СТО 70238424.29.240.10.003-2011 Подстанции напряжением 35 кВ и выше. Условия создания. Нормы и требования, СТО, Стандарт организации от 04 августа 2009 года №70238424.29.240.10.003-2011

СТО 70238424.29.240.10.003-2011 Группа Е72

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ НП «ИНВЭЛ»

Подстанции напряжением 35 кв и выше

Условия создания

Нормы и требования

ОКС 29.120.50 ОКП 34 0000

Дата введения 2011-06-30

     Предисловие      

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации — ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним — ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации — ГОСТ Р 1.5-2004.* ________________ * На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ Р 1.5-2012. — Примечание изготовителя базы данных. Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Научно-технический центр электроэнергетики» (ОАО «НТЦ электроэнергетики»), Открытым акционерным обществом «Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект» (ОАО «Энергосетьпроект»)

2 ВНЕСЕН Комиссией по техническому регулированию НП «ИНВЭЛ»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом НП «ИНВЭЛ» от 02.06.2011 N 54

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

1 Область применения

     1 Область применения      

1.1 Настоящий стандарт: — устанавливает единые нормы и требования, подлежащие учету при создании, техническом перевооружении и реконструкции подстанций напряжением 35 кВ и выше; — распространяется на вновь сооружаемые и подлежащие техническому перевооружению и реконструкции подстанции; — предназначен для применения проектными организациями, строительно-монтажными, наладочными, эксплуатационными и ремонтными организациями; — разработан с целями: — повышения эффективности, безопасности и работоспособности функционирования электрических сетей в краткосрочной и долгосрочной перспективе при условии обеспечения промышленной и экологической безопасности ЕЭС; — обеспечения надежного и качественного электроснабжения производственно-хозяйственного комплекса и населения страны при возможно более низкой стоимости электроэнергии; — повышения надежности работы подстанций напряжением 35 кВ и выше; — обеспечение безопасности жизни и здоровья граждан; — с учетом анализа существующих нормативных и технических документов в электроэнергетике и опыта их применения.

1.2 Действие стандарта распространяется на следующие субъекты: — электросетевые компании; — генерирующие компании; — научно-исследовательские институты, проектные организации.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты: Градостроительный кодекс Российской Федерации Кодекс Российской Федерации от 29.12.2004 N 190-ФЗ «Правила технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям». Утв. Постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 N 861 (в ред. Постановления Правительства Российской Федерации от 21.04.2009 г. N 334) Федеральный закон Российской Федерации от 22.07.2008 N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» Федеральный закон Российской Федерации от 21.12.1994 N 69-ФЗ «О пожарной безопасности» 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 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов ГОСТ Р 51853-2001 Заземления переносные для электроустановок. Общие технические условия ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции ГОСТ Р 52725-2007 Ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН) для электроустановок переменного тока напряжением от 3 до 750 кВ. Общие технические условия ГОСТ Р МЭК 62305-1-2010 Менеджмент риска. Защита от молнии. Часть 1. Общие принципы ГОСТ Р МЭК 62305-2-2010 Менеджмент риска. Защита от молнии. Часть 2. Оценка риска ГОСТ Р 54426-2011 Руководство по проверке и обработке элегаза (SF6), взятого из электрооборудования, и технические требования к его повторному использованию ГОСТ Р 54828-2011 Комплектные распределительные устройства в металлической оболочке с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на номинальные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия

ГОСТ Р 53603-2009 Оценка соответствия. Схемы сертификации продукции в Российской Федерации ГОСТ Р 54008-2010 Оценка соответствия. Схемы декларирования соответствия ГОСТ Р ИСО/МЭК 17050-1-2009 Оценка соответствия. Декларация поставщика о соответствии. Часть 1. Общие требования ГОСТ Р ИСО/МЭК 17050-2-2009 Оценка соответствия. Декларация поставщика о соответствии. Часть 2. Подтверждающая документация ГОСТ Р 54009-2010* Оценка соответствия. Применение знаков, указывающих о соответствии ________________ * На территории Российской Федерации документ не действует. Действует ГОСТ 31816-2012, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных. СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения СТО 70238424.29.240.10.007-2011 Комплектные и блочные трансформаторные подстанции (КТП, КТПБ, ТП) на напряжение 35-110 кВ. Условия поставки. Нормы и требования СТО 70238424.29.240.10.001-2011 Распределительные устройства электрических станций и подстанций напряжением 35 кВ и выше. Условия создания. Нормы и требования СТО 70238424.29.180.001-2011* Силовые трансформаторы (автотрансформаторы) и реакторы. Условия поставки. Нормы и требования _______________ * В настоящее время в официальных источниках информация о принятии данного документа отсутствует, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных. СТО 70238424.29.240.10.013-2009 Система собственных нужд подстанций. Условия создания. Нормы и требования СТО 70238424.29.240.20.008-2009 Силовые кабельные линии напряжением 0,4-35 кВ. Условия создания. Нормы и требования СТО 70238424.29.240.20.010-2011 Силовые кабельные линии напряжением 110-500 кВ. Условия создания. Нормы и требования СТО 70238424.29.240.99.005-2011* Устройства защиты от перенапряжений электрических станций и сетей. Условия поставки. Нормы и требования _______________ * В настоящее время в официальных источниках информация о принятии данного документа отсутствует, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных. СТО 70238424.29.240.99.006-2011* Устройства защиты от перенапряжений электрических станций и сетей. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования _______________ * В настоящее время в официальных источниках информация о принятии данного документа отсутствует, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 70238424.27.100.051-2009* Маслохозяйство электрических станций и сетей. Условия создания. Нормы и требования ________________ * На территории Российской Федерации документ не действует. Действует СТО 70238424.27.100.051-2013, здесь и далее по тексту. — Примечание изготовителя базы данных.

