ОХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И БИОЛОГИЧЕСКАЯ ЗАЩИТА

 

18.1. Территория ПС должна ограждаться. Ограда территории ПС напряжением 35-750 кВ должна выполняться высотой не менее 2, 4 м.

Ограда должна быть сплошной (предпочтительно из ж/б конструкций), по верху ограды устанавливается козырек из 3-х нитей колючей проволоки с наклоном во внутрь территории ПС. Проволока может не предусматриваться, если вместо нее монтируются элементы периметральной охранной сигнализации.

18.2. Ограждение территории ПС должно иметь сплошные металлические ворота и калитки, конструкция которых не должна позволять свободно преодолевать их. Ворота и калитки должны закрываться на внутренний замок.

18.3. Входные наружные двери всех помещений ПС 35-750 кВ следует выполнять металлическими и оборудованными внутренними замками.

18.4. Остекление зданий на территории ПС следует сокращать до минимума, особенно на ПС без постоянного дежурного персонала, т.е. без персонала, осуществляющего дежурство 24 часа в сутки (круглосуточно).

Оконные проемы не должны предусматриваться в следующих зданиях и сооружениях ПС 35-750 кВ:

- в ЗРУ на ПС без постоянного дежурного персонала;

- на фасадной стороне ОПУ в случае совмещения фасадной линии ОПУ с оградой ПС;

- в кабельных этажах и шахтах;

- в складских помещениях.

В случае необходимости в естественном освещении окна первого этажа оборудуются решетками. Окна второго и более высоких этажей рекомендуется выполнять из армированного стекла или стеклоблоков.

В случае выполнения остекления окон второго этажа из обычного стекла они должны иметь решетки.

18.5. Периметральная охранная сигнализация предусматривается на:

- ПС 500-750 кВ;

- на особо важных и на ПС 220-330 кВ с числом присоединений (линейных и трансформаторных) на высшем напряжении 5 и более.

Применение периметральной охранной сигнализации при соответствующем обосновании допускается также на ПС 35-330 кВ помимо перечисленных выше.

18.6. Охранное освещение по периметру ПС предусматривается на ПС, имеющих периметральную охранную сигнализацию, а также на всех ПС с постоянным дежурным персоналом. Включение охранного освещения по периметру ПС осуществляется вручную или автоматически при срабатывании периметральной охранной сигнализации. Охранное освещение должно обеспечивать освещенность поверхности земли вдоль внутренней стороны ограждения не менее 0, 5 лк.

18.7. Военизированная охрана должна применяться на ПС 500-750 кВ и на особо важных ПС 220-330 кВ.

На таких ПС предусматривается:

- как правило, один пост военизированной охраны общей численностью 7 человек, включая начальника охраны; на ПС, имеющих два постоянно действующих автотранспортных въезда, может быть предусмотрено два поста военизированной охраны с общей численностью 13 человек (в том числе один начальник охраны);

- здание проходного пункта, расположенное у основных въездных ворот на ПС и содержащее вестибюль с тамбуром, комнаты для контролера и хранения оружия, санузел; проходной пункт должен быть оснащен внутренней телефонной связью со щитом управления ПС и ручным включением внешнего звукового сигнала.

18.8. Пешеходная тропа шириной не менее 1 м предусматривается на ПС, имеющих военизированную охрану, она располагается с внутренней стороны ограждения.

18.9. Оборудование охранной сигнализации помещений ПС без постоянного дежурного персонала подлежат входные наружные двери первого и других этажей, а также оконные проемы и форточки первого этажа ОПУ, ЗРУ, коридоров обслуживания КРУН, насосных станций, компрессорных, аккумуляторных, зданий вспомогательного назначения, складских помещений.

На ПС с постоянным дежурным персоналом охранную сигнализацию допускается выполнять в меньшем объеме в первую очередь за счет ее отказа в помещениях, где располагается дежурный персонал.

Охранная сигнализация помещений ПС должна осуществлять контроль:

- закрытого состояния входных наружных дверей, а также оконных фрамуг и форточек помещений ПС;

- целостности оконных стекол;

- целостности дверных и оконных проемов;

- закрытого состояния въездных ворот и калиток.

18.10. Сигналы срабатывания от периметральной охранной сигнализации и от охранной сигнализации помещений ПС передаются:

- для ПС, имеющих военизированную охрану – на проходной пункт;

- для ПС, не имеющих военизированной охраны, но с постоянным персоналом – на щит управления ПС;

- для ПС с дежурством персонала менее 24 часов в сутки – на диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики, а также на щит управления ПС;

- для ПС 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала – на диспетчерский пункт РЭС или ПЭС по каналам телемеханики;

- для ПС с дежурством на дому – на щит управления ПС и в производственно-жилой дом.

Передача сигнала по каналам телемеханики должна сопровождаться на ПС срабатыванием указательного реле, фиксирующего действие охранной сигнализации.

При срабатывании охранной сигнализации помещений и периметра ПС должно быть предусмотрено периодическое включение внешнего звукового сигнала.

18.11. Передача сигнала срабатывания охранной сигнализации на пульт вневедомственной охраны рекомендуется для ПС без постоянного персонала при наличии экономического обоснования и заключения соответствующих договорных соглашений.

18.12. На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь с ближайшим населенным пунктом, имеющим отделение (подразделение) связи с АТС,

18.13. На ПС 500-750 кВ рекомендуется использование телевизионных устройств в местах установки трансформаторов, реакторов и на территории ОРУ, а в отдельных случаях и для контроля внешнего ограждения. Расстановка приемных видеоконтрольных устройств определяется при конкретном проектировании.

18.14. В целях исключения слива масла посторонними лицами из силовых трансформаторов и реакторов целесообразно на сливном вентиле устанавливать заглушку, закрепленную болтами и контролируемую охранной сигнализацией с действием, аналогичным охранной сигнализации помещений.

18.15. Переговорное устройство у въездных ворот для осуществления связи со щитом управления и дистанционное отпирание калитки или ворот рекомендуется на ПС с дежурным персоналом, не имеющих проходного пункта и охраны.

18.16. Конструкция ввода и вывода кабелей, водопровода и канализации на территории ПС должна исключить проникновение на ПС посторонних лиц.

18.17. При выборе системы периметральной охранной сигнализации следует учитывать ее функционирование в условиях влияния электрического и магнитного полей ОРУ, трансформаторов и заходов ВЛ.

18.18. На планах ПС и каждого ОРУ 330 кВ и выше следует предусматривать маршруты обхода для осмотра оборудования и маршруты следования к рабочим местам, обеспечивающие безопасный подход ко всем аппаратам. Участки маршрутов, на которых напряженность электрического поля (ЭП) превышает 15 кВ/м, должны быть экранированы.

Для сокращения объема экранирования маршруты следует располагать в зонах экранирующего действия стоек порталов, фундаментов и заземленных частей оборудования.

Протяженность участков маршрутов с напряженностью ЭП 15 кВ/м должна быть такой, чтобы длительность пребывания персонала на маршруте не превышала 80 минут в сутки при одноразовом обходе.

Протяженность маршрутов обхода допускается увеличивать при напряженности ЭП менее 15 кВ/м, определяя длительность пребывания персонала на маршруте в соответствии с нормативными документами (59).

18.19. Уровни напряженности магнитного поля на рабочих местах ПС не должны превышать допустимых значений в соответствии с СанПиН 2.2.4-723-98.

 

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.

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться: