STP_09110_01_2_104_project 26_03_15


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.


УДК
621.311
Ключевые слова:
нормы
проектирование,
возведение,
техническое пер
е-
вооружение
реконструкция,
модернизация, строительство,
электрические
д-
станции,
типовые электрические схемы,
требования
задание на
проектиров
проектн
документация
Предисловие
одстанци
электрические
напряжением 35 кВ
и выше.
Нормы технол
гического проектирования
1 РАЗРАБОТАН РУП «Белэнергосетьпроект»
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН
В ДЕЙСТВИЕ указанием Белорусского
государственного производственного объединения
«Белэнерго»
(ГПО
«Белэнерго
») № ___
от
___.___
.20
ВЗАМЕН
СТП 09110.01.2.104
07
Нормы технологического проектирования электри
ческой части подстанций переменного тока напряжением 35
Настоящий стандарт организации не может быть тиражирован и
распространен без разрешения
ГПО
«Белэнерго»
Издан на русском языке
СТП 09110.01.2.104
одержание
Область применения
Нормативные ссылки
бозначения и сокращения
Общая часть
Площадка для строительства подстанции
Схемы электрические распределительных устройств
Выбор основного электротехнического оборудования
Защита от перенапряжений, заземление,
электромагнитная совместимость
Собственные нужды, кабельное хозяйство, оперативный ток, освещение
Управление, автоматика
сигнализация
и оперативная блокировка
Релейная защита и автомати
Противоаварийная автоматика
Автоматизированное управле
ние. АСУТП, диспетчерское управление
Средства связи
Комп
оновка и конструктивная часть
Ремонт, техническое и оперативное обслуживание
Охранные мероприятия и биологическая защита
Учет электроэнергии
Водоснабжение, канализация
твод масла. Противопожарные
мероприятия
Отопление и вентиляция
100
Дизайн подстанций и улучшение эстетического воздействия
на человека и окружающ
ую среду

Генеральный план
и транспорт...........................................
.............................10
Охрана окруж
ающей среды…………………………………………………..
Приложение А(обязательное)
Схемы принципиальные
электрические распределительных устройств
подстанций напряжением 35
750 кВ
Приложение
рекомендуем
ое)
Требования к заданию на проектирование
электрических подстанций
напряжением 35 кВ и выше………………………
…………………….
……….
Библиография
…………..
СТП 09110.01.2.104
СТАНДАРТ
ГПО
«БЕЛЭНЕРГО»
станции
электрические
напряжением 35 кВ
и выше
Нормы технологического проектирования



Дата введения
___
____
Область применения
астоящий стандарт организации
(далее
стандарт
устанавлива
нормы
технологического проектирования электрической части подстанций
переменного тока
елорусской
энергосистем
и
распространяется на
возв
димые
, расширяемые, а также подлежащие техническому перевооружению и
реконструкции
подстанци
с
номинальным
высшим
напряжением 35
750 кВ.
Нормы настоящего
стандарта
обязательны
для применения проектн
ми, строительно
монтажными и эксплуатационными организациями
ГПО «Белэнерго».
Другими
организациями
ведомствами
еспублики
Беларусь
насто
щий
стандарт
может быть использован по согласованию с
ГПО «Белэнерго
Нормативные ссылки
В настоящем
стандарте
использованы ссылки на следующие технич
ские нормативные правовые акты
(далее
ТНПА)
в области технического
нормирования и стандартизации:
ТР ТС
004/2011 О безопасности низковольтного оборудования
ТР ТС 020/2011 Электромагнитная совместимость технических средств
ТР 2009/013/
Здания и сооружения, строительные материалы и изд
лия. Безопасность
ТКП 45
1.02
295
2014 (
02250
Строительство. Проектная документация.
Состав и содержание
ТКП 45
1.02
298
2014 (02250)
Строительство. Предпроектная (предынв
е-
стиционная) документация. Состав, порядок разработки и утверждения
ТКП 45
2.01
111
2008 (02250) Защита строительных конструкций о
т ко
розии. Строительные нормы проектирования
ТКП 45
2.02
138
2009
(02250)
Противопожарное водоснабжение
ТКП 45
2.02
2011 (02250) Здания, строительные конструкции, мат
риалы и изделия. Правила пожарно
технической классификации
ТКП
3.03
2006
(02250)
Автомобильные дороги. Нормы
проектир
вания
ТКП 45
2.04
2006
(02250)
Строительная теплотехника
ТКП 45
2.04
2009 (02250) Защита от шума. Строительные нормы пр
ектирования
��СТП 09110.01.2.104
ТКП
3.03
227
2010
(02250) Улицы населенных пунктов. Строительные
нормы проектирования
ТКП 183.1
2009 (03130) Методические указания по контролю и анализу
качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назнач
ния. Часть 1. Контроль качества электрической энергии
ТКП 216
2010 (02140) Городские и сельские
телефонные сети. Правила
проектирования
ТКП 218
2010 (02140) Линейно
аппаратные цехи узлов электросвязи.
Правила проектирования
ТКП 339
2011 (02230) Электроустановки на напряжение до 750 кВ. Линии
электропередачи воздушные и токопроводы, устройства распре
делительные и
трансформаторные подстанции, установки электросиловые и аккумуляторные,
электроустановки жилых и общественных зданий. Правила устройства и защи
ные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо
сдаточных испытаний
ТКП 474
2013
Категорирование помещений, зданий и наружных устан
вок по взрывопожарной и пожарной опасности
ТКП 547
1014 (02230) Нормы продолжительности проектирования эле
трических подстанций и линий электропередачи напряжением 0,4
750 кВ
СТБ 1951
2009 Кабели и провода
электрические. Показатели пожарной
опасности и методы испытаний
СТБ 2096
2010
Автоматизированные системы контроля и учета электр
ческой энергии. Общие технические требования
СТБ 2331
2014 Здания и сооружения. Классификация. Основные полож