СТО 56947007-29.240.55.016-2008 Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35-750 кВ

СТО 56947007-29.240.10.028-2009 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ

СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 КВ. Типовые решения СТО 56947007-29.240.037-2010 Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при проектировании СТО 56947007-29.240.038-2010 Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при сооружении СТО 56947007-29.240.039-2010 Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при техническом обслуживании и ремонте СТО 56947007-29.240.040-2010 Экологическая безопасность электросетевых объектов. Требования при реконструкции и ликвидации Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных национальных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

3.1 Термины и определения В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии с СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 камера закрытая: Камера, закрытая со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери.

3.1.2 камера: Помещение, предназначенное для установки аппаратов, трансформаторов и шин.

3.1.4 устройство распределительное комплектное элегазовое: Распределительное устройство, в котором основное электрооборудование заключено в оболочки, заполненные элегазом (SF6), служащим изолирующей и/или дугогасящей средой.

3.1.5 камера огражденная: Камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями.

3.1.6 подстанция: электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, РУ, устройств управления, технологических и вспомогательных сооружений.

3.1.7 подстанция пристроенная: подстанция, здание которой имеет общую стену или непосредственно примыкает к зданию электростанции или промышленного предприятия.

3.1.8 сопротивление удельное эквивалентное земли с неоднородной структурой: Удельное сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой.

3.2 Обозначения и сокращения

4 Общие положения

4.1 При создании подстанции напряжением 35 кВ и выше должны быть обеспечены: — надежность и бесперебойность энергоснабжения; — работоспособность с учетом риска возникновения чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера; — внедрение новой техники и технологий; — минимальный уровень потерь электроэнергии; — надежность электротехнического оборудования; — минимальный объем профилактических работ; — ремонтопригодность электротехнического оборудования; — электромагнитная совместимость; — санитарные нормы по электрическим, магнитным полям и шумам; — сейсмостойкость; — безопасность обслуживающего персонала; — охрана окружающей среды.

4.2 При создании, техническом перевооружении и реконструкции ПС должно быть предусмотрено развитие: — схем энергосистемы; — электрических сетей района, города; — схем внешнего энергоснабжения; — схем развития сетей.

4.3 На вновь сооружаемых и подлежащих техническому перевооружению и реконструкции подстанциях переменного тока напряжением 35 кВ и выше должно быть применено современное электротехническое оборудование, имеющее повышенную эксплуатационную надежность: — автотрансформаторы (АТ) и трансформаторы (Т) с РПН (количество переключений до первой ревизии не менее 70.000) и автоматическим регулированием напряжения, шунтирующие реакторы (ШР) и компенсационные реакторы — с автоподпрессовкой обмоток, с герметичными маслонаполненными вводами или вводами с твердой изоляцией, с системами охлаждения путем предпочтительно естественной циркуляции масла, обладающие необходимой динамической стойкостью и низкими потерями, оснащенные системами мониторинга и диагностики, а также системами пожаротушения, предотвращения взрывов и возгораний, не требующих ремонта в течение расчетного срока службы; — оборудование распределительных устройств в соответствии с СТО 70238424.29.240.10.001-2011.

4.4 При создании, техническом перевооружении и реконструкции ПС должны быть выполнены требования электромагнитной совместимости, СТО 56947007-29.240.10.028-2009 и учтены рекомендации СТО 5694700729.240.55.016-2008*. ________________ * Вероятно ошибка оригинала. Следует читать: СТО 56947007-29.240.55.016-2008. — Примечание изготовителя базы данных.

4.5 При расположении ПС в районах с сейсмичностью более 5 баллов по шкале MSK следует предусматривать установку сейсмостойкого оборудования и/или принимать другие меры для уменьшения вероятности его повреждения.

5 Требования к выбору площадки для строительства, компоновка и конструктивное выполнение подстанции

5.1 При выборе площадки для строительства подстанции должны соблюдаться нормы технологического проектирования СТО 56947007-29.240.10.028-2009, с учетом: — схем развития электрических сетей района или схемы электроснабжения конкретного объекта; — проектов районной планировки и проектов планировки городов (поселков); — технико-экономического сравнения вариантов; — методических указаний [9].

5.2 Площадка ПС должна размещаться вблизи: — центра электрических нагрузок; — автомобильных дорог, по которым возможно передвижение трейлеров необходимой грузоподъемности; — железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий, на которых возможна разгрузка тяжелого оборудования, строительных конструкций и материалов, а также примыкание к ним подъездного пути ПС; — существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условии их опережающего ввода; — населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов для эксплуатационного персонала ПС. При этом должны соблюдаться минимально допустимые расстояния по условиям шума от силового оборудования согласно санитарным нормам.

5.3 Площадки ПС должны выбираться: — на непригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях по решению соответствующих органов); — на незалесенной территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями; — преимущественно вне зон природных загрязнений (морское побережье, засоленная почва и др.) и вне зон атмосферы, загрязненной промышленными уносами. Размещение ПС в условиях загрязненной атмосферы допускается при технико-экономическом обосновании с учетом требований соответствующих руководящих документов; — вне зон активного карста, оползней, оседания или обрушения поверхности под влиянием горных разработок, селевых потоков и снежных лавин, которые могут угрожать застройке и эксплуатации ПС; — вне зон залегания полезных ископаемых, подлежащих промышленной разработке; — на незатопляемых территориях и на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов и инженерных коммуникаций; — на территориях, не подверженных 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 расположения ПС вне указанных зон должны быть выполнены специальные гидротехнические сооружения по защите площадок от повреждений (подсыпка площадки, укрепление откосов насыпи, водоотводные сооружения, дамбы и др.); — на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения. Расположение ПС на торфах, свалках и т.п. допускается только при технико-экономическом обосновании; — на площадках с грунтами I или II категории по сейсмическим свойствам; — 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-зимних паводков; — на расстоянии от аэродромов и посадочных площадок авиации, складов взрывчатых материалов, крупных складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами; — вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов; — на площадках, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.

