Главная Охрана труда в Украине Охрана труда в РФ Охрана труда
Главная > Электробезопасность > Правила устройства электроустановок Украины 2009 (по разделам) > РАЗДЕЛ 4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ > ГЛАВА 4.2 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1,0 КВ >
Правила устройства электроустановок Украины 2009 (по разделам)

Издание ПУЭ-2009 содержит определения, область применения и общие указания по устройству электроустановок, выбору проводников и электрических аппаратов.

В ПУЭ-2009 входят переработанные разделы ПУЭ-86: 1.1-1.6, 1.8,  2.1-2.3, 3.1-3.4, 4.3-4.4, 5.1-5.3, 5.6, 7.5, 7.7, а так же переводы новых разделов: 1.7,1.9, 2.4, 2.5, 4.1, 4.2, 6.1-6.6 и Электрооборудование специальных установок. 

Здесь вы можете скачать все разделы ПУЭ в формате Word.

Прикрепленные файлы (скачать)
Содержание

РАЗДЕЛ 1 ОБЩИЕ ПРАВИЛА
ГЛАВА 1.1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ
ГЛАВА 1.2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
ГЛАВА 1.3 ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ
ГЛАВА 1.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
ГЛАВА 1.5 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ГЛАВА 1.6 ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
ГЛАВА 1.7 ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ
ГЛАВА 1.8 НОРМЫ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ
ГЛАВА 1.9 ВНЕШНЯЯ ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
РАЗДЕЛ 2 КАНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ГЛАВА 2.1 ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ
ГЛАВА 2.2 ТОКОПРОВОДЫ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 35 КВ
ГЛАВА 2.3 КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 220 КВ
ГЛАВА 2.4 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ
ГЛАВА 2.5. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ ДО 750 КВ
ПРИЛОЖЕНИЕ А МЕТОДИКА ПРОВЕРКИ КЛИМАТИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ЛИНИЙ КЛАССОВ БЕЗОТКАЗНОСТИ 3 КБ И 4 КБ
ПРИЛОЖЕНИЕ Б МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КЛИМАТИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ДЛЯ ГОРНОЙ МЕСТНОСТИ
РАЗДЕЛ 3 ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
ГЛАВА 3.1. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ
ГЛАВА 3.2 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ГЛАВА 3.3 АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА
ГЛАВА 3.4 ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ
РАЗДЕЛ 4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ
ГЛАВА 4.1 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1,0 КВ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА И ДО 1,5 КВ ПОСТОЯННОГО ТОКА
ГЛАВА 4.2 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1,0 КВ
ГЛАВА 4.3 ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ И УСТАНОВКИ
ГЛАВА 4.4 АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
РАЗДЕЛ 5 ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ УСТАНОВКИ
ГЛАВА 5.1. ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ПОМЕЩЕНИЯ
ГЛАВА 5.2 ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ
ГЛАВА 5.3. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ И ИХ КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ
ГЛАВА 5.6 КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
РАЗДЕЛ 6 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
ГЛАВА 6.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
ГЛАВА 6.2. ВНУТРЕННЕЕ ОСВЕЩЕНИЕ
ГЛАВА 6.3. НАРУЖНОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
ГЛАВА 6.4. СВЕТОВАЯ РЕКЛАМА, ЗНАКИ И ИЛЛЮМИНАЦИЯ
ГЛАВА 6.5. УПРАВЛЕНИЕ ОСВЕЩЕНИЕМ
ГЛАВА 6.6. ОСВЕТИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И ЭЛЕКТРОУСТАНОВОЧНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
РАЗДЕЛ 7 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ УСТАНОВОК
ГЛАВА 7.5. ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ
ГЛАВА 7.7. ТОРФЯНЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

ГЛАВА 4.2 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1,0 кВ

СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ

4.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на стационарные электрические распределительные устройства (РУ), электрические подстанции (ПС) и электрические распределительные пункты (РП) переменного тока напряжением выше 1 кВ, вновь построенные и реконструируемые, кроме специальных ПС. К специальным ПС (передвижным, тяговым, подземным, ПС объектов гражданского назначения и т.п.) требования настоящей главы применяют лишь в части, не противоречащей особенностям технических требований к специальным электроустановкам.

На РУ и ПС напряжением 400 кВ распространяются требования Правил, касающиеся РУ и ПС напряжением 500 кВ.

4.2.2. Относительно действующих общегосударственных специализированных нормативных документов (НД) по определенным направлениям (строительных, противопожарных, санитарных, по охране окружающей природной среды и т.д.) в настоящей главе конкретизируются требования, учитывающие особенности строительства и эксплуатации РУ, ПС и РП в рамках нормативного поля общегосударственных НД.

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОНЯТИЙ

4.2.3. В настоящей главе применяются термины и определения понятий в соответствии с действующими стандартами, кроме дополнительных понятий, приведенных в 4.2.4-4.2.11.

4.2.4. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) - РУ, оборудование которого расположено в помещении.

4.2.4.1. Комплектное распределительное устройство (КРУ) - РУ, состоящее из шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами измерения, защиты и автоматики и соединительных элементов, предназначенное для установки в помещениях. Шкафы или блоки поставляются в собранном или полностью подготовленном к сборке виде.

4.2.4.2. Комплектное распределительное устройство элегазовое (КРУЭ) - РУ, состоящее из блоков, в которых основное оборудование помещено в оболочки, заполненные элегазом (SF6), являющимся изолирующей и (или) дугогасящей средой.

4.2.4.3. Присоединения в электрическом распределительном устройстве (присоединения) - элементы электрической схемы РУ, непосредственно касающиеся линии электропередачи или силового трансформатора либо конденсаторной установки и т.п.

4.2.4.4. Звено электрического распределительного устройства (звено) - часть территории открытого распределительного устройства (ОРУ) или закрытого распределительного устройства (ЗРУ), предназначенная для установки всей или части коммутационной и (или) другой аппаратуры одного присоединения.

4.2.5. Закрытая подстанция (ЗПС) - ПС, оборудование которой расположено в помещении или в металлической оболочке.

4.2.5.1. Пристроенная подстанция (распределительное устройство) - закрытая электрическая подстанция (ЗПС) (ЗРУ), имеющая только один строительный элемент, общий со смежным помещением (стену, перегородку или пол, являющийся перекрытием смежного помещения снизу).

4.2.5.2. Встроенная подстанция (распределительное устройство) - ЗПС (ЗРУ), имеющая два или более строительных элемента, общие со смежным помещением (помещениями).

4.2.5.3. Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) - ПС, состоящая из трансформаторов (встроенных в шкафы/установленных под открытым небом), блоков РУ и других элементов, поставляемых в собранном или полностью подготовленном к сборке виде.

4.2.5.4. Мачтовая трансформаторная подстанция (МТП) - трансформаторная подстанция (в том числе в конструктивном исполнении КТП), все оборудование которой установлено на конструкциях (или опорах воздушной линии электропередачи (ВЛ) под открытым небом на высоте, не требующей наземного ограждения.

4.2.5.5. Электрический распределительный пункт (РП) - обособленное РУ в электрической сети со вспомогательными сооружениями.

4.2.5.6. Секционирующий пункт (СП) - электроустановка, предназначенная для деления (секционирования) ВЛ на два участка.

4.2.6. Камера- помещение, предназначенное для установки аппаратов, трансформаторов и шин.

4.2.6.1. Закрытая камера - камера, имеющая проемы, защищенные сплошным (не сетчатым) ограждением.

4.2.6.2.Огороженная камера - камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично сетчатыми или смешанными (не сплошными) ограждениями. Под смешанным ограждением понимают ограждение из сеток и сплошных листов.

4.2.6.3.Взрывная камера - закрытая камера, предназначенная для локализации возможных аварийных последствий при повреждении установленных в ней аппаратов.

4.2.7. Коридор обслуживания - коридор вдоль камер или шкафов ЗРУ, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин.

4.2.7.1. Коридор управления - коридор обслуживания, в который выведены приводы или элементы управления приводами коммутационных аппаратов.

4.2.7.2. Взрывной коридор - коридор обслуживания, в который выходят двери взрывных камер.

4.2.8. Система сборных шин - комплект токоведущих элементов, соединяющих между собой различные соединения РУ.

4.2.9. Пневмососуд (ресивер) - герметическая емкость, предназначенная для сжатого воздуха.

4.2.9.1. Пневмоаккумулятор - комплекс из нескольких стационарных пнев-мососудов, предназначенный для накопления сжатого воздуха.

4.2.9.2. Основной пневмоаккумулятор - пневмоаккумулятор на компрессорном давлении, расположенный непосредственно возле компрессорной установки.

4.2.9.3. Пневмосеть- сеть трубопроводов, предназначенная для передачи сжатого воздуха на рабочем давлении от пневмоаккумулятора до потребителей сжатого воздуха (выключателей, пневмоприводов и т.п.).

4.2.10. Оперативный ток - электрический ток (постоянный, выпрямленный или переменный) системы питания цепей защиты, автоматики, управления, сигнализации и блокировки.

4.2.11. Режимы работы электроустановок для определения расчетных условий оборудования ПС (РП и РУ):

- нормальный - режим работы схемы электроустановки, все присоединения которой находятся в рабочем состоянии;

- аварийный - кратковременный заранее не предусмотренный режим, наступающий вследствие аварийного нарушения нормальной работы схемы ПС (РП, РУ), с выводом минимум одного присоединения РУ из рабочего состояния в результате выхода из строя какого-либо элемента присоединения;

- поспеаварийный - относительно длительный режим работы схемы электроустановки после вывода из рабочего состояния аварийного присоединения, дающий возможность осуществлять функции ПС (РП, РУ) со сниженной по сравнению с нормальным режимом надежностью;

- ремонтный - режим с заранее запланированным выводом из рабочего состояния какой-либо части РУ.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

4.2.12. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны выбираться и устанавливаться таким образом, чтобы:

- явления, сопутствующие нормальным условиям работы электроустановки (усилия, нагрев, электрическая дуга, искрение, выброс газов и т.п.), не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыкания на землю;

- при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

- после снятия напряжения с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам без нарушения работы соседних цепей;

- была обеспечена возможность удобной транспортировки оборудования.

4.2.13. Включать под напряжение и отключать присоединения РУ следует выключателем или выключателем нагрузки.

Намагничивающий ток силовых трансформаторов напряжением от 6 кВ до 500 кВ, зарядный ток и ток замыкания на землю ВЛ и кабельных линий электропередачи, зарядный ток систем шин и т.п. разрешается включать и отключать разъединителями (отделителями), если это позволяет их конструкция. Значения токов, которые разрешается включать и отключать разъединителями (отделителями), порядок выполнения операций этими аппаратами и конструктивное исполнение их установки должны приниматься в соответствии с требованиями действующих правил по технической эксплуатации электрических станций и сетей и других соответствующих НД.

Для защиты персонала от светового действия дуги над ручными приводами разъединителей (отделителей) должны устанавливаться козырьки или навесы из негорючего материала, за исключением:

- разъединителей (отделителей) напряжением 110 кВ, если ими выключают намагничивающий ток до 3 А или зарядный ток до 1 А;

-разъединителей (отделителей) напряжением от 6кВ до 35 кВ, если ими выключают намагничивающий ток до 3 А или зарядный ток до 2 А.

Приводы трехполюсных разъединителей напряжением от 6 кВ до 35 кВ внутренней установки, если они не отделены от разъединителей стеной или перекрытием, должны отделяться сплошными щитами.

Запрещено включать и отключать разъединителями:

конденсаторные батареи (КБ), статические компенсаторы (СТК), установки продольной компенсации (УПК) и другие конденсаторные установки;

зарядные токи линий электропередачи и токи замыкания на землю в сетях напряжением от 6 кВ до 35 кВ при работе сети в режиме с недокомпенсацией.

4.2.14. Конструкции, на которых установлены электрооборудование, аппараты, токоведущие части и изоляторы, должны выдерживать нагрузку от их массы, натяжения, коммутационных операций, воздействия ветра, гололеда и КЗ, а также от сейсмических воздействий.

Строительные конструкции, расположенные вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока выше 50 °С; недоступные для прикосновения персонала - до 70 °С.

Строительные конструкции разрешается не проверять на нагрев, если по токо-ведущим частям, расположенным вблизи строительных конструкций, проходит переменный ток, не превышающий 1000 А.

4.2.15. Во всех цепях РУ (присоединения, система сборных шин и т.п.) должны быть предусмотрены разъединяющие устройства с видимым разрывом, обеспечивающие возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т.п.) каждой цепи со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

Вышеуказанное требование не распространяется на:

- шкафы КРУ с выкатными элементами, а также КРУЭ при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов;

- высокочастотные заградители и конденсаторы связи;

- трансформаторы напряжения, установленные на линейных присоединениях (в случае одного комплекта трансформаторов напряжения);

- трансформаторы напряжения, установленные на системе шин для выполнения синхронизации;

- трансформаторы напряжения емкостного типа, присоединенные к системам шин;

- разрядники и ограничители перенапряжений, установленные на выводах силовых трансформаторов и шунтирующих реакторов и на линейных присоединениях;

- силовые трансформаторы с кабельными вводами и трансформаторы напряжения с кабельными вводами на высшее напряжение (ВН).

В отдельных случаях, обусловленных схемными или конструктивными решениями, трансформаторы тока допускается устанавливать до разъединителей, отсоединяющих остальные аппараты от источников напряжения.

4.2.16. Выключатель или привод выключателя должен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя запрещено.

Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен от него непрозрачной стеной, указатель положения должен быть и на выключателе, и на приводе.

На выключателе со встроенным приводом или с приводом, расположенным в непосредственной близости от выключателя и не отделенном от него непрозрачной стеной, разрешается устанавливать один указатель положения - на выключателе или на приводе.

На выключателе, внешние контакты которого четко указывают на включенное положение, разрешается не устанавливать указатель положения на выключателе и встроенном или не отгороженном стеной приводе.

Приводы разъединителей, заземляющих ножей и т.п., отделенных от аппаратов непрозрачной стеной, должны иметь указатель положения аппарата.

4.2.17. Ошиновка РУ и ПС должна выполняться преимущественно из алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения (исключения см. в 4.2.18). Разрешается применять ошиновку из меди или медных сплавов электротехнического назначения.

В случае если деформации ошиновки от изменения температуры могут стать причиной опасных механических напряжений в проводах или изоляторах, необходимо предусматривать меры, исключающие возможность возникновения таких напряжений.

В конструкции жесткой ошиновки должны быть предусмотрены устройства компенсации для предотвращения передачи механических усилий на контактные вводы аппаратов и опорные изоляторы. На жесткой ошиновке компенсаторы следует устанавливать также в местах пересечений с температурными и осадочными швами зданий и сооружений.

В сейсмических районах выводы электрооборудования с жесткой ошиновкой должны соединяться через гибкие вставки.

Трубчатые шины должны иметь устройства для гашения вибрации.

Конструкция шинодержателей и сжимов жесткой ошиновки в случае переменного тока выше 630 А не должна образовывать сплошного магнитного контура.

Токопроводы следует выполнять с соблюдением требований главы 2.2 «Правил устройства электроустановок».

4.2.18. При расположении ПС, РПиРУ в местах, где воздух может содержать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу электроустановки:

- применять закрытые ПС, РП и РУ, защищенные от проникновения пыли, вредных газов и паров в помещение;

- применять усиленную изоляцию и шины из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или окрашивать их защитным покрытием;

- располагать ПС, РП и РУ со стороны господствующего направления ветра;

- ограничивать количество оборудования, установленного под открытым небом;

- применять ПС, РП и РУ, выполненные по наиболее простым схемам. При сооружении ПС, РП и РУ вблизи морского побережья, соленых озер,

химических предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия от коррозии, следует применять специальные алюминиевые или сталеалюминиевые провода, защищенные от коррозии, или провода из меди и ее сплавов электротехнического назначения.

4.2.19. В случае расположения ПС, РП и РУ в сейсмических районах для обеспечения необходимой сейсмостойкости должно применяться сейсмостойкое оборудование. При необходимости следует предусматривать специальные конструктивные меры, повышающие сейсмостойкость электроустановки.

4.2.20. При расположении ПС и РУ на высоте более 1000 м над уровнем моря воздушные изоляционные промежутки, подвесную и опорную изоляцию и внешнюю изоляцию электрооборудования следует выбирать в соответствии с требованиями, приведенными в 4.2.49, 4.2.52, 4.2.76, 4.2.77, с учетом поправок, компенсирующих снижение электрической прочности изоляции при понижении атмосферного давления.

4.2.21. В РУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже допустимой, для электрооборудования и аппаратов, должен быть предусмотрен электрический подогрев для обеспечения надежного функционирования оборудования и аппаратов.

4.2.22. Буквенно-цифровое и цветовое обозначение фаз электрооборудования и ошиновки ПС и РУ следует выполнять с соблюдением требований главы 1.1« Правил устройства электроустановок».

4.2.23. РУ напряжением 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой, предназначенной для предупреждения неправильных действий с разъединителями, заземляющими ножами (ЗН), отделителями и короткозамы-кателями.

При помощи оперативной блокировки предотвращают:

- подачу напряжения на участок электрической схемы, заземленный включенным ЗН, а также на участок электрической схемы, отделенный от включенных ЗН только выключателем;

-включение ЗН на участке схемы, не отделенной разъединителем (отделителем) от других участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;

- отключение и включение разъединителями (отделителем) токов нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

В КРУ с выкатными элементами блокировка должна исключать возможность:

включения ЗН, если выкатной элемент не выведен в испытательное либо ремонтное положение, или выкатывания выкатного элемента в рабочее положение при включенном ЗН;

включения ЗН сборных шин, если выкатные элементы вводов рабочего и резервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение, или выкатывания выкатного элемента в рабочее положение при включенном ЗН сборных шин.

У разъединителей с полюсным управлением в зону действия блокировки должны включаться все три полюса.

Разъединители РУ напряжением от 35 кВ до 220 кВ должны иметь механическую либо электромагнитную блокировку со своими ЗН, а разъединители РУ напряжением 330 кВ и выше - электромагнитную блокировку со своими ЗН. Разъединители РУ с приводами от электродвигателя всех напряжений должны иметь, кроме того, электрическую блокировку со своими ЗН.

На ЗН линейных разъединителей со стороны линии разрешается иметь только механическую блокировку с приводом своего разъединителя и приспособление для запирания ЗН замками в выключенном положении.

Устройство оперативной блокировки можно выполнять с применением любой элементной базы в виде локального устройства оперативной блокировки или в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУТП) ПС (РП).

В РУ одинакового напряжения блокировки ЗН всех присоединений выполняют однотипными.

Приводы разъединителей, доступные для неквалифицированных работников, должны обеспечиваться приспособлением для запирания их замками в отключенном и включенном положениях.

4.2.24. РУ и ПС должны быть оборудованы стационарными ЗН в соответствии с требованиями безопасности заземления аппаратов и ошиновки без применения переносных заземляющих проводников, за исключением условий, приведенных в4.2.25.

В РУ напряжением 3 кВ и выше стационарные ЗН должны размещаться таким образом, чтобы персонал, работающий на токоведущих частях каких-либо участков присоединений и сборных шин, был защищен ЗН со всех сторон, откуда может быть подано напряжение. ЗН разрешается отделять от токоведущих частей, на которых непосредственно работает персонал, отключенными выключателями, разъединителями, отделителями, выключателями нагрузки или снятием предохранителей, демонтажом шин или проводов.

Дополнительное заземление на токоведущей части непосредственно на рабочем месте должно быть предусмотрено в тех случаях, когда эти части могут быть под наведенным напряжением (потенциалом).

Каждая секция (система) сборных шин РУ напряжением 6 кВ и выше должна иметь два комплекта ЗН. При наличии трансформаторов напряжения заземление сборных шин должно осуществляться ЗН разъединителей трансформаторов напряжения. На случай вывода ЗН в ремонт на разъединителях, оснащенных ЗН, следует предусматривать вторые комплекты ЗН на других разъединителях данного участка схемы, расположенных со стороны возможной подачи напряжения. Последнее требование не касается:

ЗН со стороны линий линейных разъединителей (при отсутствии обходной системы шин или ремонтной перемычки со стороны ВЛ);

ЗН, установленных как самостоятельные аппараты отдельно от разъединителей;

ЗН в цепи секционной связи КРУ.

Разрешается на ЗН линейных разъединителей со стороны линии иметь привод с дистанционным управлением для предотвращения травмирования персонала при ошибочном включении их при наличии на линии напряжения.

4.2.25. Применение переносных защитных заземляющих проводников разрешается предусматривать в следующих случаях:

- для защиты от наведенного напряжения;

- в действующих устройствах, где ЗН не могут быть установлены по условиям компоновки или конструкции электроустановки;

- на участках схемы, где ЗН установлены отдельно от разъединителей, на время ремонта ЗН;

- в случае работы на линейных разъединителях и на оборудовании, расположенном со стороны ВЛ до линейного разъединителя (конденсаторах связи, высокочастотных заградителях и т.п.).

В местах, где стационарные ЗН не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

4.2.26. Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем планировки для ОРУ и установленных под открытым небом трансформаторов 2 м или 1,6 м (с учетом 4.2.54 и 4.2.55), а над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, -1,9 м; сетки должны иметь ячейки размером не более 25 мм х 25 мм, а также приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте от 0,1 до 0,2м,ав ЗРУ - на уровне пола.

На входе в камеры выключателей, силовых трансформаторов и других аппаратов для осмотра камер при наличии напряжения на токоведущих частях в качестве дополнительной меры разрешается применять барьеры. Барьеры должны быть съемными и устанавливаться на высоте 1,2 м. Расстояния от барьеров до открытых токоведущих частей определяют в соответствии с требованиями Правил безопасной эксплуатации электроустановок.

При высоте пола камер над уровнем земли более 0,3 м необходимо оставлять между дверью и барьером расстояние не менее 0,5 м или предусматривать смотровую площадку перед дверью.

4.2.27. Указатели уровня и температуры масла маслонаполненных силовых трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны размещаться таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (например, со стороны входа в камеру).

Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана силового трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2 м или должен быть предусмотрен соответствующий приямок.

4.2.28. Цепи защиты, автоматики, измерения, сигнализации и освещения, проложенные по электротехническим устройствам (оборудованию) с масляным наполнением, следует выполнять проводами с маслостойкой изоляцией.

4.2.29. Установленные на открытом воздухе силовые трансформаторы, реакторы и конденсаторы для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца должны окрашиваться в светлые тона красками без металлических добавок, стойкими к воздействию атмосферы и масла.

4.2.30. ПС, РП и РУ должны оборудоваться электрическим освещением с соблюдением требований раздела 6 ПУЭ:2006. Осветительную арматуру необходимо устанавливать таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание.

4.2.31. ПС, РП и РУ следует обеспечивать средствами связи согласно принятой системы обслуживания.

4.2.32. Компоновка и конструктивное исполнение ОРУ, ЗРУ и ЗПС должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для выполнения монтажных, ремонтных работ и технического обслуживания электрооборудования.

4.2.33. Расстояние между оборудованием, ошиновкой РУ (ПС) и деревьями высотой более 4 м должно быть таким, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева (с учетом высоты деревьев через 25 лет роста).

Расстояния от конструкций, оборудования и ограждений ПС, РП, ЗРУ и ЗПС до границ лесного массива, мест разработки и открытого залегания торфа должны приниматься в соответствии с требованиями действующих НД по противопожарной защите.

4.2.34. ПС и РП с дежурным персоналом должны быть обеспечены питьевой водой путем сооружения хозяйственно-питьевого водопровода, артезианских скважин или колодцев.

При непригодности воды в колодцах для потребления или в случае расположения ПС (РП) на скальных грунтах необходимо доставлять воду на ПС (РП) передвижными средствами.

4.2.35. На ПС (РП) с дежурным персоналом, где имеется водопровод, должны быть устроены утепленные уборные с канализацией. На ПС (РП) с дежурным персоналом при отсутствии поблизости канализационных магистралей разрешается сооружение местных канализационных устройств.

На ПС и РП напряжением 35 кВ и выше (за исключением МТП и СП) без дежурного персонала разрешается сооружать неутепленные уборные с водонепроницаемыми приямками.

На ПС и РП напряжением 110 кВ и выше без дежурного персонала, расположенных вблизи существующих систем водоснабжения и канализации (на расстоянии до 0,5 км), в здании общеподстанционного пункта управления (ОПУ) должны предусматриваться санитарные канализационные узлы.

4.2.36. Территорию открытой ПС (РП) напряжением от 35 кВ до 750 кВ следует ограждать внешним ограждением высотой не менее 1,8 м. Ограждение должно выполняться сплошным (преимущественно из железобетонных конструкций), по верху ограждения устанавливается козырек из нитей колючей проволоки (или других средств) с наклоном в сторону ПС (РП). Колючую проволоку разрешается не предусматривать, если вместо нее монтируют элементы периметральной охранной сигнализации.

Ограждение открытых ПС (РП) должно выполняться со сплошными металлическими воротами и калиткой, конструкция которых должна исключать возможность свободного проникновения на территорию ПС (РП). Ворота и калитки должны закрываться на внутренний замок.

Конструктивные элементы ограждения должны иметь между собой металлическую связь. Заземление внешнего ограждения устраивается с соблюдением требований главы 1.7 ПУЭ:2006.

Закрытые ПС (РП) могут быть огорожены при необходимости.

4.2.37. На территории ПС напряжением 110 кВ и выше с дежурным персоналом должны огораживаться ОРУ и силовые трансформаторы внутренним ограждением высотой 1,6 м (см. также 4.2.55).

ОРУ разных напряжений и силовые трансформаторы могут иметь общее ограждение.

В случае расположения ОРУ (ПС) на территории электростанции эти ОРУ (ПС) следует ограждать внутренним ограждением высотой 1,6 м.

Вспомогательные сооружения (мастерские, склады, ОПУ и т.п.), расположенные на территории ОРУ, следует огораживать внутренним ограждением высотой 1,6 м.

Внутренние ограждения могут быть сплошными, сетчатыми или решетчатыми.

4.2.38. На территории ОРУ и ПС, на которых в нормальных условиях эксплуатации из аппаратной маслохозяйства, со складов масла, из машинных помещений, а также из маслонаполненных силовых трансформаторов и выключателей при проведении ремонтных и других работ могут иметь место утечки масла, должны предусматриваться устройства для его сбора и удаления, чтобы исключить возможность растекания масла по территории и попадания в водоемы.

4.2.39. Расстояния от электрооборудования до взрывоопасных зон и помещений принимаются согласно требованиям соответствующих разделов НПАОП 40.1-1.32.40 «Правила устройства электроустановок. Электрооборудование специальных установок».

4.2.40. Для питания устройств защиты, автоматики, сигнализации, дистанционного управления коммутационными аппаратами, оперативной блокировки и т.п. на ПС (РП) может применяться постоянный, выпрямленный и переменный оперативный ток.

На вновь построенных ПС (РП) напряжением 110 кВ и выше с выключателями на ВН должен применяться постоянный оперативный ток. На тупиковых ПС напряжением от 110 кВ до 220 кВ, на ПС напряжением от 35 кВ до 220 кВ без выключателей на ВН и с выключателями на среднее напряжение (СН) и более низкое напряжение (НН) с электромагнитными приводами, а также на ПС напряжением 35 кВ с выключателями на ВН и НН с электромагнитными приводами разрешается применять выпрямленный оперативный ток.

На ПС напряжением от 35 кВ до 220 кВ без выключателей на ВН и с выключателями на СН и НН с пружинными приводами, а также на ПС напряжением 35 кВ с выключателями на ВН и НН с пружинными приводами разрешается применять переменный оперативный ток.

На ПС (РП) с высшим напряжением 6 кВ и 10 кВ применяют преимущественно переменный оперативный ток.

4.2.41. На всех присоединениях одного РУ напряжением 6 кВ и выше должна применяться одна система оперативного тока. Смешанную систему оперативного тока разрешается использовать на реконструируемых ПС.

ОТКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

4.2.42. ВОРУ напряжением 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий. При определении габаритов проездов следует учитывать размеры применяемых приспособлений и механизмов. Однако габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и не менее 5 м по высоте от уровня полотна дороги.

4.2.43. Соединение гибких проводов в пролетах должно выполняться опрес-совкой с помощью соединительных зажимов, а соединение в петлях возле опор, присоединение ответвлений в пролете и присоединение к аппаратным зажимам -опрессовкой или сваркой. При этом присоединение ответвлений в пролете должно выполняться без разрезания проводов пролета.

Пайка и скрутка проводов запрещены.

Болтовое соединение допускается только на зажимах аппаратов и на ответвлениях к ограничителям перенапряжений (ОПН) или разрядникам вентильным (РВ), конденсаторам связи и трансформаторам напряжения, а также для временных устройств, для которых применение неразъемных соединений требует большого объема работ по перемонтажу шин.

Изоляционную подвеску для крепления шин в ОРУ следует применять преимущественно одноцепную. Если одноцепная подвеска не удовлетворяет условиям механических нагрузок, то применяют двухцепную с раздельным креплением цепей к траверсе (опоре). В случае применения двухцепных изоляционных подвесок необходимо предусматривать механическое соединение между цепями подвесок со стороны проводов.

Применение разделительных (врезных) подвесок в пролете ошиновки не разрешается, за исключением подвесок, с помощью которых осуществляют крепление высокочастотных заградителей.

Закрепление гибких шин и тросов в натяжных и поддерживающих зажимах относительно прочности должно соответствовать требованиям, приведенным в 2.5.109 и 2.5.114 главы 2.5 ПУЭ:2006.

4.2.44. Соединение жестких шин в пролете и ответвления от них в пролете должны выполняться сваркой.

4.2.45. Ответвления от сборных шин ОРУ следует располагать ниже сборных шин.

Подвешивать ошиновку одним пролетом над двумя и более секциями шин или системами сборных шин запрещено.

4.2.46. Механические нагрузки на шины и конструкции от ветра и гололеда, а также расчетные температуры воздуха должны определяться для ОРУ в соответствии с картами климатического районирования и требованиями главы 2.5 ПУЭ:2006 к ВЛ в зависимости от класса безотказности устройства, с учетом того, что напряжение ОРУ является показателем соответствия класса ВЛ по безотказности.

Климатические нагрузки на шины и конструкции ОРУ НН на ПС напряжением от 330 кВ до 750 кВ, от шин которых осуществляется питание на собственные нужды ПС, должны приниматься по классу безотказности для ВЛ напряжением от 330 кВ до 750 кВ в соответствии с главой 2.5 ПУЭ:2006.

При определении механических нагрузок на конструкции по второй группе предельных состояний следует дополнительно учитывать массу человека с инструментами и монтажными приспособлениями в случае применения:

- натяжных изоляционных подвесок - 2,0 кН;

- поддерживающих изоляционных подвесок - 1,5 кН;

- опорных изоляторов - 1,0 кН.

Весовая нагрузка от спусков к аппаратам ОРУ не должна вызывать недопустимые механические напряжения и недопустимое сближение проводов при расчетных климатических условиях.

4.2.47. Коэффициент запаса механической прочности при нагрузках, соответствующих 4.2.46, следует принимать:

- для гибких шин - не менее 3 по отношению к их временному сопротивлению разрыву;

- для изоляционных подвесок - не менее 4 по отношению к гарантированной минимальной разрушающей нагрузке целого изолятора (механической или электромеханической в зависимости от требований стандартов на примененный тип изолятора);

- для сцепной арматуры гибких шин - не менее 3 по отношению к минимальной разрушающей нагрузке.

Расчетные механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные изоляторы, должны приниматься с соблюдением требований главы 1.4 «Правил устройства электроустановок» и требований действующего межгосударственного стандарта по методам расчета электродинамического и термического действия тока КЗ.

4.2.48. Опоры для крепления шин ОРУ должны рассчитываться как промежуточные или концевые согласно главе 2.5 ПУЭ:2006. Промежуточные опоры, временно используемые как концевые, должны быть усилены при помощи оттяжек.

4.2.49. На ПС (РП) напряжением 35 кВ и выше для крепления гибкой ошиновки должны применяться изоляционные подвески из фарфоровых, стеклянных или полимерных изоляторов в зависимости от климатических условий и условий загрязнения. Преимущество следует отдавать применению стеклянных или полимерных изоляторов.

Конструкцию изоляционных подвесок и количество опорных изоляторов для крепления ошиновки, а также внешнюю изоляцию электрооборудования РУ следует выбирать с учетом 4.2.163 и главы 1.9 ПУЭ:2006.

4.2.50. Компоновка ОРУ напряжением от 35 кВ до 220 кВ должна выполняться преимущественно без верхнего яруса шин над выключателями. Для ОРУ напряжением 330 кВ и выше это требование является обязательным.

4.2.51. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токове- дущими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до земли, заземленных конструкций и ограждений, а также между неизолированными токоведущими частями различных цепей должны приниматься согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.1-4.2.10).

В случае если в электроустановках, расположенных на высокогорье, расстояния между фазами увеличивают по сравнению с приведенными в табл. 4.2.1 по результатам проверки на корону, соответственно следует увеличивать и расстояния до заземленных частей.

4.2.52. Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах (рис. 4.2.1) между токоведущими и заземленными частями Аф-3 и между токоведущими частями разных фаз Аф-ф следует принимать согласно табл. 4.2.1, а при гибких шинах (рис. 4.2.5) - определять по формулам (4.2.1-4.2.3):

 

АФ-3,ГФ-3+а,    (4.2.1)

А1Ф-3,Г1Ф-3+а,  (4.2.2)

АФ-Ф,ГФ-Ф+а,   (4.2.3)

 

где

а = f * sin α      (4.2.4)

f - стрела провисания провода при температуре +15 °С, м;

 

α = arctg (P/G);            (4.2.5)

 

G - линейная нагрузка от веса провода на 1 м длины провода, Н/м;

Р - линейная нагрузка от ветра на 1 м длины провода, Н/м.

При определении величины Р следует принимать ветровое давление, соответствующее 40% эксплуатационной нагрузки на провод от ветра согласно главе 2.5 ПУЭ.2006.

Рис 4.2.1. Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах между токоведущими и заземленными частями (Аф3, А1ф3) и между токоведущими

частями разных фаз (Аф-ф)

 

4.2.53. Наименьшие допустимые расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями соседних фаз, находящихся под напряжением, в момент их наибольшего сближения под действием токов КЗ должны соответствовать наименьшим воздушным промежуткам на ВЛ, принятым для наибольшего рабочего напряжения и приведенным в табл. 2.5.28 главы 2.5 ПУЭ:2006.

На гибкой ошиновке, выполненной из нескольких проводов в фазе, следует устанавливать дистанционные распорки.

Рис. 4.2.2. Наименьшие расстояния в свету при гибких неизолированных шинах между токоведущими и заземленными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной горизонтальной плоскости

 

Рис. 4.2.3. Наименьшие расстояния от неизолированных токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до внутренних ограждений

Таблица 4.2.1. Наименьшие расстояния в свету от неизолированных токоведущих частей до различных элементов ОРУ (ПС) напряжением от 10 кВ до 750 кВ, защищенных РВ (в числителе) или ОПН (в знаменателе)

 

Рисунок

Наименование расстояния

Обозначение

Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ

 

 

 

до 10

20

35

110

150

220

330

500

750

4.2.1 4.2.2 4.2.3

От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до протяженных заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м, а также до стационарных экранов между звеньями РУ и противопожарных перегородок

АФ-3

200*

300

400

900 600

1300 800

1800 1200

2500 2000

3750 3300

5500 5200

4.2.1 4.2.2

От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций: головка аппарата-опора, провод-стояк, провод-кольцо (стержень)

А1ф-3

200*

300

400

900 600

1300 800

1600 1200

2200 l800

3300 2700

5000 4500

4.2.1 4.2.2

Между токоведущими частями разных фаз

 

220

330

440

1000 750

1400 1050

2000 1600

2800 2200

4200 3400

8000, 6500

4.2.3

От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м

Б

950

1050

1150

1650 1350

2050 1550

2550 2000

3250 3000

4500 4100

6250

5800

4.2.5

Оттоковедущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положениях, от стропов, грузозахватных устройств и грузов

Б1

1000

1000

1000

1500

2000

2500

3500

4500

6000

4.2.6

Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживании нижней цепи и неотклю-ченной верхней

В

950

1050

1150

1650

2050 2000

3000 2400

4000 3500

5000 3900

7000 6000,

4.2.4 4.2.10

От неогражденных токоведущих частей до земли или кровли здания при наибольшем провисании проводов

Г

2900

3000

3100

3600 3300

4000 3500

4500 3900

5000 4700

6450 6000

8200 7200

4.2.8 4.2.10

От токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения или до здания либо сооружения

д

2200

2300

2400

2900 2600

3300 2800

3800 3200

4500 4000

5750 5300

7500 6500

4.2.6 4.2.7

Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной другой

Д1

2200

2300

2400

2900 2600

3300 2800

3800 3200

4200 3800

5200 4700

7000 6500

4.2.9

От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту

Ж

240

365

485

1100 850

1550 1150

2200 1800

3100 2600

4600 3800

7500 6100

Примечания:

1. Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках поверхности изоляции. При отсутствии данных о распределении потенциала разрешается условно принимать прямолинейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны заземленных частей).

2. Расстояние от токоведущих частей до элементов изоляции (со стороны токоведущих частей), находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, разрешается принимать менее размера Б1, но не менее размера А1ф-3.

3. Расстояния Аф-3, А1ф-3 и Аф-ф для ОРУ напряжением 220 кВ и выше, расположенных на высоте более 1000 м над уровнем моря, следует увеличивать в соответствии с требованиями государственных стандартов, а расстояния Аф-ф  , В и Д1 должны быть проверены по условиям ограничения короны.

4. Для напряжения 750 кВ в таблице даны расстояния Аф-ф между параллельными проводами длиной более 20 м; расстояния Аф-ф между экранами, скрещенными проводами, параллельными проводами длиной до 20 м для ОРУ напряжением 750 кВ с разрядниками или с ОПН следует уменьшать на 1000 мм.

* Для аппаратов ОПН расстояние разрешено сокращать по высоте аппарата до 105 мм -для напряжения 6 кВ и до 150 мм - для напряжения 10 кВ.

 

Рис 4.2.4. Наименьшие расстояния от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки фарфора (полимерного материала) изоляторов до земли или наземных коммуникационных сооружений

Рис 4.2.5. Наименьшие расстояния от токоведущих частей до транспортируемого оборудования

 

 

 

4.2.54. Наименьшие расстояния от неизолированных токоведущих частей и элементов изоляторов, находящихся под напряжением (со стороны токоведущих частей), до постоянных внутренних ограждений должны быть (табл. 4.2.1, рис. 4.2.3):

по горизонтали - не менее размера Б при высоте ограждения 1,6 м и не менее размера Аф-3 при высоте ограждения 2,0 м в плоскости ограждения;

по вертикали - не менее размера Аф-3 от точки, расположенной в плоскости ограждения на высоте 2,7 м от поверхности земли.

4.2.55. Токоведущие части (вводы, шины, спуски и т.п.) могут не иметь внутренних ограждений, если они расположены над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений, по которым могут ходить люди (например, плит кабельных каналов либо лотков и т.п.), на высоте не менее значений, соответствующих размеру Г согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.4).

Неогражденные токоведущие части, соединяющие конденсатор устройств высокочастотной связи, телемеханики и защиты с фильтром, должны располагаться на высоте не менее 2,5 м. В этом случае фильтры устанавливают на высоте, которая дает возможность производить ремонт (настройку) фильтра без снятия напряжения с оборудования присоединения.

Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать (см. рис. 4.2.4). При меньшей высоте оборудование должно иметь постоянное ограждение, удовлетворяющее требованиям 4.2.26 и расположенное от трансформаторов и аппаратов на расстояниях не менее приведенных в 4.2.54.

4.2.56. Расстояния от неогражденных токоведущих частей до габаритов машин, механизмов и транспортируемого оборудования должны быть не менее размера Б1 согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.5).

4.2.57. Расстояния между ближайшими неогражденными токоведущими частями разных цепей должны выбираться из условия безопасного обслуживания одной цепи при неотключенной второй. При расположении неогражденных токоведущих частей разных цепей в разных (параллельных или перпендикулярных) плоскостях расстояния по вертикали должны быть не менее размера В, а по горизонтали - размера Д1 согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.6). При наличии различных напряжений размеры В и Д1 принимают по более высокому напряжению.

Размер В определен из условия обслуживания нижней цепи при неотключенной верхней, а размер Д1 - обслуживания одной цепи при неотключенной второй (рис. 4.2.7). Если такое обслуживание не предусматривается, расстояние между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях следует принимать согласно 4.2.51 и 4.2.52; в этом случае необходимо учитывать возможность сближения проводов в условиях эксплуатации (под воздействием ветра, гололеда, температуры).

4.2.58. Расстояния между токоведущими частями и верхней кромкой внешнего ограждения должны быть не менее размера Д согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.8). При этом расстояния по вертикали от токоведущих частей до уровня земли вне территории ОРУ (ПС) должны быть не менее указанных в 4.2.84.

4.2.59. Расстояния от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до заземленных частей должны быть не менее размеров Аф-3 и А1ф-3; до ошиновки своей фазы, присоединенной ко второму контакту, - не менее размера Ж; до ошиновки других присоединений - не менее размера В согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.9).

4.2.60. Расстояния между токоведущими частями ОРУ и зданиями или сооружениями (ЗРУ, помещение щита управления и т.п.) по горизонтали должны быть не менее размера Д, а по вертикали при наибольшем провисании проводов - не менее размера Г согласно табл. 4.2.1 (рис. 4.2.10).

4.2.61. Прокладка воздушных осветительных линий, воздушных линий связи и цепей сигнализации над и под токоведущими частями ОРУ, а также использование конструкций ПС с молниеотводами для прокладки воздушных линий какого-либо назначения запрещена.

 

 

Рис. 4.2.6. Наименьшие расстояния между токоведущими частями разных цепей, расположенных в разных плоскостях, с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней

 

 

Рис 4.2.7. Наименьшие расстояния по горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при неотключенной второй

 

Рис. 4.2.8. Наименьшие расстояния от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения

Рис 4.2.9. Наименьшие расстояния от контактов и ножей разъединителей в выключенном положении до токоведущих частей

 

4.2.62. Расстояния от установленных под открытым небом электротехнических устройств до водоохладителей ПС для расчетной температуры наружного воздуха в диапазоне от минус 20 °С до минус 36 °С должны быть не менее значений, приведенных в табл. 4.2.2.