ОСТ 839
80
Провода неизолированные для воздушных линий электр
передачи
ГОСТ 12.1.002
84
Система стандартов безопасности труда.
Электрические
поля промышленной частоты
. Допустимые уровни напряженности и требования
к проведению контроля на рабочих местах
ГОСТ 5237
Аппаратура электросвязи. Напряжения питания и методы
измерений
ГОСТ 9920
89
Электроустановки переменного тока на напряжение
от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции
ГОСТ 13109
97
Электрическая энергия. Совместимость технических
средств
электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения
ГОСТ 1
5150
69
Машины, приборы и другие технические изделия. Испо
нения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуат
а-
ции, хранения и тра
нспортирования в части воздействия климатических
факторов внешней среды
СТП 09110.01.2.104
СТП
34.20.501
Правила технической эксплуатации электрических станций
и сетей
СТП 34.20.517
Методические указания по предотвращению ферроре
зонанса в распределительных устройствах
110
500 кВ с электромагнитными
трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные д
е-
лители напряжения
СТП 34.20.576
Руководящие указания по устойчивости энергосистем
СТП 34.49.101
Инструкция по проектированию противопожарной з
а-
щиты энер
гетических предприятий
СТП 09110.20.185
09 Правила проектирования, строительства и эксплу
а-
тации волоконно
оптических линий связи на воздушных линиях электроперед
чи напряжением 0,4
35 кВ
СТП 09110.20.187
09 Методические указания по заземлению нейтрали с
е-
тей 6
35 кВ Белорусской энергосистемы через резистор
СТП 09110.20.366
Нормы и объем испытаний электрооборудования
Белорусской энергосистемы
СТП 09110.20.569
07
Руководящие указания по противоаварийной авт
матике энергосистем
СТП 09110.20.600
Положение о периодичности ремонтов и профила
тических испытаний электрооборудования электростанций и подстанций Бел
русской энергосистемы
СТП
09110.35.126
09 Технические требования к проектированию
региональных АСКУЭ
СТП 09110.47.100
Методические указан
ия по расчету токов короткого
замыкания и проверке коммутационных аппаратов в сети постоянного тока
электростанций, тепловых и электрических сетей
СТП 09110.47.103
07 Методические указания по проектированию зазе
м-
ляющих устройств электрических станций и под
станций нап
ряжением 35
750
СТП 09110.47.104
08 Методические указания по защите вторичных цепей
электрических станций и подстанций напряжением 35
750 кВ от электрома
нитных влияний и грозовых воздействий
СТП 09110.47.203
07 Методические указания по
выполнению заземления
на электрических станциях и
подстанциях напряжением 35
750
СТП 09110.48.159
08 Нормы технологического проектирования диспе
черских пунктов энергосистем
СТП 09110.48.513
08. Руководящие указания по
проектированию систем
сбора и пере
дачи информации в энергосистемах Беларуси. Сети передачи да
ных
��СТП 09110.01.2.104
СТП 09110.48.526
07 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Пр
токолы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям
телемеханики
СТП 09110.48.528
09 Оборудование и системы
телеуправления. Часть 5
104. Протоколы передачи данных. Доступ к сетям, использующим стандартные
профили протокола передачи данных по МЭК 60870
104
СТП 09110.50.500
Методические указания по
эксплуатации стаци
нарных аккумуляторных батарей на объектах
Белорусской энергосистемы
.04
2000
Строительная климатология
СНБ 4.01.01
03 Питьевое водоснабжение
СНБ 4.02.01
03 Отопление, вентиляция и кондиционирование
2014
Правила пожарной безопасности Р
еспублики Беларус
НПБ 15
2007 Область
применения автоматических систем пожарной си
нализации и установок пожаротушения
Примечание
1 При пользовании настоящим
стандартом
целесообразно проверять действие ТНПА
по каталогу, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и по его соответст
щим информационным указателям, опубликованным в текущем году.
Если ссылочные ТНПА заменены (изменены), то при пользовании настоящим
ста
дартом
следует руководствоваться замененными (измененными) ТНПА. Если ссылочные
ТНПА отменены без замены, то положен
ие, в котором дана ссылка на них, применяется в
части, не затрагивающей эту ссылку.
2 СНБ и СНиП имеют статус ТНПА на переходный период до замены на ТНПА в с
ответствии с [1].
бозначения и сокращения
аккумуляторная батарея
АВР
автоматическое
включение резерва;
АДВ
автоматическое дозирование воздействий
АЗД
автоматическое запоминание дозирования
АСКУЭ
автоматизированная система контроля и учета электроэнергии
АСКУЭ
ММПГ
АСКУЭ
по межгосударственным, межсистемным перетокам и
генерации
АКПА
аппаратура каналов противоаварийной автоматики
АЛАР
автоматическая ликвидация асинхронного режима
устройство автоматического ограничения повышения напряжения
АПАХ
автоматическое прекращение асинхронного хода
автоматическое повторное включение;
автоматическое предотвращение нарушения устойчивости
АРМ
автоматизированное рабочее место;
АРН
автоматическо
е регулирование
напряжения;
АРЧМ
автоматическое регулирование частоты и мощности
АСДТУ
автоматизированная система диспетчерского и технологического
управления;
��СТП 09110.01.2.104
ОРУ
открытое распределительное устройство;
противоаварийная автоматика;
ПКЭ
− показатели качества электрической энергии;
программное обеспечение;
потребитель постоянного тока;
трансформаторная подстанция;
ПСОД
пункт сбора и обработки данных;
программно
технический комплекс
РАДВ
региональное устройство автоматической дозировки
воздействий
РЗА
релейная защита и автоматика
РПБ
ремонтно
производственная база
РПН
регулирования напряжения под нагрузкой
РУ
распределительное устройство;
РЭП
ремонтно
эксплуатационный пункт
РЭС
район электрических сетей;
секционный выключатель;
СДТУ
система диспетчерского и технологического управления
синхронный компенсатор;
средство компенсации реактивной мощности;
среднее напряжение;
СОПТ
система оперативного постоянного тока;
средства связи;
счетчик электроэнергии;
трехфазное автоматическое повторное включение
трансформатор напряжения;
технические нормативные правовые акты;
ТПВ и
РК
техническое перевооружение и реконструкция
ТСН
трансформатор собственных нужд
трансформатор тока;
ТЭО
технико
экономическое обоснование;
УЗИП
устройство защиты от импульсных перенапряжений и помех;
УРОВ
устройство резервирования отказа выключателя
УСПД
устройство сбора и передачи данных;
УФП
устройство фиксации перегрузки
ФЭС
филиал электрических сетей;
ЦКПА
центральное
координирующее устройство ПА
центральный пункт управления;
ЦСОД
центр сбора и обработки данных;
шунтирующий реактор;
шиносоединительный выключатель
СТП 09110.01.2.104
ШУОТ
шкаф управления оперативным током;
ЩПТ
щит постоянного тока
щит
управления.
Общая часть
4.1
При проектировании расширения, ТПВ и РК ПС с учетом сущес
вующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомог
тельных сооружений допускаются обоснованные отступления от
норм насто
щего
стандарта
, согласован
ные на стадии формирования задания на проектир
вание с заказчиком. Указанное не распространяется на требования, связанные с
охраной труда
, взрывопожарной
безопасностью, экологической безопасностью
и охраной окружающей среды
отступление от которых
согласовывается в уст
а-
новленном порядке.
При проектировании ПС следует руководствоваться
ТКП 339
другими
ТНПА,
настоящим
стандартом
2],
а также
документами,
приведе
нными
в би
лиографии
4.2
При проектировании
должн
быть обеспечен
а) н
адежное
качественное электроснабжение потребителей
б) внедрение
передовых проектных решений, обеспечивающих соответс
вие всего комплекса показателей
современному мировому техническому
уровню
в) высокий
уровень технологических процессов и качества строительных
и монтажных работ
г) экономическая
эффективность, обусловленная оптимальным объемом
привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эк
с-
плуатационных затрат
д) соблюдение
требований экологической безопасности и охраны окр
жающей среды
и) ремонтопригодность
применяемого оборудования и конструкций.
к) передовые
методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда
эксплуатационного персонала
4.3
Проектная документация на
возведение
, техническое перевооруж
е-
ние и реконструкцию
разра
батыв
ается
по ТКП 45
1.02
295
с учетом утве
жденной предпроектной документации
по ТКП 45
1.02
298
, на основании у
вержденного в установленном порядке задания на проектирование.
4.4
При проектировании новых ПС следует применять номинальные н
пряжения величиной 750,
330, 110 и 10 кВ.
Применение других классов напр
жения (500, 220
35,
и 6 кВ) допускается в ис
ключительных случаях при
нико
экономическом обосновании
(далее
ТЭО)
, которое разрабатывается в с
ставе обоснования инвестиций
в соответствии с
ТКП
1.02
298
Проектирование ПС должно выполняться на основании утвержде
ных схем:
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;− развития энергосистемы;
развития электрических сетей района, города;
внешнего электроснабжения объекта;
организации ремонтного, тех
нического
и оперативного обслуживания
энергосистемы;
развития средств управления общесистемного назначения, включающие
РЗА, ПА
а также схемы развития АСДУ
4.6
Из схем развития энергосистемы и сетей района или города, а также
схем внешнего электроснабжения объекта пр
инимаются следующие исходные
данные:
район размещения ПС;
нагрузки на расчетный период и их рост на перспективу с указанием
распределения их по напряжениям и категориям (в %);
число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов; соо
ношения
номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;
уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необход
мость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качес
ву электроэнергии;
число присоединяемых линий
номинальны
м
напряжением 110 кВ и в
ше и их нагрузки (число линий
номинального
напряжени
6, 10, 35 кВ и их н
грузки
по данным заказчика);
рекомендации по схемам электрических соединений ПС;
режимы заземления нейтралей трансформаторов;
места установки, число и м
ощность
ШР,
БСК
управляемых
СКРМ
других средств ограничения перенапряжения в сетях
напряжением
110 кВ и
выше
места установки, число и
величину сопротивления резисторов для з
а-
земления нейтрали в сети 6
10 кВ;
места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компе
сации емкостных токов в сетях 35 кВ и ниже (по данным заказчика);
требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергоси
с-
темы);
требования к средствам управления общесистемного
назначения;
расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом ра
вития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предпол
а-
гаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению
токов КЗ.
При проектировании
новых ПС для выполнения электрических расчетов
при отсутствии данных о потребляемой реактивной мощности потребителя сл
е-
дует принимать следующие значения коэффициента реактивной мощности (в
зависимости от точки присоединения нагрузки в расчетной модели):
на напряжении 110 (150) кВ tgφ 0,5;
СТП 09110.01.2.104
на напряжении 6
35 кВ tgφ 0,4;
на напряжении 0,4 кВ tgφ 0,35.
4.7
При разработке вопросов организации ремонта, технического и оп
е-
ративного обслуживания
ФЭС
РЭС
учитываются следующие исходные да
ные:
форма и
структура ремонтно
технического обслуживания и операти
диспетчерского управления ПС;
технические средства для ремонтно
технического
обслуживания и
оперативно
диспетчерского управления ПС;
границы раздела обслуживания объектов различ
ными
РУП
облэнерго,
ЭС и РЭС
4.8
Из схем управления общесистемного назначения принимаются сл
е-
дующие данные:
объемы проектирования устройств релейной защиты и вторичных цепей
самой ПС (при
возведении
, расширении, ТПВ и РК) и ПС прилегающей сети;
объемы проектирования средств ПА, АРЧМ, АРН прилегающей сети;
данные о необходимости установки дополнительных
, измерител
ных трансформаторов.
4.9
При отсутствии каких
либо данных, перечисленных в 4.
4.8, или
при наличии устаревших данных соответствующие
вопросы следует разраб
тать
на предынвес
иционной стадии
или уточнить в составе проекта ПС в виде
самостоятельных разделов
4.10
Проект ПС должен
выполняться
на расчетный период (5 лет после
ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последу
ющие не
менее
пяти
лет
4.11
При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует ра
с-
сматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных
элементов в соответствии с:
требованиями и рекомендациями
ТКП 339
и других ТНПА
а также
2],
3] по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения
выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей
энергосистемы, или ее отдельных элементов, а также проектной документацией
на строительство отдельных электросетевых объект
ов, если их осуществление
сохраняет свое значение и целесообразность в условиях изменений, произ
шедших после утверждения схемы сети (проекта объекта) или ввода в работу
первой очереди объекта.
4.1
При решении вопросов присоединения проектируемой (рекон
руируемой, расширяемой) ПС к сети энергосистемы изучается:
экономическая эффективность принимаемых решений;
важность рассматриваемого объекта электрической сети для энерг
системы. При этом следует учитывать влияние рассматриваемого объекта на
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;условия
работы других электрических объектов, а также электрической сети в
смежных энергосистемах и обеспечение транзитных перетоков мощности и
электроэнергии;
финансовых возможностей, обеспечивающих проведение работ по р
е-
конструкции и техническому перевооружению.
4.1
При проектировании новой или реконструируемой ПС основной с
е-
ти (как правило, электрическая сеть напряжением 330 кВ и выше) должна обе
с-
печиваться:
пропускная способность сети в отдельных сечениях межсистемных
связей с учетом транзитных перетоков мощ
ности (в соответствии с требуемыми
значениями);
система резервирования внешнего электроснабжения отдельного эне
гоузла без ограничения его максимальной нагрузки;
выдача полной мощности электростанций к узловым ПС энергосист
мы.
4.1
В распределительной сети энергосистемы
возведение
ПС или те
ническое перевооружение существующей сети должно быть направлено на
обеспечение:
необходимой надежности, построения схем электрической сети, при
которой обеспечиваются требования
ТКП 339 и
2], а
также отраслевых
норм
а-
тивов
требований
, касающихся внешнего электроснабжения отдел
ных потребителей (групп потребителей);
оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий
регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.)
, при к
торых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в соотве
ствии с требованиями
3] в нормальных и расчетных послеаварийных режимах
работы электрической сети;
исключения перегруженных участков электрической сети с целью
снижения потер
ь электроэнергии (ликвидация «очагов» потерь);
ограничения токов
4.1
Объем технического перевооружения и реконструкции
ПС
определ
я-
ется комплексной комиссией на основании
утвержденных в установленном п
рядке
документов, подготовленных по результатам полного обследования и
оценки технического состояния
4.12
При проектировании технического перевооружения и реконстру
ции
должны быть устранены дефекты, неисправности и повреждения об
рудования, конструкций
, устройств, схем, зданий, сооружений, а также измен
ны все технические решения, которые не соответствуют нормативам или явл
лись причиной отказов при эксплуатации
Объем работ уточняется заказч
ком в задании на проектирование
СТП 09110.01.2.104
Допускается оставлять без
изменений конструкции и технические реш
е-
ния, принятые на существующей
, если, несмотря на их несоответствие
мативам
, действующим на момент технического перевооружения, они удовл
е-
творяют требованиям
4] и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по
причинам этих несоответствий
4.1
Работоспособность оборудования и конструкций, оставляемых для
дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях, должна подтверждаться
проведением
обследования и
испыта
ний
в соответствии с ТКП 339
с учетом
технического
состояния
упомянутых оборудования и конструкций
Оборудование с истекшим сроком службы, как правило, должно зам
е-
няться новым.
При реконструкции
следует
предусмат
ривать замену оборудования с
истекшим сроком службы при условии, что
полное
(близкое к полному) восст
а-
новление его ресурса путем замены его частей и узлов экономически нецелес
образно
4.1
Применяемые на ПС силовое оборудование, устройства РЗА, ПА,
АСУ
ТП и связи, АСДТУ,
систем
диагностики, а также и
систем
АСДТУ
должны
иметь сертификат соответствия или декларацию о соответствии
в уст
а-
новленном порядке. Применяемые устройства РЗА должны иметь утвержде
ные в установленном порядке методики по расчету и
выбору уставок, а также
типовые схемные решения и конфигурации
Площадка для строительства подстанции
5.1
Выбор площадки для строительства ПС должен
проводиться
в соо
ветствии с
актами
земельного, водного
и природоохранного
законодательства
еспублики
еларусь
на основании
схемы развития электрических сетей района или схемы электросна
жения конкретного объекта;
материалов проектов районной планировки и проектов планировки г
родов (поселков);
технико
экономического сравнения вариантов;
методических указа
ний по вы
бору и согласованию площадок
кВ и выше
5]. &#x/MCI; 31;&#x 000;&#x/MCI; 31;&#x 000;5.2
Площадка ПС, по возможности размещается вблизи:
центра электрических нагрузок;
автомобильных дорог, по которым возможно передвижение
необх
димого для строительных работ автотранспорта и
трейлеров
необходимой гр
зоподъемности;
железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей
промышленных предприятий, на которых возможна разгрузка тяжелого обор
дования, строительных конструкций и материалов, а также примыкание под
ездного пути ПС;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– населен
ных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов
эксплуатационного персонала.
При этом должны соблюдаться минимально д
пустимые расстояния по условиям шума от силового оборудования согласно
ТКП 45
2.04
154
, а также противопожарные разрывы между здани
ями и соор
жениями в соответствии с ТНПА
существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло
и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условии их опер
е-
жающего ввода
5.3
Площадки ПС выбираются:
как правило, на непригодных для исполь
зования
сельскохозяйстве
землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях
допускается только в исключительных случаях по решению
местных исполн
тельных и распорядительных
органов);
как правило, на
землях, не покрытых лесом
как правило, вне зон
воздействия загрязняющих промышленны
бросов в атмосферный воздух
. Размещение ПС в условиях
повышенного загря
нения атмосферного воздуха
допускается при
ТЭО
с учетом требований соо
ветствующих
нормативных правовых актов
вне зон, под
лежащих промышленной разработке (торфяники и др.), а
также вне
радио
активно
загрязненных участк
земли
как правило, на незатопляемых местах и на местах с уровнем грунт
вых вод ниже заложения фундаментов и инженерных коммуникаций;
на территориях, не подве
рженных размывам в результате русловых
процессов при расположении площадок у рек, или водоемов, а также вне мест,
где могут быть потоки дождевых и других вод, а также выше отметок складов с
нефтепродуктами и другими горючими жидкостями. При невозможности р
с-
положения ПС вне указанных зон должны быть выполнены специальные гидр
технические сооружения по защите площадок от повреждений (подсыпка пл
щадки, укрепление откосов насыпи, водоотводные сооружения, дамбы и др.);
на площадках, рельеф которых, как правило
, не требует производства
трудоемких и дорогостоящих планировочных работ;
как правило, на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих о
с-
нований и фундаментов под здания и сооружения. Расположение ПС на
торф
ных почвах, в
близи
мест временного хранения
отходов
и т.п. допускается тол
ко при
ТЭО
на площадках, обеспечивающих максимально удобные заходы ВЛ всех
напряжений;
вне зон
возможного обледенения оборудования и ошиновки ОРУ при
сбросе воды через водосборные сооружения гидростанций в период осенне
зимн
их паводков;
на расстоянии от аэродромов и посадочных площадок авиации, скл
дов взрывчатых материалов, крупных складов горюче
смазочных материалов,
СТП 09110.01.2.104
нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соо
ветствующими нормами и правилами;
е зон влияния
каменных карьеров, разрабатываемых с помощью
взрывания
как правило, на территориях, на которых отсутствуют строения или
коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.
5.4
Размещение ПС должно проводиться с учетом наиболее
рационал
ного использования земель, как на расчетный период, так и с учетом посл
е-
дующего расширения ПС. При этом должны учитываться коридоры подходов
ВЛ всех напряжений.
При реконструкции ПС и сооружении ОРУ других напряжений должен
рассматриваться вариант
размещения их на существующей ПС. При этом р
е-
зультаты технико
экономического сравнения отражаются в акте выбора пл
щадки.
5.5
При проектировании ПС следует предусматривать возможное кооп
е-
рирование с соседними предприятиями и населенными пунктами по строител
тву дорог, инженерных сетей, подготовки территории, жилых домов.
5.6
При размещении ПС следует учитывать наличие источников вод
снабжения, естественные водоемы и реки, присоединение к существующим с
е-
тям.
5.7
допускается размещение
земля
, покрытых лесо
в районе
расположения
санаторно
курорт
ных и оздоровительных организаций
в гран
цах
особо охраняемых
природны
территори
водоохранны
лес
, на лан
шафто
рекреационных территориях и
территориях
историко
культурных
а-
мятников. В случае необходимости размещения ПС на указанных территориях,
это размещение должно быть обосновано в соответствии с
актами
законод
тельств
Республики Беларусь
5.8
При размещении
, обслуживаемой
РУП
облэнерго
, на территории
промышленного предпри
ятия она должна быть выделена в самостоятельный
объект с независимым проездом на территорию
Схемы электрические распределительных устройств
6.1
Схемы электрические
РУ
выбираются
согласно
приложению
6.2
Для РУ 110
220 кВ в зависимости от надежности и резер
вирования
сети следует применять схемы:
с одинарной системой шин, секционированной выключателем или
двумя развилками из двух выключателей, включенными, как правило, в цепи
питающих присоединений;
с двойными секционированными системами шин.
Схемы с обходной
системой шин, а также с количеством выключателей на
цепь более одного, должны приниматься только при специальном обосновании.
Применение отделителей и короткозамыкателей не допускается.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Для РУ 330 кВ следует, как правило
, применять
«полуторную» схему с
единений (с
учетом дальнейшего развития РУ).
6.3
В схемах, при подключении ВЛ через два выключателя, допускается
установка
в цепи ВЛ.
6.4
Отступления от
типовых
схем допускаются при
соответствующем
ТЭО
6.5
Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается,
как
правило, два. Установка более двух трансформаторов принимается на основе
технико
экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуется
два средних напряжения.
В первый период эксплуатации (пусковой комплекс) допускается уст
а-
новка одного
трансформатора.
6.6
Допускается применение однотрансформаторных ПС при обеспеч
е-
нии требуемой надежности электроснабжения потребителей.
6.7
На ПС устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.
При отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощност
и, а
также при наличии транспортных ограничений, допускается применение гру
пы однофазных трансформаторов, либо двух трехфазных трансформаторов
одинаковой мощности.
6.8
При установке на ПС одной группы однофазных
или
пред
сматривается, при
соответствующе
м
ТЭО
, резервная фаза на проектируемой
При установке резервной фазы на ПС, подключение ее взамен повре
денной осуществляется, как правило, при помощи перемычек при снятом н
а-
пряжении.
При двух группах необходимость установки резервной фазы определяется
на основе технико
экономических расчетов с учетом резерва по сетям СН; на
период работы одной группы предусматривается установка фазы от второй
группы.
При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из работы
осуществляется исходя из технико
эко
номических расчетов, при помощи пер
мычек при снятом напряжении или путем перекатки.
6.9
На
ПС 330 кВ питание ближайш
их потребителей должно предусма
риваться от отдельного РУ
10 кВ, подключенного к шинам среднего напряж
ния подстанции через отдельный по
нижающий трансформатор. Подключение
потребителей к обмотке низшего напряжения трансформатора (автотрансфо
матора) допускается в исключительных случаях при
ТЭО
При подключении крупного потребителя, находящегося вблизи систем
образующих ПС (существующих или
вновь сооружаемых), допускается (при
соответствующем
ТЭО
) подключение его нагрузки к шинам НН системообр
а-
зующих ПС. При этом для питания собственных нужд ПС следует предусмо
реть установку трансформатора с питанием от шин среднего напряжения ПС
СТП 09110.01.2.104
6.10
При питани
и потребителей от обмотки НН
АТ
для независимого р
е-
гулирования напряжения следует предусматривать установку линейных регул
ровочных трансформаторов, за исключением, случаев, когда уровень напряж
ния обеспечивается другими способами.
При питании
потребителей от обмотки НН трехобмоточных трансформ
а-
торов с РПН для обеспечения независимого регулирования напряжения при н
личии
ТЭО
может предусматриваться установка линейных регулировочных
трансформаторов на одной из сторон трансформатора.
6.11
Трансформаторы напряжения (независимо от класса напряжения с
ти и типа), устанавливаемые на отходящих линиях, а также ТН
мкостного типа
(все классы напряжения сети), присоединяемые к системе шин, подключаются
наглухо, исключения составляют случаи, когда з
аказчик
задает
в исходной и
формации для проектирования требование для установки разъединяющего ус
ройства с видимым разрывом.
Во всех остальных возможных местах подключения
ТН, независимо от
типа и напряжения сети, должна быть предусмотрена установка ра
зъединяющ
го устройства с видимым разрывом.
Для РУ 6
35 кВ подключение ТН должно быть предусмотрено через раз
единяющее устройство с видимым разрывом и предохранитель.
6.12
На стороне НН 6, 10 и 35 кВ должна предусматриваться раздельная
работа трансформаторов.
6.13
При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6 и 10 кВ
предусматриваются следующие основные мероприятия:
применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным с
противлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных трансформаторов
с повышенным сопр
отивлением;
применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6 и 10 кВ;
применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от тран
с-
форматоров, причем отходящие линии выполняются, как правило, нереактир
ванными.
Выбор варианта ограничения токов КЗ с
ледует обосновывать технико
экономическим сравнением с учетом обеспечения качества электроэнергии.
6.14
Степень ограничения токов КЗ в РУ 6 и 10 кВ определяется необх
димостью применения более легкого оборудования, кабелей и ошиновки.
6.15
При необходимости компенса
ции емкостных токов в сетях 35, 10,
кВ на ПС должны устанавливаться дугогасящие заземляющие реакторы с
плавным и (или) ступенчатым регулированием индуктивности.
Применение не
регулируемых реакторов не допускается.
На напряжении 35
кВ
ДГР
присоед
няются,
как правило, к нулевым выводам соответствующих обмоток трансфо
маторов через развилку из разъединителей, позволяющую подключать их к л
бому из трансформаторов. На напряжении 6 и 10
кВ
ДГР
подключаются к не
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;тральному выводу отдельного трансформатора, подклю
чаемого к сборным ш
нам через выключатель.
Количество, мощность и диапазон регулирования
ДГР
определяются в
проекте ПС на основании данных, представляемых
заказчиком
6]. &#x/MCI; 8 ;&#x/MCI; 8 ;6.16
На городских и сельских ответственных подстанциях с закрытым
распределительным у
стройством (ЗРУ) 6
10 кВ секционирование на напряж
е-
нии 6
10 кВ следует предусматривать двумя последовательно включенными
выключателями, если секции шин расположены в разных помещениях или по
требованию заказчика. При применении вакуумных выключателей приме
нение
двух секционных выключателей не требуется, но они могут быть установлены
по требованию заказчика. При использовании комплектных ПС 35
110 кВ д
пускается применение последовательно включенных секционного выключателя
и разъединителя 6
10 кВ.
Выбор
основного электротехнического оборудования
7.1
Выбор электротехнического оборудования осуществляет
заказчик
на
основании технических требований к оборудованию, представленных
проект
ровщиком.
Технические требования к оборудованию составляются на основ
нии
технико
экономических расчетов и сравнения различных вариантов комп
новки ПС. Исходными данными для таких расчетов являются: данные о прим
кающих электрических сетях, особые условия окружающей среды, данные по
росту нагрузок, передаваемой мощности, развити
ю электрических сетей на ра
с-
четный период и учет перспективы развития ПС на последующий период не
менее
пяти
лет
7.2
При проектировании ПС
должн
применяться
соответствующие
материалы и
оборудование
которые
должны
иметь документы об оценке
(подтверждени
и) соответствия
в установленном
актами
законодательств
рядке
7.3
Мощность силовых трансформаторов (автотрансформаторов) выб
рается так, чтобы при наиболее тяжелом режиме работы сети (ремонтные, п
слеаварийные и ремонтноаварийные режимы), оставшиеся в
работе силовые
трансформаторы, с учетом их допустимой, по техническим условиям на сил
вые трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали
питание нагрузки.
При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС
производится,
как правило, путем замены силовых трансформаторов (авт
трансформаторов) на более мощные, установка дополнительных силовых
трансформаторов должна быть технико
экономически обоснована.
Должны применяться современные силовые автотрансформаторы и
трансформато
ры, оборудованные устройствами автоматического регулирования
напряжения под нагрузкой (РПН), имеющие необходимую динамическую сто
кость, высоконадежные вводы и сниженные потери.
СТП 09110.01.2.104
7.4
Решение о замене трансформаторов и
, установке дополнительных
или оставлении
действующих принимается на основании данных о фактическом
состоянии работающих трансформаторов, надежности их работы за истекший
период, техническом уровне, фактическом сроке эксплуатации в отношении к
нормативному сроку службы, росте нагрузок, развитии п
римыкающих электр
ческих сетей и изменении главной схемы электрических соединений
7.5
, имеющие регулирование напряжения с помощью вольтодоб
вочных трансформаторов, включаемых в их нейтраль, должны заменяться на
соответствующие
, имеющие встроенное рег
улирование напряжения на ст
роне
7.6
На
110 кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко
переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с
форсированной ступенью охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную
способность.
7.7
На
ПС
110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании
суммарных нагрузок по сетям среднего и низкого напряжения, не превыша
щих в течение расчетного периода и последующих 5 лет номинальной мощн
сти выбираемого трансформатора, целесообразно последни
й выбирать с непо
ной мощностью обмоток
или
выбрать трансформатор меньшей мо
ности
7.8
При применении линейных регулировочных трансформаторов след
ет проверять их динамическую и термическую стойкость при
на стороне р
гулируемого напряжения. В необх
одимых случаях предусматривается соотве
ствующее реактирование
7.9
При замене одного
действующего
трансформатора (
) на новый
проверяются условия, обеспечивающие параллельную работу трансформаторов
в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответс
твующей ст
роне
7.10
При неполной замене фаз группы старых однофазных
допуст
мость работы в одной группе старых и новых фаз
, отличающихся величин
ми напряжений
обосновывается специальными расчетами.
7.11
При выборе типов выключателей следует руководствоваться сл
е-
дующим:
в ОРУ 110
750 кВ следует предусматривать элегазовые выключатели,
которые должны обеспечивать работоспособность во всем требуемом диапазоне
температур;
в цепях
БСК
и си
ловых трансфор
маторов
должны
применяться
элегазовые выключатели
снабженные устройствами синхронизированной ко
мутации, обеспечивающими надежную работу выключателей
и снижение ко
м-
мутационных
перенапряжений
выключатели
напряжением
6 кВ и выше должны быть укомплектованы
отдельными соленоидами отключения для каждого комплекса защит
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;7.12
В ОРУ 35 кВ должны предусматриваться элегазовые или вакуумные
выключатели.
7.13
В РУ 6
10 кВ должны предусматриваться
шкафы КРУ с вакуумн
ми выключателями. Применение элегазовых выклю
чателей, а так
же
КРУЭ
пускается при
соответствующем
ТЭО
7.14
При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току нео
ходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремон
ные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.
7.15
Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов
должны выб
раться, с учетом
наличия
проработки
установки в перспективе
в схеме внешних
электрических сетей
трансформатора
следующей
по шкале мощности. При этом
в цепях ВН и СН всех трехобмоточных
и ВН и НН
двухобмоточных тран
форматоров выбор оборудования по номинальному току и ошиновки по нагреву
проводится
по току трансформатора, устанавливаемого в перспективе, с учетом
допустимой его перегрузки
Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор обо
руд
вания и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки с уч
е-
том отключения второго трансформатора.
7.16
При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ
напряжением
кВ
и выше следует принимать максимальный ток ВЛ по условиям нагрева пров
дов в
монтных, аварийных и ремонтно
аварийных режимах, при нормативных
возмущениях согласно
СТП 09110.47.103
. При
этом количество типоразмеров
ошиновки должно быть минимальным.
Выбранное оборудование и ошиновка ячеек не должны ограничивать
пропускную способность
присоединений РУ (ВЛ, трансформаторов и т.д.).
7.17
Новые и реконструируемые
напряжением
и выше рек
мендуется оснащать системами диагностики и мониторинга состояния силовых
трансформаторов,
ШР
КРУ
маслонаполненных вводов,
измерительных
трансформат
оров и др
7.18
В качестве управляемых
СКРМ применяются:
управляемые
номинальным
напряжением 110
330 кВ, подкл
чаемые к шинам ВН
ПС
или к
ЛЭП
статические тиристорные компенсаторы реактивной мощности и
СТАТКОМы, подключаемые к обмоткам НН
, шинам
или
через спец
альный трансформатор к
ЛЭП
Применение
не допускается
7.19
Выбор типа, мощности, других параметров, размещения и способа
присоединения управляемых СКРМ в электрических сетях 110
750 кВ должен
основываться на расчетах характерных режимов
энергосистем (зимний и летний
максимумы и минимумы нагрузки), анализе уровней напряжений в суточном
графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также, при необх
СТП 09110.01.2.104
димости, переходных процессов. Место установки управляемых СКРМ должно
выбираться н
а основе технико
экономических расчетов.
7.20
При реконструкции ПС установленные на
ней
должны быть д
е-
монтированы и заменены на статические тиристорные компенсаторы, установка
которых должна быть обоснована расчетами режимов и токов
КЗ.
7.2
ДГР
с плавным
регулированием индуктивности должны оснащаться
системой автоматического регулирования емкостного тока замыкания на землю
и должны иметь возможность интеграции в АСУТП
7.2
В целях улучшения обслуживания и повышения
уровня
автоматиз
а-
ции
должны пр
именя
ться
разъединители
напряжением
0 кВ и выше
с эле
тродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах; разъединители
кВ
с электродвигательными приводами на главных ножах.
Допускается применять разъединители
на
номинальные
напряжения 35
с
электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах при с
ответствующем
обосновании.
7.23
целях обеспечения безопасного оперирования линейным разъед
нителем на заземлителе со стороны линии
следует
применять электродвиг
тельный привод с дистанц
ионным управлением.
7.2
В целях повышения надежности на ПС 330 кВ и выше
следует
менять р
азъединители с улучшенной кинематикой и контактной системой, с
электродвигательным приводом (полупантографные, пантографные, а также гор
зонтально
поворотные с
подшипниковыми устройствами, не требующими ремо
та с
разборкой в течение всего срока службы
7.25
Количество заземляющих ножей разъединителей выбирается исходя
из того, что
система (секция) шин 6
кВ должна иметь одно стационарное зазе
м-
ление в ячейке ТН
каждая секция (система) сборных шин РУ
напряжением
35 кВ и выше
должна иметь, как правило, два комплекта заземлителей. При наличии
земления сборных шин следует осуществлять, как правило, заземлителями
разъединителей
7.26
В ОРУ 110 и 220 кВ в
обоснованных случаях применяются ко
м-
пактные ячейки заводского изготовления
а также
КРУЭ.
7.27
При реконструкции, техническом перевоо
ружении и расширении
ПС, при наличии на них
отделителей
короткозамыкателей
, необходимо пред
сматривать их замену на
выключатели
7.28
При разработке проектно
сметной документации проектируемой
ПС следует предусматривать резервный запас оборудования в объеме соотве
ствующих нормативов.
7.29
При отсутствии электрооборудования с требуемой длиной пути
утечки внешней изоляци
и, до разработки соответствующего исполнения, допу
с-
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;кается применение выключателей,
измерительных
трансформаторов
разъед
нителей на следующий класс напряжения.
Защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная
совместимость
8.1
щита от грозовых
перенапряжений
8.1.1
Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществляется:
от прямых ударов молнии
стержневыми и тросовыми молниеотвод
а-
ми в соответствии с
ТКП 339
подраздел 6
от набегающих волн, защитными аппаратами, устанавливаемыми на
подходах и в
РУ в соответствии с
ТКП 339
подраздел 6
. В качестве защи
ных аппаратов должны применяться, как правило, ОПН
8.1.2
Защита ВЛ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии на подходах к
РУ должна быть осуществлена в соответствии с
ТКП 339.
8.1.3
В РУ
номинального напряж
ения
35 кВ и выше, к которым присо
е-
динены ВЛ, должны быть установлены
Защитные характеристики ОПН
должны быть скоординированы с изоляцией защищаемого оборудования и ВЛ.
Защитные характеристики ОПН, установленных в одном РУ, не должны
отличаться друг
от друга.
8.1.4
Количество комплектов ОПН 35
750 кВ и место их установки выб
раются в соответствии с требованиями
ТКП 339
, уровнем испытательных н
а-
пряжений защищаемого оборудования, исходя из принятых на расчетный пер
од схем электрических соединений, числа ВЛ и
трансформаторов. При поэта
ной замене разрядников типов РВС, РВМК и РВМГ на ОПН на действующих
ПС следует уточнять их расстановку, исходя из характеристик ОПН и уровня
испытательных напряжений оборудования
8.1.5
Для защиты трансформаторного оборудования от гро
зовых перен
пряжений на стороне 6
10 кВ также устанавливаются ОПН.
8.1.6
При применении КРУЭ 110
кВ или кабельных линий и вставок
для их защиты от грозовых перенапряжений применяют ОПН. Выбор
параме
ров ОПН определяется на основании расчетов.
8.2
Защита от внутр
енних перенапряжений
8.2.1
Электрические сети 6
35 кВ должны работать с изолированной
нейтралью
, заземленной
по
СТП 09110.20.187
через резистор
или
ДГР
6]. &#x/MCI; 63;&#x 000;&#x/MCI; 63;&#x 000;В городских сетях 6
10 кВ должно применяться резистивное заземление
нейтрали. Выбор резистора должен
проводиться
по следующим критериям:
условиям электробезопасности для людей при
однофазных замыкан
ях на землю
по условию снижения уровня перенапряжений;
по условию обеспечения чувствительности устройств
РЗА.
СТП 09110.01.2.104
Возможно использование ДГР параллельно резистор
у. При этом должны
использоваться
ДГР
с плавным регулированием индуктивности. Использование
ДГР со
ступенчатым регулированием индуктивности не допускается.
Число и
расстановка средств компенсации емкостного тока определяется расчетом в с
ответствии с требо
ваниями
ТКП 339.
При использовании ДГР предпочтение
должно отдаваться реакторам плунжерного типа с плавным регулированием.
Резисторы и ДГР должны устанавливать в центре питания
распределительной
сети
Для защиты электрических сетей 6
35 кВ от
коммутационных перенапр
я-
жений применяются ОПН. Расстановка и выбор ОПН определяются в соотве
ствии с [8].
8.2.2
В сетях 330
и 750 кВ в зависимости от схемы сети, количества л
ний и трансформаторов следует предусматривать меры по ограничению дл
тельных повышений
напряжения и внутренних перенапряжений. Необход
мость ограничения квазиустановившихся и внутренних перенапряжений и п
раметры средств защиты от них определяются на основании расчетов перен
пряжений для случая вывода в ремонт одного или нескольких основных
ментов схемы (ВЛ, ШР, АТ,
трансформатор
8.2.3
При применении кабельных линий и вставок 35 кВ и выше необх
димо проводить расчетом проверку необходимости установки ОПН для защиты
остального оборудования от коммутационных перенапряжений.
8.2.4
С целью ограничения
опасных для оборудования коммутационных
перенапряжений следует применять ОПН, выключатели с синхронизирующими
устройствами или другие средства, а также сочетать их с
мероприятиями по о
раничению длительных повышений напряжения (установка шунтирующих и
ком
пенсационных реакторов, схемной и
, в частности автоматики от пов
шения напряжения).
Необходимость установки ОПН для защиты оборудования
в ячейках
ЛЭП
750 кВ
для ограничения коммутационных перенапряжений
определяется расчетом и уровнем испытательных
напряжений защищаемого
оборудования. Аналогичную проверку проводят при замене оборудования в
ячейках
ЛЭП
при реконструкции или перезаводке. Выбор параметров ОПН
осуществляется в соответствии с
9]. &#x/MCI; 18;&#x 000;&#x/MCI; 18;&#x 000;8.2.5
Для РУ 110
0 кВ должны предусматриваться технические
реш
е-
ния, исключающие появление феррорезонансных перенапряжений, возника
щих при последовательных включениях электромагнитных
и емкостных д
е-
лителей напряжения выключателей. К этим решениям относятся:
применение выключателей без емкостных делителей
напряжения;
применение антирезонансных
увеличение в 1,5
2 раза емкости ошиновки РУ путем установки на ш
нах дополнительных конденсаторов, например связи.
В случае невозможности применения указанных решений для всего ОРУ
(например
при расширении ОРУ),
необходимо выполнить расчет возможности
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;возникновения феррорезонансных перенапряжений и предусмотреть меропри
я-
тия по устранению причин возникновения феррорезонансных перенапряжений,
или убедиться, что принятые ранее мероприятия достаточны
в соответствии с
СТП 34.20.517
Для исключения феррорезонансных перенапряжений в сетях 6
35 кВ
должны применяться антирезонансные
соответствующих классов.
8.2.6
Разработка мероприятий по ограничению высокочастотных перен
а-
пряжений и защите от них электротехнического оборудова
ния РУ
напряжением
110
кВ и выше должн
осуществляться
с
учетом указаний
10]. &#x/MCI; 11;&#x 000;&#x/MCI; 11;&#x 000;8.3
Заземление
8.3.1
Проектирование
следует выполнять в соответствии с требов
а-
ниями
ТКП 339
СТП 09110.47.103
СТП 09110.47.203
и нормированием по д
пустимому напряжению прикосновения или по допустимому сопротивлению, а
также с учетом требований
СТП 09110.47.104
по снижению импульсных помех
для обеспечения работы
РЗА
, телемеханики и связи. Рекомендуется проектир
вание ЗУ для
номинального
напряжени
110 кВ и выше по допустимому н
пряжению прикосновения
8.3.2
Для обеспечения в эксплуатации контроля соответствия действ
тельных значений сопротивления растеканию и напряжений прикосновения
принятым значениям, исходные данные, расчетные значения напряжений пр
сновения, места расположения расчетных точек и сезонные коэффициенты
должны быть указаны в проекте.
8.3.3
При реконструкции необходимо проверять состояние
ПС и, в
случае необходимости, выполнять его усиление в соответствии с требованиями
ТКП 339,
СТП 09110.47
.103,
СТП 09110.47.203
и требованиями
СТП 09110.47.10
8.4
Режим заземления нейтрали трансформаторов и
автотрансформаторов
8.4.1
Режим заземления нейтрали обмоток 110 кВ трансформаторов в
бирается с учетом
сложившейся схемы,
класса изоляции нейтрали, обеспечения
в допустимых пределах коэффициен
та заземления, допустимых значе
ний токов
однофазного КЗ
по условиям выбора оборудования, действия релейной защиты
и влияния на линии связи, а также с учетом требований к заземлению нейтрали
по условиям ус
тановки
фиксирующих приборов.
8.4.2
При присоединении к
ЛЭП
110 кВ ответвлениями нескольких ПС и
при наличии на одной или нескольких из них
итания
со стороны СН или НН
необходимо обеспечивать постоянное
заземление
нейтрали не менее чем у о
ного из присоединенных к
ЛЭП
трансформаторов, имеющих питание со стор
ны СН или НН
СТП 09110.01.2.104
8.4.3
Постоянное заземление нейтрали должны иметь все
и обмотки
330 кВ трансформаторов
. Нейтрали обмоток 110
кВ транс
форматоров, к
торые в процессе эксплуатации могут быть изолированы
от земли, должны быть
защищены
ОПН для установки в нейтрали ско
ординированный с уровнем из
ляции защищаемой нейтрали.
Если по режимам работы необходимо разземление
нейтрали трансформато
ров (
) напряжением 220
330 кВ, такой режим должен
быть согласован с
зготовителем
трансформаторов
8.5
Электромагнитная совместимость
8.5.1
При проектировании объектов нового строительства,
РК
110 кВ и выше должен быть выполнен комплекс мероприятий, обеспечивающих
электромагнитную совместимость устройств РЗА, ПА,
АСУТП
, АСКУЭ
и связи
в соответствии с
СТП 09110.47.104
8.5.2
Основные
ероприятия должны быть разработаны
с учетом в
бранной электрической
схемы
ПС и включа
компоновочные
решения объекта (
компоновка и размещение силов
го, первичного и реакторного оборудования, ка
к источников импульсных выс
кочастотных помех, магнитных полей и т.п. на открытой (закрытой) части по
д-
станции, в зданиях и помещениях ГЩУ, ОПУ, релейных щитах);
выполнение устройств молниезащиты объекта в части
защиты втори
ных цепей и устройств от электро
магнитных воздействий молнии (например,
размещение по отношению к кабельным трассам и зданиям с обеспечением д
пустимого воздействия молнии на вторичные цепи и устройства);
выбор
ЗУ ПС
с указанием количества связей между ЗУ ОРУ разных
напряжений, ЗУ здания
и ЗУ ПС и их прокладки
выбор трассы прокладки кабельных каналов, типа кабельной канал
зации с указанием расстояний между ними и высоковольтными шинами (ош
новками), наличия и длины участков их параллельной прокладки по отношению
к шинам (ошиновкам) и оценка их влияния на кабели вторичной коммутации;
выполнение защиты от статического электричества устройств РЗА,
ПА, АСУ ТП, АСКУЭ, связи
(напольные антистатич
еские покрытия, полупр
водящий пол, поддержание благоприятного режима по температуре и влажн
сти)
8.5.3
Дополнительные мероприятия должны быть разработаны
с
обосн
ванием их необходимости, с
учетом основных мероприятий и
анализа ожида
е-
мых уровней электрома
гнитных, радиочастотных помех, магнитных полей и
других воздействий на устройства РЗА, ПА, АСУТП, АСКУЭ, связи и вкл
чать:
применение экранированных контрольных кабелей и заземление их
экранов;
экранирование помещений, в которых размещаются устройства РЗА
ПА, АСУ ТП, АСКУЭ, связи;
��СТП 09110.01.2.104
раскладку силовых кабелей и кабелей вторичной коммутации по
ным
кабельным каналам
или с разных сторон кабельного канала с расстоянием
между силовыми кабелями и кабелями вторичной коммутации не менее 0,25 м
обеспечение
электромагнитной совместимости высокоомных входов
устройств РЗА, ПА, АСУ ТП, при подключении к ним кабелей, приходящих из
РУ разных напряжений, других зданий;
обеспечение
защиты от импульсных помех в системах оперативного
постоянного и переменного токов;
рименение зонной защиты
по
СТП 09110.47.104.
8.5.4
Мероприятия
по обеспечению требований электромагнитной с
вместимости
на проектируемых объектах реконструкции должны разрабат
ваться с учетом р
езультатов
проведенных обследований электромагнитной о
становки, в т.ч. и на ПС противоположных концов ВЛ 110
750 кВ, где устана
ливаются МП устройства РЗА, ПА, связи.
Собственные нужды, кабельное хозяйство, оперативный ток,
освещение
9.1
Собственные нужды
9.1.1
На всех ПС необходимо устанавливать не менее дву
х трансформат
ров собственных нужд.
Для однотрансформаторных ПС (в том числе комплектных ПС заводского
изготовления) питание второго трансформатора собственных нужд обеспечив
а-
ется от местных электрических сетей, а при их отсутствии второй трансформ
а-
тор соб
ственных нужд включается аналогично первому.
От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не д
пускается за исключением подключения потребителей к обмотке низшего н
а-
пряжения трансформатора (автотрансформатора) в исключительных случаях
при тех
нико
экономическом обосновании. При питании устройств телемехан
ки и связи за пределами подстанции от ТСН, необходимо применять трансфо
маторы со схемой Y/∆
11.
Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение
трансформаторов собственных нужд
к разным источникам питания (вводам
разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)
На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать ра
дельно с АВР.
На
ПС 3
30 кВ и выше следует предусматривать резервирование питания
собственных нужд от
третьего независимого источника питания. При обоснов
а-
нии должны предусматриваться источники бесперебойного питания.
9.1.2
Мощность
ТСН
, питающих шины 0,4
кВ, должна выбираться в с
ответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов
одновременности их загрузки, а также перегрузочной способности.
СТП 09110.01.2.104
Мощность каждого
ТСН
с НН 0,4 кВ, должна быть не более 630 кВА для
ПС 110
220 кВ и не более 1000 кВА для ПС 330 кВ и выше
9.1.3
На двухтрансформаторных ПС 110
750 кВ в начальный период их
работы с
одним трансформатором необходимо устанавливать два
ТСН
с пит
а-
нием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это питание в дальнейшем д
пускается сохранять.
На двухтрансформаторных ПС в начальный период их работы с одним
трансформатором в районах, где второй
ТСН
невозможно питать от сети другой
ПС, допускается устанавливать один рабочий
ТСН
, при этом второй должен
быть смонтирован и включен в схему ПС.
На двухтрансформаторных ПС 35
220 кВ в начальный период их работы с
одним трансформатором с постоянным операт
ивным током при отсутствии на
них воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения тран
с-
форматоров допускается устанавливать один
ТСН
В этом случае второй
ТСН
должен быть смонтирован и включен в схему ПС
9.1.4
При подключении одного из
ТСН
к внешнему
независимому и
с-
точнику питания необходимо выполнять проверку отсутствия сдвига фаз
9.1.5
На ПС с постоянным оперативным током (в том числе при наличии
ШУОТ)
ТСН
должны присоединяться через предохранители или выключатели к
шинам РУ 6
35 кВ, а при отсутствии эти
х РУ и необходимости выполнения
схем АВР 6
10 кВ
к обмотке НН основных трансформаторов.
На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током
ТСН
должны
присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного
трансформатора и его выключат
елем.
В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямле
ного тока от
, присоединенных к питающим ВЛ,
ТСН
допускается присоед
нять к шинам НН ПС.
При питании оперативных цепей переменного тока от
ТСН
последние следует присоединять к ВЛ,
питающим ПС
9.1.6
Для сети собственных нужд переменного тока необходимо прин
мать напряжение
380/220
В с заземленной нейтралью.
Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд должно ос
ществляться через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.
9.2
Кабе
льное хозяйство
9.2.1
Прокладка кабельных трасс должна осуществляться наземным или
надземным способом.
Замена силовых и контрольных кабелей, находящихся в неудовлетвор
тельном состоянии осуществляется с учетом
их
фактического состояния и р
е-
зультатов профилактиче
ских испытаний
по
СТП 09110.20.366
Прокладка новых или замена пришедших в негодность контрольных к
а-
белей должна выполняться с обязательной реконструкцией кабельных трасс.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Не допускается совместная прокладка силовых и контрольных кабелей
металлических
коробах. При прокладке силовых и контрольных кабелей в к
бельных каналах и тоннелях должны быть приняты специальные меры по сн
жению уровней наведенного напряжения в контрольных кабелях.
9.2.2
Должна
применяться
марка к
абел
я (провода)
с и
ндексом «
или
«нг
согласно СТБ 1951
9.2.3
На ОРУ кабели должны прокладываться, как правило, в наземных
лотках и металлических коробах необходимой прочности и долговечности.
Применение кабельных каналов и тоннелей должно иметь специальное
обоснование. Не следует применять лотки
в местах проезда механизмов для
производства ремонтных работ между фазами оборудования.
При применении лотков должен обеспечиваться проезд по ОРУ и подъезд
к оборудованию машин и механизмов, необходимый для выполнения
работ по
ремонтн
техническому обслуж
иванию
Для обеспечения проезда механизмов должны предусматриваться перее
ды с сохранением расположения лотков на одном уровне.
При применении лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами
или переездами для машин в трубах и каналах, расположенных н
иже уровня
лотков.
Выход кабелей из лотков (коробов, каналов) к шкафам управления и з
а-
щиты, приводам и сборкам различного назначения выполняется, как правило, в
трубах или коробах без углубления их в землю.
Одиночные кабели (до
семи
от
кабельных сооружени
й до приводов и шкафов различного назначения могут
прокладываться в земле без специальной защиты (в том числе небронирова
ные), при отсутствии над ними проездов.
Во всех кабельных сооружениях следует предусматривать запас емкости
для дополнительной проклад
ки кабелей порядка 15 % от количества, пред
смотренного на расчетный период.
9.2.4
На ПС 220
750 кВ кабельные потоки от
РУ
различных напряжений,
трансформаторов, а также от присоединений
подключенных к разным секциям
РУ
одного напряжения
должны прокладываться
в отдельных лотках или кан
а-
лах
На ПС 110 кВ, от которых питаются потребители
категории, кабел
ные потоки от РУ 6 и 10 кВ указанных потребителей прокладываются в отдел
ных коробах, лотках, каналах.
Допускается прокладка кабелей с разных сторон
канала с несгораемой перегородкой между ними.
9.2.5
Для прокладки потребительских силовых кабелей следует пред
сматривать организованный вывод их по территории ПС (в каналах, туннелях,
траншеях и т.п.) до ее внешнег
о ограждения.
9.2.6
Расположение кабельных каналов и прокладку кабелей следует
выполнять с учетом требований по электромагнитной совместимости.
СТП 09110.01.2.104
9.2.7
При проходе кабелей через стены и фундаменты используются о
нестойкие блоки из разных элементов противопожарных прегра
9.2.8
На ПС 110 кВ и выше, на которых установлены два трансформат
(АТ)
, компоновка кабельного хозяйства должна быть выполнена таким обр
зом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве или вне его в
роятность выхода из строя двух трансформаторо
(АТ)
была бы минимальной.
Для каждой ячейки силового трансформатора,
прокладку контрольных к
а-
белей выполнять в отдельных каналах.
9.2.9
При замене устройств
РЗА
, телемеханики АСУТП и связи на новые
устройства,
выполненные на микропроцессорной или микроэлект
ронной базе и
имеющие высокую чувствительность к импульсным помехам, необходимо р
ководствоваться
СТП 09110.47.104.
9.2.10
В целях повышения надежности и полноценного дублирования
основные и резервные защиты (либо два комплекта защит) должны быть разд
е-
лены по цеп
ям переменного тока и напряжения, по цепям оперативного тока и
исполнительным цепям путем размещения их в разных кабелях, а также, по
возможности, по разным трассам.
9.3
Оперативный ток
9.3.1
Оперативный постоянный ток
9.3.1.1
На всех новых и
или
реконструируемых ПС напряжением
кВ
и выше
должна применяться СОПТ напряжением 220 В.
Нормально допустимое
отклонение напряжения
на
клеммах электроприемников
СОПТ
%. Пр
е-
дельно допустимое отклонение
напряжения
на клеммах электроприемников
СОПТ, в т
ом числе при аварийных разрядах
АБ
и при выполнении ускоренных
и уравнительных зарядов
АБ
9.3.1.2
СОПТ должна обеспечивать рабочее и резервное питание сл
е-
дующих основных электроприемников:
устройств РЗА;
устройств управления
и приводов
высоковольтных выключателей
устройств сигнализации;
устройств
устройств коммерческого учета электроэнергии;
устройств связи, обеспечивающих передачу сигналов РЗА;
приводов автоматических вводных и секционных выключателей
тов собственных нужд
напряже
нием 0,4 кВ.
9.3.1.3
СОПТ должна обеспечивать
резервное питание:
технических средств
АСУТП;
светильников
аварийного освещения
помещений АБ, ОПУ, релейного
щита, ЗРУ, насосных, камер задвижек пожаротушения
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Допускается использовать СОПТ для резервного
электропитания средств
связи
ПС
напряжением
220 кВ и выше
, при соответствующем обосновании.
9.3.1.
СОПТ может иметь централизованную или децентрализованную
структуру. В централизованной структуре применяется один комплект комп
нентов. В
децентрализованной (для питания ППТ
одного или не
скольких пр
соединений, расположенных в помещениях релейных щитов, приближенных к
первичному оборудованию
) применяется два и более комплектов компонентов
9.3.1.5
Типовой состав каждого комплекта СОПТ:
АБ;
щит (щиты) постоянного тока
зарядное устройство
шкафы распределения оперативного тока;
кабельная распределительная сеть;
отключающие аппараты защиты от сверхтоков (коротких замыканий
и перегрузок);
устройства защиты от перенапряжений;
коммутационные аппа
раты;
устройства мониторинга СОПТ;
устройство контроля изоляции полюсов сети относительно земля;
система автоматизированного поиска мест повреждения изоляции
полюсов сети относительно земли (поиск «земли»);
устройства регистрации аварийных процессов и
событий СОПТ в с
ставе АСУТП (по требованию заказчика);
средства выдачи сигнала обобщенной неисправности в АСУТП.
9.3.1.
Для
с высшим
напряжением 220
750
кВ и ПС 110
кВ с более
чем
тре
мя выключателями в распределительном устройстве высшего напряж
ния
СОПТ
должен содержать следующие компоненты:
а) две АБ;
б) четыре
зарядных устройства, по два на каждую АБ. П
ри этом для ка
дой АБ предусматривается отдельный ЩПТ с чис
лом секций не менее двух.
9.3.1.7
Для
ПС напряжением 35 кВ и остальных ПС 110
, не во
ших в 9.3.1.6,
СОПТ
должен содержать следующие компоненты:
а) одна
АБ;
б)
два
зарядных устройства
в)
один ЩП
Т с числом секций не менее двух.
9.3.1.8
При реконструкции ПС, с установкой микропроцессорных защит
допускается в дополнение к существующей
устанавливать новую
для питания
только
реконструируемой части ПС. В дальнейшем по мере замены
оборудования и кабелей вторичной коммутации на новые все потребители б
дут переведены на новую
ОПТ.
СТП 09110.01.2.104
9.3.1.
Организация питания постоянным оперативным
током ус
ройств РЗА и электромагнитов отключения выключателей должна обеспеч
вать:
при аварийном отключении любого защитного аппарата или
обесточ
ван
любой секции СОПТ, сохранение в работе хотя бы одного устройства
РЗА от всех видов КЗ на защищаемом
при
соединении
напряжением
110 кВ и
выше и отключение любого выключателя
номинальным
напряжением
110 кВ и
выше;
селективную работу защитных устройств СОПТ при КЗ в
цепях
отстройку от максимальной нагрузки
сохранение в работе без перезагрузки терминалов
РЗА и ПА, подкл
ченных к неповрежденным присоединениям ЩПТ
при повреждениях в СОПТ.
9.3.1.
Индивидуальные автоматические выключатели цепей управл
е-
ния
РЗА
рекомендуется устанавливать
в отдельных шкафах (панелях) питания
оперативным током. При этом не доп
ускается питание от одной секции этих
шкафов
микропроцессорных терминалов и цепей, выходящих за пределы ОПУ.
9.3.1.11
Проводники СОПТ должны удовлетворять требованиям термич
е-
ской стойкости и невозгораемости.
9.3.1.12
СОПТ должна иметь защиту от коммутационных перенапряж
е-
ний
В ЩПТ для защиты от перенапряжений рекомендуется использовать
кремниевые диоды, подключаемые через плавкие предохранители между пол
сами сборок и землей. Диоды должны иметь номинальный ток не менее 160 А.
Величина тока утечки устройства в течение срока э
ксплуатации объекта не
должна превышать допустимое значение по сопротивлению полюсов сети отн
сительно земли. Необходимо обеспечить контроль за исправностью устройства
защиты от перенапряжений.
9.3.1.1
При необходимости СОПТ может оснащ
аться
УЗИП. УЗИП
лжны
быть
выполнены с опцией отсутствия тока утечки и подключаться к
шинам через предохранители.
9.3.1.1
Неисправности компонентов СОПТ должны выявляться авт
матически средствами мониторинга и средствами самодиагностики устройств
компонентов СОПТ.
9.3.1.15
В СОПТ
запрещается:
параллельная работа двух и более АБ;
подключение к сети СОПТ устройств с сопротивлением цепи пит
а-
ния относительно «земли» менее 1 М
объединять цепи питания
релейной защиты
с цепями питания опер
а-
тивной блокировки, а цепи питания микропроцессорных устройств
релейной
защиты
с цепями оперативной блокировки и с цепями питания двигателей п
стоянного тока
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;9.3.1.1
Питание цепей оперативной блокировки разъединителей должно
осуществляться от двух отде
льных взаим
резервиру
емых
выпрямительных
устройств напряжением 220 В, гальванически не связанных с СОПТ и имеющих
собственный контроль изоляции и напряжения.
9.3.1.1
предназначены для питания электроприемников постоянного
тока при отсутствии питания от
зарядного устройства
и, при необходимости,
для компенсации импульсов тока нагрузки, превышающих возможности
заря
ного устройства
9.3.1.18
АБ должна
быть
стационарн
свинцово
кислотн
ая
закрытого типа
позволяющая
водить доливку дистиллированной воды (электролита нужной концентрации) в
соответствии с указаниями, приведенными в инструкции по эксплуатации акк
муляторов
По согласованию с Заказчиком допускается применение гермет
ных или полугерметичных аккумуляторных батарей
при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС)
обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после
гарантированного
двухчасового (не менее) разряда током нагрузки
9.3.1.1
Срок
службы
АБ
не менее 1
лет.
9.3.1.
Каждая из двух АБ, устанавливаемых на ПС
должна выбираться
с учетом
полной
нагрузки
оперативного тока на ПС.
9.3.1.
Емкость
должна выбираться с учетом ограничения по глуб
не разряда аккумуляторов, а также с учетом
возможных ограничений по и
пульсам тока разряда, указанным в технических условиях на аккумуляторы.
9.3.1.22
Присоединение АБ к защитным аппаратам первого уровня дол
но осуществляться медными одножильными гибкими (многопроволочными) к
а-
белями с кислотостойкой изоля
цией.
9.3.1.23
При модернизации
СОПТ
с заменой АБ на действующих ПС
допускается выполнение АБ с дополнительной («хвостовой») группой элеме
тов и подключение нагрузки к дополнительной («хвостовой») группе элементов
АБ.
9.3.1.2
Зарядные устройства предназначены для
питания электроприе
м-
ников постоянного тока и заряда
9.3.1.25
Зарядные устройства
должны выбираться совместно с АБ для
обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к
зарядным
устройствам
необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и
надежной
ее
работы.
При этом
зарядное устройство
должны обеспечивать:
уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превышения
напряжения выше допустимого для всех
СТП 09110.01.2.104
уровень пульсаций не
более значений, допустимых по условиям раб
ты
возможность одновременной параллельной работы
на
стороне в
прямленного напряжения двух
зарядных устройств
с симметричным делением
между ними суммарного тока
или работу одного из
зарядных устройств
в р
е-
жиме «горячего» резерва (
при применении тр
зарядных устройств
для
АБ)
проведение одновременно ускоренного заряда одной
АБ
до
минальной емкости в течение
не более
вось
ми
часов
заряд АБ в трехступенчатом автоматическом режиме:
первая ступень
ограничение начального тока заряда на уровне
не более
0,3 С
вторая ступень
ограничение напряжения заряда;
третья ступень
режим стабилизации напряжения с условием
термокомпенсации напряжения подзаряда.
При модернизации
СОПТ
с заменой АБ на действующих ПС должен быть
предусмотрен заряд «хвостовой» группы элементов АБ от отдельных
зарядных
устройств
или от основных
зарядных устройств
двухканального исполнения.
9.3.1.26
Два
зарядных устройства
одной АБ не должны размещаться в
одном или рядом расположенных шкафах.
9.3.1.27
Требования к
ЩПТ
(щитам
в случае установки двух и более
ЩПТ):
каждый ЩПТ должен иметь достаточное количество защитных ус
ройств, секций для выполнени
регламентных работ в
ОПТ без о
тключения
АБ (замена защитных устройств, снятие характеристик АБ и т.п.);
каждый ЩПТ должен иметь секционные разъединители для перевода
нагрузки с одной секции на другую в пределах одного ЩПТ;
объединение секций разных АБ должно выполняться через два посл
е-
довательно включенных коммутационных аппарата.
9.3.1.26
Конструкция ЩПТ должна позволять
замен
неисправного об
рудования
без демонтажа исправного
, также должен быть обеспечен
свобо
д-
ный доступ к клеммам оборудования для ревизии контактных соединений.
9.3.1.27
На каждом ЩПТ
должны быть предусмотрены устройства си
нализации и контроля, выполняющие следующие функции:
регистрации аналоговых и дискретных сигналов аварийных событий в
регистрации аналоговых величин нормального режима с дискретн
стью не более
ек
контроля
напряжения на шинках постоянного тока и выдача сигнала о
его повышении или понижении;
контроля уровня пульсации напряжения на секции и выдача сигнала
при увеличении;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;- контроля уровня пульсации выше заданной уставки;
контроля АБ и
зарядного устройства
контроля сопротивления изоляции цепей оперативного тока;
автоматизированного поиска замыканий на землю в сети постоянного
тока;
автоматического определения поврежденного (замыкание на землю)
присоединения ЩПТ;
контроля целостности всех предохранителей и ав
арийного отключения
любого автоматического выключателя;
генерирования «мигающего света» (при необходимости).
9.3.1.
СОПТ
должна иметь трех
или двухуровневую систему защ
ты:
нижний уровень
защита цепей питания непосредственных потреб
телей (устройства
РЗА, ПА, цепи управления выключателями и т.п.). Для ни
него уровня защиты рекомендуется применение автоматических выключателей;
средний уровень
защита цепей, питающих шинки непосредственных
потребителей;
верхний уровень
защита шинок
ШПТ
на вводе АБ.
риант
двухуровневой
защиты СОПТ возможен при децентрализованной
СОПТ
Защитные аппараты, устанавливаемые в пределах каждого уровня
СОПТ
должны быть однотипными.
9.3.1.2
Защита СОПТ должна:
выполняться с использованием в качестве защитных аппаратов автом
а-
тических выключателей. Конструктивное выполнение защитных аппаратов
должно обеспечивать их безопасное обслуживание;
обеспечивать селективность всех уровней во всем диапазоне токов
время отключения КЗ в СОПТ должно определяться с учетом:
при снижении н
апряжения на
неповрежденных
фидерах, питающих
микропроцессорные терминалы, ниже напряжения перезагрузки этих термин
лов время отключения
КЗ
должно быть менее допустимого времени перерыва
питания терминалов;
при снижении напряжения на
неповрежденных
фидерах
, питающих
микропроцессорные терминалы, выше напряжения перезагрузки этих термин
лов время отключения
КЗ
должно определяться термической стойкостью с
единительных проводов и кабелей;
обеспечивать чувствительность к дуговым
основной зоне и в зоне
резер
вирования
обеспечивать резервирование защиты более низкого уровня защитами
более высокого уровня
СТП 09110.01.2.104
9.3.1.
В архитектурном проекте
должен
быть
отдельный
раздел по
СОПТ.
В разделе СОПТ
должны быть
обоснованы и представлены
следующие
материалы
структура СОПТ: централизованная или децентрализованная;
ориентировочный состав электроприемников, их основные параметры;
выбор схемы ЩПТ;
выбор схемы рабочего и резервного питания электроприемников;
выбор кабелей для распределительной сети электропитания
и трасс их
прокладки;
определение параметров средств защиты от импульсных перенапр
я-
жений;
определение параметров системы контроля режимов работы и состо
я-
ния оборудования СОПТ, объем мониторинга и
регистрации аварийных
проце
сов
определение параметров сист
емы поиска «земли».
9.3.1.
В строительном проекте необходимо представить следующую
информацию:
расчет и выбор емкости АБ на основе диаграммы аварийного разряда
сведения о толчках нагрузки
обоснование времени разряда
расчет номинального тока и технические требования к
зарядным ус
ройствам
расчет
для выбора кабелей, коммутационных и защитных аппар
а-
тов;
выбор кабелей для распределительной сети электропитания и трасс их
прокладки;
определение параметров защитных аппар
атов и построение карт с
е-
лектив
ности.
В составе проектной документации должна быть схема с отражением п
ложения коммутационных аппаратов в нормальном режиме.
9.3.1.31
При выполнении на реконструируемых ПС электромагнитной
блокировки разъединителей, независимо от
наличия АБ на ПС, должны пред
сматриваться выпрямительные блоки питания от сети СН 0,4 кВ для питания
цепей оперативной блокировки.
Цепи питания
релейной защиты
не допускается объединять с цепями п
тания оперативной блокировки, а цепи питания микропроцессо
рных устройств
релейной защиты
еще и с цепями питания двигателей постоянного тока.
9.3.1.32
Аккумуляторные батареи должны устанавливат
ся на стеллажах в
отдельном помещении, допускается по согласованию с заказчиком АБ емк
стью до 200 А
ч размещать в шкафу
в помещении релейных панелей.
Для вновь возводимых подстанций
случае
дву
х и более АБ все
они
должны размещаться в разных помещени
ях.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Для реконструируемых подстанций в случае стесненных условий д
опу
с-
кается установка
дву
х АБ в одном помеще
нии.
9.3.2
Выпр
ямленны
й оперативный ток
9.3.1.1
Для организации выпрямленного оперативного тока должны быть
использованы стабилизированные блоки напряжения, которые должны быть
подключены к
на стороне ВН
ПС
и токовые блоки питания, подключаемые
ко вторичным цепям отдельно
стоящих
на стороне ВН ПС.
При необходимости, которая определяется расчетом, должна предусма
риваться установка дополнительного блока стабилизированного напряжения,
подключенного к
ТСН
, который принимает на себя часть нагрузки оперативных
цепей в нормальном режиме
работы.
9.3.1.2
Для питания цепей сигнализации могут применяться нестабилиз
рованные блоки напряжения, которые должны быть подключены к секциям щ
та собственных нужд. Блоки должны работать параллельно на шинки сигнал
зации.
9.3.1.3
Для питания оперативных цепей защиты, у
правления и автоматики
на ПС все блоки питания тока и стабилизированного напряжения должны раб
тать параллельно на шинки оперативного тока.
При этом должны быть выпо
нены мероприятия, исключающие снижение напряжения на шинках операти
ного тока при внутренн
их повреждениях в любом из блоков.
Должны быть организованы шинки несглаженного и сглаженного напр
я-
жения. Шинки сглаженного напряжения должны питаться через фильтры, уст
а-
новленные в блоках стабилизированного напряжения и предназначаться для п
тания устройс
тв на микропроцессорной (микроэлектронной) элементной базе с
требованиями к пульсации напряжения соответствующими допустимому уро
ню для указанных устройств.
Должно быть предусмотрено секционирование рубильником шинок пит
ния выпрямленным оперативным током
9.3.1.4
Защита шинок оперативного тока должна выполняться при пом
щи автоматических выключателей и обеспечивать селективную работу с вво
ными автоматами блоков напряжения и индивидуальными автоматами ус
ройств защиты, автоматики и управления элементов ПС и отхо
дящих линий.
Должна быть обеспечена чувствительность всех защитных элементов в
конце смежного участка сети выпрямленного тока.
Расчеты чувствительности и селективности автоматических выключат
е-
лей должны быть выполнены в соответствии
с
СТП 09110.47.100
9.3.2
еменный оперативный ток
9.3.2.1
С целью повышения надежности ПС на переменном оперативном
токе, система оперативного переменного тока
ПС
должна выполняться с учетом
следующих положений:
СТП 09110.01.2.104
питание шинок оперативного переменного тока должно осущест
ляться от двух
секций СН 0,4 кВ через раздельные трансформаторы с АВР ме
ду линиями питания;
на шинках должно предусматриваться устройство контроля изол
я-
ции;
АВР линий питания должно быть выполнено при помощи магнитных
пускателей, обеспечивающих динамическую стойкость к
токам КЗ в системе
оперативного тока.
питание электродвигателей заводки пружин приводов выключателей
должно осуществляться от шинок, образованных от шин СН;
из схемы питания оперативным током должны быть исключены ст
а-
билизаторы напряжения типа С
3С;
для об
еспечения действия
автоматики, реагирующей на
снижени
напряжения
или частоты,
питание
их логических устройств
должно осущест
ляться от устройств бесперебойного питания
, а для отключения выключателей,
на которые эти устройства воздействуют, должны предусма
триваться
предвар
тельно заряженные конденсаторы
9.3.2.2
Должна быть обеспечена чувствительность всех защитных эл
е-
ментов при повреждении в конце смежного участка сети.
9.3.2.3
Организация цепей оперативного переменного тока и расчеты
по обеспечению селективности и чувств
ительности защитных аппаратов схемы
питания цепей защиты и управления должны быть выполнены в соответствии с
СТП 09110.47.100
и [
9.3.2.4
В качестве источников переменного оперативного тока для п
тания цепей защиты и управления должны использоваться
предварительно
заряженные конденсаторы.
При этом применяются:
схемы с дешунтированием для отключения выключателей 6, 10, 35 кВ
и 110 кВ
схемы с действием от предварительно заряженных конденсаторов для
отключения выключателей.
9.4
Освещение
9.4.1
Устройства освещения ПС должны соответствовать требованиям
и [
Освещение ПС подразделяется на рабочее, аварийное и охранное.
9.4.2
Рабочее освещение включает в себя общее стационарное, ремон
ное и местное освещение.
9.4.3
Аварийное освещение предусматривается
только на ПС с опер
а-
тивным постоянным током.
9.4.4
Охранное освещение предусматривается по периметру ПС, име
щих военизированную или сторожевую охрану
и постоянный оперативный пе
сонал
, а также на ПС, оборудованных охранной сигнализацией.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;9.4.5
Ремонтное освещение нео
бходимо питать от установленного п
нижающего трансформатора с выполнением стационарной сети напряжением
В или 12 В в соответствии с требованиями
2]. &#x/MCI; 9 ;&#x/MCI; 9 ;9.4.6
Источники света для рабочего освещения ОРУ (прожекторы и др
гие мощные источники света) следует у
станавливать группами на высоких с
оружениях (опоры, молниеотводы, порталы ОРУ и т.п.) или на специальных
прожекторных мачтах.
9.4.7
Для рабочего освещения ОРУ, ЗРУ и ОПУ необходимо применять
энергосберегающие источники света.
Управление, автоматика
сигнализация
оперативная блокировка
10.1
Общие положения
10.1.1
При проектировании управления элементами ПС проект должен
выполнят
ся таким образом, чтобы управление
основными элементами эле
трических схем РУ (выключатели и привода РПН)
осуществлялось:
) с
о щита управления ОПУ
при реконструкции незначительного колич
е-
ства присоединений на подстанциях со щитом управления или при отсутствии
АСУТП)
б)
со
шкафов автоматики управления выключателя и АРН (при наличии
основного управления с АРМ АСУТП);
в)
зданий ЗРУ 6
110 кВ, КРУЭ;
з шкафа наружной установки на территории ОРУ;
) с
АРМа диспетчера, входящего в состав
АСУТП
, и с блоков резервного
управления, расположенных, например, в шкафах релейной защиты
д) п
о каналам телемеханики с
сетей; при
наличии диспетчерского
управления объектом, управление элементами ПС
указанн
ми
10.1 перечи
лени
сохраняется и используется для контроля и местного управления
1.
2


На ПС 110 кВ и выше шкафы РЗА, ПА и АСУТП (ТМ) должны
размещаться в ОПУ.
Помещения, в которых устанавливаются указанные шк
а-
фы, должны оснащаться системами кондиционирования воздуха.
На ПС 35 кВ и ниже шкафы РЗА и ПА, устройства телемеханики
допускается размещать в помещении оперативной связи, для чего указанные
помещения
должны проектироваться с учетом возможности установки в них
перечисленного выше оборудования.
Шкафы наружной установки должны быть выполнены влаго
пыленепроницаемыми, из нержавеющих материалов и оборудованы, при нео
б-
ходимости, антиконденсационны
м обогревом и обогревом и сигнализацией
снижения температуры ниже допустимой
Устройства технологической автоматики выключателей, разъед
нителей, трансформаторов, поставляемые совместно с вышеназванными ус
ройствами, должны располагаться в шкафах на
ружной установки.
СТП 09110.01.2.104
При наличии на ПС ОПУ (при отсутствии АСУТП), управление
основными элементами электрических схем РУ (выключатели), в том числе л
ниями напряжением 110 кВ и выше, а также управление РПН (а
то)трансформаторов следует производить со
щита управления.
При отсутствии АСУТП управление
линиями 35 кВ при нали
чии ОРУ
кВ должно осуществляться со
, при
наличии
ЗРУ
из РУ 35 кВ или со
, линиями 6
10 кВ
из РУ 6
10 кВ
Управление разъединителями
и заземляющими
разъединителями
Управление разъединителями и заземляющими разъединителями с
электродвигательными приводами должно осуществляться с АРМа оперативн
го персонала, входящего в состав АСУТП (при наличии АСУТП) и из шкафов,
расположенных в РУ в зоне безопасного обслуживания.
10.2
Для линий, на которых может иметь место работа в неполнофазном
режиме, должно предусматриваться пополюсное управление линейными разъ
е-
динителями.
10.3
Сигнализация
Сигнализация на ПС должна выполняться в следующем объеме:
а) с
ветовая сигнализ
ация положения аппаратов с дистанционным упра
лением:
в составе АРМа диспетчера и на панелях, на которых установлены
резервные ключи дистанционного управления (при наличии АСУТП);
на панелях щита управления (при отсутствии АСУТП)
) с
ветовая сигнализация
положения аппаратов с местным управлением
в шкафах РУ соответствующих напряжений
селективная сигнализация замыкания на землю отходящих присоедин
е-
ний 6
10 кВ
игнализация
систем пожарной сигнализации и пожаротушения
ри наличии АСУТП:
основная
индивидуальная световая и обобщенная звуковая пред
предительная и аварийная сигнализация отклонения от нормального режима р
боты оборудования, неисправностях и аварийных режимах энергосистемы в с
ставе АСУТП;
индивидуальная визуальная в составе
шкафов и терминалов релейной
защиты обеспечивающая предварительный анализ ситуации;
резервная (в минимальном объеме)
центральная звуковая и обо
щенная световая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания перс
нала при выводе из работы или неисправн
ости АРМа
оперативного персонала;
е) п
ри отсутствии АСУТП:
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– индивидуально
обобщенная световая предупредительная и аварийная
сигнализация отклонения от нормального режима работы оборудования и неи
правностях в составе щита управления;
индивидуальная
визуальная в составе шкафов и терминалов релейной
защиты;
центральная аварийно
предупредительная звуковая и световая сигн
а-
лизация, обеспечивающая привлечение внимания персонала.
При отсутствии ОПУ устройство центральной сигнализации уст
а-
навливается
в РУ 6, 10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнал
зации выводятся к дежурному на дом, при его от
сутствии
на ДП
ЭС и
На реконструируемых
ПС (при отсутствии АСУТП) должна выпо
няться замена
существующей сигнализации на микропроцес
сорную
10.4
Оперативная блокировка
неправильных действий
при переключениях в электроустановках
Оперативная блокировка предназначена
для предотвращения н
правильных действий с разъединителями и заземляющими разъединителями
заземляющими ножами
разъединителей)
должна
выполняться для всех ПС
напряжением
35 кВ и выше.
Схемы оперативной блокировки должны выполняться с учетом
следующих условий:
азъединители
напряжением
35 кВ и выше должны иметь механич
е-
скую и электромагнитную блокировк
со своими
заземл
телями
азъединители
с электродвигательными приводами должны иметь,
кроме того, электрическую блокировку со своими
заземли
телями
тройство оперативной блокировки, как правило, должно
выпо
ят
ся
на микропроцессорной технике в ви
де локального устройства операти
ной блокировки
(интегрир
уемого
в АСУТП
при ее наличии)
или в составе
АСУТП
ПС.
Питание
цепей оперативной блокировки
и управления разъедин
телями и заземляющими разъединителями должно осуществляться от сети со
ственных нужд переменного
тока
напряжением 220 В через выпрямительные
устройства
или от СОПТ через DC
DC конвертер напряжения
Питание цепей
перативн
блокировк
и управления разъедин
телями и заземляющими разъединителями, используемых в составе
АСУТП,
должно осуществляться от источников бесперебойного питания через выпрям
тельные устройства или от СОПТ через DC
DC конвертер напряжения.
Управление приводами из шкафов, расположенных в РУ в зоне
безопасного обслуживания, должн
быть заблокир
ован
с помощью операти
ной блокировки или блокировочного замка в зависимости от конструктивных
особенностей выполнения ячейки коммутационного аппарата.
СТП 09110.01.2.104
10.4
Оперативная блокировка
должна обеспечивать включение и
отключение разъединителя в цепи линейн
ого регулировочного трансформатора
только после снятия напряжения со всех сторон
10.4
При двух рабочих системах шин оперативная блокировка должна
разрешать включение и отключение одного шинного разъединителя при вкл
ченном другом шинном разъединителе
данного присоединения и включенных
шиносоединительном выключателе и его разъединителях.
В приводе разъединителя должна быть предусмотрена возможность
механического разблокирования замка
при
ручном управлении на время выпо
нения операции
при помощи
специального ключа
лейная защита и автоматика
11.1
Общие
положения
11.1.1
РЗА
выполняется на основании задания на проектирование
с
е-
том:
требований ТНПА по проектированию
норм
настоящ
его
ста
дарта
руководствуясь более жесткими требованиями,
содержащимися в указа
ных документах
актов обследования
технического
состояния оборудования
РЗА и ПА,
АСУТП, телемеханики
и цепей вторичной коммутации;
результатов оценки электромагнитной обстановки на электроэнерг
тических объектах;
исходных данных для
выполнения расчетов токов короткого замык
а-
ния и
расчета уставок РЗА данного объекта;
решений по реконструкции устройств РЗА смежных энергообъектов.
11.1.2
На стадии проектирования проектная организация должна соглас
вать проекты по устройствам РЗА с
соответствующими службами РЗА в зав
симости от принадлежности проектируемого оборудования.
11.1.3
Проектная документация
(архитектурный проект)
по РЗА энерг
объекта, предъявляемая заказчику должна содержать:
расчеты токов аварийных режимов;
расчеты для выбора и проверки
устройств РЗА;
расчеты цепей ТТ и ТН;
схемы расстановки защит;
предварительный
расчет сети постоянного оперативного тока
11.1.4
Рабочая документация (строительный проект) по РЗА энергообъе
та, предъявляемая заказчику должна
содержать:
расчеты токов аварийных режимов;
проектные расчеты уставок устройств РЗА;
расчеты цепей ТТ и ТН;
расчет сети постоянного оперативного тока;
схемы расстановки и функционально
логические схемы работы защит;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– принципиальные схемы;
задания на изгот
овление нетиповых шкафов;
мероприятия по улучшению электромагнитной обстановки на энерг
объектах при использовании микропроцессорных устройств.
11.1.5
Проектные расчеты уставок устройств РЗА
отходящих линий 6
кВ выполняются по требованию Заказчика
(указывается в задании на прое
тирование). Для выполнения данных расчетов Заказчик предоставляет следу
щие исходные данные одновременно с выдачей задания на проектирование:
схема распределительной сети и режимы ее работы;
параметры элементов сети (марка пр
овода (кабеля), сечение, длина
линий, мощность и U
трансформаторов и т.д.);
максимальные нагрузки по линиям.
11.1.6
Расчет сети постоянного оперативного тока должен содержать:
расчет токов КЗ в двух режимах:
максимальный (расчет токов КЗ в максимальном
режиме при бли
ких металлических КЗ);
минимальный (расчет токов КЗ в минимальном режиме при уд
а-
ленных дуговых КЗ);
выбор характеристик защитных аппаратов и уставок срабатывания а
томатических выключателей с независимыми защитами постоянного тока (по
току и
времени);
проверку селективности работы защитных аппаратов;
проверку термической стойкости защитных аппаратов и кабелей.
11.1.7
Расчеты выполняются для наиболее характерных (критичных) т
чек сети и режимов (по величине и времени протекания тока КЗ,
чувствител
ности защитных аппаратов) с указанием остальных защитных аппаратов,
имеющих более подходящие параметры и проверку которых осуществлять не
целесообразно.
11.2
Общие принципы построения
11.2.1
Модернизация энергообъекта (реконструкция) должна, по
возмо
ности, производиться комплексно, с полной заменой РЗА всего объекта. В сл
чае поэтапной замены устройств РЗА по присоединениям, должна обеспеч
ваться последующая возможность объединения и включения всех устройств
РЗА в единую информационно
контролир
ующую систему РЗА.
11.2.2
Реконструкция первичного электрооборудования подстанции
должна выполняться только совместно с реконструкцией вторичных цепей, в
том числе цепей релейной защиты и автоматики присоединения.
11.2.3
Устройства основных комплектов РЗА должны выполняться на
микропроцессорной элементной базе. Использование устройств на электром
е-
ханической и микроэлектронной в качестве основных комплексов РЗА допуск
а-
СТП 09110.01.2.104
ется при отсутствии аналогов на микропроцессорной базе.
Не допускается в
полнение РЗА с использованием микропроцессорных контроллеров.
11.2.
В пределах одного вновь проектируемого или реконструируемого
объекта
не допускается, как правило,
применение микропроцессорных ус
ройств РЗА более трех
изготов
ител
11.2.5
Используемые устройства должны удовлетворять требованиям [
и ТНПА (в том числе, к надежности, электропитанию, электромагнитной с
вместимости и т.д.).
Применяемые новые устройства должны иметь стандартный цифровой и
терфейс с поддержкой
протокола [12]. Использование других стандартных о
крытых протоколов [13], Modbus допускается при соответствующем обоснов
а-
нии. Использование нестандартных и закрытых протоколов не допускается.
11.2.
Отключение любого поврежденного элемента сети (
линии
станционного оборудования
шин
, реактор
трансформатор
и другого
первичного оборудования) должно осуществ
ляться с минимальным возможным
временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповр
ежде
ной части системы и ограничения област
и и степени повреждения.
11.2.
Ввод элемента сети
в работу
после его отключения от устройств р
е-
лейной защиты должен выполняться автоматически, за исключением случаев
отключения поврежденного оборудования, не допускающего
(например,
, реактор
КРУЭ
, а также, если этого требует
изготов
итель оборудования
11.2.8
Каждый элемент электроустановки 110 кВ и выше должен иметь
два комплекса защит, выполняющих функции защиты присоединения и дальн
го резервирования. Допускается невыполнение дальнего резервир
ования в о
дельных случаях, подтверждённых соответствующими расчетами.
11.2.9
Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать:
раздельное подключение средств РЗА
и ПА
, средств АСКУЭ
и систем и
мерений (контроллеров
АСУТП
АСКУЭ
, мониторинга
оборудования, измер
тельных преобразователей систем
телемеханики
и других
подключение основных и резервных защит каждого элемента сети на
разные вторичные обмотки трансформаторов тока класса «5Р». Цепи тока защ
ты шин разрешается включать последовательн
о с резервными защитами пр
соединений
подключение независимых устройств РЗА
на отдельные вторичные о
мотки
класса «Р»
подключение второго комплекта поперечной дифференциальной защ
ты реактора с расщепленными обмотками, как правило, на выносные
11.1.10
Защитное заземление в цепях тока должно предусматриваться в
одной точке для всей группы электрически связанных цепей
тока
и выполняться
в наглядном и удобном для отсоединения при проверках месте, ближайшем к

��СТП 09110.01.2.104
11.2.11
Трансформаторы напряжения
(ТН) 110 кВ и выше, как правило,
должны иметь три вторичных обмотки:
первую обмотку, соединенную по схеме «звезда», для подключения
устройств РЗА, ПА и измерительных приборов класса точности не хуже 0,5 (для
ВЛ 220 кВ и выше) и не хуже 0,5 для остальных пр
исоединений;
вторую обмотку, соединенную по схеме «звезда» или «треугольник»,
для подключения устройств РЗА и ПА;
третью обмотку, соединенную по схеме «звезда», для подключения
устройств АИИС КУЭ.
11.2.12
На подстанциях, где существуют условия для возникновения
рорезонансных перенапряжений, ТН должны обладать антирезонансными сво
ствами. Предусматривать питание приборов учета по цепям напряжения от др
гого ТН 6
10 кВ при выводе своего в ремонт.
11.2.13
Как правило, на ВЛ 330
750 кВ устанавливаются по два ТН. При
защит
е ВЛ 330
750 кВ с использованием только двух комплектов ступенчатых
защит на ВЛ должны быть установлены два
11.2.14
Должно
предусматриваться резервирование защит
и, как правило,
автоматики
по цепям напряжения с ручным переводом цепей на другой ТН.
11.2.15
При переклю
чени
агрузки с одного ТН на другой (резервный)
должна исключаться возможность объединения заземленных проводов
разных
11.2.16
Все устройства защиты и автоматики, питающиеся от
, должны
иметь контроль исправности цепей напряжения с действием на сигнал.
Защиты,
не допускающие по принципу действия потери напряжения, должны иметь бл
кировку при неисправности цепей напряжения, которая автоматически выводит
защиту из работы.
11.2.17
Защитное заземление вторичных ц
епей
ТН должно выполняться
на ближайшей сборке зажимов
от трансформатора. Объединения вторичных ц
пей различных ТН не допускается.
11.2.1
При наличии двух электромагнитов отключения действие устройств
РЗА должно предусматриваться, как правило, на оба электромагнита.
11.2.1
Для действия при отказах защит ил
и выключателей смежных эл
ментов
должна предусматриваться резервная защита, предназначенная для
обеспечения дальнего резервирования. Если дальнее резервирование не обесп
е-
чивается, должны предусматриваться меры по усилению ближнего резервир
вания
(например
применение дополнительного
комплекта защит
, подключе
ного на отдельные обмотки ТТ и ТН,
на присоединении, при повреждении к
торого не обеспечивается дальнее резервирование
и применение двух АБ).
11.2.
Оперативное управление МП РЗА должно
предусматриваться:
по месту
с
помощью
переключающих устройств, устанавливаемых в
шкафах (или на дверях шкафов) РЗА;
дистанционно
с помощью средств
АСУТП
СТП 09110.01.2.104
Положение
всех переключающих устройств, параметры устройств РЗА и
их изменение должно регистри
роваться в устройствах РЗА и фиксироваться в
АСУТП
В обязательном порядке необходимо предусматривать установку пер
е-
ключающих устройств (накладки, переключатели, испытательные блоки) в сл
дующих цепях:
цепи отключения;
цепи УРОВ;
цепи автоматики;
цепи тока
и напряжения.
11.2.
При наличии АСУТП на
ПС
устройства РЗА должны быть интегр
рованы в систему.
Должно предусматриваться дистанционное, с помощью
средств АСУТП, оперативное управление МП РЗА.
11.2.
Каналообразующая аппаратура для передачи команд РЗА,
в том
числе совмещенная аппаратура передачи команд РЗА, ПА и связи, и устройства
РЗА должны размещаться
в одном помещении.
11.2.
Схемы подключения вторичных цепей к дискретным входам
микропроцессорных устройств РЗА, через которые производится отключение
первичного оборудования, должны обеспечивать работу устройств контроля
изоляции сети постоянного оперативного тока при замыканиях на землю в этих
цепях.
11.2.2
Для каждого выключателя 330 кВ и выше должен применяться о
дельный терминала управления (автом
атики выключателя).
11.2.2
На присоединениях 110
220 кВ возможно применение отдельного
терминала управления или двух терминалов, выполняющих функций защиты
присоединения и управления в одном устройстве. Функция управления выкл
чателем реализуются в обоих
устройствах, но при этом допускается одновр
менное использование данной функции только в одном из них.
11.2.26
При установке на присоединении нескольких микропроцессорных
терминалов релейной защиты допускается одновременное использование фун
ций АПВ
только в одном из них.
11.2.2
На присоединениях 6
35 кВ, как правило, применяются МП ус
ройства с функциями защиты и управления.
11.3
Релейная защита линий
напряжением
330
750 кВ
11.3.1
На
линиях
750 кВ
должн
предусматриваться два комплекта
защит о
т всех видов КЗ. При этом должны рассматриваться следующие вариа
ты:
ДФЗ
и комплект ступенчатых защит (дистанционная и токовая напра
ленная защита нулевой последовательности) с передачей разрешающих сигн
а-
лов;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;2) ДЗЛ и комплект ступенчатых защит с передачей
разрешающих сигн
а-
лов;
два комплекта ступенчатых защит с передачей блокирующего (первый
комплект) и разрешающего (второй комплект) сигналов. При этом на ВЛ дол
ны быть установлены два
Для обеспечения взаимодействия полукомплектов быстродействующих
защит
должны использоваться
ВЧКС и ВОЛС.
В случае отсутствия дублиров
ния канала связи по ВОЛС между полукомплектами быстродействующих з
щит, необходимо применение дополнительно ВЧКС.
При отсутствии канала
связи по ВОЛС должны применяться два независимых ВЧКС.
При одном комплекте ступенчатых защит (варианты 1 и 2)
необходимо
чтобы ступенчатые защиты также входили в терминалы ДФЗ и ДЗЛ.
Для линий, отходящих от атомных электростанций, а также при обосн
вании
по
11.
дополнительно к указанным двум комплектам з
ащиты должен
устанавливаться третий комплект ступенчатых защит
с использованием незав
симого канала
связи
11.3.2
Для линий с ОАПВ каждый из комплектов быстродействующей
защиты должен иметь логику однофазного/тр
хфазного отключения выключ
а-
телей и
возможность перевода ее действия на отключение тр
х фаз.
11.3.3
Должна предусматриваться возможность оперативного и автомат
ческ
ого ускорения ступенчатых защит и выбора
ускоряемых ступеней.
11.3.4
Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых п
водит к ложному отключению, должны блокироваться при нарушении цепей
напряже
ния.
11.3.5
Отдельные ступени дистанционной защиты
должны
иметь
фун
цию блокировки при качаниях.
11.3.6
На линиях 330
750 кВ следует предусматривать защиту от непо
нофазных режимов, возникающих при отключении или
включении линии не
всеми фазами
11.4
Релейная защита автотрансформаторов 330
750 кВ
11.4.1
На
должны быть предусмотрены следующие защиты:
два комплекта дифференциальной токовой защиты;
газовые защиты,
в т.ч. линейного регулировочного трансформатора
(при его установке);
защита РПН с использованием струйных реле;
резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего напряж
е-
ний;
защита от перегрузки;
дифференциальные защиты ошиновок ВН и СН
(ДЗО СН прим
еняется
при подключении стороны среднего напряжения
к шинам через два выкл
СТП 09110.01.2.104
чателя, кабельную вставку или если это предусмотрено техническим заданием
на проектирование
устройство
КИВ
750
кВ (при использовании маслонаполненных
выс
ковольтных вводов
дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зону
ее действия токоограничивающего реактора;
МТЗ
на стороне НН с возможностью пуска по напряжению;
устройство резервирования при отказе выключателя ВН и/или СН при
повреждении за токоограничивающ
им реактором на стороне НН (при необх
димости);
контроль изоляции обмотки НН;
технологические защиты.
Газовые (струйные) реле должны действовать через два комплекта осно
ных защит (необходимо оснащение АТ реле с двумя отключающими контакт
а-
ми).
11.4.2
Резервные защиты на сторонах ВН
и СН должны выполняться в
виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой п
след
овательности).
11.4.3
Дистанционные защиты должны блокироваться при неисправности
цепей напряжения.
11.4.4
В резервных защитах
должно предусматриваться автоматическое и
оперативное ускорение отдельных ступеней
11.5
Релейная защита шунтирующего реактора 330
750 кВ
11.5.1
На
330
750 кВ должны быть предусмотрены следующие защ
ты:
два комплекта продольной дифференциальный токовой
защиты;
два комплекта поперечной дифференциальной токовой защиты (дол
ны быть предусмотрены
, встроенные в выводы к нейтрали
ШР
УРОВ;
газовая защита;
КИВ (при использовании маслонаполненных высоковольтных
вводов);
технологические защиты.
11.5.2
Второй комплект поперечной дифференциальной защиты реактора
с расщепленными обмотками должен быть выполнен с использованием выно
с-
ных
11.5.3
Газовые реле должны действовать через два комплекта основных
защит (необходимо оснащение ШР реле с двумя
отключающими контактами
11.6
Релейная защита и автоматика
компенсационного реактора,
устанавливаемого в нейтрали шунтирующего реактора
На КР
должны быть предусмотрены следующие защиты и автоматика:
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;− продольная дифференциальная защита;
дистанционная
защита;
газовая защита;
защита от перегрузки;
технологические защиты;
устройство резервирования при отказе во включении выключателя,
шунтирующего КР;
автоматика, осуществляющая ввод/вывод КР из работы или выдающая
команду на уменьшение бестоковой паузы ОАП
В на линии (в случае установки
ШР на линии
11.7
Релейная защита автотрансформаторов 220 кВ
7.1
На
должны быть предусмотрены следующие устройства РЗА:
два комплекта дифференциальной токовой защиты АТ;
газовая защита;
защита РПН с использованием
струйных реле;
резервные защиты на сторонах
ВН и СН
МТЗ
на стороне НН с возможностью пуска по напряжению;
защита от перегрузки;
технологические защиты.
11.7.2
Кроме того, на АТ могут устанавливаться:
дифференциальные защиты ошиновок ВН и СН (при необходимости);
дифференциальная токовая защита ошиновки
НН с включением в зону
ее действия токоограничивающего реактора.
11.7.3
Газовые (струйные) реле должны действовать через два комплекта
новных защит
(необходимо оснащение АТ реле с двумя
отключающими ко
тактами).
11.7.4
Резервные защиты на сторонах ВН и СН должны выполняться в в
де ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой п
след
овательности).
11.7.5
Дистанционные защиты должны
блокироваться при неисправности
цепей напряжения.
11.7.6
Резервные защиты должны иметь автоматическое и оперативное
ускорение отдельных ступеней.
11.7.7
На стороне
АТ должна устанавливаться
МТЗ
с возможностью
пуска по напряжению
11.8
Релейная защита трансформаторов 35
220 кВ
11.8.1
На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защ
ты:
дифференциальная токовая защита (два комплекта для трансформат
ров 110
220 кВ мощностью 40 МВА и более);
СТП 09110.01.2.104
газовая защита;
защита устройства РПН
с использованием струйных реле
резервные защиты на сторонах
ВН, СН
(для трехобмоточного тран
с-
форматора) и
защита от перегрузки;
дифференциальная токовая защита ошиновки
НН с включением в зону
ее действия токоограничивающего реактора (при наличии реа
ктора
автоматика регулирования РПН.
На трансформаторе 35/0,4 кВ вместо дифференциальной защиты должна
предусматриваться токовая отсечка.
11.8.
Газовые (струйные) реле должны действовать через два терминала
диф
ференциальных защит. При одном комплекте
дифференциальной защиты
газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциал
ной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо о
нащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).
11.8.
Резервная защита на с
тороне ВН трансформатора должна выпо
нятся в виде ступенчатой токовой защиты от междуфазных КЗ с возможностью
пуска по напряжению.
11.9
Защита шин (ошиновок)
11.9.1
Защита шин (ошиновок) 330
750 кВ должна выполняться с испол
зовани
ем двух независимых
комплектов дифференциальной токовой защиты.
11.9.2
Защита шин 110
220 кВ
с количеством присоединений 4 и более
должна выполняться, как правило, с использованием
двух комплектов
дифф
ренциальной защиты.
Допускается применение одного комплекта ДЗШ, если КЗ
на системе шин допустимо по условиям устойчивости отключать резервными
защитами с выдержкой времени.
Защита
220 кВ, а также
шин
узл
вых
с количеством присоединений 6 и более
должна выполняться
с испол
зованием двух комплектов дифференциальной
защиты.
11.9.3
Защита
шин (ошиновок) 110
220 кВ с количеством присоединений
на каждую секцию
менее четырех
должна выполняться, как правило, с использ
ванием одного комплекта дифференциальной токовой защиты.
11.9.4
Защита шин (ошиновок)
35 кВ должна
выполняться с использов
а-
нием одного комплекта дифференциальной токовой защиты. При
отсутствии
питания со стороны сети 35 кВ
допускается
использовать логическую защиту.
11.9.5
ифференциальная защита
шин
напряжением
110 кВ и выше
должна иметь чувствительн
ый орган (очувствление), который кратковременно
вводится в работу при опробовании обесточенной секции шин от питающих
присоединений. Допускается использование ДЗШ без чувствительного органа
для защиты шин (ошиновок) 110
220 кВ с количеством присоединений
а се
цию
менее четырех, если по результатам расчетов применение чувствительного
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;органа не требуется.
11.9.6
ДЗШ
(ошиновок) должна иметь устройство контроля исправности
цепей переменного тока и выводить защиту из работы.
11.9.7
ДЗШ должна обеспечивать отключение
шин в зависимости от
поло
жения разъединителей присоединений.
11.10
елейная защита линий 110
220 кВ
11.10.1
На линиях с двухсторонним питанием, отнесенным к системоо
разующим, должны устанавливаться две независимые
защиты от всех видов
повреждения: быстродействующая защита с абсолютной селективностью и
комплект ступенчатых защит.
11.10.2
Необходимость установки быстродействующей защиты с абс
лютной селективностью на остальных
линиях
110
220 кВ определяется исходя
из
требований сохранения устойчивости работы энергосистемы
СТП
576
устойчивости синхронной нагрузки, надежной работы электр
установок потребителей (если это предусмотрено техническим заданием на
проектирование), ограничения области и степени повреж
дения
линии
, а также,
если не обеспечивается селективность ступенчатыми защитами
В качестве основной быстродействующей защиты применять один
из следующих вариантов:
1) ДЗЛ
2) ДФЗ
) комплект ступенчатых защит с передачей блокирующих или разр
е-
шающих сигналов.
11.10.4
Установка
второй
быстродействующей защиты предусматривается
на особо ответственных линиях напряжением 110
220
кВ, если при отказе ср
а-
батывания или выведении из действия основной быстродействующей защиты
отключение короткого замыкан
ия на линии резервной защитой с выдержкой
времени может привести к нарушению устойчивости нагрузки, к нарушению
технологии особо ответственных производств, надежной работы атомных ста
ций, а также требований экологии.
Две основные быстродействующие защиты
должны устанавливаться на
кабельных и кабельно
воздушных линиях, а также на
проходящих в горо
ской черте и
в местах массовой за
стройки
В качестве второй быстродействующей защиты может быть использован
комплект ступенчатых защит с передачей разрешающих
или блокирующих си
налов
на отдельной ВЧ аппаратуре.
Для обеспечения взаимодействия полукомплектов быстродействующих
защит должны использоваться ВЧКС
и ВОЛС
При одном комплекте ступенчатых защит (варианты
и 2) предпочт
тельно, чтобы ступенчатые защиты
также входили в терминалы ДФЗ и ДЗЛ.
СТП 09110.01.2.104
11.10.
Комплект ступенчатых защит должен содержать дистанционную
от всех видов КЗ
и токовую направленную защиту нулевой последовательности.
Отдельные (по выбору) ступени дистанционной защиты должны блокироваться
при к
ачаниях.
11.10.6
Должна предусматриваться возможность оперативного и автом
тического ускорения ступенчатых защит и выбора ускоряемых ступеней.
11.10.7
На линиях 110
220 кВ с односторонним питанием используются
два комплекта ступенчатых защит, каждый из ко
торых включает:
токовую (если удовлетворяется требование селективности) или ди
с-
танционную защиту от многофазных КЗ,
токовую направленную
или
ненаправленную защиту от КЗ на землю.
11.10.8
Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых пр
водит к
ложному отключению, должны блокироваться при нарушении цепей
напряжения.
11.11
Авто
матическое повторное включение
11.11.1
Должно предусматриваться АПВ
, возду
кабельных линий
электропередачи
и сборных шин (ошиновок)
ОРУ
11.1
1.2
На линиях напряжением 330
750 кВ для сохранения устойчивости
должно применяться ОАПВ
ТАПВ), в других случаях
ТАПВ
Пуск АПВ должен выполняться по цепи «несоответствия» и
или
от з
а-
щит.
11.11.3
При выполнении АПВ
и воздушно
кабельных линий электр
передачи
и сборных шин (ошиновок) 330
кВ должны быть реализованы:
однократность действия;
действие на включение выключателя по факту наличия готовности в
ключателя линии и устройства АПВ, с установленной выдержкой времени;
запрет действия АПВ при откл
ючении/включении выключателя опер
а-
тивным персоналом;
возможность запрета ТАПВ от внешних устройств (УРОВ, защиты от
неполнофазного режима и т.п.);
возможность запрета ТАПВ при неуспешном автоматическом включ
е-
нии одной фазы (неуспешное ОАПВ);
возможность р
еализации ТАПВ выключателя с увеличенной выдер
кой времени после неуспешного ОАПВ;
взаимный запрет ТАПВ выключателей при неуспешном ТАПВ выкл
чателя, включаемого первым (при наличии двух выключателей на линии);
сохранение функции ТАПВ при отключении одной
фазы и возникн
вении КЗ на других фазах в цикле ОАПВ;
оперативный ввод
вывод
ОАПВ, ТАПВ, изменение алгоритма ко
троля ТАПВ посредством местного и удаленного доступа;
контроль погасания дуги на отключенной фазе/фазах;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;- разные выдержки времени ТАПВ для
линии и шин (при использовании
автоматического опробования систем шин).
Должны предусматриваться следующие виды контроля цепи пуска ТАПВ:
с контролем отсутствия напряжения на линии (шинах) и наличия си
м-
метричного напряжения на шинах (АТ,
трансформатора
контролем отсутствия напряжения на шинах и наличия симметричн
го напряжения на линии (АТ,
трансформатора
с контролем наличия синхронизма и контролем наличия симметричн
го напряжения на линии (АТ,
трансформатора
) и на шинах;
с улавливанием синхронизма и
контролем наличия симметричного н
а-
пряжения на линии (АТ,
трансформатора
) и на шинах.
11.11.4
На
и воздушно
кабельных линий электропередачи,
, шинах
(ошиновке) напряжением 110
220 кВ должно применяться ТАПВ с пуском по
цепи «несоответствия» и/или от з
ащит.
На
линиях
с двухсторонним питанием ТАПВ должно выполняться
, как
правило,
с однократным действием, а на
линиях
с односторонним питанием
двукратным действием.
При выполнении АПВ должно быть реализовано:
действие на включение выключателя по факту н
аличия готовности
выключателя линии и устройства АПВ с установленной выдержкой времени;
запрет при отключении
включении
выключателя оперативным пе
соналом;
возможность запрета ТАПВ от внешних устройств;
взаимный запрет ТАПВ выключателей при неуспешном
ТАПВ в
ключателя, включаемого первым (при наличии двух выключателей на линии);
оперативный ввод/вывод ТАПВ, изменение алгоритма контроля
ТАПВ посредством местного и (при наличии АСУТП) удаленного доступа;
по возможности
разные выдержки времени ТАПВ для
линии и шин
(при использовании автоматического опробования систем шин).
На линиях с двухсторонним питанием при обосновании должны пред
сматриваться следующие виды контроля цепи пуска ТАПВ:
с контролем отсутствия напряжения на линии (шинах) и наличия н
а-
пряж
ения на шинах (АТ,
трансформатора
с контролем отсутствия напряжения на шинах и наличия напряжения
на линии (АТ,
трансформатора
с контролем наличия синхронизма напряжений на линии (АТ,
тран
с-
форматора
) и на шинах.
11.11.5
На линиях с односторонним питани
ем, а также с двухсторонним
питанием, если при отключении выключателя нет опасности потери синхрони
ма, пуск АПВ должен выполняться без контроля напряжений и синхронизма
(простое АПВ).
СТП 09110.01.2.104
11.11.6
При установке на присоединении нескольких микропроцессорных
ерминалов с функцией АПВ допускается одновременное использование да
ной функции только в одном из них.
11.12
Устройство резерв
ирования при отказе выключателя
11.12.1
На каждом выключателе
напряжением 110
и выше,
а также на
выключателях 6
35 кВ
присоединений,
отказ
выключателя
котор
не резерв
руется защитами других присоединений, должно предусматриваться УРОВ
пуском от защит присоединений.
При наличии двух комплектов ДЗШ 110
кВ, допускается, применять встроенные функции УРОВ в обоих компл
ектах
ДЗШ.
На выключателях 330 кВ должна
предусматриваться установка двух ко
плектов УРОВ.
11.12.2
Функция УРОВ выключателя должна быть реализована следу
щим образом:
УРОВ выключателя 6
35 кВ
в составе автоматики выключателя;
УРОВ выключателя 110
220 кВ
в составе автоматики выключателя
или в составе двух комплектов ДЗШ;
УРОВ выключателя 330 кВ и выше
в составе автоматики выключат
е-
ля и в виде отдельного устройства.
11.12.3
УРОВ присоединений 110 кВ и выше должно быть реализовано со
ступенчатым
действием:
первая ступень
действие без выдержки времени и без контроля тока
на отключение своего выключателя;
вторая ступень
действие с выдержкой времени и с контролем тока на
отключение выключателей смежных присоединений с запретом АПВ.
11.12.
На ли
ниях с ОАПВ должен осуществляться пофазный пуск УРОВ
и пофазный контроль тока.
11.12.
УРОВ присоединений 6
35 кВ допускается выполнять в виде де
ствия защиты присоединения с дополнительной выдержкой времени (времени
УРОВ) на отключение питающих присоедин
ений.
11.13
Релейная защита и автомати
ка на обходном выключателе
11.13.1
На ОВ должен быть предусмотрен комплект
ступенчатых защит
(дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности) и АПВ
для переводимых на ОВ присоединений,
аналогичный
комплекту, использу
е-
мому в нормальном режиме эксплуатации присоединения,
а также УРОВ ОВ.
Необходимо
использовать возможности устройств РЗА ОВ по изменению групп
уставок.
11.13.2
На ОВ должен устанавливаться отдельный терминал управления.
11.13.3
При нал
ичии на переводимых на ОВ присоединениях быстроде
ствующих защит с ВЧ
и(или) опто
аппаратурой
должен быть предусмотрен
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;перевод данных комплексов защит на ток и напряжения ОВ с действием пер
е-
водимой защиты на ОВ
11.14
Релейная защита и автоматика на шиносоединительном
и секционном выключателях
напряжением
110 кВ и выше
11.14.1
На ШСВ и СВ должна быть предусмотрена ступенчатая защита от
междуфазных КЗ и от однофазных КЗ.
11.14.2
На ШСВ (СВ) должно быть предусмотрено о
днократное АПВ.
11.14.3
На
с двумя рабочими системами шин 110 кВ и выше на ШСВ
должно быть выполнено УРОВ.
11.15
Определение места
повреждения на воздушных линиях
11.15.1
Определение места повреждения на ВЛ 110 кВ и выше должно
выполняться, как правило,
методом двухстороннего замера с использованием
функции в составе МП РЗА и(или) специального/отдельного устройства ОМП.
В последнем случае должна быть обеспечена интеграция устройства ОМП
в АСУТП.
11.15.2
Получение данных о токе должно осуществляться от вт
оричных
обмоток
класса Р.
11.16
Защита
и автоматика
распределительных устройств
35


11.16.1
На вводных ячейках предусматривать:
МТЗ
c возможностью комбинированного пуска по напряжению;
направленную МТЗ в случае возможности подпитки КЗ со стороны
РУ;
дуговую защиту;
защиту минимального напряжения;
УРОВ.
11.16.2
На секционном выключателе предусматривать:
МТЗ
направленную МТЗ в случае возможности подпитки КЗ со стороны
дуговую защиту;
УРОВ
11.16.3
На каждой секции шин должна быть предусмотрена:
дуговая защита;
логическая защита шин
или ДЗШ
сигнализация замыканий на землю.
11.16.4
На отходящих фидерах предусматривать:
токовую отсечку;
МТЗ
направленную МТЗ в случае возможности подпитки КЗ со стороны
присоединения;
СТП 09110.01.2.104
на фидерах, питающих
двигательную нагрузку предусматривать фун
цию определения обратной мощности для блокировки АЧР;
защиту от перегрузки (на ТСН);
защиту от замыканий на землю
, на принципах, обеспечивающих селе
тивное отключение или сигнализацию поврежденного
присоединения
уговую защиту;
АПВ (для
УРОВ.
11.16.5
В ячейках ТН 6
10 кВ предусматривать:
защиту максимального напряжения;
защиту минимального напряжения;
защиту 3
АЧР;
11.16.6
Защита от дуговых замыканий должна выполняться с применен
ем
оптоволоконного
кабеля
с контролем его целостности, а отключение ячеек
с контролем тока
11.16.7
ДЗШ
10 кВ выполняется в следующих случаях:
при невозможности выполнения логической защиты шин;
при мощности силового трансформатора 16 МВА и более и наличии
питания со
стороны сети 6
10 кВ.
11.16.8
Защита от замыканий на землю при низкоомном резистивном з
землении нейтрали должна обеспечивать селективное отключение поврежденн
го присоединения за минимально возможное время. Защита должна выполняться
в соответствии с
требованиями СТП 09110.20.187.
11.16.9
Защита от замыканий на землю при высокоомном резистивном
заземлении нейтрали
и комбинированном заземление нейтрали
должна обесп
чивать селективную сигнализац
ию поврежденного присоединения.
Противоаварийная автомат
12.1
Разработка ПА в проекте новой или реконструируемой ПС должна
выполняться на основе результатов
расче
тов
устойчивости энергосистемы. Для
этого должны быть выполнены
расч
статической и динамической устойчив
сти с
том
требований
СТП
34.
576.
На основании анализа результатов
тов
устойчивости должна быть разработана структурная схема комплекса ПА
региона или скорректирована существующая структурная схема. В соответствии
с новой структурной схемой комплекса ПА региона выполняется размещение
требующихся устройств ПА на проектируемой (или реконструируемой) ПС и на
других связанных с ней ПС.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;При проектировании ПА
должны учитываться требования
СТП 09110.20.569
При этом целесообразно придерживаться существующей
концепции иерархического построен
ия ПА
Новый комплекс ПА региона (в том числе заменяющий устаревший) до
жен либо вписываться, либо должен допускать в последующем включение его в
иерархическую структуру ПА энергосистемы Республики Беларусь.
По существующей концепции предусматривается выполнение
для
предотвращения АПНУ
системообразующей сети
Республики Беларусь
в виде
трех
четырех
иерархических уровней, выполняющих различные задачи.
Основу составляет второй (или первый) уровень, включающий
создание
нескольких десятков малых локальных централизованных микропроцессорных
комплексов АДВ ПА, каждый из которых осуществляет противоаварийное
управление в
своем
отдельном регионе.
Автоматический
расче
дозировки управляющих воздействий для н
е-
скольких
АДВ, обслуживающих одну объединенную энергосистему, выполн
ется циклически в
РАДВ
третьего уровня иерархии, размещаемых в соответс
вующих ОДУ. Рассчитанная дозировка переда
тся по каналам связи и запом
нается в ЛАДВ, работающих нормально в режиме АЗД, и р
еализуется при во
никновении команд, получаемых от пусковых органов, фиксирующих возмущ
е-
ния.
При отсутствии или при нарушении работы каналов связи устройств
ЛАДВ с устройством РАДВ, размещ
нном в ОДУ, локальные устройства ЛАДВ
переводятся в автономный реж
им расч
та дозировки по табличным или упр
щенным алгоритмам с использованием ограниченного объема информации.
Верхний, четв
ртый уровень иерархии с устройством ЦКПА предназнач
а-
ется для координации действия централизованных региональных комплексов
АПНУ (РА
ДВ) по линии ЦДУ
ОДУ.
12.2
Для обеспечения требуемой готовности к срабатыванию всего ко
плекса ПА каналы передачи аварийной и
пред
аварийной
информации ПА
(ВЧ
каналы по проводам ЛЭП; ВОЛС и др.)
должны выполняться дублированными.
Прич
, каналы должны проходить
по географически разным трассам
. Проект
рование каналов связи для ПА должно выполняться в соответствии
с
СТП 09110.48.513
Устаревшая морально и физически аппаратура ПА, находящаяся в
эксплуатации на
, должна заменяться технически более совершенно
й совр
е-
менной аппаратурой отечественного или зарубежного производства с сохран
нием или изменением выполняемых ею функций в соответствии с разработа
ным проектом реконструкции и технического перевооружения ПА. При этом
также подлежат замене и элементы ВЧ
бработки данных каналов (заградители,
фильтры присоединений и т.д).
Зарубежная аппаратура должна позволять устанавливать в ней отечес
венное прикладное
СТП 09110.01.2.104
Используемые устройства дол
жны удовлетворять требованиям [2
отрасли
(в том числе, к надежности, электропитанию, электромагнитной
совместимости и т.д.).
Применяемые новые устройства должна иметь стандартные цифровые
интерфейсы для интеграции в АСУТП с поддержкой стандартных протоколов
из ряда предлагаемых стандартами: [1
(предпочтительно), [1
],
Modbus
прещается использование устройств с закрытыми или нестандартными прот
колами обмена.
Необходимость реконструкции и технического перевооружения ПА опр
е-
деляется на основе обследования, анализа и оценки е
технического состояния.
Физический износ аппаратуры ПА определяется е
нормативным сроком
службы, установленным техническими условиями, а также увеличением затрат
на е
обслуживание.
Моральное устаревание эксплуатируемой аппаратуры ПА определяется
налич
ием новой аппаратуры ПА с более высокими техническими характерист
ками (селективность, над
жность, диагностика исправности, удобство и прост
та обращения с ней, интеграция в АСУТП ПС), позволяющими обеспечить б
лее высокую эффективность противоаварийного у
правления и снижение уще
ба.
12.4
Потребность в реконструкции и техническом перевооружении ПА
возникает не только при
ТПВ и РК
ПС, но и при таком изменении режимов р
боты электрических связей, при котором имеющихся функций ПА недостаточно
для предотвращени
я нарушения устойчивости. В этом случае расширение
функций существующей ПА, а также увеличение
мов
и видов
упра
ляющих воздействий, должно быть подтверждено расчетами устойчивости, в
полненными с
том
требований
СТП 34.20.576
12.5
Поскольку ПА
является системной и затрагивает сразу не только о
ну вновь проектируемую или реконструируемую ПС, но и несколько других
ПС
и электростанций энергосистемы, на которых размещены отдельные устройства
ПА, связанные с помощью резервированных каналов связи в од
ин комплекс ПА
(АПНУ) района противоаварийного управления, необходимо обеспечить ст
ковку новых устройств ПА новой ПС со старыми устройствами других сущес
вующих
Кроме устаревших устройств АПНУ, на
должны заменяться устаре
шие и выработавшие ресурс
отдельные устройства ПА, такие как АЛАР, АОПН,
АОСН, АОПО, АОСЧ (АЧР и
АПВ
потребителей, отключенных АЧР
), предн
а-
значенные для прекращения развития аварии в энергосистеме и ограничения
отклонений частоты и напряжения. Замена этих местных устройств ПА новым
может предусматриваться отдельно от всего комплекса ПА (АПНУ) района
энергосистемы при реконструкции и техническом перевооружении релейной
защиты, системы управления, телемеханики и связи на каждой отдельной ПС.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;12.6
Должны быть определены требования
к гл
авной схеме электр
ческих соединений новой (или реконструируемой) ПС и связанных с ней других
действующих
в части простоты и
над
жности
реализации возникших новых
управляющих воздействий ПА, например таких, как деление системы, отключ
е-
ние только
специально выделенной из общего объ
ма неответственной нагрузки
потребителей и др. Эти требования должны быть согласованы с
енеральными
проектировщиками этих
12.7
Проект реконструкции и технического перевооружения ПА может
выполняться как в составе пр
оекта
ТВК и РК
отдельной ПС, так и по отдельн
му самостоятельному титулу.
Задани
на проектирование реконструкции и технического перевооруж
е-
ния ПА района должно быть согласовано с
РУП «
ОДУ
12.8
При оценке
объемов
реконструкции и технического перевооружен
ия
ПА должны учитываться все устройства ПА,
размещенные
на объектах эле
трической сети, принадлежащих разным хозяйствующим субъектам.
Реконструкция и техническое перевооружение этих устройств ПА, я
ляющихся неотъемлемой частью системной
, должна
координироваться или
должна вестись одновременно.
12.9
Разработка проекта реконструкции и технического перевооружения
ПА в зависимости от сложности задачи должна выполняться в один или в два
этапа. В составе проекта должны быть приведены требования к аппа
ратуре для
конкурсной
документации. Разработка рабочей документации должна выпо
няться после проведения
торгов
12.10
В проекте должна быть выполнена разработка оптимального плана
реконструкции и технического перевооружения устаревшего комплекса АПНУ
реги
она, замена его технических средств новыми микропроцессорными средс
вами с новым
При этом следует рассматривать два варианта:
1) одноэтапная замена (с выводом из работы комплекса ПА) центрального
устройства и периферийных устройств вместе с аппаратурой
каналов связи о
д-
нотипной аппаратурой;
2) поэтапная замена (без вывода из работы на длительный срок всего в
целом комплекса ПА) таких отдельных устройств как:
устройство автоматической дозировки управляющих воздействий ПА
вместе с устройством автоматическо
го запоминания дозировки управляющих
воздействий ПА; оно должно быть дублированным с целью поэтапной замены;
устройство контроля мощности в предшествующем режиме;
пусковые и исполнительные устройства ПА;
устройства телемеханики и каналообразующие устройств
а телепер
е-
дачи
до
аварийной
и аварийной информации
Новое устройство АДВ нижнего (первого или второго) уровня иерархии,
заменяющее старое и размещаемое, как правило, на узловой ПС системообр
СТП 09110.01.2.104
зующей сети, должно быть снабжено
с табличным или вычислительны
м а
горитмом выбора управляющих воздействий ПА.
12.11
При сооружении на ПС АСУТП должна предусматриваться инт
е-
грация в АСУТП на информационном уровне всех устройств ПА, размещаемых
на ПС.
С помощью АСУТП ПС должны осуществляться следующие функции для
каждого из устройств ПА:
отображение и регистрация факта срабатывания и факта неисправн
сти с привязкой к астрономическому времени с разрешающей способностью
мс;
диагностика состояния;
настройка параметров.
АСУТП
диспетчерское управление
13.1
Работы по
проектированию средств и систем автоматизированного
управления для вновь создаваемых или реконструируемых ПС 35
750 кВ дол
ны быть определены техническим заданием
заказчика
на разработку
АСУТП
основываться на анализе технических требований заказчика по о
рганизации на
соответствующих ПС средств и систем автоматизации, в том числе
оперативно
диспетчерского и технологического управления в
нормальных и аномальных (в том числе аварийных) режимах;
эксплуатации оборудования ПС и участков прилегающих
электрических сетей;
устройств РЗА, ПА, АСКУЭ, автоматического регулирования
напряжения и реактивной мощности;
систем мониторинга и диагностики
силового
оборудования ПС;
инженерных систем ПС (технологического и охранного
видеонаблюдения, пожарной и охранно
й сигнализации, пожаротушения и т.д.);
средств и систем информационного обмена с высшими уровнями
иерархии управления
, а также сопряжения с внешними системами связи;
систем оперативного постоянного тока (ЩПТ,
),
воздухоподготовки (для ПС с воздушными выключателями);
локальных средств и систем автоматизации.
13.2
Таким образом, АСУТП ПС должна являться основным средством
ведения обслуживающим персоналом технологического процесса, обеспеч
вающим требуемый уровен
ь надежности и эффективности эксплуатации осно
ного оборудования во всех режимах функционирования ПС. Кроме того,
АСУТП ПС является средством интеграции в едином информационном пр
странстве всех подсистем, предусматриваемых на ПС (РЗА и ПА, ТМ, АСКУЭ,
мони
торинга силового оборудования и пр.).
13.3
Проектирование средств и систем автоматизированного управления
ПС должно осуществляться с учетом и взаимным согласованием основных те
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;нических решений, принимаемых при проектировании на ПС основного ко
тролируемого и у
правляемого оборудования (трансформаторов, реакторов,
и т.д.), а также средств и систем автоматизации.
13.4
Работы
по
ТПВ и РК
ПС 35
750 кВ в части обеспечения а
втоматиз
рованного управления ПС
должны, кроме того, основываться на следующем:
на полной исход
ной информации о реальном состоянии и техническом
оснащении диспетчерского управления и средств автоматизации на объектах,
определенных для
ТПВ и РК
, в том числе о структуре оперативного управления
ПС, составе и функциях предполагаемых пунктов управления и
контроля
АРМ
на анализе предложений по
ТПВ и РК
ПС и соответствующем
определении состава и объема работ по обеспечению а
втоматизированного
управления ПС;
на определении и оценке целесообразности и объемов
соответствующего ТПВ и РК оснащения ДП
для обеспечения управления и
взаимодействия с находящимися в их зоне действия
, подлежащими ТПВ и
РК
13.5
Для всех видов ПС управление должно организовываться как автом
а-
тизированное или автоматическое. Неавтоматизированное управление (в час
ности, при опера
тивном управлении КА) допускается для низковольтного об
рудования, а для высоковольтного
может использоваться либо в качестве р
зервного, либо при невозможности установки необходимых средств автомат
зации (например, при отсутствии соответствующего привод
а разъединителя).
13.6
При проектировании средств и систем автоматизированного
упра
ления следует различать три группы ПС.
13.6.1
ПС без постоянного дежурного оперативного персонала, работа
щие преимущественно на местные электрические сети и заведомо слабо
влияющие
на режимы примыкающих сетей высшего напряжения
онтроль и
управление такими ПС осуществляется эпизодически, например, персоналом
ОВБ
или путем организации «дежурства на дому».
Объем проектирования или реконструкции средств и систем автоматиз
рованного упр
авления в этом случае определяется местными условиями и тр
бованиями задания на проектирование.
13.6.2
ПС, телеуправляемые с ДП или ОПУ другой
. Анализ ситуаций,
принятие решений и управление
такими
ПС должны осуществляться диспетч
ром на основе собранной на
ПС телеинформации, передаваемой в ДП с пом
щью каналов и средств связи и передачи данных, по которым должны также п
е-
редаваться и выданные диспетчером управляющие команды на КА управляемой
ПС.
Объем проектирования или реконструкции средств и систем
автоматиз
рованного управления в этом случае определяется местными условиями, треб
ваниями задания на проектирование, ТКП 339 и других ТНПА
СТП 09110.01.2.104
13.6.3
Системообразующие ПС, т.е. ПС (преимущественно
напряжением
220 кВ и выше) с несколькими питающими напряжениями и с
ложной схемой
первичных соединений, обеспечивающие передачу электроэнергии между
замкнутыми питающими сетями (управление потоками обменной мощности) и
питание сетей
(в основном, питающих сетей 110 кВ), а также узловые
110 кВ, питающие распределительн
ые
низших классов напряжения.
Основным средством ведения режимов и эксплуатаци
таких ПС является
АСУТП; при этом объем реализуемых информационных и управляющих
функций системы управления должен определяться с учетом влияния ПС на
режимы примыкающих сет
ей и энергосистемы в целом.
13.7
При
роектировани
средств управления
и другими управляем
ми элементами ПС
следует учитывать, что:
13.7.1
При автоматизированном управлении на ПС всех групп управля
е-
мыми элементами ПС являются:
КА (выключатели, разъединители, заз
емляющие ножи, устройства
РПН трансформаторов и
и др
.);
задающие устройства систем автоматического регулирования (возб
ждения синхронных электрических машин, реакторов, преобразовательных у
с-
тановок и др.).
13.7.2
Оперативное управление КА и другими управляемыми элементами
ПС должно осуществляться со специально оборудованного рабочего места, на
которое выводится вся необходимая персоналу информация и с которого пр
водится формирование и выдача оперативных команд в
схему управления КА.
При этом должна предусматриваться возможность оперативного управления КА
и другими управляемыми элементами ПС непосредственно с места установки
органов управления
дистанционное или ручное в зависимости от типа прив
да.
13.7.3
Если предусма
тривается управление КА и другими управляемыми
элементами ПС от автоматического устройства, то должна обеспечиваться во
можность перехода от режима автоматического управления на режим операти
ного управления по инициативе оператора или автоматически (в пос
леднем
случае, если реализуется автоматическое обнаружение неисправности).
13.7.4
В схеме или
логике
программ
дистанционного управления в
ключателем должна быть предусмотрена блокировка, исключающая неси
хронное включение отдельных частей системы и подачу напр
яжения на уст
а-
новленное заземление.
Блокировки в
схеме или
логике
программе дистанционного управления
разъединител
и заземляющими разъединителями должны выполняться в с
ответствии требованиями
пункт
а10.5
13.8
Для обеспечения автоматизированного управления
КА и другими
управляемыми элементами ПС их схемы управления должны удовлетворять
требованиям
]. В частности, должны предусматриваться необходимые средс
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;ва: защиты от
, перегрузок; блокировки; технологического контроля (напр
мер, состояния КА, коммутац
ионных цепей управления) и т.д
13.9
Используемые для автоматизированного управления ПС технические
и программно
технические средства и их комплексы
ПТК должны
удовлетв
рять требованиям
] (в том числе,
надежности, электропитанию,
электромагнитной совместимости технических средств управления, к пр
граммным средствам, используемым для управления ПС
13.10
бъем информации,
передаваемой на ДП с целью обеспечения ди
с-
петчерского управления должно выполняться в
соответствии с
ТНПА и
15] и согласовываться с заинтересованными диспетчерскими службами и эксплуат
рующей организацией.
13.11
Проектирование систем управления ПС без постоянного дежурного
оперативного персонала
13.
должно осуществляться с
применением
сл
е-
дующих норм
13.11.1
С целью обеспечения автоматизированного управления такими ПС
персоналом ОВБ или «дежурным на дому» должна предусматриваться возмо
ность организации на ПС специального пункта управления (в том числе, и м
бильного),
особенно, на ПС с доста
точно большим числом присоединений,
с которого при необходимости могут осуществляться операции дистанционного
управления в объеме, определяемом технологическими особенностями ПС и ее
влиянием на режимы прилегающих сетей.
Должна предусматриваться также в
озможность перевода ПС в
перспективе на режим телеуправления с соответствующего ДП (или
автоматического управления).
13.11.2
На ПС
этой
группы, не оборудованных ОПУ, управление осущ
е-
ствляется с помощью командных элементов, устанавливаемых в шкафу упра
ления выкл
ючателя, куда выводится вся необходимая для управления инфо
мация.
13.11.3
На ПС
этой
группы, оборудованных ОПУ, управление выключат
е-
лями сетевого уровня (
напряжением
35 кВ и выше), выключателями вводов и
напряжени
кВ должно осуществляться
дистанционно из ОПУ
13.11.4
Как правило, для организации системы управления ПС
этой
гру
пы должны проектироваться технические средства, обеспечивающие выполн
е-
ние следующих функций
оперативное управление КА и другими управляемыми элементами ПС
с места их устано
вки
автоматизированное или неавтоматизированное (ручное)
в зависимости от типа привода;
выдача на место управления КА и другими управляемыми элементами
ПС информации, необходимой для контроля режима и проведения оперативных
переключений;
регистрация инф
ормации об аварийных отключениях на объекте;
СТП 09110.01.2.104
передача информации об аварийных отключениях и технологических
нарушениях к месту расположения обслуживающего персонала, а
также
на
оперативно
диспетчерский пункт
ФЭС
13.12
Проектирование систем управления ПС, телеуправляемых с ДП или
ОПУ другой
по
должно осуществляться с
применением
следующих
норм
13.12.1
Для управления ПС, которые находятся в непосредственном оп
е-
ративном подчинении диспетчера
ФЭС
(в отдельных случаях
энергосистемы)
или оперативного персонала другой ПС (выполняющего в этом случае также и
диспетчерские функции), должны проектироваться технические средства си
с-
темы управления, обеспечивающие решение следующих задач сбора, обработки
и представления диспетче
ру текущей телеинформации, а также собственно т
леуправления оборудованием
контроль текущего состояния главной схемы ПС и схемы собственных
нужд;
контроль текущего режима ПС;
контроль параметров, характеризующих состояние оборудования;
сигнализация
диспетчеру о технологических нарушениях (работа
устройств РЗА, ПА, недопустимое отклонение параметров, характеризующих
режим, неисправности оборудования) в объеме, достаточном для анализа
аномальных ситуаций и принятия соответствующих решений;
сигнализация
диспетчеру диагностической информации по особо
важному оборудованию и помещениям;
телеуправление КА питающих и отходящих присоединений главной
схемы.
13.12.2
Для приема телеинформации, а также для передачи сигналов (к
манд) телеуправления КА должны
предусматрива
ться
контроллеры (термин
лы) сбора, обработки и передачи данных, выполненные на микропроцессорной
элементной базе и имеющие конфигурируемую логику работы.
13.12.3
На ПС данной группы должны устанавливаться технические сре
ства, обеспечивающие возможность выполнен
ия функций оперативного упра
ления КА и другими управляемыми элементами с места их установки (с выд
чей на место управления информации, необходимой для контроля режима и
проведения переключений).
Рекомендуется также проектирование специальных пунктов управ
ления
(в том числе и мобильных), на которые выводится вся необходимая для
оперативных переключений информация, для обеспечения эффективности и
безопасности работы персонала ОВБ.
13.12.4
Проектируемые средства автоматизации ПС (включающие также
системы автоматичес
кого управления) должны обеспечивать поддержание з
данных параметров режима без участия персонала с соответствующим контр
лем и выдачей информации на верхний уровень при существенных отклонениях
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;от задания или нарушениях режима. Объемы передаваемой на вер
хний уровень
информации, а также команд управления должны обеспечивать управление ПС
в нормальных режимах. Функции управления в аномальных режимах следует
предусматривать при проектировании на основе оценки возможных ситуаций.
13.13
Проектирование АСУТП системо
образующих
по
должно
осуществляться с
применением следующих норм.
13.13.1
Требования к составу функций (задач) АСУТП ПС.
13.13.1.1
В АСУТП ПС должны реализовываться «базовые» информац
онные и управляющие функции, т.е. функции, необходимые для организации и
ввода
в действие целостной системы управления, а также для ее эффективного
функционирования во всех режимах работы ПС.
13.13.1.2
В состав «базовых» функций системы управления рекомендуется
включать следующие функции (задачи):
сбор и обработка текущей информации от обору
дования ПС;
контроль текущего состояния основного оборудования и параметров
режима;
контроль исправности цепей блокировки коммутационных аппаратов;
аварийная и предупредительная сигнализация;
отображение текущего состояния оборудования ПС и параметров
режи
ма;
дистанционное управление КА и другими управляемыми элементами
главной электрической схемы ПС (в том числе, оперативными элементами
вторичных схем, установочными элементами автоматических устройств и др.);
регистрация (и архивирование) событий и парамет
ров, необходимых
для оперативного и ретроспективного анализа работы оборудования, персонала
и средств автоматизации, в том числе:
регистрация состояний оборудования и событий, в том числе
аварийных ситуаций;
осциллографирование аварийных процессов;
регистр
ация значений параметров режима ПС и их отклонений за
допустимые пределы;
регистрация фактов неправильного функционирования
в том числе
неисправности
технических средств управления (при наличии необходимых
средств обнаружения);
регистрация действий пер
сонала;
технический учет и контроль электроэнергии;
обмен информацией с другими уровнями иерархии управления
функционированием и эксплуатацией электрических сетей;
обеспечение информационной взаимосвязи с автономными системами
и средствами автоматизации на
ПС и смежными системами управления.
13.13.1.3
По согласованию с заказчиком рекомендуется расширять состав
реализуемых функций АСУТП за счет решения других задач контроля, анализа,
СТП 09110.01.2.104
диагностики и управления, повышающих качество системы управления и, как
следствие, э
ффективность функционирования и эксплуатации ПС.
13.13.2
Основные общие нормы реализации отдельных функций (задач)
АСУТП
ПС приведены ниже
13.1
.2.1
Сбор и обработка информации.
Основными источниками сигналов измерений режимных параметров
электрооборудования
должны являться непосредственно измерительные
трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН) без
промежуточных аналоговых измерительных преобразователей. Информация от
ТТ и ТН должна формироваться и оцифровываться в многофункциональных
цифровых
измерительных преобразователях или контроллерах присоединений.
В тракте телеметрической информации должны использоваться
многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не
хуже 0
5, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов к
ласса
точности не хуже 1 (при замене измерительных трансформаторов
не хуже 0
5).
Сигналы от некоторых датчиков технологических величин (например,
неэлектрической природы
температурный контроль оборудования
(температуры масла в трансформаторе, проводов
ЛЭП), температуры в
помещениях, метеоданные и т.п.), а также сигналы от электрооборудования:
РУ 0
4 кВ (токи, напряжения), системы оборудования постоянного тока (токи,
напряжения) и т.п. допускается вводить при помощи унифицированных
аналоговых сигналов п
остоянного тока 4÷20 мА или напряжения +/
10 В.
ПТС должны обеспечивать первичную обработку аналоговой
информации, включающую, как правило, масштабирование, фильтрацию,
контроль и обеспечение достоверности информации. При вводе аналоговых
сигналов в соотв
етствующие ПТС допускается использование определенной
зоны нечувствительности, величина которой должна выбираться таким образом,
чтобы не нарушалась технологическая логика решения всех функциональных
задач АСУТП ПС.
Должна проверяться достоверность дискрет
ной информации о состоянии
КА (в том числе, несоответствие поданной команде управления). Для этого
рекомендуется с каждого
вводить по два сигнала, соответствующих его
включенному и отключенному положению (для КА, положение которых
отображается на мнемос
хеме или участвующих в работе
, это условие
является обязательным).
13.13
.2.2
Контроль и сигнализация текущего состояния и режима осно
ного оборудования. Представление главных схем электрических соединений
В качестве основного средства организации ко
нтроля и сигнализации
текущего состояния и режима оборудования ПС должны использоваться
мнемосхемы, которые представляются оперативному персоналу в виде схем
электрических соединений с отображением положения КА и других
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;управляемых элементов ПС в динамике,
а также
при необходимости
текущих значений режимных параметров.
Формы отображения (выбор мнемознаков, цветовая и яркостная
индикация, расположение элементов и т.д.) должны соответствовать
действующим стандартам и нормам.
Динамическая аналоговая информация на мнемосхемах должна
обновляться с периодичностью, достаточной для решения задач оперативного
управления; при этом допускается вводить зону нечувствительности (при
условии исключения возможности потери информации обо все
контролируемых и сигнализируемых событиях).
Предупредительная и аварийная сигнализации должны различаться по
характеру сигнала, по формам и способам визуального представления.
13.13.2.3
Дистанционное управление КА и другими управляемыми эл
е-
ментами главной электр
ической схемы ПС.
Основные требования к проектир
ванию средств автоматизации ПС, осуществляющих формирование и реализ
цию команд дистанционного управления, изложены выше, в
.7.
Перечень КА и других элементов главной электрической схемы ПС,
управляемых ср
едствами АСУТП, как правило, согласуется с заказчиком.
В АСУТП ПС основными средствами управления являются средства АРМ
оперативного персонала, с помощью которых осуществляется формирование и
выдача оперативных команд на схему управления (или непосредствен
но на
электропривод) КА.
Время выдачи команды управления на исполнительный орган, как прав
ло, должно быть не более
с. Время выдачи команды
это время от момента
инициализации команды с АРМ до получения обратного сообщения о передаче
ее на исполнительны
й орган. Указанное время должно быть гарантировано при
всех режимах работы системы.
Все действия оперативного персонала по управлению подстанцией с АРМ
или по месту должны фиксироваться в архиве АСУТП.
13.13.2.4
Регистрация событий. Как правило, должны регистрироваться
следующие события: реализация команд управления персоналом или
устройствами блокировки и автоматического управления (но не
автоматического регулирования); изменение положения КА, автоматов и
ключей
вторичных цепей; выход параметров за установленные допустимые
пределы; появление, квитирование и прекращение аварийной и
предупредительной сигнализации; запуск и срабатывание устройств РЗА и ПА;
отказы базовых технических средств системы управления.
Регис
трация должна осуществляться с указанием времени возникновения,
наименований событий и их принадлежности к соответствующим объектам
управления. Точность фиксации времени событий должна быть согласована со
средствами регистрации аварийных процессов и позвол
ять однозначно
распознавать при анализе последовательность событий, в частности, два
СТП 09110.01.2.104
последовательных переключения КА наивысшего быстродействия. Система
регистрации должна обеспечивать персоналу возможность дальнейшего анализа
событий, а также отображения
и архивирования результатов анализа.
При регистрации событий и параметров режима ПС должны
предусматриваться меры для защиты зарегистрированной техническими
средствами информации от несанкционированного изменения персоналом.
13.13.2.5
Регистрация аварийных событий
и процессов (в том числе о
с-
циллографирование).
Регистрация аварийных процессов и событий в общем случае должны в
полняться как МП устройствами РЗА и ПА (при их наличии на ПС), так и сре
д-
ствами АСУТП.
В общем случае регистрации (осциллографированию) подле
жат электр
магнитные переходные процессы, связанные с короткими замыканиями и раб
той устройств РЗА (токи, напряжения, дискретные сигналы о работе РЗА, с
стояние выключателей, параметры
). Должны также регистрироваться п
а-
раметры электромагнитных процессов, вызванные нарушениями в работе сетей
напряжением
110 кВ и выше и сопровождающиеся работой устройств ПА
(ОАПН, АЛАР, АЧР, КПР и т.д.), если эти устройства не имеют собственных
регистраторов аварийных процессов
Должна быт
ь предусмотрена возможность автоматической передачи р
е-
зультатов регистрации на верхний уровень АСУТП для дальнейшего архивир
вания и ретроспективного анализа, а также отображения данных на АРМ опер
тивного персонала и инженера
релейщика.
13.13.2.6
Архивирование инф
ормации.
Для обеспечения возможности
ретроспективного анализа режимов работы ПС должно производиться
архивирование зарегистрированных параметров и событий. Как правило,
архивированию подлежит регистрируемая информация о событиях и процессах,
а также сообще
ния, выданные оперативным персоналом объекта на высшие
уровни управления, и распоряжения по проведению коммутаций в главной
схеме и других оперативных действий.
Данные архива должны сохраняться по установленному на ПС или в
системе диспетчерского управлен
ия регламенту (в том числе, по срокам
хранения).
Зарегистрированная и архивируемая информация не должна теряться и
искажаться в случаях нарушений электропитания. Должна также
обеспечиваться защита этой информации от вирусов и несанкционированного
доступа.
Формирование и ведение архива должно обеспечивать персоналу
удобный доступ ко всей хранимой информации.
13.13
Технический учет и контроль электроэнергии, балансовые
расчеты выполняются средствами АСКУЭ.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;При проектировании
АСУТП
рекомендуется максимально
полно
использовать
данные, собираемые и обрабатываемые на ПС средствами АСКУЭ
(независимо от автономности ее создания и функционирования).
Данные
измерений МП контроллерами АСУТП могут использоваться также для
достоверизации данны
х АСКУЭ и их замещения (в случае необходимости
13.1
.2.8
Организация взаимосвязи АСУТП ПС с высшими уровнями и
е-
рархии управления функционированием и эксплуатацией электрических сетей
Средствами АСУТП ПС должны осуществляться сбор, обработка и
передача и
нформации, необходимой высшим уровням оперативно
диспетчерского и технологического управления (в общем случае, ДП
ФЭС
энергосистемы, энергообъединения), как в штатном автоматическом режиме,
так и по запросу верхнего уровня иерархии управления. В задачи АС
УТП ПС
входит также прием информации, поступающей с высших уровней иерархии
управления (заданных значений режимных параметров или графиков их
изменения, заданных значений уставок устройств РЗА и т.д.).
Информационный обмен технологической информацией с выс
шими
уровнями иерархии управления должен осуществляться с применением
цифровых каналов передачи данных с использованием протоколов [1
6] с обязательной привязкой ко времени.
Суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации
(телеизме
рений, телесигнализации) с объекта диспетчеризации в диспетчерский
центр, а также время выдачи команды управления с диспетчерского центра на
управляемый аппарат, устанавливается требованиями подсистем системы
оперативно
диспетчерского управления, использую
щих эту информацию, и
должно лежать в пределах
с.
С целью повышения эффективности эксплуатации ПС в АСУТП должна
осуществляться подготовка и передача различной технологической информации
(в том числе параметров режима, состояния оборудования, событий, да
нных
диагностики) в
соответствующий
ФЭС
13.13.2.9
Обеспечение взаимосвязи со средствами РЗА.
При реализации взаимодействия средств АСУТП с устройствами РЗА
должна обеспечиваться возможность получения информации о действии
устройств РЗА, а также, при использовании
МП устройств РЗА, об их текущем
состоянии, в том числе об отказах и о текущих значениях и изменениях уставок
устройств РЗА, например, при изменении конфигурации ПС.
При построении системы РЗА с помощью МП устройств (при наличии у
них соответствующих ресу
рсов и программного обеспечения) рекомендуется их
использование в качестве источников текущей аналоговой и дискретной
информации в АСУТП ПС для решения различных задач: регистрации и
сигнализации событий, цифрового осциллографирования аварийных процессов,
оперативного и ретроспективного анализа технологических ситуаций и др.
СТП 09110.01.2.104
13.13.2.10
Обеспечение взаимосвязи средств АСУТП ПС с системами
автоматического управления. Средствами АСУТП должна обеспечиваться
информационная взаимосвязь с имеющимися или проектируемыми на П
средствами автономных систем автоматического управления,
как локальных
(например, управления охлаждением трансформатора, пожаротушения и др.),
так и общесистемных (например, ПА,
регулирования напряжения и реактивной
мощности
и др.). С этой целью в АСУТ
П ПС в общем случае должны
предусматриваться средства, обеспечивающие:
получение текущей информации о функционировании
систем
автоматического управления
и ее представление персоналу;
возможность изменения уставок
систем
автоматического управления
персоналом (например, с соответствующего АРМ);
отключение
систем
автоматического управления
и переход на режим
оперативного дистанционного управления (если это целесообразно и
технически осуществимо).
Функционирование устройств РЗА и
систем
автоматического
управления
должно обеспечиваться независимо от состояния и
функционирования остальных средств автоматизации ПС.
13.13.2.11
Проектирование подсистем контроля (мониторинга и диагн
стики) состояния основного оборудования ПС. Под контролем (мониторинго
м и
диагностикой) состояния основного оборудования ПС, в общем случае, поним
а-
ется обеспечение возможности оперативного контроля и ретроспективного ан
лиза основных параметров, характеризующих состояние силового электрооб
рудования.
Цели и назначение контро
ля состояния силового электрооборудования:
своевременное выявление негативных тенденций и плановый вывод
оборудования из работы, не дожидаясь аварийных режимов;
обоснованное продление срока службы электрооборудования;
планирование периодичности и объемов т
екущих ремонтов и технич
е-
ского обслуживания исходя из фактического износа оборудования;
сбор исходной информации перед проведением комплексного обсл
е-
дования оборудования;
повышение эффективности анализа причин отключения за счет более
полной информации о п
редаварийных режимах.
При построении АСУТП
контроль состояния электрооборудования
как правило,
должен быть организован для следующих видов основного обор
дования (в общем случае):
маслонаполненное трансформаторное
оборудование
выключатели;
разъединители;
ТТ и ТН
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– оборудование
СОПТ.
Все виды контроля состояния электрооборудования должны обеспеч
ваться для каждой единицы оборудования за любой из заранее выбранных пр
межутков времени (час, смена, сутки, неделя, месяц, год
с
даты
последнег
о р
е-
монта.
Информация от подсистем контроля состояния оборудования (как исхо
ная, так и вычисляемая), должна выводиться на соответствующие АРМ:
АРМ
службы эксплуатации основного оборудования и начальника ПС
АРМ оперативного персонала
в объеме
сигнализации (аварийной и
предупредительной) и текущей информации об основных режимных параме
рах и состоянии оборудования.
Результаты контроля состояния электрооборудования должны фиксир
ваться в архиве. Должна также обеспечиваться возможность доступа к а
рхиву
данных мониторинга и диагностики оборудования (а при необходимости
ресылки дан
ных) с верхних уровней иерархии
Для контроля состояния выключателей, разъединителей,
ТТ и ТН
где число используемых параметров невелико, организация специальных
систем не является необходимой, и решение соответствующих задач монит
ринга может осуществляться непосредственно в базовом ПТК АСУ
Для измерительных трансформаторов тока и напряжения, ограничителей
перенапряжения и трансформаторного оборудования (Т
О) подсистема монит
ринга и диагностики состояния оборудования, как правило, должна быть орг
низована в виде специализированной подсистемы мониторинга, оснащенной
датчиками, УСО, средствами коммуникаций, АРМ и другими программно
техническими средствами (п
оставляемая, например, в комплекте с силовым
оборудованием), средства которой интегрируются в АСУТП в соответствии с
требованиями 13.13.2.12.
13.13.2.12
Основные требования к интеграции подсистем в АСУТП
Обмен информацией с МП средствами смежных систем
контроля и упра
ления, в том числе с подсистемами мониторинга и диагностики основного об
рудования ПС, АСКУЭ и др., должен базироваться на использовании стандар
ных международных протоколов.
Поэтому при интеграции отдельных МП ус
ройств и
или
подсистем к
их информационному обмену с компонентами
АСУТП предъявляются следующие требования:
интеграция с системами АСКУЭ должна выполняться на уровне
УСПД или более высоких уровнях иерархии;
должен использоваться цифровой интерфейс с поддержкой каких
либо
протокол
ов из ряда предлагаемых стандартами:
2] (предпочтительно),
4], OPC
технологии
версии не ниже 2.0
запрещается использование устройств с закрытыми или нестандартн
ми протоколами обмена
СТП 09110.01.2.104
передаваемые сигналы должны иметь метку времени и соответству
щие их назначению атрибуты (достоверность, превышение уставки);
должна быть обеспечена возможность синхронизации интегрируемых
компонентов системы с астрономическим временем с точностью не хуже 1 мс;
в составе передаваемой информации должна быть служебная
инфо
мация (результаты внутренней самодиагностики технического и программного
обеспечения, наличие несчитанной информации, импульсы синхронизации и
т.п.).
13.13.3
Проектирование взаимодействия оперативного персонала ПС с
ПТК АСУТП. Взаимодействие персонала с ПТК
АСУТП рекомендуется строить
на основе выбора конкретных управляемых и контролируемых элементов на
мнемосхеме. В данном случае под управляемым элементом понимается элемент
первичной или вторичной схемы, состояние которого изменяется в результате
выполнени
я команды, подаваемой оперативным персоналом, а под
контролируемым
элемент оборудования, применительно к которому
осуществляется контроль состояния и
или
режимных параметров.
Для улучшения восприятия оперативным персоналом текущей
информации рекоменду
ется проектировать автоматическое представление на
мнемосхеме обобщенной информации, относящейся к соответствующему
фрагменту главной электрической схемы, содержащему выбранный
контролируемый элемент, с последующей ее детализацией по инициативе
персонала.
С целью повышения самоконтроля оперативного персонала при
управлении КА главной электрической схемы ПС рекомендуется обеспечивать
возможность обзора мнемосхемы участка соответствующего напряжения, к
которому относится управляемый элемент, а также предусмат
ривать следующие
операции управления:
выбор управляемого элемента;
получение подтверждения правильности выбора и возможности
проведения операции с данным элементом;
выдача команды управления;
получение подтверждения исполнения команды.
Реализация любой
операции должна строиться так, чтобы исключить ее
случайное выполнение. При этом должен быть исключен одновременный выбор
двух и более управляемых элементов.
13.13.4
При проектировании АСУТП ПС рекомендуется организовать
следующие пункты управления с рабочими мес
тами (или АРМ
при реализ
а-
ции АСУТП ПС на базе средств вычислительной техники):
ЦПУ ПС, на котором размещается постоянный дежурный персонал
ПС и с которого осуществляется оперативное управление и связь с верхним
уровнем диспетчерского управления энергосис
темы и с соответствующим
ФЭС
ЦПУ предназначен для управления ПС в целом во всех режимах
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;функционирования. С этой целью ЦПУ должен быть оснащен средствами
оперативного управления элементами главной схемы ПС
АРМ инженера
релейщика, на котором осуществляетс
я анализ
аварийных ситуаций, контроль работы устройств РЗА, управление их уставками
в соответствии с инструкциями.
Целесообразно также организовать пункт управления, предназначенный
для управления оборудованием собственных нужд и прочим вспомогательным
обо
рудованием ПС, находящимся в ведении дежурного электромонтера ПС; в
противном случае управление вспомогательным оборудованием ПС должно
осуществляться с рабочего места (АРМ) дежурного персонала ЦПУ.
Рекомендуется организация специального рабочего места (ил
и АРМ)
системного инженера, ответственного за обслуживание комплекса технических
и программных средств АСУТП. Допускается также организация одного
рабочего места (АРМ) системного инженера, обслуживающего технические и
программные средства систем управления
нескольких подстанций.
13.13.5
При проектировании АСУТП ПС на базе микропроцессорных ус
ройств должны быть предусмотрены средства синхронизации встроенных часов
отдельных устройств с астрономическим временем.
Точность синхронизации, а
также точность привязки мет
ок времени событий, фиксируемых в устройствах
нижнего уровня системы, к астрономическому времени должны быть
не хуже 1
мс относительно в
семирного координированного времени UTC (Universal
Coordinated Time Scale)
. В качестве источника астрономического времен
и на
подстанции, как правило, должен использоваться приемник
GPS/ГЛОНАСС
поддержкой протоколов
SNTP
PTP
IEEE
1588
2008)
13.13.6
На дежурный оперативный персонал ПС может быть возложено и
выполнение диспетчерских функций управления режимом нес
кольких
, вх
дящих в концентрированный узел («куст») сетевых объектов энергосистемы. В
этом случае на ЦПУ ПС организуется специальное рабочее место (АРМ) ди
с-
петчера, оборудованное средствами контроля и телеуправления удаленными
объектами по каналам связи
и передачи данных.
13.13.7
И для вновь сооружаемой ПС, и при ТПВ и РК
АСУТП прое
тируется, как правило, без дублирования традиционными средствами контроля
и управления и является основной системой, без которой функционирование ПС
не предусматривается.
13.13.7.1
При ТП
В и РК ПС допускается включать в состав АСУТП эл
е-
менты существующей традиционной системы контроля и управления ПС, в том
числе
(см.
.15)
, с целью резервирования, для обеспечения функционир
вания ПС при поэтапном вводе в эксплуатацию средств и подсисте
м АСУТП.
13.13.7.2
Аналогично и для вновь проектируемой ПС допускается по тр
е-
бованию заказчика, организовывать в составе АСУТП дублирующую подсист
е-
му контроля и оперативного управления, в том числе с использованием трад
ционных средств отображения информации и упра
вления
ПС.
СТП 09110.01.2.104
13.13.8
При поэтапном ТПВ и РК ПС верхний уровень АСУТП (серверы,
сетевое оборудование, АРМ и т.п.) должен проектироваться с учетом перспе
тивного развития ПС, т.е. ввод в работу дополнительных средств автоматизации
должен осуществляться с
минимальными изменениями программного и апп
а-
ратного обеспечения уже введенной в работу АСУТП ПС.
13.13.9
При проектировании АСУТП ПС необходимо учитывать также ее
роль как источника полной, своевременной и достоверной информации о реж
мах и состоянии оборудования
ПС и прилегающих участков электрических с
е-
тей для АСУ на всех уровнях иерархии управления в электроэнергетике.
13.13.9.1
С точки зрения оперативно
технологического управления реж
мами электрических сетей и энергосистем АСУТП ПС должна быть подсист
е-
мой нижнего уров
ня для иерархических
автоматизированных систем диспетче
ского управления
организации, в чьем оперативном управлении (ведении) нах
дится
13.13.9.2
С другой стороны, АСУТП должна быть источником информ
а-
ции для систем производственно
технологического и организацион
экономического управления той
энергосистемы
, которой принадлежит ПС, в
том числе управления процессами эксплуатации,
ремонт
технического о
б-
служивания
и развития электрических сетей.
13.13.10
При проектировании АСУТП целесообразно стремиться к м
нимизации номен
клатуры применяемых МП контроллеров и их выбору с ма
симально возможным составом функций (например,
IED
контроллеров присо
е-
динения).
13.14
При проектировании АСУТП ПС для обмена информацией между
компонентами системы должны применяться цифровые каналы передачи
ных с использованием стандартных протоколов из ряда предлагаемых станда
тами: [1
] (предпочтительно), [1
], OPC
технологии версии не ниже 2.0. В и
с-
ключительных случаях допускается использование протокола MODBUS. При
построении систем АСУТП запрещается
использование устройств с закрытыми
или нестандартными протоколами обмена.
13.15
В случае принятия заказчиком решения об отказе от постоянного
дежурства на создаваемой или реконструируемой ПС оперативного персонала и
об организации оперативного телеуправления
ПС с соответствующего ДП пр
ектом системы управления должно предусматриваться выполнение практически
всех базовых функций
АСУТП
ПС, перечисленных в
13.12.1.
При этом должна
предусматриваться организация удаленных АРМ диспетчерского персонала и
служб ДП с п
ередачей телеинформации и команд управления по каналам связи
с использованием международных стандартных протоколов информационного
обмена. В этом случае на самой ПС целесообразно организовывать также це
трализованные и (
или
локальные АРМ (в том числе, моб
ильные) для персонала
ОВБ, существенно повышающие эффективность и безопасность работ по о
б-
служиванию и развитию оборудования ПС.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;13.1
Общие нормы проектирования ЩУ
13.1
Размещение ЩУ в здании ОПУ, размерность и конструктивные
решения отдельных его
элементов, должны определяться при проектировании
по согласованию с
аказчиком
, а его необходимость в задании на проектиров