5.4 Выбор площадки для размещения ПС должен производиться с учетом результатов инженерных изысканий: — инженерно-геодезических изысканий; — инженерно-геологических изысканий, включающих геологические, гидрогеологические и сейсмологические изыскания и исследования; — инженерно-метеорологические изыскания; — инженерно-экологические изыскания. Инженерные изыскания выполняют при разработке проектной документации объекта. Подготовка и использование проектной документации без выполнения соответствующих инженерных изысканий не допускается. Инженерные изыскания выполняются в целях получения: — данных о природных условиях территории, на которой будет осуществляться строительство или реконструкция объекта и природных объектов, затрагиваемых строительством; — материалов, необходимых для обоснования размещения объекта и его сооружений в соответствии с намечаемым их назначением и параметрами; — данных, необходимых для обоснования конструкции сооружений и их надежности, наличие местных строительных материалов; — информации о необходимости выполнения специальных видов работ в основании сооружений (противофильтрационных, противооползневых, изъятия слабых грунтов, ликвидации естественных нарушений сплошности массива и др.; — данных о воздействии нового объекта или реконструируемого на природную среду и социально-экономическую сферу и разработке необходимых природоохранных и компенсационных мер, позволяющих довести уровень воздействия до допустимого или согласованного уровня.

5.5 Размещение ПС должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель, как на расчетный период, так и с учетом последующего расширения ПС, а также с учетом требований раздела 21 настоящего Стандарта.

5.6 При размещении ПС следует учитывать наличие источников водоснабжения, естественных водоемов и рек, артезианских источников.

5.7 В районах с объемом снегопереноса 300 м/м и более при выборе площадки ПС должна быть организована защита от снежных заносов.

5.8 При реконструкции ПС и сооружении ОРУ других напряжений должен рассматриваться вариант размещения этих ОРУ на территории существующей ПС.

5.9 Размещение ПС, генеральный план и инженерная подготовка территории, и защита их от затопления, оползней, лавин и т.п. должны быть выполнены в соответствии с требованиями СТО 56947007-29.240.10.028-2009 и СНиП 22-02-2003 [3].

5.10 Компоновка и конструктивное выполнение ПС должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.

5.11 Для ПС, размещаемых в районе жилой и промышленной застройки, должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием (трансформаторами, синхронными компенсаторами и т.п.), до значений, допустимых санитарными нормами.

5.12 На ПС должен быть предусмотрен проезд по ее территории передвижных монтажно-ремонтных механизмов, а также передвижных лабораторий.

5.13 Ограждение территории ПС следует выполнять в объеме, предусмотренном проектом на расчетный период. Внешнее ограждение ПС должно иметь высоту не менее 2,4 м. Территория, предусмотренная для расширения ПС после расчетного периода, оговаривается проектом, оформляется при отводе площадки, как не подлежащая застройке и не ограждается. До расширения ПС эта территория может быть использована для хозяйственных нужд. На территории ПС следует ограждать ОРУ внутренним забором высотой не менее 1,6 м. ОРУ и силовые трансформаторы могут иметь общее ограждение.

5.14 Закрытые подстанции 35-220 кВ применяются в районах: — с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва не эффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономически нецелесообразно; — требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутствии такого исполнения; — стесненной городской и промышленной застройки; — сильными снегозаносами и снегопадами, а также в особо суровых климатических условиях и при стесненных площадках при соответствующем технико-экономическом обосновании.

5.15 Трансформаторы и ЗРУ разных классов напряжений следует размещать в отдельных помещениях. Помещения ЗРУ, трансформаторов и т.п. должны быть отделены от служебных и других вспомогательных помещений.

5.16 Вентиляция помещений ПС должна обеспечивать отвод выделяемого тепла для поддержания допустимой для электрических аппаратов температуры. При невозможности обеспечить теплообмен естественной вентиляцией следует предусматривать принудительную с контролем ее работы. В местах с низкими зимними температурами приточные и вытяжные вентиляционные отверстия должны быть снабжены утепленными клапанами, открываемыми извне.

6 Требования к электрическим схемам подстанций

6.1 При выборе схем РУ ПС необходимо максимально использовать типовые решения, приведенные в СТО 56947007-29.240.30.010-2008 и руководствоваться СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Схемы РУ ПС выбираются с учетом: — назначения ПС в данной энергосистеме; — схемы прилегающей сети, ее параметров и перспектив развития, количества присоединений (линий, трансформаторов и т.д.); — надежности работы ПС, примыкающих к ним линий и условий их резервирования; — необходимости секционирования и установки компенсирующих устройств; — размера и стоимости земельного участка, природно-климатических условий и других факторов.

6.2 Для РУ ПС классов напряжений от 35 до 220 кВ должны применяться блочные схемы (трансформатор-линия), схема мостика, вход-выход и т.д. Для РУ ПС классов напряжений от 110 до 220 кВ в зависимости от надежности и резервирования сети должны применяться схемы: — с одинарной системой шин, секционированной выключателем или двумя развилками из двух выключателей, включенными 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.

6.3 Для РУ ПС напряжением 330-750 кВ, в зависимости от количества присоединяемых линий рекомендуется применять схемы — «четырехугольник», «трансформатор — шины с присоединением линий через два выключателя», «трансформатор — шины с полуторным присоединением линий» и «полуторная схема».

6.4 На РУ ПС следует устанавливать два трансформатора. Установка более двух трансформаторов допускается, когда требуется два средних напряжения, а также при технико-экономическом обосновании. Однотрансформаторные ПС используются на начальной стадии эксплуатации ПС.