Для районов с расчетными температурами наружного воздуха ниже минус 36 С приведенные в табл. 4.2.2 расстояния следует увеличивать на 25%, а с температурами выше минус 20 °С - уменьшать на 25%. Для реконструируемых объектов приведенные в табл. 4.2.2 расстояния допускается уменьшать не более чем на 25%.

4.2.63. Расстояния от складов водорода до ОРУ, трансформаторов, синхронных компенсаторов должны быть не менее 50 м; до опор BJI - не менее 1,5 высоты опоры; до зданий ПС при количестве баллонов, хранящихся на складе, до 500 шт., - не менее 20 м, более 500 шт. - не менее 25 м; до внешнего ограждения ПС - не менее 5,5 м.

Таблица 4.2.2. Наименьшие расстояния от установленных под открытым небом электротехнических установок до водоохладителей ПС

 

Водоохладители

Расстояние, м

Брызгальные устройства и открытые градирни

80

Башенные и одновентиляторные градирни

30

Секционные вентиляторные градирни

42

 

Рис 4.2.10. Наименьшие расстояния между токоведущими частями и зданиями и сооружениями

 

4.2.64. Противопожарные расстояния от маслонаполненного оборудования с массой масла в единице оборудования 60 кг и более до производственных и складских зданий с категориями по пожарной опасности В, Г и Д на территории ПС должны быть не менее:

- 16м - при степенях огнестойкости этих зданий I и II;

- 20 м - при степенях огнестойкости III, Ша, Шб;

- 24 м - при степенях огнестойкости IV, IVa и V.

Вышеуказанные требования не распространяются на случаи, приведенные в 4.2.65.

Расстояния от здания ЗРУ до других производственных и складских зданий ПС должны быть не менее 7 м. Указанные расстояния могут не соблюдаться при условии, что стена ЗРУ, обращенная в сторону другого здания, сооружена как противопожарная с пределом огнестойкости REI150.

Расстояния от маслонаполненного оборудования РУ ПС до зданий ЗРУ и других технологически связанных зданий и сооружений (щитов, КБ, СТК и т.п.) определяются с учетом технологических требований.

Расстояния от маслонаполненного электрооборудования до взрывоопасных зон и помещений следует принимать в соответствии с НПАОП 40.1-1.32-01 «Правила устройства электроустановок. Электрооборудование специальных установок».

4.2.65. При установке у стен производственного или складского здания категорий Г и Д масляных силовых трансформаторов с массой масла 60 кг и более, обслуживающих эти здания, на расстоянии от них более 10 м специальных требований к стенам, окнам и дверям зданий не предъявляют. При установке указанных трансформаторов на расстоянии менее 10 м от стен и в пределах участков шириной Б (рис. 4.2.11) должны выполняться следующие требования:

- в пределах первого этажа в стенах здания не должно быть окон и дверей;

- на втором и третьем этажах стен здания разрешается иметь противопожарные окна с пределом огнестойкости не менее EI 60. Выше третьего этажа разрешается иметь окна, открывающиеся внутрь помещения, с проемами, защищенными снаружи металлической сеткой с ячейками размером не более 25 мм х 25 мм;

- стена здания со стороны силовых трансформаторов должна выполняться как противопожарная с пределом огнестойкости REI150. Стена должна возвышаться над кровлей здания не менее чем на 0,6 м, если хотя бы один из элементов покрытия, за исключением кровли, выполнен из материалов группы горючести ГЗ или Г4; на 0,3 м, если хотя бы один из элементов покрытия, за исключением кровли, выполнен из материалов группы горючести Г1 или Г2. Противопожарная стена может не возвышаться над кровлей, если все элементы, за исключением кровли, выполнены из негорючих материалов;

- выполнять вентиляционные приемные отверстия в стене здания запрещено; вытяжные отверстия с выбросом незагрязненного воздуха разрешено выполнять на высоте выше первого этажа. Выполнять вентиляционные отверстия в ограждающих конструкциях кабельных помещений со стороны трансформаторов на участке шириной Б запрещено;

- расстояние в свету между наиболее выступающими частями трансформаторов и стеной здания должно быть не менее 0,8 м;

- вдоль всех основных силовых трансформаторов должен быть предусмотрен проезд шириной не менее 3,5 м или пожарный подъезд к каждому из них.

Приведенные на рис. 4.2.11 размеры а, б и А принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов на высоте до 1,9 м от поверхности земли. При единичной мощности силовых трансформаторов до 1,6 MB-А расстояние в принимают не менее 1,5 м, а для трансформаторов с единичной мощностью более 1,6 МВ-А - не менее 2,0 м. Расстояние б принимают согласно 4.2.112.

Требования настоящего пункта распространяются также на КТП, установленные под открытым небом.

4.2.66. Расстояния от жилых и общественных зданий до ПС следует принимать в соответствии с требованиями государственных строительных норм по градостроительству.

4.2.67. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении маслонаполненных силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов) с количеством масла более 1 т в единице (в одном баке) должны применяться маслоприемники с отводом масла маслоотводами в маслосборники. Для трансформаторов (реакторов) мощностью до 10 МВ-А и маслонаполненных баковых выключателей напряжением 110 кВ и выше разрешается выполнять маслоприемники без отвода масла.

Объем маслоприемника с отводом масла должен быть рассчитан на прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор).

Объем маслоприемника без отвода масла должен быть рассчитан на прием 100% масла, залитого в трансформатор (реактор), и 80% воды средств пожаротушения из расчета орошения площадей маслоприемника и боковой поверхности трансформатора (реактора) с интенсивностью 0,2 л/см2 в течение 30 мин.

Объем маслоприемника для баковых выключателей должен быть рассчитан на прием 80% масла, находящегося в одном баке.

Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного оборудования не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1,0 м - при массе масла более 2 т до 10 т; 1,5 м - при массе более 10 т до 50 т; 2,0 м - при массе более 50 т. При этом габарит маслоприемника разрешается принимать меньше на 0,5 м со стороны стены или перегородки, размещаемой от трансформатора (реактора) на расстоянии менее 2,0 м.

 

Первый вариант

 

Второй вариант

 

Рис 4.2.11. Требования к открытой установке масляных силовых трансформаторов возле производственных и складских зданий категорий ГиД

 

Маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглубленного типа (дно ниже уровня окружающей планировки земли), так и незаглубленного типа (дно на уровне окружающей планировки земли).

Незаглубленный маслоприемник должен выполняться в виде бортовых ограждений маслонаполненного электрооборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не менее 0,25 м и не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки земли.

При выполнении заглубленного маслоприемника обустройство бортовых ограждений разрешается не выполнять.

Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно иметь уклон не менее чем 0,005 в сторону приямка и быть засыпано чистым гравием или промытым гранитным щебнем либо непористым щебнем другой породы с частицами размером от 30 мм до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м.

Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 7,5 см ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников с бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).

Разрешается не засыпать дно маслоприемников по всей площади гравием. В этом случае на системах отвода масла от трансформаторов (реакторов) необходимо предусматривать установку огнепреградителей.

Маслоприемники без отвода масла в маслосборник должны выполняться заглубленной конструкции с металлической решеткой, поверх которой должен быть насыпан слой чистого гравия или промытого гранитного щебня либо непористого щебня другой породы с частицами размером от 30 мм до 70 мм толщиной не менее 0,25 м. Кроме того, необходимо предусматривать устройства для удаления масла и воды из маслоприемников и контроля наличия масла и воды в маслоприемнике.

Устройство маслоприемников и маслоотводов должно исключать возможность перетока масла или масловодной эмульсии из одного маслоприемника в другой, растекания масла по кабельным и другим подземным сооружениям, распространения пожара, засорения маслоотвода и забивания его снегом, льдом и т.п.

При установке маслонаполненного электрооборудования на перекрытии здания (сооружения) устройство маслоотводов является обязательным.

Маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара автоматическими стационарными установками, в объеме 50% масла и полного объема воды за время не более 15 мин на безопасное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооружений (но не менее чем на 10 м). Маслоотводы могут выполняться в виде подземных трубопроводов или открытых кюветов и лотков.

Объем маслосборников в зависимости от группы электрических ПС (приложение А) должен составлять:

- для открытых ПС I группы - 100% объема масла единичного оборудования, вмещающего наибольшее количество масла, и 80% расчетного объема воды, применяемой для автоматического пожаротушения силового трансформатора (реактора);

- для закрытых ПС I группы -100% объема масла единичного оборудования, вмещающего наибольшее количество масла, и 100% расчетного объема воды, применяемой для автоматического пожаротушения силового трансформатора;

- для открытых ПС II группы- 100% объема масла единичного оборудования, вмещающего наибольшее количество масла, и 80% расчетного объема воды, применяемой для пожаротушения из пожарных гидрантов;

- для закрытых ПС II группы- 100% объема масла единичного оборудования, вмещающего наибольшее количество масла, и 80% расчетного объема воды, применяемой для внутреннего пожаротушения здания ЗПС;

- для ПС III группы - 100% объема масла единичного оборудования, вмещающего наибольшее количество масла, и дополнительно 20 м3 (запас).

Маслосборники следует предусматривать закрытого типа. Требования этого пункта не распространяются на силовые трансформаторы (реакторы) с элегазовым наполнением.

4.2.68. На ПС с установленными под открытым небом силовыми трансформаторами напряжением 110 кВ и 150 кВ единичной мощностью 63 МВ-А и более, с трансформаторами напряжением 220 кВ и выше независимо от мощности, на ПС с синхронными компенсаторами, а также на закрытых ПС напряжением 110 кВ и выше с трансформаторами единичной мощностью менее 63 МВ-А для тушения пожара необходимо предусматривать противопожарный водопровод. В качестве источника поставки воды для противопожарного водопровода следует использовать существующие наружные водопроводные сети, водохранилища, реки, пруды и т.п., а при их отсутствии - специально предусмотренные резервуары или искусственные водоемы.

На ПС с установленными под открытым небом силовыми трансформаторами напряжением от 35 кВ до 150 кВ единичной мощностью менее 63 МВ-А противопожарный водопровод и противопожарные резервуары (водоемы) не предусматриваются.

4.2.69. Комплектное распределительное наружное устройство (КРУН) и КТП с установкой их под открытым небом должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для обслуживания. В районах, подверженных снежным заносам, разрешается КРУН и КТП устанавливать под открытым небом на высоте не менее 1,0 м.

Расположение КРУН и КТП должно обеспечивать удобную выкатку и транспортировку трансформаторов и выкатной части камер.

ЗАКРЫТЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ

4.2.70. ЗРУ и ПС могут быть как расположенными в отдельно стоящих зданиях, так и встроенными и пристроенными. Пристройка ПС (РУ) к существующему зданию с использованием стены здания в качестве стены ПС (РУ) допускается при условии принятия мер, предотвращающих нарушение гидроизоляции стыка при осадке пристроенной ПС (РУ).

Дополнительные требования к сооружению встроенных и пристроенных ПС в жилых и общественных зданиях приведены в НПАОП 40.1-1.32-01 «Правила устройства электроустановок. Электрооборудование специальных установок».

4.2.71. ЗРУ разных классов напряжений следует размещать в отдельных помещениях. Это требование не распространяется на КТП напряжением 35 кВ и ниже.

Допускается размещение РУ напряжением до 1 кВ в одном помещении с РУ напряжением выше 1 кВ при условии, что эти РУ будут эксплуатироваться одной организацией.

Помещения РУ, силовых трансформаторов, преобразователей и т.п. должны быть отделены от служебных и других вспомогательных помещений.

Помещение РУ, в котором установлены КРУЭ либо элегазовые выключатели напряжением 35 кВ и выше, а также помещение для их ревизии и ремонта должны быть изолированы от других помещений.

4.2.72. В помещении ЗРУ напряжением 35 кВ и выше и в закрытых камерах силовых трансформаторов должны предусматриваться стационарные устройства или возможность применения передвижных либо инвентарных грузоподъемных устройств для механизации ремонтных работ и технического обслуживания оборудования.

В помещении КРУ следует предусматривать площадку для ремонта и наладки выкатных элементов, если для этого не предусмотрены отдельные помещения.

4.2.73. При размещении в ЗРУ блоков КРУЭ должны быть предусмотрены площадки обслуживания блоков на разных уровнях, если такие площадки не поставляются заводами-изготовителями.

4.2.74. Трансформаторные помещения и ЗРУ запрещено размещать:

- непосредственно над и под помещениями со взрывоопасными зонами любого класса;

- под помещением производств с мокрым технологическим процессом, под душевыми, уборными, ванными и т.п.;

- непосредственно над и под помещениями, в которых в пределах площади, занимаемой РУ, или помещениями с масляными силовыми трансформаторами, одновременно может находиться более 50 человек. Это требование не распространяется на трансформаторные помещения с трансформаторами сухими или с негорючим экологически чистым наполнением.

4.2.75. Изоляция вводов, а также изоляторов гибких и жестких открытых установленных под открытым небом токопроводов генераторов напряжением от 6 кВ до 10 кВ должна выбираться на номинальное напряжение 20 кВ, при напряжении от 13,8 кВ до 24 кВ - на напряжение 35 кВ. При размещении изоляторов в условиях загрязненной атмосферы их номинальное напряжение выбирают с учетом степени загрязненности.

4.2.76. Расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до заземленных конструкций и ограждений, пола и уровня земли, а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей должны быть не менее значений, приведенных в табл. 4.2.3 (рис. 4.2.12-4.2.15).

Гибкие шины в ЗРУ следует проверять на их сближение под действием токов КЗ согласно 4.2.53.

4.2.77. Расстояние от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до неизолированной ошиновки своей фазы, присоединенной ко второму контакту, должно быть не менее размера Ж согласно табл. 4.2.3 (рис. 4.2.14).

4.2.78. Неизолированные токоведущие части должны быть защищены от случайных прикосновений путем размещения их в камерах или ограждения сетками и т.п.

При размещении неизолированных токоведущих частей вне камер и расположении их ниже размера Д согласно табл. 4.2.3 от пола их необходимо огораживать. Высота прохода под горизонтальным ограждением должна быть не менее 1,9 м (рис. 4.2.15).

 

Рис. 4.2.12. Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз в ЗРУ и между ними и заземленными частями

 

Рис. 4.2.13. Наименьшие расстояния между неизолированными токоведущими частями в ЗРУ и сплошным ограждением

 

Токоведущие части, расположенные выше ограждений до высоты 2,3 м от пола, должны располагаться от плоскости ограждения на расстояниях, приведенных в табл. 4.2.3 для размера В (рис. 4.2.14).

Неогражденные токоведущие части, соединяющие конденсатор устройств высокочастотной связи, телемеханики и защиты с фильтром, следует размещать на высоте не менее 2,2 м. При этом фильтр следует устанавливать на высоте, позволяющей производить ремонт (настройку) фильтра без снятия напряжения с оборудования присоединений.

Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного материала) изоляторов расположена над полом на высоте 2,2 м и более, разрешается не огораживать, если выполнены приведенные выше требования.

Применение барьеров для ограждения токоведущих частей в огороженных камерах запрещено.

4.2.79. Неогражденные неизолированные токоведущие части различных цепей, находящихся на высоте, превышающей размер Д согласно табл. 4.2.3, следует размещать на таком расстоянии друг от друга, чтобы после отключения какой-либо цепи (например, секции шин) было обеспечено ее безопасное обслуживание при наличии напряжения в соседних цепях. В частности, расстояние между неогражденными токоведущими частями, расположенными с двух сторон коридора обслуживания, должно соответствовать размеру Г согласно табл. 4.2.3 (рис. 4.2.14).

 

Рис 4.2.14. Наименьшие расстояния от неизолированных токоведуших частей в ЗРУ до сетчатых ограждений и между неогражденными токопроводящими частями разных цепей

 

4.2.80. Ширина коридора обслуживания ЗРУ (за исключением ЗРУ с установкой КРУ с выкатными элементами) должна обеспечивать удобное обслуживание устройства и перемещение оборудования, при этом его ширина в свету между вертикальными плоскостями, проведенными через максимально выступающие части КРУ или приводы коммутационных аппаратов РУ, должна быть не менее:

- 1,0 м - при одностороннем расположении оборудования;

- 1,2 м - при двустороннем расположении оборудования. Ширина взрывного коридора должна быть не менее 1,2 м. Допускается местное сужение коридора обслуживания, а также взрывного коридора строительными конструкциями не более чем на 0,2 м.

Таблица 4.2.3. Наименьшие расстояния в свету от неизолированных токоведущих частей до различных элементов ЗРУ (ЗПС) напряжением от 3 кВ до 330 кВ, защищенных РВ (в числителе) или ОПН (в знаменателе)

 

Рисунок

Наименование расстояния

Обозначение

Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ

 

 

 

3

6

10

20

35

110

150

220

330

4.1.12

От токоведуших частей до заземленных конструкций и частей зданий

Аф-3

65

90*

120*

180

290

700 600

1100 800

1700 1200

2400 2000

4.2.12

Между проводниками разных фаз

Аф-ф

70

100

130

200

320

800 750

1200 1050

1800 1600

2600 2200

4.2.13

От токоведуших частей до сплошных ограждении

Б

95

120

150

210

320

730 630

1130 830

1730 1230

2430 2030

4.2.13 4.2.14

От токоведуших частей до сетчатых ограждений

В

165

190

220

280

390

800 700

1200 900

1800 1300

2500 2100

4.2.14

Между неограж-денными токове-дущими частями разных цепей

Г

2000

2000

2000

2200

2200

2900 2800

3300 3000

3800 3400

4600 4200

4.2.15

От неогражденных токоведуших частей до пола

Д

2500

2500

2500

2700

2700

3400 3300

3700 3400

4200 3700

5000 4500

4.2.15

От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии проезда транспорта под выводами

Е

4500

4500

4500

4750

4750

5500 5400

6000 5700

6500 6000

7200 6800

4.2.14

От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту

 

80

110

150

220

350

900 850

1300 1150

2000 1800

3000 2500

* Для аппаратов ОПН расстояние разрешается уменьшать по высоте на 10 мм.

 

Рис. 4.2.15. Наименьшие расстояния от пола до неогражденных неизолированных токоведущих частей и до нижней кромки фарфора (полимерного материала) изолятора и высота прохода в ЗРУ. Наименьшие расстояния от поверхности земли до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ и при отсутствии проезда транспорта под выводами

 

4.2.81. Ширина коридора обслуживания КРУ с выкатными элементами и КТП должна обеспечивать удобство обслуживания, перемещения и разворота оборудования и его ремонта.

При установке КРУ и КТП в отдельных помещениях ширину коридора необходимо определять с учетом следующих требований:

- при однорядной установке - длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее чем 0,6 м;

- при двухрядной установке - длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее чем 0,8 м.

Во всех случаях ширина прохода должна быть не менее 1 м и не менее размера тележки по диагонали. При этом местное сужение прохода напротив выкатных тележек запрещено.

При наличии коридора обслуживания вне КРУ и КТП ширина коридора должна быть не менее 0,8 м; допускаются отдельные местные сужения не более чем на 0,2 м.

4.2.82. При открытой установке КРУ и КТП в производственных помещениях ширина свободного прохода вдоль КРУ и КТП должна определяться с учетом размещения производственного оборудования, возможности транспортировки наиболее крупных элементов КРУ и КТП, но ВЛюбом случае ширина свободного прохода должна быть не менее 1,0 м.

4.2.83. Высота помещения должна быть не менее высоты КРУ, КТП, считая от шинных вводов, перемычек или выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка или 0,3 м до балок.

Допускается иметь меньшую высоту помещения, если обеспечены удобство и безопасность замены, ремонта и наладки оборудования КРУ, КТП, шинных вводов и перемычек.

4.2.84. При воздушных вводах в ЗРУ, КТП и ЗПС, не пересекающих проездов или мест, где возможно движение транспорта, расстояния от низшей точки провода до поверхности земли должны быть не менее размера Е (табл. 4.2.3 и рис. 4.2.15).

При меньших расстояниях от провода до уровня земли территория на соответствующем участке под вводами должна быть ограждена забором высотой 1,6 м, при этом расстояние от уровня земли до провода в плоскости ограждения должно быть не менее размера Е.

При воздушных вводах, пересекающих проезды или места, где возможно движение транспорта, расстояния от низшей точки провода до уровня земли следует принимать в соответствии с табл. 2.5.33 главы 2.5 ПУЭ:2006.

При воздушных выводах из ЗРУ на территорию ОРУ указанные расстояния должны приниматься по табл. 4.2.1 для размера Г (рис. 4.2.4).

Расстояния между смежными линейными вводами двух цепей должны быть не менее значений, приведенных в табл. 4.2.1 для размера Д, если не предусмотрены перегородки между вводами соседних цепей.

На кровле здания ЗРУ над воздушными вводами должны быть предусмотрены ограждения высотой не менее 0,8 м, выходящие в плане не менее чем по 0,5 м от осей крайних фаз, а также устройство над вводами козырьков тех же габаритов в плане.

4.2.85. Выходы из ЗРУ должны выполняться с соблюдением следующих требований:

- при длине РУ до 7 м допускается иметь один выход;

- при длине РУ более 7 м до 60 м должны быть предусмотрены два выхода по ее концам; допускается располагать выходы из РУ на расстоянии 7 м от ее торцов;

- при длине РУ более 60 м, кроме выходов по ее концам, должны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания, управления или взрывного коридора до выхода было не более 30 м.

Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клетку либо в другое производственное или складское помещение категории Г или Д, а также в другие отсеки РУ, отделенные от данного противопожарными дверями с пределом огнестойкости не менее EI 30. В многоэтажных РУ второй и дополнительные выходы могут быть предусмотрены также на балкон с наружной пожарной лестницей.

Ворота камер с шириной створки более 1,4 м должны иметь калитку, если их используют для выхода персонала.

Взрывные коридоры большой длины следует разделять на отсеки длиной не более 60 м перегородками с пределом огнестойкости не менее EI45 с дверями, выполненными согласно 4.2.88 с пределом огнестойкости не менее EI30. Взрывные коридоры должны иметь выходы наружу или на лестничную клетку.

Полы помещений РУ должны выполняться по всей площади каждого этажа на одной отметке. Конструкция полов должна исключать возможность образования цементной пыли. Устройство порогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах запрещено (исключения см. в 4.2.90, 4.2.93, 4.2.95 и 4.2.96).

4.2.88. Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

Двери между отсеками одного РУ или между смежными помещениями двух РУ должны иметь устройство, фиксирующее двери в закрытом положении и не препятствующее открыванию их в обоих направлениях.

Двери между помещениями (отсеками) РУ разных напряжений должны открываться в сторону РУ с низшим напряжением.

Замки в дверях помещений РУ одного напряжения должны открываться одним и тем же ключом; ключи от входных дверей РУ и других помещений не должны подходить к замкам камер.

Требование о применении самозапирающихся замков не распространяется на РУ городских и сельских распределительных электрических сетей напряжением до 10 кВ.

4.2.89. Помещения ЗРУ на неохраняемых территориях должны сооружаться без окон. В других случаях, при потребности в естественном освещении, разрешается иметь окна из стеклоблоков или армированного стекла.

Применение помещений ЗРУ с зенитными фонарями не допускается.

В помещении ЗРУ окна не должны открываться.

Окна должны быть защищены сетками с ячейками размером не более 25 мм х 25 мм, устанавливаемыми снаружи. В случае применения сеток, устанавливаемых снаружи, допускается применение окон, открываемых внутрь помещения.

В верхней части помещения ЗРУ напряжением от 110 кВ до 220 кВ с установкой маслонаполненного коммутационного оборудования и маслонаполненных силовых трансформаторов необходимо предусматривать оконные проемы с застекленной площадью, равной 30% площади одной наибольшей наружной стены в соответствии с НАПБ В.01.056-2005/111 «Правила устройства электроустановок. Противопожарная защита электроустановок».

4.2.90. Баковые масляные выключатели с массой масла более 60 кг должны устанавливаться в отдельных взрывных камерах с выходом наружу или во взрывной коридор.

Баковые масляные выключатели с массой масла от 25 кг до 60 кг могут устанавливаться как во взрывных, так и в огороженных камерах. При этом выключатели должны иметь 20% запас по номинальному току отключения.

Баковые масляные выключатели с массой масла до 25 кг, малообъемные масляные выключатели и выключатели без масла следует устанавливать в огороженных камерах.

При установке малообъемных масляных выключателей с массой масла в одной фазе 60 кг и более в каждой камере должен предусматриваться порог, рассчитанный на удержание полного объема масла.

Выключатели, устанавливаемые в огороженных камерах, должны быть отделены друг от друга перегородками, выполненными в соответствии с 4.2.12.

4.2.91. В одном помещении с РУ напряжением до 1 кВ и выше допускается установка одного масляного силового трансформатора мощностью до 0,63 MB*А или двух масляных Силовых трансформаторов мощностью каждый до 0,4 МВ-А, отделенных от остальных помещений перегородкой с пределом огнестойкости EI 45, высотой не менее высоты трансформатора, включая вводы ВН. При этом неизолированные токоведущие части напряжением выше 1 кВ должны быть огорожены в соответствии с 4.2.78.

4.2.92. Аппараты пусковых устройств электродвигателей, синхронных компенсаторов и т.п. (выключатели, пусковые реакторы, трансформаторы и т.п.) могут быть установлены в общей камере без перегородок между ними.

4.2.93. В камерах РУ, имеющих выходы во взрывной коридор, допускается устанавливать силовые трансформаторы с массой масла до 600 кг.

Трансформаторы напряжения независимо от массы масла в них разрешается устанавливать в огороженных камерах РУ. При этом в камере должен быть предусмотрен порог или пандус, рассчитанный на удержание полного объема масла, находящегося в измерительном трансформаторе.

4.2.94. Во взрывных коридорах не разрешается устанавливать оборудование с открытыми токоведущими частями.

4.2.95. В закрытых отдельно стоящих, пристроенных и встроенных в производственные помещения ПС, в камерах силовых трансформаторов, масляных выключателей и других маслонаполнеиных аппаратов с массой масла либо другого экологически безопасного жидкостного диэлектрика в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже должен выполняться порог или пандус для удержания полного объема жидкости.

При массе масла либо негорючего экологически безопасного жидкостного диэлектрика в одном баке более 600 кг необходимо устраивать приемник жидкости, рассчитанный на полный объем жидкости, либо на содержание 20% жидкости с отводом в маслосборник (сборник жидкости). Обустройство приемника жидкости следует выполнять согласно 4.2.96, перечни 3) и 4).

Должны предусматриваться меры против растекания жидкости через дверные проемы, кабельные сооружения, проемы вентиляционных каналов и т.п.

4.2.96. При сооружении камер над подвалом, на втором этаже и выше (см. также 4.2.117), а также при устройстве выхода из камер во взрывной коридор под маслонаполненными силовыми трансформаторами или трансформаторами с другим экологически безопасным жидкостным диэлектриком, масляными выключателями и другими маслонаполненными аппаратами должны выполняться приемники жидкости одним из следующих способов:

1) при массе масла в одном баке до 60 кг следует выполнять порог или пандус для удержания полного объема масла;

2) при массе масла от 60 кг до 600 кг под трансформатором (аппаратом) следует выполнять маслоприемник, рассчитанный на полный объем масла, либо у выхода из камеры - порог или пандус для удержания полного объема масла;

3) при массе масла в одном баке более 600 кг должен выполняться:

- маслоприемник, вмещающий не менее 20% полного объема масла трансформатора или аппарата, с отводом масла в маслосборник. Маслоотводные трубы от маслоприемника под трансформаторами должны иметь диаметр не менее 10 см. Со стороны маслоприемников маслоотводные трубы должны быть защищены сетками; образования цементной пыли. Устройство порогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах запрещено (исключения см. в 4.2.90, 4.2.93, 4.2.95 и 4.2.96).

4.2.88. Двери из РУ должны открываться в направлении других помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

Двери между отсеками одного РУ или между смежными помещениями двух РУ должны иметь устройство, фиксирующее двери в закрытом положении и не препятствующее открыванию их в обоих направлениях.

Двери между помещениями (отсеками) РУ разных напряжений должны открываться в сторону РУ с низшим напряжением.

Замки в дверях помещений РУ одного напряжения должны открываться одним и тем же ключом; ключи от входных дверей РУ и других помещений не должны подходить к замкам камер.

Требование о применении самозапирающихся замков не распространяется на РУ городских и сельских распределительных электрических сетей напряжением до 10кВ.

4.2.89. Помещения ЗРУ на неохраняемых территориях должны сооружаться без окон. В других случаях, при потребности в естественном освещении, разрешается иметь окна из стеклоблоков или армированного стекла.

Применение помещений ЗРУ с зенитными фонарями не допускается.

В помещении ЗРУ окна не должны открываться.

Окна должны быть защищены сетками с ячейками размером не более 25 мм х 25 мм, устанавливаемыми снаружи. В случае применения сеток, устанавливаемых снаружи, допускается применение окон, открываемых внутрь помещения.

В верхней части помещения ЗРУ напряжением от 110 кВ до 220 кВ с установкой маслонаполненного коммутационного оборудования и маслонаполненных силовых трансформаторов необходимо предусматривать оконные проемы с застекленной площадью, равной 30% площади одной наибольшей наружной стены в соответствии с НАПБ В.01.056-2005/111 «Правила устройства электроустановок. Противопожарная защита электроустановок».

4.2.90. Баковые масляные выключатели с массой масла более 60 кг должны устанавливаться в отдельных взрывных камерах с выходом наружу или во взрывной коридор.

Баковые масляные выключатели с массой масла от 25 кг до 60 кг могут устанавливаться как во взрывных, так и в огороженных камерах. При этом выключатели должны иметь 20% запас по номинальному току отключения.

Баковые масляные выключатели с массой масла до 25 кг, малообъемные масляные выключатели и выключатели без масла следует устанавливать в огороженных камерах.

При установке малообъемных масляных выключателей с массой масла в одной фазе 60 кг и более в каждой камере должен предусматриваться порог, рассчитанный на удержание полного объема масла.

Выключатели, устанавливаемые в огороженных камерах, должны быть отделены друг от друга перегородками, выполненными в соответствии с 4.2.12.

4.2.91. В одном помещении с РУ напряжением до 1 кВ и выше допускается установка одного масляного силового трансформатора мощностью до 0,63 MB*А.

В ремонтной зоне ЗРУ на время проведения ремонтных работ должна обеспечиваться температура не ниже 5 °С.

На ПС без обслуживающего персонала в помещениях технологических щитов и в помещениях ЗРУ должна быть обеспечена температура в соответствии с техническими требованиями к оборудованию и аппаратам.

В помещениях с элегазовым оборудованием запрещено применять обогревательные приборы с температурой нагревательной поверхности, превышающей 250°С.

4.2.101. Отверстия в ограждающих конструкциях зданий и помещений после прокладки токопроводов и других коммуникаций должны быть замазаны материалом, обеспечивающим огнестойкость не ниже огнестойкости самой ограждающей конструкции, но не менее EI60.

Прочие отверстия в наружных стенах для предотвращения проникновения животных и птиц должны быть защищены металлическими сетками или решетками с ячейками размером 10 мм х 10 мм.

4.2.102. Перекрытия кабельных каналов и двойных полов должны быть выполнены съемными плитами из негорючих материалов вровень с полом помещения. Масса отдельной плиты перекрытия не должна превышать 50 кг.

4.2.103. Прокладка в камерах аппаратов и силовых трансформаторов транзитных кабелей и проводов запрещена. В исключительных случаях допускается прокладка их в металлических трубах.

Прокладка цепей освещения, управления и измерения допускается внутри камер или вблизи неизолированных токоведущих частей только на коротких участках и в той мере, в какой это необходимо для осуществления присоединений (например, к измерительным трансформаторам).

4.2.104. Прокладка в помещении РУ относящихся к ним (нетранзитных) трубопроводов отопления допускается при условии применения цельных сварных металлических труб без фланцев, вентилей и т.п., а вентиляционных сварных коробов - без люков, задвижек, фланцев и других подобных устройств. Допускается также транзитная прокладка металлических трубопроводов отопления при условии, что каждый трубопровод заключен в сплошную водонепроницаемую оболочку.

УСТАНОВКА СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РЕАКТОРОВ

4.2.105. Требования, приведенные в 4.2.106-4.2.137, распространяются на стационарную установку в помещениях и под открытым небом силовых трансформаторов (автотрансформаторов (AT)), регулировочных трансформаторов и шунтирующих и заземляющих реакторов с ВН 3 кВ и выше.

Трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы, указанные в настоящем подразделе, поименованы в 4.2.106-4.2.137 термином «трансформаторы», кроме специально оговоренных.

Установку вспомогательного оборудования трансформаторов (электродвигателей системы охлаждения, средств измерительной техники, устройств управления) следует выполнять согласно требованиям соответствующих глав «Правил устройства электроустановок».

Требования 4.2.111, 4.2.112, 4.2.118 и 4.2.119 не распространяются на установку трансформаторов, входящих в состав КТП с ВН до 10 кВ и МТП с ВН до 35 кВ.

4.2.106. Установка трансформатора должна обеспечивать удобные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.

Для наблюдения за уровнем масла в указателях на ПС, где предусмотрено общее освещение, должно устанавливаться дополнительное освещение указателей в темное время суток, если общего освещения недостаточно.

4.2.107. К газовому реле трансформаторов должен быть обеспечен безопасный доступ для наблюдения и отбора проб газа без снятия напряжения. Для этого трансформаторы, имеющие высоту от уровня головки рельса до крышки бака 3 м и более, должны оборудоваться стационарной металлической лестницей.

4.2.108. Для трансформаторов, имеющих катки, в фундаментах должны быть предусмотрены направляющие. Для закрепления трансформатора на направляющих предусматривают упоры, устанавливаемые с обеих сторон трансформатора.

Трансформаторы массой до 2 т, не оборудованные катками, допускается устанавливать непосредственно на фундаменте.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

В сейсмических районах трансформаторы должны устанавливаться непосредственно на фундаменте с креплением к закладным элементам фундамента для предотвращения их сдвигов в горизонтальном и вертикальном направлениях.

4.2.109. Трансформаторы, оборудованные устройствами газовой защиты, должны устанавливаться так, чтобы крышка имела подъем по направлению к газовому реле не менее 1%, а маслопровод к расширителю - не менее 2% .

4.2.110. Вдоль ряда установленных под открытым небом основных трансформаторов (шунтирующих реакторов) должен быть предусмотрен проезд шириной не менее 3,5 м. Допускается выполнять подъезд шириной не менее 3,5 м к каждому трансформатору отдельно.

4.2.111. Вдоль путей перекатки, а также у фундаментов трансформаторов массой более 20 т должны быть предусмотрены анкеры, позволяющие закреплять за них лебедки, направляющие блоки, полиспасты, используемые при перекатке трансформаторов в обоих направлениях. В местах изменения направления перемещения трансформатора следует предусматривать площадки для установки домкратов.

4.2.112. Расстояние в свету между установленными под открытым небом трансформаторами определяется технологическими требованиями и должно быть не менее 1,25 м.

Указанное расстояние принимается от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте до 1,9 м от поверхности земли.

4.2.113. Между установленными под открытым небом силовыми трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 MB • А и более, а также между ними и трансформаторами другого назначения (регулировочные, собственных нужд любой мощности и т.п.) должны быть предусмотрены разделительные перегородки, если расстояние в свету между трансформаторами, установленными на ПС, менее 15 м. Для силовых трансформаторов, установленных вдоль наружных стен зданий электростанций на расстоянии от стен менее 40 м, разделительные перегородки предусматриваются, если расстояние в свету между трансформаторами составляет менее 25 м.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее EI90, ширину- не менее ширины маслоприемника (гравийной подсыпки) и высоту - не менее высоты вводов ВН. Перегородки следует устанавливать за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.

Если трансформаторы собственных нужд и регулировочные трансформаторы установлены возле силовых трансформаторов, оборудованных автоматическими установками пожаротушения, и находятся в зоне действия защиты от внутренних повреждений силового трансформатора, то допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую установку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регулировочного, объединенную с установкой пожаротушения силового трансформатора; в этом случае допускается сооружение общего маслоприемника.

4.2.114. Регулировочные трансформаторы должны устанавливаться в непосредственной близости от автотрансформаторов, регулируемых по напряжению, за исключением случаев, когда между автотрансформатором и регулировочным трансформатором предусмотрена установка токоограничивающего реактора. Следует предусматривать возможность перекатки силовых и регулировочных трансформаторов по общему пути.

4.2.115. Автоматическими установками пожаротушения оборудуют:

- масляные силовые трансформаторы напряжением 500 кВ и 750 кВ независимо от мощности, а напряжением 220 кВ и 330 кВ - с единичной мощностью 200 MB-Аи более;

- масляные силовые трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 MB • А и более, устанавливаемые в закрытых камерах.

Автоматические установки пожаротушения не применяются при установке силовых трансформаторов с элегазовым наполнением.

4.2.116. Пуск установки пожаротушения должен осуществляться автоматически. Автоматический пуск установки пожаротушения необходимо дублировать дистанционным пуском со щита управления и местным пуском. Устройство местного пуска установки пожаротушения должно размещаться вблизи установки в безопасном при пожаре месте.

Включение установки пожаротушения группы однофазных трансформаторов должно производиться только на поврежденные фазы.

Устройство технологических установок автоматического пожаротушения и схемы управления установками пожаротушения следует выполнять с учетом требований НАПБ В.01.056-2005/111 «Правила устройства электроустановок. Противопожарная защита электроустановок».

4.2.117. Каждый масляный трансформатор, расположенный внутри помещения, следует устанавливать в отдельной камере (исключение см. в 4.2.91), расположенной на первом этаже и изолированной от других помещений здания. Допускается устанавливать масляные трансформаторы на втором этаже при условии обеспечения возможности транспортировки трансформаторов наружу и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требованиями, приведенными в 4.2.96, перечень 3), как для трансформаторов с объемом масла более 600 кг.

В случае необходимости установки трансформаторов внутри помещений выше второго этажа или ниже уровня пола первого этажа они должны быть с негорючим экологически чистым диэлектриком или сухими в зависимости от условий окружающей среды и технологии производства. Сухие трансформаторы и трансформаторы с негорючим заполнением устанавливаются в соответствии с требованиями 4.2.74.

При размещении трансформаторов ниже уровня пола первого этажа необходимо обеспечить исключение возможности их подтапливания грунтовыми и паводковыми водами и в результате повреждения водопроводных или канализационных сетей.

Допускается устанавливать в одной общей камере два масляных трансформатора мощностью не более 1 MB•А каждый, имеющих общее назначение, управление, защиту и рассматриваемых как один агрегат.

Сухие трансформаторы или трансформаторы с негорючим экологически чистым диэлектриком разрешено устанавливать в общей камере в количестве до шести единиц, если это не вызывает осложнений в эксплуатации при проведении ремонтных работ.

Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение с негорючими полом, стенами и перекрытиями, не содержащими огнеопасных и взрывоопасных предметов, аппаратов и производств.

4.2.118. При закрытой установке трансформаторов должны применяться трансформаторы преимущественно с вынесенной системой охлаждения типа групповой охладительной установки (ГОУ).

4.2.119. Для трансформаторов, устанавливаемых внутри помещений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте до 1,9 м от пола, должны быть не менее:

-до задней и боковой стен- 0,3 м для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ-А и 0,6 м для трансформаторов большей мощности;

- до полотна двери или выступающих частей стены со стороны входа - 0,6м для трансформаторов мощностью 0,63 МВ-А; 0,8 м для трансформаторов более 0,63 МВ-А до 1,6 МВ-А и 1,0 м для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ-А.

4.2.120. Пол камер трансформаторов с жидкостным наполнением должен иметь уклон 2% в сторону приемника жидкости.

4.2.121. Двери (ворота) камер трансформаторов должны быть выполнены в соответствии с требованиями действующих НД по противопожарной защите.

Непосредственно за дверями камеры допускается устанавливать барьер (для осмотра трансформатора с порога, без захода в камеру) в соответствии с требованиями 4.2.26.

4.2.122. В камерах трансформаторов разрешено устанавливать относящееся к ним оборудование (разъединители, ОПН, вентильные разрядники, дугогасящие заземляющие реакторы и т.п.), а так^ке оборудование системы охлаждения.

4.2.123. Расстояние по горизонтали от проема ворот трансформаторной камеры встроенной или пристроенной ПС до проема ближайшего окна или дверей помещения должно быть не менее 1,0 м.

Выкатка трансформаторов мощностью более 0,1 МВ-А из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями запрещена. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений.

4.2.124. Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод тепла (см. 4.2.97) и не должна быть связана с другими вентиляционными системами.

Стены вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее EI 30. Вентиляционные шахты и проемы следует располагать таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги она не могла стекать на трансформаторы, либо должны применяться меры по защите трансформатора от попадания влаги из шахты.

Вентиляционные проемы следует закрывать сетками с размером ячейки 1,0 см х 1,0 см и защищать от попадания через них дождя и снега.

4.2.125. Вытяжные шахты камер трансформаторов, пристроенных к зданиям с негорючими стенами, но имеющим кровлю из горючего материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м, или же конструкции кровли из горючего материала следует защищать парапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае разрешается не выполнять.

Не разрешается размещать проемы вытяжных шахт против оконных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных отверстий непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под выступающими элементами кровли из горючего материала или под проемами в стене здания, к которому примыкает камера.

Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под окном следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть больше ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону.

4.2.126. Трансформаторы с принудительным охлаждением должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и остановки устройства системы охлаждения.

Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла, а также в зависимости от тока нагрузки трансформатора.

4.2.127. В случае применения выносных охладительных устройств они должны размещаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента и допускать проведение их ремонта при работающем трансформаторе. Поток воздуха от вентиляторов дутья не должен быть направлен на бак трансформатора.

4.2.128. Расположение задвижек охладительных устройств должно обеспечивать удобный доступ к ним, возможность отсоединения трансформатора от системы охлаждения либо отдельного охладителя от системы и выкатки трансформатора без слива масла или другого жидкостного заполнителя из охладителей.

4.2.129. Охладительные колонки, адсорберы и другое оборудование в системе охлаждения трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и масла с ненаправленным потоком масла IJ(OFWF) должны располагаться в помещении, температура в котором не может быть ниже плюс 5 °С. При этом следует обеспечивать замену адсорбера в этом же помещении.

4.2.130. Наружные трубопроводы системы охлаждения трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и природной циркуляцией масла ДЦ(OFWF) и системы охлаждения Ц(OFWF) должны выполняться из нержавеющей стали или материалов, устойчивых к коррозии.

Расположение трубопроводов системы охлаждения около трансформатора не должно затруднять обслуживание трансформатора и охладителей и должно обеспечивать минимальные трудозатраты при выкатке трансформатора. При необходимости должны быть предусмотрены площадки и лестницы, обеспечивающие удобный доступ к задвижкам и вентиляторам дутья.

4.2.131. При применения выносной системы охлаждения, состоящей из отдельных охладителей, все охладители (одиночные или сдвоенные), расположенные в один ряд, следует устанавливать на общий фундамент.

Групповые охладительные установки разрешено размещать как непосредственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фундамент, если предусматривается выкатка этих установок на катках.

4.2.132. Шкафы управления электродвигателями систем охлаждения ДЦ(OFAF) и Ц(OFWF), а также системы охлаждения трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и масла с направленным потоком масла НДЦ(ОDAF) должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Допускается навешивать шкафы управления системой охлаждения трансформатора с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла Д(ONAF) на бак трансформатора, если шкаф и устанавливаемое в нем оборудование рассчитаны на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором.

4.2.133.    Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла (или другого жидкостного заполнителя), охлаждающей воды или остановке вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении резервного охладителя либо резервного источника питания.

4.2.134.    На ПС, где температура окружающего воздуха может быть ниже допустимой для аппаратуры установок управления работой трансформатора (шкафов автоматического управления системами охлаждения, шкафов приводов устройств регулирования напряжения под нагрузкой и т.п.) должен быть предусмотрен электрический подогрев с автоматическим управлением для обеспечения надежного функционирования аппаратуры.

4.2.135.    При установке трансформаторов под открытым небом вдоль машинного зала электростанции должна обеспечиваться возможность перекатки трансформатора к месту ремонта без демонтажа элементов трансформатора и разборки поддерживающих конструкций токопроводов, порталов, шинных мостов и т.п.

4.2.136.    Ремонтное обслуживание трансформаторов на ПС должно предусматриваться на месте их установки при помощи передвижных кранов или инвентарных устройств. Для этого рядом с каждым трансформатором следует предусматривать площадку, рассчитанную на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ.

В стесненных условиях ПС разрешено предусматривать одну ремонтную площадку с сооружением к ней путей для перекатки.

4.2.137. На ПС при наличии подъездной железной дороги или если предполагается аварийный ввод в работу резервной фазы автотрансформатора перекаткой, следует сооружать продольные пути перекатки трансформаторов.

РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ В ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПОМЕЩЕНИЯХ

4.2.138. Требования, приведенные в 4.2.139-4.2.148, распространяются наРУ и ПС напряжением до 35 кВ, расположенные в производственных помещениях.

4.2.139. На ПС могут быть установлены сухие, масляные силовые трансформаторы или трансформаторы с негорючим экологически чистым диэлектриком.

В производственных помещениях, имеющих взрывоопасные или пожароопасные зоны, РУ и ПС должны быть выполнены в соответствии с требованиями НПАОП 40.1-1.32-01 «Правила устройства электроустановок. Электрооборудование специальных установок».

РУ и ПС с маслонаполненным оборудованием разрешено размещать на первом и втором этажах в основных и вспомогательных производственных помещениях, которые отнесены к категории Г или Д зданий I либо II степени огнестойкости, как в отдельных помещениях, так и вне их (далее - открытая установка).

Размещение ПС с маслонаполненным оборудованием в производственных помещениях категории В по пожарной опасности разрешено по согласованию с органами государственного пожарного надзора. Размещение ПС без маслонапол-ненного оборудования такого согласования не требует.

ПС допускается устанавливать в запыленных производственных помещениях и помещениях с химически активной средой при условии принятия мер, обеспечивающих надежную работу их электрооборудования (см. 4.2.144).

4.2.140. В производственных помещениях силовые трансформаторы и РУ могут устанавливаться в камерах, в отдельных помещениях, а также открыто. При открытой установке токоведущие части трансформатора должны быть огорожены, а РУ - размещены в шкафах защищенного или закрытого исполнения.

4.2.141. Установку КТП или силовых трансформаторов в производственном помещении необходимо выполнять с соблюдением следующих требований:

1) на каждой открыто установленной ПС разрешается применять масляные трансформаторы с суммарной мощностью до 3,2 МВ-А. Расстояние в свету между масляными трансформаторами разных КТП, а также между огороженными камерами масляных трансформаторов должно быть не менее 10 м;

2) в одном помещении ПС следует устанавливать преимущественно одну КТП (допускается установка не более трех КТП) с масляными трансформаторами суммарной мощностью не более 6,5 МВ-А.

При расположении в производственном помещении закрытой камеры масляного трансформатора масса масла должна быть не более 6,5 т.

Расстояние между отдельными помещениями разных КТП или между закрытыми камерами масляных трансформаторов, расположенных внутри производственного здания, не ограничивается.

Ограждающие конструкции помещения ПС, в котором устанавливаются КТП с масляными трансформаторами, а также закрытых камер масляных трансформаторов и аппаратов с массой масла 60 кг и более, должны быть выполнены из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее EI 60.

Требования, приведенные в перечне 2), распространяются также на пристроенные и встроенные ПС, предусматривающие выкатку масляного трансформатора внутрь здания;

3) суммарная мощность масляных трансформаторов ПС, установленных на втором этаже, не должна превышать 1 МВ-А. Установка КТП с масляными трансформаторами и масляных трансформаторов выше второго этажа запрещается;

4) для ПС с трансформаторами сухими или с негорючим жидким экологически чистым диэлектриком их мощность, количество, расстояния между ними, а также этаж их установки не ограничиваются.

4.2.142. Под каждым силовым трансформатором и аппаратом с массой жидкостного наполнителя (масла или негорючего экологически чистого диэлектрика) 60 кг и более следует устраивать приемник жидкости с соблюдением требований 4.2.96, перечень 3), как для трансформаторов и аппаратов с массой масла более 600 кг.

4.2.143. Выключатели ПС, расположенные в производственных помещениях, должны быть безмасляными или малообъемными масляными.

Установка баковых масляных выключателей допускается только в закрытых камерах при соблюдении следующих условий:

- количество выключателей на ПС должно быть не более трех;

- масса масла в каждом выключателе не должна превышать 60 кг.

4.2.144. Вентиляция ПС, расположенных в отдельных помещениях, должна соответствовать 4.2.97-4.2.99.

При устройстве вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), расположенных в производственных помещениях с нормальной воздушной средой, разрешается забирать воздух непосредственно из цеха.

Для вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), расположенных в помещениях с воздухом, содержащим пыль, электропроводящие или разъедающие смеси, воздух должен забираться снаружи или очищаться фильтрами.

В производственных зданиях с перекрытиями из негорючих материалов отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещенных внутри цеха, разрешается непосредственно в цех.

В производственных зданиях с перекрытиями из горючих материалов отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооруженных внутри цеха, должен производиться по вытяжным шахтам, выведенным выше кровли здания не менее чем на 1,0 м (см. также 4.2.125).

4.2.145. Управление принудительной вентиляцией камер силовых трансформаторов выполняется в соответствии с технологическими функциями данной вентиляции и с учетом требований пожарной безопасности.

4.2.146. Пол встроенной в производственное помещение и пристроенной ПС должен быть не ниже уровня пола производственного помещения (цеха).

4.2.147. Открыто установленные в цехе КТП и КРУ должны иметь сетчатые конструкции ограждений. Внутри ограждений следует предусматривать проходы не менее указанных в 4.2.82.

КТП и КРУ должны размещаться в пределах «мертвой зоны» работы цеховых подъемно-транспортных механизмов. При расположении ПС и РУ в непосредственной близости от путей проезда внутрицехового транспорта, движения подъемно-транспортных механизмов должны приниматься меры по защите ПС и РУ от случайных повреждений (отбойные конструкции, световая сигнализация и т.п.).

4.2.148. Ширина проходов и высота помещений для установки КРУ и КТП должны соответствовать требованиями 4.2.81-4.2.83.

МАЧТОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ И СЕКЦИОНИРУЮЩИЕ ПУНКТЫ

4.2.149. Требования, приведенные в 4.2.150-4.2.160, касаются особенностей МТП с ВН до 35 кВ и НН до 1 кВ (в том числе в исполнении КТП с ВН до 10 кВ), СП напряжением до 10 кВ, установленных под открытым небом.

Во всем другом, что не оговорено в 4.2.150-4.2.160, следует руководствоваться требованиями других пунктов настоящей главы.

4.2.150. Присоединение силового трансформатора к сети ВН 6 кВ или 10 кВ должно выполняться при помощи предохранителей и разъединителя (выключателя нагрузки), управляемого с поверхности земли.

4.2.151. Разъединитель (выключатель нагрузки) МТП должен устанавливаться на концевой (либо ответвительной) опоре ВЛ.

Разъединитель (выключатель нагрузки) КТП, СП разрешается устанавливать как на концевой (ответвительной) опоре ВЛ, так и непосредственно на КТП, СП. Приводы коммутационных аппаратов должны запираться на замок.

4.2.152. На МТП и СП без ограждения расстояние по вертикали от поверхности земли до неизолированных токоведущих частей при отсутствии движения транспорта под воздушными вводами должно быть не менее 3,5 м для напряжений до 1 кВ, 4,5 м - для напряжений 6 кВ и 10 кВ и 4,75 м - для напряжения 35 кВ.

На СП с ограждением высотой не менее 1,8 м вышеуказанные расстояния до неизолированных токоведущих частей напряжением 6 кВ, 10 кВ и 35 кВ могут быть уменьшены до размера Г, указанного в табл. 4.2.1. При этом в плоскости ограждения расстояние от нижнего провода до кромки ограждения должно быть не менее размера Д, указанного в той же таблице.

4.2.153. В случае воздушных вводов на МТП и СП, пересекающих проезды или места, где возможно движение транспорта, расстояние от нижнего провода до уровня земли должно приниматься согласно табл. 2.5.33 главы 2.5 ПУЭ:2006.

4.2.154. Для обслуживания МТП должна быть оборудована площадка обслуживания на высоте не менее 3 м с перилами. Для подъема на площадку следует применять лестницу с устройством, запрещающим подъем по ней при включенном коммутационном аппарате.

Для МТП, расположенных на одностоечных опорах, устройство площадок и лестниц разрешается не выполнять.

4.2.155. Элементы МТП, остающиеся под напряжением при отключенном коммутационном аппарате, должны находиться вне зоны досягаемости с уровня площадки обслуживания. Отключенное положение коммутационного аппарата должно быть видно с площадки обслуживания.

4.2.156. Со стороны НН силового трансформатора должен быть установлен аппарат, обеспечивающий видимый разрыв.

4.2.157. Электрические проводники в МТП между силовым трансформатором и низковольтным щитом, а также между щитом и ВЛ НН должны быть защищены от механических повреждений (трубой, швеллером и т.п.).

4.2.158. МТП должна быть расположена на расстоянии не менее 3 м от зданий I, II, III, Ша, Шб степеней огнестойкости и не менее 5 м от зданий IV, IVa и V степеней огнестойкости.

Также необходимо соблюдать требования, приведенные в 4.2.64.

4.2.159. Опоры ВЛ, используемые как конструкции МТП (СП), должны быть анкерными или концевыми.

4.2.160. В местах возможного наезда транспорта ПС следует защищать отбойными тумбами.

ЗАЩИТА ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

4.2.161. РУ, РП и ПС должны быть защищены от прямых ударов молнии и грозовых волн, которые могут прийти с присоединенных ВЛ. Эта защита выполняется с учетом количества грозовых часов за год при помощи стержневых и тросовых молниеотводов и защитных аппаратов (ЗА), установленных в РУ, а также грозозащитных тросов и ЗА, установленных на подходах ВЛ к РУ. К ЗА относятся ОПН, РВ и защитные искровые промежутки (ИП).

Допускается применять ОПН совместно с РВ в одном РУ при реконструкции существующих ПС с заменой РВ на ОПН при условии, что остаточные напряжения ОПН при номинальном разрядном токе составляют менее 90% остаточного напряжения РВ. На разных фазах одного присоединения должны устанавливаться ЗА одного типа (трехфазный комплект ОПН).

В случае установки дополнительных ОПН при реконструкции существующего РУ с ОПН все ЗА данного РУ следует координировать между собой по номинальным и остаточным напряжениям, а также по удельной энергоемкости.

4.2.162. ОРУ напряжением от 15,75 кВ до 750 кВ и ПС напряжением от 35 кВ до 750 кВ, а также здания ЗРУ и ЗПС должны быть защищены от прямых ударов молнии.

На открытых ПС напряжением 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью до 1,6 МВ-А независимо от количества таких трансформаторов, а также на открытых ПС напряжением от ЗкВ до 10 кВ с трансформаторами любой мощности защита от прямых ударов молнии не выполняется.

Защиту зданий ЗРУ и ЗПС, имеющих металлические покрытия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При наличии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи отдельных ее элементов защиту выполняют заземлением ее арматуры.

Для защиты зданий ЗРУ и ЗПС, крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, должны устанавливаться стержневые молниеотводы или укладываться грозозащитные сетки непосредственно на крыше зданий.

При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода следует прокладывать не менее двух заземляющих проводников преимущественно по противоположным сторонам здания.

Грозозащитная сетка должна быть выполнена из стального провода диаметром от 6 мм до 8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 м2 (например, ячейка размером 12 м х 12 м). Узлы сетки должны соединяться сваркой. Заземляющие проводники, соединяющие грозозащитную сетку с заземли -телем ПС, должны прокладываться не менее чем в двух местах (преимущественно с противоположных сторон здания) и на расстоянии не более чем через 25 м друг от друга по периметру здания. Заземляющие проводники должны иметь разъемное (болтовое) соединение, расположенное на высоте не более 1 м от уровня планировки, доступное для осмотра и присоединения аппаратов, приборов.

В качестве заземляющих проводников допускается использовать металлические и железобетонные (при наличии хотя бы части ненапряженной арматуры) конструкции зданий. При этом должна обеспечиваться непрерывная электрическая связь от молниеприемника (грозозащитной сетки или стержневого молниеотвода) до заземлителя. Металлические элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и т.п.) должны соединяться с металлической кровлей или грозозащитной сеткой. При вводе ВЛ в ЗРУ и ЗПС через проходные изоляторы, расположенные на расстоянии менее 10 м от других токопроводов и связанных с ними токоведущих частей, эти изоляторы должны защищаться ОПН или РВ.

Вспомогательные здания и сооружения (насосная станция, проходная и т.п.), расположенные на территории ПС, должны быть защищены от прямых ударов молнии и ее вторичных проявлений в соответствии с требованиями действующих НД по устройству грозозащиты зданий и сооружений.

4.2.163. Защита ОРУ напряжением 15,75 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно установленными или установленными на конструкциях стержневыми или тросовыми молниеотводами. Допускается использовать защитное действие высоких сооружений, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).

На конструкциях ОРУ напряжением 15,75 кВ и выше стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон:

- до 500 Ом • м - независимо от площади заземлителя ПС;

- более 500 Ом • м - при площади заземлителя ПС 10000 м2 и более. От стоек конструкций ОРУ напряжением от 15,75 кВ до 150 кВ с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по заземлителю не менее чем в двух направлениях с углом не менее 90° между соседними направлениями. Кроме того, должны устанавливаться не менее двух вертикальных электродов длиной от 3 м до 5 м для ОРУ напряжением 15,75 кВ и 35 кВ или одного вертикального электрода такой же длины для ОРУ напряжением 110 кВ и 150 кВ на расстоянии не менее длины электрода от места соединения заземляющего проводника стойки и заземлителя, но не более 10 м от точки присоединения. Если точки присоединения к заземлителю стояков двух соседних молниеотводов расположены друг от друга на расстоянии до 20 м по заземлителю, допускается устанавливать один вертикальный электрод на два стояка.

На ОРУ напряжением 220 кВ и выше с молниеотводами допускается обеспечивать растекание тока молнии по заземлителю без установки вертикальных электродов.

На ОРУ напряжением от 15,75 кВ до 150 кВ при удельном сопротивлении земли более 500 Ом • м вертикальные электроды не применяются.

На порталах ОРУ напряжением 15,75 кВ и 35 кВ с тросовыми или стержневыми молниеотводами должны применяться изоляционные подвески на напряжение 110 кВ с учетом 4.2.49 и главы 1.9 ПУЭ:2006.

При установке молниеотводов на концевых опорах ВЛ напряжением 110 кВ и выше специальные требования к выполнению изоляционных подвесок не применяют.

В случае применения изоляционных подвесок из полимерных изоляторов их длина для указанных выше условий должна быть не менее длины изоляционных подвесок из подвесных изоляторов.

Установка молниеотводов на концевых опорах ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ запрещена.

Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ с молниеотводами до токоведущих частей должно быть не менее длины изоляционной подвески.

Место присоединения конструкции со стержневым или тросовым молниеотводом к заземлителю ПС должно размещаться на расстоянии не менее 15 м по заземлителю от места присоединения к заземлителю силовых трансформаторов (шунтирующих реакторов (ШР) и конструкций КРУН напряжением 6 кВ и 10 кВ).

Расстояние в земле между точкой присоединения молниеотвода к заземлителю и точкой присоединения нейтрали или бака силового трансформатора к заземлителю должно быть не менее 3 м.

4.2.164. На трансформаторных порталах, порталах шунтирующих реакторов и конструкциях ОРУ, удаленных от силовых трансформаторов или реакторов по заземлителю на расстояние менее 15 м, молниеотводы могут устанавливаться только при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон не более 350 Ом-м и при соблюдении следующих условий:

- непосредственно на всех выводах обмоток СН и НН напряжением от 3 кВ до 35 кВ силовых трансформаторов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, с учетом ответвлений к ЗА, должны устанавливаться ОПН или РВ;

- должно быть обеспечено растекание тока молнии по заземлителю от стойки конструкции с молниеотводом в трех-четырех направлениях с углом не менее 90° между ними;

- на каждом направлении на расстоянии от 3 м до 5 м от края фундамента стояка с молниеотводом должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной от 3 м до 5 м;

- на ПС с ВН 35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале сопротивление заземлителя не должно превышать 4 Ом без учета заземлителей, расположенных вне заземления ОРУ;

- точки присоединения заземляющих проводников ОПН или РВ и силовых трансформаторов следует размещать вблизи друг от друга или так, чтобы место присоединения ОПН либо РВ к заземлителю находилось между точками присоединения заземляющих проводников портала с молниеотводом и трансформатора. Заземляющие проводники измерительных трансформаторов тока должны присоединяться к заземлителю РУ в наиболее удаленных точках от присоединения к нему заземляющих проводников ОПН или РВ.

4.2.165. Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители, сопротивление которых определяется согласно табл. 2.5.29 главы 2.5 ПУЭ:2006.

Расстояние S3, в метрах, между обособленным заземлителем молниеотвода и заземлителем ОРУ (ПС) должно составлять (но не менее 5 м):

 

S3> 0,2*Ri,        (4.2.6)

 

где Ri - импульсное сопротивление заземления отдельно стоящего молниеотвода, Ом.

 

Расстояние по воздуху SП.В., в метрах, между отдельно стоящим молниеотводом с обособленным заземлением и токоведущими частями, заземленными конструкциями и оборудованием ОРУ (ПС) должно составлять (но не менее 5 м):

 

SП.В. > 0,12 *Ri + 0,1 * H,           (4.2.7)

 

где Н- высота рассматриваемой точки на молниеотводе над уровнем земли, м.

Если отдельно стоящие молниеотводы применяют из соображений нецелесообразности их установки на конструкциях ОРУ, то заземлители таких отдельно стоящих молниеотводов следует присоединять к заземлителю ОРУ (ПС) с соблюдением указанных в 4.2.163 условий для установки молниеотводов на конструкциях ОРУ. Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземлителю ПС должно быть удалено по заземлителю на расстояние не менее 15м от места присоединения к заземлителю силового трансформатора (шунтирующего реактора). Присоединение заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземлителю ОРУ напряжением от 35 кВ до 220 кВ должно выполняться в двух-трех точках в направлениях с углом не менее 90° между ними.

Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземлителю ПС. При невозможности выполнения условий, указанных в 4.2.163, дополнительно к общим требованиям присоединения заземлителей отдельно стоящих молниеотводов должны соблюдаться следующие условия:

- в радиусе 5 м от края фундамента молниеотвода должны устанавливаться три вертикальных электрода длиной от 3 м до 5 м;

- если расстояние по заземлителю между местом присоединения заземляющего проводника молниеотвода к заземлителю ОРУ (ПС) и местом присоединения к заземлителю ОРУ (ПС) силового трансформатора (ШР) превышает 15 м, но менее 40 м, то на выводах обмоток напряжением до 35 кВ трансформатора должны устанавливаться ОПН или РВ.

Расстояние по воздуху SП.3., в метрах, между отдельно стоящим молниеотводом, заземлитель которого соединен с заземлителем ОРУ (ПС), и токоведущими частями должно составлять:

 

SП.3. > 0,1 * H' + L, (4.2.8)

 

где Н' - высота токоведущих частей над уровнем земли, м; L - длина изоляционной подвески, м.

Не разрешается устанавливать молниеотводы на конструкциях ОРУ, находящихся на расстоянии менее 15 м от силовых трансформаторов, к которым открытыми токопроводами присоединены вращающиеся машины, а также на конструкциях открытых токопроводов, к которым присоединены вращающиеся машины. В этих случаях для грозозащиты должны применяться отдельно стоящие молниеотводы или молниеотводы, установленные на других конструкциях.

4.2.166. Тросовые молниеотводы ВЛ напряжением ПО кВ и выше могут быть присоединены к заземленным конструкциям ОРУ (ЗПС).

От стоек конструкций ОРУ напряжением 110 кВ и выше, к которым присоединены тросовые молниеотводы, должно быть обеспечено растекание тока молнии по заземлителю не менее чем в двух-трех направлениях с углом не менее 90° между ними.

Тросовые молниеотводы, защищающие подходы ВЛ напряжением 35 кВ, разрешается присоединять к заземленным конструкциям ОРУ при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон:

- до 500 Ом • м - независимо от площади заземлителя ПС;

- более 500 Ом • м - при площади заземлителя ПС 10000 м2 и более.

От стоек конструкций ОРУ напряжением 35 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, соединение с заземлителем ОРУ следует выполнять не менее чем в двух-трех направлениях с углом не менее 90° между ними. Кроме того, на каждом направлении должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной от 3 м до 5 м на расстоянии не менее 5 м от края фундамента стойки. При удельном сопротивлении земли более 500 Ом-м вертикальные электроды не применяются.

Сопротивление заземлителей ближайших к ОРУ опор ВЛ напряжением 35 кВ не должно превышать 10 Ом.

Тросовые молниеотводы на подходах ВЛ напряжением 35 кВ к тем ОРУ, для которых не допускается их присоединение, должны заканчиваться на ближайшей к ОРУ опоре. Первый от ОРУ бестросовый пролет этих ВЛ должен быть защищен стержневыми молниеотводами, установленными на ПС, опорах ВЛ или около ВЛ.

4.2.167. При использовании прожекторных мачт в качестве молниеотводов электропроводка к ним на участке от точки выхода из кабельного сооружения до мачты и далее по ней должна быть выполнена кабелями с металлической оболочкой либо кабелями без металлической оболочки в металлических трубах. Около конструкции с молниеотводом эти кабели должны прокладываться непосредственно в земле на протяжении не менее 10 м.

В месте ввода кабелей в кабельное сооружение металлическая оболочка кабелей, броня и металлическая труба должны присоединяться к заземлителю ПС.

4.2.168. ВЛ напряжением 35 кВ и выше должны иметь грозозащитные подходы к ПС. Грозозащитным подходом ВЛ следует считать участок ВЛ с грозозащитным тросом (тросами) или с установленными на опорах ЗА, длина которого (от ПС) обеспечивает достаточное сглаживание фронта импульсного напряжения и тока в ЗА на РУ. Длина грозозащитных подходов составляет:

- от 1 км до 2 км для ВЛ напряжением 35 кВ;

- от 1 км до 3 км для ВЛ напряжением 110 кВ;

- от 2 км до 3 км для ВЛ напряжением от 150 кВ до 330 кВ;

- до 4 км для ВЛ напряжением 500 кВ и 750 кВ.

Для ПС напряжением 35 кВ с одним трансформатором мощностью до 1,6 MB-А без резервного питания разрешается уменьшать длину грозозащитного подхода ВЛ до 0,5 км при условии применения опор ВЛ напряжением 35 кВ с горизонтальным расположением проводов и с двумя тросами.

Защитные углы грозозащитных тросов и сопротивление заземлителей опор подходов ВЛ должны отвечать значениям, приведенным соответственно в 2.5.119 и 2.5.127 главы 2.5 ПУЭ:2006.

На каждой опоре подхода ВЛ, за исключением случаев, предусмотренных в 2.5.120 главы 2.5 ПУЭ:2006, трос должен присоединяться к заземлителю опоры.

В пятом и шестом районах климатических условий по гололеду, в горной местности с характеристическим значением нагрузки от гололеда более 30 Н/м и в районах с эквивалентным удельным сопротивлением земли более 500 Ом • м допускается выполнять защиту подходов ВЛ к РУ (ПС) отдельно стоящими стержневыми молниеотводами с использованием железобетонных фундаментов стояков в качестве заземлителей.

4.2.169. На первой опоре грозозащитного подхода ВЛ напряжением 35 кВ и 110 кВ на расстоянии от ПС, указанном в табл. 4.2.5, должен быть установлен комплект соответствующих ЗА в следующих случаях:

- линия на всей длине, включая грозозащитный подход, построена на деревянных опорах;

- линия построена на деревянных опорах, грозозащитный подход линии построен на металлических или железобетонных опорах;

- защита грозозащитного подхода ВЛ напряжением 35 кВ на деревянных опорах к ПС напряжением 35 кВ выполнена по упрощенной схеме согласно 4.2.178.

Установка ЗА в начале подходов ВЛ, построенных по всей длине на металлических или железобетонных опорах, не требуется.

Сопротивление заземлителя опор ВЛ с ЗА должно быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении земли не выше 500 Ом-м и не более 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении земли. На деревянных опорах ВЛ заземляющие проводники от этих ЗА должны прокладываться по двум стоякам или с двух сторон одного стояка.

На ВЛ напряжением 35 кВ и имеющихся ВЛ напряжением 110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать комплект ЗА (Р2) на входных порталах или на первой от ПС опоре того конца ВЛ, который может быть отключен. При наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо ЗА должны быть установлены ОПН или РВ.

Расстояние от Р2 до отключенного конца линии (аппарата) должно быть не более 60 м для ВЛ напряжением 110 кВ и не более 40 м для ВЛ напряжением 35 кВ.

4.2.170. На ВЛ, работающих на пониженном относительно класса изоляции напряжении, на первой опоре грозозащитного подхода ее к ПС, считая со стороны линии, т.е. на расстоянии от ПС, определенном табл. 4.2.5 и 4.2.6 в зависимости от удаления ОПН или РВ от защищаемого оборудования, должны устанавливаться ИП класса напряжения, соответствующего классу напряжения линии.

Допускается устанавливать защитные промежутки или шунтировать перемычками часть изоляторов в изоляционных подвесках на нескольких смежных опорах (при отсутствии загрязнения изоляции промышленными, солончаковыми, морскими и другими видами загрязнений). Количество изоляторов в изоляционных подвесках, оставшихся незашунтированными, должно соответствовать рабочему напряжению ВЛ.

На ВЛ с изоляцией, усиленной по условию загрязнения атмосферы, если начало грозозащитного подхода к ПС в соответствии с табл. 4.2.5 и 4.2.6 находится на участке с усиленной изоляцией, на первой опоре грозозащитного подхода (со стороны ВЛ) должен устанавливаться комплект ЗА, соответствующих рабочему напряжению ВЛ.

4.2.171. На ВЛ напряжением от 3 кВ до 35 кВ с деревянными опорами в заземляющих проводниках защитных промежутков должны устанавливаться дополнительные защитные промежутки на высоте не менее 2,5 м от уровня земли. Размеры защитных промежутков приведены в табл. 4.2.4.

Таблица 4.2.4. Размеры основных и дополнительных защитных промежутков

 

Номинальное напряжение ВЛ, кВ

Размеры защитных промежутков, мм

основных

дополнительных

3

20

5

6

40

10

10

60

15

35

250

30

 

4.2.172. В РУ напряжением 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены ОПН или РВ.

На вновь построенных ПС напряжением от 110 кВ до 750 кВ, а также во время реконструкции ПС (РУ) напряжением от110 кВ до 750 кВ вентильные разрядники в качестве ЗА от перенапряжения не применяют.

Защитные аппараты от перенапряжения следует выбирать с учетом координации их защитных характеристик с характеристиками изоляции защищаемого оборудования, соответствия наибольшего рабочего напряжения ЗА наибольшему рабочему напряжению сети, с учетом высших гармоник, а также допустимого повышения напряжения в течение времени действия резервных релейных защит при однофазном замыкании на землю, в случае одностороннего включения линии или переходного резонанса на высших гармониках.

При увеличенных расстояниях между ЗА и защищаемым оборудованием с целью сокращения количества устанавливаемых аппаратов могут применяться ОПН или РВ с более низким уровнем остаточного напряжения, чем это требуется по условиям координации изоляции.

Расстояния по ошиновке от ОПН до трансформаторов и остального оборудования, включая ответвления и высоту ОПН, должны быть не более указанных в табл. 4.2.5-4.2.8 (см. также 4.2.164). Аналогичные расстояния от РВ приведены в приложении Б.

Указанные в табл. 4.2.5-4.2.8 наибольшие допустимые защитные расстояния до электрооборудования соответствуют базовым параметрам, приведенным в табл. 4.2.9.

Таблица 4.2.5. Наибольшие защитные расстояния от ОПН до электрооборудования напряжением от 35 кВ до 220 кВ

 

Напряжение сети, кВ

Количество присоединенных ВЛ

Длина грозозащитного подхода ВЛ, км

Расстояние от ближайшего ОПН, м

 

 

 

до силовых трансформаторов при количестве ОПН

до остального

оборудования при

количестве ОПН

 

 

 

1 ОПН

2 ОПН

1 ОПН

2 ОПН

1

2

3

4

5

6

7

35

1ВЛ

1,0

25

35

50

70

 

 

1,5

40

60

70

100

 

 

2,0 и более

50

80

80

140

 

2ВЛ

1,0

40

50

60

120

 

 

1,5

60

70

95

140

 

 

2,0 и более

80

100

100

180

 

Более 2 ВЛ

1,0

45

60

60

120

 

 

1,5

70

80

95

140

 

 

2,0 и более

100

110

100

180

110

1 ВЛ

1,0

25

55

90

120

 

 

2,0

75

130

160

200

 

 

3,0 и более

130

220

200

280

 

2 ВЛ

1,0

35

80

130

190

 

 

2,0

75

160

250

290

 

 

3,0 и более

140

270

250

280

 

От 3 ВЛ до 6 ВЛ

1,0

45

110

130

190

 

 

2,0

100

200

250

280

 

 

3,0 и более

150

270

250

280

 

Более 6 ВЛ

1,0

45

110

500

500

 

 

2,0

100

200

 

 

 

 

3,0 и более

150

270

 

 

150

1 ВЛ

2,0

10

40

85

140

 

 

2,5

15

80

110

200

 

 

3,0 и более

45

100

160

260

 

2 ВЛ

2,0

40

70

110

170

 

 

2,5

75

100

160

250

 

 

3,0 и более

95

120

200

330

 

От 3 ВЛ до 5 ВЛ

2,0

50

75

110

170

 

 

2,5

90

100

160

250

 

 

3,0 и более

110

140

200

330

 

Более 5 ВЛ

2,0

50

75

500

500

 

 

2,5

90

100

 

 

 

 

3,0 и более

110

140

 

 

220

1ВЛ

2,0

15

45

90

160

 

 

2,5

20

90

120

220

 

 

3,0 и более

50

120

170

280

 

2ВЛ

2,0

45

80

120

180

 

 

2,5

85

120

170

270

 

 

3,0 и более

110

140

220

360

 

ЗВЛ

2,0

60

85

120

180

 

 

2,5

100

120

170

270

 

 

3,0 и более

130

160

220

360

 

Более ЗВЛ

2,0

60

85

800

800

 

 

2,5

100

120

 

 

 

 

3,0 и более

130

160

 

 

Таблица 4.2.6. Наибольшие защитные расстояния от OI1H до электрооборудования напряжением 330 кВ

 

Характеристика РУ

Количество ОПН

Длина грозозащитного подхода

ВЛ, км

Расстояние от ближайшего ОПН, м

 

около силовых трансформаторов

в звене присоединения ВЛ

 

до силовых трансформаторов*

до трансформаторов напряжения*

до остального оборудования

Блок ВЛ+АТ

1

-

2,5

Грозозащита не обеспечена

 

 

 

3,0

30

40

160

 

 

 

4,0 и более

80

120

190

 

1

1

2,5

Грозозащита не обеспечена

 

 

 

3,0

30

140

400**

 

 

 

4,0 и более

140

340

500**

Блок ВЛ + 2АТ

2

 

2,5

Грозозащита не обеспечена

 

 

 

3,0

35

45

170

 

 

 

4,0 и более

85

130

200

Треугольник 2

1

2,5

80

160

520

ВЛ + АТ

 

 

3,0 и более

130

210

570

Четырехугольник

2

 

2,5

130

440

1000

2 ВЛ + 2 AT

 

 

3,0 и более

220

650

 

3 ВЛ + 2АТ

2

-

2,5

130

720

 

 

 

 

3,0 и более

220

1000

 

ВЛ + АТ

1

-

2,5

110

270

 

 

 

 

3,0 и более

160

1000

 

* В случае применения на грозозащитных подходах ВЛ опор с горизонтальным расположением проводов допускается увеличивать расстояния: - от ОПН до силовых трансформаторов - в 2 раза; - от ОПН до трансформаторов напряжения - в 1,5 раза. ** Расстояние от ОПН, установленного возле силового трансформатора.

Таблица 4.2.7. Наибольшие защитные расстояния от ОПН до электрооборудования напряжением 500 кВ

 

Характеристика РУ

Количество ОПН

Расстояние от ближайшего ОПН, м

 

около силовых трансформаторов

в звене присоединения ВЛ

до силовых трансформаторов

до трансформаторов напряжения

до остального оборудования

Блок ВЛ + АТ

1

1

150

220*

260*

Треугольник 2 ВЛ + AT

1

1

210

510*

600*

Четырехугольник 2 ВЛ + 2АТ

2

260

510

1000

3 ВЛ + 2 AT

2

-

380

650

 

3 ВЛ + AT

1

-

280

580

 

* Расстояние от ОПН в звене присоединения ВЛ.

Таблица 4.2.8. Наибольшие защитные расстояния от ОПН до электрооборудования напряжением 750 кВ

 

Характеристика РУ

Количество ОПН

Расстояние от ближайшего ОПН, м

 

около силовых трансформаторов

около ШР

в звене присоединения ВЛ

до силовых трансформаторов и ШР

до трансформаторов напряжения

до остального оборудования

ВЛ + AT + ШР

1

1

1

120

330

1000

ВЛ + АТ + 2ШР

1

2

-

120

230

580

ВЛ + АТ + 2ШР

1

2

1

230

380

1000

ВЛ + 2АТ + ШР

2

1

-

80

230

580

То же

2

1

1

210

380

1000

2 ВЛ + AT + 2 ШР

1

2

-

160

200

580

2ВЛ + 2АТ + 2ШР

2

2

-

200

200

580

Таблица 4.2.9. Значение базовых параметров таблиц 4.2.5-4.2.8

 

Напряжение сети, кВ

Волна тока 8/20

мкс, кА

Остаточное напряжение ОПН

Испытательное напряжение UB, кВ, для оборудования:

 

 

 

силовых трансформаторов

трансформаторов напряжения

остального оборудования

35

5

120

200

185

185

110

5

245

480

425

425

150

5

345

550

585

585

220

5

445

750

835

835

330

10

650

1050

1200

1100

500

10

950

1550

1675

1500

750

10

1350

2100

2100

2100

 

При необходимости увеличения допустимых защитных расстояний разрешается выполнять следующие мероприятия:

дополнительно устанавливать ЗА на шинах или линейных присоединениях;

применять конструкцию грозозащитных подходов ВЛ напряжением от 35 кВ до 330 кВ на опорах с горизонтальным расположением проводов и двумя тросами;

- устанавливать ОПН с остаточными напряжениями меньше базовых (табл. 4.2.9), с пересчетом расстояния по формуле:

 

Lx=L0·(Uв-Uх)/(Uв-U0)       (4.2.9)

 

где Lx- наибольшее защитное расстояние при установке ОПН с остаточным напряжением, отличным от базового, м;

L0 - наибольшее защитное расстояние (базовое расстояние) согласно табл. 4.2.5-4.2.8, м;

U0 - остаточное напряжение базового ОПН согласно табл. 4.2.9, кВ;

Ux- остаточное напряжение ОПН, устанавливаемого соответственно на ток 5 кА или 10 кА, кВ;

Uв - испытательное напряжение оборудования согласно табл. 4.2.9, кВ.

В случае применения ОПН с остаточным напряжением больше базового значения U0 защитное расстояние следует скорректировать по формуле 4.2.9 в сторону его уменьшения.

Наибольшие допустимые расстояния между ЗА и защищаемым оборудованием определяют с учетом количества линий и ЗА, присоединенных в нормальном режиме работы ПС.

Количество и места установки ЗА следует выбирать исходя из принятых на расчетный период схем электрических соединений, количества ВЛ и силовых трансформаторов. При этом расстояния от защищаемого оборудования до ОПН или РВ должны быть в пределах, допустимых также на промежуточных этапах развития ПС длительностью не менее продолжительности грозового сезона. Аварийные и ремонтные режимы работы при этом не учитывают.

4.2.173. ОПН или РВ в цепях трансформаторов и ШР должны быть установлены без коммутационных аппаратов между ними и защищаемым оборудованием. ЗА при нахождении оборудования под напряжением должны быть постоянно включены.

4.2.174. В случае присоединения трансформатора кабельной линией напряжением 35 кВ и выше к РУ, имеющей ВЛ, в месте присоединения кабеля к шинам РУ следует устанавливать комплект ОПН или РВ. Заземляющий зажим ОПН или РВ должен быть присоединен к металлической оболочке кабеля. В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, непосредственно соединенных с силовыми трансформаторами, на шинах РУ устанавливается один комплект ОПН или РВ. Место их установки следует выбирать как можно ближе к месту присоединения кабелей.

При длине кабеля более удвоенного расстояния, указанного в табл. 4.2.5-4.2.8 или в приложении В, около силового трансформатора дополнительно должны устанавливаться ОПН или РВ с таким же остаточным напряжением, как у ЗА в начале кабеля.

4.2.175. Обмотки НН и СН силовых трансформаторов (AT), не используемые для питания электроприемников, а также обмотки, временно отсоединенные от шин РУ в грозовой период, должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены ОПН или РВ, включенными между вводами каждой фазы и землей. Защита не используемых для питания электроприемников обмоток НН, расположенных первыми от магнитопровода, может быть выполнена заземлением одной из вершин треугольника, одной из фаз или нейтрали звезды либо установкой ОПН или РВ соответствующего класса напряжения на каждой фазе.

Защита не используемых для питания электроприемников обмоток не требуется, если к ним постоянно присоединена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

4.2.176. Нейтрали AT и нейтрали обмоток напряжением 110 кВ и выше силовых трансформаторов должны иметь постоянное заземление.

В нейтрали обмоток ВН силовых трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, для которых разрешен режим работы с изолированной нейтралью, должна предусматриваться установка коммутационных заземляющих аппаратов (с ручным или автоматическим управлением) и специальных ОПН с уровнем ограничения напряжений, скоординированных с уровнем изоляции нейтрали.

4.2.177. РУ напряжением 3 кВ, 6кВ и 10 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть защищены ОПН или РВ, установленными на шинах или у силовых трансформаторов. ОПН или РВ в одной камере РУ с трансформатором напряжения следует присоединять перед предохранителем трансформатора напряжения.

При конструктивном выполнении соединения силовых трансформаторов с шинами РУ напряжением 3 кВ, 6 кВ и 10 кВ под открытым небом (воздушная связь) расстояния от ОПН и РВ до защищаемого оборудования не должны превышать 60 м для ВЛ на деревянных опорах и 90 м для ВЛ на железобетонных и металлических опорах.

В случае присоединения силовых трансформаторов к шинам кабелями расстояния от установленных на шинах ОПН или РВ до трансформаторов не ограничиваются.

Защиту молниеотводами подходов ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ к ПС по условиям грозозащиты не выполняют.

На подходах к ПС ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ с деревянными опорами должен быть установлен комплект ЗА (Р1) на расстоянии от 200 м до 300 м от ПС. На ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ, которые в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать ЗА (Р2) на конструкции ПС или на концевой опоре того конца ВЛ, который может быть длительно отключен. В качестве ЗА Р1 и Р2 применяются разрядники. Расстояние от Р2 до отключенного выключателя по ошиновке не должно превышать 15 м. При мощности силового трансформатора до 0,63 MB*А допускается не устанавливать ЗА на подходах ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ с деревянными опорами. При невозможности выдержать указанные расстояния, а также при наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения в качестве Р2 необходимо устанавливать РВ или ОПН. Расстояние от РВ до защищаемого оборудования не должно превышать 10 м. В случае применения ОПН с остаточным напряжением меньше базового значения U0 защитное расстояние следует скорректировать по формуле 4.2.9 в сторону его увеличения.

При установке ОПН или РВ на всех вводах ВЛ на ПС и их удалении от подстанционного оборудования в пределах допустимых значений по условиям грозозащиты ЗА на шинах ПС могут не устанавливаться. Сопротивление заземления ЗА Р1 и Р2 не должно превышать 10 Ом при удельном сопротивлении земли до 500 Ом-м и 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении земли.

На подходах ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ с металлическими и железобетонными опорами к ПС установка ЗА не требуется. Однако при применении на ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ изоляции, усиленной более чем на 30% (например, из-за загрязнения атмосферы), на расстоянии от 200 м до 300 м от ПС и на вводе ВЛ должны устанавливаться ИП.

Металлические и железобетонные опоры на расстоянии от 200 м до 300 м подхода к ПС должны быть заземлены с сопротивлением не более приведенного в табл. 2.5.29 главы 2.5 ПУЭ:2006.

Защита ПС напряжением 6 кВ и 10 кВ с НН до 1 кВ, к которым присоединены ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ, должна выполняться ОПН или РВ, устанавливаемыми со стороны ВН и СН ПС.

В случае присоединения ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ к ПС при помощи кабельной вставки длиной более 50 м следует для ее защиты устанавливать комплект ОПН или РВ в месте присоединения кабеля к ВЛ, а также на шинах ПС, к которым присоединена кабельная вставка.

При длине кабельной вставки до 50 м должен быть установлен комплект ОПН или РВ только в месте присоединения кабеля к шинам РУ. При этом заземляющий зажим ОПН или РВ, металлические оболочки кабеля, а также корпус кабельной муфты должны соединяться между собой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим ОПН или РВ следует соединять с заземлителем отдельным заземляющим проводником. Сопротивление заземлителя аппарата должно быть не более значений, приведенных в табл. 2.5.29 главы 2.5 ПУЭ:2006. Если ВЛ выполнена на деревянных опорах, на ВЛ на расстоянии от 200 м до 300 м от конца кабеля должен устанавливаться комплект ЗА.

Грозозащита токопроводов напряжением 6 кВ и 10 кВ осуществляется как грозозащита ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ соответственно.

4.2.178. Защиту ПС напряжением 35 кВ и 110 кВ с силовыми трансформаторами мощностью до 40 МВ-А, присоединенных к ответвлениям длиной менее 1 км от существующих ВЛ, не защищенных тросом, допускается выполнять по упрощенной схеме (рис. 4.2.16) при следующих условиях:

ОПН или РВ устанавливаются на расстоянии от силового трансформатора не более 10 м при использовании РВ III группы и не более 15 м при использовании РВ II группы или ОПН; расстояния от ОПН или РВ до остального оборудования не должны превышать 50 м;

тросовые молниеотводы подхода к ПС выполняются на всей длине ответвления; при длине ответвления менее 150 м следует дополнительно защищать существующую ВЛ тросовыми или стержневыми молниеотводами на одном пролете в обе стороны от ответвления;

- комплекты ЗА Р1 и Р2 (сопротивление заземлений каждого комплекта должно быть не более 10 Ом) устанавливаются на подходах ВЛ с деревянными опорами: Р2 устанавливают на первой опоре с тросом со стороны ВЛ или на границе участка, защищаемого стержневыми молниеотводами; Р1 - на незащищенном участке ВЛ на расстоянии от 150 м до 200 м от Р2.

При длине подхода более 500 м установку комплекта Р1 не выполняют.

Защита ПС, на которых расстояния между РВ и силовым трансформатором превышают 10 м или расстояния между ОПН и трансформатором превышают 15 м, выполняется с соблюдением требований, приведенных в 4.2.172.

Упрощенная схема защиты ПС согласно изложенным выше требованиям может выполняться также в случае присоединения ПС к действующей ВЛ с помощью коротких заходов (рис. 4.2.17). При этом силовые трансформаторы должны быть защищены ОПН или РВ II группы.

Для ПС, присоединяемых ко вновь сооруженной ВЛ, выполненной согласно требованиям главы 2.5 ПУЭ:2006, схема упрощенной защиты не применяется.

В районах с удельным сопротивлением земли 500 Ом • м и более сопротивление заземлителя ЗА Р1 и Р2 не должно превышать 30 Ом. При этом заземлитель аппарата Р2 должен быть соединен с заземлителем ПС.

4.2.179. Коммутационные аппараты, устанавливаемые на опорах существующих ВЛ напряжением до ПО кВ, имеющих защиту тросом не по всей длине, должны быть защищены ЗА, устанавливаемыми на тех же опорах со стороны потребителя. Если коммутационный аппарат может быть длительно отключен, ЗА должны устанавливаться на той же опоре с каждой стороны коммутационного аппарата, находящегося под напряжением.

При установке коммутационных аппаратов на расстоянии до 25 м по длине ВЛ от места присоединения линии к ПС или РП установка ЗА на опоре не требуется. Если коммутационные аппараты в грозовой сезон нормально отключены, то со стороны ВЛ на опоре должны быть установлены ЗА. На ВЛ напряжением до 10 кВ с железобетонными и металлическими опорами допускается не устанавливать ЗА для защиты коммутационных аппаратов, имеющих изоляцию того же класса, что и ВЛ.

Установка коммутационных аппаратов в пределах защищенных тросом подходов ВЛ, указанных в 4.2.178, разрешена на первой опоре со стороны линии, а также на последующих опорах подхода при условии одинакового уровня изоляции подхода.

Сопротивление заземлителей аппаратов должно удовлетворять требованиям, приведенным в 2.5.127 главы 2.5 ПУЭ:2006.

4.2.180. Ответвление от ВЛ, выполненное на металлических и железобетонных опорах, должно быть защищено тросом по всей длине, если оно присоединено к ВЛ, защищенной тросом по всей длине.

4.2.181. На концевой опоре каждой ВЛ напряжением 6 кВ и 10 кВ с деревянными опорами, присоединенной к СП напряжением 6 кВ и 10 кВ, должно быть установлено по одному комплекту ЗА. При этом заземляющие проводники ЗА должны присоединяться к заземлителю СП.

4.2.182. В случае присоединения к шинам ПС (РП) электрических двигателей напряжением более 1 кВ должны быть предусмотрены следующие меры по их защите от грозовых перенапряжений:

1)    при присоединении электродвигателя мощностью более 3 МВт к шинам РУ, имеющим присоединения ВЛ, для защиты электродвигателя применяются кабельные вставки на ВЛ с установкой ЗА (ОПН или РВ) на шинах РУ, на ВЛ и на кабеле со стороны ВЛ и с установкой защитных емкостей на шинах РУ. Сопротивление заземления ЗА не должно превышать 10 Ом, а защитная емкость должна составлять не менее 0,5 мкФ на фазу;

2)    при присоединении электродвигателя мощностью до 3 МВт к шинам РУ, имеющим присоединения ВЛ, для защиты электродвигателя принимают меры, указанные в перечне 1), за исключением установки ОПН(РВ)на ВЛ;

3)    при присоединении электродвигателя любой мощности к шинам РУ, не имеющим присоединения ВЛ, и при отсутствии открытого токопровода в цепи присоединения электродвигателя к шинам РУ специальные меры по защите электродвигателя от грозовых перенапряжений не предусматриваются.

 

Рис. 4.2.16. Схемы упрощенной защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ ответвлениями

 

Рис. 4.2.17. Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ с помощью заходов

 

При использовании открытого токопровода в цепи присоединения электродвигателя к шинам РУ токопровод должен быть защищен от прямых ударов молнии молниеотводами ПС, отдельно стоящими молниеотводами или грозозащитными тросами (подвешенными на отдельных опорах) с углом защиты не менее 20°. Молниеотводы должны иметь обособленные заземлители, выполняемые с соблюдением требований 4.2.165. Разрешается присоединять обособленный заземлитель к заземлителю ПС. Место присоединения обособленного заземлителя к заземлителю ПС должно быть удалено от места присоединения конструкций токопровода к заземлителю ПС на расстояние не менее 15 м.

ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ

4.2.183. Для ограничения внутренних перенапряжений (коммутационных и квазистационарных), опасных для изоляции электрооборудования, должны применяться ОПН или РВ II группы, выключатели с резисторами предварительного включения, электромагнитные и антирезонансные трансформаторы напряжения, резисторные делители напряжения и т.п. Эти меры целесообразно объединять с мерами ограничения длительного повышения напряжения согласно 4.2.187.

4.2.184. В электрических сетях напряжением от 6 кВ до 3 5 кВ с применением компенсации емкостных токов однофазных замыканий на землю установкой дугогасящих заземляющих реакторов следует выравнивать емкости фаз сети относительно земли. Несимметрия емкостей по фазам относительно земли не должна превышать 0,75%.

В электрических сетях напряжением 6 кВ и 10 кВ должна применяться преимущественно автоматическая настройка компенсации емкостного тока.

Дугогасящие заземляющие реакторы не допускается устанавливать на ПС, связанной с компенсируемой электрической сетью только одной линией передачи, а также присоединять к нейтрали трансформатора, защищенного предохранителями.

4.2.185. Должны предотвращаться самопроизвольные смещения нейтрали и феррорезонансные процессы в электрических сетях и электроустановках напряжением от 3 кВ до 35 кВ, в которых отсутствует компенсация емкостного тока однофазного замыкания на землю или отсутствуют генераторы и синхронные компенсаторы с непосредственным водяным охлаждением обмоток статора, а также в электрических сетях, где есть компенсация емкостного тока однофазного замыкания на землю, но возможно отделение дугогасящих реакторов в автоматическом или оперативном режимах.

При необходимости в электроустановках применяются любые из следующих мер по предотвращению развития феррорезонансных процессов:

- в цепь соединенной в разомкнутый треугольник вторичной обмотки трансформаторов напряжения от 3 кВ до 35 кВ, используемой для контроля изоляции, должен быть включен резистор сопротивлением 25 Ом (рассчитанный на длительное прохождение тока 4 А). В схеме «блок генератор-трансформатор» должен быть дополнительно предусмотрен второй такой же резистор, автоматически шунтирующий постоянно включенный резистор при возникновении феррорезонансного процесса;

- в цепь соединенной в разомкнутый треугольник вторичной обмотки трансформаторов напряжения от 3 кВ до 35 кВ, используемой для контроля изоляции, должно включаться устройство для временного включения низкоомного резистора на время устранения феррорезонансного процесса;

- в электроустановках, в которых не осуществляется измерение фазных напряжений относительно земли (контроль изоляции) или напряжений нулевой последовательности, должны применяться трансформаторы напряжения, первичные обмотки которых не имеют соединения с землей. При необходимости измерения фазных напряжений относительно земли (контроль изоляции) или напряжений нулевой последовательности должны использоваться измерительные блоки, присоединенные к ТН с первичными обмотками, включенными на линейное напряжение, и емкостные (резистивные и т.п.) делители напряжения;

- заземлять нейтраль через высокоомный резистор; и т.п.

4.2.186. Обмотки силовых трансформаторов (AT), а также ШР должны быть защищены от внутренних перенапряжений при помощи ОПН или РВ II группы, устанавливаемых вблизи трансформаторов (AT) в соответствии с 4.2.173.

4.2.187. Должны предусматриваться меры по ограничению длительного повышения напряжения в РУ напряжением от 330 кВ до 750 кВ: применение ШР, схемных решений, системной автоматики и автоматики защиты от повышения напряжения.

Допустимые повышения напряжения для оборудования напряжением от 330 кВ до 750 кВ должны приниматься в зависимости от длительности их воздействия.

4.2.188. Уровень ограничения коммутационных перенапряжений определяется на основании требований по координации изоляции. Основными параметрами координации изоляции являются испытательные напряжения изоляции электрооборудования и остаточное напряжение ЗА (от перенапряжений), определяемые при токах коммутационного импульса (от 0,5 кА до 2,0 кА для номинальных напряжений от 3 кВ до 750 кВ). Уровень коммутационных перенапряжений, ограничиваемых с учетом особенностей сети, а также остаточное напряжение должны определяться соответствующими расчетами.

4.2.189. Для РУ напряжением от110 кВ до 500 кВ с воздушными и элегазо-выми выключателями должны быть предусмотрены меры по предотвращению феррорезонансных перенапряжений, возникающих при последовательном включении электромагнитных трансформаторов напряжения и емкостных делителей напряжения.

ЗАЩИТА ОТ ДЕЙСТВИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ПОЛЯ

4.2.190. В зонах пребывания обслуживающего персонала (маршруты обхода обслуживающего персонала, рабочие места) на ПС и в ОРУ напряжением 330 кВ и выше напряженность электрического поля (ЭП) должна быть в пределах допустимых уровней, установленных действующими НД.

4.2.191. Допустимые уровни напряженности ЭП в зонах пребывания обслуживающего персонала должны обеспечиваться конструктивно-компоновочными решениями с использованием стационарных, инвентарных и индивидуальных устройств экранирования.

4.1.192. На ПС и в ОРУ напряжением 330 кВ и выше, чтобы уменьшить время пребывания обслуживающего персонала в зоне воздействия ЭП, следует:

- применять металлоконструкции ОРУ, защищенные от коррозии способами, не требующими регулярного восстановления покрытия (оцинковка, алюминиро-вание и т.п.), или конструкции из алюминиевых элементов;

- размещать лестницы для подъема на траверсы металлических порталов внутри их стояков (лестницы, размещенные снаружи, должны быть огорожены экранирующими устройствами, обеспечивающими внутри допустимые уровни напряженности ЭП);

- размещать блоки приводов подвижных контактов подвесных разъединителей и трапы обслуживания внутри траверс порталов;

- применять изолирующие подвески из изоляторов, не требующих периодических испытаний изоляторов на электрическую прочность (стеклянные или полимерные изоляторы);

- размещать шкафы управления выключателями и разъединителями, шкафы вторичных цепей, а также сборки напряжением до 1000 В преимущественно в зоне действия экранов над маршрутами обхода персонала;

- размещать оборудование так, чтобы сигнальные лампы, манометры, мас-лоуказатели и воздухоосушители маслонаполненных аппаратов и т.п., а также электромагнитные устройства трансформаторов напряжения (типа НДЕ) были обращены в сторону маршрутов обхода персонала.

4.2.193. На ОРУ напряжением 330 кВ и выше для снижения уровня напряженности ЭП нельзя допускать соседство одноименных фаз в смежных звеньях.

4.2.194. На ПС напряжением 330 кВ и выше разрешается размещать производственные здания в зоне воздействия ЭП при условии обеспечения экранирования подходов ко входам в эти здания. Экранирование подходов разрешается не выполнять, если вход в здание, расположенный в зоне воздействия, находится на стороне здания, противоположной токоведущим частям.

СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ И ПОДСТАНЦИЙ

4.2.195. Требования 4.2.196-4.2.226 распространяются на схемы РУ ПС и РП электрических сетей.

В этом подразделе понятия «подстанция» и распределительный пункт» поименованы одним термином - «подстанция», если это не оговорено отдельно.

4.2.196. Построение схемы электрической ПС должно выполняться с учетом назначения, «роли и положения ПС в электрической сети энергосистемы.

Схема электрическая ПС и отдельных РУ разрабатывается на основании работ по развитию электрических сетей (энергосистемы, района или объекта).

4.2.197. Исходя из функций ПС в электрической сети схема электрическая должна:

- обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями надежности электроснабжения электроприемников с учетом наличия независимых резервных источников питания;

- обеспечивать надежность транзита потоков электроэнергии через ПС в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для конкретного участка сети;

- учитывать поэтапное развитие ПС, динамику изменения нагрузки сети и т.п. Соблюдение принципа поэтапного развития ПС и ее главной схемы должно исходить из наиболее простого и экономичного развития ПС без значительных работ по реконструкции действующих объектов и с минимальным ограничением электроснабжения потребителей;

- учитывать требования противоаварийной автоматики.

4.2.198. Исходя из эксплуатационных качеств схема электрическая РУ должна быть обоснованно простой, наглядной и обеспечивать возобновление питания потребителей в послеаварийном режиме работы средствами автоматики.

4.2.199. Для вновь сооруженных ПС напряжением от 6 кВ до 750 кВ следует предусматривать преимущественно схемы электрические РУ, приведенные в табл. 4.2.10-4.2.13.

Разрешается применять схемы электрические РУ, отличные от приведенных в табл. 4.2.10 и 4.2.12, при соответствующем обосновании, а также при реконструкции действующих ПС.

4.2.200. В схеме 1 (два блока «линия-трансформатор» без коммутационного оборудования или с разъединителем) для защиты линии, оборудования РУ и трансформатора должна предусматриваться надежная передача сигнала для отключения выключателя в голове линии. Для защиты линии оборудования напряжением от 110 кВ до 220 кВ и силовых трансформаторов мощностью менее 63 МВ-А разрешается использовать релейную защиту линии со стороны питающего конца линии.

В схеме 2 (два блока «линия-трансформатор» с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий) в условиях интенсивного загрязнения изоляции при ограниченной площади застройки и т.п. перемычку разрешено не применять.

4.2.201. Схемы мостика применяют с ремонтной перемычкой. При соответствующем обосновании ремонтную перемычку разрешается не предусматривать.

4.2.202. В качестве первого этапа развития схем «мостик» разрешается применять:

- схему «блок линия-трансформатор» с одним выключателем при одной линии и одном трансформаторе;

- схему «мостик» с установкой одного или двух выключателей (в зависимости от схемы сети) при двух линиях и одном трансформаторе.

4.2.203. Схему «четырехугольник» на напряжении 220 кВ применяют вместо схем «мостик», когда применение ремонтных перемычек недопустимо из-за повышения напряжения на отключенном конце или по условиям релейной зашиты.

4.2.204. В качестве первого этапа развития схемы «четырехугольник» разрешается применять:

- схему «блок линия-трансформатор» с двумя взаиморезервируемыми выключателями при одной линии и одном трансформаторе;

- схему «треугольник» при двух линиях и одном трансформаторе.

4.2.205. В РУ напряжением от 110 кВ до 220 кВ по схемам 6, 7 и 8 с использованием КРУЭ обходную систему шин разрешается не выполнять.

Таблица 4.2.10. Перечень схем электрических РУ напряжением от 35 кВ до 750 кВ и сфера их применения

 

Шифр схемы

Наименование схемы

Условное изображение схемы

Сфера применения схемы

 

 

 

Напряжение

РУ, кВт

Сторона

Количество линий

Условия и особенности применения

1

2

3

4

5

6

7

110-1 150-1 220-1 330-1

Два блока «линия-трансформатор» с разъединителями

110

150

220

330

ВН

2

Тупиковые ПС в случае питания одного трансформатора от одной линии, которая не имеет ответвлений

110-3 150-3 220-3

Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

110

150

220

ВН

2

Проходные ПС, при необходимости секционирования линий, при мощности трансформаторов до 63 МВ-А

35-4 110-4 150-4 220-4

Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

35

110

150

220

ВН

2

Проходные ПС, при необходимости секционирования линий и сохранения транзита в случае повреждения трансформатора, при мощности трансформаторов до 63 МВ-А

35-5

 

Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин

35

ВН СН НН

Более 2

Для ВН узловых ПС сети напряжением 35 кВ и СН и НН на НС напряжением 110 кВ и 220 кВ. Разрешены на первом этапе развития схемы присоединения двух линий, по одной на каждую секцию

110-6 150-6 220-6

Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин

110

150

220

ВН

3-6

Узловые ПС напряжением 110 кВ и 220 кВ при количестве нерезервированных линий не более одной на каждой из секций

110-7 150-7 220-7

Две рабочие и обходная системы шин

110

150

220

СН

До 12

1) ПС с AT мощностью до 2 х 200 (2 х 400) МВ-А.

2) ПС с AT мощностью 4 х 200 (4 х 250) МВ-А. Разрешено применять два отдельных РУ (по одному на каждую пару AT)

110-8 150-8 220-8

Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная системы шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями

110

150

220

СН

Более 12

1) При необходимости снижения токов КЗ. ПС с AT мощностью 4 х 200 (4 х 250) МВ-А

220-9 330-9 500-9 750-9

Четырехугольник

220

330

500

750

ВН

2

При мощности трансформаторов 125 МВ-А и более для напряжения 220 кВ и любой мощности для напряжения 330 кВ и выше

330-10 500-10 750-10

Трансформаторы-шины

с присоединением линий

через два выключателя

330

500

750

ВН СН

Для 330 и 500 кВ - до 4; 750 кВ - 3

Узловые НС сети напряжением от 330 кВ до 750 кВ

330-11 500-11 750-11

Полуторная

330

500

750

ВН СН

По количеству присоединений

При количестве присоединений более 7

Примечание. На схемах условно показаны только те разъединители, которые используются в качестве коммутационных аппаратов.

Таблица 4.2.11. Перечень схем РУ 6 кВ и 10 кВ для ПС с ВН от 35 кВ до 330 кВ и сфера их применения

 

Шифр схемы

Наименование схемы

Условное изображение схемы

Количество линий

Дополнительные условия применения схемы

1

2

3

4

5

10-1

Одна секционированная выключателем система шин

Без ограничения

При двух трансформаторах с нерасщепленными обмотками напряжением 6 кВ и 10 кВ без токоограничивающих реакторов или с одинарными реакторами

10-2

Две секционированные выключателями системы шин

Без ограничения

При двух трансформаторах с расщепленными обмотками напряжением 6 кВ и 10 кВ без токоограничивающих реакторов или с одинарными реакторами, или с нерасщепленными обмотками и удвоенными реакторами

10-3

Четыре секционированные

выключателями

системы шин

Без ограничения

При двух трансформаторах с расщепленными обмотками напряжением 6 кВ и 10 кВ и с удвоенными токоограничивающими реакторами

Примечание. В схемах 10-1-10-3 разрешено устанавливать токоограничивающие реакторы в линейных присоединениях на ПС промышленных предприятий.

Таблица 4.2.12. Перечень схем РУ напряжением 6 кВ и 10 кВ для ПС с ВН 6 кВ и 10 кВ и сфера их применения

 

Шифр схемы

Наименование схемы

Условное изображение схемы

Количество линий

Дополнительные условия применения схемы

1

2

3

4

5

10-4

Блок «линия-трансформатор »

1

1) Тупиковые ПС и ответвительные ПС.

2) Разрешено вместо разъединителя применять выключатели нагрузки

10-5

Два блока «линия-трансформатор»

2

1) Тупиковые ПС.

2) Разрешено вместо разъединителей применять выключатели нагрузки

10-6

Одна несекционированная система шин

2

1) Проходные ПС с односторонним питанием.

2) Разрешено в цепях трансформатора вместо разъединителя применять выключатель нагрузки

10-7

Одна секционированная разъединителями система шин

4

1) Проходные ПС с двусторонним питанием.

2) Разрешено вместо секционных разъединителей и разъединителей в цепях трансформаторов применять выключатели нагрузки

10-8

Одна секционированная выключателем система шин

До 10

1) ПС напряжением 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ с функциями РП.

2) Разрешено вместо выключателей в цепях трансформаторов применять предохранители

Примечание. На схемах 10-4-10-8 условно показаны только те разъединители, которые используются в качестве коммутационных аппаратов.

Таблица 4.2.13. Схемы РУ напряжением 6 кВ, 10 кВ, 15,75 и 35 кВ для питания трансформаторов собственных нужд ПС и сфера их применения

 

Шифр схемы

Условное изображение схемы

Дополнительные условия применения схемы

НН-1

1) Питание собственных нужд ПС с ВН от 220 кВ до 750 кВ при отсутствии посторонних потребителей на НН ПС.

2) Разрешено применять вариант схемы с одним присоединением собственных нужд

 

4.2.206. На этапе развития РУ от схемы «четырехугольник» к схеме «трансформаторы-шины» с присоединением линии через два выключателя возникает вопрос сохранения или демонтажа разъединителей в цепи линий, который решается в конкретном проекте ПС.

4.2.207. На этапе развития РУ от схемы «трансформаторы-шины» с присоединением линии через два выключателя к полуторной схеме разрешено применять схему «трансформаторы-шины» с полуторным присоединением линий.

4.2.208. В схеме «трансформаторы-шины» с полуторным присоединением линий и полуторной схемой при количестве линейных присоединений более 6 и в схемах «трансформаторы-шины» с присоединением линий через два и полтора выключателя при четырех AT должна рассматриваться необходимость секционирования сборных шин с учетом условий сохранения устойчивости энергосистемы. Парные линии и трансформаторы должны присоединяться к разным системам шин и к разным звеньям.

4.2.209. Количество выключателей, срабатывающих одновременно в пределах РУ одного напряжения, должно быть не более:

- двух - при повреждении линии;

- четырех - при повреждении трансформатора напряжением до 500 кВ;

- трех - при повреждении трансформатора напряжением 750 кВ.

4.2.210. В схемах с присоединением ВЛ через два выключателя разрешается устанавливать в цепи ВЛ трансформаторы тока для коммерческого учета электроэнергии.

4.2.211. Трансформатор напряжения, установленный на линейном присоединении напряжением 330 кВ и выше, следует присоединять к ошиновке непосредственно (без коммутационного аппарата).

4.2.212. На НН ПС напряжением от 35 кВ до 750 кВ должна предусматриваться раздельная работа силовых трансформаторов.

4.2.213. Установка предохранителей на ВН силовых трансформаторов 35 кВ и выше запрещается.

4.2.214. На вновь сооруженных ПС установка отделителей и короткозамыка-телей запрещается. При реконструкции действующих ПС отделители и короткоза-мыкатели должны заменяться на выключатели.

4.2.215. На ПС должны устанавливаться трехфазные трансформаторы. При отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности, а также

в случае транспортных ограничений разрешается применять группу однофазных трансформаторов или два трехфазных трансформатора одинаковой мощности.

4.2.216. На ПС напряжением от 35 кВ до 750 кВ должна применяться установка двух основных трансформаторов. В начальный период эксплуатации разрешается установка одного трансформатора при условии обеспечения требований к надежности электроснабжения потребителей.

Установка более двух основных трансформаторов применяется:

- при потребности в двух СН на ПС;

- при отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности;

- при транспортных ограничениях.

При установке более двух основных трансформаторов трансформаторы присоединяют на ВН по два в одно присоединение через один выключатель с установкой разъединителя в цепи каждого трансформатора, а на СН и НН - на разные секции СН и НН. При этом управление разъединителями на ВН должно включаться в схему автоматики.

При установке по одному трансформатору с разными напряжениями на СН их присоединяют на ВН как разные присоединения.

4.2.217. При установке на ПС одной группы однофазных трансформаторов должна быть предусмотрена резервная фаза.

При двух группах однофазных трансформаторов целесообразность установки резервной фазы определяется соответствующим обоснованием.

Резервная фаза однофазного трансформатора должна устанавливаться вместо поврежденной перекаткой.

4.2.218. Выбор параметров трансформаторов должен производиться в соответствии с режимами их работы. При этом должны учитываться режимы длительной и кратковременной электронагрузки, толчки электронагрузки, а также возможные в эксплуатации длительные перегрузки. Это требование касается всех обмоток многообмоточных трансформаторов.

Для заданных условий необходимо выбирать трансформаторы предельной мощности. Дробление мощности и установка нескольких трансформаторов вместо одного допустимы только по условиям 4.2.215.

При необходимости увеличения мощности трансформаторов на ПС такое увеличение осуществляется заменой трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов требует обоснования.

4.2.219. AT нельзя применять в электрических сетях с изолированной нейтралью и в сетях, заземленных через дугогасящие заземляющие реакторы, так как в них могут возникнуть опасные повышения потенциала нейтрали AT. Применять AT в сетях, имеющих постоянный фазовый сдвиг, недопустимо.

4.2.220. На ПС напряжением 35 кВ и выше должны устанавливаться трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Разрешено применять трансформаторы без РПН, если регулирование напряжения на ПС осуществляют другими средствами.

4.2.221. При питании потребителей электроэнергии (кроме собственных нужд ПС) от обмотки НН основных AT для независимого регулирования напряжения должна быть предусмотрена установка линейных регулировочных трансформаторов на НН, за исключением случаев, когда регулирование напряжения обеспечивают другими средствами.

При питании потребителей электроэнергии от обмоток СН и НН AT с РПН для обеспечения независимого регулирования напряжения разрешается, при необходимости, предусматривать установку линейного регулировочного трансформатора на одной из сторон автотрансформатора.

4.2.222. При установке на ПС одной группы однофазных ШР должна быть предусмотрена резервная фаза реактора на каждом напряжении.

Резервную фазу однофазного реактора следует устанавливать вместо поврежденной перекаткой.

4.2.223. Для ограничения токов КЗ в РУ напряжением 6 кВ, 10 кВ и 15,75 кВ предусматривают:

-установку силовых трансформаторов с повышенным сопротивлением между обмотками;

- установку трансформаторов с расщепленными обмотками напряжением 6 кВ и 10 кВ;

- применение токоограничивающих реакторов в цепях присоединений 6 кВ, 10 кВ и 15,75 кВ.

4.2.224. При необходимости компенсации емкостных токов в сетях напряжением от 6 кВ до 35 кВ на ПС должны устанавливаться дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.

Дугогасящие реакторы напряжением 35 кВ присоединяют к нулевым вводам соответствующих обмоток трансформаторов через разветвления из разъединителей к каждому из трансформаторов. Дугогасящие реакторы напряжением 6 кВ и 10 кВ присоединяют к нейтральному выводу отдельного трансформатора, присоединенного к сборным шинам через выключатель.

4.2.225. На всех ПС напряжением 110 кВ и выше, а также на двухтрансфор- маторных ПС напряжением 35 кВ должно устанавливаться не менее двух трансформаторов собственных нужд, присоединяемых к разным секциям шин РУ или ко вводам разных основных трансформаторов.

На двухтрансформаторных ПС напряжением 35 кВ и выше в начальный период их работы с одним силовым трансформатором, а также на однотрансформаторных ПС напряжением 110 кВ и выше должны устанавливаться два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от независимого источника питания. На двухтрансформаторных ПС напряжением от 35 кВ до 220 кВ с постоянным оперативным током в начальный период их работы с одним силовым трансформатором при отсутствии на ПС воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения силовых трансформаторов разрешается второй трансформатор собственных нужд присоединять в схему ПС аналогично первому.

На ПС напряжением 330 кВ и выше должно предусматриваться резервирование питания собственных нужд от третьего независимого источника питания.

В случае присоединения одного из трансформаторов собственных нужд к внешнему независимому источнику питания должна выполняться проверка на отсутствие сдвига фаз.

Питание посторонних потребителей от сети собственных нужд ПС запрещено.

4.2.226. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд следует присоединять к шинам РУ НН, а при отсутствии таких РУ - непосредственно к выводам НН основных трансформаторов (см. табл. 4.2.13).

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

При питании оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающей ВЛ, трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам НН ПС. В случае питания оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние должны присоединяться к ВЛ, питающим ПС.

УСТАНОВКИ СЖАТОГО ВОЗДУХА

4.2.227. Установка сжатого воздуха (далее - пневматическая установка) - это вспомогательный технологический комплекс для получения сжатого воздуха, который необходим для нормального функционирования определенного электрооборудования РУ (воздушных выключателей, пневмоприводов и т.п.).

На вновь сооруженных ПС не устанавливается электрооборудование, для которого требуется применение пневматических установок.

4.2.228. Пневматическая установка ПС состоит из компрессорной установки, пневмоаккумулятора (пневмоаккумуляторов) и пневмосети.

4.2.229. Пневматическая установка на ПС должна предусматривать две степени давления сжатого воздуха:

- компрессорное (повышенное) давление - для компрессорной установки и основного пневмоаккумулятора;

- рабочее давление - для пневмосети и вспомогательного пневмоаккумулятора (при наличии) в соответствии с рабочим давлением воздуха электрооборудования РУ (пневмопотребителей).

Системы компрессорного и рабочего давления должны связываться между собой через перепускные клапаны;

Для поставки сжатого воздуха к выключателям с необходимой точкой росы разрешается дополнительно применять в системе рабочего давления блоки очистки воздуха с использованием физико-химического (адсорбционного) способа осушения воздуха. Количество блоков очистки воздуха должно быть не менее двух на пневматическую установку.

4.2.230. Компрессорную установку сооружают из двух и более компрессорных агрегатов. Количество компрессорных агрегатов определяется расчетом, исходя из обеспечения восстановления сниженного давления в пневмоаккумуляторах не более чем за один час и с учетом одного резервного агрегата.

Устройство компрессорной установки должно соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов».

Для нормальной работы компрессорных агрегатов в помещении компрессорной установки должна поддерживаться температура не ниже 10 °С и не выше 40 °С, для чего предусматривают отопление и приточно-вытяжную систему принудительной вентиляции.

Каждый компрессорный агрегат должен устанавливаться на отдельный фундамент, не связанный с фундаментом здания компрессорной установки.

Спускные клапаны водомасляных отделителей компрессора должны присоединяться к системе дренажа, трубу которой выводят за пределы помещения компрессорной установки в приямок. Дренажная труба должна иметь достаточный уклон и диаметр, чтобы исключить возможность ее засорения и повышения давления в водомасляных отделителях при одновременной работе всех спускных клапанов.

4.2.231. Основной пневмоаккумулятор должен сооружаться из пневмососудов, общая емкость которых должна при неработающих компрессорных агрегатах вмещать объем сжатого воздуха, достаточный для поддержания давления воздуха в пневмосети от максимально допустимого до минимально допустимого как при нормальном режиме работы ПС, так и в послеаварийном режиме, наступающем после одновременного выключения наибольшего количества воздушных выключателей (при режиме работы электроустановок с учетом действия релейной защиты и автоматического повторного включения).

Пневмоаккумуляторы должны содержать объем сжатого воздуха, достаточный для питания пневмоприемников в нормальном режиме работы ПС при условии паузы в работе компрессорных агрегатов в течение не менее двух часов.

Для обеспечения более высокой степени осушения сжатого воздуха должно предусматриваться последовательное соединение не менее трех пневмососудов пневмоаккумулятора на компрессорном давлении.

Устройство пневмоаккумулятора должно соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением» (с изменениями и дополнениями).

4.2.232. Пневмоаккумулятор должен устанавливаться под открытым небом около здания компрессорной установки. Должна предусматриваться возможность демонтажа и монтажа в процессе эксплуатации любого сосуда пневмоаккумулятора без нарушения нормальной эксплуатации остальных сосудов.

4.2.233. Пневмосеть должна сооружаться по кольцевой схеме, разделенной на отдельные участки с помощью запорных вентилей.

Для каждого значения рабочего давления пневмопотребителей ПС следует выполнять отдельную пневмосеть. Питание воздухом каждой пневмосети обеспечивается двумя магистралями от пневмоаккумулятора.

Устройство пневмосети должно соответствовать требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов».

Воздухопроводы пневмосети разрешается прокладывать под открытым небом по конструкциям и стоякам под электрооборудование, в кабельных тоннелях, каналах и лотках рядом с кабелями, а в помещениях - по стенам и потолкам.

Стальные трубы воздухопроводов должны соединяться сваркой в стык; соединения с арматурой - фланцевые.

Магистрали воздухопроводов пневмосети следует прокладывать с уклоном 0,3% с установкой в низших точках выпускных вентилей для продувки сети. Ответвления от магистрали до аппаратов должны прокладываться с уклоном 0,3% в направлении основной магистрали.

4.2.234. Компрессорная установка, за исключением блока очистки воздуха, должна быть полностью автоматизирована и работать без дежурного персонала.

Система автоматического управления должна:

- поддерживать давление в пневмоаккумуляторах и резервуарах выключателей в установленных пределах;

- обеспечивать автоматический пуск и останов рабочих и резервных компрессорных агрегатов;

- осуществлять автоматическую продувку отделителей влаги и масла, автоматическое управление перепускными клапанами;

- предусматривать остановку компрессорных агрегатов при их повреждении и возникновении неполадок и т.п.

Пневматическая установка должна быть оснащена сигнализацией, реагирующей на нарушение нормального режима работы установки.

4.2.235. Вывод из работы (аварийный или запланированный) какого-либо из элементов пневматической установки (компрессорного агрегата, отдельного пневмососуда пневмоаккумулятора, перепускного клапана или участка пневмосети и т.п.) не должен приводить к нарушению снабжения пневмопотребителей ПС сжатым воздухом.

4.2.236. Все элементы пневматической установки должны быть доступны для разборки и очистки.

Приложение А ГРУППЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ В СООТВЕТСТВИИ С ПРОТИВОПОЖАРНЫМИ МЕРАМИ

к главе 4.2 «Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ» (обязательное)

 

 

Группа

Характеристика ПС

Мощность силового трансформатора

I

Открытые ПС напряжением 500 кВ и 750 кВ

Независимо от мощности

 

Открытые ПС напряжением 220 кВ и 330 кВ

200 МВ-А и более

 

ЗПС напряжением 110 кВ и выше

63 МВ-А и более

II

Открытые ПС напряжением 220 кВ и 330 кВ

От 40 МВ*А до 125 МВ-А

 

ЗПС напряжением 220 кВ

40 МВ-А

 

Открытые ПС напряжением 110 кВ и 150 кВ

63 МВ-А и более

III

ПС напряжением 220 кВ

Менее 40 МВ-А

 

ПС напряжением 110 кВ и 150 кВ

Менее 63 МВ-А

 

ПС напряжением 35 кВ

Менее 80 МВ-А

Приложение Б ЗАЩИТНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ ВЕНТИЛЬНЫХ РАЗРЯДНИКОВ ДО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЕМ ОТ 35 кВ ДО 750 кВ

к главе 4.2 «Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ» (обязательное)

Таблица Б. 1. Наибольшие защитные расстояния от РВ до электрооборудования напряжением от 35 кВ до 220 кВ

 

Напряжение сети, кВ

Количество присоединенных ВЛ

Длина грозозащитного подхода ВЛ, км

Расстояние от ближайшего РВ, м

 

 

 

до силовых трансформаторов при количестве РВ

до остального оборудования при количестве РВ

 

 

 

III группа

II группа

III группа

II группа

 

 

 

1РВ

2РВ

1РВ

2РВ

1РВ

2РВ

1РВ

2РВ

35

1ВЛ

0,5*

20

30

-

-

25

40

-

-

 

 

1,0

20

30

-

-

40

60

-

-

 

 

1,5

30

50

-

-

60

90

-

-

 

 

2,0 и более

45

70

-

-

70

120

-

-

 

2ВЛ

1,0

30

40

-

-

50

100

-

-

 

 

1,5

50

60

-

-

80

120

-

-

 

 

2,0 и более

70

90

-

-

90

150

-

-

 

Более 2 ВЛ

1,0

40

50

-

-

50

100

-

-

 

 

1,5

60

70

-

-

80

120

-

-

 

 

2,0 и более

90

100

-

-

90

150

-

-

110

1ВЛ

1,0

15

20

20

50

70

90

80

110

 

 

2,0

50

75

70

120

120

150

140

180

 

 

3,0 и более

80

140

120

200

150

200

180

250

110

2ВЛ

1,0

20

30

30

75

100

130

120

170

 

 

2,0

60

90

70

150

200

200

220

250

 

 

3,0 и более

80

140

130

250

200

200

220

250

 

От 3ВЛ до 6ВЛ

1,0

30

40

40

100

100

130

120

170

 

 

2,0

70

100

90

190

200

200

220

250

 

 

3,0 и более

95

150

140

250

200

200

220

250

 

Более 6 ВЛ

1,0

30

40

40

100

Без ограничения

Без ограничения

 

 

2,0

70

100

90

190

 

 

 

 

3,0 и более

95

150

140

250

 

 

150,220

1ВЛ

2,0

-

-

10

35

60

90

75

130

 

 

2,5

-

-

15

70

80

120

100

180

 

 

3,0 и более

-

-

40

90

100

160

140

230

 

2ВЛ

2,0

-

-

35

60

90

120

100

150

 

 

2,5

-

-

65

90

120

160

140

220

 

 

3,0 и более

-

-

85

110

150

200

180

300

 

3-5 ВЛ

150 кВ,

3 ВЛ 220 кВ

2,0

-

-

45

65

90

120

100

150

 

 

2,5

-

-

80

90

120

160

140

220

 

 

3,0 и более

-

-

100

120

150

200

180

300

 

Более 5 ВЛ 150 кВ,

более ЗВЛ 220 кВ

2,0

-

-

45

65

Без ограничения

Без ограничения

 

 

2,5

-

-

80

90

 

 

 

 

3,0 и более

-

-

100

120

 

 

* Для ПС напряжением 35 кВ при условиях 4.2.168.

Таблица Б.2. Наибольшие защитные расстояния от РВ до электрооборудования напряжением 330 кВ

 

Характеристика РУ

Количество РВ

Длина грозозащитного подхода

ВЛ, км

Расстояние от ближайшего РВ, м

около силовых трансформаторов

в звене присоединения ВЛ

до силовых трансформаторов*

до трансформаторов напряжения*

до остального оборудования

Блок ВЛ + АТ

1

-

2,5

Грозозащита не обеспечена

 

 

 

3,0

20

30

110

 

 

 

4,0 и более

50

85

130

 

1

1

2,5

Грозозащита не обеспечена

 

 

 

3,0

20

100

270**

 

 

 

4,0 и более

90

250

340**

Треугольник 2 ВЛ + АТ

1

-

2,5

50

120

350

 

 

 

3,0 и более

80

150

380

Четырехугольник 2ВЛ + 2АТ

2

-

2,5

80

320

1000

 

 

 

3,0 и более

140

470

1000

3 ВЛ + 2 AT

2

-

2,5

80

400

1000

 

 

 

3,0 и более

140

1000

1000

3 ВЛ + АТ

1

-

2,5

70

200

1000

 

 

 

3,0 и более

100

700

1000

* В случае применения на грозозащитных подходах ВЛ опор с горизонтальным расположением проводов разрешено увеличивать расстояния:

- от РВ до силовых трансформаторов - в 2 раза;

- от РВ до трансформаторов напряжения - в 1,5 раза.

** Расстояние от РВ, установленного около силового трансформатора.

Таблица Б.З. Наибольшие защитные расстояния от РВ до электрооборудования напряжением 500 кВ

 

Характеристика РУ

Количество РВ

Расстояние от ближайшего РВ, м

около силовых трансформаторов

в звене присоединения ВЛ

до силовых трансформаторов

до трансформаторов напряжения

до остального оборудования

Блок ВЛ + AT

1

1

95

150***

150***

Треугольник 2 ВЛ + АТ

1

1

130

350***

350***

Четырехугольник 2ВЛ + 2АТ

2

-

160

350

800

2ВЛ + 2АТ

2

-

240

450

900

2 ВЛ + АТ

1

-

175

400

600

*** Расстояние от РВ, установленного в звене присоединения ВЛ.

Таблица Б. 4. Наибольшие защитные расстояния от РВ до электрооборудования напряжением 750 кВ

 

Характеристика РУ

Количество РВ

Расстояние от ближайшего РВ, м

 

около силовых трансформаторов

около ШР

в звене присоединения ВЛ

до силовых трансформаторов

до трансформаторов напряжения

до остального оборудования

В Л + AT + ШР

1

1

1

75

200

1000

В Л + AT + 2 ШР

1

2

-

75

140

350

То же

1

2

1

140

230

1000

ВЛ + 2 AT + ШР

2

1

-

50

140

350

То же

2

1

1

130

230

1000

2ВЛ + АТ + 2ШР

1

2

-

100

120

350

2ВЛ + 2АТ + 2ШР

2

2

-

120

120

350

 

Задать вопрос или оставить комментарий. Форум по охране труда
Ваше имя:

Ваша почта:

Необязательно (для уведомления)
Введите символы: *
captcha
Обновить
2010-2012 Все, что представлено на ohranatruda.in.ua, предназначено исключительно для ознакомительных целей. admin@ohranatruda.in.ua
?>