а-
13.16
Проектирование ЩУ должно вестись с обязательным соблюден
ем норм по проектированию технологических помещений,
ТКП 339
норм о
вещенности технологических помещений,
ПБ
СТП 34.20.501
4], гигиен
ческих и иных требований, в том числе к видеодисплейным терминалам (при
наличии таковых в составе ЩУ),
персональн
компьютера
и организации
работы с ними.
Должны выполняться
условия доступа к устройствам
составным частям
комплекса ЩУ, включая устройства управления щитом, с учетом удобства
его
эксплуатации и
ремонтно
технического
обслуживания
для персонала, а также
требований эргономики. Должны также учитываться перспективные планы ра
вития ПС.
13.1
6.3
В состав ЩУ входят:
мозаичное полотно с мнемоническим изображением схемы главной
электрической
или отдельных ее элементов (участков);
ключи управления
индикаторы положения выключателей;
индикаторы положения и состояния схемы управления (блокиров
а-
но/деблокировано) разъединителей и заземляющих ножей;
цифровые (как правило) или аналоговые измерительные приборы тока,
напряжения, активной
и реактивной мощности, частоты;
панели (табло) сигнализации отклонений от нормальных режимов р
а-
боты оборудования и устройств;
управления щитом, включая средства взаимодействия
интегр
а-
ции
с АСУТП ПС (при необходимости);
иные устройства при необходи
мости.
13.16.4
Для фонового цвета мозаичного полотна рекомендуется использ
вать следующие цвета: светло
зеленый, бежевый, светло
коричневый, серый и
его оттенки, белый.
13.16.5
Для отображения пассивных элементов мнемосхемы, в том числе:
систем и секций шин;
ошиновки;
трансформаторов
(АТ)
ТСН
высоковольтных
ЛЭП
и др.,
рекомендуется использовать следующую цветовую гамму в соответствии с
классом напряжения (с использованием европейской системы цветов
RAL
СТП 09110.01.2.104
1150 кВ
черный (
RAL
9005);
750 кВ
синий (
RAL
5022);
500
кВ
красный (
RAL
3020);
330 кВ
зеленый (
RAL
6001);
220 кВ
зеленый (
RAL
1018);
110 кВ
черный (
RAL
9005).
Указанная цветовая гамма может изменяться по согласованию с
аказч
ком.
Рекомендуемая ширина линий пассивных элементов составляет:
для системы и
секции шин
мм;
для ошиновок
мм;
для высоковольтных линия
не менее 3
мм;
для контура оборудования
не менее 2
мм.
Если оборудование подключено к нескольким классам напряжения, то
цвет части контура должен соответствовать цвету соответствующего к
ласса н
пряжения.
13.16.6
Для управления
присоединений
напряжением
220 кВ и выше
рекомендуется использовать «индивидуальный принцип» управления.
При большом числе присоединений ПС, а также для управления
а-
пряжением
110 кВ и ниже рекомендуется использование
«избирательного
принципа» управления.
13.16.7
При создании на ПС АСУТП
, как и другие элементы трад
ционной системы контроля и управления ПС, мо
т включаться в состав сист
мы, например, с целью резервирования.
В этом случае с целью резервирования управления
наиболее ответстве
ными присоединениями вместо ЩУ возможно использование в составе АРМ
оперативного персонала пульта управления, на котором размещаются мнем
схемы резервируемого участка ПС с органами управления
участка, соотве
ствующие приборы и индикат
оры сигнализации.
Средства связи
14.1
Комплекс средств связи
ПС
предназначен для взаимодейст
вия шта
ного персонала
, в том числе предоставления ему выхода на абонентов сети
общего пользования Р
еспублики
еларусь
, обеспечения взаимодействия перс
нала
ПС
с
персоналом центров управления
, эксплуатации
и ремонтно
технического
обслуживания, а также для обеспечения возможности информ
ционного обмена в рамках работы систем автоматического и автоматизирова
ного управления энергосистем.
Комплекс средств связи
дол
жен иметь в своем составе:
борудование внешней связи
(проводной, беспроводной связи, ВЧ
связи по
ЛЭП
) с объектами электроэнергетики, которым требуется взаимоде
ствие и информационный обмен с
в технологическом процессе и процессе
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;эксплуатации, а так
же для диспетчерского, технологического и противоавари
ного управления, включая средства связи для передачи сигналов релейной з
а-
щиты
борудование систем внутренней связи (видео, компьютерной, тел
е-
фонной, беспроводной (УКВ и радиодоступ) и громкоговоряще
й связи)
борудование системы электропитания.
14.2
Требуемый объем средств
связи
передачи информации
должен о
ределяться
в соответствии с [
, и
с учетом обеспечения энергетических объе
тов необходимыми средствами связи для решения задач диспетчерского,
техн
логического, административно
хозяйственного управления, системной автом
тики и релейной защиты, а также ремонтно
технического
обслуживания
плуатации
При выборе видов (каналов) связи в процессе проектирования средств п
редачи информации следует у
читывать рекомендации
СТП 09110.48.513
14.3
При
ТПВ и РК
должна предусматриваться модернизация средств
внешней связи
организованной по кабельным, радиорелейным линиям
связи,
ВОЛС,
ВЧ каналам по ВЛ, УКВ радиосвязи и спутниковой связи, с зам
е-
ной
оборудования и, при необходимости, устройств гарантированного электр
питания не только на данной
, но и комплексная замена оборудования на
всей протяженности линий связи. На основании этого должен учитываться по
ный объем работ на сети внешней связи
14.4
Комплекс средств внешней и внутренней связи
следует пред
сматривать, руководствуясь утвержденными
схемами
перспективного
развития
средств диспетчерского и технологического
управления
энергосистемами и
ложениями
7]. &#x/MCI; 31;&#x 000;&#x/MCI; 31;&#x 000;14.5
, на которых должны
организовываться сетевые узлы связи, вкл
чая центры автоматической коммутации, оснащаются также оборудованием, с
ответствующим статусу данного узла связи. Кроме стандартного набора обор
дования, обеспечивающего функционирование корпоративных и технологич
е-
ких сетей, на узле связи может устанавливаться ряд дополнительного оборуд
вания, такого как: компоненты систем управления, серверы приложений, баз
данных.
14.6
Оборудование комплекса связи должно размещаться в помещении.
На
, не имеющих помещений, оборудован
ие связи должно размещаться в
специальном контейнере.
В помещении оборудование должно размещаться в соответствии с
ТКП 216
и ТКП 218
СТП 09110.48.159,
а также
18], в которых
отражены те
нологические требования к помещениям и требования к внутристанционн
ой
проводке, заземлениям и защите.
Электроснабжение выделенного узла связи должно осуществляться в
соответствии с нормативными требованиями и удовлетворять требованиям с
ответствующих
СТП 09110.01.2.104
При
ТПВ и РК
средств связи
должна предусматриваться моде
низация оборудования с заменой аналоговой коммутационной и каналообр
а-
зующей аппаратуры для внешней связи
на цифровую поэтапно, с учетом
экономической целесообразности.
Должно применяться оборудование, освидетельствова
нное для и
с-
пользования на электросетевых объектах.
14.10
Схема организации внешней связи
должна выполняться с уч
е-
том необходимых направлений передачи информации, требуемого количества
каналов связи,
включая установленные требования
по условиям передачи да
го вида информации (скорость, время, надежность и т. п.), включая устано
ленные требования в отношении передачи информации для
ОДУ, ЦДУ
и А
КУЭ.
14.11
На существующих кабельных линиях
связи с симметричными выс
кочастотными
или коаксиальными кабелями, уплотненными аналоговыми си
с-
темами передачи, при хорошем состоянии кабеля должна предусматриваться
замена систем передачи на цифровые, с реконструкцией линейного тракта,
включающей соответствующую расстановку регенерационных пу
нктов.
14.12
При невозможности обеспечения требуемых характеристик кабеля,
должна проводиться его замена на волоконно
оптический кабель с цифровой
системой передачи, либо, при соответствующих обоснованиях, на цифровую
РРЛ или цифровую систему радиодоступа.
14.13
Есл
и существующий кабель связи использовался также для перед
а-
чи сигналов РЗА, то при необходимости его замены учитываются требования
РЗА.
14.14
Реконструкции подлежат соединительные и абонентские линии св
я-
зи между
и внешними АТС в случае замены УАТС на цифрову
ю, в объеме
необходимом для этих изменений.
14.15
Оптические кабели на участках между
следует
прокладывать по
в соответствии с СТП 09110.20.185 и [
14.16
При организации внешней связи
с использованием ВОЛС
ВЛ,
прокладку оптического кабеля по территории
и ввод в
здание
следует пр
ектировать в соответствии с
СТП 09110.20.185 и [1
14.17
Оборудование комплекса средств связи на ПС с ОПУ рекомендуется
размещать следующим образом:
14.17.1
Аппаратура
связи: каналообразующая аппаратура ВЧ связи по ВЛ,
аппаратура уплотнения кабельных, волоконно
оптических и радиорелейных л
ний, УКВ и КВ радиостанций, абонентских терминалов спутниковой связи, а
паратура для передачи данных,
кроссы, боксы,
УАТС, в случае
ее применения,
а также устройства электропитания аппаратуры связи
в том числе щиты и ра
пределительные
панели
в помещениях аппаратуры связи. Антенные устройс
ва должны быть размещены в точках с наименьшим уровнем помех от электр
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;установок, при этом
должно отсутствовать затенение излучения в направлении
связи.
14.17.2
Абонентские устройства связи: диспетчерский коммутатор, пульт
управления радиостанции, радиотрансляционный узел
в помещении щита
управления.
14.17.3
Специализированная аппаратура ВЧ связи по ВЛ для
РЗА и ПА
помещениях совместно с соответствующими устройствами РЗА и ПА.
14.17.4
Устройства системы электропитания: выпрямители, преобразов
а-
тели, герметичные аккумуляторы (в специальных шкафах)
в аппаратной связи,
негерметичные аккумуляторы в специальном по
мещении.
14.18
Оборудование средств связи на ПС без ОПУ должно размещаться в
специальных контейнерах.
14.19
На узловых и транзитных
напряжением
220 кВ и выше, на кот
рых предусматривается организация узлов СДТУ энергосистем, при соответс
вующем обосновании, доп
ускается размещение оборудования средств связи в
отдельно стоящем здании узла связи.
14.20
Помещения узла связи и их компоновка должны соответствовать
18]. &#x/MCI; 33;&#x 000;&#x/MCI; 33;&#x 000;14.21
Электропитание оборудования комплекса средств связи
, или у
ла связи должно осуществляться от
системы гарантированного и бесперебойн
го электропитания
по
ГОСТ 5237 и соответствовать в отношении надежности
энергоснабжения
первой категории
14.21.1
Емкость
, используемой для рез
ервного электропитания
средств
связи
должна быть достаточной для того, ч
тобы, в случае полного прекр
а-
щения
электроснабжения
от сети, обеспечить
питание
расчетной
нагрузки в т
е-
чение
одного
часа на
с двусторонним электроснабжением и в течение
двух
часов
на
с односторонним электроснабжением
14.21.2
На
ПС напряжением
220 кВ и выше, на которых предусмотрены
крупные узлы СДТУ энергосистем,
как правило,
для резервного электропитания
средств
связи должны применяться
автоматизированные дизель
электрические
станции
14.2
Система гарантированного электропитания оборудования средств
связи
, или узла связи должна соответствовать требованиям
20] и СТП 09110.48.159 соответственно.
14.21.4
Классификация средств связи по категориям электропитания о
ределяется согласно
14.22
ПС с постоянным дежурством оперативного персонала и ПС с ОПУ,
обслуживаемые ОВБ, должны
по возможности,
радиофицироваться от местн
го радиотрансляционного узла Министерства связи Р
еспублики
еларусь
или
другого ведомства. Радиофикации подлежат производ
ственные помещения ПС.
СТП 09110.01.2.104
14.23
На ПС
напряжением
110 кВ и выше, где располагаются
, для з
а-
писи диспетчерских переговоров должна предусматриваться установка звукоз
писывающих устройств.
14.24
На ПС с постоянным дежурством оперативного персонала для нужд
эксплуатаци
и ремонтно
техническо
обслуживания в пределах территории
ПС должна быть предусмотрена установка телефонных аппаратов, включенных
в УАТС или диспетчерские коммутаторы ПС, в следующих местах:
производственных помещениях ОПУ и
ЗВН
б) в
ЗРУ
в) на
проходной ПС
г) н
а территории ПС
радиотелефон
Количество телефонных аппаратов и конкретные места их установки о
ределяются местными условиями.
14.25
На всех ПС
напряжением
110 кВ и выше с постоянным дежурством
оперативного персонала должна предусматриват
ься связь оповещения с уст
а-
новкой на территории ОРУ и ЗРУ и проходной ПС громкоговорителей, вкл
ченных в радиотрансляционную и радиопоисковую сеть
14.26
Устройства и аппаратура связи, устанавливаемые на ПС, подлежат
защите от опасных напряжений и токов на
ПС.
Комплекс средств связи, или узлы связи
ПС
необходимо укомплектов
вать специальным оборудованием и контрольно
измерительными приборами в
составе и объеме, необходимом для эксплуатации и обслуживания устройств и
аппаратуры связи.
Компоновка и
конструктивная часть
15.1
ПС 35
750 кВ проектируются, как правило, открытого типа.
15.1.1
ПС 35
110 кВ должны, преимущественно, проектироваться ко
м-
плектными, заводского изготовления. РУ 6 и 10 кВ для комплектных трансфо
маторных ПС выполняются в виде КРУН наружной
установки или КРУ, уст
навливаемых в закрытом помещении.
15.1.2
Сооружение закрытых ПС напряжением 35
220 кВ следует пред
сматривать в случаях:
расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами
мощностью
16 МВ
А и более на селитебной территории городов;
распо
ложения ПС на территории городов, когда это диктуется град
строительными соображениями;
расположения ПС в зонах сильных промышленных
загрязнений
необходимости снижения уровня шума до допустимых пределов.
15.2
РУ 6 и 10 кВ закрытого типа применяются:
в районах
, где по условиям загрязнения атмосферы или наличия сне
ных заносов и пыльных уносов, невозможно применение КРУН;
при числе шкафов более 15;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– на ПС напряжением
750 кВ;
при наличии
ТЭО
15.2.1
В ЗРУ 6 и 10 кВ рекомендуется устанавливать шкафы КРУ зав
дского из
готовления. Для ремонта КРУ и хранения выкатных тележек в ЗРУ
должно предусматриваться специальное место.
15.2.2
В закрытых РУ 6
10 кВ рекомендуется располагать оборудование
секций в отдельных, изолированных друг от друга помещениях, с установкой,
при соответств
ующем обосновании, двух последовательно включенных секц
онных выключателей в разных помещениях.
15.3
На ПС 35
330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с мин
мальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной а
мосферой, рекомендуется открыт
ая установка оборудования ВН и трансформ
торов с усиленной внешней изоляцией. Закрытая установка допускается при
а-
личии
ТЭО
15.4
Уровень изоляции оборудования ОРУ и ошиновки выбирается в с
ответствии с требованиями
ТКП 339
и с учетом степеней загрязнения по
ГОСТ 9920
15.5
ЗРУ
напряжением
35 кВ
и выше
применяются в районах:
с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изол
я-
цией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва не
эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения
экономически нецелес
образно;
требующих установки оборудования исполнения ХЛ
по ГОСТ 15150
при отсутствии такого исполнения;
стесненной городской и промышленной застройки;
с сильными снегозаносами и снегопадами, а также в особо суровых
климатических услови
ях и при стесненных площадках при соответствующем
ТЭО
15.6
Трансформаторы 35
750 кВ следует, как правило, устанавливать о
крытыми.
15.7
Закрытая установка трансформаторов 35
220 кВ применяется:
когда усиление изоляции не дает должного эффекта;
когда в атмосфере
содержатся вещества, вызывающие коррозию, а
применение средств защиты не рационально;
при необходимости снижения уровня шума до нормированных знач
е-
ний и невозможности обеспечить необходимое снижение шума другими средс
вами.
15.8
В камерах силовых трансформаторов для обеспечения возможности
наблюдения за уровнем масла в трансформаторах и давлением масла во вводах
должны предусматриваться смотровые площадки.
15.9
Компоновка и конструкция ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны
обеспечивать
возможность проведения ремонта и технического обслуживания
СТП 09110.01.2.104
выключателей, измерительных трансформаторов и др
угих
аппаратов с прим
е-
нением автокранов, гидроподъемников или телескопических вышек преимущ
е-
ственно без снятия напряжения с соседних присоединений,
а также подъезд п
редвижных лабораторий к оборудованию для проведения профилактических
работ.
15.10
Компоновки ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны предусматр
вать возможность перехода от простых к более сложным схемам электрических
соединений, за исключением те
х случаев, когда в перспективе не предусматр
вается расширение ПС.
При необходимости расширения РУ 110
0 кВ целесообразно сохранять
конструктивно
компоновочные решения расширяемой части, как в действу
щей.
Отдельно
стоящие
устанавливаются лишь в тех с
лучаях, когда испол
зование встроенных
не обеспечивает требуемых условий релейной защиты,
АСКУЭ
и питания измерительных приборов, а также в случаях применения к
лонковых выключателей.
15.11
Ошиновка ОРУ 35
750 кВ выполняется, как правило, алюминиев
ми и
сталеалюминевыми проводами, а также трубами (жесткая ошиновка) из
алюминиевых сплавов. При трубчатой ошиновке следует предусматривать ко
м-
пенсаторы от температурных расширений и меры против вибрации.
При сооружении ОРУ вблизи химических предприятий и т.п. м
естах, где
опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, следует применять
специальные алюминиевые и сталеалюминевые провода, защищенные от корр
зии.
15.12
Жесткая ошиновка выбирается с учетом наибольшего допустимого
прогиба от собственного веса, веса от
ветвлений и гололедных отложений, а
также расчетных ветровых и электродинамических воздействий.
15.13
Жесткая ошиновка на стороне 6 и 10 кВ трансформаторов (реакт
ров) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение ги
б-
ких токопроводов усло
жняет конструкцию.
Рекомендуется мост от трансформ
тора до РУ 6
10 кВ выполнять кабелем с изоляцией из
шитого полиэтилена.
Жесткие шинные мосты 6
10 кВ выполнять на изоляторах на класс выше. Над
вводами жестких шинопроводов жесткие шинопроводы при вводе м
оста в ЗРУ
должны быть взяты в термоусаживающуюся изоляцию
15.14
Механический расчет ошиновки для определения максимальных
усилий в ошиновке, стрел провеса и отклонений следует выполнять для разли
ных сочетаний ветровых, гололедных и температурных воздействий
в соотве
ствии с
ТКП 339.
15.15
Все ответвления от проводов и шин, а также присоединения их к
аппаратным зажимам должны производиться опрессовкой, в том числе методом
взрыва, или сваркой.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Болтовые соединения допускаются только на ответвлениях к разрядн
кам, конденсаторам связи и
15.16
На ПС
напряжением
35 кВ и выше для подвески гибкой ошиновки
должны, как правило, применяться стеклянные и полимерные изоляторы.
15.17
Не допускается расположение ошиновки с одним пролетом над
двумя системами сборных шин или над д
вумя трансформаторами, При необх
димости такого прохождения ошиновки между системами шин или трансфо
маторами должна быть установлена дополнительная опора.
15.18
Компоновка оборудования и расположение ОРУ 330
750 кВ должны
обеспечивать наименьшее влияние электр
ического поля на обслуживающий
персонал. В случаях, когда электрическое поле на рабочих местах и пешехо
д-
ных дорожках превышает нормируемые гигиеническими нормативами знач
ния, необходимо предусматривать стационарные, инвентарные и индивидуал
ные средства з
ащиты.
15.19
На ПС с ОРУ, изоляция которых загрязняется водорастворимыми
промышленными уносами, следует предусматривать специальные стациона
ные или передвижные установки, обеспечивающие обмыв водой загрязненной
изоляции под напряжением.
15.20
На новых и реконструир
уемых ПС, содержащих
БСК
с экологич
е-
ски безопасным жидким диэлектриком, необходимо предусматривать под ко
струкцией
БСК
асфальтированную площадку с направленным стоком с нее, с
оборудованным приямком для возможности стекания в этот приямок жидкости
из повр
ежденных конденсаторов и исключающей попадание ее в почву.
Для хранения повреждаемых конденсаторов необходимо предусматривать
выгороженную асфальтированную площадку с направленным стоком в пр
ямок, позволяющий принять до 5
% от общего объема этой жидкости
всех ко
денсаторов, находящихся в эксплуатации. К указанной площадке должен быть
обеспечен круглогодичный подъезд транспорта.
15.21
Закрытые подстанции и РУ с КРУЭ
15.21.1
КРУЭ напряжением 110
750 кВ должны применяться в районах с
высокой плотностью застройки при соот
ветствующем
ТЭО.
15.21.2
Зал КРУЭ, по возможности, должен располагаться на нулевой о
метке
. Температура в зале должна поддерживаться в диапазоне от +5
С до
+35
15.21.3
Ворота в зал КРУЭ, при расположении его на нулевой отметке,
должны обеспечивать возможность транспортировки наибольшей по габаритам
единицы оборудования в транспортной упаковке, быть механизированными,
уплотненными и теплоизолирующими. Целесообразно иметь
тамбур между в
ротами, открывающимися в зал КРУЭ, и внешними воротами.
15.21.4
При расположении зала КРУЭ на втором этаже в перекрытиях
должен быть предусмотрен монтажный проем, размеры которого должны обе
с-
СТП 09110.01.2.104
печивать транспортировку наибольшей единицы оборудования
в транспортной
упаковке. На нулевой отметке должен быть обеспечен заезд грузовой автом
а-
шины под монтажный проем.
15.21.5
В зале КРУЭ должна быть предусмотрена кран
балка, перекр
вающая всю площадь зала, в том числе и монтажный проем. Грузоподъемность
кран
балки
должна соответствовать транспортной единице элегазового обор
дования с наибольшей массой, которое будет установлено в зале КРУЭ.
15.21.6
В зале КРУЭ должна быть выполнена приточная вентиляция и в
тяжная вентиляция с забором воздуха из кабельных каналов.
15.21.7
Компонов
ка РУ
с КРУЭ
должна быть, как правило, однолинейной,
т.е. все три полюса одной ячейки должны располагаться рядом друг с другом
15.21.8
Ширина прохода вдоль полюсов ячеек (достаточно со стороны ф
а-
сада ячеек) для транспортировки газотехнологического оборудования д
олжна
быть не менее
трех
метров для РУ 110 кВ и 4 м
для РУ
напряжением
выше. Для размещения высоковольтной испытательной установки и произво
д-
ства технологических работ на оборудовании в зале КРУЭ должна быть пред
смотрена площадка. При этом, дол
жна быть обеспечена возможность демонт
жа и транспортировки КРУЭ.
Связь между силовыми трансформаторами и РУ
с
КРУЭ
должна
выпо
няться
, как правило, кабелем
15.21.9
Конструкция КРУЭ должна обеспечивать возможность провед
ния ремонта и технического обслуж
ивания отдельных его элементов без снятия
напряжения со смежных присоединений и отключения секций и систем шин.
15.22
В здании
при обосновании предусматриваются вспомогательные
помещения:
для хранения элегаза (с вытяжной вентиляцией);
для хранения запасных
частей и приспособлений;
для
ремонтного
персонала (с естественным освещением).
15.23
должны предусматриваться на
5.2
К помещениям для размещения
пре
дъявляются следующие тр
е-
бования:
15.24.1
Помещения для размещения стационарных
из негерметичных
свинцово
кислотных аккумуляторов должны быть отделены от других прои
водственных помещений категорий А, Б, В1
В3 и коридоров противопожарн
ми перегородками первого типа и противопожарными перекрытиями третьего
типа с классом пожарной опа
сности К0.
15.24.2
Вход в помещение стационарных
из негерметичных свинцово
кислотных аккумуляторов должен осуществляться из коридора, лестничной
клетки и помещений категорий В4, Д через тамбур
шлюз второго типа с пост
янным подпором воздуха не мене 20 Па.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;15.24.3
Двери тамбура должны открываться наружу и должны быть сна
жены самозапирающимися замками, допускающими открывание их без ключа с
внутренней стороны. Площадь тамбура должна быть не менее 1,5 м
15.24.4
Аккумуляторное помещение должно быть оборудовано принуд
тельн
ой приточно
вытяжной вентиляцией.
При
применении герметичных
по СТП 09110.50.500
или полугермети
ных
с малым выделением водорода допускается, при соответствующем
обосновании, отказ от принудительной приточно
вытяжной вентиляции пом
е-
щений, в которых они
устанавливаются
, но с обязательным устройством естес
венной вентиляции. Помещения
, в которых проводится заряд аккумуляторов
при напряжении более 2,3 В на элемент, должны соответствовать требованиям к
взрывоопасным зонам В
а.
15.2
4.5
Стены, потолки, дв
ери и оконные рамы, металлические констру
ции и другие части помещений
должны окрашиваться кислотостойкой кра
с-
кой.
15.24.6
устанавливаются на стальных стеллажах. Ко
нструкция АБ
(стеллаж, аккумуляторы, межаккумуляторные перемычки и внешние присоед
нения) дол
жна иметь сейсмическую стойкость, соответствующую географич
скому расположению
15.24.7
Полы помещений
должны быть строго горизонтальными, на
бетонном основании с кислотным покрытием (керамические кислотостойкие
плитки с заполнением швов кислотостойким материалом). Плинтус должен
быть устроен из кислотостойкого материала.
15.24.8
Противопожарные требования к помещ
ениям стационарных ге
метичных батарей из свинцово
кислотных аккумуляторов, снабженных
заря
д-
ным устройством
, гарантирующие ограничения величины напряжения заряда,
принимаются как для помещений с категорией по взрывопожарной и пожарной
опасности В4, в со
отв
етствии с ТКП 45
2.02
Здания ЗРУ допускается выполнять как отдельно
стоящими, так и
сблокированными со зданиями ОПУ, в том числе и по вертикали.
15.26
Строительную часть ОРУ всех напряжений рекомендуется прое
тировать с учетом ее сооружения в об
ъеме расчетного периода.
15.27
Строительную часть под трансформаторы следует предусматр
вать с учетом возможности замены трансформаторов на следующую ступень по
шкале мощности.
15.28
При
ТПВ и РК ПС
должно быть проведено обследование технич
е-
ского состояния
строительных конструкций зданий и сооружений, подлежащих
дальнейшему использованию.
Обследование проводит заказчик с привлечением проектных, научно
исследовательских или специализированных организаций, имеющих лицензию
на данный вид работ.
СТП 09110.01.2.104
По результатам о
бследования составляется заключение о техническом с
стоянии обследованных элементов объекта, которое оформляется в виде акта,
протокола или отчета.
Документ, отражающий результаты обследования, в общем случае до
жен содержать:
исполнительные чертежи,
сведе
ния о сроке эксплуатации строительных конструкций, проведе
ных ремонтных работах,
ведомости обнаруженных дефектов и повреждений,
рекомендации по проведению испытаний отдельных элементов стро
тельных конструкций,
сведения о степени огнестойкости зданий и
сооружений.
Акт (протокол, отчет) обследования технического состояния строител
ных конструкций зданий и сооружений прикладывается к заданию на проект
рование
ТПВ и РК ПС
и служит основанием для определения объемов работ
при проектировании ТПВ и РК.
15.29
При п
роектировании строительной части ПС выбор материалов,
конструирование и расчеты зданий и сооружений выполняются в соответствии
с требованиями
15.30
Стальные порталы, молниеотводы, опоры под оборудование и т.д., а
также стальные детали железобетонных стоек
порталов и опор под оборудов
ние должны быть защищены от коррозии изготовител
ем
с применением техн
логии горячего или «холодного» цинкования.
Применение горячего или «холодного» цинкования является обязател
ным для ОРУ ПС
напряжением
330 кВ и выше независ
имо от района их расп
ложения и для ОРУ 35
220 кВ расположенных в районах с сильноагрессивной
степенью воздействия среды.
В районах с сильноагрессивной степенью воздействия среды металлоко
струкции ОРУ всех напряжений поверх цинкового покрытия следует окра
вать лакокрасочными материалами
групп по
ТКП 45
111
Все конструкции должны быть доступны для наблюдения, окраски, а та
же не должны задерживать влагу и затруднять проветривание. Замкнутые пр
фили должны быть герметизированы.
15.31
Для защиты желе
зобетонных опор и фундаментов от воздействия
агрессивных сред в зависимости от степени этого воздействия следует прим
е-
нять соответствующие марки бетона по водонепроницаемости и морозостойк
сти, а также бетон на сульфатостойком цементе. В качестве дополните
льной
защиты при необходимости может применяться покрытие фундаментов (в том
числе их наземной части) и опор (подземной части и на 0,5 м выше поверхности
земли) в соответствии с
15.32
На дверях и
внутренних стенках камер ЗРУ, оборудовании ОРУ, л
цевых и внутренних частях КРУ наружной и внутренней установки, сборках и
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;др. должны быть выполнены надписи установленного образца и формы, указ
вающие назначение присоединения и их диспетчерские наименования.
15.33
Для открытой прокладки кабелей (проводов)
внутри помещений для
обеспечения защиты от механических повреждений следует использовать ПВХ
короба и трубы, использование полиэтиленовых труб при открытой прокладке
кабелей (проводов) ввиду их физико
химических свойств не допускается.
Применение скрытой
прокладки либо прокладки в ПВХ
коробах выпо
няется по согласованию с заказчиком.
Ремонт, техническое и оперативное обслуживание
16.1
Проектирование сооружений, помещений и средств для
ремонт
технического обслуживания
ПС
должно соответствовать требованиям
СТП 34.20.501
СТП 09110.20.600
и настоящего
стандарта
16.2
Задание на
проектирование
ТПВ и РК
ПС, может предусматривать
проектирование РПБ
или ЗВН для обеспечения ремонт
технического обсл
живания
этой
, групп
или прилегающего узла электросетей, а для кру
ных
750 кВ также здания производственно
бытового назначения для мед
цинской реабилитации персонала, подвергающегося воздействию электрома
нитных полей. В этих зданиях предусматриваются кабинеты для медперсо
нала,
душевые, сауны, тренажеры и медицинская аппаратура
16.3
Оснащенность РПБ и РЭП автотранспортом, спецмеханизмами и
тракторами для обеспечения пров
ения
ремонт
технического обслуживания
принимается в соответствии с отраслевыми нормативами
комплектования ук
а-
занными машинами и механизмами и не должна ограничивать выполнение по
ного комплекса ремонтных работ и сдерживать повышение эффективности те
нического обслуживания и улучшение социальных условий труда персонала.
16.4
Объемы и сроки проведения
ремонт
технического обслуживания
оборудования, устройств и сооружений определяются
СТП 09110.20.366,
СТП 34.20.501
, а также
технической
документацией
изготовителей
16.5
С внедрением средств диагностики технического состояния оборуд
вания осуществляется переход от проведения
ремонт
технического обслуж
вания по установленным срокам к проведению
ремонт
технического обсл
живания по результатам диагностического контроля и профилактических исп
таний.
16.6
Форма и структура организации
ремонта, технического и операти
ного обслуживания ПС определяется утвержденной схемой организации эк
плуатации или проектом организации
ФЭС
РЭС
в которых указывается также
местоположение и тип РПБ, РЭП, оснащение их необходимыми механизмами и
ремонтным
и средствами
16.7
Проектирование РПБ, РЭП осуществляется в виде самостоятельного
проекта. Допускается включение РПБ, РЭП, в проекты ПС, если они пред
смотрены заданием на проектирование ПС.
СТП 09110.01.2.104
Допускается включение в состав проекта ПС ДП
РЭС
в части оборудов
а-
для ДП и каналов диспетчерской и технологической связи и телемеханики,
если в соответствии с утвержденной схемой организации эксплуатации пред
смотрено совмещение функций диспетчера по
РЭС
и дежурного по ПС и в зад
нии на проектирование сделана соответств
ующая запись
Допускается также включение в состав проекта ПС
напряжением
330
кВ и выше тренажеров и полигонов для обучения и тренировки персонала
при наличии указания в задании на проектирование ПС.
16.9
Численность персонала ПС, осуществляющего рем
онт, оперативное и
техническое обслуживание оборудования и устройств ПС, определяется по
21].
16.10
Объем жилищного строительства для персонала ПС определяется по
нормативам, действующим в районе его размещения. Строительство жилья для
обслуживающего персонала ПС должно предусматриваться, как правило, дол
е-
вым участием в кварталах жилой застройки населен
ного пункта с учетом его в
сводке затрат. При невозможности строительства жилья долевым участием,
предусматривается строительство производственно
жилого дома с включением
затрат в сводный сметный расчет.
16.11
При ПС, обслуживаемых ОВБ или ОРБ, строительство пр
оизводс
венно
жилого дома для оперативного персонала ПС не предусматривается. Это
требование не распространяется на ПС, которые являются базовыми для зоны
обслуживания ОВБ или ОРБ. Объем строительства жилья для оперативного
персонала в этом случае определя
ется расчетом.
16.12
При ПС с дежурством на дому, как правило, предусматривается
строительство двухквартирного производственно
жилого дома или двух одн
квартирных домов, оборудованных вызывной сигнализацией и связью.
Допускается при соответствующем обосновании
при ПС
напряжением
110 кВ и выше в этом случае строительство трех
и четырехквартирного прои
водственно
жилого дома. Обоснованием может служить необходимость испол
зования квартир в качестве общежития для персонала в период проведения р
а-
бот по
ремонт
техническому обслуживанию оборудования ПС.
При расположении ПС на расстоянии до
дву
х км от населенного пункта,
производственно
жилой дом допускается размещать в населенном пункте.
16.13
При проектировании ПС 35
0 кВ в сельскохозяйственных ра
онах, при которых
предусматривается строительство РЭП, следует предусма
ривать производственно
жилой дом для персонала, обслуживающего ПС и пр
легающие распределительные сети.
16.14
Ремонт и техническое (сервисное) обслуживание ПС должно осущ
е-
ствляться, как правило, специализир
ованными бригадами:
с РПБ (РЭП)
ЭС (РЭС);
с базовой ПС группы ПС.
В обоих случаях для обслуживания ПС предусматриваются производс
венные помещения в ОПУ, а также используются передвижные ремонтные ма
с-
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;терские службы или группы ПС. В случае, когда ПС являет
ся базовой для гру
пы ПС, не имеющих РПБ, на ней должно предусматриваться ЗВН
На ПС 220
750 кВ с объемом работ по техническому обслуживанию и р
е-
монту 800 усл. ед. и более возможна организация местных специализированных
бригад.
В этом случае на ПС также до
лжно быть предусмотрено ЗВН, в состав
помещений которого должна входить мастерская по ремонту выключателей и
другого оборудования, оснащенная грузоподъемным механизмом.
16.15
В ОПУ ПС, а также на закрытой ПС независимо от формы обслуж
вания, должны предусматрив
аться помещения для персонала, осуществляющего
ремонт и техническое обслуживание силового оборудования,
РЗА
, средств т
лемеханики, управления и связи. Рабочее место оперативного персонала ПС
должно предусматриваться в помещении панелей управления, которое
рек
мендуется отделять от помещения панелей релейной защиты сплошным огра
дением.
16.16
На ПС, не имеющих ОПУ, для организации рабочего места персон
а-
ла по оперативному,
ремонтно
техническому обслуживанию силового оборуд
вания, средств
РЗА
, управления и связи, а
также для размещения устройств св
я-
зи и хранения средств техники безопасности, должны предусматриваться обо
реваемые помещения площадью 12
18 м².
Помещения для персонала должны быть отделены от помещения, в кот
ром устанавливается оборудование средств связ
16.17
В зале КРУЭ должны быть предусмотрены монтажно
ремонтная
площадка и место для размещения сервисной аппаратуры. Необходимо учит
вать, чтобы вышеперечисленные помещения, а также санузел с холодной и г
рячей водой располагались бы на одном уровне с
залом КРУЭ.
16.18
Персонал, который допускается к обслуживанию элегазового об
рудования, должен пройти соответствующую подготовку.
16.19
Ремонтно
техническое
обслуживание трансформаторов на ПС н
а-
пряжением до 750 кВ включительно, независимо от мощности трансформаторов
должно осуществляться на месте их установки с помощью передвижных кр
а-
нов. Рядом с трансформатором следует предусматривать площадку, рассчита
ную на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, а
также технологического оборудования и такел
ажа, необходимых для ремонтных
работ. При этом должно быть обеспечено расстояние:
от крана до оборудования
1,0 м;
между оборудованием
0,7 м.
16.20
При
ТПВ и РК ПС
установка силовых трансформаторов напряжен
ем 35
330 кВ мощностью 10 МВА и более должна
выполняться непосредстве
но на фундамент без кареток и рельс, кроме
с ремонтными башнями и пут
я-
ми перекатки и
с закрытой установкой трансформаторов
СТП 09110.01.2.104
16.20
Железнодорожные пути для перекатки трансформаторов на
750 кВ предусматриваются в случаях, ког
да:
на
ПС
имеется или предусматривается башня для ремонта трансфо
маторов;
замена поврежденной фазы
осуществляется путем перекатки р
е-
зервной фазы;
имеется подъездная железная дорога к
предусматривается закрытая установка трансформаторов.
Охранные
мероприятия и биологическая защита
17.1
Территория ПС напряжением 35 кВ
и выше
должна
быть ограждена
внешним забором
высотой не менее 2,
2 м. Ограждение следует выполнять
сплошным
(предпочтительно из
железобетонных
конструкций).
Ворота и к
литки
должны быть
сплошными металлическими и закрываться на внутре
ний замок.
На территории ПС напряжением 110 кВ и выше ОРУ и силовые тран
с-
форматоры рекомендуется ограждать внутренним
сетчатым забором высотой
1,6 м.
ОРУ разных номинальных напряжений и силовые
трансформаторы могут
иметь общее ограждение.
Заборы могут не предусматриваться для закрытых ПС, а также для сто
бовых, мачтовых и комплектных ПС наружной установки с высшим напряж
нием до 35 кВ. Для предотвращения возможного наезда транспортных средств,
должны быть защищены отбойными тумбами.
17.2
На ПС напряжением 750 кВ и выше и особо важных ПС напряжен
ем 220
330 кВ по периметру внешнего ограждения с внутренней стороны ПС
предусматривается не застраиваемая полоса земли шириной 5,0
м для организ
ранных мероприятий.
Ограждение территории ПС
следует
выполнять
объеме
, предусмотре
ном проектом на расчетный период
17.3
ходные наружные двери всех помещений ПС 35
750 кВ следует в
полнять металлическими и оборудованными внутренними замками.
17.4
Остекление зданий на территории ПС следует
максимально
сокр
а-
щать, особенно на ПС без постоянного дежурного персонала, т.е. без персонала,
осуществляющего дежурство 24 ч в сутки (круглосуточно).
Оконные проемы не должны предусматриваться в следующих здания
х и
сооружениях ПС 35
750 кВ:
в ЗРУ на ПС без постоянного дежурного персонала;
на фасадной стороне ОПУ в случае совмещения фасадной линии ОПУ
с оградой ПС;
в кабельных этажах и шахтах;
в складских помещениях.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;В случае необходимости в естественном освещении
окна первого этажа
оборудуются решетками. Окна второго и более высоких этажей рекомендуется
из армированного стекла или стеклоблоков.
В случае выполнения остекления окон второго этажа из обычного стекла
они должны иметь решетки.
17.5
Периметральная охранная сигнализация предусматривается на:
ПС 330
750 кВ;
на особо важных
ПС
с числом присоединений
5 и более
(линейных и
трансформаторных) на высшем напряжении.
Применение периметральной охранной сигнализации при соответству
щем обоснован
ии допускается также на ПС 35
220 кВ помимо перечисленных
выше.
17.6
Охранное освещение по периметру ПС предусматривается на ПС,
имеющих периметральную охранную сигнализацию, а также на всех ПС с п
стоянным дежурным персоналом. Включение охранного освещения по
пер
метру ПС осуществляется вручную или автоматически при срабатывании пер
метральной охранной сигнализации. Охранное освещение должно обеспечивать
освещенность поверхности земли вдоль внутренней стороны ограждения не м
нее 0,5 лк.
17.7
Военизированная охрана
должна
предусматриват
ся
на ПС 750 кВ и
на особо важных ПС 220
330 кВ.
На таких ПС предусматривается:
как правило, один пост военизированной охраны общей численностью
7 человек, включая начальника охраны; на ПС, имеющих два постоянно дейс
вующих автотранс
портных въезда, может быть предусмотрено два поста воен
зированной охраны с общей численностью 13 человек (в том числе один н
чальник охраны);
здание проходного пункта, расположенное у основных въездных ворот
на ПС и содержащее вестибюль с тамбуром, комнат
ы для контролера и хран
ния оружия, санузел; проходной пункт должен быть оснащен внутренней тел
е-
фонной связью со
ЩУ
ПС и ручным включением внешнего звукового сигнала.
17.8
Пешеходная тропа шириной не менее
одного
етра
предусматривае
ся на ПС, имеющих военизир
ованную охрану, она располагается с внутренней
стороны ограждения.
17.9
Оборудование охранной сигнализации помещений ПС без постоя
ного дежурного персонала подлежат входные наружные двери первого и других
этажей, а также оконные проемы и форточки первого этажа
ОПУ, ЗРУ, корид
ров обслуживания КРУН, насосных станций, компрессорных, аккумуляторных,
ЗВН
, складских помещений.
На ПС с постоянным дежурным персоналом охранную сигнализацию д
пускается выполнять в меньшем
объеме
в первую очередь за счет отказа
от ее
пользования
в помещениях, где располагается дежурный персонал
СТП 09110.01.2.104
Охранная сигнализация помещений ПС должна осуществлять контроль:
закрытого состояния входных наружных дверей, а также оконных
фрамуг и форточек помещений ПС;
целостности оконных стекол;
целостн
ости дверных и оконных проемов;
закрытого состояния въездных ворот и калиток.
17.10
Сигналы срабатывания от периметральной охранной сигнализации и
от охранной сигнализации помещений ПС передаются:
для ПС, имеющих военизированную охрану
на проходной пункт;
для ПС, не имеющих военизированной охраны, но с постоянным пе
соналом
на
ПС;
для ПС с дежурством персонала менее 24 часов в сутки
на
РЭС
или
ЭС по каналам телемеханики, а также на
ЩУ
ПС;
для ПС 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала
на
ДП
РЭС или
ЭС по каналам телемеханики;
для ПС с дежурством на дому
на
ЩУ
ПС и в производственно
жилой
дом.
Передача сигнала по каналам телемеханики должна сопровождаться на
ПС срабатыванием указательного реле, фиксирующего действие охранной си
нализа
ции.
При срабатывании охранной сигнализации помещений и периметра ПС
должно быть предусмотрено периодическое включение внешнего звукового
сигнала.
17.11
Передача сигнала срабатывания охранной сигнализации на пульт
вневедомственной охраны рекомендуется для ПС без постоянного персонала
при наличии
ТЭО
и заключения соответствующих договорных соглашений.
17.12
На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь с
жайшим населенным пунктом, имеющим отделение (подразделение) связи с
17.13
На ПС 330
750 кВ рекомендуется использование телевизионных
устройств в местах установки трансформаторов, реакторов и на территории
ОРУ, а в отдельных случаях и для контроля внеш
него ограждения. Расстановка
приемных видеоконтрольных устройств определяется при конкретном проект
ровании.
17.14
В целях исключения слива масла посторонними лицами из силовых
трансформаторов и реакторов целесообразно на сливном вентиле устанавливать
заглушку,
закрепленную болтами и контролируемую охранной сигнализацией с
действием, аналогичным охранной сигнализации помещений.
17.15
Переговорное устройство у въездных ворот для осуществления св
я-
зи со
и дистанционное отпирание калитки или ворот рекомендуется на ПС
с дежурным персоналом, не имеющих проходного пункта и охраны.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 3 ;&#x/MCI; 3 ;17.16
Конструкция ввода и вывода кабелей, водопровода и канализации на
территории ПС должна исключить проникновение на ПС посторонних лиц.
17.17
При выборе системы периметральной охранной сигнализации сл
е-
дует учитывать ее функционирование в условиях влияния электрического и
магнитного полей ОРУ, трансформаторов и заходов ВЛ.
17.18
На планах ПС и каждого ОРУ
напряжением
330 кВ и выше следует
предусматривать маршруты обхода для осмотра оборудования и маршруты сл
е-
дования к рабочим местам, обеспечивающие безопасный подход ко всем апп
ратам. Участки маршрутов, на которых напряженность электрического поля
превышает 15
кВ/м, должны быть экранированы.
Для сокращения объема экранирования маршруты следует располагать в
зонах экранирующего действия стоек порталов, фундаментов и заземленных
частей оборудования.
Протяженность маршрутов обхода допускается увеличивать при напр
я-
женности
электрического поля
менее 15 кВ/м, определяя длительность преб
вания персонала на маршруте
в соответствии с
4]. &#x/MCI; 20;&#x 000;&#x/MCI; 20;&#x 000;17.19
Уровни напряженности магнитного поля на рабочих местах ПС не
должны превышать допустимых значений в соответствии с
22]. &#x/MCI; 24;&#x 000;&#x/MCI; 24;&#x 000;18 Учет электроэнергии
18.1
Общие положения
18.1.1
При проектировании новых и
реконструкции
существующих
должно
быть
обеспече
но соответствие современным
требования
к техн
ческому и коммерческому учету электроэнергии
и учтены требования
ТКП 339,
СТБ 2096, СТП 09110.35.122 и СТП 09110.35.126
технических заданий;
а также
решения
архитектурных и строительных проектов на объекты АСКУЭ ММПГ.
18.1.2
Для учета электроэнергии, используемой для целей нагрева,
в с
ответствии с
28] следует предусматривать организацию необходимого числа
точек расчетного учета
электроэнергии
18.1.3
Состав точек
учета э
лектроэнергии
по ПС
должен обеспечивать
контроль баланса электроэнергии и мощности
по
объекту в целом, для РУ ка
дого номинального напряжения и
, как правило,
для каждой системы/секции
шин в отдельности
18.2
Счетчики электроэнергии
18.2.1
На ПС для всех электрических
присоединений должны применят
ся трехфазные трехэлементные электронные (статические) счетчики ЭЭ (далее
СЭ), которые должны включаться в каждую фазу присоединения. СЭ должны
обеспечивать учет активной и реактивной ЭЭ. Для присоединений, где возм
жен реве
рс перетоков активной и/или реактивной ЭЭ, учет ЭЭ должен произв
диться в четырех квадрантах (для обоих направлений активной и реактивной
ЭЭ).
СТП 09110.01.2.104
18.2.2
Установку основного и дублирующего счетчиков следует пред
сматривать:
для межгосударственных ЛЭП напряжением 110
кВ и выше;
для ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, непосредственно питающих
потребителей;
для ЛЭП напряжением 110 кВ и выше с годовым не сальдированным п
е-
ретоком 100 тыс. МВт∙ч и более.
18.2.3
СЭ должны обеспечивать передачу накопленных данных с ди
с-
кретностью
передаваемой информации не менее трех минут и должны иметь:
не менее одного цифрового интерфейса для работы в системе АСКУЭ
(безотносительно наличия системы АСКУЭ на объекте или планов по ее уст
а-
новке);
не менее двух цифровых интерфейсов для работы в систе
мах АСКУЭ
энергообъекта и потребителя;
встроенными реле управления нагрузкой
для присоединений, по кот
рым требуется обеспечить возможность управления/сигнализации нагрузкой
потребителя. Сигналы от указанных реле должны передаваться в системы РЗА
и/или А
СУ ТП энергообъекта.
18.2.4
Классы точности счетчиков электрической электроэнергии дол
ны быть следующими:
для
межгосударственных и межсистемных
ЛЭП
напряжением 110 кВ и
выше
не хуже 0,2
для
ЛЭП
и вводных присоединений трансформаторов напряжением
0 кВ
и выше
не хуже 0,2S;
для присоединений, питающих потребителей
не хуже 0,2
S;
для остальных присоединений
не хуже 0,5S.
Класс точности
счетчиков учета
реактивной электроэнергии может выб
раться на одну ступень ниже соответствующего класса точности
счетчиков
е-
активной электроэнергии.
18.2.5
Следует комплектовать энергообъект в максимальной степени о
нотипными счетчиками.
18.2.6
В проектной документации следует предусматривать резервное к
личество СЭ (ЗИП), обоснованное соответствующими расч
етами.
18.2.7
Подключение счетчиков к ТТ и ТН необходимо проводить через
испытательную коробку (блок испытательный), расположенную в непосредс
венной близости от СЭ и обеспечивающую безопасное отключение цепей тока и
напряжения при замене и обслуживании СЭ. При
этом должна обеспечиваться
возможность опломбирования.
18.2.8
Типовые требования к
(на основании требований, предъявля
е-
мых СТБ 2096 и СТП 09110.35.126) приведены в
аблице 18.1.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Таблица 18.1
Типовые требования к счетчикам электроэнергии
Технические
характеристики
(наименование параметра)
Значение параметра, не хуже
Установленный рабочий диапазон напряжений
От 0,9 до 1,1 U
Максимальный ток
1,5·I
Пределы основной относительной погрешн
сти измерения напряжения переменного тока в
диапазоне от 0,8
ном
до 1,15
ном
±0,5%
Пределы основной относительной погрешн
сти измерения силы тока в диапазоне от 0,05
ном
max
±0,5 %
Допускаемая абсолютная погрешность встр
енных часов за сутки
± 1 с
Рекомендуемая полная потребляемая мощность
для каждой цепи напряжения
Не более 1,0
ВА (
учетом
подсветки индикатора)
Полная потребляемая мощность для каждой
цепи тока
Не более 0,5 ВА
Цифровой интерфейс
485,
количество
в соо
ветствии с требованиями
пункта
Наличие встроенного реле управления нагру
кой
соответствии с требов
а-
ниями п
ункта