6.5 На ПС рекомендуется установка трехфазных трансформаторов. Допускается установка группы однофазных трансформаторов, либо группы из двух трехфазных трансформаторов одинаковой мощности при отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности, а также при наличии транспортных ограничений.

6.6 При установке на ПС одной группы однофазных автотрансформаторов, при соответствующем обосновании, следует предусматривать резервную фазу на проектируемой ПС или в централизованном резерве для группы ПС.

6.7 Если на ПС устанавливается одна группа шунтирующих реакторов (ШР), то при соответствующем обосновании следует предусмотреть резервную фазу ШР или в централизованном резерве для группы ПС.

6.8 Для независимого регулирования напряжения при питании потребителей от обмоток низкого напряжения (НН) автотрансформаторов следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов, за исключением случаев, когда необходимый уровень напряжения обеспечивается другими способами.

6.9 На стороне НН напряжением 6, 10 и 35 кВ должна предусматриваться раздельная работа трансформаторов.

6.10 При необходимости ограничения токов короткого замыкания (КЗ) на стороне напряжения 6 и 10 кВ должны предусматриваться следующие мероприятия: — применение трансформаторов с расщепленными обмотками напряжением 6 и 10 кВ; — применение токоограничивающих реакторов в цепях обмотки НН трансформаторов.

6.11 В сети напряжением 35 кВ, работающей с изолированной нейтралью, при емкостном токе замыкания на землю 10 А и более, следует предусматривать установку дугогасящих заземляющих реакторов (ДГР). ДГР следует включать в нейтраль трансформатора со схемой соединения «звезда-треугольник» или «зигзаг». Допускается установка ДГР в нейтрали трансформатора, имеющего соединение обмоток «звезда-звезда», если мощность ДГР не превышает 20% мощности трансформатора.

6.12 На тупиковых ПС запрещается установка ДГР.

6.13 Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы: — вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, или иные сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т.п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания (КЗ) или замыканию на землю; — при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ; — при снятом напряжении с какой-либо цепи РУ относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

— была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

6.14 При расположении ПС в сейсмических районах для обеспечения требуемой сейсмостойкости наряду с применением имеющегося сейсмостойкого оборудования следует предусматривать специальные меры, повышающие сейсмостойкость электроустановки.

6.15 При выборе оборудования и ошиновки по номинальному току необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность трансформаторов.

6.16 Трансформаторы нового поколения напряжением 110 кВ и выше и мощностью более 63 МВА рекомендуется оснащать системами диагностики и мониторинга технического состояния.

6.17 Главная схема электрических соединений ПС, схема собственных нужд и схема оперативного тока, управление оборудованием и компоновка оборудования и кабельного хозяйства подстанции должны выполняться таким образом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве или вне его были исключены одновременная потеря взаимно резервирующих присоединений распределительных устройств и подстанций, а также выход из работы систем обнаружения и тушения пожаров.

7 Общие требования к распределительным устройствам

7.1 Распределительное устройство ПС содержит коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства, а также устройства защиты. Распределительные устройства должны соответствовать ГОСТ Р 54828 и СТО 70238424.29.240.10.001-2011 с учетом следующих требований: — в РУ должны применяться высоковольтные выключатели:

а) на напряжение до 110 кВ — элегазовые или вакуумные выключатели;

б) на напряжение 110 и 220 кВ — элегазовые выключатели, компактные ячейки на базе колонковых или баковых элегазовых выключателей;

в) на напряжение 330-750 кВ — элегазовые выключатели;

г) в цепях шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов 110 кВ и выше целесообразно применять элегазовые выключатели, снабженные устройствами синхронизированной коммутации. — в качестве управляемых средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) следует применять:

а) управляемые шунтирующие реакторы (УШР) напряжением 110, 220, 330 и 500 кВ, подключаемые к шинам ВН или к линии;

б) дискретно-управляемые вакуумно-реакторные группы (ВРГ), подключаемые к обмоткам НН (напряжением 10-35 кВ) имеющихся на подстанциях трансформаторов и автотрансформаторов или шинам подстанций через вакуумные выключатели;

в) статические тиристорные компенсаторы (СТК) реактивной мощности и СТАТКОМы, подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов, шинам подстанций или через специальный трансформатор к линиям электропередач;

г) синхронные компенсаторы (СК), подключаемые к обмоткам НН трансформаторов или автотрансформаторов подстанций. Выбор типа, мощности, других параметров, размещения и способа присоединения управляемых СКРМ на подстанциях напряжением 110-750 кВ производится на основе анализа режимов работы энергосистем (зимний и летний максимумы и минимумы нагрузки), уровней напряжений в суточном графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также переходных процессов.

7.2 В целях улучшения обслуживания и повышения автоматизированности ПС должны использоваться разъединители на напряжение 110 кВ и выше с электродвигательными приводами на главных и заземляющих ножах.

7.3 В РУ ПС должны применяться встроенные, отдельно стоящие и комбинированные трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН). Отдельно стоящие ТТ применяются в тех случаях, когда встроенные ТТ не обеспечивают требуемых условий работы РЗА, АИИС КУЭ и измерительных приборов.

7.3.1 Количество ТТ и их вторичных обмоток должно обеспечивать: — раздельное подключение средств РЗА и АИИС КУЭ и других измерений. Для подключения АИИС КУЭ ТТ должны иметь измерительную обмотку класса точности 0,2S (при напряжении 220 кВ и выше), для класса напряжения 110 кВ и ниже — обмотку не ниже 0,5S; — подключение устройств РЗА к разным вторичным обмоткам класса «Р» с целью обеспечения надежности резервирования и точности измерения.

