеспечение транзитных перетоков мощности и электроэнергии;

финансовых возможностей, обеспечивающих проведение работ по реконструкции и техническому перевооружению.

1.12.2. При проектировании новой или реконструируемой ПС основной сети (как правило, электрическая сеть напряжением 330 кВ и выше) должна обеспечиваться:

пропускная способность сети в отдельных сечениях межсистемных связей с учетом транзитных перетоков мощности (в соответствии с требуемыми значениями);

система резервирования внешнего электроснабжения отдельного энергоузла без ограничения его максимальной нагрузки;

выдача полной мощности электростанций к узловым ПС энергосистемы.

1.12.3. В распределительной сети энергосистемы строительство новой ПС или техническое перевооружение существующей сети должно быть направлено на обеспечение:

необходимой надежности, построения схем электрической сети, при которой обеспечиваются требования ПУЭ, а также отраслевых норм;

требований нормативных документов и инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);

оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;

исключения перегруженных участков электрической сети с целью снижения потерь электроэнергии (ликвидация «очагов» потерь);

ограничения токов к.з.

1.13. Объем технического перевооружения и реконструкции подстанции определяется комплексной комиссией на основании документов, подготовленных по результатам полного обследования и оценки технического состояния подстанции и утвержденных в установленном порядке, в соответствии с Указанием «Об организации работ по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей» (5).

1.13.1. При проектировании технического перевооружения и реконструкции подстанций должны быть устранены дефекты, неисправности и повреждения оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий, сооружений, а также изменены все технические решения, которые не соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при эксплуатации подстанций.

Допускается оставлять без изменений конструкции и технические решения, принятые на существующей подстанции, если, несмотря на их несоответствие нормам, действующим на момент технического перевооружения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности при производстве соответствующих работ, и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий.

1.13.2. Работоспособность оборудования и конструкций, оставляемых для дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях, должна подтверждаться проведением соответствующих испытаний с учетом его состояния.

Оборудование с истекшим сроком службы, как правило, должно заменяться новым.

1.13.3. Применяемые на ПС силовое оборудование, устройства РЗА, ПА, АСУТП и связи, АИИС КУЭ, АСДТУ, систем диагностики, а также программно-технические комплексы и программное обеспечение систем АСТУ должны быть аттестованы в установленном в ОАО «ФСК ЕЭС» порядке (72).

 

Заземление.

5.3.1. Проектирование заземляющих устройств следует выполнять в соответствии с требованиями ПУЭ 7-е издание и нормированием по допустимому напряжению прикосновения или по допустимому сопротивлению, а также с учетом требований по снижению импульсных помех для обеспечения работы релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи. Выбор нормирования определяется расчетом.

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

При реконструкции необходимо проверять состояние контура заземления ПС и, в случае необходимости, выполнять его усиление в соответствии с требованиями ПУЭ, методических указаний по контролю состояния заземляющих устройств (15) и требованиями по снижению импульсных помех для обеспечения работы релейной защиты, автоматики, телемеханики и связи (36).

ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК, ОСВЕЩЕНИЕ

 

Собственные нужды.

6.1.1. На всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Для однотрансформаторных ПС (в том числе комплектных ПС заводского изготовления) питание второго трансформатора собственных нужд обеспечивается от местных электрических сетей, а при их отсутствии второй трансформатор собственных нужд включается аналогично первому.

От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.

Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)

На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

На подстанциях 330 кВ и выше следует предусматривать резервирование питания собственных нужд от третьего независимого источника питания.

6.1.2. Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины 0, 4 кВ, должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности их загрузки, а также перегрузочной способности.

Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 0, 4 кВ, должна быть не более 630 кВА для ПС 110-220 кВ и не более 1000 кВА для ПС 330 кВ и выше.

6.1.3. На двухтрансформаторных ПС 110-750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это питание в дальнейшем допускается сохранять.

На двухтрансформаторных ПС в начальный период их работы с одним трансформатором в районах, где второй трансформатор собственных нужд невозможно питать от сети другой ПС, допускается устанавливать один рабочий трансформатор собственных нужд, при этом второй должен быть смонтирован и включен в схему ПС.

На двухтрансформаторных ПС 35-220 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при отсутствии на них СК, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов допускается устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор собственных нужд должен быть смонтирован и включен в схему ПС.

6.1.4. При подключении одного из трансформаторов собственных нужд к внешнему независимому источнику питания необходимо выполнять проверку на предмет отсутствия сдвига фаз.

6.1.5. На ПС с постоянным оперативным током (в том числе при наличии ШУОТ) трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ, а при отсутствии этих РУ к обмотке НН основных трансформаторов.

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

В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние следует присоединять к ВЛ, питающим ПС.

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

Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд должно осуществляться через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.

Кабельное хозяйство.

6.2.1. Прокладка кабельных трасс должна осуществляться наземным или надземным способом (62).

6.2.2. Замена силовых и контрольных кабелей, находящихся в неудовлетворительном состоянии осуществляется с учетом фактического состояния и результатов профилактических испытаний.

Прокладка новых или замена пришедших в негодность контрольных кабелей должна выполняться с обязательной реконструкцией кабельных трасс.

6.2.3. Кабели должны применяться с изоляцией, не распространяющей горение (с индексом НГ-LS).

6.2.4. На ОРУ кабели должны прокладываться, как правило, в наземных лотках и металлических коробах необходимой прочности и долговечности (62).

Применение кабельных каналов и тоннелей должно иметь специальное обоснование. Не следует применять лотки в местах проезда механизмов для производства ремонтных работ между фазами оборудования.

При применении лотков должен обеспечиваться проезд по ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимый для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ.

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

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

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 следует предусматривать запас емкости для дополнительной прокладки кабелей порядка 15 % от количества, предусмотренного на расчетный период.

6.2.5. На ПС 220-750 кВ кабельные потоки от распределительных устройств различных напряжений, трансформаторов, а также от присоединений подключенных к разным секциям распределительного устройства одного напряжения должны прокладываться 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.

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

6.2.7. Расположение кабельных каналов и прокладку кабелей следует выполнять с учетом требований по электромагнитной совместимости.

6.2.8. При проходе кабелей через стены и фундаменты используются огнестойкие блоки из разных элементов противопожарных преград.

6.2.9. На ПС 110 кВ и выше, на которых установлены два (авто) трансформатора, компоновка кабельного хозяйства должна быть выполнена таким образом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве или вне его вероятность выхода из строя двух (авто)трансформаторов была бы минимальной.

6.2.10. При замене устройств релейной защиты, автоматики, телемеханики АСУТП и связи на новые устройства, выполненные на микропроцессорной или микроэлектронной базе и имеющие высокую чувствительность к импульсным помехам, необходимо руководствоваться рекомендациями по защите вторичных цепей от импульсных помех (36).

6.2.11. В целях повышения надежности и полноценного дублирования основные и резервные защиты (либо два комплекта защит) должны быть разделены по цепям переменного тока и напряжения, по цепям оперативного тока и исполнительным цепям путем размещения их в разных кабелях, а также, по возможности, по разным трассам.

Оперативный ток.

6.3.1. Оперативный постоянный ток.

6.3.1.1. На ПС напряжением 110 кВ. (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного ток (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких подстанциях (далее: на ПС 110 кВ и выше) допускаются только по требованию заказчика. При этом заказчик должен дать требования для проектирования.

6.3.1.2. Система ОПТ должна интегрировать в единое целое:

- источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядно-подзарядных устройств (ЗПУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

- приемно-распределительные щиты постоянного тока (ЩПТ) по числу АБ;

- потребители постоянного тока (ППТ), в том числе:

- устройства релейной защиты и автоматики;

- цепи управления высоковольтными аппаратами;

- устройства противоаварийной автоматики;

- АСУ ТП;

- устройство аварийного освещения;

- устройства связи (резерв);

- другие потребители.

- кабели вторичной коммутации.

6.3.1.3. На ПС 110 кВ и выше систему ОПТ рекомендуется выполнять по одному из следующих вариантов:

- централизованная – две АБ для питания ППТ;

- децентрализованная – с установкой отдельных АБ, для питания ППТ одного или нескольких присоединений, расположенных в помещениях релейных щитов, приближенных к первичному оборудованию.

6.3.1.4. При реконструкции ПС, с установкой микропроцессорных защит допускается в дополнение к существующей системе ОПТ устанавливать новую систему ОПТ для питания только реконструируемой части ПС. В дальнейшем по мере замены оборудования и кабелей вторичной коммутации на новые все потребители будут переведены на новую систему ОПТ.