Оптический порт по [
Дополнительно измеряемые и отображаемые
параметры:
мгновенные активная и реактивная мощности;
фазные значения напряжения и тока;
частота сети;
коэффициент мощности

Количество тарифных зон
Не менее 8
Интервал усреднения мощности
3 и 30 мин. (с возможностью
установки 3 и 15 мин.)
Глубина хранения срезов энергии:
при 30 мин интервале усреднения
при 15 мин интервале усреднения
Не менее 60 дней;
е менее 30 дней
Рабочая температура
20 …
+45
Сохранение работоспособности таймера при
отключении сетевого питания
Не менее 8 лет
Защита от несанкционированного перепр
граммирования СЭ
Наличие программной и а
паратной защиты
СТП 09110.01.2.104
Окончание
таблицы 18.1
Технические характеристики
(наименование параметра)
Значение параметра, не хуже
Наличие архивов:
архив ошибок;
архив состояния фаз;
архив корректировок (вмешательств извне)

Возможность подключения (или наличие
встроенного) резервного источника питания

Подсветка индикатора
Информационная совместимость:
с верхним уровнем АСКУЭ ММПГ
С ЦСОД АСКУЭ ММПГ
РУП
облэнерго
с УСПД
Средний срок службы до первого капитал
ного ремонта
Не менее 24 лет
Средняя наработка на отказ
Не менее 150000 ч
Комплект сервисного ПО
Комплект русскоязычной документации
18.3
Измерительные трансформаторы для целей учета
электро
энергии
18.3.1
ТТ и ТН должны устанавливаться в
тре
х фазах.
18.3.2
При
возведении
и реконстру
кции
всех классов номинального
напряжения
следует предусматривать
отдельн
вторичн
обмотк
для целей учета
электроэнергии
в ТН всех классов номинального напряжения при наличии технич
е-
ской возможности следует предусматривать отдельную вторичную обмотку для
целей учета и контроля качества ЭЭ. При отсутствии указанной возможности
допускается совместное подключение СЭ, контроля ПКЭ и измерительных пр
боров к общей вторичной обмотке.
18.3.3
Цепи
СЭ, цепи ТН
анализатор ПКЭ следует выполнять о
дельными проводниками от отдельных защитных коммутационных аппаратов.
Потери напряжения (с учетом потерь мощности в проводниках) в указанных
цепях должны составлять:
не более 0,25
% от вторичного номин
ального напряжения ТН − для
технического учета ЭЭ, контроля ПКЭ
не более 0,2
% от вторичного номинального напряжения ТН
для ра
с-
четного учета
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;18.3.4
Класс точности отдельной вторичной обмотки измерительных ТТ
для целей учета ЭЭ должен быть:
для
межгосударственных и межсистемных ЛЭП напряжением 110
кВ и
выше; ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, отходящих к потребителям; ЛЭП н
а-
пряжением 110
кВ и выше с годовым не сальдированным перетоком 100 тыс.
МВт∙ч и более
не хуже 0,2
для ЛЭП и вводных
присоединений трансформаторов напряжением
220 кВ и выше
не хуже 0,2
для присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и более −
не хуже 0,2
для остальных присоединений
не хуже 0,
18.3.5
Класс точности вторичной обмотки «звезда» для целей
учета ЭЭ и
контроля ПКЭ измерительных ТН, установленных на соответствующих шинах
и/или присоединениях, должны быть:
для межгосударственных ЛЭП напряжением 110
кВ и выше, ЛЭП и
вводных присоединений трансформаторов напряжением 220 кВ и выше −
не хуже 0,2;
для присоединений с присоединенной мощностью 100 МВт и более
не хуже 0,2;
для присоединений с годовым не сальдированным перетоком
100 тыс. МВт∙ч и более
не хуже 0,2;
для остальных присоединений
не хуже 0,5.
18.3.6
При выборе ТН должен быть выполнен расчет
вторичной нагрузки
(для ТН в целом и для каждой вторичной обмотки) для обеспечения требуемого
класса точности в рабочем режиме. Результаты расчета должны быть предста
лены в проектной документации.
18.3.7
При наличии на ПС нескольких секций и (или) систем шин
одного
номинального напряжения с присоединенными к каждой из них ТН следует
предусматривать возможность переключения цепей напряжения учета ЭЭ сче
чиков на другой(
ие) указанными ТН.
18.3.8
При выборе ТТ должен быть выполнен расчет по проверке соо
ветствия вто
ричного тока ТТ, вторичной нагрузки измерительных обмоток ТТ
требованиям ТНПА. Результаты расчета должны быть представлены в проек
ной документации.
18.3.9
Для схем ПС
с двумя системами
шин с обходной и
отсутствием
ТТ в цепи ВЛ с целью учета электроэнергии на ВЛ необходимо обеспечивать
автоматическую фиксацию перевода каждой ВЛ на
18.4
Автоматизированная система
контроля и
учета электроэнергии
и мощности
18.4.1
Система АСКУЭ ПС должна обеспечивать автоматическую (или
автоматизированную) функцию сведения баланса электроэнергии на объекте,
СТП 09110.01.2.104
включая балансы по уровням напряжения, отдельно по шинам (секциям шин)
всех классов напряжений, сравнение фактического небаланс
а с допустимым зн
а-
чением небаланса, а также последующего контроля достоверности данных учета
18.4.2
Сбор данных учета ЭЭ от СЭ, их (данных) обработка, хранение на
объектах, экспорт в смежные системы и передача заинтересованным сторонам
должны осуществляться с
помощью защищенных от несанкционированного до
с-
тупа УСПД.
18.4.3
Структура построения АСКУЭ и состав примененных технических
средств, должны обеспечивать автоматизацию информационного обмена.
18.4.4
Система АСКУЭ должна являться автономной системой и иметь
возможность и
нтеграции с АСУТП в части:
получения из АСУТП данных (или сигналов) о положении выключ
а-
телей и/или разъединителей (для РУ с обходной системой шин);
передачи в АСУТП ряда данных измерений (режимные параметры
сети, мощности, показания счетчиков электроэнерги
и, показателей качества
электроэнергии и других) и данных о неисправности элементов АСКУЭ (АРМ,
УСПД, электросчетчиков, каналообразующей аппаратуры и т.д.).
18.4.5
Информация от СЭ в УСПД должна поступать в цифровом виде
по последовательному цифровому интерфейсу
485, Ethernet или другим
стандартным и открытым интерфейсам/протоколам. Допускается использование
иных современных технических решений.
18.4.6
Следует обеспечить (в пределах 3
х минутного интервала) возмо
ность:
получения от СЭ данных, указанных в
18.4.10;
выдачи на СЭ требуемых управляющих команд.
Для этого к каждому последовательному интерфейсу УСПД должны по
ключаться не более двенадцати счетчиков электроэнергии (рекомендательно
не более девяти).
18.4.7
Должна предусматриваться система гарантированного беспере
ного питания АСКУЭ и ее элементов. На необслуживаемых энергообъектах д
пускается применять решения, обеспечивающие гарантированное бесперебо
ное питание на время переключения схемы АВР в ЩСН. Для указанных целей
рекомендуется использовать необслуживаемы
е (без заменяемых батарей) эне
гоаккумуляторы, которые должны функционировать в течение всего срока
службы АСКУЭ.
18.4.8
Системы АСКУЭ
должны обеспечивать получение данных о сре
них тридцати
трех минутных
значениях электрической мощности и об учте
ной
электроэнергии по зонам суток за календарные сутки и накопительно за з
а-
данный отрезок времени (неделю, месяц, год и т.д
.), параметрах сети и ря
да
других.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;18.4.9
Типовые требования к УСПД (на основании требований, предъя
ляемых СТБ 2096 и СТП 09110.35.126) приведе
ны в
аблице 18.2.
Таблица 18.2
Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
Технические характеристики
(наименование параметра)
Значение параметра, не хуже
Количество цифровых каналов (А+, А
R+, R
По каждой точке учета
2 Рекомендуемое количество
резервных
цифровых каналов

Хранение получасовой информации,
суток
365
Хранение данных первичного учета,
лет
3,5
Количество цифровых интерфейсов
232
не менее 1;
485
с
учетом требований
18.4.
Ethernet
не менее 1.
Возможность передачи данных в си
темы верхнего уровня
По интерфейсам
232,
485 и
Ethernet
Способ получения информации от
Опрос
по прямой, модемной
связи или Ethernet с периодичн
стью: не реже 3 мин.
Лицензия на опрос
(при условии,
что данная характеристика указывается
готов
ителем)
С учетом требований п
унктов
1 и 2
Протоколы
, поддерживаемые по
цифровому интерфейсу
Поддержка выбранного типа
Встроенный
Web
сервер и програ
м-
мируемый IP
адрес

Погрешность ведения текущего вр
мени (как при наличии, так и при отсу
ствии сетевого питания)
± 5 сек/сутки
Программирование
с компьютера
Автоматическое
ведение журнала с
бытий с фиксацией событий и нешта
ных ситуаций

Автоматическая самодиагностика
Аппаратная
и программная защита от
несанкционированного доступа

Температурный диапазон
10…+40
Охлаждение
За счет естественной
конвекции
Напряжение питания от сети пер
е-
менного или постоянного тока
120…250 В
СТП 09110.01.2.104
Окончание таблицы 18.2
Технические характеристики
(наименование параметра)
Значение параметра, не хуже
Потребляемая мощность с полным
набором электронных модулей, Вт
Не более 100 Вт
Средняя наработка на отказ
35000 ч
Совместимость протокола обмена
УСПД с протоколом обмена
ЦСОД АСКУЭ ММПГ

Совместимость протокола обмена
УСПД с протоколом обмена ЦСОД р
е-
гионального АСКУЭ

Обеспечение доступа (только
чтение)
к данным хранящимся в УСПД по прот
кол
ам
обмена
совместимым с проток
лом обмена системы телемеханики
Рекомендательно
Комплект сервисного ПО
25 Комплект русскоязычной документ
а-
ции

18.4.10
Минимальный состав данных, хранящихся в УСПД, к которым
е-
обходимо обеспечить доступ со стороны системы телемеханики:
средняя трехминутная мощность Р+. Р
, Q+,Q
средняя тридцатиминутная мощность Р+, Р
, Q+, Q
энергия по приращению за сутки А+, А
, R+, R
показания
на 00 час первого числа текущего месяц
а;
приращение энергии
за месяц;
ежимные параметры сети: фазные токи, напряжения, частота, коэ
фициент
мощности
18.4.1
Установку счетчиков электроэнергии присоединений напряжен
ем 35
кВ и выше, УСПД и другого оборудования АСКУЭ следует выполнять в
отдельных шкафах. Шкафы с оборудованием АСКУЭ должны иметь возмо
ность защиты от несанкционированного доступа.
18.5
Контроль показателей качества электроэнергии
18.5.1
Пункты непрерывного контроля ПКЭ с применением стациона
ных устройств на ПС
напряжением
35 кВ и выше следует организовывать:
на шинах, секциях или системах шин, независимо от номинального
напряжения, к которым присоединены одна или более отходящих межгосуда
ственных, межсистемных
ЛЭП
или (и) связывающих с энергообъектом (
ами)
других субъекто
в хозяйствования;
на шинах
напряжением
35 кВ и выше, если подключенные к ним п
нижающие трансформаторы, питающие РУ номинального напряжения 10(6) кВ
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;или (и) ТП 10(6)/0,4 кВ, находятся на балансовой принадлежности другого
субъекта хозяйствования
18.5.2
Уст
ройства контроля ПКЭ должны удовлетворять метрологич
е-
ским и другим требованиям, приведенным в ТКП 183.1
раздел 8
18.5.3
Устройства контроля ПКЭ должны обеспечивать точность изм
е-
рений в соответствии с ГОСТ
13109
(раздел 7)
При подключении
измерительных цепей тока стационарного ус
ройства контроля ПКЭ должна использоваться обмотка ТТ, используемая для
целей измерения. Допускается включать указанное устройство в цепи СЭ те
нического (контрольного) учета при условии обеспечения защиты соответс
вующих измерительных цепей тока от несанкционированного доступа.
По согласованию с заказчиком необходимо в рамках проекта пр
е-
дусматривать переносной прибор контроля ПКЭ для выявления конкретных в
новников несоответствий ПКЭ, а также другое необходи
мое оборудование для
оперативного персонала, осуществляющего периодический контроль ПКЭ.
Для переносных приборов контроля ПКЭ необходимо предусма
ривать техническую возможность подключения их измерительных цепей: соо
ветственно цепей напряжения
вторичной обмотке соответствующих ТН и
цепей тока
к вторичным обмоткам ТТ.
При выявлении в ходе предпроектного обследования и проект
рования устойчивых несоответствий ПКЭ в проекте необходимо предусмотреть
необходимые корректирующие мероприятия на
ПС.
Решения в части ЦСОД и каналов связи с ЦСОД
18.6.1
Связь с ЦСОД (ПСОД) должна осуществляться по каналам связи,
обеспечивающим дистанционный сбор и обмен числовыми результатами изм
е-
рений ПКЭ по стандартным интерфейсам и протоколам обмена типа
«запрос
ответ». Передача данных числовых результатов измерений должна осущест
ляться по запросу ЦСОД.
18.6.2
Следует обеспечивать резервирование каналов связи.
18.6.3
Пропускная способность основных каналов связи должна обесп
е-
чивать (с учетом перспективы
) передачу требуемых данных учета и контроля
качества ЭЭ в ЦСОД не более чем за 1,5 минуты.
18.6.4
В качестве резервных каналов связи рекомендуется использовать
систему связи регионального сотового оператора (GSM/GPRS и т.п.), ради
связь, PLC
технологий и
ли другие современные решения. При этом должна
быть обеспечена надежная передача данных на необходимые расстояния.
18.6.5
При наличии на проектируемой ПС постоянного обслуживающего
персонала следует предусматривать АРМ для сбора, хранения и визуального
ображения данных измерений и результатов обработки данных учета и ко
троля ПКЭ.
СТП 09110.01.2.104
18.7
Защита от несанкционированного доступа
18.7
Защита от несанкционированного доступа организуется в соо
ветствии с требованиями ТНПА.
Защита от несанкционированного
доступа в части измерител
ных цепей, СЭ, УКПКЭ и УСПД (обязательно при новом строительстве и р
е-
конструкции) должна предусматривать:
пломбирование всех промежуточных клемм. Конструкция применя
е-
мых промежуточных клемм должна предусматривать возможность защи
ты от
несанкционированного доступа;
СЭ и УКПКЭ должны подключаться к вторичным цепям ТТ и ТН ч
е-
рез специальные зажимы (испытательные колодки, блоки), обеспечивающие
безопасное отключение цепей тока при замене и обслуживании средств учета
электроэнергии, а
также их опломбирование;
конструкция защитных
в целях исключения возможности хищения
электроэнергии должна обеспечива
ть возможность их пломбирования;
использование встроенных способов защиты (защитные пароли, мех
а-
ническая блокировка, контроль открытия к
рышки корпуса (отсека), ведение
журнала событий и т.д.);
меры организационного характера (пломбирование крышки корпуса,
разъемов; ограничение физического доступа к устанавливаемому оборудов
нию; санкционированность доступа к информации в соответствии с пол
ном
чиями; ответственность допущенных лиц за разглашение информации и т.д.).
Защита от несанкционированного доступа в части информац
онных цепей, остального оборудования, применяемого в составе АСКУЭ, и
оборудования ЦСОД (рекомендательно) должна пре
дусматривать:
пломбирование всех промежуточных клемм. Рекомендуется примен
е-
ние промежуточных клемм, предусматривающих возможность защиты от н
е-
санкционированного доступа;
меры организационного характера (пломбирование крышки корпуса,
разъемов; ограничение ф
изического доступа к устанавливаемому оборудов
нию; санкционированность доступа к информации в соответствии с полном
чиями; ответственность допущенных лиц за разглашение информации и т.д.);
использование встроенных способов защиты (защитные пароли, мех
а-
еская блокировка, контроль открытия крышки корпуса (отсека), ведение
журнала событий и т.д.);
механизмы шифрования передаваемых данных и возможность испол
зования шифрованных каналов связи (требует обоснования);
создание виртуальных защищенных сетей связи
прокладка информационных линий в защитных коробах;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;– со стороны ЦСОД: авторизация и аутентификация пользователей, п
а-
кетная фильтрация и т.д., а также за счет ограничения физического доступа к
се
верной части ЦСОД;
многоуровневость защиты: уровень системы,
уровень устройства, ур
вень задачи, уровень данных.
Водоснабжение, канализация
твод
, отвод
масла.
Противопожарные мероприятия
Отопление и вентиляция
19.1
Хозяйственно
питьевое, противопожарное водоснабжение
и канализация
19.1.1
На ПС, имеющих постоянный
дежурный персонал, и на ПС с д
е-
журством на дому (при расположении служебно
жилого дома вблизи ПС), сл
е-
дует предусматривать хозяйственно
питьевой водопровод и хозяйственно
фекальную канализацию с подключением к близлежащим сетям, а при отсутс
вии сетей по с
огласованию с органами санитарного надзора предусматривать
простейшие местные очистные сооружения (септик, поля подземной фильтр
ции, выгреб).
При невозможности сооружения хозяйственно
питьевого водопровода
допускается использование водозаборных скважин и
шахтных колодцев.
19.1.2
На ПС без постоянного дежурного персонала и расположенной вд
а-
ли от сетей водопровода и канализации (более 250 м) должна предусматриват
ся надворная уборная с герметическим колодцем. Персонал
ОВБ
должен быть
обеспечен привозной пить
евой водой и рукомойником.
19.1.3
При расположении ПС 35 кВ и выше без постоянного дежурного
персонала вблизи существующих или проектируемых систем водоснабжения и
канализации (на расстоянии до 250 м) в здании ОПУ должен предусматриваться
санузел (умывальн
ик и унитаз). При этом сеть канализации должна быть
по
возможности,
самотечной.
На ПС без ОПУ санузел должен быть предусмотрен в здании для прие
жего оперативного и ремонтно
эксплуатационного персонала.
19.1.4
Расход воды на противопожарное водоснабжение
ПС должен ра
с-
считываться согласно
ТКП 45
2.02
138
а на хозпитьевые нужды по
СНБ 4.
01.
01. Внутренние сети водопровода рекомендуется выполнять из стал
ных труб, а канализации из полиэтиленовых труб. Материал труб для нару
ной сети противопожарного водопр
овода рекомендуется выбирать в зависим
сти от давления в сети и условий прохождения трассы. Для наружной канал
зации рекомендуется использовать полиэтиленовые трубы
19.2
Техническое водоснабжение
19.2.1
Тип охладителя
для СК
(градирня или брызгальный бассейн) в
бирается с учетом места расположения охладителя и климатических условий
района размещения ПС
СТП 09110.01.2.104
19.2.2
Качество добавочной воды в системах технического водоснабж
е-
ния должно исключать отложения карбоната кальция и магния в трубах охлад
телей и их коррозию. Для обесп
ечения этого условия при необходимости дол
на использоваться стабилизационная обработка воды.
19.3
Противопожарные мероприятия
19.3.1
Противопожарные мероприятия для ПС напряжением 35 кВ и в
ше в зависимости от отнесения ПС к определенной группе определяются с
гласно
СТП 34.49.101
других
19.3.2
Категория зданий и помещений ПС по
взрывопожарной и пожа
ной опасности
определяется в соответствии с НПБ 5
и ТКП 130
19.3.3
Оборудование
автоматическими установками пожарной сигнал
зации, установками
пожаротушения
зданий, помещений
сооружений
и обор
дования на ПС, а также системами передачи извещений о чрезвычайных ситу
а-
циях на пункт диспетчеризации пожарной
автоматики
Министерства по чре
вычайным ситуациям Республики Беларусь
следует предусматривать
согласно
НПБ 15
19.3.
Степень огнестойкости зданий и предел огнестойкости стро
тельных конструкций следует определять по
ТКП 45
2.02
142
ТКП 339
(по
раздел 6.2)
19.4
Отвод масла
19.4.1
Для предотвращения растекания масла и распространения пожара
при повреждении
маслонаполненного оборудования на ПС должны быть в
полнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.
19.4.2
Маслоотводы выполняются, как правило, закрытыми, в отдельных
случаях (например, при сильнопучинистых грунтах, при высоких уровнях гру
товых вод и пр.),
при специальном обосновании, допускаются открытые масл
отводы при соблюдении следующих условий:
при сооружении бордюра по периметру маслоприемника для задерж
ния растекающегося масла.
трасса маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10 м
от масл
онаполненной аппаратуры.
сброс масла из маслоприемников осуществляется в маслосборник, как
правило, закрытый, с последующей откачкой в передвижные емкости стаци
нарным или передвижным насосом.
19.4.3
Допускается размещение маслосборника вне ограды ПС (преим
ществ
енно для комплектных трансформаторных подстанций и ПС 110 кВ по
блочным и мостиковым схемам) при условии его ограждения, обеспечения
подъезда автотранспорта и согласовании с землевладельцем.
19.4.4
Маслосборники
на ПС, не оборудованных АУВП
, должны выпо
няться за
крытого типа и
рассчитыват
на единовременный прием
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 4 ;&#x/MCI; 4 ;ема
масла, содержащегося в наибольшем
по объему масла
трансформаторе
или
реакторе, и
% воды от
АУВП из расчета орошения площади маслоприемн
ка
площадей боковых поверхностей трансформатора или реактора с инте
сивностью 0,2 л/с м
в течение 10 мин.
Удаление масла или воды из маслоприемника без отвода масла и масл
сборника должно предусматриваться передвижным (переносным) насосным а
регатом.
ри эт
ом рекомендуется выполнение простейшего устройства для пр
верки наличия масла (воды) в маслоприемник
19.4.5
Для ПС 750 кВ рекомендуется размещать маслосборники вблизи
маслонаполненного оборудования.
19.4.6
Для закрытых ПС маслосборник, рекомендуется предусматривать
за пределами здания.
19.4.7
После ликвидации аварии на трансформаторе весь объем стоков из
маслосборника должен откачиваться в передвижные емкости и вывозиться по
согласованию с местными органами санитарного надзора на местное автотран
с-
портное предприятие для от
деления масла от воды в очистных сооружениях с
бензиномаслоуловителем. Уловленное масло в зависимости от количества и к
а-
чества используется для хозяйственных нужд.
19.4.8
Требования к устройству маслоприемников п
од трансформатор
(реакторы) определены ТКП
339 (6.2.3.25)
19.5 Отопление и вентиляция
19.5.1
Оценка теплотехнических качеств ограждающих конструкций,
подсчет теплопотерь, выполнение раздела проекта «Отопление
вентиляция
кондиционирование воздуха
» в зданиях
должно выполняться в соответствии
с требованиями
ТКП 45
2.04
43,
СНБ 4.02.01,
.04
и решениями
прин
тыми в технологической и архитектурно
строительной частях проекта.
19.5.2
Требуемая температура внутреннего воздуха в помещениях для
нормальной
работы оборудования, кратности воздухообмена, тепловыделения
от установленного оборудования, наличие вредных, горючих или взрывоопа
с-
ных газов
выделяющихся при работе или при аварии, необходимость устройс
ва аварийной вентиляции
определяются
на основании т
ехнических параметров
оборудования и выполненных расчетов.
19.5.3
Отопление зданий на
без обслуживающего персонала
е-
журное электрическое. Нагревательные приборы
электроконвекторы с закр
тыми термоэлементами и встроенными регуляторами температуры.
19.5.4
На
с оперативно
диспетчерским персоналом в
ЗВН
ЩУ
по
заданию заказчика и с разрешения Энергонадзора источником теплоснабжения
может служить автом
атизированная электрокотельная.
Нагревательные приборы водяной системы отопления
регистры из
стальных гладких труб выполненные на сварке в производственных помещен
ях и конвекторы
в служебно
бытовых. В помещениях
при отсутствии д
е-
СТП 09110.01.2.104
журного персонала и в ЗРУ должна быть обеспечена температура в соответс
вии с требованиями изготовителей аппаратур
ы, устанавливаемой в этих пом
щениях.
19.5.5
Системы вентиляции в зданиях
должны обеспечивать:
поступление свежего воздуха в помещения;
ассимиляцию теплоизбытков от оборудования;
удаление системами общеобменной и аварийной вентиляции вредных,
горючих и
взрывоопасных газов при их поступлении в помещения.
В противопожарных целях предусматривается
отключение всех систем
вентиляции и кондиционирования в случае возникновения пожара и закрытие
огнезадерживающих клапанов.
Для создания комфортных условий в жарки
й и переходные периоды для
персонала диспетчерских
помещений
необходима установка кондиционеров.
19.5.6
Вентиляция аккумуляторных с негерметичными
приточно
вытяжная с механическим и естественным побуждением.
При включении зарядного устройства
автоматически включается пр
точно
вытяжная вентиляция. Приток в тамбур
шлюз и в верхнюю зону аккум
ляторной осуществляется вентустановкой в обычном исполнении. Вытяжка
осуществляется из нижней (1/3) и верхней зон (2/3) с помощью эжекторной у
с-
тановки. В со
став эжекторной установки входят два вентилятора в обычном и
полнении. Один вентилятор рабочий, второй
резервный.
Кроме механической предусматривается вытяжная вентиляция с естес
венным побуждением в объеме однократного воздухообмена. Вентиляция п
мещения
аккумуляторной с герметичными
АБ
по СТП 09110.50.500
закрытого
типа приточно
вытяжная с естественным побуждением в объеме однократного
воздухообмена.
19.5.7
В помещениях ЗРУ для ассимиляции теплоизбытков выполняется
приточно
вытяжная вентиляция с естестве
нным побуждением.
В ЗРУ для удаления дыма
и газов после
аварии маслонаполненного об
рудования выполняется аварийная вытяжная вентиляция, рассчитанная на пят
кратный воздухообмен в час.
19.5.8
В помещениях КРУЭ
напряжением
110
220 кВ предусматривае
ся устр
ойство аварийной вытяжной вентиляции, сблокированной с электроз
щитой элегазового оборудования.
Вытяжка выполняется из нижней (2/3) и верхней зон (1/3) помещения
КРУЭ и помещения хранения баллонов с элегазом в объеме
восьми
кратного
воздухообмена
в час
Кроме аварийной для помещения КРУЭ и помещения хранения баллонов,
предусматривается механическая приточно
вытяжная вентиляция в объеме
трехкратного воздухообмена в час, включаемая при работе в КРУЭ обслуж
вающего персонала. При получении сигнала от электро
защит оборудования и
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;автоматического газоанализатора одновременно включается приточно
вытяжная трехкратная и аварийная пятикратная.
Кроме механической, из КРУЭ и помещения хранения баллонов выполн
я-
ется естественная вытяжка в объеме однократной.
19.5.9
При
эксплуатации элегазового электрооборудования необходимо
соблюдать инструкции изготовителей как относительно обслуживания самого
оборудования, так и относительно помещений, в которых эксплуатируется или
проводится ремонт элегазового оборудования. Помещение
с элегазовым обор
дованием или с баллонами элегаза необходимо оснащать приточно
вытяжной
вентиляцией.
19.5.
Вентиляция камер трансформаторов и токоограничивающих р
е-
акторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла.
Расчет вентиляции выполняется на
перепад температур между удаляемым
и приточным воздухом не более 15
ºС при нагрузках соответствующих ном
нальным мощностям.
Вентиляционные системы камер трансформаторов и реакторов не должны
быть связаны с другими вентиляционными системами.
Пуск систем вен
тиляции камер трансформаторов (реакторов) удаляющих
теплоизбытки выполняется автоматически при достижении в помещении те
пературы +35
ºС и выключаются при +25
ºС.
Для реакторов внутренней установки с принудительным охлаждением и
для всех реакторов наружной
установки указания о требуемых условиях естес
венного или принудительного воздушного
охлаждения определяются технич
е-
скими параметрами, указанными изготовителем.
19.5.1
Расчет воздухообмена в кабельных сооружениях определяется,
исходя из перепада
температур между приточным и вытяжным воздухом не б
лее 10
ºС.
Кабельные сооружения должны быть обеспечены естественной или мех
а-
нической вентиляцией, причем вентиляция каждого отсека должна быть незав
симой.
Дизайн подстанций и улучшение эстетического воздействия
на человека и окружающую среду
20.1
При проектировании ПС необходимо разрабатывать требования к д
зайну и эстетическому воздействию инфраструктуры на человека и окружа
щую среду:
20.1.1
Для отделки фасадов зда
ний применять высококачественные мат
е-
риалы
20.1.2
Применять скатные кровли с покрытием из черепицы на селите
ной территории городов
СТП 09110.01.2.104
20.1.3
Ремонт существующих и обустройство новых транспортных прое
дов и пешеходных связей выполнять из твердых экологически чистых мат
ери
а-
лов
20.1.4
Наружное освещение выполнять на декоративных стойках нару
ного освещения
20.1.5
Сплошную железобетонную ограду применять с декоративными
вставками
только по желанию Заказчика
20.1.6
При планировке территории учитывать
клон местности и устра
вать декоратив
ные подпорные стенки
(по желанию Заказчика)
20.1.7
Устанавливать водоотводящие желоба для стока воды с крыш зд
а-
ний
20.1.8
В зданиях с постоянным дежурством персонала на
устанавл
ваются кондиционеры
20.1.9
На закрытых ПС в зданиях пребывания людей внутренние стены
окра
шиваются цветными красками.
20.1.10
На территории ОРУ для обеспечения обходов дежурного перс
нала предусматривается устройство пешеходных дорожек
по наземным кабел
ным каналам
Генеральный план и транспорт
21.1
Застройка территории (горизонтальная планировка)
21.1.1
Решение генерального плана ПС должно быть увязано со схемой
разводки ВЛ всех напряжений, положением подъездной автомобильной (желе
ной) дороги.
21.1.2
Размещение всех зданий, сооружений, автодорог и инженерных
сетей должно обеспечивать
перспективное расширение ПС.
21.1.3
При размещении ПС на землях, покрытых лесом, должна пред
сматриваться расчистка лесных площадей согласно требованиям
ТКП 339
и противопожарных норм
21.1.4
При размещении ПС на площадках с грунтовыми условиями
типа
по просадочности по СНиП 2.02.01 компоновку генерального плана выполнять
с учетом для снижения вероятности замачивания грунтов в основании
21.1.
При
асположени
сооружений и оборудования на площадке ПС
должно предусматрива
ься
использование
индустриальных методов пров
ения
строительных и
монтажных работ;
ревизи
, ремонты и испытания оборудования с применением машин,
механизмов и передвижных лабораторий;
проезд (подъезд) пожарных автомашин;
доставк
тяжеловесного оборудования с помощью автотр
анспортных
или железнодорожных средств;
плотность застройки ПС не менее указанной ниже:
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Примечания:
Плотность застройки ПС определяется как отношение площади застройки к пл
щади ПС в
ограде
Площадь застройки определяется как сумма площадей ОРУ (в пределах их огра
дений) и всех зданий, сооружений и монтажных площадок с учетом резервируемой
площади в пределах ограды.
Плотность
застройки на площадках для ПС напряжением 35 кВ должна б
ыть не
менее 77 %, 110 кВ
72 %, 220 кВ
70 % и 330
750 кВ
65 %.
Указанные значения
, %,
не распространяются на реконструируемые ПС.
.1.
Взаимное размещение РУ должно обеспечивать минимальное к
личество пересечений и углов поворота на подходах ВЛ к
ПС, минимальную
протяженность внутриплощадочных дорог и инженерных сетей, а также ток
проводов, связывающих РУ с трансформаторами.
.1.
При разработке генерального плана здания и сооружения ПС сл
е-
дует сгруппировать в две основные зоны
для ПС напряжением
220 кВ и выше
зону основных технологических зданий и сооружений (ОПУ, здание
релейного щита, здание ЗРУ, ОРУ, трансформаторные группы и компенсиру
щие устройства);
зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для ревизии
трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад масла, гараж,
склад, насосная
первого
подъема, совмещенная с артезианской скважиной, р
зервуары противопожарного водоснабжения и др
угие).
21.1.8
Территория, предусмотренная для расширения ПС после расчетн
го периода, оговаривается проектом, оформляется при отводе площадки, как не
подлежащая застройке и не ограждается. До расширения ПС эта территория
может быть использована для сельско
хозяйственных нужд.
21.1.9
Свободная от застройки территория ПС должна
благоустраиват
путем
посева многолетних трав либо отсыпаться
гравием или щебнем
(по зад
нию заказчика). В зонах отдыха вне
ОРУ допускается посадка
древе
сно
кустарниковой
растительности
21.1.10
Ширину полосы отвода земли вокруг внешнего ограждения
ритории ПС
следует принимать не более 1,0
при отсутствии за пределами о
рады инженерных сооружений (водоотводные канавы, откосы планировки и
др.), а при наличии сооружений
с учетом их размещения.
21.2
Вертикальная
планировка
21.2.1
При вертикальной планировке территории ПС следует применять:
а) сплошную систему
вертикальной
планировки с выполнением планир
вочных работ по всей территории;
Напряжение
110
220
330
750
Плотность застройки ПС, %
СТП 09110.01.2.104
б) выборочную или местную систему
вертикальной
планировки с выполн
е-
нием планировочных работ только на участках, где расположены отдельные
здания
и сооружения
с сохранением естественного рельефа на остальной
сущ
е-
ствующей
территории.
21.2.2
Выборочную систему планировки следует применять т
акже при
наличии скальных грунтов, при необходимости сохранения деревьев и при н
благоприятных гидрогеологических условиях.
21.2.3
Вертикальная планировка территории ПС выполняется с учетом
расположения основных и второстепенных зданий и сооружений, устрой
ством
внутриплощадочных проездов, обеспечивающих подъезд к сооружениям и с
соблюдением норм проектирования.
21.2.4
Вертикальную планировку следует проектировать с максимальным
использованием естественного рельефа, по возможности, с нулевым балансом
землян
ых масс.
21.2.5
Уклоны поверхности площадки надлежит принимать
вдоль ячеек
ОРУ, как правило, должны быть не более 0,05
для глинистых грунтов, 0,03
для песчаных и вечномерзлых грунтов, 0,01
для грунтов легкоразмываемых
(лесс, мелкие пески). В условия
х просадочных грунтов
типа минимальные у
лоны планируемой поверхности следует принимать 0,005.
21.2.6
В особо трудных условиях горной и пересеченной местности д
пускается планировать территорию ПС террасами.
21.2.7
Сопряжение террас следует
выполня
ть
откосами, а при стесненных
условиях, допускается заменять откосы подпорными стенками. Высоту откосов,
исходя из условий эксплуатации ПС, рекомендуется принимать не более 2,0 м.
21.2.8
Уклоны вдоль ячеек ОРУ допускается увеличивать с соблюдением
мероприятий
, исключающих размыв поверхности. В исключительных случаях в
особо трудных условиях горной и пересеченной местности, при условиях в
полнения требований ТКП 339 и техники безопасности работы механизмов, у
лоны могут быть увеличены до 0,12.
21.2.9
Отвод атмо
сферных вод с площадки ПС должен, как правило,
осуществляться поверхностным способом.
21.2.10
Устройство дождеприемников и ливневой закрытой канализации
выполняется при наличии
ТЭО
и задания на проектирование.
21.2.11
Рекомендуется, чтобы отметка пола
первого этажа зданий была
выше планировочной отметки участка, примыкающего к зданию, не менее чем
на 20 см. При этом отметка низа отмостки должна превышать планировочную
отметку не менее чем на 0,05 м.
21.2.1
При размещении ПС на заболоченной или подтопля
емой терр
тории следует предусматривать защиту от заболочения и затопления. Защита
площадки от затопления атмосферными водами, притекающими с нагорной
стороны, производится при помощи водозащитных сооружений (нагорные к
а-
навы, лотки, кюветы)
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;21.3
Автомобил
ьные дороги
21.3.1
Для ПС с трансформаторами мощностью 1000 кВА и более дол
ны предусматриваться следующие виды автомобильных дорог:
подъездная дорога для связи ПС с общей сетью автомобильных дорог;
резервный подъезд к ПС (при площади ПС более 5 га);
внутриплощадочные автомобильные дороги.
21.3.2
Для перевозки тяжелых грузов (трансформаторов, шунтирующих
реакторов, СК) от разгрузочной площадки железнодорожной станции или пр
чала водного транспорта до площадки ПС, в случае отсутствия подъездного ж
е-
лезно
дорожного пути, должен быть разработан автодорожный маршрут.
21.3.3
Проект подъездных автомобильных дорог ПС следует увязывать
со схемами районных планировок и с генеральными планами населенных пун
тов и промышленных предприятий при расположении площадки в
пределах п
следних.
21.3.4
Подъездные автомобильные дороги
относ
имые
пят
ой катег
рии
по
ТКП
3.03
, как правило, должны иметь ширину проезжей части
4,5
м, а в пределах населенных пунктов
в соответствии с типом существу
щих или проектируемых автомобильных дорог по согласованию с местными
организациями. При доставке оборудования трейлерами
грузоподъемностью
200
т и более ширина проезжей части уточняется в каждом конкретном случае в
зависимости от габаритов транспортных сре
дств.
21.3.5
Внутриплощадочные автомобильные дороги должны иметь ш
рину проезжей части не менее 3,5 м, кроме трейлерного проезда, являющегося
продолжением подъездной автодороги в пределах площадки, ширина которого
должна быть равна 4,5 м.
21.3.6
Покрытие р
емонтных площадок у трансформаторов выполняется
аналогично покрытию основных внутриплощадочных дорог.
21.3.7
Автомобильные дороги, являющиеся также и пожарными прое
дами с усовершенствованным облегченным покрытием, должны быть пред
смотрены, как правило, к
следующим зданиям, сооружениям и установкам: к
трансформаторам,
, к зданию маслохозяйства и емкостям масла, ОПУ, ЗРУ,
вдоль рядов выключателей ОРУ напряжением 110 кВ и выше, вдоль
БСК
, к к
а-
ждой фазе выключателей 330
750 кВ, компрессорной, складу
хранения водор
да и материальному складу, насосным резервуарам воды.
21.3.8
Ко всем остальным сооружениям предусматриваются проезды по
спланированной территории, укрепленной посевом трав или отсыпкой щебня
(гравия).
21.3.9
К зданиям и сооружениям должен бы
ть обеспечен подъезд п
жарно
спасательной техники, к зданию протяженностью более 18 м
подъезд с
двух сторон.
СТП 09110.01.2.104
21.3.10
Внутриплощадочные автодороги ПС напряжением 220 кВ и в
ше, должны проектироваться, как правило, по кольцевой системе.
21.3.11
Покрытие пр
оезжей части подъездных основных внутриплощ
а-
дочных автомобильных дорог должно выполняться для ПС 35
110 кВ с испол
зованием местных дорожно
строительных материалов на основе технико
экономического сравнения вариантов:
щебеночное или гравийное;
чернощебеночное или черногравийное.
В отдельных случаях, при специальном обосновании, для ПС 110 кВ д
пускается устройство асфальтобетонного, цементобетонного покрытия.
21.3.12
При отсутствии местных дорожных строительных материалов
покрытие дорог на ПС, расположенных в
еверной строительно
климатической
зоне, выполняется из сборных железобетонных плит.
21.3.13
При благоприятных грунтовых условиях, обеспечивающих кру
логодичный п
роезд автотранспорта для ПС 35
110 кВ, допускается проектир
вать автомобильные дороги с низшим покрытием (из грунтов, улучшенных м
стным каменным материалом); для ПС
напряжением
220 кВ и выше:
асфальтобетонное;
с применением сборных железобетонных плит, пр
и специальном
обосновании (отсутствие местных дорожных строительных материалов, асфал
тобетонных заводов, неблагоприятные климатические и гидрологические усл
вия), когда это требуется по условиям доставки тяжелого оборудования.
21.3.14
В отдельных случаях
при отсутствии в районе сооружения
ПС 220
750 кВ асфальтобетонных заводов и наличии автомобильных дорог с
переходным покрытием (щебеночное, гравийное и др.), обеспечивающих кру
логодичное движение автотранспорта и безрельсовую доставку тяжеловесного
обору
дования, допускается покрытие автомобильных дорог ПС, аналогичное
существующему на дорогах, к которым осуществляется примыкание.
21.3.15
Покрытие подъездных дорог ПС
напряжением
110 кВ и выше
протяженностью до 200 м, примыкающих к дорогам с
усовершенствованным
покрытием и участок внутриплощадочной дороги до места установки или ра
грузки тяжелого оборудования, допускается выполнять из сборных железоб
тонных плит.
21.3.16
Существующие автодороги на реконструируемой ПС должны
быть обследованы на
возможность их дальнейшего использования с точки зр
е-
ния технического состояния их конструкции и габаритов для провозки и обсл
живания вновь устанавливаемого оборудования. При необходимости выполн
я-
ется проект реконструкции автодорог.
21.3.17
Перед
въезд
на территорию ПС должна быть выполнена разв
ротная площадка размером не менее 12х12
, в соответствии с требованиями
СНБ 3.03.02.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;21.4
Железные дороги. Пути перекатки трансформаторов
21.4.1
Подъездные железнодорожные пути нормальной колеи к
ПС 220
750
кВ предусматриваются в случае технической невозможности до
тавки тяжеловесных грузов (трансформаторов,
, СК) трейлерами по автод
рогам или при наличии
ТЭО
21.4.2
Подъездной железнодорожный путь должен быть предусмотрен
до трансформаторной башни, а при е
е отсутствии
до места установки или ра
грузки трансформаторов (
). Трасса подъездного железнодорожного пути,
как правило, должна совпадать на территории ПС с продольным путем перека
ки трансформаторов.
21.4.3
Продольный путь перекатки трансформаторов, к
ак правило, с
вмещается с автомобильной дорогой и, по возможности, должен быть горизо
тальным.
21.4.4
В исключительных случаях, по условиям вертикальной планиро
ки, продольный уклон пути допускается принимать не более 1
%. Проект под
ездного железнодорожно
го пути следует согласовывать с организацией
Бел
русской железной дороги
(далее
БЖД
21.4.5
Примыкание подъездного железнодорожного пути допускается к
станционным путям
БЖД
и к путям промышленных предприятий.
21.4.5
Применение старогодн
х рельсов при ст
роительстве подъездных
железнодорожных путей и путей перекатки трансформаторов не допускается.
22 Охрана окружающей среды
22.1
Конструктивные технические решения проектируемой ПС
в части
охраны окружающей среды
должны соответствовать требованиям
24]. &#x/MCI; 9 ;&#x/MCI; 9 ;Должны предусматриваться:
мероприятия по снижению напряженности электрического и магни
ного полей до допустимых значений (применение стационарных, переносных и
съемных экранирующих устройств, обеспечение заземления всех изолирова
ных от земли крупногабаритн
ых объектов, находящихся в электрическом поле,
выбор соответствующей высоты установки оборудования и др.);
засыпка гравием маслоприемников под трансформаторами при его о
крытой установке;
сигнализация наполнения и средств удаления из маслосборников в
ды;
специальная площадка для складирования банок
БСК
, при наличии
на ПС, и др.
22.2
При изъятии земель в постоянное (площадка ПС) и во временное
(склады, поселок строителей и др.) пользование
следует
ориентироваться на акт
выбора
места размещения
земельного
участка
в соответствии с [2
СТП 09110.01.2.104
При проектировании новой или реконстру
кции
ПС необходимо в
полнить мероприятия, обеспечивающие допустимый уровень шума на террит
рии жилой застройки, в соответствии с
ТКП
2.04
154 и
26]. &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;В случае превышения уровня шума или электромагнитного излучения на
прилегающей к
территории необходимо предусмотреть мероприятия по
снижению шума (шумозащитные насаждения, шумозащитные экраны) или м
е-
роприятия по снижению напряжения электромагнитного пол
я (заземление и
п.). Потребность в таких мероприятиях определяется на основании расчета с
нитарно
защитной зоны
по физическим факторам воздействия (шум, эле
тромагнитное излучение) либо акта натурных замеров шума от существующих
трансформаторов и обор
удования и в непосредственной близости от жилых и
общественных зданий, находящихся в районе ПС.
22.4
При расположении ПС в районах массового гнездования и мест о
с-
тановки перелетных птиц при перелетах для предотвращения их гибели следует
предусматривать зак
рытие отверстий полых железобетонных стоек опор сетк
ми или наголовниками, а также установку на порталах и опорах отходящих
ЛЭП напряжением
до 330 кВ птичьих заградителей.
22.5
Выполнение специальных мероприятий на подступах к ПС, для и
с-
ключения заносов ПС
(повышенные заборы, лесонасаждения и др.) в районах с
повышенными снегозаносами, не должно отрицательно сказываться на жизн
деятельности населения окружающей местности, то есть выполнение меропри
я-
тий не должно приводить к заносам транспортных магистралей
и др.
22.6
соответствии с требованиями ТНПА при проектировании в кач
е-
стве приложения к разделу «Охрана окружающей среды» разрабатывается эк
логический паспорт проекта, который согласовывается в установленном поря
При эксплуатации элегазового
электрооборудования необходимо собл
дать инструкции изготовителей как относительно обслуживания самого обор
дования, так и относительно помещений, в которых эксплуатируется или пр
водится ремонт элегазового оборудования. Помещение с элегазовым оборуд
вание
м или с баллонами элегаза необходимо оснащать приточно
вытяжной ве
тиляцией.
Персонал, который допускается к обслуживанию элегазового оборудов
а-
ния, должен пройти соответствующую подготовку.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;
Приложение
(обязател
ьное)
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств
подстанций напряжением 35
750 кВ
А.1.1
Общие положения
А.1.1.1
Настоящим
стандартом
устан
авливается
минимальное количество
типовых схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в
практике пр
ектирования
вариантов
позволяющих при этом достичь наиболее экономи
ных унифицированных решений.
Состав оборудования РУ определяется при проектировании
А.1.1.2
хемы
РУ
на напряжение 10 кВ приведены на рисунках А.1
А.3.
А.1.1.
хемы
РУ
на напряжение 35 кВ приведены на рисунках А.4
А.8.
Схема переходного пункта на КВЛ 35
330 кВ
приведена на рисунке А.9.
А.1.1.
хемы
на напряжение 110 кВ приведены на рисунках А.10
А.28.
А.1.1.5
хемы
на напряжение
0 кВ приведены на рисунках А.
А.1.1.
Схемы
на напряжение 330 кВ приведены на рисунках А.39
А.43.
А.1.1.
Схемы
на напряжение
0 кВ приведены на рисунках А.44
А.47.
А.1.
2 Основные требования, предъявляемые к схемам
А.1.
2.1
Схемы РУ (всех типов: ОРУ, ЗРУ, КРУЭ) подстанций
при ко
кретном проектировании
разрабатываются на основании схем развития энерг
системы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по разв
тию электрических сетей и должны:
обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей
ПС в соо
тветствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков
мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и после
а-
варийном режимах;
учитывать перспективу развития ПС;
учитывать требования
обеспечивать возможность проведения ремонтных
работ
технич
е-
ского обслуживания
на отдельных элементах схемы без отключения смежных
присоединений;
обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность.
А.1.
2.2
Схемы РУ должны предусматривать вывод выклю
чателей и отд
е-
лителей в ремонт, осуществляемый:
СТП 09110.01.2.104
для всех схем РУ напряжением 6
35 кВ, а также для блочных и мост
ковых схем РУ напряжением 110, 220 кВ (за исключением цепи, по которой
осуществляется транзит мощности)
путем временного отключения цепи, в к
торой установлен ремонтируемый аппарат;
для мостиковых схем и схем со сборными шинами РУ напряжением
110, 220 кВ
путем применения
или шунтирующих перемычек с разъед
нителями;
для схем РУ напряжением 330
750 кВ (кроме схемы блока
«линия
трансформатор»
кВ), а также 220 кВ по схеме четырехугольника
откл
чением выключателя без отключения присоединения
А.1.
2.3
Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах
РУ одного напряжения должно быть не более:
при повреждении линии
двух;
при поврежд
ении трансформаторов напряжением до
0 кВ
четырех,
750 кВ
трех.
А.1.2.4
Сравнение конкурирующих вариантов схем, намеченных на осн
вании перечисленных требований, и их окончательный выбор
проводится
на
основании технико
экономических расчетов с учетом
показателей надежности
А.1.
3 Общие указания по применению типовых схем
А.1.
3.1
Схемы РУ, указанные в схеме развития энергосистемы электрич
е-
ских сетей района, города или электроснабжения объекта, являются предвар
тельными и выбираются при конкретном
проектировании ПС.
А.1.
3.2
Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается,
как правило, не более двух.
На ПС с ВН 330
750 кВ на основе технико
экономических расчетов д
пускается установка более
двух
При установке
четырех
последние, как
правило, присоединяются на стороне ВН попарно через один выключатель с у
с-
тановкой разъединителя в цепи каждого
При этом управление разъединит
лями, как правило, включается в схему автоматики
А.1.
3.3
В блочных и мостиковых схемах РУ 35
220 кВ в цепях
тран
с-
форматоров устанавливаются выключатели.
Возможно применение блочных и мостиковых схем без выключателей
при передаче сигнала на отключение головного выключателя питающей линии с
применением устройства телеотключения или по кабелям. Данное решение
долж
но иметь
ТЭО
А.1.
3.4
При применении типовых схем для конкретного объекта подлежат
определению:
типы, количество и технические параметры основного оборудования и
ошиновки;
количество воздушных и кабельных линий;
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 2 ;&#x/MCI; 2 ;- необходимость и место установки регулирующих
и компенсирующих
устройств, токоограничивающих и заземляющих реакторов, а также схема их
присоединения;
режимы нейтралей трансформаторов всех классов напряжений;
необходимость высокочастотной обработки линий и количество обр
батываемых фаз
В схемах РУ не показаны
, встроенные в силовые трансформаторы, о
с-
тальные
показаны
независим
от того, встроены они в выключатель или я
ляются выносными
А.1.
4 Указания по применению блочных схем
А.1.
Блочные схемы применяются на стороне ВН тупиковых ПС до
330
кВ включительно или ответвительных ПС, присоединяемых к одной или
двум линиям до 220 кВ включительно.
А.1.4.2
Схем
на рисунке А.4
, №
110
на рисунке А.10
220
на рисунке А.29
, №
330
на рисунке А.39
(блок
линия
трансформатор
без
коммутационного оборудования или с разъединителем)
применя
тся
на напр
я-
жении 35
330
кВ при питании линией, не имеющей ответвлений, одного тран
форматора. При этом для защиты линии и
оборудования РУ напря
жением
330
кВ с трансформаторами любой мощности и РУ напряжением 110 и 220 кВ с
трансформаторами мощностью 63 МВ
А и более предусматривается передача
отключающего сигнала; для защиты оборудования РУ напряжением 35 кВ с
тран
сформаторами мощностью менее 63
А допускается использование р
е-
лейной защиты линии со стороны питающего конца и обеспечивающей откл
чение линии при
ней и части обмотки трансформатора без выдержки вр
е-
мени, а при
на остальной части обмотки трансформатора
с выдержкой
времени вт
орой ступени
При кабельном вводе в трансформатор разъединитель, разрядник и ВЧ
обработка не предусматриваются.
А.1.4.3
РУ
схема
рисун
к А.4
, №
рисун
к А.10
220
рисун
к А.29
, №
330
рисун
к А.
можно развивать
за счет уст
а-
новки аналогичного блока без перемычки на ВН. Такое решение рекомендуется
применять в условиях интенсивного загрязнения и при ограниченной площади
застройки. Применение однотрансформаторной ПС допускается при обеспеч
е-
нии требуемой надежности электроснабжен
ия потребителей
А.1.4.
Схемы № 35
Н на рисунке А.5, №
110
на рисунке А.11 и
220
Н на рисунке А.30
(блок
линия
трансформатор
с выключателем
, а
также схемы № 35
на рисунке А.6
и №
на рисунке А.14
(два блока
«линия
трансформатор
с выключателями в целях трансформаторов и неавт
матической перемычкой со стороны линии) применяются на напряжении 35
220
СТП 09110.01.2.104
А.1
.4.5
Схема №
110
4АН
на рисунке
А.12
блока
трансформатор
линия
с выключателями в цепях трансформаторов и автоматической перемы
кой со стороны линий и дополнительными линиями
) в
ыполняется
при коротких
линиях, когда отстроить РЗА невозможно (
оличество
присоединений
должно
быть не более шести
А.1
.4.6
Схема №
110
4БН
на рисунке А.13
блока
трансформатор
линия
с неавтоматической перемычкой со стороны линии, дополнительными
линиями и с выключателями на всех присоединениях
ыполняется
при колич
е-
стве присоединений от
пяти
до
четырнадцати
включительно
А.1.4.
Схема
4ВН на рисунке А
Два блока с выключателями,
неавтоматической перемычкой со стороны линий и дополнительной линией,
присоединенной через выключатель. Применяется на напряжении 110 кВ для
подключения к РУ 110 кВ подстанции третьей линии 110 кВ при
отсутствии
возможности расширения РУ
кВ.
А.1.4.
На схемах
с
блок
ами
линия
трансформатор
в целях упрощения
показан один блок,
для
ПС
с
дву
мя
трансформатор
ами
число таких блоков у
ваивается
А.1.
5 Указания по применению мостиковых схем
А.1.5.1
Мостиковые схемы применяются на стороне ВН ПС 35
220 кВ при
необходимости осуществления секционирования линий и мощности трансфо
маторов до 63 МВ
А включительно
А.1.5.2
На напряжении 35
20 кВ мостиковые схемы применяются, как
правило, с ремонтной
перемычкой
, но
при соответствующем обосновании п
е-
ремычка может не предусматриваться
А.1.5.3
Схемы №
110

на рисунке А.17
, № 220
5Н на рисунке А.
(мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны
линий
, а также №
5АН на рисунк
е А.7
и №
110
5АН
на рисунке
А.16
(мо
тик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со
стороны трансформаторов), применяются на напряжении 35
кВ.
При необходимости секционирования сети на
проектируемой
ПС в реж
ме ремонта любого
выключателя
предпочтительнее применять схему №
5АН
(рисунок А.
А.1.5.4
Схемы №
110
(мостик с выключател
м в
перемычке и в
цепях
трансформаторов), №110
5Н (мостик с выключателями в цепях линий и р
монтной перемычкой со стороны линий), №110
5АН (мо
стик с выключателями
в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформат
ров) и №110
5БН (мостик с выключателями в цепях трансформаторов и в цепях
линий с ремонтной перемычкой со стороны линий) применяются на напряж
нии 35
220 кВ
А.1.5.
Схемы №
110
на рисунке
А.15
110
5АН
на рисунке А.16,
110
5БН
на рисунке А.16
на рисунке А.17
могут быть примен
е-
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ны при установке
одного трансформатора
на первом этапе развития ПС
Кол
чество выключателей при этом определяется
технической необходимостью.
А.1
.5.
Схема № 110
на рисунке А.19 (м
остик
с выключателями в ц
е-
пях трансформаторов, дополнительной линией, присоединенной через два в
ключателя и выключателями в цепях двух линий
. Схема
выполняется для ВЛ
(КЛ) при необходимости АВР Т
на шинах 110 кВ.
А.1
.5.
Схема № 110
на рисунке
А.20 (о
дна
рабочая секционированная
выключателем система шин
ыполняется
при количестве присоединений от
до
четырнадцати
включительно.
А.1.5.
секциях необходимо предусмотреть дополнительно установку
А.1.6 Указания по применению схем четырехугольника
и треугольника
А.1.6.1
Схемы четырехугольника применяются в РУ напряжением
110
750 кВ при
четырех
шести
присоединениях (линий и
трансформаторов),
необходимости секционирования транзитной линии
А.1.6.2
Схемы № 110
на рисунке А.22
, № 220
на рисунке А.33,
330
на рисунке А.40
, № 750
на рисунке А.44
(четырехугольник)
прим
няются
при двух линиях и двух трансформаторах
На на
пряжении 330
750 кВ на первом этапе при одном трансформаторе и
одной линии устанавливаются два
взаимно резервиру
емых
выключателя или
используется передача отключающего сигнала. В последующем
при одном
трансформаторе и двух линиях устанавливаются три выкл
ючателя, при двух
трансформаторах и одной линии
как правило, три выключателя, при этом, е
ли подключении второй линии происходит за расчетным периодом, допускается
установка двух выключателей
При
ТЭО
допускается не устанавливать линейные разъединители.
А.1.6.3
Схема №
на рисунке А.34
(расширенный четырехугольник)
применяется на напряжении 220 кВ при трех
четырех линиях, трансформат
рах и отсутствии перспективы расширения. Схема может быть использована и
при четырех трансформаторах
А.1.6.4
На э
тап
перехода к схеме № 110
на рисунке А.22 возможно
применение схемы №
110
на рисунке А.21
(треугольник).
А.1.6.5
Схема № 330
6 «Треугольник» на рисунке А
.39а
Применяется на
напряжении 330 кВ при трех присоединениях 330 кВ. Используется как начал
ный
этап более сложных схем.
СТП 09110.01.2.104
А.1.
7 Указания по применению схем со сборными шинами и одним
выключателем на присоединении
А.1.7.1
Схемы с одной и двумя рабочими системами сборных шин прим
е-
няются на стороне ВН и СН ПС напряжением 35
220 кВ при пяти и более пр
оединениях
А.1.7.2
Схемы с одной секционированной и обходной системами шин
применяются на напряжении 110
20 кВ при парных линиях или линиях, резе
вируемых от других ПС, а также
резервируемых
, но не более одной на любой
из секций
А.1.7.3
Схема №
на рисунке А.8
(одна рабочая
секционированная
выключателем
система шин) применяется без обходной системы шин и предн
значается для РУ 35
кВ на сторонах ВН, СН и НН.
В качестве начального этапа развития схемы №35
9 возможно подключ
ние двух отходящих лини
й, по одной на каждой секции.
А.1.7.4
Схем
110
на рисунке А.23 и №
220
на рисунке А.35
(одна рабочая
секционированная выключателем
и обходная системы шин)
применя
тся
на напряжении 110
220
кВ при пяти и более присоединений с уч
е-
том условий
А.1.7.2
А.1.7.5
Схем
110
на рисунке А.24 и
220
на рисунке А.36
(две рабочие и обходная системы шин)
применяются
на напряжении 110
220
кВ
при числе присоединений от
пяти
до
четырнадцати
включительно, когда
применим
схем
ы, соответственно,
110
(рисунок А.23)
и №
(рис
нок А.35)
А.1.7.6
Схема № 110
13А
на рисунке А.25 (д
рабочие системы шин
ыполняется
при количестве присоединений от
пяти
до
четырнадцати
включ
тельно
А.1.7.7
Схем
110
на рисунке А.26 и
220
на рисунке А.37
(две рабочие
секционированные выключателями
и обходная системы шин с
двумя
обходными и двумя
шиносоединительными выключателями) применяю
ся на напряжении 110
220 кВ следующих условиях:
а)
при необходимости снижения токов КЗ (например, пу
тем опережающ
го деления сети при КЗ);
при числе присоединений более
четырнадцати
, когда
применимы
схемы
110
рисун
и № 220
рисун
к А.35
на напряжении 220 кВ при трех
четырех трансформаторах мощностью
каждого 125 МВ
А и более при общем числе присоединений от
двенадцати
более.
В РУ 220 кВ при числе присоединений от
двенадцати
до
пятнадцати
вкл
чительно допускается секционировать одну рабочую систему шин
А.1.7.8
В РУ 110
220 кВ
, выполненных
по схемам
110
(рисунок
А.23)
№ 220
(рисунок А.35)
(рисунок А.24) и
220
(рисунок
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;А.36)
№ 110
14
рисун
к А.26
№ 220
рисун
к А.37
при установке
одн
го трансформатора
на первом этапе сооружения ПС
для создания второго места
заземления обходной
системы шин предусматривается опережающая установка
разъединителя обходной системы шин в ячейке второго трансформатора
А.1.7.9
В РУ 110
220 кВ
, выполненных
по схемам
110
(рисунок
А.23) и № 220
12 (рисунок А.35)
, №
(рисунок А.24) и
220
(рисунок
А.36)
№ 110
рисун
к А.26
) и
№ 220
14
рисун
к А.37
из ячеек с КРУЭ, с
использо
ванием элегазовых выключателей, а также с выкатными выключател
я-
ми (на напряжении 110 кВ) обходная система шин не выполняется
А.1.7.10
Схема № 110
на рисунке
А.27
, № 220
15
на рисунке А.38
(две
рабочие, секционированные выключателями, системы шин с двумя шиносоед
нительными выключателями) выполняется с количеством присоединений более
четырнадцати
при выполнении ОРУ из ячеек с КРУЭ, с использованием элег
зовых в
ыключателей, а также с выкатными выключателя
ми (на напряжении
110
кВ).
А.1.7.11
Схема № 110
15А
на рисунке А.28
. Две рабочие, секционир
ванные выключателями, системы шин без ШСВ. Выполняется при четырех и
более питающих линиях.
А.1.
8 Указания по
применению схем со сборными шинами с двумя и
полутора выключателями на присоединение
А.1.8.1
Схемы со сборными шинами с двумя и полутора выключателями
на присоединение применяются на стороне ВН и СН ПС напряжением 330
750
А.1.8.2
Схем
330
на рисунке А.41 и
750
на рисунке А.45
(трансформаторы
шины с присоединением линий через два выключателя) пр
меняются при трех и четырех линиях, когда не предполагается увеличения к
личества линейных присоединений. На
напряжении
750 кВ схема применяет
ся
только при трех линиях
А.1.8.
Схем
330
на рисунке А.42 и
16 на рисунке А.46
(трансформаторы
шины с полуторным присоединением линий)
применя
тся
при
пяти
шести
линиях. При необходимости присоединения дополнительно
одной
дву
линий допускается в РУ 330 кВ
путем
добавлени
четвертой
цепо
ки с выключателями (увеличение количества линий до
восьми
Схем
рисун
к А.42
16
рисун
к А.46
на первом
этапе развития, когда присоединяются 3 или 4 линии,
выполняю
тся
с
тремя м
е-
ждушинными цепочками с уменьшенным количеством выключателей в цепо
А.1.8.4
Схем
на рисунке А.
на рисунке А.
луторн
ая
) применя
тся
при числе присоединений 8 и более
А.1.8.5
В РУ
в схемах № 330
(рисунок А.41), № 750
15 (рисунок А.45)
и № 330
16
(рисунок А.42), № 750
16 (рисунок А.46)
при установке
одного
СТП 09110.01.2.104
трансформатора
на первом этапе сооружения ПС, второй комплект заземля
щих ножей на шинах устанавливается на шинном разъединителе соседней с
ТН
ячейки
А.1.8.6
В схемах
330
16
(рисунок А.42),
16 (рисунок А.46)
330
(рисунок А.43),
750
(рисунок А.47)
при числе линий более
в схемах
№ 330
15
(рисунок А.41), № 750
15 (рисунок А.45) и №
330
(рисунок А.42), № 750
16
(рисунок А.46)
при четырех трансформаторах, а также
по условиям сохранения устойчивости энергосистемы проверяется необход
мость секционирования сборных шин
А.1.
8.7
Парные линии и трансформаторы должны подключаться со стор
ны разных систем шин и не в одну
цепочку.
А.1.
9 Указания по применению схем распределительных
устройств 10 (6) кВ
А.1.9.1
Схема №10(6)
на рисунке А.1
(одна одиночная
секционирова
ная выключателем
система шин) применяется при двух трансформаторах, ка
дый
из которых
присоединен
к одной
секции
А.1.9.2
Схема №10(6)
на рисунке А.2
(две одиночные
секционирова
ные выключателями
системы шин) применяется при двух трансформаторах с
расщепленной обмоткой
каждый
из которых
присоединен
к двум секциям
А.1.9.3
При наличии
соответствующ
обосновани
в указанных схемах
допускается другое количество секций, а также групповое или индивидуальное
реактирование присоединений вместо
установки
реакторов в цепях трансфо
маторов
схема № 10(6)
3 на рисунке А.3)
А.1.9.4
Количество отходящих линий в
РУ 10 (6) кВ ПС
энергосистем
определяется из расчета загрузки каждой линии не менее 25
% номинального
тока ячейки
А.1.10 Указания по применению переходного пункта 35
330 кВ
А.1.10.1
Переходной пункт сооружается в случае необходимости соед
нения
воздушной и кабельной линии
. Схема переходного пункта на КВЛ 35
330
кВ приведена на рисунке А.9.
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; к тр

к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектиро
вании
Рисунок А.1
Схема № 10(6)
Одна одиночная, секционированная выключателем, система шин
СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмото
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.2
Схема № 10(6)
Две одиночн
ые, секционированные выключателя
, системы шин
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.3
Схема № 10(6)
Две одиночные, секционированные выключател
, системы шин
СТП 09110.01.2.104


к тр
Рисунок А.4
Схема № 35
Блок
линия
трансформатор
с разъединителем
��СТП 09110.01.2.104
к тр
Количество обмоток
уточняется при проектировании
Рисунок А.5
Схема № 35
Блок
линия
трансформатор
с выключателем
СТП 09110.01.2.104



к тр
к тр
*)
станавливаются при со
ответствующем обосновании
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.6
Схема № 35
Два блока
линия
трансформатор
с выключателями и неавтоматической перемычкой
со стороны линии
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется
при проектировании
Рисунок А.7
Схема № 35
5АН.
Мостик с выключателем в цепях трансформаторов
СТП 09110.01.2.104





к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Количество и место установки ограничител
перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.8
Схема № 35
Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин
��СТП 09110.01.2.104
Рисунок А.9
Схема переходного пункта на КВЛ 35
330 кВ
СТП 09110.01.2.104

к тр
Рисунок А.10
Схема № 110
Блок
линия
трансформатор
с разъединителем
��СТП 09110.01.2.104
к тр
*)
станавлива
тся при соответствующем
обосновании.
**) У
станавливаются при наличии питания со стороны СН
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.11
Схема № 110
3Н.
Блок
линия
трансформатор
с выключателем
СТП 09110.01.2.104





