МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СОВЕТ (НТС МИНЭНЕРГО СССР)

 

НОРМЫ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ПОДСТАНЦИЙ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ
35 - 750 кВ

(ИЗДАНИЕ 3-е, ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ)

 

 

Утверждены научно-техническим советом Минэнерго СССР протоколом от 08.08.78 г. № 79 по согласованию с Госстроем СССР от 20.07.78 г., № АБ-3284-20/4 и ГКНТ от 25.05.78 г., № 11-2/101.

МОСКВА

1979

Настоящие нормы разработаны Всесоюзным государственным ордена Октябрьской Революции проектно-изыскательским и научно-исследовательским институтом энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект»

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

 

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1. Нормы технологического проектирования подстанций (НТПП) содержат основные указания по проектированию подстанции (ПС) переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ.

1.2. Настоящие нормы распространяются на вновь сооружаемые, а также расширяемые и реконструируемые ПС и переключательные пункты 35 - 750 кВ. При расширении и реконструкции ПС и переключательных пунктов вносятся соответствующие коррективы, учитывающие существующие схемы электрических соединений, компоновки оборудования, конструкции зданий и вспомогательных сооружений.

При проектировании ПС следует руководствоваться нормативными документами, перечисленными в приложении.

1.3. Указания настоящих Норм при проектировании ПС всех ведомств являются обязательными.

При проектировании ПС промышленных предприятий, а также тяговых, городских и сельскохозяйственных ПС необходимо руководствоваться настоящими нормами в той мере, в какой они не изменены соответствующими специальными нормами.

1.4. Проектирование ПС должно выполняться на основании утвержденных:

а) схемы развития энергосистемы;

б) схемы развития электрических сетей района;

в) схемы внешнего электроснабжения объекта;

г) схемы организации эксплуатации энергосистемы;

 

 

д) проекта системной автоматики и релейной защиты системы (сети);

е) схемы организации плавки гололеда на воздушных линиях электропередачи (ВЛ) в прилегающем к ПС районе.

1.5. Из схем развития энергосистемы и сетей района, а также схем внешнего электроснабжения объекта принимаются следующие исходные данные:

а) район размещения ПС;

б) рост нагрузок по годам с указанием распределения их по напряжениям;

в) число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов*;

г) уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств;

д) необходимость, тип, количество и мощность источников реактивной мощности, в том числе шунтирующих реакторов;

е) число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 35 и 6 - 10 кВ и их нагрузки - по согласованию с заказчиком);

ж) рекомендации по схеме электрических соединений ПС;

з) режимы заземления нейтралей трансформаторов;

и) места установки, число и мощность заземляющих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 6 кВ и выше;

к) требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);

л) требования к системной автоматике;

м) расчетные значения токов короткого замыкания для выбора аппаратуры с учетом развития сетей и генерирующих источников на максимально возможный срок, но не менее 5 лет, считая от намеченного срока ввода ПС в эксплуатацию.

1.6. Из схем организации эксплуатации энергосистем принимаются следующие исходные данные:

а) форма ремонтно-эксплуатационного и оперативного обслуживания ПС;

б) средства диспетчерского и технологического управления ПС.

1.7. Из схем плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:

а) необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;

б) количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.

_______

* Здесь и далее под словом «трансформатор» подразумеваются и автотрансформаторы.

1.8. При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в п.п. 1.5 - 1.7, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать или уточнить в составе проекта ПС в виде самостоятельных разделов.

1.9. Проект ПС должен выполняться на расчетный период (5 лет с момента предполагаемого срока ввода в эксплуатацию) с учетом возможности ее развития на последующие 5 лет.

2. ПЛОЩАДКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДСТАНЦИИ

2.1. Выбор площадки для строительства ПС должен производиться с соблюдением земельного законодательства СССР и союзных республик, законодательных актов по охране природы и использованию природных ресурсов на основании:

а) схемы развития электрических сетей района;

б) материалов проекта районной планировки;

в) технико-экономического сравнения вариантов.

2.2. Площадка ПС должна размещаться вблизи:

а) центра электрических нагрузок;

б) автомобильных дорог, причем ПС с трансформаторами мощностью 10 МВ×А и выше должны размещаться, как правило, вблизи автомобильных дорог с покрытием, по которым возможно передвижение трейлеров и автомашин необходимой грузоподъемности;

в) железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий (по возможности), на которых возможна разгрузка тяжеловесного оборудования, строительных конструкций и материалов и примыкание подъездного пути ПС;

г) населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала; при этом необходимо соблюдать минимально допустимые расстояния по условиям шумового воздействия трансформаторов и воздушных выключателей согласно санитарным нормам;

д) существующих инженерных сетей (водопровода, канализации, тепло- и газоснабжения, связи), а также проектируемых сетей при условии их опережающего ввода.

2.3. Подстанция должна располагаться:

а) как правило, на не пригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях при наличии технико-экономических обоснований);

б) как правило, на незалесенной территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями;

в) как правило, вне зон природных загрязнений (морское побережье, засоленная почва и др.) и при технико-экономическом обосновании вне зон загрязненной промышленными отходами предприятий атмосферы; размещение ПС энергосистем в условиях загрязненной атмосферы допускается при выполнении специальных обоснований с учетом требований соответствующих руководящих указаний;

г) на незатопляемых местах и, как правило, на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения инженерных коммуникаций и, по возможности, ниже заложения фундаментов;

д) на участках, не подверженных оползням, обвалам, осыпям, камнепадам, селям, лавинам, наледям, карсту, термокарсту;

е) на территориях, не подверженных размывам в результате русловых процессов при расположении площадок у рек или водоемов;

ж) на площадках, рельеф которых, как правило, не требует трудоемких и дорогих планировочных работ;

з) как правило, на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения;

и) с обеспечением удобных заходов ВЛ;

к) вне зон нижних бьефов гидростанций (в тех случаях, когда в период осенне-зимнего паводка при сбросе воды возможно обледенение аппаратуры и ошиновки открытых распределительных устройств - ОРУ), которые могут подвергнуться затоплению при разрушении плотины или дамбы;

л) на расстоянии от складов взрывчатых материалов, крупных складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами;

м) вне зон влияния каменных карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов;

н) как правило, на территориях, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.

2.4. Размещение ПС должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель как на расчетный период, так и при последующем расширении ПС, если оно предусмотрено схемой развития сети.

2.5. При размещении ПС, обслуживаемой энергосистемой, на территории промышленного предприятия должна быть предусмотрена возможность выделения ее в самостоятельный объект с независимым проходом и проездом на территорию ПС.

2.6. При проектировании ПС следует предусматривать максимально возможное кооперирование с соседними промышленными предприятиями и населенными пунктами по строительству дорог, инженерных сетей, подготовки территории жилых домов.

3. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИИ

3.1. Главная схема электрических соединений ПС выбирается на основании схемы развития энергосистемы или схемы электроснабжения района и других внестадийных работ по развитию электрических сетей и должна:

а) обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

б) учитывать перспективу развития;

в) допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

г) учитывать требования противоаварийной автоматики;

д) обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений.

С учетом изложенного выбираются типовые схемы РУ всех напряжений согласно утвержденной Минэнерго СССР и согласованной с Госстроем СССР работе «Схемы электрических соединений распределительных устройств 35 - 750 кВ подстанций».

Нетиповая главная схема может применяться только при выполнении обосновывающих технико-экономических расчетов. На стороне высшего напряжения 35 - 220 кВ должны широко применяться простейшие схемы без выключателей.

3.2. Число трансформаторов, устанавливаемых на ПС всех категорий принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуются два средних напряжения (СП). В последнем случае четыре трансформатора, как правило, присоединяются на высшем напряжении (ВН) попарно через один выключатель. В первую очередь при установке по одному трансформатору с разными СН они подключаются на стороне ВН через отдельные выключатели.

В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки ПС допускается установка одного трансформатора

при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям СН и низшего напряжения (НН).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе и резерва по сетям СН и НН.

При установке двух трансформаторов и отсутствии резервирования по сетям СН и НН мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70 % от суммарной максимальной нагрузки ПС на расчетный период.

При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные; установка дополнительных трансформаторов должна быть технико-экономически обоснована.

3.3. Допускается применение однотрансформаторных подстанций при обеспечении требуемой надежности электроснабжения потребителей.

3.4. На ПС с высшим напряжением до 500 кВ устанавливаются, как правило, трехфазные трансформаторы.

При наличии транспортных ограничений допускается применение спаренных трехфазных трансформаторов.

Спаренные трансформаторы, а также группа однофазных трансформаторов могут применяться при отсутствии трехфазных трансформаторов необходимой мощности.

При установке на ПС группы однофазных трансформаторов предусматривается резервная фаза, для которой должна быть предусмотрена возможность присоединения взамен вышедшей из работы при помощи перемычек при снятом напряжении.

При двух группах необходимость установки резервной фазы определяется на основе технико-экономических расчетов с учетом резерва по сетям СН; на период работы только одной группы предусматривается опережающая установка фазы от второй группы.

При установке двух групп и резервной фазы замена вышедшей из работы осуществляется путем перекатки.

3.5. Трансформаторы должны быть оборудованы устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). При отсутствии трансформаторов с устройством РПН допускается использование регулировочных трансформаторов.

3.6. При питании потребителей от обмоток НН автотрансформаторов для независимого регулирования напряжения следует предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов (необходимость их установки обосновывается в проекте развития электрической сети ВН).

3.7. Предохранители на стороне ВН подстанций 35 - 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий ВН и НН и обеспечения надежной защиты трансформаторов с учетом режима заземления нейтрали и класса ее изоляции. Для трансформаторов с ВН 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена, установка предохранителей недопустима.

3.8. Отделители на стороне ВН могут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего сигнала.

Применение передачи отключающего сигнала должно быть обосновано (удаленностью от питающей ПС, мощностью трансформатора, ответственностью линии, характером потребителя). При передаче отключающего импульса по ВЧ-каналам (кабелям связи) необходимо выполнять резервирование по другому ВЧ-каналу (кабелю связи) или с помощью короткозамыкателя.

3.9. Распределительные устройства 6 - 10 кВ выполняются на двухтрансформаторных ПС, как правило, с одной секционированной или двумя одиночными секционированными выключателем системами сборных шин с нереактированными отходящими линиями; на однотрансформаторных ПС, как правило, - с одной секцией.

На стороне 6 - 10 кВ должна предусматриваться раздельная работа трансформаторов.

3.10. При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6 - 10 кВ могут предусматриваться следующие мероприятия:

а) применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных трансформаторов с повышенным сопротивлением;

б) применение трансформаторов с расщепленными обмотками 6 - 10кВ;

в) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов от трансформаторов.

Выбор варианта ограничения токов КЗ следует обосновать технико-экономическим сравнением.

3.11. Степень ограничения токов КЗ РУ 6 - 10кВ определяется с учетом применения наиболее легкой аппаратуры, кабелей и проводников и допустимых колебаний напряжения при резкопеременных толчковых нагрузках.

3.12. При необходимости компенсации емкостных токоз в сетях 35, 10, 6 кВ на ПС должны устанавливаться заземляющие реакторы. На напряжении 35 кВ заземляющие реакторы присоединяются, как правило, к нулевым выводам соответствующих обмоток трансформаторов через развилку из разъединителей, позволяющую подключать их к любому из трансформаторов. На напряжении 6 - 10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к трансформаторам ПС до ввода на шины НН, а также к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями.

4. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОЙ АППАРАТУРЫ
И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

4.1. При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:

а) в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) всех напряжений должны устанавливаться воздушные или малообъемные масляные выключатели;

б) в ОРУ 330 кВ и выше должны устанавливаться воздушные выключатели;

в) в РУ 220 кВ должны устанавливаться:

- воздушные выключатели - в тех случаях, когда на ПС имеются РУ 330 кВ и выше, или установка их определяется требованиями устойчивости электропередач (энергосистем);

- баковые и малообъемные масляные выключатели - во всех остальных случаях;

г) в РУ 110 и 150 кВ ПС с высшим напряжением 220 кВ и выше должны устанавливаться:

- малообъемные выключатели - в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями;

- малообъемные выключатели - в тех случаях, когда РУ 220 кВ оборудуются баковыми выключателями, а при отсутствии малообъемных выключателей соответствующих параметров - баковые выключатели;

- воздушные выключатели (как вынужденное решение) - в тех случаях, когда РУ напряжением 220 кВ и выше оборудуются воздушными выключателями, при отсутствии малообъемных или баковых выключателей необходимых параметров;

д) в РУ 110 и 35 кВ на ПС с высшим напряжением 110 и 35 кВ должны устанавливаться:

- малообъемные выключатели 110 кВ;

- малообъемные выключатели 35 кВ - в тех случаях, когда РУ 110 кВ оборудуются малообъемными выключателями;

- баковые выключатели - когда отсутствуют малообъемные выключатели с соответствующим током отключения.

Перечисленные указания не исключают возможности применения других типов выключателей после начала их серийного производства.

4.2. При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы (СК), реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

4.3. Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора должны выбираться, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трансформаторов и двухобмоточных трансформаторов выбор аппаратуры по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току, равному 1,3 - 1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверка ошиновки - по экономической плотности тока 0,65 - 0,7 от номинального тока этого трансформатора.

Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН (35 кВ) и НН (35, 10, 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки следует производить по току перспективной нагрузки согласно п. 1.9 на 10-летний период с учетом аварийных перегрузок при отключении второго трансформатора.

При выборе оборудования и ошиновки ячеек ВЛ 35 кВ и выше следует принимать максимально допустимый ток ВЛ по условиям нагрева проводов в аварийном режиме.

5. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ И ЗАЗЕМЛЕНИЕ

5.1. Выбор типа вентильных разрядников 3 - 220 кВ должен производиться в соответствии с классом напряжения, видом и уровнем изоляции защищаемого оборудования с учетом воздействия окружающей среды.

Для защиты изоляции электрооборудования 3 - 220 кВ, за исключением изоляции обмоток напряжением 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по ГОСТ 1976 г. «Требования к электрической прочности изоляции», применяются вентильные разрядники групп III и IV по ГОСТ 1970 г. «Вентильные разрядники переменного тока напряжением от 3 до 500 кВ. Технические требования».

Для защиты изоляции электрооборудования напряжением 330 - 750 кВ, а также изоляции обмоток 150 и 220 кВ силовых трансформаторов с уровнем испытательных напряжений по указанному ГОСТ 1976 г. должны применяться вентильные разрядники с магнитным гашением группы II по указанному ГОСТ 1970 г.

При экономической целесообразности расширения защитных зон разрядников вентильные разрядники с магнитным гашением могут применяться также для защиты изоляции электрооборудования 3-110 кВ, а также изоляции 150 - 220 кВ аппаратов и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Число комплектов вентильных разрядников и место их установки выбираются в соответствии с требованиями «Правил устройства электротехнических установок» (ПУЭ) в отношении допустимых расстояний между разрядниками и защищаемым оборудованием, установки неотключаемых разрядников (без коммутационных аппаратов между разрядником и защищаемым оборудованием) и учета защиты распределительных устройств от прямых ударов молнии.

При отклонении реальных условий от принятых в ПУЭ за расчетные (интенсивность грозовой деятельности - 30 ч в год, высота местности над уровнем моря - до 1000 м, нормированные углы защиты тросов и сопротивления заземления опор) схемы грозозащиты должны уточняться на основе соответствующих расчетов.

5.2. Для защиты шунтирующих реакторов 500 - 750 кВ следует устанавливать разрядники комбинированного типа.

Применение вентильных разрядников некомбинированного типа для защиты шунтирующих реакторов допускается в схемах, где восстанавливающееся напряжение на разряднике не превышает его напряжения гашения.

5.3. Вентильные разрядники, устанавливаемые на шинах ОРУ 330 - 750 кВ и предназначенные также для защиты от коммутационных перенапряжений, следует применять комбинированного типа.

Вентильные разрядники комбинированного типа должны устанавливаться на вводах ВЛ 330 - 750 кВ на ПС в тех случаях, когда это необходимо для ограничения коммутационных перенапряжений, что определяется соответствующими расчетами.

Расчеты коммутационных перенапряжений выполняются, если длина ВЛ между ПС превышает 250 км, а для ВЛ, питающих тупиковые ПС, - независимо от их длины. Под длиной линий между ПС подразумевается общая протяженность линий между ПС с мощностью подпитки короткого замыкания на шинах от системы выше 3000 МВ×А.

5.4. Режим заземления нейтрали обмоток 110 - 750 кВ трансформаторов выбирается с учетом класса изоляции нейтрали, обеспечения в допускаемых пределах коэффициента заземления, допустимых значений токов однополюсного короткого замыкания по условиям выбора аппаратуры, действия релейной защиты и влияния на линии связи, а также сучетом требований к заземлению нейтрали по условиям установки фиксирующих приборов.

5.5. При присоединении к линии 110 - 220 кВ ответвлениями нескольких ПС и при наличии на одной или нескольких из них питания со стороны СП или ПН необходимо обеспечивать постоянное заземление нейтрали не менее чем у одного из присоединенных к линии трансформаторов.

5.6. Постоянное заземление нейтрали должны иметь все автотрансформаторы, обмотки 330 - 750 кВ трансформаторов, а также обмотки 110 - 220 кВ трансформаторов с пониженным относительно требований указанного в п. 5.1 ГОСТ 1976 г. (табл. 3) уровнем изоляции нейтрали.

Нейтрали обмоток 110 - 220 кВ трансформаторов, у которых испытательные напряжения изоляции соответствуют требованиям ГОСТ, указанного в п. 5.1 1976 г. (табл. 3), и которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены вентильными разрядниками.

При наличии питания со стороны СН и НН трансформаторов, имеющих изолированную нейтраль обмотки ВН, время, в течение которого на нейтрали может иметь место фазное напряжение, должно быть ограничено уставкой релейной защиты и автоматически действующими аппаратами до 5 с.

5.7. Проектирование заземляющего устройства ПС должно производиться на основе результатов измерений удельных сопротивлений грунта на площадке с учетом его неоднородности по глубине залегания.

5.8. При проектировании заземляющих устройств ПС напряжением 110 кВ и выше, по нормам на напряжения прикосновения, исходными данными для расчета напряжений прикосновения должны быть приняты:

а) доля расчетного, с учетом перспективы, тока однофазного короткого замыкания, стекающего с заземлителя в землю;

б) расчетная, с учетом сезонных изменений, электрическая структура грунта;

в) расчетное время отключения КЗ действием основной и резервной защит.

Для обеспечения в эксплуатации контроля соответствия действительных значений напряжений прикосновения принятым в проекте ПС, исходные данные, расчетные значения напряжения прикосновения, места расположения расчетных точек и сезонные коэффициенты должны быть указаны в проекте.

5.9. При совмещении общеподстанционного пункта управления (ОПУ) с линией ограды ПС (п. 9.10) необходимо принять специальные меры в части заземления ОПУ и ограды.

5.10. В проектах ПС напряжением 110 кВ и выше с воздушными выключателями должны предусматриваться меры по предотвращению явлений феррорезонанса, вызывающих повреждения трансформаторов напряжения электромагнитного типа.

5.11. Защита от прямых ударов молнии пролетов ВЛ 35, 110 кВ между концевой опорой и порталом ПС (или приемным устройством) в случаях, когда грозозащитный трос в этом пролете не подвешивается, должна решаться в составе проекта ПС.

6. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ И ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

6.1. На всех двухтрансформаторных ПС 35 - 750 кВ необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ 6 - 10 кВ, снабженных устройствами автоматического ввода резерва (АВР), и т. п.). На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно, каждый на свою секцию, с АВР на секционной связи.

Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также перегрузочной способности трансформаторов в аварийных режимах.

Мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ×А. При наличии технико-экономического обоснования допускается применение трансформаторов мощностью 1000 кВ×А при U_к = 8 %.

На однотрансформаторных ПС 35 - 220 кВ с постоянным оперативным током при отсутствии на них синхронных компенсаторов, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов следует устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае следует предусматривать трансформатор собственных нужд в качестве резерва в энергосистеме для группы ПС.

На однотрансформаторных ПС при наличии синхронных компенсаторов, воздушных выключателей или принудительной системы охлаждения трансформаторов, а также на ПС с оперативным переменным током следует устанавливать два трансформатора собственных нужд, один из которых присоединяется к линии электропередачи 6 - 35 кВ, питающейся от другой ПС. Для комплектных однотрансформаторных ПС заводского изготовления допускается установка одного трансформатора собственных нужд.

На двухтрансформаторных ПС 220 - 750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой подстанции. Это питание в дальнейшем должно сохранить.

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

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

В случае питания оперативных цепей переменного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ 35 кВ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС.

При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние должны присоединяться через разъединители и предохранители к ВЛ 35 кВ, питающим ПС.

6.3. Для сети собственных нужд переменного тока необходимо принимать напряжение 380/220 В с заземленной нейтралью.

Питание сети оперативного переменного тока должно осуществляться от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В; сеть выполняется с незаземленными фазами.

6.4. Оперативный переменный и выпрямленный ток должен применяться на ПС 35 - 220/6 - 10 кВ, 110 - 220/35/6 - 10 кВ без выключателей на стороне ВН и на ПС 35/6 - 10 кВ с масляными выключателями на стороне ВН, выпрямленный оперативный ток должен применяться также для ПС 110/6 - 10 кВ и 110/35/6 - 10 кВ с одним или двумя выключателями на стороне ВН, во всех случаях с учетом «Указаний по области применения различных видов оперативного тока на ПС».

6.5. Оперативный постоянный ток должен применяться:

- на всех ПС 330 - 750 кВ;

- на ПС 110 - 220 кВ с числом масляных выключателей 110 кВ или 220 кВ - три и более;

- на ПС 35 - 220 кВ - с воздушными выключателями.

На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток на панелях щитов собственных нужд, а также для компрессорных, насосных и других вспомогательных устройств.

6.6. На ПС допускается одновременное использование различных видов оперативного тока (смешанные системы).

6.7. На ПС 110 - 330 кВ с постоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 В. При соответствующем обосновании допускается взамен одной батареи устанавливать две, меньшей емкости.

На ПС 500 - 750 кВ должны устанавливаться две аккумуляторные батареи с раздельным питанием от них основных и резервных защит линий. При этом резервирование всей нагрузки одной батареи от другой, как правило, не предусматривается.

Аккумуляторные батареи должны устанавливаться без элементных коммутаторов.

6.8. Для подзаряда, а также послеаварийного заряда аккумуляторных батарей следует применять два комплекта автоматизированных выпрямительных устройств. Для первоначальной формовки пластин должна предусматриваться возможность их параллельного включения. Зарядные выпрямительные устройства должны обеспечивать послеаварийный заряд батареи в течение суток до 2,3 В на элемент.

6.9. Расчет и выбор аккумуляторной батареи необходимо производить с учетом эксплуатации последней по методу постоянного подзаряда без тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов.

6.10. Число и номер элементов аккумуляторной батареи должен выбираться, исходя из необходимости обеспечения после получасового аварийного разряда аккумуляторной батареи следующих условий:

а) напряжение на наиболее мощном электромагните включения наиболее удаленного выключателя не должно быть в момент его включения меньше минимально допустимого;

б) напряжение на шинах, от которых питаются устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики, при включении ближайшего к аккумуляторной батарее выключателя с наиболее мощным электромагнитом включения не должно быть меньше 0,8 номинального.

6.11. При нормальной работе батареи в режиме подзаряда напряжение на электромагнитах отключения выключателей при одновременном отключении максимально возможного количества выключателей данной ПС (работа устройства резервирования отказа выключателей, срабатывание защит шин или защит трансформаторов при схеме трансформатор - шины и т. п.) должно быть не ниже минимального значения, при котором обеспечивается отключение выключателей с номинальным временем. При этом напряжение на шинах питания устройств релейной защиты и автоматики не должно быть ниже 0,8 номинального значения.

6.12. На ПС, где отсутствуют установки постоянного тока, должны предусматриваться два вида электрического освещения: рабочее и ремонтное.

На ПС с оперативным постоянным током в здании ОПУ, кроме того, необходимо предусматривать аварийное освещение.

Ремонтное освещение следует осуществлять от переносных трансформаторов с вторичным напряжением 12 В, включаемых в сеть рабочего освещения.

6.13. Источники света для рабочего освещения ОРУ (прожектора и другие мощные источники света) следует устанавливать на специальных мачтах, на порталах ошиновки или на отдельно стоящих молниеотводах.

7. РЕМОНТО-ЭКСПЛУАТАЦИОННОЕ
ОБСЛУЖИВАНИЕ ПОДСТАНЦИЙ

7.1. Форма ремонтно-эксплуатационного обслуживания ПС определяется утвержденной «Схемой организации эксплуатации энергосистемы» или «Проектом организации эксплуатации предприятия (района) электрических сетей» (ПЭС или РЭС).

В этих же работах определяются местоположение и тип ремонтных производственных баз (РПБ) и оснащение их необходимыми механизмами и ремонтными средствами для производства капитальных и текущих ремонтов оборудования ПС.

7.2. Объем строительства при ПС зданий вспомогательного назначения (ЗВН), служебно-жилых зданий, систем водоснабжения и канализации, подъездных дорог, устройств связи и других вспомогательных сооружений и устройств определяется настоящими нормами.

В проекты ПС не допускается включение ремонтно-производственных баз, служебно-жилых и жилых домов с вспомогательными и производственными помещениями для размещения районного персонала ПЭС, а также других сооружений и устройств, не имеющих прямого отношения к эксплуатации данной ПС. Проектирование подобных объектов должно выполняться по самостоятельным титулам.

Допускается включение в состав проекта ПС диспетчерского пункта (ДП) или оперативно-опорного пункта (ООП) управления районом или участком электрических сетей в части оборудования для ДП или ООП и каналов диспетчерской и технологической связи с вышестоящими ДП, если в задании на проектирование имеется соответствующее указание и когда эти устройства предусмотрены в утвержденной «Схеме организации эксплуатации энергосистемы».

В проекты ПС включаются устройства релейной защиты, противоаварийной автоматики, связи, диспетчерского и технологического управления, включая реконструкцию этих устройств на действующих объектах, требующиеся в связи с включением в эксплуатацию проектируемой ПС.

7.3. Численность ремонтно-эксплуатационного персонала, обслуживающего ПС, определяется по действующим нормативам Минэнерго СССР на расчетный период.

0бъем жилого строительства на расчетную численность персонала определяется по нормативам, действующим в районе сооружаемой ПС. Жилые дома, как правило, размещаются в кварталах жилой застройки, населенного пункта (при РПБ или при ПС) и учитываются проектом и сметой ПС.

7.4. Для ПС 35 - 150 кВ, сооружаемых в районах сельскохозяйственного назначения, при которых в соответствии с утвержденной «Схемой организации эксплуатации энергосистемы» предусматривается строительство ремонтно-эксплуатационного пункта (РЭП), должен быть сооружен жилой дом для персонала, обслуживающего ПС и местные сети.

7.5. При ПС с дежурством на дому, кроме указанных в п. 7.4, как правило, предусматривается строительство 2-квартирного служебно-жилого дома, оборудованного вызывной сигнализацией и связью и расположенного при ПС. При расположении ПС на расстоянии до 2 км от населенного пункта служебно-жилой дом размещается в последнем.

Допускается при технико-экономическом обосновании и указанной форме оперативного обслуживания при ПС напряжением 110 кВ и выше строительство 3- или 4-квартирного служебно-жилого дома.

7.6. Ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС осуществляется, как правило, централизованно, специализированными выездными бригадами:

а) с ремонтно-производственных баз ПЭС или РЭС;

б) с базовой ПС.

В обоих случаях для обслуживания ПС предусматриваются производственные помещения в ОПУ и передвижные ремонтные мастерские при службе или группе ПС. Когда данная ПС является базовой для группы ПС, не имеющих РПБ, на ней должно предусматриваться ЗВН.

На ПС 220 - 750 кВ с объемом ремонтно-эксплуатационных работ, требующих для обслуживания не менее 8 чел., могут быть предусмотрены свои специализированные бригады при условии их постоянной загрузки.

В этом случае на ПС должно быть предусмотрено ЗВН, состав помещений которого определяется объемом обслуживания ПС. Мастерская по ремонту воздушных выключателей в составе ЗВН должна иметь специальное обоснование.

7.7. При отсутствии на ПС зданий вспомогательного назначения, независимо от формы обслуживания, в ОПУ должны предусматриваться помещения для ремонтно-эксплуатационного персонала, обслуживающего силовое оборудование, релейную защиту, автоматику, средства телемеханики, управления и связи.

7.8. На ПС без ОПУ для организации рабочего места оперативного персонала и ремонтно-эксплуатационных нужд, размещения устройств средств связи и хранения средств техники безопасности должно предусматриваться сооружение обогреваемых помещений площадью до 18м².

Это требование не распространяется на ПС, указанные в п.п. 7.4 и 7.5 НТПП в случае, когда в служебно-жилом доме предусмотрено помещение для указанных целей.

7.9. Компоновка и конструкции ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны обеспечивать применение автокранов, телескопических вышек, инвентарных устройств и других средств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ, а также подъезд передвижных лабораторий к силовым трансформаторам, шунтовым реакторам, выключателям, трансформаторам тока и напряжения и разрядникам.

В ЗРУ 35 - 220 кВ и в закрытых камерах трансформаторов должны предусматриваться стационарные грузоподъемные устройства или возможность применения грузоподъемных устройств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ.

7.10. Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на ПС напряжением до 330 кВ, независимо от мощности трансформаторов, должен осуществляться на месте их установки с помощью автокранов. При этом рядом с трансформатором следует предусмотреть площадку, рассчитанную па размещение деталей, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ с соблюдением габаритов приближения:

- от крана до оборудования - 1 м,

- между оборудованием - 0,7м.

На таких ПС (кроме ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ×А и выше), расположенных в удаленных и труднодоступных районах, должны предусматриваться совмещенные порталы.

На указанных ПС пути перекатки трансформаторов и дополнительные стационарные или инвентарные грузоподъемные устройства не предусматриваются.

7.11. На ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ×А и выше, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, и на ПС 500 - 750 кВ, независимо от мощности установленных трансформаторов, для планово-предупредительных ремонтов трансформаторов предусматриваются стационарные устройства - башни, оборудованные мостовыми кранами, с мастерской маслохозяйства или с аппаратной маслохозяйства, оборудованной коллектором для передвижных установок.

Необходимость сооружения  стационарных установок обосновывается в схеме организации эксплуатации энергосистем или в проекте организации эксплуатации предприятия электрических сетей (ПЭС).

Доставка трансформаторов (шунтовых реакторов) в башню осуществляется по путям перекатки.

7.12. Монтаж и ремонт СК должен осуществляться с помощью автокранов и других передвижных инвентарных средств, размещаемых на предусмотренной для этой цели монтажной площадке.

8. УПРАВЛЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, АВТОМАТИКА

8.1. Управление элементами ПС производится:

а) со щита управления ОПУ;

б) из РУ 6 - 10 и 35 кВ (из коридора управления);

в) из шкафов наружной установки на территории ОРУ.

8.2. Здания ОПУ (отдельные или сблокированные с ЗРУ 6 - 10 кВ) должны сооружаться на ПС:

а) для которых требуется постоянное дежурство персонала на щите управления;

б) оборудованных аккумуляторными батареями;

в) с ЗРУ 35 кВ и выше;

г) при необходимости установки устройств защиты линий 110 кВ, блоков питания, выпрямительных устройств и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки.

На остальных ПС здания ОПУ не следует сооружать, а панели управления и защиты должны размещаться в шкафах наружной установки на территории РУ.

8.3. При наличии на ПС ОПУ управление основными элементами главной схемы электрических соединений, в том числе линиями напряжением 110 кВ и выше, а также управление РПН трансформаторов следует производить со щита управления.

Управление линиями 35 кВ при наличии ОРУ 35 кВ должно осуществляться со щита управления, при ЗРУ - из РУ 35 кВ, линиями 6 - 10 кВ - из РУ 6 - 10 кВ.

8.4. Местное управление разъединителями с пневматическими или электродвигательными приводами должно осуществляться из шкафов, расположенных в ОРУ на безопасном расстоянии от разъединителей.

Дистанционное управление разъединителями из ОПУ на ПС 330 кВ и выше допускается при соответствующем обосновании.

Для линий, на которых может иметь место работа в неполнофазном режиме, должно предусматриваться пополюсное управление линейными разъединителями.

8.5. На ПС должны предусматриваться следующие виды автоматических устройств:

а) релейная защита элементов ПС и линий;

б) системная противоаварийная автоматика;

в) автоматическое повторное включение (АПВ) линий всех типов и напряжений;

г) АПВ шин напряжением 110 кВ и выше с возможностью автоматического восстановления доаварийной схемы;

д) АПВ шин 6 - 10, 35кВ для однотрансформаторных ПС;

е) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционных выключателях шин среднего и низшего напряжений (при их раздельной работе), а также на стороне ВН (при работе ПС в разомкнутом кольце питающих линий со стороны ВН);

ж) АВР шин собственных нужд;

з) пуск и остановка СК, включение и отключение конденсаторных батарей;

и) автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) СК;

к) регулирование напряжения под нагрузкой трансформаторов;

л) отключение ненагруженных трансформаторов;

м) автоматическая частотная разгрузка (АЧР) с АПВ после восстановления частоты (ЧАПВ);

н) включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов;

о) управление работой компрессоров;

п) управление работой вспомогательных устройств (насосных, электроотопления, электрообогрева приводов выключателей и разъединителей, шкафов комплектных распределительных устройств (КРУ), пожаротушения и др.).

8.6. Сигнализация в ОПУ должна выполняться в следующем объеме:

а) световая сигнализация положения объектов с дистанционным управлением;

б) индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения (аварийная сигнализация);

в) предупредительная сигнализация отклонения от нормального режима работы оборудования и нарушения исправности цепей управления;

г) центральная звуковая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания персонала при действии предупредительной и аварийной сигнализации.

При отсутствии ОПУ нацель сигнализации устанавливается в РУ 6 - 10кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализации выводятся к дежурному на дому, при его отсутствии - ДП РЭС и ПЭС.

8.7. При наличии ОПУ на панелях щита управления должна размещаться аппаратура измерения, управления, сигнализации, автоматики, телемеханики, связи и релейной защиты трансформаторов, шинных аппаратов (шиносоединительные, секционные и обходные выключатели, трансформаторы напряжения) и линий всех напряжении, кроме линий 6 - 10 кВ, а также линий 35 кВ при выполнении РУ 35 кВ закрыты.

Для ПС 330 - 750 кВ допускается размещение аппаратуры релейной защиты и автоматики в отдельных помещениях на ОРУ; аппаратура управления, регулирования возбуждения и релейной защиты СК размещается в помещении вспомогательного оборудования СК.

8.8. На ПС 110 кВ и выше для отыскания мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше (протяженностью 20 км и больше) следует предусматривать фиксирующие приборы и неавтоматические импульсные устройства.

На ПС 500 - 750 кВ для отыскания мест устойчивых и неустойчивых повреждений на ВЛ 500 кВ и выше, а также для наиболее ответственных, протяженных, проходящих по труднодоступной трассе ВЛ 330 кВ, должны предусматриваться автоматические локационные устройства.

Применение автоматических локационных устройств на ПС 330 кВ и ниже допускается при соответствующем обосновании.

9. КОМПОНОВКА И КОНСТРУКТИВНАЯ ЧАСТЬ

9.1. Подстанции 35 - 110кВ должны преимущественно проектироваться комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Применение некомплектных ПС обосновывается проектом. При этом проект некомплектной ПС должен допускать монтаж индустриальными узлами и блоками.

9.2. Распределительные устройства 35 - 750 кВ, кроме оговоренных в п. 9.5, должны выполняться открытого типа. Распределительные устройства 6 - 10 кВ, как правило, выполняются в виде комплектных шкафов наружной установки (КРУН).

Распределительные устройства 6 - 10 кВ закрытого тина (в зданиях) могут применяться:

а) в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН;

б) в районах с загрязненной атмосферой и районах со снежными и пыльными бурями;

в) при числе шкафов более 25;

г) при наличии технико-экономического обоснования.

9.3. На ПС 35 - 330 кВ с упрощенными схемами на стороне ВН с минимальным количеством аппаратуры, размещаемых в районах с загрязненной атмосферой, рекомендуется открытая установка оборудования ВН и трансформаторов с усиленной внешней изоляцией по ГОСТ 9920-75. Закрытая установка допускается при технико-экономическом обосновании.

9.4. Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается категории А или Б по ГОСТ 9920-75, в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами. Применение оборудования с изоляцией категории В допускается при специальном обосновании.

9.5. ЗРУ 35 - 220 кВ применяются в районах:

а) с загрязненной атмосферой, где применение ОРУ с усиленной изоляцией или аппаратурой следующего класса напряжения с учетом ее обмыва неэффективно, а удаление ПС от источника загрязнения экономически нецелесообразно;

б) требующих установки оборудования исполнения ХЛ при отсутствии его в номенклатуре электропромышленности:

в) стесненной городской и промышленной застройки;

г) с сильными снегозаносами и снегопадом, а также в особо суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании.

9.6. Здание ЗРУ должно выполняться без окон.

При установке аппаратуры, требующей для нормальной работы большей температуры, чем минимально возможная в здании, предусматривается ее местный электрический подогрев или общее отопление.

Взрывные коридоры, коридоры для обслуживания открытых камер или КРУ, содержащих оборудование, залитое маслом или компаундом, должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиляцией.

9.7. Здания ЗРУ допускается выполнять как отдельно стоящими, так и сблокированными со зданиями ОПУ, в том числе и по вертикали.

Герметизированные комплектные РУ с элегазовой изоляцией 110 кВ и выше (КРУЭ) применяются при стесненных условиях, в крупных городах и на промышленных предприятиях, а также в районах с загрязненной атмосферой при технико-экономическом обосновании.

9.8. Трансформаторы 35 - 750 кВ следует устанавливать открытыми; в районах с загрязненной атмосферой трансформаторы 35 - 330 кВ применяются с усиленной изоляцией.

В условиях интенсивного загрязнения в блочных схемах трансформатор - линия рекомендуется применять трансформаторы со специальными кабельными вводами на стороне 110 - 220 кВ и шинными выводами в закрытых коробах - на стороне 6 - 10 кВ.

9.9. Закрытая установка трансформаторов 35 - 220 кВ применяется:

а) когда усиление изоляции не дает должного эффекта;

б) когда в атмосфере содержатся вещества, вызывающие коррозию, а применение средств защиты нерационально;

в) при необходимости снижения уровня шума у границ жилой застройки.

9.10. С целью снижения затрат на кабельные связи ОПУ следует располагать, как правило, в центре РУ разных напряжений.

С той же целью на крупных подстанциях (например, с четырьмя трансформаторами 500(330)/220кВ и 500(330)/110кВ или тремя-четырьмя ОРУ ВН и СН) рекомендуется сооружение на ОРУ специальных помещений для размещения панелей релейной защиты и автоматики, присоединений данного ОРУ.

На ПС 110 - 220 кВ при стесненных условиях площадки, как исключение, допускается совмещение фасадной линии ОРУ с оградой ПС, при этом на окопных проемах должны быть установлены специальные решетки (см. п. 5.9 настоящих норм).

В районах с жарким климатом, где температура воздуха по параметрам А превышает 25 °С, в помещениях ОПУ с постоянным дежурством персонала должно быть предусмотрено кондиционирование воздуха.

9.11. Компоновки ОРУ напряжением 35 кВ и выше должны предусматривать возможность перехода от простых к более сложным схемам электрических соединений, за исключением тех случаев, когда в перспективе не предусматривается расширение ПС.

9.12. Выносные измерительные трансформаторы тока устанавливаются лишь в тех случаях, когда использование встроенных трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной защиты и питания измерительных приборов.

9.13. Ошиновка ОРУ 35 - 750 кВ должна выполняться сталеалюминиевыми проводами, а также алюминиевыми трубами. На трубах необходимо устанавливать компенсаторы, а также принимать меры против вибрации труб.

Жесткая ошиновка на стороне 6 - 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию.

Все соединения и ответвления от проводов и шин, а также и присоединения их к аппаратным зажимам должны производиться опрессовкой или сваркой.

Болтовые соединения допускаются только на ответвлениях к разрядникам, конденсаторам связи и трансформаторам напряжения.

При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п. местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминиевые провода (в т. ч. полые), защищенные от коррозии.

9.14. На ОРУ кабели должны прокладываться в наземных лотках и коробах. 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 (или коробов) должен обеспечиваться проезд по ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ.

Для обеспечения проезда механизмов должны предусматриваться переезды 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 ниже уровня лотков.

Выход кабелей из лотков (коробов, каналов) к шкафам управления и защиты, приводам и сборкам должен выполняться в трубах или коробах без углубления их в землю.

Во всех кабельных сооружениях следует предусматривать запас емкости для дополнительной прокладки кабелей в размере 15 % от количества, предусмотренного на расчетный период (замена кабелей в процессе эксплуатации, монтажа, дополнительная прокладка и т. д.).

9.15. Применение кабелей с полиэтиленовой изоляцией запрещается.

9.16. На ПС 220 - 750 кВ кабельные потоки от распределительных устройств различных напряжений, а также от разных секций распределительного устройства одного напряжения должны, как правило, прокладываться в отдельных коробах, лотках и каналах.

9.17. Для прокладки потребительских силовых кабелей следует предусматривать организованный вывод их по территории ПС (в каналах, туннелях, траншеях и т. д.) до ее внешнего ограждения.

9.18. В ЗРУ 6 - 10 кВ должны устанавливаться шкафы КРУ заводского изготовления.

Шкафы КРУ, конструкция которых предусматривает обслуживание их с одной стороны, устанавливаются вплотную к стене, без прохода с задней стороны. Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать передвижение тележек КРУ; для их хранения и ремонта в ЗРУ должно предусматриваться специальное место.

9.19. Синхронные компенсаторы с водородным и воздушным охлаждением, как правило, должны устанавливаться на открытом воздухе.

9.20. Расстояния от стенок резервуаров для хранения масла должны быть не менее:

а) до зданий и сооружений ПС, в т. ч. и до трансформаторной мастерской, для резервуаров общей емкостью до 100 т масла - 12 м, более 100 т масла - 18 м;

б) до аппаратной маслохозяйства независимо от общей емкости резервуаров -8м.

9.21. В качестве подзарядных устройств применяются статические выпрямительные устройства, устанавливаемые в помещении щитов постоянного тока.

9.22. Аккумуляторы устанавливаются на стальных стеллажах.

9.23. Групповые токоограничивающие реакторы  на 6 - 10 кВ следует применять, как правило, в исполнении для наружной установки.

9.24. Строительная часть ОРУ всех напряжений должна проектироваться на расчетный период.

9.25. В ОРУ напряжением 35 кВ и выше для подвески гибкой ошиновки должны, как правило, применяться стеклянные изоляторы.

9.26. Компоновка оборудования и ошиновки на ОРУ 400, 500, 750 кВ должна обеспечивать наименьшее влияние электрического поля на обслуживающий персонал.

Пешеходные дорожки должны располагаться на участках с допустимой напряженностью электрического поля или быть экранированными.

В случае, когда электрическое поле превышает нормированную величину, необходимо предусматривать стационарные устройства для биологической защиты персонала.

10. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

10.1. Масляное хозяйство

10.1.1. На ПС 330 кВ с трансформаторами мощностью 200 МВ×А и выше, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, и на ПС 500 - 750 кВ предусматриваются масляные хозяйства, состоящие из мастерской с оборудованием для обработки масла и трех резервуаров для изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть на 10 % больше емкости бака наиболее крупного трансформатора. Все остальные ПС обслуживаются централизованным масляным хозяйством (ЦМХ) предприятия электрических сетей (ПЭС) или производственно-энергетических объединений (ПЭО), Местоположение ЦМХ определяется «Схемой организации эксплуатации энергосистемы».

10.1.2. На ПС 110 кВ и выше с баковыми масляными выключателями 110 кВ и выше должны устанавливаться два стационарных резервуара для изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть не менее емкости трех баков наибольшего выключателя с запасом на доливку 1 % суммарного количества масла, залитого в оборудование всех РУ и трансформаторов ПС.

Резервуары для изоляционного масла на ПС с баковыми выключателями не предусматриваются:

а) при наличии транспортных связей между ПС и ЦМХ;

б) при установке одного-двух масляных выключателей;

в) на ПС, расположенных в черте города.

10.1.3. На ПС с СК должны устанавливаться два резервуара турбинного масла вне зависимости от количества н объема резервуаров изоляционного масла. Емкость каждого резервуара должна быть на 10 % больше емкости масляной системы одного наибольшего синхронного компенсатора.

10.1.4. Стационарные маслопроводы прокладываются только на ПС 330 - 750 кВ от мастерской или аппаратной маслохозяйства к помещению для ремонта трансформаторов и к резервуарам для хранения изоляционного масла.

10.1.5. В коллекторе аппаратной маслохозяйства должны предусматриваться раздельные трубопроводы и насосы для чистого и грязного изоляционного масла. Коллектор турбинного масла не предусматривается.

10.2. Пневматическое хозяйство

10.2.1. Для снабжения сжатым воздухом электрических аппаратов (воздушных выключателей, пневматических приводов к масляным выключателям и разъединителям) распределительных устройств ПС должны предусматриваться стационарная компрессорная установка, размещенная в отдельно-стоящем здании, и воздухораспределительная сеть.

10.2.2. Установка сжатого воздуха должна обеспечиваться одним резервным компрессором независимо от числа рабочих компрессоров, за исключением ПС:

а) с одним масляным выключателем, имеющим пневматический привод, где устанавливается один рабочий компрессор;

б) промпредприятий, обеспеченных резервным источником сжатого воздуха.

10.2.3. Производительность рабочих компрессоров должна обеспечивать:

а) в установках с давлением в компрессорах до 5 МПа - 0,5 ч непрерывной работы при 2-часовых паузах и восстановление в течение 0,5 ч давления в воздухосборниках, сниженного за время 2-часовой паузы за счет расхода воздуха на вентилирование воздушных выключателей и на утечки во всех элементах установки;

б) в установках с давлением 23 МПа - 1,5 ч непрерывной работы при 2-часовых паузах и восстановление в течение 1,5 ч.

10.2.4. При выборе параметров установки сжатого воздуха и емкости воздухосборников следует учитывать:

а) рабочий режим, при котором остаточное давление в воздухосборниках после 2-часовой паузы обеспечивает относительную влажность, требуемую заводами-изготовителями;

б) аварийный режим, при котором при одновременном отключении максимально возможного с учетом действия защит и АПВ числа выключателей обеспечивается восстановление давления в резервуарах воздушных выключателей (до наименьшей допустимой величины), для чего наименьшее давление в воздухосборниках должно превышать наибольшее допустимое давление сжатого воздуха в аппаратах на 25 - 30 % в установках с давлением до 5 МПа и на 80 % - в установках с давлением до 23 МПа.

в) начало аварийного режима, совпадающее с моментом окончания 2-часовой паузы, когда давление в воздухосборниках понижается до величины пускового давления компрессоров.

10.2.5. Перепускные клапаны должны поддерживать в воздухораспределительной сети и в резервуарах воздушных выключателей давление в заданных заводом пределах, обеспечивающее надежное отключение выключателей после неуспешного АПВ (п. 10.2.4, б), а также непрерывный расход воздуха на утечки и вентилирование (п. 10.2.4, а).

10.2.6. Компрессорная установка должна работать без постоянного дежурного персонала, в автоматическом режиме и иметь сигнализацию о нарушении нормальной работы, выведенную на щит управления ПС; при отсутствии постоянного персонала на ОПУ сигнал неисправности передается на диспетчерский пункт ПЭС или РЭС.

10.2.7. Воздухораспределительная сеть должна, как правило, выполняться кольцевой и разделенной на участки вентилями. Питание сети от компрессорной установки должно осуществляться по двум магистралям.

10.2.8. Компрессорные, с машинами производительностью до 5 м³/мин, и воздухосборники должны проектироваться с учетом допущений, принятых в Минэнерго СССР (ПУЭ, IV-2-189).

10.2.9. В закрытых ПС глубокого ввода с воздушными выключателями разрешается установка на первом этаже воздухосборников и компрессоров, отгороженных друг от друга и от РУ.

10.3. Газовое хозяйство

10.3.1. Подстанции с СК с водородным охлаждением обеспечиваются привозным водородом и углекислым газом. Собственные электролизные установки на ПС не сооружаются.

10.3.2. Снабжение СК водородом и углекислым газом осуществляется централизованно от ресиверов. Для приема и зарядки баллонов с водородом и углекислым газом на ПС сооружается механизированный приемо-раздаточный пункт (склад), где размещаются рампы с баллонами и ресиверы из расчета обеспечения водородом двадцатидневного эксплуатационного расхода и однократного заполнения одного СК, имеющего наибольший объем.

Расчетный суточный расход водорода в одном СК принимается равным 5 % от общего объема газа в корпусе машины.

Минимальный запас углекислого газа на ПС должен быть равен трехкратному объему заполнения одного СК. Воздух для продувки СК берется от системы воздушного хозяйства ПС или от самостоятельного компрессора.

10.3.3. Водород, углекислый газ и сжатый воздух подаются к СК по отдельным трубопроводам, открыто прокладываемым на одних и тех же стойках, с расположением трубопроводов (сверху вниз): воздух-водород углекислота.

Трубопровод сжатого воздуха соединяется с СК гибким шлангом. Допускается прокладка трубопроводов углекислоты и водорода в кабельных каналах или лотках при условии применения стальных бесшовных труб.

11. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН И ТРАНСПОРТ

11.1. Генеральный план

11.1.1. Генеральным планом ПС должны предусматриваться подходы автомобильных и железных дорог и подходы ВЛ всех напряжении с учетом перспективного развития ПС.

При расположении ПС на территории промышленного предприятия генеральный план ПС должен быть увязан с генеральным планом предприятия.

11.1.2. Расположение сооружений и оборудования на площадке ПС должно обеспечивать:

а) использование индустриальных методов производства строительных и монтажных работ;

б) ревизию, ремонты и испытания оборудования с применением машин, механизмов и передвижных лабораторий;

в) доставку и вывоз трансформаторов, реакторов и другого оборудования;

г) проезд (подъезд) пожарных автомашин;

д) плотность застройки ПС (%) не менее указанной по напряжениям:

Примечание. Площадь застройки определяется как сумма площадей ОРУ (в пределах их ограждении) и всех зданий, сооружений и монтажных площадок.

11.1.3. Взаимное размещение РУ должно обеспечить минимальное количество пересечений и углов поворота на подходах ВЛ к ПС, минимальную протяженность внутриплощадочных дорог и инженерных сетей, а также токопроводов, связывающих РУ с трансформаторами.

Здания и сооружения вспомогательного назначения, не связанные технологически с РУ, рекомендуется размещать со стороны главного въезда на площадку. Указанные здания и сооружения, а также 0ПУ необходимо отделять от ОРУ ограждением.

Эти здания не должны препятствовать последующему расширению ПС.

Башня для ревизии трансформаторов, мастерская или аппаратная маслохозяйства и склад масла должны располагаться в одной зоне.

11.1.4. Ограждение территории ПС следует выполнять в объеме, предусмотренном проектом на расчетный период (см. п. 1.9).

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 сельскохозяйственных нужд.

На ПС, занимающих территорию более 5 га, в дополнение к основному въезду предусматривается резервный. К резервному въезду обеспечивается круглогодичный проезд автотранспорта по дороге с низшим покрытием или по спланированной территории. Коридоры для подходов к ПС линий электропередачи всех напряжении как па расчетный период, так и на перспективу, должны быть отражены в проекте и оговорены в документах выбора и отвода площадки ПС.

Эти коридоры могут быть использованы для сельскохозяйственных нужд без права их застройки.

11.1.5. Основные здания и сооружения ПС, имеющие значительную протяженность, - открытые и закрытые РУ и общеподстанционный пункт управления (ОПУ), продольные пути перекатки трансформаторов, а также внутриплощадочные дороги, используемые для доставки тяжеловесного оборудования, должны, как правило, располагаться своими продольными осями параллельно горизонталям естественного рельефа.

11.1.6. Вертикальную планировку следует проектировать с максимальным использованием естественного рельефа, как правило, с нулевым балансом земляных масс.

Уклоны поверхности площадки надлежит принимать не менее 0,003. Уклоны 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 особо трудных условиях горной и пересеченной местности допускается увеличение уклонов вдоль ячеек ОРУ до 0,08 с соблюдением мероприятий, исключающих размыв поверхности.

Допускается расположение сооружений ПС на террасах.

11.1.7. Отвод атмосферных вод с площадки ПС должен, как правило, осуществляться поверхностным способом. Устройство дождеприемников допускается при наличии технико-экономических обоснований.

11.1.8. Общие подъездные дороги, обслуживающие ПС и ремонтно-производственные базы (РПБ), должны проектироваться без транзита грузов через ПС.

11.1.9. Свободная от застройки территория ПС должна озеленяться путем засева травами, а в отдельных случаях допускается посадка кустарников и деревьев.

На территории ОРУ для обеспечения подходов к оборудованию предусматривается устройство пешеходных дорожек простейшей конструкции с использованием, по возможности, для этой цели кабельных каналов и закрытых лотков.

При неблагоприятных грунтовых условиях или для обеспечения нормированных значений напряжении прикосновения при технико-экономических обоснованиях допускается засыпка территории ОРУ гравием.

11.2. Автомобильные дороги

11.2.1. Для ПС с трансформаторами мощностью 1000 кВ×А и выше должны предусматриваться следующие виды автомобильных дорог:

а) подъездная автомобильная дорога для связи ПС с общей сетью автомобильных дорог;

б) внутриплощадочные автомобильные дороги для перевозок грузов и проезда по площадке ПС.

Для перевозки тяжелых грузов (трансформаторов, шунтовых реакторов, СК) от разгрузочной площадки железнодорожной станции или причала водного транспорта до площадки ПС, в случае отсутствия подъездного железнодорожного пути, должен быть разработан автодорожный маршрут по существующим и вновь проектируемым дорогам, проверенный по грузоподъемности и прочности мостов, труб, покрытия проезжей части и земляного полотна.

11.2.2. Проект подъездных автомобильных дорог ПС следует увязать со схемами районных планировок и с генеральными планами населенных пунктов и промышленных предприятий при выборе площадки в пределах последних.

Подъездные автомобильные дороги с покрытием должны предусматриваться для ПС напряжением 35 кВ и выше при единичной мощности трансформаторов 10 МБ×А и более, а также независимо от мощности трансформаторов, если системой обслуживания ПС предусматривается регулярный подвоз персонала автотранспортом.

Для всех остальных ПС предусматриваются подъездные автомобильные дороги с покрытием переходного и низшего типов.

11.2.3. Автомобильные дороги с усовершенствованным облегченным покрытием должны быть предусмотрены, как правило, к следующим зданиям, сооружениям и установкам: к трансформаторам, шунтовым реакторам, СК, к зданию маслохозяйства и емкостям масла, ОПУ, ЗРУ, вдоль рядов выключателей ОРУ напряжением 110 кВ и выше и к каждой фазе выключателей 330 - 750 кВ, компрессорной, складу хранения водорода и материальному складу, насосным и резервуарам воды.

Ко всем остальным зданиям и сооружениям предусматриваются проезды, обеспечивающие круглогодичный подъезд автотранспорта.

Внутриплощадочные автодороги ПС напряжением 220 кВ и выше должны проектироваться, как правило, по кольцевой системе с радиусами поворота, не рассчитанными на проезд автотрейлеров. При этом при благоприятных грунтовых условиях соединительные участки (длиной более 50 м) допускается выполнять с низшим покрытием.

11.2.4. Подъездные автомобильные дороги к ПС должны иметь ширину проезжей части 4,5 м, а в пределах населенных пунктов - в соответствии с типом существующих или проектируемых автомобильных дорог по согласованию с местными организациями.

Внутриплощадочные автомобильные дороги должны иметь ширину проезжей части 3,5 м, кроме трейлерного проезда, являющегося продолжением подъездной автодороги в пределах площадки, ширина которого должна быть равна 4,5 м.

Покрытие ремонтных площадок у трансформаторов выполняется аналогично покрытию основных внутриплощадочных дорог.

11.2.5. Покрытие проезжей части подъездных и основных внутриплощадочных автомобильных дорог должно выполняться:

а) для ПС 35 - 220 кВ при трансформаторах мощностью 10 МВ×А и выше с использованием местных дорожно-строительных материалов на основе технико-экономического сравнения вариантов:

- щебеночное или гравийное;

- чернощебеночное или черногравийное;

- асфальтобетонное на щебеночном или гравийном основании (преимущественно на ПС 220 кВ);

б) для ПС 330 - 750кВ:

- асфальтобетонное на щебеночном или гравийном основании;

- сборные железобетонные плиты на щебеночном или гравийном основании при специальном обосновании в тех случаях, когда это требуется но условиям доставки оборудования, при отсутствии местных дорожных строительных материалов и неблагоприятных климатических и гидрологических условиях.

11.2.6. При благоприятных грунтовых условиях для ПС 35 - 220 кВ допускается проектировать автомобильные дороги с низшим покрытием (из грунтов, укрепленных или улучшенных местными материалами) или в виде грунтовых профилированных дорог.

В отдельных случаях при отсутствии в районе сооружения ПС 330 - 750 кВ асфальтобетонных заводов и наличии автомобильных дорог с переходным покрытием (щебеночное, гравийное и др.), обеспечивающих круглогодичное движение автотранспорта и безрельсовую доставку тяжеловесного оборудования, допускается покрытие автомобильных дорог ПС, аналогичное существующему на дорогах, к которым осуществляется примыкание.

11.3. Железные дороги

11.3.1. Подъездные ж.-д. пути нормальной колеи к ПС 220 - 750 кВ предусматриваются в случае технической невозможности доставки тяжеловесных грузов (трансформаторов, шунтовых реакторов, СК) трейлерами по автодорогам при наличии технико-экономических обоснований.

11.3.2. Примыкание подъездного ж.-д. пути допускается к станционным путям Министерства путей сообщения СССР и к путям промышленных предприятий.

11.3.3. При проектировании подъездного ж.-д. пути следует, как правило, совмещать его трассу на территории подстанции с автомобильной дорогой к трансформаторам.

11.3.4. Подъездные ж.-д. пути должны быть предусмотрены до башни, а при ее отсутствии - до места установки или разгрузки трансформаторов (шунтовых реакторов).

11.3.5. Пути перекачки, сооружаемые при наличии башни, как правило, совмещаются с автомобильной дорогой к трансформаторам (шунтовым реакторам).

12. ВОДОСНАБЖЕНИЕ, КАНАЛИЗАЦИЯ,
ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ, МАСЛООТВОДЫ

12.1. Хозяйственно-питьевое водоснабжение и канализация

12.1.1. На ПС, имеющих постоянный дежурный персонал, следует, как правило, предусматривать хозяйственно-питьевой водопровод и хозяйственно-фекальную канализацию с подключением к существующим сетям, а при отсутствии сетей - предусматривать простейшие очистные сооружения (септик, хлораторная, поля фильтрации, установки для полной биологической очистки). Допускается также использование водозаборных скважин или шахтных колодцев.

При отсутствии источника водоснабжения на ПС 110 кВ с трансформаторами единичной мощностью до 63 МВ×А и 220 кВ - до 40 МВ×А допускается использование привозной питьевой воды.

12.1.2. На ПС без постоянного дежурного персонала должны предусматриваться дворовые уборные и шахтные колодцы. Если вода из колодцев непригодна для питья или если ПС размещается в районах с большой глубиной промерзания грунтов, многолетнемерзлыми и скальными грунтами, необходимо предусматривать доставку воды передвижными средствами.

12.1.3. При расположении ПС 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала в городах и на промышленных предприятиях вблизи существующих или проектируемых систем водоснабжения и канализации (на расстоянии до 500 м) в здании ОПУ должен предусматриваться водопровод и санитарные технические блоки.

12.1.4. При определении расхода воды на хозяйственно-питьевые нужды следует учитывать для засушливых районов полив всей территории ПС за исключением территории ОРУ.

12.1.5. На всех ПС 500 - 750 кВ и на ПС 220 - 330 кВ с трансформаторами единичной мощностью 200 МВ×Л и выше необходимо предусматривать противопожарный водопровод высокого давления, стационарные автоматические установки для пожаротушения трансформаторов и шунтовых реакторов распыленной водой и два противопожарных резервуара.

12.1.6. На ПС до 150 кВ с трансформаторами единичной мощностью 63 МВ×А и выше и па ПС 220 кВ с трансформаторами единичной мощностью от 40 до 160 МВ×А включительно необходимо предусматривать противопожарный водопровод низкого давления и два противопожарных резервуара.

12.1.7. На ПС до 150 кВ с трансформаторами единичной мощностью ниже 63 МВ×А без СК и на ПС 220 кВ с трансформаторами единичной мощностью ниже 40 МВ×А без СК противопожарный водопровод или противопожарные резервуары не предусматриваются.

12.1.8. При наличии на ПС СК противопожарный водопровод или противопожарные резервуары следует предусматривать независимо от напряжения и мощности трансформаторов.

12.1.9. Противопожарный водопровод, как правило, должен объединяться с хозяйственно-питьевым или техническим. Отступления от этого правила должны иметь технико-экономические обоснования.

12.1.10. Сеть противопожарного водопровода должна проектироваться, как правило, кольцевой. Допускается устройство тупиковой сети длиной не более 200 м. Прокладка тупиковых линий длиной более 200 м разрешается при условии устройства противопожарных резервуаров (водоемов) или по согласованию с органами Государственного пожарного надзора без устройства указанных резервуаров (водоемов).

12.1.11. При расчете сетей пожаротушения выключение линий кольцевых сетей учитывать не следует.

12.1.12. Кабели к электродвигателям взаиморезервирующих пожарных насосов должны прокладываться по разным трассам и питаться от разных секций РУ или от независимых источников питания.

12.1.13. При установке трансформаторов 220 кВ в городских закрытых ПС необходимо предусматривать автоматическое обнаружение и тушение пожара.

12.1.14. В случаях, предусмотренных «Указаниями по проектированию противопожарных мероприятий, систем пожаротушения и обнаружения пожара на энергетических объектах», в кабельных помещениях ПС (тоннелях, полуэтажах, шахтах, проходных и полупроходных подвалах) должны предусматриваться автоматические средства обнаружения пожара и автоматически действующие средства пожаротушения.

12.2. Техническое водоснабжение

12.2.1. Системы технического водоснабжения для нужд охлаждения СК следует проектировать, как правило, по оборотной схеме.

12.2.2. Тип охладителя (градирни или брызгальные бассейны) выбирается с учетом климатических условий района размещения ПС.

12.2.3. Качество добавочной воды в системах технического водоснабжения должно исключать отложения карбоната кальция и магния в трубах охладителей и их коррозию. Для обеспечения этою условия при необходимости должна использоваться стабилизационная обработка воды.

12.2.4. На ПС с ОРУ, изоляция которых загрязняется смываемыми водой промышленными, морскими или солончаковыми уносами, следует предусматривать специальные стационарные или передвижные установки, обеспечивающие обмыв водой загрязненной изоляции под напряжением.

12.3. Маслоотводы

12.3.1. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждении маслонаполненных силовых трансформаторов (реакторов) с количеством масла в одном баке более 1000 кг и баковых выключателей 110 кВ и выше должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники.

12.3.2. Маслоотводы выполняются, как правило, закрытыми.

12.3.3. В отдельных случаях (в северных районах, при сильнопучинистых грунтах, при высоких уровнях грунтовых вод и др.) при специальном обосновании допускаются открытые маслоотводы при соблюдении следующих условий:

а) при сооружении бордюра по периметру маслоприемника для задержания растекающегося масла;

б) трасса открытых маслоотводов должна проходить на расстоянии не менее 10 м от маслонаполненной аппаратуры;

в) сброс масла из маслоприемников осуществляется в маслосборник, как правило, закрытый, с последующей откачкой в передвижные емкости стационарным или передвижным насосом.

12.3.4. Допускается размещение маслосборника вне ограды ПС (преимущественно для комплектных трансформаторных подстанций и ПС 110 кВ по упрощенным схемам) при условии его ограждения и обеспечения подъезда автотранспорта.

13. СРЕДСТВА СВЯЗИ И ТЕЛЕМЕХАНИКИ

13.1. Подстанции должны оснащаться средствами диспетчерской и технологической связи и устройствами телемеханики в объемах, предусмотренных действующими «Основными положениями по объемам средств телемеханики и связи в энергетических системах».

Диспетчерская и технологическая связь и средства телемеханики для ПС должны проектироваться на основании утвержденных схем развития средств диспетчерского и технологического управления энергосистемой.

13.2. Оборудование средств связи на ПС должно размещаться следующим образом: высокочастотные посты, аппаратура уплотнения кабельных и радиорелейных линий, радиостанции, АТС, радиотрансляционный узел и устройства электропитания - в аппаратной связи; устройства телемеханики, диспетчерский коммутатор и пульт управления радиостанции - в помещении щита управления; аккумуляторы связи на ПС с оперативным постоянным током - в общеподстанционной аккумуляторной, на ПС с оперативным переменным током - в аппаратной связи (переносные аккумуляторы) или в специальном помещении (стационарные аккумуляторы).

В отдельных случаях допускается размещение радиостанции и радиотрансляционного узла в помещении щита управления ПС, аппаратуры дальней связи и радиорелейных линий, и также устройств электропитания средств связи и телемеханики (электромашинные и статические преобразователи, выпрямительные устройства) - в специальных помещениях.

13.3. Основное электропитание аппаратуры связи и телемеханики должно осуществляться от сети собственных нужд переменного тока ПС через выпрямители, стабилизаторы и блоки питания, входящие в комплект аппаратуры или специально предусматриваемые для этих целей.

13.4. Резервное электропитание средств связи и телемеханики следует осуществлять от аккумуляторных батарей:

а) на ПС с оперативным постоянным током - от батареи оперативного тока 220 В с использованием преобразователей; в отдельных случаях допускается дополнительно устанавливать аккумуляторную батарею 24 В;

б) на ПС с оперативным переменным током - от специальной батареи 24 В непосредственно либо с использованием преобразователей;

в) для электропитания АТС и коммутаторов допускается установка аккумуляторных батарей 60 В.

Емкость аккумуляторной батареи, используемой для резервного электропитания устройств связи и телемеханики, должна быть достаточной для электропитания нагрузки в течение 1 ч на ПС с двухсторонним питанием и в течение 2 ч - на ПС с односторонним питанием.

Классификация средств связи и телемеханики по категориям электропитания определяется согласно «Руководящим указаниям по проектированию средств диспетчерского и технологического управления в энергосистемах».

13.5. Подстанции с постоянным дежурством персонала должны радиофицироваться от местного радиотрансляционного узла Министерства связи СССР или другого ведомства.

13.6. Устройства и аппаратура связи, устанавливаемые на ПС, подлежат защите от опасных напряжении и токов.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ

1. Правила устройства электроустановок (изд. 5-е). М., «Атомиздат», 1977.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М., «Энергия», 1977.

3. Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок электрических станций и подстанций. М., «Энергия», 1972.

4. Схемы электрических соединений подстанций 35 - 500 кВ. М., ин-т «Энергосетьпроект», 1972.

5. Нормы и правила по охране труда при работах на подстанциях и воздушных линиях электропередачи напряжением 400, 500 и 750 кВ переменного тока промышленной частоты. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.

6. Правила защиты установок проводной связи энергосистем от опасных напряжений и токов. М., БТИ ОРГРЭС, 1966.

7. Правила техники безопасности при обслуживании средств диспетчерского и технологического управления (СДТУ) в энергосистемах (изд. 2-е), М., «Атомиздат», 1975.

8. Руководящие указания по расчету зон защиты стержневых и тросовых молниеотводов. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.

9. Руководящие указания по выбору и эксплуатации изоляции в районах с загрязненной атмосферой. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1975.

10. Руководящие указания по защите электростанций и подстанций 3 - 500 кВ от прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1975.

11. Основные положения по объемам средств телемеханики и связи в энергетических системах. М., БТИ ОРГРЭС, 1966.

12. Нормы технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем (№ 5646тм-т1). М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.

13. Руководящие указания по проектированию электропитания средств диспетчерского и технологического управления в энергосистемах. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.

14. Основные положения о производственных телефонных сетях Минэнерго СССР. М„ СЦНТИ ОРГРЭС, 1975.

15. Временные нормы напряжения прикосновения для распределительных устройств и трансформаторных подстанций напряжением выше 1000 В с эффективным заземлением нейтрали. М., Минэнерго СССР, 1976.

16. Временные руководящие указания по проектированию средств защиты от влияния электрического поля в распределительных устройствах напряжением 400 - 500 В. М., СЦНТИ ОРГРЭС, 1972.

17. Указания по проектированию противопожарных мероприятий, систем пожаротушения и обнаружения пожара на энергетических объектах. М„ Минэнерго СССР, 1971.

18. Временные указания по проектированию подстанций в районах с сильными снегопадами (№ 1904тм). М., ин-т «Энергосетьпроект». 1977.

19. Инструкция по проектированию комплекса инженерно-технических средств охраны па предприятиях Минэнерго СССР (ВСН-03-77). М., Минэнерго СССР, 1977.

20. Руководство по выбору площадок понижающих подстанции 35 - 750 кВ. М., ин-т «Энергосетьпроект», 1974.

21. Указания по области применения различных видов оперативного тока (Кв 7495тм-т1). М., ин-т «Энергосетьпроект». 1975.

22. Указания по проектированию контрольной системы понижающих подстанций энергосистем (№ 3555тм-1). М., ин-т «Энергосетьпроект», 1977.

23. О размещении воздухосборников и компрессорных установок в помещении закрытых подстанций. М., Минэнерго СССР, 1977.

24. Санитарные нормы допустимого шума в жилых домах и на территории жилой застройки. М., .Минздрав, 1970.

25. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 12: «Нормы проектирования. Защита от шума».

26. Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. Строительные нормы. М., Стройиздат, 1976.

27. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий. Строительные нормы. М.. Стройиздат, 1972.

28. Правила устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов. М., «Металлургия». 1973.

29. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. М., «Металлургия», 1976.

30. Нормы отвода земель для электрических сетей напряжением 0,4 - 500 кВ. Строительные нормы. М., ин-т «Энергосетьпроект».

31. Инструкция по разработке проектов и смет для промышленного строительства. Строительные нормы.

32. Строительные нормы и правила. Ч. III. разд. 1. гл. 6: «Электротехнические устройства. Правила организации и производства работ. Приемка в эксплуатацию».

33. Строительные нормы и правила. Ч. II. гл. 46: «Промышленный транспорт».

34. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 60: «Нормы проектирования. Планировка и застройка городов, поселков и сельских населенных пунктов».

35. Строительные нормы и правила. Ч. II, разд. Д, гл. 5: «Автомобильные дороги. Нормы проектирования».

36. Строительные нормы и правила. Ч. II, разд. М. гл. 1: «Генеральные планы промышленных предприятий. Нормы проектирования».

37. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 31: «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования».

38. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 30: «Внутренний водопровод и канализация зданий. Нормы проектирования».

39. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 32: «Канализация. Наружные сети и сооружения. Нормы проектирования».

40. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 33: «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Нормы проектирования».

41. Строительные нормы и правила. Ч. II, разд. А, гл. 5: «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений».

42. Инструкция по проектированию установок автоматического пожаротушения. Строительные нормы. М., Стройиздат. 1977.

43. Единые технические указания по выбору и применению электрических кабелей (кабели силовые). М., Минэнерго СССР, 1977.

44. Строительные нормы и правила. Ч. II, гл. 10: «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны».

45. Требования к электрической прочности изоляции. ГОСТ, 1976.

46. Вентильные разрядники переменного тока напряжением от 3 до 500 кВ. Технические требования. ГОСТ, 1970.