7.3.2 Трансформаторы напряжения должны иметь отдельную вторичную обмотку для подключения средств АИИС КУЭ и измерительных приборов класса точности не ниже 0,2 (при напряжении 220 кВ и выше), для класса напряжения 110 кВ и ниже — обмотку не ниже 0,5S.

7.4 Для защиты электрооборудования от коммутационных и грозовых перенапряжений должны применяться нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН).

7.5 При расположении территории ПС в зонах, где атмосфера может содержать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу ПС: — применение ЗРУ, защищенных от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение; — применение усиленной изоляции и шин из материала, стойкого к воздействию окружающей среды; — расположение трансформаторов и ОРУ со стороны господствующего направления ветра.

7.6 Во всех цепях РУ ПС должна быть предусмотрена установка разъединителей с видимым разрывом для отсоединения, необходимым для отсоединения всех аппаратов (выключателей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т.д.) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение. Указанное требование не распространяется на комбинированные коммутационные аппараты «выключатель — разъединитель», высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, а также трансформаторы напряжения с емкостными делителями напряжения, присоединяемые к системам шин, ограничители перенапряжений, устанавливаемые на выводах трансформаторов и шунтирующих реакторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами. Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распределительных устройствах заводского изготовления (в том числе с заполнением элегазом — КРУЭ) с выкатными элементами и/или при наличии надежного механического указателя гарантированного положения контактов.

В отдельных случаях, обусловленных схемными или конструктивными решениями, трансформаторы тока допускается устанавливать до разъединяющих устройств.

7.7 В электроустановках с переменным трехфазным током должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным элементам (простота и наглядность схем, надлежащее расположение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).

7.8 РУ ПС должны быть оборудованы оперативной блокировкой от неправильных действий при переключениях в электрических установках (оперативной блокировкой), предназначенной для предотвращения неправильных действий с разъединителями, заземляющими ножами (заземлителем).

7.9 РУ ПС в соответствии с требованиями безопасности должны быть оборудованы стационарными заземлителями, обеспечивающими заземление аппаратов и ошиновки.

8 Общие требования к собственным нуждам подстанций

8.1 Общие требования к собственным нуждам подстанций приведены в СТО 70238424.29.240.10.013-2009, кроме этого на всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

8.2 Для однотрансформаторных ПС питание второго трансформатора собственных нужд обеспечивается от местных электрических сетей.

8.3 От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.

8.4 Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (обмотки разных трансформаторов, различные секции РУ и др.). На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

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

8.6 Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины 0,4 кВ, должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности их загрузки. На подстанциях напряжением до 220 кВ допускается использование перегрузочной способности трансформаторов собственных нужд. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 0,4 кВ, должна быть не более 630 кВА для ПС 110-220 кВ и не более 1000 кВА для ПС 330 кВ и выше.

8.7 На двухтрансформаторных ПС 110-750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это питание в дальнейшем допускается сохранять. На двухтрансформаторных ПС в начальный период их работы с одним трансформатором в районах, где второй трансформатор собственных нужд невозможно питать от сети другой ПС, допускается устанавливать один рабочий трансформатор собственных нужд, при этом второй должен быть смонтирован и включен в схему ПС. На двухтрансформаторных ПС 35-220 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при отсутствии на них СК, и принудительной системы охлаждения трансформаторов допускается устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор собственных нужд должен быть смонтирован и включен в схему ПС.

8.8 На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ, а при отсутствии этих РУ — к обмотке НН основных трансформаторов.

На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд могут должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем или присоединять к ВЛ, питающим ПС.

8.9 Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью системы TN-S. Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд должно осуществляться через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.

9 Общие требования к силовым трансформаторам

9.1 Общие требования к поставляемым силовым трансформаторам приведены в СТО 70238424.29.180.001-2011.

9.2 Мощность трансформаторов выбирают так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой, по техническим условиям на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям среднего напряжения (СН) и низшего напряжения (НН), обеспечивали питание нагрузки. При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится путем замены трансформаторов на более мощные, установка дополнительных трансформаторов должна быть технически и экономически обоснована. Должны применяться автотрансформаторы и трансформаторы, оборудованные РПН, имеющие необходимую динамическую стойкость, высоконадежные вводы и сниженные потери.

9.3 На подстанциях напряжением 220 кВ и выше, на которых в течение расчетного периода и последующих 5 лет не предусматривается нагрузка на напряжении 6-10 кВ, рекомендуется применять автотрансформаторы 220 кВ мощностью 63 МВА или 125 МВА с третичным напряжением 0,4 кВ для питания собственных нужд подстанции.

9.4 На подстанциях напряжением 110 кВ с отдаленной перспективой роста нагрузки или с резко переменным графиком нагрузки рекомендуется применять трансформаторы с форсированной ступенью охлаждения, имеющие повышенную нагрузочную способность.

9.5 На подстанциях напряжением 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при сочетании суммарных нагрузок по сетям среднего и низкого напряжения, не превышающих в течение расчетного периода номинальной мощности трансформатора, целесообразно выбирать трансформатор с неполной мощностью обмоток среднего и низкого напряжения.

9.6 Линейные регулировочные трансформаторы следует проверять на динамическую и термическую стойкость при КЗ на стороне регулируемого напряжения.

9.7 При техническом перевооружении: — при замене одного старого трансформатора (автотрансформатора) на новый проверяются условия, обеспечивающие параллельную работу оставшегося в эксплуатации старого и нового трансформаторов в автоматическом режиме регулирования напряжения на соответствующей стороне; — при неполной замене фаз группы старых однофазных автотрансформаторов допустимость работы в одной группе старых и новых фаз автотрансформаторов, отличающихся значениями напряжений короткого замыкания, обосновывается специальными расчетами.

9.8 Оборудование и ошиновка в цепи трансформаторов должны выбираться с учетом установки в перспективе трансформатора следующего по шкале мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трехобмоточных автотрансформаторов и в цепях ВН и НН двухобмоточных трансформаторов выбор оборудования по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току трансформатора, который может быть установлен в дальнейшем, с учетом допустимой его перегрузки. Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН и НН выбор оборудования и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки с учетом отключения второго трансформатора.

9.9 На ПС напряжением 35 кВ заземляющие дугогасящие реакторы (ДГР) с плавным регулированием индуктивности должны оснащаться системой автоматического регулирования при изменении емкостного тока замыкания на землю.

9.10 Указатели уровня и температуры масла маслонаполненного оборудования и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним без снятия напряжения. Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана маслонаполненного оборудования должно быть не менее 0,2 м, или должен быть предусмотрен соответствующий приямок.

10 Требования к установке трансформаторов и реакторов

10.1 Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, регулировочные трансформаторы и маслонаполненные реакторы (далее трансформаторы) напряжением 35-500 кВ и выше должны устанавливаться непосредственно на фундамент без кареток (катков) и рельс.

10.2 Трансформаторы на подстанциях, имеющих стационарные устройства для ремонта трансформаторов (башни) и рельсовые пути перекатки, а также на подстанциях с размещением трансформаторов в закрытых помещениях, допускается устанавливать на каретках (катках).

10.3 Сейсмостойкие трансформаторы устанавливаются непосредственно на фундамент с креплением их к закладным элементам фундамента для предотвращения их смещений в горизонтальном и вертикальном направлениях.

10.4 На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

10.5 Установка трансформаторов должна обеспечивать удобные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.

10.6 Уклон масляного трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, если этот уклон не предусмотрен в конструкции бака трансформатора, должен создаваться путем установки подкладок.

10.7 При установке расширителя на отдельной конструкции он должен располагаться таким образом, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента. В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи трансформатора в пределах удобного и безопасного обслуживания со стационарной лестницы.

10.8 Трансформаторы необходимо устанавливать так, чтобы отверстие защитного устройства выброса масла не было направлено на близко установленное оборудование. Для защиты оборудования допускается установка заградительного щита между сбросным отверстием трансформатора и оборудованием.

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

10.10 Расстояния в свету между открыто установленными трансформаторами определяются технологическими требованиями.

10.11 Разделительные перегородки между открыто установленными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 МВА и более должны предусматриваться: — при расстояниях менее 15 м между трансформаторами (реакторами), а также между ними и трансформаторами любой мощности, включая регулировочные и собственных нужд; — при расстояниях менее 25 м между трансформаторами, установленными вдоль наружных стен зданий электростанции на расстоянии от стен менее 40 м. Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее EI 90, ширину — не менее ширины маслоприемника и высоту — не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м. Указанные расстояния принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов. Допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую стационарную установку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регулировочного, объединенную с установкой пожаротушения силового трансформатора, если трансформаторы собственных нужд или регулировочные установлены с силовым трансформатором, оборудованным автоматическим стационарным устройством пожаротушения, и присоединены в зоне действия защиты от внутренних повреждений силового трансформатора. При этом допускается сооружение общего маслоприемника.

10.12 Регулировочные трансформаторы должны устанавливаться в непосредственной близости от регулируемых автотрансформаторов, за исключением случая, когда между автотрансформатором и регулировочным трансформатором предусматривается установка токоограничивающего реактора.

10.13 Автоматическими установками пожаротушения должны оснащаться: — трансформаторы напряжением 500-750 кВ, независимо от мощности, а напряжением 220-330 кВ мощностью 250 МВА и более; — трансформаторы напряжением 110 кВ и выше мощностью 63 МВА и более, устанавливаемые в закрытых камерах подстанций; — кабельные сооружения, используемые для прокладки кабелей (в том числе совместно с другими коммуникациями) ПС напряжением 500 кВ и выше, а также кабельные сооружения подстанций глубокого ввода напряжением 110-220 кВ трансформаторами мощностью 63 МВА и выше. При меньших значениях указанных напряжений и мощностей кабельные сооружения могут быть оборудованы системами автоматической пожарной сигнализации. Допускается не защищать АУПТ кабельные каналы объемом до 100 м, отвечающих требованиям Федеральных законов Российской Федерации от 22.07.2008 N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» и от 21.12.1994 N 69-ФЗ «О пожарной безопасности». В этом случае оболочки кабелей должны покрываться огнезащитным составом в соответствии с правилами применения огнезащитных покрытий кабелей СО 34.20.262-2002 (РД 153-34.0-20.262-2002) [1].

10.14 Пуск установки пожаротушения должен осуществляться автоматически, вручную и дистанционно со щита управления. Устройство ручного пуска должно располагаться вблизи трансформатора в безопасном при пожаре месте. Включение установки пожаротушения группы однофазных трансформаторов должно производиться только на поврежденные фазы.

10.15 Пол закрытых камер масляных трансформаторов должен иметь уклон 2% — в сторону маслоприемника.

10.16 Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежные помещения категорий Г или Д, которые в свою очередь должны иметь выходы в общий коридор, лестничную клетку или непосредственно наружу.

10.17 Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла и не должна быть связана с другими вентиляционными системами. Стенки вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из материалов с пределом огнестойкости не менее EI 45. Вентиляционные шахты и проемы должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги, она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты. Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки не более 1х1 см и защищены от попадания через них дождя и снега.

10.18 Вытяжные шахты камер масляных трансформаторов, пристроенных к зданиям, имеющим кровлю из горючего материала, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м или же конструкции кровли из горючего материала должны быть защищены парапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае необязателен. Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против оконных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных отверстий непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под выступающими элементами кровли из горючего материала или под проемами в стене здания, к которому камера примыкает. Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под ним следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть более ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону.

10.19 Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения. Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла и, независимо от этого, по току нагрузки трансформатора.

10.20 При применении выносных охладительных устройств они должны размещаться так, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента и допускать проведение их обслуживания при работающем трансформаторе. Поток воздуха от вентиляторов дутья не должен быть направлен на бак трансформатора.

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

10.22 Охладительные колонки, адсорберы и другое оборудование, устанавливаемое в системе охлаждения Ц (OFWF), должны располагаться в помещении, температура в котором не снижается ниже +5 °С. При этом должна быть обеспечена возможность замены адсорбента на месте.

10.23 Внешние маслопроводы систем охлаждения ДЦ (OFAF) и Ц (OFWF) должны выполняться из нержавеющей стали или материалов, устойчивых против коррозии. Расположение маслопроводов около трансформатора не должно затруднять обслуживание трансформатора и охладителей и должно обеспечивать минимальные трудозатраты при выкатке трансформатора. При необходимости должны быть предусмотрены площадки и лестницы, обеспечивающие удобный доступ к задвижкам и вентиляторам дутья.

10.24 При вынесенной системе охлаждения, состоящей из отдельных охладителей, все размещаемые в один ряд одиночные или сдвоенные охладители должны устанавливаться на общий фундамент. Групповые охладительные установки могут размещаться как непосредственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фундамент, если предусматривается выкатка этих установок на своих катках.

10.25 Шкафы управления электродвигателями системы охлаждения ДЦ (OFAF), НДЦ (ODAF) и Ц (OFWF) должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Допускается навешивание шкафа управления системой охлаждения Д (ONAF) на бак трансформатора, если шкаф рассчитан на работу в условиях вибрации, создаваемой трансформатором.

10.26 Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или останове вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении или отключении резервного охладителя или резервного источника питания.

10.27 Для шкафов приводов устройств регулирования напряжения под нагрузкой и шкафов автоматического управления системой охлаждения трансформаторов должен быть предусмотрен электрический подогрев с автоматическим управлением.

10.28 Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на ПС следует предусматривать на месте их установки с помощью автокранов или (и) инвентарных устройств. При этом рядом с каждым трансформатором должна быть предусмотрена площадка, рассчитанная на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ. В стесненных условиях ПС допускается предусматривать одну ремонтную площадку с сооружением к ней путей перекатки.

10.29 На ПС, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, могут предусматриваться совмещенные порталы.

10.30 На ПС напряжением 500-750 кВ, расположенных в районах со слаборазвитыми и ненадежными транспортными связями, для проведения планово-предупредительных ремонтных работ допускается предусматривать стационарные устройства — башни, оборудованные мостовыми кранами, с мастерской или аппаратной маслохозяйства с коллектором для передвижных установок.

10.31 Грузоподъемность крана в трансформаторной башне должна быть рассчитана на массу съемной части бака трансформатора.

10.32 Продольные пути перекатки трансформаторов на ПС должны предусматриваться: — при наличии подъездной железной дороги; — при наличии башни для ремонта трансформаторов; — при аварийном вводе в работу резервной фазы автотрансформатора методом перекатки, если это обосновано в сравнении с другими способами.

11 Требования к заземляющим устройствам подстанции

11.1 Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители и кроме этого могут использоваться переносные заземления по ГОСТ Р 51853-2001 и другие соответствующие требованиям ГОСТ 12.1.030-81. Использование естественных заземлителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств, с которыми они связаны.

11.2 Заземляющее устройство, используемое для заземления электроустановок одного или разных назначений и напряжений, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению этих электроустановок, в первую очередь требованиям, предъявляемым к защитному заземлению: защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения и т.д. в течение всего периода эксплуатации.

11.3 Для заземления в территориально сближенных электроустановках разных назначений и напряжений следует применять, как правило, одно общее заземляющее устройство. В первую очередь должны быть соблюдены требования, предъявляемые к защитному заземлению.

11.4 Для объединения заземляющих устройств разных электроустановок в одно общее заземляющее устройство могут быть использованы искусственные заземляющие проводники. Их число должно быть не менее двух.

11.5 Требуемые значения напряжений прикосновения и сопротивления заземляющих устройств при стекании с них токов замыкания на землю и токов утечки должны быть обеспечены при наиболее неблагоприятных условиях в любое время года. При определении удельного сопротивления земли в качестве расчетного следует принимать его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям.

11.6 При определении сопротивления заземляющих устройств должны быть учтены искусственные и естественные заземлители.

11.7 Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю.

11.8 Заземляющие устройства электроустановок в сетях с эффективно или глухо заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением одного из двух требований к:

— сопротивлению (п.11.10); — напряжению прикосновения (п.11.16). При этом должны соблюдаться требования к конструктивному выполнению (п.п.11.20-11.24) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (п.11.9).

11.9 Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

11.10 Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей.

11.11 В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.

11.12 Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине от 0,5 до 0,7 м от поверхности земли и на расстоянии от 0,8 до 1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены друг к другу, а расстояние между основаниями или фундаментами двух рядов не превышает 3,0 м.

11.13 Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине от 0,5 до 0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; 20,0 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6,0х6,0 м.

11.14 Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.

11.15 Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей, присоединенных к внешнему горизонтальному заземлителю напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной от 3 до 5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.

11.16 Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных ГОСТ 12.1.038, раздел 1.

11.17 Для определения значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При определении допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные для прикосновения производящему переключения персоналу, следует принимать время действия резервной защиты, а для остальной территории — основной защиты. Примечание — рабочее место следует понимать как место оперативного обслуживания электрических аппаратов.

11.18 Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляемого оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в необходимых случаях может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной от 0,1 до 0,2 м.

11.19 В случае объединения заземляющих устройств разных напряжений в одно общее заземляющее устройство напряжение прикосновения должно определяться по наибольшему току короткого замыкания на землю.

11.20 При выполнении заземляющего устройства с соблюдением одного из требований (к сопротивлению или к напряжению прикосновения), также должны выполняться следующие требования:

— заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, должны прокладываться в земле на глубине не менее 0,3 м; — продольные и поперечные горизонтальные заземлители (в четырех направлениях) должны прокладываться вблизи мест присоединений заземляемых нейтралей силовых трансформаторов.

11.21 При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубине не менее 1,0 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.

11.22 Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2,0 м. Выходящие за пределы ограды горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металлической оболочкой или броней и другие металлические коммуникации должны быть проложены посередине между стойками ограды на глубине не менее 0,5 м. В местах примыкания внешней ограды к зданиям и сооружениям, а также в местах примыкания к внешней ограде внутренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпичные или деревянные вставки длиной не менее 1,0 м.

11.23 Питание электроприемников, установленных на внешней ограде, следует осуществлять от разделительных трансформаторов. Эти трансформаторы не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяющая вторичную обмотку разделительного трансформатора с электроприемником, расположенным на ограде, должна быть изолирована от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.

11.24 Если выполнение хотя бы одного из указанных мероприятий невозможно, то металлические части ограды следует присоединить к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сторон ограды не превышало допустимых значений. При выполнении заземляющего устройства по допустимому сопротивлению с этой целью должен быть проложен горизонтальный заземлитель с внешней стороны ограды на расстоянии не менее 1,0 м от нее и на глубине не менее 1,0 м. Этот заземлитель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.

11.25 Если заземляющее устройство электроустановки с эффективно или глухо заземленной нейтралью соединено с заземляющим устройством другой электроустановки при помощи кабеля с металлической оболочкой или броней или других металлических связей, то для выравнивания потенциалов вокруг указанной другой электроустановки или здания, в котором она размещена, необходимо соблюдение одного из следующих условий:

— прокладка в земле на глубине не менее 1,0 м и на расстоянии не менее 1,0 м от фундамента здания или от периметра территории, занимаемой оборудованием заземлителя, соединенного с системой уравнивания потенциалов этого здания или этой территории, а у входов и у въездов в здание — укладка проводников на расстоянии не менее 1,0 и не менее 2,0 м от заземлителя на глубине не менее 1,0 м и не менее 1,5 м соответственно и соединение этих проводников с заземлителем; — использование железобетонных фундаментов в качестве заземлителей в соответствии с п.11.32. Если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и у въездов, выполнение условий, указанных в перечислениях 1) и 2), не требуется. Если у какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, у этого входа (въезда) должно быть выполнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в перечислении 1), или соблюдено условие 2). При этом во всех случаях должны выполняться требования п.11.26.

11.26 Во избежание выноса потенциала не допускается питание электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок с эффективно заземленной нейтралью, от обмоток до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземляющего устройства электроустановки. При необходимости, питание таких электроприемников может осуществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне напряжением до 1 кВ по кабельной линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ. Питание таких электроприемников может также осуществляться от разделительного трансформатора. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электроустановки, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.

11.27 В электроустановках с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть , но не более 10,0 Ом, где — расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока принимают для сетей: — без компенсации емкостных токов — ток замыкания на землю; — с компенсацией емкостных токов: — для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие аппараты, — ток, равный 125% номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов; — для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, — ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов. Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой этот ток имеет наибольшее значение.

11.28 Заземляющие устройства электроустановок с эффективно или глухо заземленной нейтралью в районах с большим удельным сопротивлением земли, в том числе в районах многолетней мерзлоты, рекомендуется выполнять с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения (п.п.11.16-11.19). В скальных грунтах допускается прокладывать горизонтальные заземлители на меньшей глубине, чем этого требуют 11.18-11.24, но не менее чем 0,15 м. Кроме того, допускается не выполнять требуемые 11.15-11.19 вертикальные заземлители у входов и у въездов.

11.29 При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли должны быть выполнены следующие мероприятия: — при условии снижения удельного сопротивления с глубиной и отсутствии естественных углубленных заземлителей (например, скважины с металлическими обсадными трубами) длина вертикальных заземлителей должна быть выбрана таким образом, чтобы достичь слоев грунта с низким удельным сопротивлением; — при условии снижения удельного сопротивления грунта вблизи (до 2 км) от электроустановки сооружение выносных заземлителей; — укладка в траншеи вокруг горизонтальных заземлителей в скальных структурах влажного глинистого грунта с последующей трамбовкой и засыпкой щебнем до верха траншеи; — применение искусственной обработки грунта с целью снижения его удельного сопротивления, если другие способы не могут быть применены или не дают необходимого эффекта.

11.30 В районах многолетней мерзлоты, кроме мероприятий, приведенных в 11.29, следует: — помещать заземлители в непромерзающие водоемы и талые зоны; — использовать обсадные трубы скважин; — в дополнение к углубленным заземлителям применять протяженные заземлители на глубине около 0,5 м, предназначенные для работы в летнее время при оттаивании поверхностного слоя земли; — создавать искусственные талые зоны.

11.31 В электроустановках с изолированной нейтралью для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом·м, если мероприятия, предусмотренные 11.28-11.30, не позволяют получить приемлемые по экономическим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в раз, где — эквивалентное удельное сопротивление земли, в Ом·м. При этом увеличение требуемых настоящей главой сопротивлений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного.

11.32 В качестве естественных заземлителей могут быть использованы: — металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе железобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах; — металлические трубы водопровода, проложенные в земле; — обсадные трубы буровых скважин; — металлические шпунты гидротехнических сооружений, водоводы, закладные части затворов и т.п.; — рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных железных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами; — другие находящиеся в земле металлические конструкции и сооружения;

Источник

Поделиться:
Нет комментариев

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.