к тр
к тр
*)
станавлива
тся при соответствующем
обосновании.
**)
станавливаются при наличии питания со стороны СН
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняет
ся при проектировании
Рисунок А.12
Схема № 110
4АН.
Два блока
трансформатор
линия
с выключателями в цепях трансформаторов и н
е-
автоматической перемычкой со стороны линии и дополнительными линиями
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
*)
устанавливаются при наличии питания со
стороны СН
Количество обмоток трансформаторов тока уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей
перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.13
Схема № 110
4БН.
Два блока
трансформатор
линия
с неавтоматической перемычко
й со стороны л
ний, дополнительными линиями и с выключателями на всех присоединениях
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток трансформаторов тока уточняется при проектировании.
Рисунок А.13
Схема № 110
Два блока
с выключателям
неавтоматической перемычкой со стороны ли
ний и
полнительн
лини
ей, присоединенной через
выключател
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
*)
станавлива
тся при соответствующем
обосновании.
**)
станавливаются при наличии питания со стороны СН
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.14
Схема № 110
4Н.
Два блока
линия
трансформатор
с выключателями и неавтоматической перемычкой
со стороны линий
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
трансформаторов тока
уточняется при проектировании
Рисунок А.15
хема № 110
Мостик с выключател
м в
перемычке и в
цепях трансформаторов
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
*)
станавлива
тся при соответствующем
обосновании.
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.16
Схема № 110
5АН.
Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной
перемычкой со ст
роны трансформаторов
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
трансформаторов тока
уточняется при проектировании
Рисунок А.16
Схема № 110
Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и
в цепях линий с ремонтной п
е-
ремычкой со стороны линий
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
*)
станавлива
тся пр
и соответствующем
обосновании.
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.17
Схема № 110
5Н.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
СТП 09110.01.2.104




к тр

к тр
*) Устанавливаются при соответству
ющем обосновании.
**) Устанавливаются при наличии питания со стороны СН.
Количество обмоток ТТ и ТН уточняется при проектировании.
Рисунок А.18
Схема № 110
Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и дополнительной линией, пр
соединенной через дв
а выключателя
��СТП 09110.01.2.104
к тр

к тр
*)
Устанавлива
тся при соответствующем
обосновании.
**)
Устанавливаются при наличии питания со стороны СН
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании
Рисунок А.19
Схема № 110
6А.
Мостик с
выключателями в цепях трансформаторов, дополнительной линией, присо
е-
диненной через два выключателя, и выключателями в цепях двух линий
СТП 09110.01.2.104






к тр
к тр
*)
Устанавливаются при наличии питания со стороны СН
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
личество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.20
Схема № 110
Одна рабочая, секционированная выключателем, система шин
��СТП 09110.01.2.104
к тр
*)
Устанавлива
тся при соответствующем
обосновании.
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.21
Схема № 110
Треугольник
СТП 09110.01.2.104


к тр
к тр
*)
Устанавлива
тся при
соответствующем
обосновании.
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.22
Схема № 110
Четырехугольник
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.23
Схема № 110
12.
Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин
СТП 09110.01.2.104







к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.24
Схема № 110
13.
Две рабочие и обходная системы шин
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и м
есто установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.25
Схема № 110
13А.
Две рабочие системы шин
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.26
Схема № 110
14.
Две рабочие, секционированные выключателями, и обходная системы шин с двумя
обходным
и и двумя шиносоединительными выключателями


-

















��СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.27
Схема № 110
15.
Две рабочие, секционированные выключателями, системы шин
с двумя шиносоединительными выключателями
к тр
к тр



СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.28
Схема № 110
15А.
Две рабочие, секционированные выключателями, системы шин без
шиносоединительных выключателей








к тр
��СТП 09110.01.2.104
Рисунок А.29
Схема № 220
Блок «
линия
трансформатор
с разъединителем
СТП 09110.01.2.104


*) Устанавливаются при соответствующем обосновании.
**) Устанавливаются при наличии питания со стороны СН.
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Рисунок А.30
Схема № 220
3Н.
Блок
линия
трансформатор
с выключателем
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Рисунок А.31
Схема № 220
Мостик с выключателем и цепях трансформаторов
и ремонтной перемычкой
тороны линий
СТП 09110.01.2.104



к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Рисунок А.32
Схема № 220
5Н.
Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой
со стороны линий
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.33
Схема № 220
Четырехугольник
СТП 09110.01.2.104




к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
проекте
Рисунок А.34
Схема № 220
Расширенный четырехугольник
��СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.35
Схема № 220
12.
Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин
к тр
к тр
СТП 09110.01.2.104
ВЛ
к тр
к тр
Количество обмоток трансформаторов тока уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.36
Схема № 220
13.
Две рабочие и обходная системы шин
��СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.37
Схема № 220
14.
Две рабочие,
секционированные выключателями, и обходная системы шин с
двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями





к тр
к тр
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.38
Схема № 220
15.
Две рабочие, секционированные выключателями, системы шин
с двумя шиносоединительными выключателями




















к тр
к тр
��СТП 09110.01.2.104
к тр
Рисунок А.39
Схема № 330
Блок «
линия
трансформатор
с разъединителем
СТП 09110.01.2.104
Количество обмоток
трансформаторов тока
уточняется при проектировании.
Рисунок А.39
Схема № 330
Треугольник
��СТП 09110.01.2.104


к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.40
Схема № 330
Четырехугольник
СТП 09110.01.2.104





к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.41
Схема № 330
15.
Трансформаторы
шины с присоединением линий через два выключателя
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; ВЛ ВЛ ВЛ ВЛ
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.42
Схема № 330
16.
Трансформаторы
шины с полуторным присоединением линий
СТП 09110.01.2.104




к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.43
Схема № 330
17.
Полуторная схема
��СТП 09110.01.2.104
к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяетс
в проекте
Рисунок А.44
Схема № 750
Четырехугольник
СТП 09110.01.2.104





к тр
к тр
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.45
Схема № 750
15.
Трансформаторы
шины с присоединением линий два выключателя
��СТП 09110.01.2.104
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ; ВЛ ВЛ

ВЛ ВЛ
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряжения определяется
в проекте
Рисунок А.46
Схема № 750
16.
Трансформаторы
шины с полуторным присоединением линий
к тр
к тр
СТП 09110.01.2.104
ВЛ
ВЛ

ВЛ ВЛ
Количество обмоток
ТТ и ТН
уточняется при проектировании.
Количество и место установки ограничителей перенапряже
ния определяется
в проекте
Рисунок А.47
Схема № 750
17.
олуторн
ая схема
к тр
к тр
�� &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;
риложение
рекомендуем
Требования к заданию на проектирование
электрических
подстанций напряжением 35 кВ и выше
УТВЕРЖДАЮ:
________________________
наименование заказчика
________________________
должность представителя заказчика
_______________________
подпись, инициалы, фамилия
"____"____________20___г
ЗАДАНИЕ
НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
на разработку проекта строительства (реконструкции) подстанции
________________________________________________________________________
(наименование и местоположение объекта проектирования)
Таблица Б.1
Перечень основных
данных и
требований
Содержание основных данных и
требований
1. Основание для проект
рования
Указывается:
Государственная комплексная программа м
дернизации основных производственных фондов
Белорусской энергетической системы;
Обоснование инвестиций по объекту;
Схема развития и реконструкции электрических
сетей напряжением ____ кВ и выше
___________________________________ ;
(наименование энергосистемы)
Схема внешнего электроснабжения объекта;
Схема организации ремонтного, технического и
оперативного
обслуживания энергосистемы;
Схема развития средств управления общесисте
м-
ного назначения, включающая релейную защиту и
автоматику, противоаварийную автоматику, а также
схемы развития АСДТУ энергосистемы, АСКУЭ
Акт(ы) обследования технического состояния
обо
рудования, строительных конструкций, инжене
ных коммуникаций и т.д.
ругое
2.Разрешительная документация для разработки проектной документации
2.1 Акт выбора места разме
щения земельного участка
Указывается дата и регистрационный номер акта
2.2
Решение об изъятии и
предоставлении земельного
участка
Указываются наименование органа, принявшего р
шение об изъятии и предоставлении земельного
участка, дата и регистрационный номер решения
2.3 Решение о разрешении
проведения проектно
изыскательских раб
от и
строительства объекта
Указываются наименование органа, принявшего т
кое решение, дата и регистрационный номер реш
ния
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;171 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Продолжение таблицы Б.1
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и
требований
2.4
Архитектурно
планировочное задание
(АПЗ)
Указываются требования, содержащиеся в АПЗ,
подготовленном в соответствии с требованиями з
конодательства
2.5 Заключения согласу
щих организаций
Указываются наименование организации, выдавшей
заключение, содержащее
сведения о возможности и
условиях размещения (реконструкции) объекта на
конкретном земельном участке, дата и регистрац
онный номер заключения
2.6 Технические условия на
инженерно
техническое
обеспечение объекта стро
тельства
Указываются технические усл
овия обеспечения
объекта строительства:
электрической энергией;
водой;
канализацией;
тепловой энергией;
телефонизацией;
другими инженерными средами.
По каждой инженерной среде указываются орган
зация, вы
давшая технические условия, дата и рег
страционный номер документа.
Приводится информация о мероприятиях по гра
данской обороне и предупреждению чрезвычайных
ситуаций
3 Сведения о земельном
участке и планировочных о
раничениях
Указываются общая площадь, целевое назначение и
местонахождение
земельного участка и способ его
предоставления. Представляются сведения об о
новных правоустанавливающих документах по
оформлению земельных отношений, требования
градостроительных регламентов, иные сведения, к
торыми располагает заказчик, в том числе об им
щихся планировочных ограничениях, иных особе
ностях земельного участка. Приводятся сведения о
результатах ранее проведенных изысканий (при н
личии таких сведений у заказчика)
4 Информация о строител
стве
Указываются сведения, касающиеся проведения з
каз
чиком мероприятий по информированию жителей
о предстоящем строительстве (результаты общес
венного обсуждения о возможности сооружения
объекта), в случаях, определенных органами гос
дарственного управления архитектурной и град
строитель
ной деятельностью
5. Вид строительства
Указываются
вид строительства:
новое строительство,
реконструкция
другое
6. Стадийность проектир
вания
Указываются требования к стадийности проектир
вания:
двухстадийное
одностадийное
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;172 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Продолжение таблицы Б.1
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и
требований
7 Выделение очередей, пу
ковых комплексов, этапов
строительства. Параллел
ное проектирование и стро
тельство
Указывается требование о выделении очередей,
пусковых комплексов, э
тапов строительства.
При осуществлении параллельного проектирования
и строительства указывается дата и регистрацио
ный номер решения о его проведении
8 Параллельное проектир
вание и строительство
Указывается дата и регистрационный номер реш
ния об
осуществлении параллельного проектиров
ния и строительства объекта (при необходимости)
9 Перечень работ и услуг,
по
ручаемых заказчиком пр
ект
ной организации
исполнителю (предмет дог
вора подряда
на выполнение
проектных и изыс
кательских
работ)
Конкретизируется перечень работ и услуг, поруча
мых заказчиком проектной организации
исполнителю, в том числе:
проведение инженерных изысканий для проект
рования и ст
ительства объекта;
выполнение основных и дополнительных проек
ных работ с указа
ием, при
необходимости, объе
к-
тов проектирования, стадий проектирования, обяз
тельных и необязательных разделов проектной д
кументации и (или) ее частей; разработка автомат
зиров
анных систем управления техноло
гическими
процессами и предприятием;
разработка специаль
ных технических условий, о
ражающих специфику эксплуатации особо сложных
и уникальных зданий и сооружений;
осуществление авторского надзора на всех стад
ях реализа
ции проекта (до сдачи объекта в эксплу
тацию); выполнение иных работ и услуг, поруча
мых
заказчиком проек
тировщику в рамках договора
подряда
Источники финансиров
ния строительства
Указываются предполагаемый источник (собстве
ные средства заказчика (застройщика) с привлеч
нием бюджетных средств, бюджетные средства,
кредиты банка и т. д.) и
предполагаемые объемы
финансирования по каждому из источников с ра
бивкой по годам
Предполагаемые сроки
начала и окончания стро
тельства
Указываются:
предполагаемые даты начала и окончания стро
тельства, предусмотренные при выполнении экон
мических ра
счетов в бизнес
плане, обосновании и
вестиций и других документах предпроектной ст
дии;
ориентировочные сроки строительства объекта в
целом, а также сроки строительства выделяемых
очередей, пусковых комплексов, этапов в соотве
ствии с требованиями
заказчика. Точный срок
окончания строительства уточняется разделом
проекта «Организация строительства» по соглас
ванию с заказчиком с учетом директивного срока
(устанавливается в месяцах)
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;173 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Продолжение таблицы Б.1
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и
требований
12 Предполагаемый срок
экс
плуатации проектируем
го объ
екта
На основании выполненных в бизнес
плане, обосн
вании инвести
ций и других документах предпроек
ной стадии экономических расчетов указывается
предполагаемый
срок эксплуатации проек
тируемого
объекта (устанавливается в годах).
Указываются требования инвестора (заказчика) к
использованию построенных зданий и сооружений
после завершения эксплуатационной стадии указа
ного инвестиционного проекта
Способ строительства
Указывается предполагаемый способ строительства:
подрядный, хозяйственный, смешанный
14 Основные технико
экономические показатели
исходя из экономических
расчетов, выполненных в
бизнес
плане, обосновании
инвестиций и иных докуме
тах
предпроектной стадии
Указывается показатели в соответствии с прилож
нием А
15 Требования к технологии
производства
Устанавливаются требования к технологии прои
водства на основании разработанного бизнес
плана
(обоснования инвестиций)
16 Применение
основного
технологического оборуд
вания
Указываются данные о закупках, произведенных з
казчиком, сведения о проведенных конкурсах на з
купку оборудования, а также указания о составлении
технических заданий на закупку.
При их отсутствии приводятся характери
стики (в том
числе стоимостные) основного технологического
оборудования, заложенные в экономических расч
тах (бизнес
плане, обосновании инвестиций)
17 Требования к архитекту
планировочным решен
ям
Указываются требования заказчика по зонированию
террито
рии, разработке генерального плана з
стройки и вертикальной планировки, блокированию
зданий и сооружений, их этажности, прокладке и
женерных сетей, благоустройству и т. д. (при их н
личии).
Требования приведены в приложении Б
Требования к констру
к-
тивн
ым решениям зданий и
сооружений, строительным
конструкциям, материалам и
изделиям
Указываются требования к применению конкретных
конструктивных решений зданий и сооружений,
строительных конструкций, материалов и изделий.
Требования приведены в приложении
19 Требования к инжене
ным системам зданий и с
оружений
Указываются требования заказч
ика к конкретным
решениям по ин
женерным системам зданий и с
оружений. Требования приведены в приложении
20 Требования и условия к
разработке природоохран
ных мер и
мероприятий
Указывается перечень исходных данных и технич
ских условий, необходимых для разработки раздела
«Охрана окружающей природной среды», в том чи
ле необходимость разработки раздела «Оценка во
действия на окружающую среду»
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;174 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Оконча
ние таблицы Б.1
Перечень основных
данных и требований
Содержание основных данных и
требований
Требования к режиму без
опасности и гигиене труда
Указывается перечень исходных данных и технич
ских условий, необходимых для разработки решений
по охране труда и технике
безопасности, в том числе
решений по снижению производственных шумов и
вибраций, загазованности помещений, избытка теп
ла, повышения комфортных условий труда и т. д.
22 Требования по выполне
нию научно
исследователь
ских и опытно
конструкторских работ
Указываются требования по привлечению к проект
рованию научно
исследовательских и опытно
конструкторских организаций, цели и задачи пров
дения научно
исследовательских и опытно
конструкторских разработок (НИОКР), а также пр
близительная стоимость НИОКР исх
одя из бюджета,
определенного инвестором и заложенного в инв
стиционно
экономических расчетах
23 Дополнительные требова
ния заказчика
Указываются требования заказчика о необходим
сти разработки: проектных решений в нескольких
вариантах; демонстрационных м
атериалов;
предоставления дополнительных экземпляров пр
ектной документации и др.
24 Особые условия проекти
рования и строительства
Приводятся данные, которые диктуются спецификой
проектируемого объекта и предоставляемого з
мельного участка (уровень
ответственности здания
(сооружения) и т.п.
25 Класс сложности объекта
Указывается класс сложности объекта в соответс
вии с СТБ 2331
От заказчика
________________________
должность
_________ _____________
подпись инициалы, фамилия
«___» _____________ 20__г.
От проектной организации
исполнителя
________________________
должность
_________ _____________
подпись инициалы, фамилия
«___» _____________ 20__г.
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;175 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Приложение А
к заданию на пр
ектирование
Основные технико
экономические показатели объекта
Таблицы
.1
А.2
заполняются заказчиком в части описания нового стро
тельства или реконструкции. Количество показателей для каждого конкретного пр
екта может быть сокращено либо расширено.
А.1
В части ПС (ячеек ПС):
Таблица А.1
Показатель
Значение / Заданные характеристики*
Номинальные напряжения
Вид распределительных устройств (з
крытые или открытые).
Конструктивное исполнение ПС (КТП,
КТПБ, КРУЭ, россыпь и т.д.)
Тип схемы каждого РУ
Количество линий, подключаемых к по
станции, по каждому РУ
Количество резервных ячеек по каждому
Количество и мощность силовых тран
форматоров и автотрансформаторов
Тип, количество и мощность средств
компенсации реактивной мощности
(СКРМ)
Система собственных нужд
Указывается количество ТСН.
Указывается схема на стороне 0,4 кВ.
Система оперативного постоянного тока
(СОПТ)
Указывается количество СОПТ.
Указываются места установки обор
дования.
Указывается состав оборудования
(количество АБ, ЗПА, ШРОТ).
Основные решения по РЗА
Указывается кратко вид работ:
Создание / Полная модернизация.
Модернизация в объёме вновь вв
димого оборудования.
3. Состав устройств РЗА.
Противоаварийная автоматика
(ПА)
указывается кратко вид работ:
1. Создание / Полная модернизация.
2. Модернизация в объёме вновь вв
димого оборудования.
3. Состав устройств ПА.
Система управления основным и всп
могательным оборудованием, сбора и
передачи информации
Указывается ти
п системы и кратко вид
работ:
1. Создание (расширение) АСУ ТП.
2. Создание (расширение) МПК ССПИ и
модернизация щита управления
3. Расширение ТМ и модернизация щита
управления.
Тренажёр по производству переключ
ний для оперативного персонала
Указывается н
еобходимость установки
тренажера и требования к тренажёру.
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;176 &#x/MCI; 1 ;&#x/MCI; 1 ;Показатель
Значение / Заданные характеристики*
Система коммерческого учёта электр
энергии
Указывается кратко вид работ:
1. Создание / Полная модернизация.
2. Модернизация в объёме вновь вв
димого оборудования.
Средства связи
Станционные
сооружения ВОЛС
(Указать участки с наименованием об
ектов, количество волокон и емкость
системы передачи)
ЦРРЛ
(Указать участки с наименованием об
ектов, кол
во стволов и емкость системы
передачи)
связь
(Указать участки с наименованием об
ектов,
отходящих ВЛ и емкость системы
передачи)
Комплекс внутриобъектной связи
(Указать объекты и количество абоне
тов)
Инфраструктура средств связи
(Требуемые показатели инфраструкт
ры, электропитания СС)
Требования по структуре оперативно
диспетчерского у
правления ПС
Вид обслуживания. Требования к эк
плуатации, мониторингу и диагностике
оборудования ПС, техническому обсл
живанию и ремонту
Ожидаемая организационная система
эксплуатации (постоянный или выез
ной персонал), привязка к существу
щим базам,
требования к организации
управления ПС и другие.
Требования к охране объекта
Для каждой ПС заполняется отдельна
я таблица
А.2
Для объектов реконструкции с заменой отдельных видов оборудования
(возможно также использование разделов таблицы А.1):
Таблица А.
Наименование
Значение / Заданные характеристики*
Основное ЭО (в т.ч. АТ, Т, аппараты
СКРМ, выключатели, разъединители,
ОПН, ТТ, ТН и т.д.), с однозначным ук
занием места его установки в схеме и
требований к мониторингу и диагност
ке.
Указывается тип нов
го/модернизируемого оборудования и
кратко вид работ.
Вторичное ЭО и системы (ОПТ, СН, РЗА,
АСУТП, АСКУЭ, связи и т.д.)
ВЛ/КЛ/КВЛ (в т.ч. тип опор, изоляция,
провод, кабель)
(Указывается количество н
вых/модернизируемых объектов в км
или
№№ опор).
Прочие объекты (здания и сооружения).
В случае невозможности привести значение показателя объекта, следует указать
«определяется в проекте».
Для каждого
объекта реконструкции с заменой отдельных видов оборудования
заполняется отдельная
таблица
При строительстве и проектировании объекта по очередям или пусковым ко
м-
плексам, указываются основные показатели объекта по очередям с окончательным
уточнением при разработке проекта.
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;'.9; 2;.99; 57;.72;&#x 51.;դ ;&#x]/Su; typ; /F;&#xoote;&#xr /T;&#xype ;&#x/Pag;&#xinat;&#xion ;177 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Приложение Б
к заданию на пр
ектирование
Требования к архитек
турно
планировочным решениям по подстанции
Б.1
Территория подстанции с/без расширения территории (при реконструкции).
Принять материал стен ЗРУ _____________________, ОПУ
_________________________.
Б.2
по ОРУ:
1) Принять материал опор под оборудование (
металл или железобетон
2) Принять материал стоек порталов (
металл или железобетон
3) Предусмотреть антикоррозионную защиту конструкций (
окраска, оцинковка,
другое
Б.3
по зданиям:
1) Устройство водопровода и канализации;
Принять вид кровли (
рулонная
или стропильная, оцинкованная жесть или
металлочерепица
3) Предусмотреть в помещениях подвесные потолки;
4) Особые решения по оформлению зданий и сооружений.
Б.4
По территории ПС:
Принять
материал покрытия внутриплощадочных и подъездных дорог (
асфал
тоб
етон, гравий, восстановление или ремонт существующих автодорог
Принять
наружное ограждение подстанции (
железобетон, металлическая се
ка, другое
Выполнение ограждения площадки с учетом перспективы строительства
(при необходимости).
Наличие площадки для
хранения резервного оборудования (да/нет).
Наличие ремонтной мастерской (да/нет)
При реконструкции ПС указываются дополнительные объемы работ (напр.,
ремонт помещений и т.п.).
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [6;.10; 21;&#x.996;&#x 112;&#x.92 ;Q.5;d ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;178 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;Приложение В
к заданию на пр
ектирование
Требования к конструктивным решениям электрической
подстанции
В.1
Осуществить привязку объекта к электрическим сетям энергосистемы с уч
том перспективы (
м.б. вариантная, тогда на основании ТЭР выбрать вариант и
согласовать с заинтересованными организациям
Выбрать схемы РУ всех напряжений;
Выбрать напряжения, тип и мощности трансформаторов;
Выбрать сечения ВЛ, КЛ напряжения 6 кВ и выше (если требуется
выполнить
расчет токораспределения в рассматриваемой сети с учетом перспективы развития
сети);
Рассчит
ать максимальные значения ТКЗ для выбора оборудования;
Рассчитать однофазные влияющие ТКЗ в сети 110 кВ и выше с построением
кривых;
Выбрать токоограничивающие реакторы;
Выбрать ДГК в сети 6
10, 35 кВ;
Выполнить раскладку кабелей
по территории подстанции _
____ (для стадии
«С»)
Особые требования к качеству электрической эне
ргии ___________________
___;
По сети 6
10 кВ:
Протяженность существующих и подключаемых
сетей;
Емкостные токи на шинах 6
10 кВ подстанций
или протяженность линии по секциям;
Минимальное сечение подключенных линий 6
кВ к шинам существующих подстанций
В.2
Принять принципиальную электрическую
схему РУ _____________________
Способы заходов и выходов на ПС линии элект
ропередачи _______________
(кабельные, воздушные)
Режим работы сети 6
10 кВ ___________________________________________;
Учесть заземление, электромагнитную совместимость.
Базовое оборудование
(для стадии «А», «ОИ»)
в случае невозможности привести
значение показателя объекта, ук
зать «определяется проек
том»
Силовые трансформаторы
Измерительные трансформаторы напр
я-
жение, трансформаторы тока;
Выключатели
(воздушные, элегазовые,
масляные, электромагнитные, вакуумные)
Разъединители
Типы КРУ
(внутренней или наружной у
тановки, герметизированные,
количество
секций, количество отходящих линий, сп
соб заземления нейтрали)
Предохранители, токоограничивающие р
акторы, разрядники, нелинейные огранич
тели напряжений, дугогасящие реакторы,
резисторы
Для стадии строительный проект заказчик
предоставляет результаты провед
ния торгов: перечень оборудования с габаритными чертежами
При реконструкции ПС указывается дополнительные объемы работ (напр.,
зам
на наружного, аварийного освещения и т.п.)

Приложение Г
к заданию на пр
ектирование
Требования к инженерным системам зданий и сооружений
Г.1 Требования к техническим решениям по созданию систем связи, си
тем
безопасности электросетевых объектов (пожарная сигнализация, охранная
сигнализация, система контроля и управления доступом помещений, охранное
видеонаблюдение
Г.1.1
Организационно
технические решения по созданию систем связи для пер
дачи корпоративной и
технологической информации в соответствующие предприятия
электроэнергетики (РУП
облэнерго,
РУП «
ОДУ
и другие) с использованием узлов
связи.
(Состав проектируемых систем связи определяется для каждого конкретного пр
екта).
Г.1.2
Волоконно
оптические линии связи (ВОЛС), обеспечивающие сопряжение
следующих объектов (
указать объекты, направления, участки
).
В случае невозможности привести значения, указать, что у
ровень СП и число
ОВ определить проектом исходя из перспективного разв
ития и потребностей в п
редаваемой информации).
Емкость волоконно
оптического кабеля
не менее (
указать число
оптических в
локон
), уровень системы передачи
SТМ
указать уровень
системы передачи
Г.1.3
Цифровые радиорелейные линии (ЦРРЛ), обеспечивающие сопряжение
следующих объектов (
указать объекты, направления, участки
).
Емкость системы (Е1, E2, E3, STM
1,
указать емкость системы
). Выбор диап
зона частот для всех участков систем ЦРРЛ.
Г.1.4
Системы В
связи, включая каналообразующее оборудование, оборудов
ние обработки и присоединения,
между ПС (
указать наименование ПС
) и на отх
дящих от ПС ВЛ (
указать наименования ВЛ, емкость системы
Состав проектируемых систем ВЧ
связи определить с учетом проекти
руемых по
другим проектам и существующих ВОЛС в регионе. Определить максимально во
можные частоты для каждой запроектированной системы ВЧ
связи по ВЛ, включая
выполнение расчетов трактов.
Г.1.5
Комплекс внутриобъектной связи, включая структурированную кабе
льную
систему (СКС), локальную вычислительную сеть (ЛВС), систему телефонной, опер
тивно
диспетчерской, селекторной и громкоговорящей радиопоисковой связи. Состав
и объем внутриобъектной связи уточнить в проекте с учетом решений по диспетче
ско
технологиче
скому управлению ПС (с постоянным или без постоянного обслуж
вающего персонала).
Г.1.6
Линейно
эксплуатационная связь для обслуживания ЛЭП и ВОЛС
ВЛ на
отходящих от ПС ВЛ с обоснованием использования систем радиосвязи и выбором
диапазона частот.
Обеспече
ние инфраструктуры, включая:
подготовку помещений, в том числе создание систем
жизнеобеспечения;
организацию системы гарантированного электропитания 48 В постоянного т
ка и 220
В переменного тока для всех систем связи с обеспечением непрерывной р
боты при
отсутствии внешнего энергоснабжения (
не менее
4 часов, уточняется
для каждого конкретного проекта
Г.1.7
Схема организации связи, таблица распределения информационных пот
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;.02; 35;&#x.316;&#x 105;&#x.84 ;d.8;„ ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;.02; 35;&#x.316;&#x 105;&#x.84 ;d.8;„ ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;180 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;ков систем связи, включая согласование РУП
обл
энерго
Г.1.8
Решения по организации системы управления, системы служебной связи,
резервирования, аварийной сигнализации, тактовой синхронизации, системы сигн
лизации, системы маршрутизации, системы нумерации, системы защиты информ
ции.
Г.1.9
Выбор диапазона частот для
всех участков систем ВЧ
связи, ЦРРЛ, УКВ, р
диосвязи.
Г.1.10
Все решения должны быть взаимоувязаны с решениями по созданию си
тем связи в рамках следующих проектов (
указать проекты
Г.2 Требования к техническим решениям к релейной защите и автомат
ке, к
противоаварийной автоматике, к системе телемеханики, АСУТП, СДТУ
В соответствии с СТП 09110.01.2.104
требования к релейной защите и автоматике
раздел 11
СТП 09110.01.2.104
требования к противоаварийной автоматике
раздел 12
СТП 09110.01.2.1
требования к а
втоматизированному управлению, АСУТП, диспетчерскому
управлению
раздел 13
СТП 09110.01.2.104
дополнительные требования
Г.3
Требования к техническим решениям по АСКУЭ
Г3.1
Требования к
созданию
(модернизации) системы АСКУЭ (АСТУЭ) подста
ции
(для каждой подстанции
заполняется отдельная таблица)
Таблица Г.1
Характеристики существу
щей системы АСКУЭ/АСТУЭ
(при модернизации системы)
ип, год выпуска, количество счетчиков, УСПД и места
их размещения на объекте
(приложить принципиальные схемы)
Тип проектируемых технич
ских средств АСКУЭ/АСТУЭ
тип счетчиков и УСПД
Направления передачи и
формации
направления передачи данных и типы
протоколов по
каждому направлению
Существующие каналы связи
Указать типы каналов, характеристики каналов и к
налообразующего оборудования, приложить копии
схем каналов связи
Список точек технического и
коммерческого учета подста
ции
(существующих и прое
к-
тируемых)
Для существующих точек технического учета
и ко
м-
мерческого
должны быть указаны типы установле
ных счетчиков, год выпуска, места размещения на
объекте и приложены копии схем подключения, для
проектируемых
тип и место установки, необход
мость ус
тановки счетчиков на стороне ВН (авто)
трансформаторов и на секционных выключателях
Требования к трансформат
рам тока, напряжения и в
полнению цепей учета эле
к-
троэнергии
необходимость наличия отдельной обмотки ТТ/ТН для
учета, требования к выполнению схе
мы перевода и
резервирования цепей напряжения и т.д.
Условия обеспечения эле
к-
тропитания технических
средств
категория, необходимое время автономной работы,
номинальные значения, диапазоны напряжения, р
зерв мощности системы электропитания и пр.
Состав
сервисных средств и
программного обеспечения
необходимый состав сервисных средств

Г3.2
Требования к
реконструкции
вышестоящих уровней системы АСКУЭ
(АСТУЭ)
ля каждого вышестоящего уровня заполняется отдельная таблица)
Таблица Г.2
Необходимость
реконстру
ции вышестоящих уровней
системы АСКУЭ (АСТУЭ)
Создание/Модернизация/Модернизация в объеме вновь
вводимой подстанции/Нет
Характеристики существу
щей системы АСКУЭ
(АСТУЭ)
ип оборудования и программного обеспечения, год
выпуска (версия),
количество обрабатываемых и р
зервных ТИИ, количество поддерживаемых каналов
связи и протоколов (использованных и резервных), к
личество шкафов, АРМ и места их размещения, прил
жить структурные схемы, копии планов помещений
Необходимый объем замены
и доос
нащения оборудов
ния и программного обесп
чения системы АСКУЭ
(АСТУЭ)
ип оборудования и программного обеспечения, кол
чество обрабатываемых ТИИ, количество поддерж
ваемых каналов связи и протоколов, количество АРМ и
места их предполагаемого размещения,
приложить к
пии планов помещений.
Условия обеспечения эле
к-
тропитания технических
средств
атегория, необходимое время автономной работы,
номинальные значения, диапазоны напряжения, резерв
мощности системы электропитания и пр.
Состав сервисных средств
программного обеспечения
еобходимый состав сервисных средств
Примечание
случае невозможности привести значение показателя объекта, указать
«определяется проектом»
�� &#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;.02; 35;&#x.316;&#x 105;&#x.84 ;d.8;„ ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;&#x/Att;¬he; [/; ott;&#xom ];&#x/BBo;&#xx [5;.02; 35;&#x.316;&#x 105;&#x.84 ;d.8;„ ];&#x/Sub;&#xtype;&#x /Fo;&#xoter;&#x /Ty;&#xpe /;&#xPagi;&#xnati;&#xon 0;182 &#x/MCI; 0 ;&#x/MCI; 0 ;
Библиография
[1]
Закон Республики
Беларусь «О техническом нормировании и станда
тизации»
от 5 января 2004 г. № 262
2] Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 6
е изд., перераб. и доп.
.:
Энергоатомиздат, 1986 г.
3] СО 153
34.20.118
2003
Методическ
ие рекомендации по
проектиров
нию
развития энергосистем
4] Межотраслевые правила
по охране труда при работе в электроуст
а-
новках
Утверждены постановлением Министерства труда и социальной защиты
Республики Беларусь и, Министерством энергетики Республики Беларусь
30.12.2008 № 205/59
[5] Ар
х. № I3704тм
т2
Руководство по проектированию генеральных пл
нов ПС 35
1150 кВ
М.: Энергосетьпроект, 1991
6] СО 02230.20.361
Типовая инструкция по компенсации емкостного
тока замыкания на землю в электрической сети 6
35 кВ
7] Арх. № 8080тм
т1
Нормативы выбора мощности силовых трансформ
торов
М.: Энергосетьпроект, 1989
[8]
Временные методические указания по выбору ограничителей перен
а-
пряжений (ОПН) в сетях 0,38
10 кВ
Утверждены концерном «Белэнерго» 25.10.2002 г
9] Арх.
15276тм
Временные методические указания по применению
ограничителей перенапряжений
Белэнергосетьпроект
в расп
ределительных
устройствах 6
750
кВ на предприятиях энергосистемы
Республики Беларусь
Утверждены приказом концерна «Белэнерго
» 30.12.1999 № 154
10] Методическ
ие указания по
ограничению высокочастотных коммут
а-
ционных перенапряжений и защите от них электротехнического оборудования в
распределительных устройствах 110 кВ и выше
М.: ОРГРЭС СПО, 1998 г.
11] Арх. № I3905тм
т1
Указания по области применения
различных в
дов оперативного тока на ПС 110 кВ и выше
M.: Энергосетьпроект,1990
2] Международный
стандарт

Communication Networks
IEC 61850

and Systems in Substations
(МЭК 61850)

Коммуникационные сети и

системы подстанций
[13]
Международный
стандарт
Telecontrol
equipment
and

IEC 60870
103:1997
systems. P
art 5. Transmission prot
cols. Section 103. Companion sta
dard for the informative interface of
protection equipment
Устройства и системы телеупра
ления. Часть 5
103. Протоколы
передачи данных. Дополнител
ный стандарт для информацио
ного интерфейса защитны
х ус
ройств
4] Международный
стандарт

Telecontrol equipment and

systems. Part 5. Transmission

protocols. Section 104. Network
IEC 60870
104

access for IEC
60870
101
МЭК
60870
104)

using standard
transport profiles


Устройства и системы

телемеханики. Часть 5.


Протоколы передачи.

Раздел 104. Доступ к сети для

IEC
60870
101 с использован
ем стандартных
транспортных
профилей
15] Арх. № 15120тм
Руководящие указания по проектированию систем
сбора и передачи информации в энергосистемах
Республики
Беларусь
6] Международный
стандарт
Telecontrol equipment and
IEC 60870
101:2006
systems. Part 5.
Transmission prot
cols. Section 101. Companion sta
dard for basic telecontrol tasks
Устройства и системы телемех
а-
ники. Часть 5. Протоколы пер
дачи. Раздел 101. Обобщающий
стандарт по основным функциям
телемеханики
7] Концепция развития
информационно
коммуникационных технологий
(ИКТ) в Белорусской энергосистеме
Утверждена Первым
заместителем генерального директора
главным инженером
ГПО «Белэнерго» Сиваком А.В. 27.08.2010 г.
18] Арх.
11600тм
т1 Руководящие указания по проектированию
с-
петчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем
Утверждены НТС Минэнерго СССР протоколом от 27.08.1987 №72
184

9] РД 153
34.0
48.518
98
Правила проектирования, строительства и эк
с-
плуатации волоконно
оптических линий связи на воздушных линиях электр
передачи
напряжением 110 кВ и выше
20] Арх.
11619тм
т1 Руководящие указания по проектированию эле
тропитания средств диспетчерского и технологического
Утверждены НТС Минэнерго СССР протоколом от 27.08.1987 №71
21] Рекомендуемые организационные структуры
управления и нормативы
численности персонала филиалов электрических сетей
Утверждены указанием ГПО «Белэнерго» от 26.01.2011 № 4
22] СанПиН от 21.06.2010 № 69 Гигиенические требования к электрома
нитным полям в производственных условиях
[23]
Международный
стандарт

Electricity
metering
Data exchange for meter reading,
tariff and load control.
IEC 62056
21:2002

Direct local data exchange
МЭК
62056
21:2002)

Учет
электроэнергии

Обмен данными для счетчиков,

тарифов и управления нагрузкой.


Прямой обмен локальными

данными
24] Закон Республики Беларусь «Об охране окружающей среды»
от
26 ноября 1992 г. № 1982
XII
5] Постановление государственного комитета по имуществу Республики
Беларусь 8 февраля 2008 г. № 11 «
б утверждении формы акта выбора места
размещения земельного участка»
26] СанПиН от 16.11.2011 № 115
Шум на рабочих местах, в транспор
ных средствах, в
помещениях жилых, общественных зданий и на территории
жилой застройки
27] Временные ведомственные нормы продолжительности проектиров
а-
ния линий электропередачи и электрических
подстанций напряжением 110
750
Утверждены протоколом Минэнерго СССР от 25.0
28] Правила электроснабжения
Утверждены постановлением Совета Министров Республики Беларусь
17.10.2011 № 1394

СТАНДАРТ ГПО «БЕЛЭНЕРГО»
СТП
09110.01.2
.104
Проект
ПОДСТАНЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАПРЯЖЕНИЕМ 35 кВ И ВЫШЕ
Нормы технологического проектирования
ГПО
«Белэнерго»
Минск
СТП 09110.01.2.104

5

АСУТП


автоматизированная система управления технологическими пр
цессами
;



автотрансформатор;

АУВП


автоматическая
установка водяного пожаротушения;

АЧР


автоматическая частотная разгрузка
;



батарея статических конденсаторов;



воздушная линия электропередачи;



высшее напряжение;

ВОЛС


волоконно
-
оптическая линия связи
;



высокочастотные каналы

;

ДГР


дугогасящий реактор
;

ДЗЛ


продольная дифференциальная защита;

ДЗШ

ифференциальная защита шин;


− диспетчерский пункт;



дифференциально
-
фазная защита;

ЗВН


здание вспомогательного назначения
;

ЗРУ


закрытое распределительное

устройство;



заземляющее устройство;



коммутационный аппарат;

КИВ


контроль изоляции вводов;

КЛС


кабельная линия электросвязи, в качестве среды передачи

использующ
ая электрические кабели;

КПР


контроль предшествующего режима
;



компенсационный реактор
;



комплектное распределительное устройство
;



комплектное распределительное устройство элегазовое;

КТПБ


комплектная трансформаторная подстанция в бетонной оболочке;

КТС


комплекс технических средств
;

ЛАДВ


лока
льное автоматическое дозирование воздействий
;

ЛЭП


линия электропередачи;



микропроцессорный
;

МТЗ


максимальная токовая защита;



низшее напряжение;



одно
фазное автоматическое повторное включение
;



обходной выключатель;

ОВБ


оперативно
-
выездная бригада
;

ОЗУ


оперативное запоминающее устройство
;

ОИУК


оперативно
-
информационный управляемый комплекс
;

ОМП


определение места повреждения
;



ограничитель перенапряжения нелинейный;



оперативный постоянный ток
;



общеподстанционный пункт управления
;


Приложенные файлы

  • pdf 23707277
    Размер файла: 4 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий