Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35 — 750 кВ
Печать всех страниц
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СОВЕТ (НТС МИНЭНЕРГО СССР)
НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ПОДСТАНЦИЙ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ
35 — 750 кВ
(ИЗДАНИЕ 3-е, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ)
|
ОНТП 5-78 |
||||
|
Минэнерго СССР |
Утверждены научно-техническим советом Минэнерго СССР протоколом от 08.08.78 г. № 79 по согласованию с Госстроем СССР от 20.07.78 г., № АБ-3284-20/4 и ГКНТ от 25.05.78 г., № 11-2/101.
МОСКВА
1979
Настоящие нормы разработаны Всесоюзным государственным ордена Октябрьской Революции проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект»
СОДЕРЖАНИЕ
|
1. |
Общая часть |
|
2. |
Площадка для строительства подстанции |
|
3. |
Выбор количества и мощности трансформаторов и главные схемы электрических соединений |
|
4. |
Выбор высоковольтной аппаратуры и токоведущих частей |
|
5. |
Защита от перенапряжений и заземление |
|
6. |
Собственные нужды и оперативный ток |
|
7. |
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание подстанций |
|
8. |
Управление, сигнализация, автоматика |
|
9. |
Компоновка и конструктивная часть |
|
10. |
Вспомогательные сооружения: |
|
10.1. Масляное хозяйство |
|
|
10.2 Пневматическое хозяйство |
|
|
10.3. Газовое хозяйство |
|
|
11. |
Генеральный план и транспорт: |
|
11.1. Генеральный план |
|
|
11.2. Автомобильные дороги |
|
|
11.3. Железные дороги |
|
|
12. |
Водоснабжение, канализация, противопожарные мероприятия, маслоотводы: |
|
12.1. Хозяйственно-питьевое водоснабжение и канализация |
|
|
12.2. Техническое водоснабжение |
|
|
12.3. Маслоотводы |
|
|
13. |
Средства связи и телемеханики |
|
Приложение. Перечень нормативных документов |
|
|
Министерство |
Общесоюзные нормы |
ОНТП 5-78 |
|
Нормы технологического проектирования |
Взамен норм технологического |
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Нормы технологического проектирования подстанций (НТПП) содержат основные указания по проектированию подстанции (ПС) переменного тока с высшим напряжением 35 — 750 кВ.
1.2. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые ПС и переключательные пункты 35 — 750 кВ. При расширении и реконструкции ПС и переключательных пунктов вносятся соответствующие коррективы, учитывающие существующие схемы электрических соединений, компоновки оборудования, конструкции зданий и вспомогательных сооружений.
При проектировании ПС следует руководствоваться нормативными документами, перечисленными в приложении.
1.3. Указания настоящих Норм при проектировании ПС всех ведомств являются обязательными.
При проектировании ПС промышленных предприятий, а также тяговых, городских и сельскохозяйственных ПС необходимо руководствоваться настоящими нормами в той мере, в какой они не изменены соответствующими специальными нормами.
1.4. Проектирование ПС должно выполняться на основании утвержденных:
а) схемы развития энергосистемы;
б) схемы развития электрических сетей района;
в) схемы внешнего электроснабжения объекта;
г) схемы организации эксплуатации энергосистемы;
|
Внесены |
Утверждены |
Срок введения |
д) проекта системной автоматики и релейной защиты системы (сети);
е) схемы организации плавки гололеда на воздушных линиях электропередачи (ВЛ) в прилегающем к ПС районе.
1.5. Из схем развития энергосистемы и сетей района, а также схем внешнего электроснабжения объекта принимаются следующие исходные данные:
а) район размещения ПС;
б) рост нагрузок по годам с указанием распределения их по напряжениям;
в) число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов*;
г) уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств;
д) необходимость, тип, количество и мощность источников реактивной мощности, в том числе шунтирующих реакторов;
е) число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 35 и 6 — 10 кВ и их нагрузки — по согласованию с заказчиком);
ж) рекомендации по схеме электрических соединений ПС;
з) режимы заземления нейтралей трансформаторов;
и) места установки, число и мощность заземляющих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 6 кВ и выше;
к) требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);
л) требования к системной автоматике;
м) расчетные значения токов короткого замыкания для выбора аппаратуры с учетом развития сетей и генерирующих источников на максимально возможный срок, но не менее 5 лет, считая от намеченного срока ввода ПС в эксплуатацию.
1.6. Из схем организации эксплуатации энергосистем принимаются следующие исходные данные:
а) форма ремонтно-эксплуатационного и оперативного обслуживания ПС;
б) средства диспетчерского и технологического управления ПС.
1.7. Из схем плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:
а) необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;
б) количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.
_______
* Здесь и далее под словом «трансформатор» подразумеваются и автотрансформаторы.
1.8. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п.п. 1.5 — 1.7, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать или уточнить в составе проекта ПС в виде самостоятельных разделов.
1.9. Проект ПС должен выполняться на расчетный период (5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию) с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет.
2. ПЛОЩАДКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДСТАНЦИИ
2.1. Выбор площадки для строительства ПС должен производиться с соблюдением земельного законодательства СССР и союзных республик, законодательных актов по охране природы и использованию природных ресурсов на основании:
а) схемы развития электрических сетей района;
б) материалов проекта районной планировки;
в) технико-экономического сравнения вариантов.
2.2. Площадка ПС должна размещаться вблизи:
а) центра электрических нагрузок;
б) автомобильных дорог, причем ПС с трансформаторами мощностью 10 МВ×А и выше должны размещаться, как правило, вблизи автомобильных дорог с покрытием, по которым возможно передвижение трейлеров и автомашин необходимой грузоподъемности;
в) железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий (по возможности), на которых возможна разгрузка тяжеловесного оборудования, строительных конструкций и материалов и примыкание подъездного пути ПС;
г) населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала; при этом необходимо соблюдать минимально допустимые расстояния по условиям шумового воздействия трансформаторов и воздушных выключателей согласно санитарным нормам;
д) существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условии их опережающего ввода.
2.3. Подстанция должна располагаться:
а) как правило, на не пригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях при наличии технико-экономических обоснований);
б) как правило, на незалесенной территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями;
в) как правило, вне зон природных загрязнений (морское побережье, засоленная почва и др.) и при технико-экономическом обосновании вне зон загрязненной промышленными отходами предприятий атмосферы; размещение ПС энергосистем в условиях загрязненной атмосферы допускается при выполнении специальных обоснований с учетом требований соответствующих руководящих указаний;
г) на незатопляемых местах и, как правило, на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения инженерных коммуникаций и, по возможности, ниже заложения фундаментов;
д) на участках, не подверженных оползням, обвалам, осыпям, камнепадам, селям, лавинам, наледям, карсту, термокарсту;
е) на территориях, не подверженных размывам в результате русловых процессов при расположении площадок у рек или водоемов;
ж) на площадках, рельеф которых, как правило, не требует трудоемких и дорогих планировочных работ;
з) как правило, на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения;
и) с обеспечением удобных заходов ВЛ;
к) вне зон нижних бьефов гидростанций (в тех случаях, когда в период осенне-зимнего паводка при сбросе воды возможно обледенение аппаратуры и ошиновки открытых распределительных устройств — ОРУ), которые могут подвергнуться затоплению при разрушении плотины или дамбы;
л) на расстоянии от складов взрывчатых материалов, крупных складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами;
м) вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов;
н) как правило, на территориях, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.
2.4. Размещение ПС должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель как на расчетный период, так и при последующем расширении ПС, если оно предусмотрено схемой развития сети.
2.5. При размещении ПС, обслуживаемой энергосистемой, на территории промышленного предприятия должна быть предусмотрена возможность выделения ее в самостоятельный объект с независимым проходом и проездом на территорию ПС.
2.6. При проектировании ПС следует предусматривать максимально возможное кооперирование с соседними промышленными предприятиями и населенными пунктами по строительству дорог, инженерных сетей, подготовки территории жилых домов.
3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИИ
3.1. Главная схема электрических соединений ПС выбирается на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района и других внестадийных работ по развитию электрических сетей и должна:
а) обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;
б) учитывать перспективу развития;
в) допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;
г) учитывать требования противоаварийной автоматики;
д) обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений.
С учетом изложенного выбираются типовые схемы РУ всех напряжений согласно утвержденной Минэнерго СССР и согласованной с Госстроем СССР работе «Схемы электрических соединений распределительных устройств 35 — 750 кВ подстанций».
Нетиповая главная схема может применяться только при выполнении обосновывающих технико-экономических расчетов. На стороне высшего напряжения 35 — 220 кВ должны широко применяться простейшие схемы без выключателей.
3.2. Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС всех категорий принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуются два средних напряжения (СП). В последнем случае четыре трансформатора, как правило, присоединяются на высшем напряжении (ВН) попарно через один выключатель. В первую очередь при установке по одному трансформатору с разными СН они подключаются на стороне ВН через отдельные выключатели.
В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки ПС допускается установка одного трансформатора
при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям СН и низшего напряжения (НН).
Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям СН и НН.
При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям СН и НН мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70 % от суммарной максимальной нагрузки ПС на расчетный период.
При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные; установка дополнительных трансформаторов должна быть технико-экономически обоснована.
3.3. Допускается применение однотрансформаторных подстанций при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.
3.4. На ПС с высшим напряжением до 500 кВ устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.
При наличии транспортных ограничений допускается применение спаренных трехфазных трансформаторов.
Спаренные трансформаторы, а также группа однофазных трансформаторов могут применяться при отсутствии трехфазных трансформаторов необходимой мощности.
При установке на ПС группы однофазных трансформаторов предусматривается резервная фаза, для которой должна быть предусмотрена возможность присоединения взамен вышедшей из работы при помощи перемычек при снятом напряжении.
При двух группах необходимость установки резервной фазы определяется на основе технико-экономических расчетов с учетом резерва по сетям СН; на период работы только одной группы предусматривается опережающая установка фазы от второй группы.
При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из работы осуществляется путем перекатки.
3.5. Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается использование регулировочных трансформаторов.
3.6. При питании потребителей от обмоток НН автотрансформаторов для независимого регулирования напряжения следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов (необходимость их установки обосновывается в проекте развития электрической сети ВН).
3.7. Предохранители на стороне ВН подстанций 35 — 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий ВН и НН и обеспечения надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с ВН 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима.
3.8. Отделители на стороне ВН могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала.
Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей ПС, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по ВЧ-каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому ВЧ-каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.
3.9. Распределительные устройства 6 — 10 кВ выполняются на двухтрансформаторных ПС, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями; на однотрансформаторных ПС, как правило, — с одной секцией.
На стороне 6 — 10 кВ должна предусматриваться раздельная работа трансформаторов.
3.10. При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6 — 10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия:
а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением;
б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6 — 10кВ;
в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.
Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать технико-экономическим сравнением.
3.11. Степень ограничения токов КЗ РУ 6 — 10кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей и проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных толчковых нагрузках.
3.12. При необходимости компенсации емкостных токоз в сетях 35, 10, 6 кВ на ПС должны устанавливаться заземляющие реакторы. На напряжении 35 кВ заземляющие реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводам соответствующих обмоток трансформаторов через развилку из разъединителей, позволяющую подключать их к любому из трансформаторов. На напряжении 6 — 10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам ПС до ввода на шины НН, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.
4. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
4.1. При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:
а) в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) всех напряжений должны устанавливаться воздушные или малообъемные масляные выключатели;
б) в ОРУ 330 кВ и выше должны устанавливаться воздушные выключатели;
в) в РУ 220 кВ должны устанавливаться:
— воздушные выключатели — в тех случаях, когда на ПС имеются РУ 330 кВ и выше, или установка их определяется требованиями устойчивости электропередач (энергосистем);
— баковые и малообъемные масляные выключатели — во всех остальных случаях;
г) в РУ 110 и 150 кВ ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше должны устанавливаться:
— малообъемные выключатели — в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями;
— малообъемные выключатели — в тех случаях, когда РУ 220 кВ оборудуются баковыми выключателями, а при отсутствии малообъемных выключателей соответствующих параметров — баковые выключатели;
— воздушные выключатели (как вынужденное решение) — в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями, при отсутствии малообъемных или баковых выключателей необходимых параметров;
д) в РУ 110 и 35 кВ на ПС с высшим напряжением 110 и 35 кВ должны устанавливаться:
— малообъемные выключатели 110 кВ;
— малообъемные выключатели 35 кВ — в тех случаях, когда РУ 110 кВ оборудуются малообъемными выключателями;
— баковые выключатели — когда отсутствуют малообъемные выключатели с соответствующим током отключения.
Перечисленные указания не исключают возможности применения других типов выключателей после начала их серийного производства.
4.2. При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы (СК), реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.
4.3. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трансформаторов и двухобмоточных трансформаторов выбор аппаратуры по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току, равному 1,3 — 1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверка ошиновки — по экономической плотности тока 0,65 — 0,7 от номинального тока этого трансформатора.
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН (35 кВ) и НН (35, 10, 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки согласно п. 1.9 на 10-летний период с учетом аварийных перегрузок при отключении второго трансформатора.
При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше следует принимать максимально допустимый ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме.
5. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ
5.1. Выбор типа вентильных разрядников 3 — 220 кВ должен производиться в соответствии с классом напряжения, видом и уровнем изоляции защищаемого оборудования с учетом воздействия окружающей среды.
Для защиты изоляции электрооборудования 3 — 220 кВ, за исключением изоляции обмоток напряжением 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по ГОСТ 1976 г. «Требования к электрической прочности изоляции», применяются вентильные разрядники групп III и IV по ГОСТ 1970 г. «Вентильные разрядники переменного тока напряжением от 3 до 500 кВ. Технические требования».
Для защиты изоляции электрооборудования напряжением 330 — 750 кВ, а также изоляции обмоток 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по указанному ГОСТ 1976 г. должны применяться вентильные разрядники с магнитным гашением группы II по указанному ГОСТ 1970 г.
При экономической целесообразности расширения защитных зон разрядников вентильные разрядники с магнитным гашением могут применяться также для защиты изоляции электрооборудования 3-110 кВ, а также изоляции 150 — 220 кВ аппаратов и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Число комплектов вентильных разрядников и место их установки выбираются в соответствии с требованиями «Правил устройства электротехнических установок» (ПУЭ) в отношении допустимых расстояний между разрядниками и защищаемым оборудованием, установки неотключаемых разрядников (без коммутационных аппаратов между разрядником и защищаемым оборудованием) и учета защиты распределительных устройств от прямых ударов молнии.
При отклонении реальных условий от принятых в ПУЭ за расчетные (интенсивность грозовой деятельности — 30 ч в год, высота местности над уровнем моря — до 1000 м, нормированные углы защиты тросов и сопротивления заземления опор) схемы грозозащиты должны уточняться на основе соответствующих расчетов.
5.2. Для защиты шунтирующих реакторов 500 — 750 кВ следует устанавливать разрядники комбинированного типа.
Применение вентильных разрядников некомбинированного типа для защиты шунтирующих реакторов допускается в схемах, где восстанавливающееся напряжение на разряднике не превышает его напряжения гашения.
5.3. Вентильные разрядники, устанавливаемые на шинах ОРУ 330 — 750 кВ и предназначенные также для защиты от коммутационных перенапряжений, следует применять комбинированного типа.
Вентильные разрядники комбинированного типа должны устанавливаться на вводах ВЛ 330 — 750 кВ на ПС в тех случаях, когда это необходимо для ограничения коммутационных перенапряжений, что определяется соответствующими расчетами.
Расчеты коммутационных перенапряжений выполняются, если длина ВЛ между ПС превышает 250 км, а для ВЛ, питающих тупиковые ПС, — независимо от их длины. Под длиной линий между ПС подразумевается общая протяженность линий между ПС с мощностью подпитки короткого замыкания на шинах от системы выше 3000 МВ×А.
5.4. Режим заземления нейтрали обмоток 110 — 750 кВ трансформаторов выбирается с учетом класса изоляции нейтрали, обеспечения в допускаемых пределах коэффициента заземления, допустимых значений токов однополюсного короткого замыкания по условиям выбора аппаратуры, действия релейной защиты и влияния на линии связи, а также сучетом требований к заземлению нейтрали по условиям установки фиксирующих приборов.
5.5. При присоединении к линии 110 — 220 кВ ответвлениями нескольких ПС и при наличии на одной или нескольких из них питания со стороны СП или ПН необходимо обеспечивать постоянное заземление нейтрали не менее чем у одного из присоединенных к линии трансформаторов.
5.6. Постоянное заземление нейтрали должны иметь все автотрансформаторы, обмотки 330 — 750 кВ трансформаторов, а также обмотки 110 — 220 кВ трансформаторов с пониженным относительно требований указанного в п. 5.1 ГОСТ 1976 г. (табл. 3) уровнем изоляции нейтрали.
Нейтрали обмоток 110 — 220 кВ трансформаторов, у которых испытательные напряжения изоляции соответствуют требованиям ГОСТ, указанного в п. 5.1 1976 г. (табл. 3), и которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены вентильными разрядниками.
При наличии питания со стороны СН и НН трансформаторов, имеющих изолированную нейтраль обмотки ВН, время, в течение которого на нейтрали может иметь место фазное напряжение, должно быть ограничено уставкой релейной защиты и автоматически действующими аппаратами до 5 с.
5.7. Проектирование заземляющего устройства ПС должно производиться на основе результатов измерений удельных сопротивлений грунта на площадке с учетом его неоднородности по глубине залегания.
5.8. При проектировании заземляющих устройств ПС напряжением 110 кВ и выше, по нормам на напряжения прикосновения, исходными данными для расчета напряжений прикосновения должны быть приняты:
а) доля расчетного, с учетом перспективы, тока однофазного короткого замыкания, стекающего с заземлителя в землю;
б) расчетная, с учетом сезонных изменений, электрическая структура грунта;
в) расчетное время отключения КЗ действием основной и резервной защит.
Для обеспечения в эксплуатации контроля соответствия действительных значений напряжений прикосновения принятым в проекте ПС, исходные данные, расчетные значения напряжения прикосновения, места расположения расчетных точек и сезонные коэффициенты должны быть указаны в проекте.
5.9. При совмещении общеподстанционного пункта управления (ОПУ) с линией ограды ПС (п. 9.10) необходимо принять специальные меры в части заземления ОПУ и ограды.
5.10. В проектах ПС напряжением 110 кВ и выше с воздушными выключателями должны предусматриваться меры по предотвращению явлений феррорезонанса, вызывающих повреждения трансформаторов напряжения электромагнитного типа.
5.11. Защита от прямых ударов молнии пролетов ВЛ 35, 110 кВ между концевой опорой и порталом ПС (или приемным устройством) в случаях, когда грозозащитный трос в этом пролете не подвешивается, должна решаться в составе проекта ПС.
6. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
6.1. На всех двухтрансформаторных ПС 35 — 750 кВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.
Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ 6 — 10 кВ, снабженных устройствами автоматического ввода резерва (АВР), и т. п.). На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно, каждый на свою секцию, с АВР на секционной связи.
Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.
Мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ×А. При наличии технико-экономического обоснования допускается применение трансформаторов мощностью 1000 кВ×А при Uк = 8 %.
На однотрансформаторных ПС 35 — 220 кВ с постоянным оперативным током при отсутствии на них синхронных компенсаторов, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов следует устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае следует предусматривать трансформатор собственных нужд в качестве резерва в энергосистеме для группы ПС.
На однотрансформаторных ПС при наличии синхронных компенсаторов, воздушных выключателей или принудительной системы охлаждения трансформаторов, а также на ПС с оперативным переменным током следует устанавливать два трансформатора собственных нужд, один из которых присоединяется к линии электропередачи 6 — 35 кВ, питающейся от другой ПС. Для комплектных однотрансформаторных ПС заводского изготовления допускается установка одного трансформатора собственных нужд.
На двухтрансформаторных ПС 220 — 750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой подстанции. Это питание в дальнейшем должно сохранить.
6.2. На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через разъединители и предохранители или выключатели к шинам РУ 6 — 35 кВ, а при отсутствии РУ 6 — 35 кВ — к обмотке НН основных трансформаторов.
На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через разъединители и предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.
В случае питания оперативных цепей переменного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ 35 кВ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС.
При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние должны присоединяться через разъединители и предохранители к ВЛ 35 кВ, питающим ПС.
6.3. Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью.
Питание сети оперативного переменного тока должно осуществляться от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В; сеть выполняется с незаземленными фазами.
6.4. Оперативный переменный и выпрямленный ток должен применяться на ПС 35 — 220/6 — 10 кВ, 110 — 220/35/6 — 10 кВ без выключателей на стороне ВН и на ПС 35/6 — 10 кВ с масляными выключателями на стороне ВН, выпрямленный оперативный ток должен применяться также для ПС 110/6 — 10 кВ и 110/35/6 — 10 кВ с одним или двумя выключателями на стороне ВН, во всех случаях с учетом «Указаний по области применения различных видов оперативного тока на ПС».
6.5. Оперативный постоянный ток должен применяться:
— на всех ПС 330 — 750 кВ;
— на ПС 110 — 220 кВ с числом масляных выключателей 110 кВ или 220 кВ — три и более;
— на ПС 35 — 220 кВ — с воздушными выключателями.
На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток на панелях щитов собственных нужд, а также для компрессорных, насосных и других вспомогательных устройств.
6.6. На ПС допускается одновременное использование различных видов оперативного тока (смешанные системы).
6.7. На ПС 110 — 330 кВ с постоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 В. При соответствующем обосновании допускается взамен одной батареи устанавливать две, меньшей емкости.
На ПС 500 — 750 кВ должны устанавливаться две аккумуляторные батареи с раздельным питанием от них основных и резервных защит линий. При этом резервирование всей нагрузки одной батареи от другой, как правило, не предусматривается.
Аккумуляторные батареи должны устанавливаться без элементных коммутаторов.
6.8. Для подзаряда, а также послеаварийного заряда аккумуляторных батарей следует применять два комплекта автоматизированных выпрямительных устройств. Для первоначальной формовки пластин должна предусматриваться возможность их параллельного включения. Зарядные выпрямительные устройства должны обеспечивать послеаварийный заряд батареи в течение суток до 2,3 В на элемент.
6.9. Расчет и выбор аккумуляторной батареи необходимо производить с учетом эксплуатации последней по методу постоянного подзаряда без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов.
6.10. Число и номер элементов аккумуляторной батареи должен выбираться, исходя из необходимости обеспечения после получасового аварийного разряда аккумуляторной батареи следующих условий:
а) напряжение на наиболее мощном электромагните включения наиболее удаленного выключателя не должно быть в момент его включения меньше минимально допустимого;
б) напряжение на шинах, от которых питаются устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики, при включении ближайшего к аккумуляторной батарее выключателя с наиболее мощным электромагнитом включения не должно быть меньше 0,8 номинального.
6.11. При нормальной работе батареи в режиме подзаряда напряжение на электромагнитах отключения выключателей при одновременном отключении максимально возможного количества выключателей данной ПС (работа устройства резервирования отказа выключателей, срабатывание защит шин или защит трансформаторов при схеме трансформатор — шины и т. п.) должно быть не ниже минимального значения, при котором обеспечивается отключение выключателей с номинальным временем. При этом напряжение на шинах питания устройств релейной защиты и автоматики не должно быть ниже 0,8 номинального значения.
6.12. На ПС, где отсутствуют установки постоянного тока, должны предусматриваться два вида электрического освещения: рабочее и ремонтное.
На ПС с оперативным постоянным током в здании ОПУ, кроме того, необходимо предусматривать аварийное освещение.
Ремонтное освещение следует осуществлять от переносных трансформаторов с вторичным напряжением 12 В, включаемых в сеть рабочего освещения.
6.13. Источники света для рабочего освещения ОРУ (прожектора и другие мощные источники света) следует устанавливать на специальных мачтах, на порталах ошиновки или на отдельно стоящих молниеотводах.
7. РЕМОНТО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ
7.1. Форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания ПС определяется утвержденной «Схемой организации эксплуатации энергосистемы» или «Проектом организации эксплуатации предприятия (района) электрических сетей» (ПЭС или РЭС).
В этих же работах определяются местоположение и тип ремонтных производственных баз (РПБ) и оснащение их необходимыми механизмами и ремонтными средствами для производства капитальных и текущих ремонтов оборудования ПС.
7.2. Объем строительства при ПС зданий вспомогательного назначения (ЗВН), служебно-жилых зданий, систем водоснабжения и канализации, подъездных дорог, устройств связи и других вспомогательных сооружений и устройств определяется настоящими нормами.
В проекты ПС не допускается включение ремонтно-производственных баз, служебно-жилых и жилых домов с вспомогательными и производственными помещениями для размещения районного персонала ПЭС, а также других сооружений и устройств, не имеющих прямого отношения к эксплуатации данной ПС. Проектирование подобных объектов должно выполняться по самостоятельным титулам.
Допускается включение в состав проекта ПС диспетчерского пункта (ДП) или оперативно-опорного пункта (ООП) управления районом или участком электрических сетей в части оборудования для ДП или ООП и каналов диспетчерской и технологиче