6.3.1.5. Организация питания постоянным оперативным током устройств РЗА и электромагнитов отключения выключателей должна обеспечивать:

- при аварийном отключении любого защитного аппарата или обесточении любой секции СОПТ, сохранение в работе хотя бы одного устройства РЗА от всех видов КЗ на защищаемом присоединении 110 кВ и выше и отключение любого выключателя 110 кВ и выше;

- отстройку от максимальной нагрузки и селективную работу защитных устройств СОПТ при КЗ в её цепях;

- сохранение в работе без перезагрузки терминалов РЗА и ПА, подключенных к неповрежденным присоединениям ЩПТ;

6.3.1.6. Индивидуальные автоматические выключатели цепей управления, релейной защиты и автоматики рекомендуется устанавливаться в отдельных шкафах (панелях) питания оперативным током. При этом не допускается питание от одной секции этих шкафов микропроцессорных терминалов и цепей выходящих за пределы ОПУ.

6.3.1.7. Аккумуляторная батарея должна:

- быть закрытого исполнения;

- при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после 2-часового разряда током нагрузки. Допускается, по требованию заказчика, увеличение времени автономной работы АБ. Величина этого времени должно быть указано в техническом задании.

6.3.1.8. Н а ПС 110 кВ и выше рекомендуется применять АБ со сроком службы не менее 20 лет.

6.3.1.9. Каждая из двух АБ, устанавливаемых на ПС должна выбираться с учетом суммарной нагрузки двух АБ.

6.3.1.10. Зарядно-подзарядные агрегаты (ЗПА) должны выбираться совместно с АБ для обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к ЗПА, необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы. При этом ЗПА должны обеспечивать:

- уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превышения напряжения выше допустимого для всех ППТ;

- уровень пульсаций не более значений, допустимых по условиям работы ППТ;

- параллельную работу нескольких ЗПА на общую нагрузку или работу одного из ЗПА в режиме «горячего» резерва (отключение по любой причине одного из ЗПА не должно приводить к потере подзаряда АБ).

6.3.1.11. Система ОПТ должна иметь трех- или двухуровневую систему защиты:

- нижний уровень – защита цепей питания непосредственных потребителей (устройства РЗА, ПА, цепи управления выключателями и т.п.). Для нижнего уровня защиты рекомендуется применение автоматических выключателей;

- средний уровень – защита цепей, питающих шинки непосредственных потребителей;

- верхний уровень - защита шинок щита постоянного тока на вводе АБ.

Вариант двух уровневой защиты СОПТ возможен при децентрализованной системе оперативного постоянного тока.

Защитные аппараты, устанавливаемые в пределах каждого уровня системы ОПТ, должны быть однотипными.

6.3.1.12. Защита СОПТ должна:

- выполняться с использованием в качестве защитных аппаратов: автоматических выключателей, предохранителей. Конструктивное выполнение защитных аппаратов должно обеспечивать их безопасное обслуживание;

- обеспечивать селективность всех уровней во всем диапазоне токов короткого замыкания;

- время отключения КЗ в СОПТ должно определяться с учетом:

- при снижении напряжения на не поврежденных фидерах, питающих микропроцессорные терминалы, ниже напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения КЗ должно быть менее допустимого времени перерыва питания терминалов;

- при снижении напряжения на не поврежденных фидерах, питающих микропроцессорные терминалы, выше напряжения перезагрузки этих терминалов время отключения КЗ должно определяться термической стойкостью соединительных проводов и кабелей;

- обеспечивать чувствительность к дуговым коротким замыканиям основной зоне и в зоне резервирования.

- обеспечивать резервирование защиты более низкого уровня защитами более высокого уровня;

6.3.1.13. Требования к щиту постоянного тока:

- для каждой аккумуляторной батареи должен предусматриваться отдельный щит постоянного тока;

- каждый ЩПТ должен иметь достаточное количество защитных устройств, секций для выполнение регламентных работ в системе ОПТ без отключения АБ (замена защитных устройств, снятие характеристик АБ и т. п.);

- каждый ЩПТ должен иметь секционные разъединители для перевода нагрузки с одной секции на другую в пределах одного ЩПТ;

- объединение секций разных АБ должно выполняться через два последовательно включенных коммутационных аппарата.

6.3.1.14. На каждом ЩПТ должны быть предусмотрены устройства сигнализации и контроля, выполняющие следующие функции:

- регистрации аналоговых и дискретных сигналов аварийных событий в системе ОПТ;

- регистрации аналоговых величин нормального режима с дискретностью не более 1 сек;

- контроля напряжения на шинках постоянного тока и выдача сигнала о его повышении или понижении;

- контроля уровня пульсации напряжения на секции и выдача сигнала при увеличении;

- уровня пульсации выше заданной уставки;

- контроля АБ и зарядно подзарядных агрегатов;

- контроля сопротивления изоляции цепей оперативного тока;

- автоматизированного поиска замыканий на землю в сети постоянного тока;

- автоматического определения поврежденного (замыкание на землю) присоединения ЩПТ;

- контроля целостности всех предохранителей и аварийного отключения любого автоматического выключателя;

- генерирования «мигающего света» (при необходимости).

6.3.2. При выполнении на реконструируемых ПС электромагнитной блокировки разъединителей, независимо от наличия АБ на ПС, должны предусматриваться выпрямительные блоки питания от сети СН 0, 4 кВ для питания цепей оперативной блокировки.

Цепи питания РЗ не допускается объединять с цепями питания оперативной блокировки, а цепи питания микропроцессорных устройств РЗ еще и с цепями питания двигателей постоянного тока.

6.3.3. Выпрямленный оперативный ток.

6.3.3.1. Для организации выпрямленного оперативного тока должны быть использованы стабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к трансформаторам напряжения на стороне ВН подстанции и токовые блоки питания, подключаемые ко вторичным цепям отдельностоящих трансформаторов тока на стороне ВН ПС.

При необходимости, которая определяется расчетом, должна предусматриваться установка дополнительного блока стабилизированного напряжения, подключенного к трансформатору собственных нужд, который принимает на себя часть нагрузки оперативных цепей в нормальном режиме работы.

6.3.3.2. Для питания цепей сигнализации могут применяться нестабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к секциям щита собственных нужд. Блоки должны работать параллельно на шинки сигнализации.

6.3.3.3. Для питания оперативных цепей защиты, управления и автоматики на ПС все блоки питания тока и стабилизированного напряжения должны работать параллельно на шинки оперативного тока.

Должны быть организованы шинки несглаженного и сглаженного напряжения. Шинки сглаженного напряжения должны питаться через фильтры, установленные в блоках стабилизированного напряжения и предназначаться для питания устройств на микропроцессорной (микроэлектронной) элементной базе с требованиями к пульсации напряжения соответствующими допустимому уровню для указанных устройств.

Должно быть предусмотрено секционирование рубильником шинок питания выпрямленным оперативным током.

6.3.3.4. Защита шинок оперативного тока должна выполняться при помощи автоматических выключателей и обеспечивать селективную работу с вводными автоматами блоков напряжения и индивидуальными автоматами устройств защиты, автоматики и управления элементов ПС и отходящих линий.

Должна быть обеспечена чувствительность всех защитных элементов в конце смежного участка сети выпрямленного тока.

Расчеты чувствительности и селективности автоматических выключателей должны быть выполнены в соответствии с (39).

6.3.4. Переменный оперативный ток.

6.3.4.1. С целью повышения надежности ПС на переменном оперативном токе, система оперативного переменного тока подстанции должна выполняться с учетом следующих положений:

питание шинок оперативного переменного тока должно осуществляться от двух секций СН 0, 4 кВ через раздельные трансформаторы с АВР между линиями питания;

на шинках должно предусматриваться устройство контроля изоляции;

АВР линий питания должно быть выполнено при помощи магнитных пускателей, обеспечивающих динамическую стойкость к токам КЗ в системе оперативного тока. Питание катушек магнитных пускателей должно быть выполнено от устройства бесперебойного питания;

питание электродвигателей заводки пружин приводов выключателей должно осуществляться от шинок, образованных от шин СН;

из схемы питания оперативным током должны быть исключены стабилизаторы напряжения типа С-3С;

для обеспечения надежного действия АЧР при снижении напряжения в сети питание устройства АЧР должно осуществляться от устройства бесперебойного питания.

6.3.4.2. Должна быть обеспечена чувствительность всех защитных элементов при повреждении в конце смежного участка сети.

6.3.4.3. Организация цепей оперативного переменного тока и расчеты по обеспечению селективности и чувствительности защитных аппаратов схемы питания цепей защиты и управления должны быть выполнены в соответствии с действующими рекомендациями (40, 41).

6.3.4.4. В качестве источников переменного оперативного тока для питания цепей защиты и управления должны использоваться трансформаторы тока и предварительно заряженные конденсаторы.

При этом применяются:

схемы с дешунтированием для отключения выключателей 6, 10, 35 кВ;

схемы с действием от предварительно заряженных конденсаторов для отключения выключателей.

Освещение.

6.4.1. Устройства освещения ПС должны соответствовать требованиям ПУЭ 7-е издание, раздел 6. Освещение ПС подразделяется на рабочее, аварийное и охранное.

6.4.2. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное, ремонтное и местное освещение.

6.4.3. Аварийное освещение предусматривается только на ПС с оперативным постоянным током.

6.4.4. Охранное освещение предусматривается по периметру ПС, имеющих военизированную или сторожевую охрану, а также на ПС, оборудованных охранной сигнализацией.

6.4.5. Ремонтное освещение необходимо питать от установленного понижающего трансформатора с выполнением стационарной сети напряжением 42 В или 12 В в соответствии с требованиями ПУЭ.

6.4.6. Источники света для рабочего освещения ОРУ (прожекторы и другие мощные источники света) следует устанавливать группами на высоких сооружениях (опоры, молниеотводы, порталы ОРУ и т.п.) или на специальных прожекторных мачтах.

 

Общие принципы построения.

9.1.1. Релейная защита и автоматика (РЗА) должна проектироваться в соответствии с ПУЭ и настоящими нормами, руководствуясь более жесткими требованиями, содержащимися в указанных документах.

При новом строительстве, ТПВ и РК должны применяться современные устройства РЗА отечественного или иностранного производства, рекомендованные к применению в ОАО «ФСК ЕЭС».

9.1.2. Отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного оборудования - шин, автотрансформаторов, реакторов, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения.

9.1.3. Ввод элемента сети после его отключения от устройств релейной защиты должен выполняться, как правило, автоматически, за исключением случаев отключения поврежденного оборудования, не допускающего автоматического повторного включения (например, автотрансформаторы, реакторы, а также, если этого требует производитель, комплектные распределительные устройства с элегазовой изоляцией).

9.1.4. Состав и построение защит и автоматики каждого элемента сети 110 кВ и выше должны отвечать требованиям ближнего резервирования и при выводе из работы любого устройства по любой причине должны:

- обеспечивать сохранение функций защиты данного элемента сети от всех видов повреждений;

- исключать необходимость его вывода из работы.

9.1.5. Количество трансформаторов тока, вторичных обмоток и их классы точности должны обеспечивать раздельное подключение устройств РЗА и систем измерений (контроллеров АСУ ТП, автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии, мониторинга оборудования и других).

Основные и резервные защиты каждого элемента сети должны включаться на разные вторичные обмотки трансформаторов тока.

9.1.6. Должно предусматриваться резервирование защит по цепям напряжения с ручным переводом цепей на другой ТН. Как правило, на ВЛ 330-750 кВ устанавливаются по два ТН.

9.1.7. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) должна подключаться к отдельной вторичной обмотке ТН.

9.1.8. При наличии двух электромагнитов отключения действие устройств РЗА должно предусматриваться, как правило, на оба электромагнита.

9.1.9. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов должна предусматриваться резервная защита, предназначенная для обеспечения дальнего резервирования. Если дальнее резервирование не обеспечивается, должны предусматриваться меры по усилению ближнего резервирования. Например, применение дополнительного комплекта защит на присоединении, при повреждении которого не обеспечивается дальнее резервирование.

9.1.10. При наличии АСУ ТП на подстанции устройства РЗА должны быть интегрированы в систему.

9.1.11. Оперативное управление МП РЗА должно предусматриваться:

- по месту - с помощью переключающих устройств, устанавливаемых в шкафах (или на дверях шкафов) РЗА;

- дистанционно – с помощью средств АСУ ТП.

Положение всех переключающих устройств, параметры устройств РЗА и их изменение должно регистрироваться в устройствах РЗА и фиксироваться в АСУ ТП.

9.1.12. Каналообразующая аппаратура для передачи команд РЗА, в том числе совмещенная аппаратура передачи команд РЗА, ПА и связи, и устройства РЗА должны размещаться, как правило, в одном помещении.

9.1.13. Схемы подключения вторичных цепей к дискретным входам микропроцессорных устройств РЗА, через которые производится отключение первичного оборудования, должны обеспечивать работу устройств контроля изоляции сети постоянного оперативного тока при замыканиях на землю в этих цепях.

Защита шин (ошиновок).

9.8.1. Защита шин (ошиновок) 330-750 кВ должна выполняться с использованием двух независимых комплектов дифференциальной токовой защиты.

9.8.2. Защита систем (секций) шин 110-220 кВ должна выполняться, как правило, с использованием одного комплекта дифференциальной токовой защиты. Защита комплектных РУ 110-220 кВ с элегазовой изоляцией - с использованием двух комплектов дифференциальной защиты.

9.8.3. Защита систем (секций) шин 35 кВ может выполняться с использованием одного комплекта дифференциальной токовой защиты. При отсутствии питания со стороны сети 35 кВ допускается использовать логическую защиту.

9.8.4. Дифференциальная защита шин (ошиновок) должна иметь устройство контроля исправности цепей переменного тока.

Релейная защита и автоматика на обходном выключателе (ОВ).

9.12.1. На ОВ должен быть предусмотрен комплект ступенчатых защит (дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности) и АПВ для переводимых на ОВ присоединений, аналогичный комплекту, используемому в нормальном режиме эксплуатации присоединения, а также УРОВ ОВ. Целесообразно использовать возможности устройств РЗА ОВ по изменению групп уставок.

Релейная защита и автоматика на шиносоединительном (ШСВ) и секционном (СВ) выключателях 110 кВ и выше.

9.13.1. На ШСВ и СВ должна быть предусмотрена ступенчатая защита от междуфазных КЗ и от однофазных КЗ.

9.13.2. На ШСВ (СВ) должно быть предусмотрено однократное АПВ.

ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА

 

10.1. Разработка противоаварийной автоматики (ПА) в проекте новой или реконструируемой ПС должна выполняться на основе результатов расчётов устойчивости энергосистемы. Для этого должны быть выполнены расчёты статической и динамической устойчивости с учётом существующих требований «Методических указаний по устойчивости энергосистем» [19]. На основании анализа результатов расчётов устойчивости должна быть разработана структурная схема комплекса ПА региона или скорректирована существующая структурная схема. В соответствии с новой структурной схемой комплекса ПА региона выполняется размещение требующихся устройств ПА на проектируемой (или реконструируемой) ПС и на других связанных с ней ПС.

При проектировании противоаварийной автоматики (ПА) должны учитываться требования «Руководящих указаний по противоаварийной автоматике энергосистем» [20]. При этом целесообразно придерживаться существующей концепции иерархического построения ПА.

Новый комплекс ПА региона (в том числе заменяющий устаревший) должен либо вписываться, либо должен допускать в последующем включение его в иерархическую структуру ПА единой энергосистемы России.

По существующей концепции предусматривается выполнение противоаварийной автоматики для предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) системообразующей сети ЕЭС России в виде трёх-четырёх иерархических уровней, выполняющих различные задачи.

Основу составляет второй (или первый) уровень, включающий создание нескольких десятков малых локальных централизованных микропроцессорных комплексов АДВ ПА, каждый из которых осуществляет противоаварийное управление в своём отдельном регионе.

Автоматический расчёт дозировки управляющих воздействий для нескольких локальных устройств АДВ (ЛАДВ), обслуживающих одну объединенную энергосистему, выполняется циклически в региональных устройствах АДВ третьего уровня иерархии (РАДВ), размещаемых в соответствующих ОДУ. Рассчитанная дозировка передаётся по каналам связи и запоминается в локальных устройствах ЛАДВ, работающих нормально в режиме автоматического запоминания дозировки (АЗД), и реализуется при возникновении команд, получаемых от пусковых органов, фиксирующих возмущения.

При отсутствии или при нарушении работы каналов связи устройств ЛАДВ с устройством РАДВ, размещённом в ОДУ, локальные устройства ЛАДВ переводятся в автономный режим расчёта дозировки по табличным или упрощенным алгоритмам с использованием ограниченного объема информации.

Верхний, четвёртый уровень иерархии с устройством ЦКПА предназначается для координации действия централизованных региональных комплексов АПНУ (РАДВ) по линии ЦДУ-ОДУ.

10.2. Для обеспечения требуемой готовности к срабатыванию всего комплекса ПА каналы передачи аварийной и доаварийной информации ПА (ВЧ каналы по проводам ЛЭП; ВОЛС по грозозащитным тросам ЛЭП и др.) должны выполняться дублированными. Причём каналы должны проходить по географически разным трассам. Проектирование каналов связи для ПА должно выполняться в соответствии с «Руководящими указаниями по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах [21].

10.3. Устаревшая морально и физически аппаратура ПА, находящаяся в эксплуатации на подстанциях, должна заменяться технически более совершенной современной аппаратурой отечественного или зарубежного производства с сохранением или c изменением выполняемых ею функций в соответствии с разработанным проектом реконструкции и технического перевооружения ПА.

Зарубежная аппаратура должна позволять устанавливать в ней отечественное прикладное программное обеспечение.

Применяемая новая аппаратура ПА должна иметь стандартные стыки по ГОСТ и МЭК и должна отвечать требованиям по надёжности работы и требованиям по электромагнитной совместимости, (36).

Необходимость реконструкции и технического перевооружения ПА определяется на основе обследования, анализа и оценки её технического состояния.

Физический износ аппаратуры ПА определяется её нормативным сроком службы, установленным техническими условиями, а также увеличением затрат на её обслуживание.

Моральное устаревание эксплуатируемой аппаратуры ПА определяется наличием новой аппаратуры ПА с более высокими техническими характеристиками (селективность, надёжность, диагностика исправности, удобство и простота обращения с ней, интеграция в АСУТП ПС), позволяющими обеспечить более высокую эффективность противоаварийного управления и снижение ущерба.

10.4. Потребность в реконструкции и техническом перевооружении ПА возникает не только при реконструкции и техническом перевооружении ПС, но и при таком изменении режимов работы электрических связей, при котором имеющихся функций ПА недостаточно для предотвращения нарушения устойчивости. В этом случае расширение функций существующей ПА, а также увеличение объёмов и видов её управляющих воздействий, должно быть подтверждено расчетами устойчивости, выполненными с учётом существующих требований «Методических указаний по устойчивости энергосистем».

10.5. Поскольку ПА является системной и затрагивает сразу не только одну вновь проектируемую или реконструируемую ПС, но и несколько других подстанций и электростанций энергосистемы, на которых размещены отдельные устройства ПА, связанные с помощью резервированных каналов связи в один комплекс ПА (АПНУ) района противоаварийного управления, необходимо обеспечить стыковку новых устройств ПА новой ПС со старыми устройствами других существующих подстанций.

Кроме устаревших устройств АПНУ, на подстанциях должны заменяться устаревшие и выработавшие ресурс отдельные устройства ПА, такие как АЛАР, АОПН, АОСН, АОПО, АОСЧ (АЧР и ЧАПВ), предназначенные для прекращения развития аварии в энергосистеме и ограничения отклонений частоты и напряжения. Замена этих местных устройств ПА новыми может предусматриваться отдельно от всего комплекса ПА (АПНУ) района энергосистемы при реконструкции и техническом перевооружении релейной защиты, системы управления, телемеханики и связи на каждой отдельной ПС.

10.6. Должны быть определены требования противоаварийной автоматики к главной схеме электрических соединений новой (или реконструируемой) ПС и связанных с ней других действующих подстанций в части простоты и надёжности реализации возникших новых управляющих воздействий ПА, например таких, как деление системы, отключение только специально выделенной из общего объёма неответственной нагрузки потребителей и др. Эти требования должны быть согласованы с Генеральными проектировщиками этих подстанций.

10.7. Проект реконструкции и технического перевооружения ПА может выполняться как в составе проекта реконструкции и технического перевооружения отдельной ПС, так и по отдельному самостоятельному титулу.

Задания на проектирование реконструкции и технического перевооружения ПА района должно быть согласовано с Системным оператором (ОДУ, ЦДУ ЕЭС) и ОАО «ФСК ЕЭС».

10.8. При оценке объёмов реконструкции и технического перевооружения ПА должны учитываться все устройства ПА, размещённые на объектах электрической сети, принадлежащих разным хозяйствующим субъектам.

Реконструкция и техническое перевооружение этих устройств ПА, являющихся неотъемлемой частью системной противоаварийной автоматики, должна координироваться или должна вестись одновременно.

10.9. Разработка проекта реконструкции и технического перевооружения ПА в зависимости от сложности задачи должна выполняться в один или в два этапа. При двухстадийном проектировании выполняется проект и рабочая документация. При одностадийном проектировании выполняется рабочий проект, имеющий в своем составе утверждаемую часть и рабочую документацию. В составе проекта должны быть приведены требования к аппаратуре для тендерной документации. Разработка рабочей документации должна выполняться после проведения тендера.

10.10. В проекте должна быть выполнена разработка оптимального плана реконструкции и технического перевооружения устаревшего комплекса АПНУ региона, замена его технических средств новыми микропроцессорными средствами с новым программным обеспечением.

При этом следует рассматривать два варианта:

1) одноэтапная замена (с выводом из работы комплекса ПА) центрального устройства и периферийных устройств вместе с аппаратурой каналов связи однотипной аппаратурой;

2) поэтапная замена (без вывода из работы на длительный срок всего в целом комплекса ПА) таких отдельных устройств как:

- устройство автоматической дозировки управляющих воздействий ПА (АДВ) вместе с устройством автоматического запоминания дозировки управляющих воздействий ПА (АЗД); оно должно быть дублированным с целью поэтапной замены;

- устройство контроля мощности в предшествующем режиме (КПР);

- пусковые и исполнительные устройства ПА;

- устройства телемеханики и каналообразующие устройства телепередачи доаварийной и аварийной информации.

Новое устройство АДВ нижнего (первого или второго) уровня иерархии, заменяющее старое и размещаемое, как правило, на узловой ПС системообразующей сети, должно быть снабжено программным обеспечением с табличным или вычислительным алгоритмом выбора управляющих воздействий ПА.

10.11. При сооружении на ПС АСУТП должна предусматриваться интеграция в АСУТП на информационном уровне всех устройств ПА, размещаемых на ПС.

С помощью АСУТП ПС должны осуществляться следующие функции для каждого из устройств ПА:

- отображение и регистрация факта срабатывания и факта неисправности с привязкой к астрономическому времени с разрешающей способностью 1 мс;

- диагностика состояния;

- настройка параметров.

Для осуществления связи устройств ПА и устройств АСУТП требуется, чтобы эти устройства были обеспечены согласованными стандартными стыками по ГОСТ и МЭК.

 

СРЕДСТВА СВЯЗИ

 

12.1. Комплекс средств связи подстанции предназначен для взаимодействия штатного персонала подстанции, в том числе предоставления ему выхода на абонентов сети общего пользования РФ, обеспечения взаимодействия персонала подстанции с персоналом центров управления и ремонтно-эксплуатационного обслуживания, а также для обеспечения возможности информационного обмена в рамках работы систем автоматического и автоматизированного управления энергосистем.

Комплекс средств связи подстанции должен иметь в своем составе:

1. Оборудование внешней связи подстанции (проводной, беспроводной связи, ВЧ связи по линиям электропередачи) с объектами электроэнергетики, которым требуется взаимодействие и информационный обмен с данной подстанцией в технологическом процессе и процессе эксплуатации, а также для диспетчерского, технологического и противоаварийного управления, включая средства связи для передачи сигналов релейной защиты.

Внешняя связь подстанции с объектами электроэнергетики организуется с использованием ресурсов Единой технологической сети связи электроэнергетики.

2. Оборудование систем внутренней связи (видео, компьютерной, телефонной, беспроводной (УКВ и радиодоступ) и громкоговорящей связи).

3. Оборудование системы электропитания.

12.2. Требуемый объем средств передачи информации определяется согласно действующим «Руководящим указаниям по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах», и с учетом обеспечения энергетических объектов необходимыми средствами связи для решения задач диспетчерского, технологического, административно-хозяйственного управления, системной автоматики и релейной защиты, а также ремонтно-эксплуатационного обслуживания.

12.3. При реконструкции и техническом перевооружении должна предусматриваться модернизация средств внешней связи подстанции, организованной по кабельным, радиорелейным линиям связи, ВЧ каналам по ВЛ, УКВ радиосвязи и спутниковой связи, с заменой оборудования и, при необходимости, устройств гарантированного электропитания не только на данной подстанции, но и комплексная замена оборудования на всей протяженности линий связи. На основании этого должен учитываться полный объем работ на сети внешней связи подстанции.

12.4. Комплекс средств внешней и внутренней связи подстанции следует предусматривать, руководствуясь утвержденными перспективными планами развития автоматизированных и автоматических систем управления и систем связи подстанций, а также Генеральной схемой развития Единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ).

12.5. Подстанции, на которых согласно Генеральной схеме развития ЕТССЭ должны организовываться сетевые узлы связи, включая центры автоматической коммутации, оснащаются также оборудованием, соответствующим статусу данного узла связи в Генеральной схеме. Кроме стандартного набора оборудования, обеспечивающего функционирование корпоративных и технологических сетей, на узле связи может устанавливаться ряд дополнительного оборудования, такого как: компоненты систем управления, серверы приложений, баз данных.

12.6. Оборудование комплекса связи должно размещаться в помещении. На подстанциях, не имеющих помещений, оборудование связи должно размещаться в специальном контейнере.

В помещении оборудование должно размещаться в соответствии с действующими ВНТП 112 и НТП РД45.120-2000 Минсвязи РФ, в которых также отражены технологические требования к помещениям и требования к внутристанционной проводке, заземлениям и защите.

Электроснабжение выделенного узла связи должно осуществляться в соответствии с нормативными требованиями и удовлетворять требованиям соответствующих стандартов (48; 49).

12.7. При реконструкции и техническом перевооружении средств связи подстанции должна предусматриваться модернизация оборудования с заменой аналоговой коммутационной и каналообразующей аппаратуры для внешней связи подстанции на цифровую поэтапно, с учетом экономической целесообразности.

12.8. Должно применяться отечественное и импортное оборудование, аттестованное для использования на электросетевых объектах, имеющее сертификат Министерства информационных технологий и связи РФ.

12.9. Схема организации внешней связи подстанции должна выполняться с учетом необходимых направлений передачи информации, требуемого количества каналов связи, требований по условиям передачи данного вида информации (скорость, время, надежность и т. п.), включая установленные требования в отношении передачи информации для системного оператора и АИИС КУЭ.

12.10. На существующих кабельных линиях связи с симметричными высокочастотными или коаксиальными кабелями, уплотненными аналоговыми системами передачи, при хорошем состоянии кабеля должна предусматриваться замена систем передачи на цифровые, с реконструкцией линейного тракта, включающей соответствующую расстановку регенерационных пунктов.

12.11. При невозможности обеспечения требуемых характеристик кабеля, должна производиться его замена на волоконно-оптический кабель с цифровой системой передачи, либо, при соответствующих обоснованиях, на цифровую РРЛ или цифровую систему радиодоступа.

12.12. Если существующий кабель связи использовался также для передачи сигналов РЗА, то при необходимости его замены учитываются требования РЗА.

12.13. Реконструкции подлежат соединительные и абонентские линии связи между подстанцией и внешними АТС в случае замены УАТС на цифровую, в объеме необходимом для этих изменений.

12.14. Оптические кабели на участках между подстанциями следует прокладывать по воздушным линиям электропередачи согласно действующим «Правилам проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи» для соответствующего класса напряжения.

12.15. При организации внешней связи подстанции с использованием ВОЛС-ВЛ, прокладку оптического кабеля по территории подстанции и ввод в узел связи следует проектировать в соответствии с «Правилами проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи по воздушным линиям электропередачи…».

12.16. Оборудование комплекса средств связи на ПС с ОПУ рекомендуется размещать следующим образом:

12.16.1. Аппаратура связи: каналообразующая аппаратура ВЧ связи по ВЛ, аппаратура уплотнения кабельных, волоконно-оптических и радиорелейных линий, УКВ и КВ радиостанций, абонентских терминалов спутниковой связи, аппаратура для передачи данных, УАТС, в случае ее применения, а также устройства электропитания аппаратуры связи, в том числе щиты и распределительные панели – в помещениях аппаратуры связи. Антенные устройства должны быть размещены в точках с наименьшим уровнем помех от электроустановок, при этом должно отсутствовать затенение излучения в направлении связи.

12.16.2. Абонентские устройства связи: диспетчерский коммутатор, пульт управления радиостанции, радиотрансляционный узел – в помещении щита управления.

12.16.3. Специализированная аппаратура ВЧ связи по ВЛ для РЗА и ПА – в помещениях совместно с соответствующими устройствами РЗА и ПА.

12.16.4. Устройства системы электропитания: выпрямители, преобразователи, герметичные аккумуляторы (в специальных шкафах) – в аппаратной связи, негерметичные аккумуляторы в специальном помещении.

12.17. Оборудование средств связи на ПС без ОПУ должно размещаться в специальных контейнерах.

12.18. На узловых и транзитных подстанциях 220 кВ и выше, на которых предусматривается организация узлов СДТУ энергосистем, при соответствующем обосновании, допускается размещение оборудования средств связи в отдельно стоящем здании узла связи.

12.19. Помещения узла связи и их компоновка должны соответствовать «Руководящим указаниям по проектированию диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем» (27).

12.20. Электропитание оборудования комплекса средств связи подстанции, или узла связи должно осуществляться от системы гарантированного и бесперебойного электропитания ГОСТ 5237-83 и соответствовать в отношении надежности энергоснабжения – первой категории.

12.20.1. Емкость аккумуляторных батарей, используемых для гарантированного и бесперебойного электроснабжения оборудования комплекса средств связи подстанции, должна обеспечивать питание нагрузки в течение 6 часов.

На подстанциях 220 кВ и выше, на которых предусмотрены крупные узлы СДТУ энергосистем, для резервного электропитания средств передачи информации при соответствующем обосновании применяются автоматизированные дизель-электрические станции.

Классификация средств связи по категориям электропитания определяется согласно «Руководящим указаниям по проектированию электропитания технических средств диспетчерского и технологического управления», № 11619тм-т1, Энергосетьпроект, 1987. (22).

12.21. ПС с постоянным дежурством оперативного персонала и ПС с ОПУ, обслуживаемые ОВБ, должны радиофицироваться от местного радиотрансляционного узла Министерства информационных технологий и связи РФ или другого ведомства. Радиофикации подлежат производственные помещения ПС.

12.22. На ПС 110 кВ и выше, где располагаются диспетчерские пункты, для записи диспетчерских переговоров должна предусматриваться установка звукозаписывающих устройств.

12.23. На ПС с постоянным дежурством оперативного персонала для нужд технологического, эксплуатационного и ремонтного обслуживания в пределах территории ПС должна быть предусмотрена установка телефонных аппаратов, включенных в УАТС или диспетчерские коммутаторы ПС, в следующих местах:

12.23.1. В производственных помещениях ОПУ и зданий вспомогательного назначения.

12.23.2. В ЗРУ.

12.23.3. В проходной ПС.

12.23.4. На территории ПС радиотелефоны системы DECT.

Количество телефонных аппаратов и конкретные места их установки определяются местными условиями.

При проектировании УАТС на подстанции должны учитываться утвержденные «Типовые технические требования к цифровым телефонным станциям ЕТССЭ с реализацией новых технологий мультисервисных сетей».

12.24. На всех ПС 110 кВ и выше с постоянным дежурством оперативного персонала должна предусматриваться связь оповещения с установкой на территории ОРУ и ЗРУ и проходной ПС громкоговорителей, включенных в радиотрансляционную и радиопоисковую сеть подстанции.

12.25. Устройства и аппаратура связи, устанавливаемые на ПС, подлежат защите от опасных напряжений и токов на ПС.

Комплекс средств связи, или узлы связи, подстанций необходимо укомплектовывать специальным оборудованием и контрольно-измерительными приборами в составе и объеме, необходимом для эксплуатации и обслуживания устройств и аппаратуры связи.

 

ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И ТРАНСПОРТ

 

14.1. Застройка территории (горизонтальная планировка).

14.1.1. Решение генерального плана ПС должно быть увязано со схемой разводки ВЛ всех напряжений, положением подъездной автомобильной (железной) дороги (46).

Размещение всех зданий, сооружений, автодорог и инженерных сетей должно обеспечивать перспективное расширение ПС.

При размещении ПС на площадках с грунтовыми условиями II типа по просадочности по СНиП 2.02.01-83* компоновку генерального плана выполнять с учетом водозащитных мероприятий для снижения вероятности замачивания грунтов в основании.

14.1.2. Расположение сооружений и оборудования на площадке ПС предусматривает:

- использование индустриальных методов производства строительных и монтажных работ;

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

- проезд (подъезд) пожарных автомашин;

- доставку тяжеловесного оборудования с помощью автотранспортных или железнодорожных средств;

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

кВ	35	110-220	330-750
%	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 процентные значения не распространяются на реконструируемые ПС.

 

14.1.3. Взаимное размещение РУ должно обеспечивать 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 следует сгруппировать в две основные зоны:

- зону основных технологических зданий и сооружений (общеподстанционный пункт управления (ОПУ), здание релейного щита, здание ЗРУ, ОРУ, трансформаторные группы и компенсирующие устройства);

- зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для ревизии трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад масла, гараж, склад, насосная 1 подъема, совмещенная с артезианской скважиной, резервуары противопожарного водоснабжения и другие).

14.1.5. Здания и сооружения вспомогательного назначения, не связанные технологически с РУ, а также ОПУ необходимо отделять 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 метров для устройства охранных мероприятий.

14.1.7. Ограждение территории ПС следует выполнять 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 должна озеленяться путем засева травами. Территория ОРУ должна засыпаться гравием или щебнем. Вне ОРУ допускается 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. Ширину полосы отвода земли вокруг внешнего ограждения следует принимать не более 1, 0 метра 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 предусматривается вырубка леса согласно требованиям ПУЭ.

14.2. Вертикальная планировка.

14.2.1. При вертикальной планировке территории ПС следует применять:

а) сплошную систему планировки с выполнением планировочных работ по всей территории;

б) выборочную или местную систему планировки с выполнением планировочных работ только на участках, где расположены отдельные здания с сохранением естественного рельефа на остальной территории.

Выборочную систему планировки следует применять 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, должны, как правило, располагаться своими продольными осями параллельно горизонталям естественного рельефа.

14.2.3. Вертикальную планировку следует проектировать с максимальным использованием естественного рельефа, как правило, с нулевым балансом земляных масс.

Уклоны поверхности площадки надлежит принимать не менее 0, 003. Уклоны вдоль ячеек ОРУ, как правило, должны быть 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 следует принимать 0, 005.

14.2.4. В особо трудных условиях горной и пересеченной местности допускается планировать территорию ПС террасами.

Сопряжение террас следует производить откосами, а при стесненных условиях, допускается заменять откосы подпорными стенками. Высоту откосов, исходя из условий эксплуатации ПС, рекомендуется принимать не более 2, 5м.

Уклоны вдоль ячеек ОРУ, указанные в п.14.2.3., допускается увеличивать с соблюдением мероприятий, исключающих размыв поверхности. В исключительных случаях в особо трудных условиях горной и пересеченной местности, при условиях выполнения требований ПУЭ и техники безопасности работы механизмов, уклоны могут быть увеличены до 0, 12.

14.2.5. Отвод атмосферных вод с площадки ПС должен, как правило, осуществляться поверхностным способом. Допустимость осуществления поверхностного отвода атмосферных вод с территории ПС обосновывается в разделе «Охрана окружающей среды», 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 15см. При этом отметка низа отмостки должна превышать планировочную отметку не менее чем на 0, 05м.

14.2.7. При размещении ПС на заболоченной или подтопляемой территории следует предусматривать защиту от заболочения и затопления. Защита площадки от затопления атмосферными водами, притекающими с нагорной стороны, производится при помощи водозащитных сооружений (нагорная канава).

Автомобильные дороги.

14.3.1. Для ПС с трансформаторами мощностью 1000 кВА и более должны предусматриваться 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, должен быть разработан автодорожный маршрут.

14.3.2. Проект подъездных автомобильных дорог ПС следует увязывать 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 5-ой категории по СНиП 2.05.02-85* и, как правило, должны иметь ширину проезжей части 4, 5м, а в пределах населенных пунктов - в соответствии с типом существующих или проектируемых автомобильных дорог по согласованию с местными организациями. При доставке оборудования трейлерами г.п. 200т и более ширина проезжей части уточняется в каждом конкретном случае в зависимости от габаритов транспортных средств.

Внутриплощадочные автомобильные дороги должны иметь ширину проезжей части 3, 5 м, кроме трейлерного проезда, являющегося продолжением подъездной автодороги в пределах площадки, ширина которого должна быть равна 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 должны быть предусмотрены, как правило, к следующим зданиям, сооружениям и установкам: к 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, должны проектироваться, как правило, по кольцевой системе.

14.3.6. Покрытие проезжей части подъездных основных внутриплощадочных автомобильных дорог должно выполняться:

- для ПС 35, 110 кВ с использованием местных дорожно-строительных материалов на основе технико-экономического сравнения вариантов:

- щебеночное или гравийное;

- чернощебеночное или черногравийное.

В отдельных случаях, при специальном обосновании, для ПС 110 кВ допускается 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, 110 кВ, допускается проектировать автомобильные дороги с низшим покрытием (из грунтов, улучшенных местным каменным материалом);

- 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, допускается 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, допускается выполнять из сборных железобетонных плит.

14.3.9. Существующие автодороги на реконструируемой ПС должны быть обследованы 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.

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

(МАСЛЯНОЕ, ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ И ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВА)

 

15.1. При проектировании масляного хозяйства ПС напряжением 35–750 кВ следует руководствоваться ПУЭ (7-е издание) и Руководящими указаниями по проектированию масляного хозяйства ПС, (63).

15.2. Для снабжения сжатым воздухом электрических аппаратов (воздушных выключателей, пневматических приводов к выключателям и разъединителям) РУ ПС должны предусматриваться стационарная компрессорная установка и воздухораспределительная сеть в соответствии с ПУЭ-7.

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

15.4. В установках сжатого воздуха при любом количестве рабочих компрессоров должны быть предусмотрены 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, находящего в ремонте.

15.5. В соответствии с техническими условиями на воздушные выключатели в схеме компрессорной установки следует предусматривать блоки осушки воздуха, устанавливаемые в отдельном помещении, где исключен нагрев воздуха, работающими компрессорами.

15.6. Для ремонта и монтажа компрессорной установки должны быть предусмотрены выгороженная ремонтная площадка и грузоподъемное устройство.

15.7. В закрытых ПС допускается установка на первом этаже воздухосборников и компрессоров отгороженных 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 СК 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 двадцатидневного эксплуатационного расхода и однократного заполнения одного СК, имеющего наибольший объем.

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

Минимальный запас углекислого газа на ПС должен быть равен трехкратному объему заполнения одного СК.

Воздух для продувки СК берется от системы 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 соединятся с СК гибким шлангом.

Допускается при обоснованиях прокладка трубопроводов углекислого газа и водорода в каналах или лотках 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.

 

Техническое водоснабжение.

16.2.1. Системы технического водоснабжения для нужд охлаждения СК следует проектировать, 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. Качество добавочной воды в системах технического водоснабжения должно исключать отложения карбоната кальция и магния в трубах охладителей и их коррозию. Для обеспечения этого условия при необходимости должна использоваться стабилизационная обработка воды.

16.3. Противопожарные мероприятия

16.3.1. Категория зданий и помещений ПС по взрывопожаробезопасности определяется в соответствии с НПБ 105-03(67).

16.3.2. Автоматическими установки пожаротушения оснащаются:

- автотрансформаторы и реакторы напряжением 500-750 кВ, независимо от мощности, а напряжением 220-330 кВ мощностью 250 МВА и более;

- трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 МВА и более, установленные в камерах подстанций.

16.3.3. Оборудование зданий, помещений и сооружений средствами противопожарной автоматики следует предусматривать по «Перечню зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией» в соответствии с НПБ 110-03 (68).

16.3.4. Степень огнестойкости зданий и предел огнестойкости строительных конструкций следует определять по СНиП 21-01-97* (69) и ПУЭ-7, глава 4.2.

16.3.5. Противопожарные мероприятия определяются ПУЭ и инструкцией по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий (8).

16.4. Отвод масла.

16.4.1. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении маслонаполненного оборудования на ПС должны быть выполнены 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:

- при сооружении бордюра по периметру маслоприемника для задержания растекающегося масла.

- трасса маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10 м от маслонаполненной аппаратуры.

- сброс масла из маслоприемников осуществляется в маслосборник, как правило, закрытый, с последующей откачкой в передвижные емкости стационарным или передвижным насосом.

16.4.3. Допускается размещение маслосборника вне ограды ПС (преимущественно для комплектных трансформаторных подстанций и ПС 110 кВ по блочным и мостиковым схемам) при условии его ограждения, обеспечения подъезда автотранспорта и согласовании с землевладельцем.

16.4.4. Маслосборники рассчитываются из условий размещения 100% масла, содержащегося в наибольшем трансформаторе, 80% расчетного расхода воды от 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.

16.4.5. Для ПС 750 кВ рекомендуется размещать маслосборники вблизи маслонаполненного оборудования.

16.4.6. Для закрытых ПС маслосборник, предусматривается за пределами здания.

16.4.7. После ликвидации аварии на трансформаторе весь объем стоков, собранный в маслосборнике, должен вывозиться автотранспортом на регенерацию, а маслосборник очищается от следов масла. Дождевая вода из маслоприемников трансформаторов поступает в маслосборник, а из него должна выводится на очистные сооружения. После очистки дождевые воды отводятся в коллектор хозяйственно-бытовой или ливневой канализации, а при отсутствии последних – на рельеф.

 

УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

19.1. При проектировании новых и реконструируемых ПС должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие современные требования к техническому и коммерческому учету электроэнергии (в соответствии с ПУЭ и типовой инструкцией по учету электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении (43)), а также регламентами ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ. Технические требования» (66). Кроме того, исходными нормативными документами для организации схемы коммерческого учета на рынке электрической энергии и мощности являются действующие правила работы рынка и договоры (контракты) на поставку (покупку) электроэнергии и мощности между субъектами рынка. При этом должен обеспечиваться учет количества, а также и качества переданной (полученной) электрической энергии и мощности, а также определение потерь электроэнергии при ее передаче. Учет должен обеспечивать получение данных по сальдо перетокам субъектов рынка, выработке, отпуску и потреблению, а также по межгосударственным перетокам.

19.2. На подстанциях, в точках коммерческого учета должны применяться трехфазные трехэлементные счетчики, которые должны включаться в каждую фазу присоединения.

На вновь строящихся и реконструируемых ПС не допускается применять счетчики индукционного типа.

Счетчики электроэнергии должны иметь числоимпульсный и (или) цифровой интерфейс для работы в системах АИИС КУЭ. Счетчики электроэнергии должны иметь не менее двух цифровых интерфейсов для использования одного из них для передачи данных в АИИС КУЭ смежных субъектов и АСТУ. Передача данных в АСТУ должна обеспечиваться с дискретностью передаваемой информации 1-3 минуты.

Классы точности коммерческих счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета должны быть следующими:

- для линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше - 0, 2; 0, 2S;

- для трансформаторов напряжением 220 кВ и выше - 0, 2S;

- для линии электропередач напряжением 35-150 кВ - 0, 5; 0, 5S;

- для линии электропередачи напряжением 6-10 кВ с присоединенной мощностью 5 МВт и выше - 0, 5;

- прочие объекты учета - 1(2).

Класс точности коммерческих счетчиков электроэнергии должен быть на одну ступень выше (либо равен) классу точности счетчиков потребителей (для исключения спорных ситуаций).

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 должны быть следующими:

- для линии электропередачи напряжением 110 –150 кВ - 0, 5; 0, 5S;

- для трансформаторы напряжением до 110 кВ - 0, 5; 0, 5S;

- для линии электропередачи и вводы напряжением 6-10-35 кВ – 1;

- 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 для присоединения коммерческих счетчиков электроэнергии класса точности 0, 2 должен быть 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. При выборе ТН должен быть проведен расчет действительной мощности вторичной нагрузки на ТН, для оценки его класса точности в рабочем режиме.

Для подстанции напряжением 110-220 кВ со схемами электрических соединений распредустройств со сборными шинами, при нагрузках ТН не удовлетворяющих условиям необходимого класса точности, должна быть определена возможность замены действующих устройств РЗА и ПА на устройства с меньшим потреблением по цепям напряжения или установки второго ТН (44).

Необходимость установки второго ТН должна быть обоснована технико-экономическим расчетом.

19.4. На новых и реконструируемых ПС 330-750 кВ дополнительно к ТТ в цепях выключателей следует предусматривать установку ТТ в цепи ВЛ для включения счетчиков к измерительной обмотке. Для схем ПС двойной системы шин с обходной и отсутствия ТТ в цепи ВЛ с целью учета электроэнергии на ВЛ необходимо обеспечивать автоматическую фиксацию в УСПД перевода каждой ВЛ на обходной выключатель.

19.5. Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на стороне ВН автотрансформатора и контроля баланса по этому напряжению предусматривать дополнительную обмотку ТТ класса 0, 2S.

19.6. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ).

19.6.1. Исходной информацией для создания системы АИИС КУЭ должны быть данные, получаемые от счетчиков электрической энергии.

19.6.2. Система АИИС КУЭ подстанций напряжением 35 кВ и выше должна охватывать 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 типовой работой по разработке основных положений по созданию системы АИИС КУЭ (50 и 51).

19.6.3. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны соответствовать требованиям Федерального Закона «Об обеспечении единства измерений». Метрологические характеристики АИИС КУЭ должны подтверждаться сертификатом(ами) типа средств измерений на основании проведенных испытаний уполномоченными органами Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (в соответствии с действующими нормативными документами). Сбор, обработка, хранение и передача информации об электроэнергии на объектах должна осуществляться с помощью метрологических аттестованных, защищенных от несанкционированного доступа и сертифицированных для коммерческих расчетов устройств сбора и передачи данных (УСПД).

19.6.4. Структура построения АИИС КУЭ и состав примененных технических средств, должны обеспечивать автоматический информационный обмен на электронном уровне между субъектами в согласованных форматах и в соответствии с техническими требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ

19.6.5. Система АИИС КУЭ должна являться автономной системой и иметь возможность интеграции в АСУ ТП.

19.6.6. Информация от электросчетчиков в УСПД АИИС КУЭ ПС должна поступать в виде цифрового кода по последовательному цифровому интерфейсу RS-485 или (и) в виде количества импульсов, пропорциональных величине электроэнергии.

19.6.7. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности на всех уровнях должны быть оснащены системами точного астрономического времени (с системой коррекции УССВ) и гарантированным электропитанием.

19.6.8. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности должны обеспечивать получение данных о средних 30-минутных (коммерческих) значениях электрической мощности и об учтенной электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и накопительно за заданный отрезок времени (неделю, месяц, год и т.д.). УСПД, применяемые в АИИС КУЭ должны обеспечивать хранение необходимых данных первичного учета электроэнергии в течении 4-х лет в соответствии с требованиями, предусмотренными Договором о присоединении к торговой системе ОРЭ.

19.6.9. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии и мощности на всех уровнях управления должны быть защищены от несанкционированного доступа к информации и ее произвольного изменения как путем пломбирования отдельных элементов, так и программными средствами.

19.6.10. Предусматривать контроль качества электроэнергии в составе систем АИИС КУЭ на базе специализированных электросчетчиков с возможностью измерения параметров электросети с нормированными погрешностями, либо на базе специализированных устройств контроля качества электроэнергии.

 

ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

 

21.1. Конструктивные технические решения проектируемой ПС должны соответствовать действующим в настоящее время «Нормативам по охране окружающей среды» (30). В частности должны предусматриваться:

- мероприятия по снижению напряженности электрического и магнитного полей 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 из маслосборников воды;

- 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 должно превышать размеров, ограниченных ведомственными нормами отвода земли (26).

21.3. При проектировании новой или реконструируемой ПС необходимо выполнить мероприятия, обеспечивающие допустимый уровень шума на территории жилой застройки, в соответствии с гигиеническими нормами Минздрава РФ (56).

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) должны оснащаться 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 следует предусматривать закрытие отверстий полых железобетонных стоек опор сетками или наголовниками, а также установку на порталах и опорах отходящих линий до 330 кВ противоптичьих заградителей.

21.6. Выполнение специальных мероприятий на подступах к ПС, исключающих заносы ПС (повышенные заборы, лесонасаждения и др.) в районах с повышенным снегозаносами, не должно отрицательно сказываться на жизнедеятельности населения окружающей местности (не должны 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 должны архитектурно сочетаться с окружающими ПС строениями. Улучшение зрительного восприятия ПС на окружающей местности следует достигать путем уменьшения размеров площадки ПС, уменьшения высоты конструкций на ней, посадки деревьев, сооружения земляной насыпи с посадкой на ней деревьев и без нее (70).

Указанные требования в первую очередь относятся к ПС, площадки которых примыкают к охраняемым территориям (курорты, заповедники, зоне 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», может быть по отдельному договору разработан экологический паспорт природопользователя, который должен быть утвержден природопользователем и согласован с территориальным органом по вопросам охраны окружающей природной среды.

Экологический паспорт должен соответствовать ГОСТ 17.0.0.06-2000 (55).

Приложение 1

Принятые сокращения:

 

АБ	- аккумуляторная батарея
АДВ	- автоматическое дозирование воздействий
АЗД	- автоматическое запоминание дозирования
АИИС КУЭ	- автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии
АКПА	- аппаратура каналов противоаварийной автоматики
АЛАР	- автоматическая ликвидация асинхронного режима
АОПН	- устройство автоматического ограничения повышения напряжения
АПАХ	- автоматическое прекращение асинхронного хода
АПНУ	- автоматическое предотвращение нарушения устойчивости
АРЧМ	- автоматическое регулирование частоты и мощности
АСУ ТП	- автоматизированная система управления технологическими процессами
АЧР	- автоматическая частотная разгрузка
ВОЛС	- волоконно-оптическая линия связи
ВЧКС	- высокочастотные каналы связи
ЗВН	- здание вспомогательного назначения
КПР	- контроль предшествующего режима
КР	-компенсационный реактор
КТС	- комплекс технических средств
ЛАДВ	- локальное автоматическое дозирование воздействий
ОВБ	- оперативно-выездная бригада
ОЗУ	- оперативное запоминающее устройство
ОИУК	- оперативно-информационный управляемый комплекс
ОМП	- определение места повреждения
ОПТ	- оперативный постоянный ток
ОПУ	- общеподстанционный пункт управления
ПТК	- программно-технический комплекс
ПЭС	- предприятие электрических сетей
РАДВ	- региональное устройство автоматической дозировки воздействий
РЗА	- релейная защита и автоматика
РПБ	- ремонтно-производственная база
РЭП	- ремонтно-эксплуатационный пункт
СДТУ	- система диспетчерского и технологического управления
ТАПВ	- трехфазное автоматическое повторное включение
ТПВ и РК	- техническое перевооружение и реконструкция
ТСН	- трансформатор собственных нужд
УРОВ	- устройство резервирования отказа выключателя
УФП	- устройство фиксации перегрузки
ЦКПА	- центральное координирующее устройство ПА
ШСВ	- шиносоединительный выключатель
ЩПТ	- щит постоянного тока

 

 

Приложение 2

 

Содержание

 

 

1. Общая часть

2. Площадка для строительства подстанции

3. Схемы электрические распределительных устройств

4. Выбор основного электротехнического оборудования

5. Защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная совместимость

6. Собственные нужды, кабельное хозяйство, оперативный ток, освещение

7. Управление, автоматика и сигнализация

8. Оперативная блокировка неправильных действий при переключениях в электроустановках

9. Релейная защита и автоматика

10. Противоаварийная автоматика

11. Автоматизированное управление. АСУТП, диспетчерское управление

12. Средства связи

13. Компоновка и конструктивная часть

14. Генеральный план и транспорт

15. Вспомогательные сооружения (масляное, пневматическое и газовое хозяйства)

16. Водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия и отвод масла

17. Ремонт, техническое и оперативное обслуживание

18. Охранные мероприятия и биологическая защита

19. Учет электроэнергии

20. Особые условия окружающей среды

21. Охрана окружающей среды

Приложение 1. Принятые сокращения

Приложение 2. Перечень действующих нормативных и методических документов

НОРМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 35-750 кВ

 

СО 153-34.20.122-2006

 

ОКС 29.240.10

 

 

Предисловие

 

Цели и принципы стандартизации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184 - Ф3 «О техническом регулировании».

 

Сведения о стандарте

 

РАЗРАБОТАН ОАО «Институт «Энергосетьпроект» при участии ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Фирма «ОРГРЭС», ФГУП «Отделение дальних передач», ОАО «РОСЭП», филиала ОАО «СевЗапНТЦ» «Севзапэнергосетьпроект – Западсельэнергопроект», ОАО «Институт «Томскэнергосетьпроект», ОАО «Институт «Нижегородскэнергосетьпроект», ОАО «Дальэнергосетьпроект» и ОАО «Восточно-Сибирский Энергосетьпроект».

 

ВНЕСЕН Департаментом систем передачи и преобразования электрической энергии ОАО «ФСК ЕЭС».

 

УТВЕРЖДЕН Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.06 № 187, приказом ОАО «Институт «Энергосетьпроект» от 03.07.06 № 18эсп.

 

 

Руководитель организации-разработчика – ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»,

 

Генеральный директор В.Ф.                                                   Ситников

 

Руководитель разработки

 

Главный инженер                                                             В.А. Воронин

 

Исполнитель

 

Начальник ПТД                                                           В.Н. Подъячев

 

 

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

1.1. Нормы технологического проектирования подстанций (НТП ПС) устанавливают основные требования по проектированию подстанций и переключательных пунктов переменного тока ОАО «ФСК ЕЭС» с высшим напряжением 35-750 кВ.

1.2. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и реконструкции (ТПВ и РК) подстанции (ПС) и переключательные пункты (ПП) напряжением 35-750 кВ.

При проектировании расширения, ТПВ и РК ПС с учетом существующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных сооружений допускаются обоснованные отступления от настоящих норм, согласованные на стадии формирования задания на проектирование с электросетевыми компаниями. Указанное не распространяется на требования, связанные с техникой безопасности, пожаробезопасностью и экологией, отступление от которых согласовывается в установленном порядке.

При проектировании ПС и ПП следует руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ), настоящими «Нормами», нормативными документами, указанными в приложении 2.

1.3. При проектировании подстанций должно быть обеспечено:

1.3.1. Надежное и качественное электроснабжение потребителей.

1.3.2. Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню.

1.3.3. Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ.

1.3.4. Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат.

1.3.5. Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды.

1.3.6. Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций.

1.3.7. Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

1.4. Проектная документация на новое строительство, техническое перевооружение и реконструкцию подстанций разрабатывается с учетом утвержденных обоснований инвестиций, на основании утвержденного в установленном порядке задания на проектирование. В случае, когда в качестве альтернативы техперевооружению действующей подстанции имеется вариант новой подстанции, разработке проектной документации должно предшествовать выполнение технико-экономического обоснования (ТЭО).

1.5. Проектирование ПС должно выполнятся на основании утвержденных схем:

- развития энергосистемы;

- развития электрических сетей района, города;

- внешнего электроснабжения объекта;

- ремонта, технического и оперативного обслуживания энергосистемы;

- развития средств управления общесистемного назначения, включающие релейную защиту и автоматику (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития АСДУ ОЭС, АИИС КУЭ;

- организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.

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

- район размещения ПС;

- нагрузки на расчетный период и их рост на перспективу с указанием распределения их по напряжениям и категориям (в %);

- число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов; соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

- уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;

- число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 6, 10, 35 кВ и их нагрузки – по данным заказчика);

- рекомендации по схемам электрических соединений ПС;

- режимы заземления нейтралей трансформаторов;

- места установки, число и мощность шунтирующих реакторов, конденсаторных батарей, управляемых средств реактивной мощности и других средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше;

- места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и ниже (по данным заказчика);

- требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);

- требования к средствам управления общесистемного назначения;

- расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.

1.7. При разработке вопросов организации ремонта, технического и оперативного обслуживания электросетевых компаний учитываются следующие исходные данные:

- форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС;

- технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслуживания и оперативно-диспетчерского управления ПС.

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

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

- количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.

1.9. Из схем управления общесистемного назначения принимаются следующие данные:

- объемы проектирования устройств релейной защиты и вторичных цепей самой ПС (при новом строительстве, расширении, ТПВ и РК) и ПС прилегающей сети;

- объемы проектирования средств ПА, АРЧМ, АРН прилегающей сети;

- данные о необходимости установки дополнительных коммутационных аппаратов, измерительных трансформаторов.

1.10. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п.п. 1.5-1.9, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать при выполнении обоснований инвестиций или уточнить в составе проекта (рабочего проекта) ПС в виде самостоятельных разделов.

1.11. Проект (рабочий проект) ПС должен выполнятся на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

1.12. При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует рассматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с:

- требованиями и рекомендациями «Правил устройства электроустановок» (1), «Методических рекомендаций по проектированию энергосистем (6), а также других отраслевых норм и инструкций по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения;

 - выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей энергосистемы, или ее отдельных элементов, а также проектной документацией на строительство отдельных электросетевых объектов, если их осуществление сохраняет свое значение и целесообразность в условиях изменений, произошедших после утверждения схемы сети (проекта объекта) или ввода в работу первой очереди объекта;

обеспечением законодательства в области охраны окружающей среды и сбережения энергоресурсов.

1.12.1. При решении вопросов присоединения проектируемой (реконструируемой, расширяемой) ПС к сети энергосистемы изучается:

экономическая эффективность принимаемых решений;

- важность рассматриваемого объекта электрической сети для энергосистемы. При этом следует учитывать влияние рассматриваемого объекта на условия работы других электрических объектов, а также электрической сети в смежных энергосистемах и обеспечение транзитных перетоков мощности и электроэнергии;

финансовых возможностей, обеспечивающих проведение работ по реконструкции и техническому перевооружению.

1.12.2. При проектировании новой или реконструируемой ПС основной сети (как правило, электрическая сеть напряжением 330 кВ и выше) должна обеспечиваться:

пропускная способность сети в отдельных сечениях межсистемных связей с учетом транзитных перетоков мощности (в соответствии с требуемыми значениями);

система резервирования внешнего электроснабжения отдельного энергоузла без ограничения его максимальной нагрузки;

выдача полной мощности электростанций к узловым ПС энергосистемы.

1.12.3. В распределительной сети энергосистемы строительство новой ПС или техническое перевооружение существующей сети должно быть направлено на обеспечение:

необходимой надежности, построения схем электрической сети, при которой обеспечиваются требования ПУЭ, а также отраслевых норм;

требований нормативных документов и инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);

оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;

исключения перегруженных участков электрической сети с целью снижения потерь электроэнергии (ликвидация «очагов» потерь);

ограничения токов к.з.

1.13. Объем технического перевооружения и реконструкции подстанции определяется комплексной комиссией на основании документов, подготовленных по результатам полного обследования и оценки технического состояния подстанции и утвержденных в установленном порядке, в соответствии с Указанием «Об организации работ по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей» (5).

1.13.1. При проектировании технического перевооружения и реконструкции подстанций должны быть устранены дефекты, неисправности и повреждения оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий, сооружений, а также изменены все технические решения, которые не соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при эксплуатации подстанций.

Допускается оставлять без изменений конструкции и технические решения, принятые на существующей подстанции, если, несмотря на их несоответствие нормам, действующим на момент технического перевооружения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности при производстве соответствующих работ, и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий.

1.13.2. Работоспособность оборудования и конструкций, оставляемых для дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях, должна подтверждаться проведением соответствующих испытаний с учетом его состояния.

Оборудование с истекшим сроком службы, как правило, должно заменяться новым.

1.13.3. Применяемые на ПС силовое оборудование, устройства РЗА, ПА, АСУТП и связи, АИИС КУЭ, АСДТУ, систем диагностики, а также программно-технические комплексы и программное обеспечение систем АСТУ должны быть аттестованы в установленном в ОАО «ФСК ЕЭС» порядке (72).

 

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: