Автор: Вишняков Г.К. Гоберман Е.А. Гольцман С.Л.
Теги: электротехника электроэнергетика справочник
Год: 1982
Текст
СПРАВОЧНИК
по проектированию
подстанций
35-500 кВ
В&К-3-1-.278
С74
УДК 621.3 Н.4.О2775/.8.ОО1т63-(035)
Рецензент Н. А. Казак
Авторы: Г. К- Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман,
Г. М. Кантор, Г. С. Лисовский, Я. С. Самойлов,
М. Э. Хейфиц
Справочник по проектированию подстанций
С74 35—500 кВ/Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман,
С. Л. Гольцман и др.; Под ред. С. С. Рокотяна
и Я. С. Самойлова. — М.: Энергоиздат, 1982.—
352 с., ил.
В пер. 1 р. 30 к.
В справочнике содержатся основные сведения по проектированию
подстанций 35—500 кВ. Рассмотрены вопросы выбора площадок под-
станций, главных схем соединения и схем собственных нужд, основ-
ного и вспомогательного оборудования, компоновки ОРУ и подстанции
в целом, общие вопросы конструктивно-строительной части.
Справочник предназначен для инженеров н техников,. занимаю-
щихся проектированием подстанций, и может быть использован работ-
никами строительно-монтажных и эксплуатационных организаций.
2302040000-255
С----—----------94-82
051(01)-82
ББК 31.278
6П2.11
© Энергоиздат, 1982 г.
ПРЕДИСЛОВИЕ
В докладе товарища Брежнева Л. И. на XXVI съезде КПСС от-
мечено, что безусловной предпосылкой решения всех народнохозяй-
ственных задач, стоящих перед страной, является развитие тяжелой
индустрии и особенно ее базовых отраслей, в первую очередь топлив-
но-энергетических.
Дальнейшее развитие энергетики нашей страны в соответствии с
основными направлениями экономического и социального развития
СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 г. характеризуется
большими масштабами строительства электроэнергетических объек-
тов. Продолжается объединение энергосистем, сооружение новых
электростанций и дальних электропередач переменного и постоянного
тока.
Производство электроэнергии в 1980 г., последнем году десятой
пятилетки, достигло 1295 млрд. кВт-ч. Общая установленная мощ-
ность электростанций страны на начало одиннадцатой пятилетки со-
ставляет примерно 270 млн. кВт. Ввод новых мощностей продолжа-
ется, и в новой пятилетке намечено дополнительно ввести еще
75 млн. кВт.
За десятую пятилетку прирост производства электроэнергии
составил 256 млрд. кВт-ч, а на одиннадцатую намечен прирост по-
рядка 300 млрд. кВт-ч.
Возрастает количество вводимых и строящихся элёктроподстан-
ций, причем проектирование их часто ведется организациями различ-
ных министерств.
В целях единого подхода к проектированию, а также учета ро-
ли подстанции в энергосистеме коллективом авторов — работников
института «Энергосетьпроект», ведущей организации по проектирова-
нию энергосистем, линий электропередачи и подстанций, составлен
настоящий справочник. В справочнике изложен материал, необходи-
мый для решения вопросов, связанных с проектированием подстан-
ций.
В период выпуска настоящего справочника началась работа по
подготовке и выпуску ряда новых СН (инструкций по разработке
проектов и смет), а также СНиП (строительных норм и правил).
Поэтому при пользовании справочником необходимо руководство-
ваться новыми документами по мере их официального ввода в дей-
ствие и выпуска.
Заданный объем книги и обилие материала поставили авторов
перед необходимостью ограничения материала и сжатостью его из-
ложения.
Коллектив авторов при написании справочника стремился к тому,
чтобы оказать максимальную помощь инженерно-техническим работ-
никам, занимающимся проектированием, строительством и эксплуата-
цией подстанций.
1*
3
Разделы 1, 12, 13 справочника написаны Я. С. Самойловым, разд.
2, 3 — М. Э. Хейфицем и Г. С. Лисовским, разд. 4—М. Э. Хейфицем и
Г. К. Вишняковым, разд. 5 — Г. К. Вишняковым и Я. С. Самойло-
вым, разд. 6 — Г. К. Вишняковым, разд. 7 — Г. М. Кантор, разд.
8, 9 — С. Л. Гольцман, разд. 10—Е. А. Гоберманом и Г. К. Виш-
няковым, разд. 11 —Е. А. Гоберманом.
Авторы выражают благодарность канд. техн, наук Н. А. Казаку
за замечания, сделанные им при просмотре рукописи, и И. И. Цит-
веру за участие в составлении разд. 12.
В период работы над книгой авторский коллектив понес тяже-
лую утрату. Безвременно скончался видный специалист и области
энергетики — Сергей Сергеевич Рокотян. Памяти Сергея Сергееви-
ча Рокотяна — ведущего редактора всей серии справочников по про-
ектированию электросетевых объектов — посвящается эта книга, ко-
торая заканчивает задуманную им серию справочников.
Все замечания и пожелания по справочнику просим направлять
по адресу: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., д. 10, Энерго-
издат.
Авторы
Раздел первый
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ОСОБЕННОСТИ
ТЕХНОЛОГИЯ И ПРИНЦИПЫ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
1.1. СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ
РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Развитие современных энергетических систем характеризуется
дальнейшим увеличением единичных мощностей агрегатов, установ-
ленной мощности электростанций, объединением энергосистем и ро-
стом номинальных напряжений сетей.
На электростанциях применяются блоки по 500, 800 и 1200
МВт, на гидроэлектростанциях — 500 и 640 МВт. Создаются объеди-
ненные энергосистемы с установленной мощностью, измеряемой де-
сятками тысяч мегаватт. Потоки мощности по системным связям до-
стигают 1500 и 3500 МВт на цепь при напряжении соответственно
500 и 750 кВ. Следствием увеличения единичных мощностей агрега-
тов и установленных мощностей станций и все большего объедине-
ния энергосистем является внедрение напряжения 1150 кВ перемен-
ного и 1500 кВ постоянного тока и выше. Соответственно раетут
мощности подстанций (ПС) и единичные мощности трансформаторов,
устанавливаемых на них. Одновременно с ростом единичной мощно-
Рис. 1.1. Рост номинальных напряжений и предельных токов от-
ключения.
5
сти устанавливаемых трансформаторов и общей установленной мощ-
ности ПС увеличивается количество используемых напряжений и
число присоединений.
Кроме того, с объединением энергосистем увеличиваются токи
короткого замыкания (к. з.), что требует установки на ПС аппара-
туры на все большие значения тока отключения.
Общая тенденция роста номинальных напряжений сетей, токов
к. з. и предельных токов отключения выключателей приведена на
рис. 1.1. Из кривой видно, если номинальное напряжение выросло
в 3,4 раза, то предельные токи отключения увеличились в 8 раз.
В перспективе ожидается дальнейшее увеличение предельного тока
отключения до 100 кА.
При росте передаваемых мощностей по межсистемным и внут-
рисистемным связям, внедрении сверхвысоких и ультравысоких на-
пряжений, росте мощностей к. з. по-особому приходится решать во-
просы повышения надежности работы электротехнического оборудо-
вания и аппаратуры ПС. Большое значение в связи с этим приобре-
тают вопросы соответствия изоляции внутренним перенапряжениям,
возникающим при отключениях ненагруженных линий, несимметрич-
ных к. з., в режимах быстродействующих АПВ, противофазы и пр.
1.2. ОСОБЕННОСТИ И ПРИНЦИПЫ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
Современные ПС 500 кВ имеют до 15—20 присоединений к ли-
ниям электропередачи (ВЛ) различного напряжения, трансформато-
рам и других, что значительно усложняет главную электрическую
схему ПС, которая на крупных ПС, как правило, представляет собой
систему шин, секционированную по условиям надежности работы
энергосистемы, а также уменьшения токов к. з.
Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и катего-
рий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных
электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры,
а также оптимальная их расстановка представляют сложную и от-
ветственную задачу.
Основным узловым вопросом, оптимальное решение которого
определяет все свойства, особенности и техническую характеристику
ПС, является главная электрическая схема. При этом под главной
электрической схемой не следует понимать просто начертание элект-
рических связей, присоединений и цепей. Необходимо определить тип,
число и параметры оборудования и аппаратуры и, в первую оче-
редь, главных трансформаторов, выключателей и другой коммутаци-
онной аппаратуры, рациональную их расстановку, а также решить
ряд вопросов управления, эксплуатационного обслуживания и т. п.
Главная схема задает основные размеры и конструктивную
часть ПС, определяет основные объемы работ по ее сооружению и
тем самым всю экономику строительства ПС в целом. Безусловно,
что на стоимость сооружения влияет и способ обслуживания, необ-
ходимость сооружения жилья и других вспомогательных сооруже-
ний, выбранное местоположение и рельеф площадки, отдаленность
от существующих подъездных путей и т. п.
Учитывая все сказанное, а также ряд других специфических во-
просов, о которых коротко будет сказано в последующих разделах,
6
проектирование ПС можно условно разделить на следующие основ-
ные этапы:
1) обоснование необходимости сооружения ПС в данном районе
с определением ее установленной мощности, что выполняется в про-
ектах «Схем развития энергосистем» или самостоятельных проектах
отдельных энергоузлов;
2) определение необходимого количества подходящих и отходя-
щих ВЛ и их напряжений;
3) выбор нескольких вариантов площадок ПС с коридорами ВЛ
и подъездными путями;
4) составление главной электрической схемы;
5) непосредственное проектирование ПС со всеми инженерными
сооружениями.
При выполнении проекта ПС, особенно на стадии его детальной
проработки (технорабочий проект или рабочие чертежи), наиболее
ярко выявляется специфика проектирования, выражающаяся в необ-
ходимости постоянной взаимной (обратной) связи всех смежных
специальностей. Это объясняется тем, что работа большого количе-
ства специалистов различных специальностей, участвующих в вы-
полнении проекта (хотя они и работают в некоторой степени после-
довательно), требует постоянной взаимной увязки, так как принятие
всех принципиальных решений возможно только при совместной
творческой работе. Поэтому особое внимание обязательно следует
уделять как составлению графика по взаимной увязке работы с ука-
занием сроков всех заданий смежным специальностям и их согласо-
ваний, так и полноте и тщательности оформления этих заданий. Все
принятые решения должны строго выполняться, а любые отступления
от них могут приниматься только с согласия главного инженера
проекта.
Следует отметить, что в выборе площадки ПС в натуре вместе
с главным инженером проекта и изыскателем обязательно участвуют
представители ряда специальностей для возможности комплексного'
решения вопроса. Форма акта выбора ПС дана в приложении 1.
При всем разнообразии проектируемых ПС, особенностей их рас-
положения и режимов эксплуатации можно выделить некоторые ос-
новные, общие для всех ПС вопросы, которые следует обязательно
рассматривать в процессе проектирования: минимальное физиологи-
ческое влияние на человека; надежность и экономичность эксплуата-
ции; экономичность строительства; максимальное сокращение зани-
маемой площади; возможность дальнейшего расширения и модифи-
кации; максимальная автоматизация; оптимальный учет потребности
эксплуатации; согласование строительства с окружающей средой
(архитектура, гармонирующая с окружающим пейзажем, вписывани-
ем в рельеф); минимальное вредное влияние на окружающую флору
и фауну.
1.3. СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СОСТАВ
И ОБЪЕМ ПРОЕКТНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
В соответствии с действующими директивными указаниями и
нормативами проекты ПС в зависимости от напряжения и сложности
выполняются в одну или две стадии. Проектирование всех предприя-
тий, зданий и сооружений должно осуществляться на основе техни-
ко-экономического обоснования (ТЭО) или другой предпроектной
7
документации, заменяющей ТЭО и подтверждающей экономическую
целесообразность и хозяйственную необходимость их проектирования
« строительства.
Для ПС всех напряжений предпроектной документацией на пра-
вах ТЭО являются такие работы, как «Схемы развития энергосистем»
или «Схемы энергоснабжения района» (предприятия), разрабатыва-
емые специализированными организациями. Ведущей организацией,
выполняющей работы по схемам развития энергосистем, является
ордена Октябрьской революции Всесоюзный государственный проект-
яо-изыскательский и научно-исследовательский институт энергети-
ческих систем и электрических сетей «Энергосетьпроект».
В одну стадию — технорабочий проект — разрабатывается про-
•ектно-сметная документация несложных ПС, не требующих предва-
рительного утверждения отдельных технических вопросов, в основ-
ном ПС напряжением до 330 кВ.
В две стадии — технический проект и рабочие чертежи — раз-
рабатывается проектно-сметная документация сложных ПС в основ-
яом напряжением 500 кВ и выше.
Проекты ПС вне зависимости от напряжения и сложности, вхо-
дящие как составная специальная часть в состав комплексного про-
екта предприятия, по заданию генерального проектировщика могут
выполняться в две стадии.
В процессе проектирования (разработки технорабочего проекта
или технического проекта и рабочих чертежей) при необходимости
могут составляться основные положения, определяющие принципи-
альные направления разработок, которые согласовываются с заказ-
чиком и служат дополнением к заданию на проектирование.
Кроме того, для особо сложных объектов, когда требуется обос-
новать целесообразность их сооружения или рассмотреть ряд кон-
курирующих вариантов (одна мощная распределительная ПС или
несколько более мелких в разных районах и т. п.), до разработки
технического проекта рекомендуется выполнять технико-экономичес-
жое обоснование.
Однако, как правило, предварительное обоснование района ме-
стоположения ПС, ее мощность, а также количество и напряжение
отходящих ВЛ определяются схемами развития энергосистем или
схемами энергоснабжения района и только в исключительных слу-
чаях обосновываются специальными самостоятельными работами,
выполняемыми по отдельным заказам.
При проектировании очень крупных ПС нового класса напряже-
ний (при его освоении), например, ПС напряжением 1150 кВ пло-
щадью примерно 100 га, выполняется технико-экономическое обосно-
вание, но не в качестве обоснования необходимости сооружения ПС,
а как обоснование уточнения места выбора площадки, мощности и
генеральной схемы. При этом выполняется сравнение различных
мест положения ПС, согласование с землепользователями, согласова-
ние коридора подходов ВЛ различных напряжений, подъездных пу-
тей, примыкание и расширение железнодорожных веток, а также
сравнение различных схем компоновки ПС.
Содержание, состав, порядок разработки, согласования и утверж-
дения проектов и смет, по которым должны осуществляться строи-
тельство новых, расширение, реконструкция и техническое перево-
оружение действующих ПС, определяет «Инструкция по разработке
проектов и смет для промышленного строительства».
8
Ниже приводится перечень основных вопросов, которые должны
найти свое отражение в технико-экономическом обосновании, техни-
ческом проекте, технорабочем проекте и рабочих чертежах.
В технико-экономическом обосновании (ТЭО) должны быть ре-
шены вопросы о необходимости сооружения ПС, ее мощности, коли-
честве напряжений, количестве подходящих и отходящих ВЛ, необ-
ходимости компенсирующих устройств, должен быть выбран опти-
мальный район размещения ПС, определены основные затраты на-
строительство в деньгах и в оборудовании, а также сроки начала
и конца строительства. Желательно уже на стадии ТЭО определить
необходимость выделения пускового комплекса.
В техническом проекте (ТП) должны быть решены следующие
основные вопросы:
оптимальный вариант генплана и главной электрической схемы;
объемно-планировочные, архитектурные и конструктивные реше-
ния зданий и сооружений;
обеспечение жилищно-бытовых условий работающих;
организация строительства, восстановление (рекультивация)
земель;
возможность дальнейшего расширения и модификации.
Кроме того, в ТП обязательно должна быть определена сметная
стоимость строительства, выведены технико-экономические показа-
тели, решены вопросы защиты окружающей среды.
В состав ТП, как правило, входят следующие части: общая по-
яснительная записка; технико-экономическая часть; строительная
часть; организация строительства; сметная часть; жилищно-граждан-
ское строительство; генеральный план; заказные спецификации для
размещения заказов основного оборудования и материалов, а также-
ведомости на основное 'оборудование, кабельные изделия, панели:
и т. д.; паспорт проекта.
В целях сокращения объема разрабатываемых материалов в--
составе ТП должны приводиться только те чертежи и материалы,
которые необходимы для обоснования проектных решений, технико-
экономических показателей и определения сметной стоимости строи-
тельства.
Технорабочий проект (ТРП) кроме материалов, входящих в
состав ТП, дополнительно включает:
чертежи (планы и разрезы) установки оборудования и располо-
жения коммуникаций и устройств;
рабочие чертежи на объем строительно-монтажных работ, преду-
смотренных проектом (на 1 -й год строительства);
заказные спецификации на все виды оборудования и материалы;
сметная документация по рабочим чертежам.
Рабочие чертежи (РЧ) разрабатываются на основе утвержден-
ного ТП, с учетом рекомендаций, записанных в решении. Отступле-
ние от принципиальных схемных или конструктивных решений,
принятых в утвержденном ТП, возможно только с разрешения инстан-
ции, утвердившей ТП. Рабочие чертежи должны обеспечить возмож-
ность строительной организации грамотно и качественно произвести,
все работы по сооружению объекта. Разработка РЧ временных зда-
ний и сооружений в объем работ проектной организации не входит,
а производится строительно-монтажной организацией в составе про-
екта производства работ (ППР).
На основании РЧ составляются уточненные заказные специфи-
кации на все виды оборудования по соответствующим формам и пе-
редаются комплектующим организациям в установленные сроки.
9
Следует отметить, что сметная стоимость строительства ПС оп-
ределяется по сводной смете ТП или ТРП, которая является основ-
ным и неизменным документом, на основе которого осуществляется
финансирование строительства, а объектные сметы, согласованные с
заказчиком и подрядчиком, являются документами для расчетов за
выполненные работы между заказчиком и подрядчиком.
Более подробная информация по объему проектов ПС и сметной
документации и их формам приведена в «Инструкции по разработке
проектов и смет для промышленного строительства» и в ряде ведом-
ственных директивных материалов и эталонов.
Независимо от сложности и стадийности проектирования для
возможности начала проектно-изыскательских работ необходимо
иметь утвержденное задание на проектирование и титул на проект-
но-изыскательские работы, причем к заданию на проектирование
должен быть приложен акт выбора площадки.
Задание на проектирование составляется заказчиком проекта
в соответствии с имеющимися директивными указаниями и решения-
ми, а также технико-экономическими показателями и включает стои-
мость строительства, принятую в ТЭО или других обосновывающих
работах, и утверждается установленным порядком.
В тех случаях, когда строительство намечено сооружать очере-
дями, задание на проектирование утверждается с технико-экономи-
ческими показателями первой очереди. На все последующие очереди
задание составляется и утверждается отдельно.
Как правило, генеральный проектировщик, а в необходимых
случаях и субподрядные специализированные проектные организации
принимают непосредственное участие в разработке задания на про-
ектирование, что учтено в комплексной стоимости проектирования.
Задания на проектирование утверждают министерства и ведом-
ства СССР. При этом имеют значение капитальные вложения. Если
стоимость объекта меньше 3 млн. руб., задание на проектирование
так же, как ТП и ТРП, утверждается в зависимости от общей смет-
ной стоимости строительства объекта в целом:
до 0,5 млн. руб. — приказами директоров предприятий или на-
чальников строек;
от 0,5 до 1,0 мли. руб. — приказами руководителей РЭУ, трес-
тов;
от 1,0 до 1,5 мли. руб. — приказами руководителей объединен-
ных диспетчерских управлений Минэнерго, главных управлений ми-
нистерств энергетики и электрификации Украинской ССР, Казахской
ССР, Узбекской ССР и Молдглавэнерго;
от 1,5 до 3,0 млн. руб. — приказами руководителей главных про-
изводственных управлений энергетики и электрификации Минэнерго,
министерств энергетики и электрификации Украинской ССР, Казах-
ской ССР, Узбекской ССР и Молдглавэнерго;
от 1,0 до 3,0 млн. руб. — приказами руководителей главных уп-
равлений и всесоюзных объединений Минэнерго Центрального дис-
петчерского управления Единой энергосистемой СССР, предприятий
и организаций, непосредственно подчиненных Министерству;
от 3,0 млн. руб. и выше — приказами Минэнерго СССР.
В задании на проектирование должны быть обязательно указа-
ны основание для проектирования, наименование объекта, мощность,
объем капитальных вложений, сроки -проектирования и строительства,
стадийность проектирования и т. д. Образец задания на проектирова-
ние дан в приложении 2.
10
Одновременно с заданием на проектирование заказчик обязан
выдать проектной организации:
утвержденный акт выбора площадки с согласованием места рас-
положения ПС и трасс всех инженерных коммуникаций, включая
дороги и коридоры ВЛ;
архитектурно-планировочное задание и технические условия на
присоединение к существующим сетям и коммуникациям, а также
сведения о существующей застройке, подземных сооружениях и т. д.
В отдельных случаях заказчик может поручить проектной орга-
низации подготовить по отдельному договору материалы, необходи-
мые для проектирования, за счет средств основной деятельности за-
казчика или целевых средств, выделяемых ему вышестоящей орга-
низацией.
В случае проектирования ПС для энергоснабжения какого-либо
объекта дополнительно к заданию на проектирование должны быть
приложены технические условия (ТУ) на подключение. В них ука-
зывается, какую мощность разрешается получить и какие условия и
дополнительные требования надлежит учесть в проекте. Технические
условия на подключение подписываются директором или главным
инженером энергосистемы или энергорайона в зависимости от тре-
буемой мощности электроэнергии. Форма ТУ может быть любая, но
обязательно четкая, не допускающая различных толкований. Техни-
ческие условия даются на определенное время и теряют силу, если
в течение указанного в них срока не выполнен и не утвержден про-
ект.
Кроме ТУ на подключение и отбор электроэнергии необходимо
получить ТУ на примыкание к существующим железнодорожным пу-
тям (сооружение железнодорожной ветки) и автомобильным доро-
гам. Указанные ТУ на примыкание должны быть получены в орга-
низациях, занимающихся эксплуатацией железных и автомобильных
дорог, или по их указанию в соответствующих управлениях или
проектных организациях.
Перед началом проектирования необходимо тщательно обследо-
вать место выбора площадки для учета всех дополнительных работ
с тем, чтобы они не появлялись в процессе непосредственного выпол-
нения проекта. Поэтому одним из серьезных вопросов является пра-
вильно и всесторонне составленное архитектурно-планировочное за-
дание (АПЗ), разрабатываемое совместно с районным или областным
архитектором. В АПЗ рассматриваются вопросы подключения ко всем
коммуникациям (воде, отоплению, канализации, электроснабжению
собственных иужд), а также вопросы внешнего вида ПС, что осо-
бенно важно при сооружении ее в городах и поселках.
Задание на проектирование, ТУ на подсоединения и АПЗ сов-
местно с ТУ на подсоединения к железным и автодорогам являются
основным комплексом условий, определяющим требования к проек-
тированию ПС.
При разработке проектно-сметной документации на строитель-
ство технико-экономические показатели, предусмотренные в утверж-
денных ТЭО и заданиях на проектирование, не должны быть ухуд-
шены, а сметная стоимость строительства не должна быть превы-
шена.
Проектные организации при разработке проектов должны обес-
печивать передовой технический уровень производства, наиболее со-
вершенную систему его организации и управления, высокую эконо-
мическую эффективность проектируемых сооружений, снижение удель-
II
ных капитальных вложений, материалоемкости и трудозатрат путем
максимального использования новейших достижений науки и тех-
ники.
Проектом должны быть предложены оптимальные решения, вы-
бранные на основе вариантных проработок, экономное использование
земли, эффективные средства защиты окружающей среды, а также
возможности кооперирования в строительстве вспомогательных ин-
женерных сооружений.
В проектах при прочих равных условиях должны быть макси-
мально использованы типовые и повторно используемые экономич-
ные проекты, типовые конструкции высокой заводской готовности
из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтаж-
ные элементы.
Проектные 'организации при проектировании должны руковод-
ствоваться:
нормативными актами по вопросам проектирования для капи-
тального строительства, документами по основным техническим на-
правлениям в проектировании предприятий соответствующих отраслей
промышленности;
нормами технологического проектирования, строительными нор-
мами и правилами (СНиП), инструкциями по проектированию и
строительству, техническими правилами по экономному расходова-
нию основных строительных материалов и другими нормативными
документами по проектированию и строительству, а также норма-
ми проектирования инженерно-технических мероприятий граждан-
ской обороны;
утвержденными каталогами индустриальных строительных изде-
лий, перечнями (каталогами) типовых проектов для применения в
строительстве;
стандартами на строительные материалы, детали, конструкции,
санитарно-техническое оборудование и строительный инструмент;
сметными нормативами для определения сметной стоимости
строительства;
информацией о новом технологическом и вспомогательном обо-
рудовании, новых строительных материалах и изделиях;
документами по основным требованиям по научной организации
труда и управлению предприятиями соответствующей отрасли про-
мышленности и указаниями по проектированию автоматизированных
систем управления технологическими процессами.
При проектировании следует учитывать'.
рекомендации по использованию результатов законченных науч-
ных исследований и проектно-конструкторских работ по созданию
нового оборудования и прогрессивных технологических процессов, а
также результатов работ, предусматриваемых комплексными плана-
ми научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ и
пятилетними планами конструирования, изготовления и поставки
оборудования для объектов капитального строительства; решениями
и показателями предусмотренных проектами предприятий и производ-
ства на длительную перспективу, а также проектами машин и обо-
рудования будущего.
Выбор основных строительных параметров, объемно-планировоч-
ных и конструктивных решений должен производиться в соответст-
вии с предъявляемыми к ним эксплуатационными климатическими
и технико-экономическими требованиями.
При разработке проекта проектная организация, ведущая про-
12
вотирование, должна согласовать со строительной организацией —
генеральным подрядчиком — вопросы, связанные с применением ос-
новных строительных материалов и конструкций.
В тех случаях, когда строительство и ввод в эксплуатацию объек-
та предусматривается отдельными пусковыми комплексами, в тех-
нологической и других частях проекта ТП или ТРП должны опре-
деляться пусковые комплексы, следует иметь в виду, что в их состав
включаются объекты основного производственного и вспомогатель-
ного назначения, энергетического, транспортного и складского
хозяйств, связи, внутриплощадочных коммуникаций и очистных соору-
жений, обеспечивающих нормальную работу ПС в объеме, преду-
смотренном проектом для данного пускового комплекса, и нормаль-
ные санитарно-бытовые условия для работающих, а также объекты,
связанные с защитой окружающей среды.
Проектно-сметная документация на строительство пускового
комплекса, разработанная в составе проекта (ТП или ТРП), может
уточняться по РЧ, а в необходимых случаях и по сметам к ним в
год, предшествующий пуску объекта.
1.4. ПУСКОВОЙ КОМПЛЕКС
Если срок сооружения ПС более одного года, в задании на про-
ектирование может быть указано на необходимость ее ввода отдель-
ными частями. В этом случае в объеме ТП разрабатывается пуско-
вой комплекс, т. е. выделяются оборудование и сооружения, ввод
которых намечается в первую очередь, до пуска ПС на полную мощ-
ность. В проекте одновременно выделяются спецификации и стои-
мость пускового комплекса.
Для ПС, сооружаемых в сроки менее одного года или более
длительные сроки, но не предусматривающих в задании на проекти-
рование очередности ввода, пусковой комплекс не составляется.
В практике проектирования и строительства ПС необходимость
составления пускового комплекса может выявиться и в процессе вы-
полнения РЧ или даже в ходе строительства. Это может быть вы-
звано задержками поставки оборудования и строительства, необхо-
димостью ускорения выдачи мощности на отдельные объекты и
другими причинами.
Следует иметь в виду, что в зависимости от сроков продолжи-
тельности строительства и объемов работ для ввода ПС, а также
от ряда других условий может потребоваться составление не одного,
а нескольких пусковых комплексов вне зависимости от того, была
ли эта необходимость учтена в задании на проектирование.
В этом случае составляется и утверждается в соответствии с
установленным порядком дополнение к заданию на проектирование и
самостоятельное решение по пусковым комплексам инстанцией, ут-
вердившей технический проект. Разработанный согласно новому ре-
шению пусковой комплекс рассматривается и утверждается само-
стоятельно организацией, утвердившей технический проект. При этом
общая сметная стоимость и мощность ПС должны оставаться без
изменения.
1.5. ТРЕБОВАНИЯ К МАТЕРИАЛАМ ИЗЫСКАНИЙ
Материалы изысканий должны быть полными и комплексными.
При большом объеме изыскательских работ возможен выпуск отдель-
13
ных самостоятельных отчетов — по топографии, геологии и гидроло-
гии площадки ПС и, кроме того, отдельных томов по изысканиям ав-
тодороги, железнодорожной ветки и других инженерных сооружений.
В случае необходимости к материалам отчета должны быть прило-
жены согласования, не вошедшие в материалы выбора площадки.
«Гидрологическое обоснование проекта буровой скважины на
воду» в соответствии с существующими требованиями является не-
отъемлемой частью материалов по выбору площадки ПС, так как
заключение о возможности водоснабжения за счет подземных вод
должно иметься к моменту принятия решения по каждому из вари-
антов площадки.
Отчет по инженерным изысканиям должен содержать полные и
окончательные материалы, дающие возможность принимать конкрет-
ные проектные решения. Исходные и полевые материалы, являющие-
ся обоснованием для отчетов по инженерным изысканиям (полевые
журналы, расчеты, ведомости и т. п.), хранятся в архиве и в отчет
не включаются.
Все согласования переплетаются в одну книгу и либо хранятся
в архиве проектной организации, либо передаются заказчику. При
этом обязательно составляется полноценный дубликат согласований.
Все материалы изысканий хранятся в оформленном виде в архиве
проектной организации.
-Как правило, материалы инженерных изысканий состоят из сле-
дующих разделов:
1. Общая часть
2. Топографо-геодезические работы: 2.1. По площадке ПС. 2.2.
По трассам внешних коммуникаций. 2. 3. По площадкам жилых до-
мов. 2.4. По коридорам ВЛ. 2.5. По обеспечению инертными и ме-
стам вывоза грунта.
3. Инженерно-геологические работы: 3.1. Характеристика пло-
щадки. 3.2. По трассам внешних коммуникаций. 3.3. По площадке
жилых домов. 3.4. Краткое физико-географическое описание и гео-
логическое строение района. 3.5. Гидрологическое обоснование про-
екта буровой скважины (как исключение, так как эти материалы
должны входить в акт выбора площадки ПС).
4. Инженерно-гидрологические работы: 4.1. По площадке ПС.
4.2. По площадке жилых домов. 4.3. По району прохождения внеш-
них коммуникаций.
5. Метеорологические работы: 5.1. Климатическая характеристи-
ка района строительства. 5.2. Характеристика метеорологических
элементов.
Приложения и чертежи должны входить в соответствующие раз-
делы и могут иметь различный состав.
Как обязательные материалы следует отметить:
1) копию технического задания на производство инженерных
изысканий на площадке ПС;
2) копию разрешения территориальной инспекции Госгеонадзо-
ра на производство топографо-геодезических работ;
3) копию распоряжения облисполкома;
4) каталог координат и высот пунктов обоснования съемки и
геологических выработок;
5) эскизы закрепительных знаков обоснования съемки;
6) ведомость физико-механических свойств грунтов, графики
лабораторных испытаний, таблицы химических анализов воды и кор-
розионных свойств грунтов;
14
7) геолого-техническии разрез разведочно-эксплуатационной
скважины на воду (проект);
8) схему расположения эксплуатационной скважины на воду;
9) копию письма в санэпидстанцию по вопросу вредных выбро-
сов в атмосферу;
10) копию письма санэпидстанции;
11) таблицу определения расхода сточных вод для расчета во-
дозащитных канав;
12) чертежи:
ситуационный план площадки ПС. План разводки ВЛ от ПС.
План площадки ПС. Схема планового обоснования съемки. Схема
высотного обоснования съемки. Ситуационный план размещения пло-
щадки жилых домов. План площадки жилых домов. Инженерно-гео-
логические разрезы по площадке ПС. Инженерно-геологические раз-
Таблица 1.1. Масштабы выполнения топографических съемок
Наименование участков съемки Масштаб съемки Сечение ре- льефа гори- зонталями, м Ширина по- лосы съемки, м Масштаб плана
Ситуационный план 1:10 000 — — 1:10 000
Территория площадки ПС, проектируемой на незастроенной терри- тории 1:2000 0,5 1:500 и 1:1000
То же на застроенной территории и для рас- ширения и реконст- рукции существующих 1:500 или 1:1000 0,5 1:500 и 1:1000
Участки для размещения коридоров ВЛ на от- крытой местности 1:10 000 В зависи- мости от ширины коридора 1:5000 или 1:10 000
То же на застроенной территории 1:2000 — Тоже 1:1000 или 1:2000
Участки вне площадки ПС, предназначенные для размещения водо- заборных и очистных сооружений, вынос- ного заземления, жи- лищного строительства 1:1000 0,5 1:500 или 1:1000
По трассам подъездных железных и автомо- бильных дорог, водо- провода и канализации 1:5000 0,5 100 1:2000 или 1:5000
То же в местах мосто- вых переходов, путе- проводов, стесненных и сложных мест 1:1000 0,5 Не менее 100 1:500 или 1:1000
15
резы по площадке жилых домов. Планы инженерных внеплощадоч-
ных коммуникаций.
Топографические съемки для проектирования ПС выполняются
в масштабах, указанных в табл. 1.1.
При составлении отчета по изысканию площадки ПС, располо-
женной в районе с сильными снегозаносами, в пояснительной записке
должно "быть отражено состояние площадки в конце зимы (ориенти-
ровочно март — апрель) с учетом многолетних данных метеостанций
по снегозаносам в этом районе.
В разделе пояснительной записки «Метеорологические работы»
помимо необходимых сведений должна быть указана скорость ветра
и высота снежного покрова повторяемостью 1 раз в 20 лет при плот-
ности снега 0,17, продолжительность действия ветра со скоростью,
соизмеримой с расчетной в течение зимнего периода, данные о пре-
обладающем направлении метелей и максимальной высоте снега в
районе площадки.
К отчету прикладывается топографический план площадки и
окружающей территории в радиусе 200—300 м от границ площадки.
На плане должны быть сведения о высоте существующих и намечае-
мых к строительству зданий и сооружений, лесопосадок, глубине
оврагов.
Кроме того, в отчете должны быть следующие документы:
копия согласования с районным (городским) архитектором воз-
можности сооружения в данном населенном пункте внешней снего-
защиты и отвода земель для нее или с директором совхоза (предсе-
дателем колхоза) и районным землеустроителем, если ПС распола-
гается на сельскохозяйственных землях;
данные о возможности выращивания защитных лесополос;
копия письма в дорожное эксплуатационное управление пб во-
просу расчистки существующих автодорог в зимнее время;
копия письма дорожного эксплуатационного управления с дан-
ными о содержании дорог.
Продольные профили по трассам инженерных коммуникаций, пла-
ны расположения площадок ПС, жилого поселка, а также разводка
ВЛ в оригиналах передаются в проектные отделы для работы.
1.6. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Для возможности начать проектирование ПС кроме задания на
проектирование, акта выбора площадки, АПЗ и ТУ и материалов
изысканий необходим ряд исходных данных чисто технического ха-
рактера. Эти данные могут быть получены от заказчика, энергоси-
стемы и генпроектировщика данной энергосистемы, а также опреде-
лены по утвержденным схемам развития энергосистем и схемам
их эксплуатации. К таким исходным данным следует отнести:
количество и значения напряжений на ПС;
количество и адреса отходящих и подходящих ВЛ и их напря-
жения;
транзит по различным напряжениям (по годам), а также на-
грузки местного района;
перспективу развития ПС;
количество компенсирующих устройств на ПС;
токи короткого замыкания и реактивные сопротивления ВЛ;
виды связи ПС;
способ обслуживания ПС;
требования гражданской обороны.
16
Раздел второй
КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДСТАНЦИЙ
И ПРИСОЕДИНЕНИЕ ИХ К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Главными признаками, определяющими тип ПС, являются ее ме-
стоположение, назначение и роль в энергосистеме, число и мощность
установленных трансформаторов, их типы и высшее напряжение.
К факторам, определяющим классификацию ПС по степени слож-
ности и капитальным затратам, также относятся: способ присоеди-
нения ПС к сети и ее главная схема электрических соединений (ту-
пиковая, ответвительная, проходная, сложный коммутационный узел),
число ВЛ на высшем и среднем напряжениях (ВН и СН), типы
коммутационной аппаратуры на стороне ВН и, в частности, наличие
или отсутствие выключателей, конструктивный тип распределитель-
ных устройств (РУ), способ управления и обслуживания ПС (пол-
ностью автоматическая, с дежурным оперативным персоналом или
обслуживаемая выездными бригадами), наличие и типы компенсиру-
ющих устройств, тип ремонтного хозяйства и др.
В современной практике построения распределительных сетей
общепризнанным является принцип использования большинства ВЛ
35—220 кВ для непосредственного присоединения к ним ПС по уп-
рощенным схемам без установки выключателей на стороне высшего
напряжения. При этом имеется тенденция перехода на более высо-
кое напряжение, в системах распределений электроэнергии с исклю-
чением промежуточной ступени трансформации, что в конечном сче-
те приводит к увеличению числа ответвительных ПС с соответству-
ющим уменьшением числа узловых ПС (принцип дробления).
Принцип дробления ответвительных ПС вместо сооружения до-
полнительных ВЛ, идущих параллельно существующим ВЛ более
высокого напряжения, приводит к относительному большому росту
числа сооружаемых ПС по упрощенным схемам и сокращению про-
тяженности распределительных сетей средних напряжений. Принцип
дробления требует правильного определения оптимального числа
ответвительных ПС и радиуса их действия, пунктов и способов сек-
ционирования сетей, надежности и селективности схем релейной за-
щиты и линейной автоматики, требований к типам и параметрам ап-
паратов высокого напряжения. Все эти факторы оказывают непо-
средственное влияние на схему и тип ПС.
Одним из основных принципов построения главных схем элект-
рических соединений современных ПС является рациональное при-
менение в схемах различных типов коммутационных аппаратов в
соответствии с выполняемыми ими функциями и выбор их оптималь-
ного количества (табл. 2.1).
Из табл. 2.1 следует, что только для отключения к. з. необходи-
мо использовать выключатель, в остальных случаях можно ограни-
читься применением отделителя, выключателя нагрузки или разъе-
динителя с приводом дистанционного управления, включенным в
цикл автоматики. Эти соображения должны учитываться при по-
строении схемы РУ.
Все ПС можно разбить на следующие три основные категории:
I — по упрощенным схемам, как правило, без выключателей на
стороне ВН;
2—862
17
Таблица 2.1. Коммутационные операции, выполняемые
аппаратами высокого напряжения
Коммутационная операция
Предельное значение
отключаемого тока при
напряжении ПО—750 кВ, А
Отключение и включение тока нагрузки
трансформаторов и линий
Отключение и включение токов холостого
хода силовых трансформаторов
Отключение и включение зарядных токов
воздушных линий передачи
Отключение емкостных токов конденсатор-
ных батарей
Отключение тока к. з., в том числе в ре-
жиме АПВ, БАПВ при нормированных
циклах
Отключение тока при противофазе
Включение на существующее к. з. (ампли-
тудное значение)
Включение элемента схемы на землю, т. е.
использование аппарата в качестве бы-
стродействующего заземлителя
Изменение режима заземления нейтрали
Отделение поврежденного элемента схемы
в бестоковую паузу АПВ
Отделение аварийного элемента схемы пос-
ле устойчивого повреждения, не в бесто-
ковую паузу АПВ, для автоматического
восстановления схемы в послеаварийном
режиме
От 630 ДО 4000
До 25—40
До 500—750
Несколько сотен ам-
пер
До 63 000—100 000
До 25 000
До 150 000
II — проходные (транзитные) с малым числом ВЛ и выключате-
лей на стороне ВН;
III—узловые (мощные коммутационные узлы системы).
По своему назначению ПС разделяются на следующие основные
группы:
потребительские — для электроснабжения потребителей, терри-
ториально примыкающих к ПС;
сетевые для электроснабжения небольших районов;
системные — для отбора мощности и осуществления управления
перетоком мощности в энергосистеме.
Подстанции 1 категории — главным образом потребительские;
ПС II категории — преимущественно сетевые, как правило, со сме-
шанными функциями, где наряду с транзитом относительно неболь-
шой мощности на ВН имеются значительные местная на низком на-
пряжении (НН) и районная (на СН) нагрузки; ПС III категории —
во всех случаях мощные системные ПС, со значительным перетоком
мощности по магистральным сетям ВН, а также в сеть СН.
Потребительские ПС в основном характеризуются наличием двух
напряжений (ВН и НН), т. е. установкой, как правило, двухобмоточ-
ных трансформаторов. В соответствии с существующей практикой
двухобмоточные понижающие трансформаторы выпускаются вплоть
18
до напряжения 330 кВ. К потребительским ПС могут относиться в
ряде случаев ПС с установкой трехобмоточных трансформаторов
ЦО—150/38,5/6—10 кВ, а также трансформаторов 220/38,5/6—10кВ
и 220/110/6—10 кВ.
Все системные ПС проектируются, как правило, с установкой
автотрансформаторов. По характеру выдачи мощности и питанию
нагрузки системные ПС можно разбить на следующие основные
группы:
подстанции, через шины которых преимущественно протекают
обменные потоки мощности на ВН между системами или энергорай-
онами по ВЛ магистрального напряжения;
подстанции, преимущественно выдающие мощность через авто-
трансформаторы из сети ВН в сеть СН для электроснабжения на
этом напряжении целых районов;
подстанции с реверсивными потоками мощности через авто-
трансформаторы из сети ВН в сеть СН или из сети СН в сеть ВН
(наличие электростанций в сети СН);
подстанции с комбинированным режимом работы, когда наряду
с обменными потоками мощности в сети ВН, а также между ВН и
СН имеется нагрузка на стороне 10—35 кВ.
На указанных ПС, за исключением ПС с комбинированным ре-
жимом работы, третичная обмотка является только компенсационной
и имеет небольшую мощность (от 3 до 15% номинальной проходной
мощности автотрансформатора), тогда как на ПС с комбинированным
режимом работы третичная обмотка, используемая для питания на-
грузки, достигает типовой мощности.
По способу присоединения к сети ПС разделяются на: тупико-
вые (блочные)—питаемые по одной или двум тупиковым ВЛ; от-
ветвительные (блочные) — питаемые в виде ответвления от одной
или двух проходящих ВЛ с односторонним или двусторонним пи-
танием; проходные (транзитные) — включаемые в рассечку одной
или двух проходящих ВЛ с односторонним или двусторонним пи-
танием; комбинированные — когда кроме питающих от ПС отходят
дополнительно радиальные или транзитные ВЛ.
По способу защиты трансформаторов ПС I категории разделя-
ются на ПС: с предохранителями (только 35 кВ); с короткозамы-
кателями; с короткозамыкателями и отделителями (а при отсутствии
отделителей в холодностойком исполнении — разъединителями с
дистанционным приводом с включением их в цикл автоматики); с
короткозамыкателями и выключателями нагрузки; с различными
системами передачи телеотключающего импульса (ТОП) и резерви-
рующего его короткозамыкателя.
Трансформаторы на ПС II категории со схемой на ВН НО и
220 кВ мостика, а также на ПС III категории со схемой на ВН 220
и 330 кВ расширенного четырехугольника также защищаются ко-
роткозамыкателями (НО и 220 кВ или ТОН при 330 кВ) и отдели-
телями (или, как на ПС I категории, разъединителями НО—330 кВ
с приводом, включенным в цикл автоматики). Все остальные транс-
форматоры на ПС II и III категорий во всех схемах РУ, кроме вы-
шеуказанных, защищаются выключателями.
По типам устанавливаемой коммутационной аппаратуры на сто-
роне высшего напряжения ПС можно разбить на три группы: с вы-
ключателями; без выключателей (с тремя подгруппами — с вы-
ключателями нагрузки, с отделителями, с разъединителями, с дистан-
ционными приводами, включенными в цикл автоматики); комбини-
2*
19
Таблица 2.2. Классификация подстанций
I Кате- I гория Высшее напряже- ние, кВ Тип Основная техни- ческая характеристика Примечание
I 35—330 По упро- щенным схемам Тупиковые и от- ветвительные (блочные) про- ходные (тран- зитные) Одно- и двух- трансформатор- ные Комплектные заводского изго- товления (35— 220 кВ); сборные из крупноблочных индустриальных узлов (НО— 330 кВ) Число отходя- щих ВЛ: на стороне ВН до 2 на стороне СН до 6 Без выключате- лей на стороне ВН Переменный оперативный ток Полностью ав- томатическая, без постоянного де- журного персона- ла На ПС 220—330 кВ установка одного транс- форматора допустима только для 1-й очереди На ПС 110—330 кВ допускается установка до 3—4 трансформато- ров Оборудование 330 кВ поставляется россыпью, строительные конструк- ции поставляются узла- ми или изготовляются на месте; монтаж осу- ществляется на месте В отдельных случаях третья ВЛ На ПС 330 кВ до 10 ВЛ В отдельных случаях один выключатель; при ВН 330 кВ до двух вы- ключателей; на ПС с бы- стродействующим авто- матическим секциони- рованием устанавлива- ются выключатели на- грузки На ПС 220 кВ воз- можно применение по- стоянного оперативного тока На ПС 330 кВ возмо- жен дежурный персонал и ОПУ
20
Продолжение табл. 2.2
Кате- гория Высшее напряже- ние, кВ Тип Основная техниче- ская характеристика Примечание
II 110—500 Проход- ные транзит- ные) Двух-, трех- и четырехтрансфор- маторные Сборные из крупноблочных узлов заводского изготовлении Число отходя- щих ВЛ: на сто- роне ВН до 4; на стороне СН до 10 Число выключа- телей на стороне ВН до 9 На ПС до 220 кВ перемен- ный оперативный ток На ПС 330 кВ и выше постоян- ный оперативный ток ПС до 220 кВ полностью авто- матические, без постоянного экс- плуатационного персонала На ПС 330— 500 кВ дежурный персонал и ОПУ Наличие ре- монтной базы и ремонтного пер- сонала в сокра- щенном объеме Подстанции с ВН 110—330 кВ преимуще- ственно двухтрансфор- маторные, установка од- ного трансформатора допустима только для 1-й очереди Оборудование ПО— 220 кВ доставляется в виде крупноблочных уз- лов заводского изготов- ления Оборудование 330— 500 кВ поставляется россыпью. Строительные конструкции поставля- ются узлами, монтаж осуществлиетси на месте В отдельных случаях возможно до 12 выклю- чателей (330—500 кВ) В отдельных случаях ПС 220 кВ возможен постоянный оператив- ный ток Только на ПС 500 кВ, в отдельных случаях на ПС 330 кВ
21
Продолжение табл. 2.2
| Кате- гория Высшее напряже- ние, кВ Тип Основная техниче- ская характеристика Примечание
1 Установка син- хронных компен- саторов, батарей шунтирующих ста- тических конден- саторов, шунти- рующих реакторов В отдельных случаях по системным уеловиим
III 330—7 50 Мощные узловые Число авто- трансформаторов до четырех Число ВЛ на стороне ВН до восьми Число ВЛ на стороне СН до 14 Постоянный оперативный ток Наличие по- стоянного дежур- ного эксплуата- ционного персо- нала и здания ОПУ Наличие ре- монтной базы и ремонтного персо- нала Установка син- хронных компен- саторов, батарей шунтирующих статических кон- денсаторов, шун- тирующих реак- торов Установка про- дольной емкост- ной компенсации (УПК) и устрой- ство переключа- тельного пункта электропередачи В отдельных случаях два СН Только на ПС 500 кВ и выше; на ПС 330 кВ в отдельных случаях По системным услови- ям на ПС 750 кВ в боль- шинстве случаев; на ПС 330—500 кВ в отдель- ных случаях В отдельных случаях по системным условиям
22
роваииые с применением вышеуказанной коммутационной аппаратуры
в различных сочетаниях.
F По типам устанавливаемых компенсирующих устройств ПС мож-
но разбить на ПС: с синхронными компенсаторами; с батареей шун-
тирующих статических конденсаторов; с продольной емкостной ком-
пенсацией (УПК); с установкой шунтирующих реакторов на стороне
ВН, СН или НН.
По способу управления различаются ПС с автоматизированным
управлением — телеуправляемые с телесигнализацией; только с те-
лесигнализацией; с управлением с общестанционного поста управле-
ния (ОПУ) при наличии телесигнализации.
Подстанции оперативно обслуживаются оперативно-выездными
бригадами (ОВБ); дежурным на дому; дежурным на щите управ-
ления; совместно с распределительными сетями.
Ремонтное оборудование ПС осуществляется специализирован-
ными выездными бригадами централизованного ремонта (с ремонт-
но-производственных баз — РПБ) или местным персоналом ПС.
По способу сооружения и конструктивному типу ПС разделяют-
ся на: комплектные, заводской поставки (КТП и КТПБ) и сборные
из крупноблочных индустриальных узлов.
В зависимости от местных климатических условий и степени
загрязнения окружающей среды на ПС применяются: открытые РУ
(ОРУ); закрытые РУ (ЗРУ); комплектные РУ в виде герметизиро-
ванных металлических шкафов, заполненных элегазом (SF6) в ка-
честве изолирующей и дугогасящей среды (КРУЭ), последние вы-
полняются преимущественно для внутренней установки. В последнее
время появляются РУ смешанного типа, в которых основная ап-
паратура высокого напряжения (выключатель, выходной разъеди-
нитель и трансформатор тока) заключена в металлические шкафы,
заполненные элегазом (КУБ — комплектный универсальный выклю-
чатель), а сборные шины, ошиновка и шинные разъединители уста-
навливаются на открытом воздухе.
Комплектные РУ (КРУ) низшего напряжения 6—10 кВ выпол-
няются в виде металлических шкафов с воздушной изоляцией для
закрытой и для наружной установки (КРУН).
Классификация различных категорий ПС с их основными харак-
теристиками приведена в табл. 2.2.
Раздел третий
ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
3.1. ПОДСТАНЦИЯ КАК ЭЛЕМЕНТ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Главная схема ПС является основным элементом, определяющим
все свойства, особенности, техническую и экономическую характери-
стику ПС в целом.
При выборе главной схемы необходимо определить число, ти-
пы и параметры основного оборудования и аппаратуры, произвес-
23
ти рациональную их расстановку в схеме, решить вопросы защиты,
управления, автоматизации, а также эксплуатационного обслужива-
ния ПС.
Главная схема определяет выбор конструктивного типа каждого
РУ а следовательно, потребную площадь и объемы работ, влияет
на ’режимные свойства ПС и эксплуатационную надежность схемы
и ПС в целом.
3.2. НАДЕЖНОСТЬ ГЛАВНЫХ СХЕМ
И ЕЕ ОЦЕНКА
Главная схема электрических соединений должна обладать вы-
сокой эксплуатационной надежностью, различной для разных кате-
горий ПС. Применительно к ПС I категории по упрощенным схемам
необходимо такое построение схемы ПС и примыкающей сети, кото-
рое при повреждении на любом участке ВЛ обеспечивало бы нор-
мальное электроснабжение потребителей. Это требование, в частно-
сти, может достигаться автоматическим секционированием сети на
одиночных линиях; для проходных (транзитных) ПС II категории
неприемлемы схемы с отключением РУ или ПС, а для мощных уз-
ловых ПС III категории неприемлемы схемы, в которых возможны
отключения в аварийном режиме до 50% присоединений, а также
ВЛ (кроме поврежденной), приводящих к потере устойчивости
электропередачи или к нарушению основных электрических связей.
В общем виде показателями надежности схем ПС являются:
среднее число (частота) отключений сборных шин, отдельных сек-
ций и присоединений (ВЛ, трансформаторов) и разрывов транзита,
а также средняя длительность восстановления нормального электро-
снабжения и транзита мощности.
К числу основных сравниваемых показателей, определяющих вы-
бор главной схемы РУ с точки зрения надежности, относятся:
возможность отключения РУ;
средняя частота отключений (отказов) —50% присоединений
(ВЛ, трансформаторов);
средняя частота отключений ВЛ и трансформаторов;
средняя частота разрыва транзита для ПС II и III категорий;
возможность отключении одной или более ВЛ при отказе ли-
нейного выключателя поврежденной ВЛ для ПС III категории;
средняя частота отключения двух ВЛ при совпадении отказа
линейного выключатели поврежденной ВЛ и ревизии выключателя
действующей ВЛ;
средняя длительность восстановления нормального электроснаб-
жения и транзита мощности.
Для повышения надежности схем электрических соединений по-
мимо повышения надежности собственно оборудования и коммута-
ционной аппаратуры необходимо стремиться к упрощению структу-
ры схемы, т. е. уменьшению числа элементов, связей и аппаратов,
главным образом выключателей, отказы которых являются основной
причиной снижения надежности схемы; к созданию схем с ограни-
ченным последствием отказов, т. е. локализацией аварий в пределах
поврежденного элемента схемы. В этом смысле большое значение
имеет структура схемы и, в частности, жесткое присоединение
трансформаторов к сборным шинам или многократное присоедине-
ние цепей.
24
Надежность схемы в целом будет определяться кроме частоты
отказов оборудования также и временем, необходимым для восста-
новления нормального режима работы, т. е. временем аварийного
ремонта или замены поврежденного оборудования, выключатели или
его модуля.
Одной из основных характеристик надежности оборудования
или устройства является удельная повреждаемость (частота или
интенсивность отказов) X, определяемая как отношение числа эле-
ментов и, отказавших в работе в промежуток времени А/, к средне-
му числу элементов N, исправно работавших в течение времени А/
(за период наблюдения t), отказ/год,
и (t)
Обычно X характеризует среднее число отказов в течение года.
Для количественной оценки надежности схемы следует пользо-
ваться некоторыми средними нормативными значениями удельной
повреждаемости X для оборудования, систем сборных шин, ВЛ и
других элементов, полученными на основе анализа статических дан-
ных по аварийности оборудования.
Удельную повреждаемость (частоту отказов) выключателя мож-
но выразить следующим равенством:
Хв — Кв,и ~Ь Хо поп + Хв,0 Хэл»
где Хв.в — удельная повреждаемость выключателя в состоянии по-
коя (неподвижном); Хо — относительная частота отказов выключа-
теля при опробованиях, оперативных переключениях и коммутациях
рабочих токов; иоп— количество операций с выключателями в нор-
мальном режиме эксплуатации за расчетный год; Хв>0 — частота от-
казов выключателей при отключении к. з.; Хэл — удельная повреж-
даемость присоединенного к данному выключателю элемента схемы
(трансформатора, ВЛ, секции сборных шин и др.).
Удельная повреждаемость выключателя в состоянии покоя при-
нимается около 10% соответствующего значения Хв,0.
Отказы при нормальных операциях, вызванных в основном ме-
ханическими причинами (отказ привода), в среднем оцениваются
величиной, примерно равной 60% общего числа отказов. В подав-
ляющем числе случаев эти отказы не приводят к к. з. в ячейке РУ,
и отключение отказавшего выключателя производится вручную или
дистанционным воздействием на разъединители.
Если из приведенного выше выражения для Хв исключить со-
ставляющую Хо«оп» переложив выполнение этих операций на другие
специально предназначенные для этой цели
тационные аппараты, например выключатели
иители, включенные в цикл автоматики, то
казов выключателей резко уменьшится.
Отказы включателей, возникающие при
ний в присоединенных к ним элементах (преимущественно в ВЛ),
являются источником значительного числа к. з. в сетях.
Основной характеристикой надежности выключателя следует
считать удельную повреждаемость Ха,о.
Удельная повреждаемость трансформаторов определяется из
выражения
более простые комму-
нагрузки или разъеди-
суммарная частота от-
отключении поврежде-
Х^ — Кт 1 Пт,
25
где Xti — удельнаи повреждаемость единицы; пт — число единиц в
группе одного присоединении.
Для группы из трех однофазных единиц или дли укрупненного
блока из двух спаренных трехфазных единиц, присоединенных через
общий выключатель, удельная повреждаемость выше, чем для одного
трехфазного, и, следовательно, надежность схемы ниже при уста-
новке группы из однофазных и спаренных трехфазных трансформа-
торов соответственно в 3 и 2 раза.
Повреждаемость ВЛ пропорциональна ее длине I и равна:
Хл = Худ // ЮО,
где Худ — удельная повреждаемость ВЛ на 100 км/год.
Удельная повреждаемость ВЛ состоит из двух составляющих:
удельной повреждаемоств при неустойчивых повреждениях Хл,Ву и
удельной повреждаемости при устойчивых к. з. Хл,у, оцениваемых
соответственно в 70 и 30% общего числа повреждений.
На рис. 3.1 и 3.2 приведены средние значения удельной повреж-
даемости (потока отказов) трансформаторов и ВЛ (устойчивые по-
2-т, luim/soB
Рис. 3.1. Средние значения
удельной повреждаемости
трансформаторов.
Рис. 3.2. Средние значения
удельной повреждаемости воз-
душных линий.
вреждения) в зависимости от номинального напряжения. Из кри-
вой на рис. 3.1 видно, как высока надежность трансформаторов
35—110 кВ и как она снижается для трансформаторов более высо-
ких классов напряжения. То же самое примерно имеет место с уве-
личением номинальной мощности трансформаторов. Удельная по-
вреждаемость ВЛ уменьшается с увеличением номинального напря-
жения сети. Следует подчеркнуть, что показатель надежности схемы
определяет частота отказов при повреждении на ВЛ.
Для количественной оценки надежности схемы прежде всего тре-
буется определить частоту отключения каждого элемента схемы,
вызванного отказом выключателя при повреждении присоединенного
к последнему другого элемента, т. е.
Ч.о ^л (л. у, л, ну)‘> ^п,о Ч.о
Здесь Хш — удельная повреждаемость сборных шин (системы
в целом или секции), определяемая в основном количеством ирисо-
26
единенных шинных разъединителей. Хотя удельная повреждаемость
самого разъединителя мала по сравнению с удельной повреждае-
мостью выключателя (ХР=0,001 =0,0015) и может не учитываться, в
схемах с большим числом установленных шинных разъединителей
влияние их на число отказов сборных шин или секций может быть
существенным.
После определения значения X для элемента схемы или для схе-
мы в целом и зная время восстановления нормального режима того
или иного элемента схемы после аварии tBB в часах или <вв/8760 в
долях года, можно определить ожидаемую длительность перерыва
электроснабжения или длительность аварийного состояния схемы,
ч/год, из выражения
v = Л/ав
или в относительных единицах
V — Мав/8760.
Очевидно, что значение v тем меньше, и, следовательно, тем на-
дежнее схема, чем меньше значение X и /ав.
Низкие значения X выключателей определяются их высоким ка-
чеством.
Малые значения tBB для выключателей определяются их конст-
рукцией и организацией ремонтных работ (для существующих воз-
душных выключателей 220 кВ <ав=26 ч, или 0,003 в долях года).
Ожидаемая длительность аварийного состояния при Х=0,04 будет
равна v=0,04-26= 1,04 ч/год, или 0,04-0,003 = 0,00012.
Если принять /ав=3 ч (время, требуемое для замены повреж-
денного модуля), ожидаемая длительность аварийного состояния
v = 0,04-3 = 0,12 ч/год или 0,000016 отн. ед.
При таком значении v вероятность совпадения аварийного сос-
тояния выключателя поврежденной ВЛ с ревизией выключателя
исправной ВЛ чрезвычайно мала.
Ожидаемая длительность аварийного простоя ВЛ, отн. ед.,
Хд 1ав 1
V- 8760-100 ’
где Хл — суммарная удельная повреждаемость ВЛ (при устойчивых
и неустойчивых к. з.). ,
Если для схем с однократным присоединением элементов (од-
на и две системы шин) для суждения о надежности схемы в целом
достаточно определить значении X и v по элементам схем с после-
дующим их суммированием, то для схем с многократным присоеди-
нением элементов, т. е. с параллельными цепочками (многоугольни-
ки, «американская», полуторная схема и др.), для выяснения
возможности выпадения двух смежных ВЛ (поврежденной и непо-
врежденной) необходимо дополнительно учитывать совпадение от-
каза выключателя поврежденного элемента с плановой ревизией вы-
ключателя работающего элемента (ВЛ). Для этого необходимо
количественно оценить длительность (в часах или долях года) на-
хождения в плановом ремонте того или иного оборудования (вы-
ключатели) или элемента схемы (ВЛ, трансформатора, секции шин).
Ожидаемая длительность нахождения, отн. ед., какого-либо
элемента схемы в плановом ремонте или коэффициент планового про-
27
Таблица 3.1. Средние значения удельной повреждаемости ВЛ и элементов ПС и периодичность отказов
Наименование оборудования, устройств и коэффициентов Номинальное напряжение, кВ Примечание
6-35 110—150 220 330 500
Трансформаторы и ав- тотрансформаторы (220 кВ и выше) Хт, 1/год т, лет 0,01 100 0,01—0,02 100—50 0,02 50 0,04—0,06 25-16,5 0,06—0,08 16,5—12,5
Выключатели воздуш- ные Хв, н> 1 /Г°Д Ч, о- 1/год т, лет 0,002 0,02 50 0,003 0,03 33,3 0,004 0,04 25 0,005 0,05 20 0,006 0,06 16 Повреждаемость мас- ляных выключателей в 6—8 раз меньше, чем воздушных
Сборные шины 1/год т, лет 0,08 12,5 0,08 12,5 0,08 12,5 0,05 20 0,04 25 Допускается принимать Хт=0,01 на одно присое- динение для всех напря- жений
Воздушные линии пере- дачи (одна цепь), на 100 км/год Хл>у, 1/год Ч, ну’ ’/год Хл, 1/год 1,3 2,0 3,3 0,8 1,6 2,4 0,4 0,7 1.1 0,3 0,6 0,9 0,25 0,4 0,85 —
стоя будет:
9 =
«рем t рем
8760
где «рем— число плановых ремонтов (ревизий) в течение года;
/рем— средняя длительность планового ремонта (ревизии) данного
элемента, ч.
Относительная среднегодовая длительность планового ремонта
(ревизии)
q = пр/365 — Пр/8760,
где Пр — нормированное число дней (часов) ремонта в году.
Ожидаемая длительность ежегодного ремонта системы (секции)
сборных шин
Пр Кр
<7ш —
кс «р
где пр — длительность ежегодного ремонта одного разъединителя;
кр — количество шинных разъединителей; кс — количество секций
или систем шии; тр — количество одновременно ремонтируемых
разъединителей.
Из этого выражения следует, что косвенно количество секций
способствует повышению надежности схемы, а увеличение числа
шинных разъединителей уменьшает ее надежность.
В соответствии с изложенным в табл. 3.1 приведены средние
значения удельной повреждаемости X и т=1/Х, характеризующие
периодичность или повторяемость отказов, для разных элементов
ПС.
В табл. 3.2 и 3.3 приведены соответственно средние значения
длительности аварийного и планового ремонтов (простоев) для раз-
личного оборудования, сборных шин и ВЛ.
Следует иметь в виду, что при сравнительной оценке надежно-
сти той или иной схемы необходимым условием является сравнение
этих схем для одних и тех же значений удельной повреждаемости X.
Таблица 3.2. Длительность послеаварийного ремонта элементов
электрических сетей /ав, ч
Элементы сети 35 Напряжение, кВ 500
110—150 220 1 330
Трансформаторы и автотрансфор- маторы (220 кВ и выше) 1 80 100 120 150 200
Выключатели воздушные 2,3 13 15 26 35 45
Выключатели масляные 2 18 18 26 •— —
Секция сборных шин 4 4 4 5 6
Воздушные линии, одна цепь 9 9 9 10 15
1 При наличии резервной фазы на ПС длительность замены поврежден-
ной фазы 6—8 ч без перекатки и 50—60 ч с перекаткой.
2 Для всех схем, кроме схем с обходным или подменным выключателем.
В последних схемах длительность замены 0,5 ч.
3 В выключателях, выполненных по модульному принципу, во всех схемах
длительность замены модуля 2—3 ч.
29
Таблица 3.3. Длительность планового ремонта элементов
электрических сетей Дл, ч/год
Элементы сети Напряжение, кВ
35 110—150 220 330 500
Трансформаторы 30 70 80 90 90
Выключатели воздушные 40 60 125 185 240
Выключатели масляные 15 45 55 — —
Сборные шины (на одно при- соединение) 2 2 3,5 5 5
Воздушные линии со снятием напряжения 18 26 45 60 90
Воздушные линии под напря- жением 1 2 4 5 7
В этом случае абсолютное значение К не будет иметь столь решаю-
щего значения.
Значения среднегодовой продолжительности планового ремонта
воздушных выключателей получены из существующей в настоящее
время нормированной периодичности и трудоемкости ремонтов. Со-
гласно этим данным при капитальном ремонте 1 раз в 6 лет сред-
негодовая продолжительность ремонта <рем для воздушных выклю-
чателей 110 кВ составляет 1,5, 220 кВ — 2,5, 330 кВ — 3,5 и 500 кВ —
5 дней; соответствующие среднегодовые продолжительности (коэф-
фициент планового простоя) q приведены в табл. 3.4.
Таблица 3.4. Среднегодовая длительность планового ремонта
воздушного выключателя tpen/q, дии/отн. ед
Межре- монтный срок Напряжение, кВ
35 110—150 220 330 500
3 года 2/0,005 3/0,009 5/0,014 7/0,02 10/0,03
6 лет 1/0,0025 1,5/0,0045 2,5/0,07 3,5/0,01 5/0,015
Частота устойчивых повреждений ВЛ больше частоты повреж-
дений в трансформаторе (см. табл. 3.1) при 35 кВ в 130 раз, при
НО кВ в 40—80 раз, при 220 кВ в 20 раз, при 330 кВ в 6 раз и при
500 кВ в 2 раза. Это обстоятельство необходимо учитывать при по-
строении схемы ПС.
Для определения показателей надежности схемы аналитическим
методом необходимо составить расчетную схему, в которую входят
все элементы электрической схемы ПС. Расчетная схема отражает
связи элементов с точки зрения ее надежности, характеризуемой
частотой отказов отдельных элементов или схемы в целом.
Следует различать кратковременные отключения, вызванные
случайными событиями, и длительные отключения, например ремон-
ты различных элементов, которые относятся к категории независи-
мых событий. Для определения вероятности совпадения событий
используются теоремы сложения и умножения вероятностей.
30
Вероятность выхода из строя цепи, состоящей из нескольких
последовательно соединенных элементов, равна сумме вероятностей
отказов g в работе элементов, составляющих данную цепь:
= £1 + £2+•*• + £« = 2 £•
1
Вероятность выхода из строя цепи, состоящей из нескольких
параллельно соединенных элементов, равна произведению вероятно-
стей отказов элементов, составляющих данную цепь:
sT=Sig2---gn-
Поэтому, например, одиночная тупиковая ВЛ, питающая ПС,
обладает весьма малой надежностью, так как она может выйти из
строя из-за отказа любого элемента, входящего в эту последова-
тельную цепь, — выключателей питающего и приемного концов, ВЛ
и трансформатора (рнс. 3.3, а).
Схема РУ с однократным присоединением цепей также состоит
из последовательно соединенных элементов (хотя к шинам они при-
соединены параллельно), поскольку отказ выключателя поврежден-
ной ВЛ приводит к отключению всех выключателей, присоединенных
к данной секции шин (рис. 3.3, б). В схемах с многократным присо-
единением элементов, т. е. с параллельными цепочками, одновре-
менное выпадение двух смежных цепей возможно только при совпа-
дении отказа выключателя поврежденной ВЛ с ревизией выключа-
теля работающей ВЛ, эти события считаются независимыми и слу-
чаются редко (рис. 3.3, в). Применительно к схемам электроснабже-
ния независимыми событиями считаются аварийное состояние одной
ВЛ и плановый ремонт другой или аварийное отключение одного
трансформатора и ревизия другого и т. д. (рис. 3.3, г). Таким об-
разом, вероятность аварийного состояния последовательной цепи
равна сумме вероятностей аварийного состояния каждого из эле-
ментов этой цепи, а вероятность одновременного появления двух
независимых событий в параллельной цепи равна произведению ве-
31
роятностей этих событий, т. е. для схем рис. 3.3, в:
8% ) 2бав &рем"
Очевидно, что всегда меньше что и определяет более
высокую надежность схем с многократным присоединением цепей.
Полное отключение ПС или секции шин с многократным присо-
единением элементов выразится равенством:
8^ =2^ав^рем+^В;
в котором второй член указывает на совпадение отказов двух вы-
ключателей при аварийных выпадениях двух ВЛ или двух тран-
сформаторов, что практически маловероятно и может не учитывать-
ся. Однако при большом числе параллельных цепочек в несекциони-
рованной схеме с многократным присоединением цепей такая
аварийная ситуация не исключена.
Из изложенного следует, что в общем виде схемы с ограничен-
ными последствиями отказов должны быть основными для совре-
менных ПС, представляющих собой коммутационные узлы ответст-
венных электропередач, а также ПС, питающих ответственных
потребителей. Такими являются схемы с многократным присоединени-
ем цепей (два, полтора и 1,33 выключателя на присоединение),
однако с ограниченным числом параллельных цепочек в случает отсут-
ствия секционирования шин.
Основные допущения аналитического расчета надежности схем
заключаются в следующем:
перерывы электроснабжения или отключения отдельных элемен-
тов схемы, ликвидируемые работой автоматики (АПВ, АВР), не учи-
тываются;
кратковременные отключения подсчитываются отдельно только
для элементов, соединенных последовательно;
при длительных отключениях (ремонт элементов) рассматрива-
ются также отказы параллельных цепей, вызванные наложением по-
вреждений одного элемента на плановые отключения другого;
повреждения имеют случайный характер, а параметр потока от-
казов (удельная повреждаемость) X не зависит от предыдущих ус-
ловий работы оборудования.
В соответствии с изложенным для количественной оценки на-
дежности главных схем РУ или схем электроснабжения в дальней-
шем используются следующие обозначения и формулы.
Частота отказов установки в год в целом при последовательном
соединении элементов
п
^2,поел = Н 1" \ = 2 \-
i=t
Ожидаемая длительность аварийного перерыва в течение года
определяется для последовательного соединения из иыражения
п п
^ПОСЛ — S Vi = ^ср»
1=1 1=1
где fCp="~ —средняя длительность аварийного перерыва, ч/год
или отн. ед.
32
Частота отказов установки при параллельном соединении эле-
ментов определяется из выражения
^2,пар = \ V2 + \ vi ’
Ожидаемая длительность аварийного перерыва в электроснабже-
нии в течение года
vnap = vi v2 + ''’авг.плг + vaB2,nni»
где Vaai, пл2 — ожидаемая длительность аварийного отключения пер-
вой ветви во время ремонта второй.
Таким образом, для количественной оценки надежности схем
необходимо знать удельную повреждаемость оборудования, ВЛ и
устройств, а также значения tan и ZpeM.
Для сравнительной оценки главных схем в большинстве слу-
чаев с достаточной для практики точностью можно допустить срав-
нение схем по показателю суммарного значения частоты отказа Z 2
для какого-либо элемента схем и схемы в целом и соответствующе-
го значения периодичности отказа т. В отдельных случаях при срав-
нительной оценке различных вариантов схем в целях упрощения
можно не учитывать длину отходящих ВЛ, если ее влияние одина-
ково для рассматриваемых схем.
3.3. АВТОМАТИЧНОСТЬ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ УДОБСТВА
И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ СХЕМЫ
На современных ПС всех типов и категорий схема электрических
соединений должна обеспечивать выполнение всех оперативных
функций ПС в послеаварийном режиме средствами автоматики без
непосредственного оперативного вмешательства персонала, даже при
наличии его на ПС.
На ПС по упрощенным схемам это требование заключается, в
частности, в использовании АВР, как правило, на низшем и в от-
дельных случаях на высшем напряжениях (для двухтрансформатор-
иых ответвительных ПС); схемы также должны предусматривать
автоматическое секционирование участков сети для сохранения в
работе ответвительных ПС.
Схемы электрических соединений РУ мощных узловых ПС долж-
ны позволять применение современных средств системой противо-
аварийной и режимной автоматики, направленных на сохранение
электрических связей необходимой пропускной способности на сто-
роне ВН, обеспечивающих сохранение устойчивости электропереда-
чи и выдачу мощности в сеть СП.
Схема таких ПС должна допускать при необходимости осуще-
ствление быстрого деления системы на отдельные несинхронные
части, выделение ВЛ на заданный район и автоматическое секциони-
рование сети с целью уменьшения токов к. з.
Эксплуатационные удобства схемы, в частности, определяют
возможность производить ревизию выключателей и другого обору-
дования без перерыва электроснабжения. Когда вывод в ревизию
какого-либо выключателя приводит к значительному нарушению
свойств схемы и снижению ее надежности, применяются: шунтирую-
щая перемычка с разъединителями (в схеме мостика); установка под-
менного выключателя (в кольцевых схемах); устройство обходной
3—862
33
системы шины с обходным выключателем (в схемах с одной и дву-
мя рабочими системами шин). Схемы с многократным присоедине-
нием элементов (кольцевые, полуторные, все виды схем трансфор-
матор—шины) позволяют ремонтировать любой выключатель без
нарушения схемы.
К эксплуатационным удобствам ПС относится также ограничен-
ное число одноиременно действующих выключателей, которое ие
должно превышать в одном РУ: двух при повреждении на ВЛ лю-
бого напряжения, трех при повреждении в трансформаторе 750 кВ
и четырех — в трансформаторе 330—500 кВ.
Экономическая целесообразность главной схемы электрических
соединений ПС определяется минимумом капитальных затрат на со-
оружение РУ всех напряжений и на оборудование и минимум еже-
годных издержек на эксплуатацию.
Для выбора оптимального варианта схемы необходимо опреде-
лить суммарные капитальные и расчетные (или приведенные) затра-
ты на сооружение ПС и ее эксплуатацию. Подсчет производится для
элементов схемы, непосредственно влияющих на ее структуру. Обыч-
но производится подсчет затрат на ячейки РУ и в ряде случаев
затрат на силовые трансформаторы, если их число и типы могут
изменяться для разных вариантов схем.
Экономическим критерием, по которому определяется наивыгод-
нейший вариант, является минимум расчетных затрат, вычисленный
по формуле
3 = РнК+И,
где 3 — расчетные затраты; рв — нормативный коэффициент эконо-
мической эффективности капиталовложений, величина, обратная
сроку окупаемости Тв (при Ти = 8 лет рл = 1/Тя = 0,125); К—
единовременные капиталовложения; И — ежегодные эксплуатацион-
ные издержки, состоящие из затрат на обслуживание, амортизацион-
ные отчисления и стоимости потерь в трансформаторах.
При сравнении вариантов с неодинаковой степенью надежности
необходимо в расчетные формулы ввести член, учитывающий воз-
можный народнохозяйственный ущерб от перерыва электроснабже-
ния с соответствующим недоотпуском электроэнергии. Этот подсчет
необходим при сравнении схем электроснабжения и применении тех
или иных средств резервирования, а также для решения вопроса о
возможности сооружения однотраисформаторной ПС, применения
блочной схемы или глухого присоединения ответвительной ПС. На
ПС, где число установленных трансформаторов два и более, а так-
же со схемами с многократным присоединением элементов, практи-
чески невозможен ущерб от недоотпуска электроэнергии как вследст-
вие использования перегрузочной способности трансформаторов и
устройств АВР, так и благодаря резервированию выключателей.
Затраты, обусловленные аварийным перерывом электроснабже-
ния, можно рассматривать как математическое ожидание дополни-
тельных ежегодных издержек У (ущерба), которые несет народное
хозяйство помимо основных затрат на сооружение объекта и на его
нормальную эксплуатацию. В соответствии с этим расчетная форму-
ла приведенных затрат получит вид:
3' = рпК + И + У.
Для определения ущерба У необходимо установить значение
недоотпущенной электроэнергии при перерыве (ДЭ), при удельной
34
средней величине ущерба от недоотпуска 1 кВт-ч (у0), которая для
сетевых ПС принимается равной 0,2—0,6 руб/(кВт-ч).
Недоотпущенная электроэнергия при перерыве определяется из
выражения:
при отключении трансформатора
АЭ = Pq
при повреждении на ВЛ
АЗ = Хл,у ?с ^ав
Здесь Рс—суммарная среднегодовая нагрузка трансформатора
или участка ВЛ, кВт-ч, определяемая из выражения
р _ Ттах р
с 8760 Итпах’
где Ртах — максимум нагрузки, кВт; Ттах — число часов использо-
вания максимума нагрузки в год.
Таким образом, народнохозяйственный ущерб от недоотпуска
электроэнергии для ПС равен:
У = КЭуй.
При сравнении двух вариантов схем, где дополнительные капи-
тальные вложения на установку аппаратуры или на секционирова-
ние снижают ущерб, необходимо определить срок окупаемости до-
полнительных капитальных вложений по формуле
А* <т
АЯ + АУ
где АУ = АУ1—АУ2 и АИ = А/Л—ДЯ2 — разницы в значениях
ущерба и ежегодных издержек для сравниваемых вариантов. С по-
мощью попарного сравнения вариантов по этому выражению можно
найти оптимальное решение. Следует отметить, что в отличие от ос-
новных капиталоиложений дополнительные капиталовложения оп-
равданы при сроке окупаемости 7Н, равном 2—3 годам.
При технико-экономическом сравнении вариантов схем и, в
частности, выборе числа и типа трансформаторов в величину еже-
годных эксплуатационных расходов входят также амортизационные
отчисления и ежегодные издержки на текущий ремонт и обслужива-
ние ПС (табл. 3.5).
Таблица 3.5. Ежегодные издержки, %, капитальных вложений
Номинальное напряжение, кВ Норма амортизационных отчислений Затраты на обслу- живание Всего издерж- ки на аморти- зацию и об- служивание
общая в том числе
иа капи- тальный ремонт на рено- вацию
35—150 6,4 2,9 3,5 3,0 9,4
220 кВ и выше 6,4 2,9 3,5 2,0 8,4
3*
35
Экономичность главной схемы ПС достигается за счет:
отказа от выключателей на стороне ВН;
применения в схемах с выключателями элементов блоков ли-
ния— трансформатор (Л—Т) и шины — трансформатор (Ш—Т);
избежания создания сложных коммутационных узлов и, в част-
ности, применения на ПС двух СН и двух НН;
уменьшения общего числа присоединения на всех напряжениях
за счет правильного назначения числа отходящих ВЛ с использо-
ванием их максимальной пропускной способностью и правильного
выбора числа и номинальной мощности трансформаторов;
построения схем, исключающих двойную трансформацию и свя-
занные с ней повышенные потери электроэнергии;
преимущественного применения трехфазных трансформаторов и
автотрансформаторов;
установки минимального количества выключателей и применения
также другой более легкой коммутационной аппаратуры в соответ-
ствии с ее оперативными функциями.
Для технико-экономических расчетов можно пользоваться сле-
дующими средними данными о полной стоимости линейной ячейки
разных напряжений с воздушным выключателем и с установкой
высокочастотных устройств:
Напряжение, кВ.............
Стоимость ячейки, руб. . . .
35 ПО 150 220 330 500
15 30 45 80 200 350
3.4. КЛАССИФИКАЦИЯ СХЕМ, ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
И КРИТЕРИИ ИХ ПОСТРОЕНИЯ
Выбор главной схемы ПС зависит от назначения, роли и место-
положения ПС в системе электропередачи в целом.
Каждой категории ПС должна соответствовать вполне опреде-
ленная группа схем, классификация которых, помимо режимных
свойств и требований надежности, может быть выражена по призна-
ку наличия и числа устанавливаемых выключателей на стороне ВН.
По совокупности режимных требований, надежности и экономич-
ности число устанавливаемых в схемах на ВН выключателей должно
удовлетворять следующим условиям:
подстанции по упрощенным схемам (I категория), как правило,
должны сооружаться без выключателей на стороне ВН. Если обо-
значить через k число выключателей в схеме РУ, а через п число
присоединений, то для этой категории ПС k = 0;
проходные ПС (II категория) должны сооружаться с числом
выключателей, как правило меныпим или равным числу присоедине-
ний п большинство проходных сетевых ПС может иметь схе-
мы с числом выключателей на высшем напряжении не более четырех
даже при числе присоединений 4—6;
системные ПС (III категория) обычно сооружаются с числом
выключателей, большим числа присоединений — k>n, но не боль-
шим 1,5 п.
Этому условию удовлетворяют схемы с многократным присоеди-
нением цепей, преимущественно ВЛ: два выключателя на ВЛ, три
выключателя на две цепи—полуторная схема (1,5 п), четыре вы-
ключателя на три цепи (1,33 п). Последняя схема применяется на
напряжениях 750—1150 кВ при большом количестве трансформато-
36
ров и ВЛ. Схема с двумя включателями на всех присоединениях
(американская схема) в настоящее время практически не применя-
Ьдним из важнейших принципов построения главных схем ПС
является принцип, согласно которому присоединение трансформато-
ров (автотрансформаторов) к шинам высшего напряжения ПС всех
категорий допустимо без выключателей, т. е. с использованием блоч-
ных элементов Ш—Т. В ряде случаев на ПС II категории и в боль-
шинстве случаев на ПС I категории допустимо применение в схемах
ПС блочных элементов Л—Т.
Ниже приведены основные принципы построения главных схем
электрических соединений ПС всех категорий.
Схемы блочных ПС (I категория) определяются присоединением
их преимущественно к тупиковым одиночным ВЛ и в виде ответ-
вления от одиночных и двухцепных ВЛ.
Схемы упрощенных ПС без выключателей на стороне ВН (I ка-
тегория), присоединяемых к одиночным ВЛ с двусторонним пита-
нием или к кольцевым ВЛ, должны выполняться ответвлением или
с автоматическим секционированием. Недопустимо, однако, глухое
присоединение ответвительных ПС, приводящее к полному отключе-
нию ряда ПС с соответствующим нарушением электроснабжения.
В схемах проходных ПС (II категория) допускается отключение
при авариях двух элементов: ВЛ и трансформатора. Отключение
двух ВЛ или полное отключение ПС допустимо лишь при совпаде-
нии отказа выключателя поврежденного элемента и ревизии выклю-
чателя работающего элемента.
Для системных ПС (III категория) применяется принцип много-
кратного присоединения ВЛ, что позволяет сохранить в работе воз-
можно большее число ВЛ в аварийной ситуации и устойчивость
электропередачи в целом. При этом соблюдаются следующие усло-
вия:
отказ выключателя при повреждении ВЛ не должен приводить
к отключению любой другой ВЛ;
выпадение двух ВЛ возможно только прн совпадении отказа
выключателя поврежденной ВЛ с ревизией выключателя смежной ра-
ботающей ВЛ (при' условии большого периода повторяемости тако-
го события);
недопустимо полное отключение ПС.
Упрощенные схемы ПС без выключателей на
стороне ВН. Количество ПС 35—220 кВ по упрощенным схемам
составляет примерно 80% общего числа сооружаемых ПС.
Широкое применение имеют полностью индустриальные комп-
лектные трансформаторные ПС блочного типа (КТПБ) 35—-НО кВ.
Выпускаемая в настоящее время серия одно- и двухтрансформатор-
ных КТПБ 35 кВ с указанием параметров трансформаторов и схема-
ми на стороне ВН приведена в приложении 40, там же приведена
расширенная серия КТПБ 35—ПО кВ. Серия КТПБ расширена по
номинальной мощности и типам трансформаторов, а также по сет-
ке схем. Так, в этой серии предусмотрены ПС с автоматической
перемычкой на отделителе (ОД) с двусторонним приводом и ПС по
схеме мостика с выключателем в перемычке.
Как видно из схем ПС, каждая из них на вводе к трансформа-
тору заканчивается разъединителем, иследствие чего все КТП в со-
ответствии с существующей практикой питаются от тупиковых ВЛ
либо от глухих присоединений к одноцепным и двухцепным ВЛ
(кроме схемы мостика).
37
Однотрансформаторные КТП 35 и ПО кВ с двухобмоточными
трансформаторами до 4,0 и 10 MB-А предусмотрены с предохрани-
телями стреляющего типа соответственно ПСН-35 и ПСИ-ПО; КТП
35 кВ с ПСН-35 с патроном на номинальный ток 100 и 200 А могут
применяться в сетях с предельной мощностью отключения 350 и
500 МВ-А соответственно.
Комплектные ТП с ПСН-110 с патроном на номинальный ток
50, 100 и 100 А могут применяться в сетях с предельной мощностью
отключения 750, 1000 и 1500 МВ-А соответственно, однако такие
КТП практического применения не нашли.
Как видно из приложения 40, схемы собственно КТПБ выпол-
няются не только с предохранителями, но и с короткозамыкателями
(КЗ) и отделителями (ОД). Совместное действие этих аппаратов
осуществляет отделение трансформатора от сети при внутренних
повреждениях в нем. Большое число ответвительных ПС в сетях,
приводящее к усложнению релейной защиты и к работе выключате-
лей в режиме неудаленных к. з. при действии КЗ, вызывает необ-
ходимость ограниченного применения КЗ и замены их системами пе-
редачи телеотключающего импульса (ТОЙ). При этом КЗ резерви-
руют ТОП. В современных сетях применение КЗ в зоне километри-
ческого эффекта (до 10—12 км) не рекомендуется.
В схемах КТПБ КЗ установлены в цепях трансформаторов с
ОД, что характерно для ответвительных ПС. На тупиковых ПС, ес-
ли к питающим ВЛ не присоединены ответвительные ПС, установка
ОД не требуется. Не требуется установка КЗ на коротких тупико-
вых ВЛ в случаях, если защита питающего конца чувствительна к
внутренним повреждениям в трансформаторе. Пользоваться КЗ в
качестве средства для отключения трансформаторов в нормальном
режиме нельзя.
Короткозамыкатели или однополюсные заземлители могут вклю-
чаться также в нейтрали силовых трансформаторов для телемехани-
ческого управления режимом заземления нейтралей.
В настоящее время в сетях с глухим заземлением нейтрали (ПО
н 220 кВ) применяются однополюсные КЗ, в сетях 35 кВ — двухпо-
люсные. Размеры повреждения трансформаторов зависят от дли-
тельности к. з. Увеличение времени отключения к. з. на несколько
периодов может привести к необходимости замены части магнито-
провода и отдельных секций обмоток.
В случае применения однополюсного КЗ суммарная длитель-
ность прохождения тока повреждения через трансформатор равна:
= t + tvr, +1 + t ,
2 Р,з,т КЗ 1 р,з,л 1 в,о
где /р,з,т — время действия релейной защиты трансформатора; t цз —
время действия КЗ; /р,3,л—время действия релейной защиты ВЛ;
4,о — время отключения выключателя питающего конца.
В ряде случаев время действия релейной защиты ВЛ может
быть достаточно большим, также большим может быть время от-
ключения выключателей, в особенности при установке масляных вы-
ключателей.
В случае установки трехполюсных КЗ место повреждения мгно-
венно шунтируется и объем повреждения трансформатора сущест-
венно уменьшается; суммарное время прохождения тока поврежде-
ния при этом определяется только временем действия релейной
защиты трансформаторов н КЗ. Изложенное определяет целесообраз-
ность установки на крупных трансформаторах и автотрансформато-
38
л
А-А
Рис. 3.4. Элегазовый
замыкатель ПО
пах в сетях 110—220 кВ быстродействующих трехполюсных КЗ.
Короткозамыкатели обычно устанавливаются в цепи трансфор-
матора для его защиты и имеют привод одностороннего действия
(на включение). В целях уменьшения размеров повреждений в
трансформаторе время включения КЗ должно быть возможно малым.
В современных сетях допускается подача напряжения на по-
врежденный трансформатор, т. е. повторное включение (АПВТ) при
отключении его, вызванном дейст-
вием защит как внутренних, так
и внешних повреждений. На од-
нотрансформаторных ПС мощно-
стью до 10 МВ-А АПВТ может
способствовать повышению надеж-
ности электроснабжения. Для вы-
полнения АПВТ КЗ должен иметь
привод двустороннего действия,
т. е. на включение и отключение.
Время отключения КЗ должно пе-
рекрываться бестоковой паузой
АПВ линейного выключателя ви-
тающего конца.
По совокупности режимов ра-
боты КЗ в случаях их применения
должны быть быстродействующи-
ми и обладать высокой включаю-
щей способностью.
Этим требованиям может
удовлетворить элегазовый КЗ с
временем действия 0,1 с, разрабо-
танный в СССР, но пока не осво-
енный (рис. 3.4).
Фирмы ФРГ разработали КЗ
НО кВ с приводом на отключение
и включение и временем действия
в несколько периодов («Сименс
Шуккерт») и 0,003 с (АЕГ) при
включающей способности 100 кА,
управления.
Блочные схемы. В табл. 3.6 приведены схемы РУ одно-
и двухтрансформаторных ПС, питаемых либо по тупиковым ВЛ, ли-
бо по ответвлению от проходящих одно цепной и двухцепной ВЛ.
Ниже приводятся указания по применению каждой из этих схем с
необходимыми пояснениями. Схемы рассчитаны на применение обыч-
ной выпускаемой промышленностью коммутационной аппаратуры, в
частности ОД открытого типа. Однако в соответствии с имеющейся
в мировой практике прогрессивной тенденцией применения и другой
коммутационной аппаратуры, в частности выключателей нагрузки,
в табл. 3.6 приведены схемы с выключателями нагрузки.
Ниже рассмотрены схемы, приведенные в табл. 3.6, с указанием
их порядковых номеров.
Схема 1 — одиночный блок, трансформатор питается по тупи-
ковой, преимущественно короткой, ВЛ. В этой схеме устанавливает-
ся только разъединитель на вводе, что особенно благоприятно при
расположении ПС на территории с загрязненной окружающей сре-
дой. Предполагается, что защита питающего конца чувствительна к
коротко-
кВ.
системы
с
применением световой
39
g Таблица 3.6. Блочные схемы распределительных устройств ПС
Номер схемы Наименование схемы Схема Напряжение, кВ Примечание
35 110 220 330 500
1 Блок линия — трансфор- матор с разъедините- лем + + + Т — 1 —
2 Блок линия — трансфор- матор с предохрани- телем I i + — —- — — —
3 Блок линия — трансфор- матор с отделителем (или выключателем нагрузки) + + + — 330 кВ с выключате- лем нагрузки
4 Блок линия — трансфор- матор с выключателем — • — + + + —
5
Укрупненный блок ли-
ния—два трансфор-
матора с предохрани-
телями
6
7
Укрупненный блок ли-
ния — два трансфор-
матора с отделителя-
ми (или выключателя-
ми нагрузки) в цепях
трансформаторов
Укрупненный блок ли-
ния — два трансфор-
матора с выключате-
лями в цепях транс-
форматоров
8
Блок линия — трансфор-
маторов с предохра-
нителем в его цепи и
отходящей линией,
присоединенной через
выключатель
+ + + =F —• 330 кВ с выключате-
лем нагрузки
Номер
схемы
Наименование схемы
Схема
9
Блок линия — трансфор-
матор с отделителем в
его цепи (или выклю-
чателем нагрузки) и
отходящей линией,
присоединенной через
выключатель
10
Два блока с отделителя-
ми (или выключателя-
ми нагрузки) и неав-
томатической пере-
мычкой со стороны
линии
11
Два блока с отделителя-
ми (или выключателя-
ми нагрузки) и авто-
матической перемыч-
кой со стороны транс-
форматоров
Продолжение табл. 3.6
Напряжение, кВ Примечание
35 110 220 330 500
+ + — — — Г-
+ + — — —
— + + — — 220 кВ с выключате- лем нагрузки
12
13
Два объединенных бло-
ка с отделителями
(или выключателями
нагрузки), автомати-
ческой перемычкой со
стороны трансформа-
торов и разъедините-!
лями с дистанционны-
ми приводами
Два блока с выключате-
лями и автоматиче-
ской перемычкой со
стороны трансформа-
торов
14
Два объединенных бло-
ка с выключателями,
автоматической пере-
мычкой со стороны
трансформаторов и
разъединителями с ди-
станционными приво-
дами в цепях транс-
форматоров
— + + То же
м — — + т — 330 кВ с выключате- лем нагрузки
0 — — + т — То же
«_» неприменение схемы на данном напряжении. Знак <Т» О1И«-
использованин напряжения 330 кВ в распределительных сетях обще-
Примечание. Знак «+» означает применение, знак
чает, что схема может найти применение в перспективе при
ь. го назначения.
со _____________,___
внутренним повреждениям в трансформаторе, в противном случае
возможна передача ТОЙ. (Следует иметь в виду, что аппаратура
ТОЙ, а главным образом, организация канала для его передачи не-
сопоставимо дороже установки КЗ и даже выключателя и в каж-
дом случае решение вопроса должно иметь технико-экономическое
обоснование). Данная схема может найти применение при напряже-
ниях от 35 до 220 кВ. В дальнейшем по мере использования сетей
330 кВ в качестве распределительных схема может быть использо-
вана и на этом напряжении.
Расширение ПС возможно за счет сооружения второго такого
же блока, связанного не на стороне ВН, а на стороне НН с первым
блоком выключателем, включающимся при действии АВР.
Схема 2 применима на ПС с одним двухобмоточным трансфор-
матором, питаемым по тупиковой ВЛ, когда защита питающего кон-
ца нечувствительна к повреждению в трансформаторе или на ПС,
присоединенной в виде ответвления к проходящей ВЛ. Предохрани-
тель типа ПСН-35 выбирается так, чтобы обеспечивалась селектив-
ность действия релейной защиты питающего конца и защиты на
стороне НН.
С установкой второго трансформатора расширение этой ПС осу-
ществляется по схеме 5, а при появлении второй ВЛ (при одной ВЛ
и двух трансформаторов) осуществляется по схеме мостика.
Схема 3 применяется на ответвительной однотрансформаторной
ПС с двух- и трехобмоточным трансформатором. В цепи трансфор-
матора установлен ОД, отделяющий трансформатор при его повреж-
дении в бестоковую паузу АПВ. Вследствие большого собственного
времени действия ОД затягивается АПВ ВЛ. В этом смысле пред-
почтительней установка быстродействующих выключателей нагруз-
ки. В случае питания данной ПС по тупиковой ВЛ, не имеющей
присоединенных к ней ответвительных ПС, установка ОД не тре-
буется, а при нечувствительности релейной защиты питающего кон-
ца в цепи трансформатора необходима установка КЗ или системы
ТОП с КЗ в качестве резерва.
Аналогично сказанному в отношении развития схемы 2 схема 3
может развиться в схему 6 или 9, а в дальнейшем в мостик, а схе-
ма 6 — в схему 10.
В перспективе при напряжении 330 кВ схему 3 можно приме-
нять только с выключателем нагрузки.
Схема 4 применяется в основном при питании автотрансформа-
тора от ВЛ с ОАПВ. На ответвительных ПС с автотрансформатора-
ми 220 кВ, а в будущем и выше при наличии ОАПВ на ВЛ в целях
исключения подпитки места повреждения током нулевой последова-
тельности и током нагрузки со стороны ответвления необходима
установка выключателя на стороне ВН.
Если заведомо известно, что данная ПС будет расширяться
(предполагается рациональная последовательность расширения —
установка второго трансформатора, а затем появление второй ВЛ),
то следует конструктивно РУ ВН решить в виде четырехугольника,
смонтировав на первом этапе (при одной ВЛ и одном трансформа-
торе) две системы шин, одну цепочку с одним выключателем и че-
тырьмя разъединителями; трансформатор присоединить к одной си-
стеме шин. На втором этапе (установка второго трансформатора)
монтируется второй выключатель в первой цепочке и трансформа-
тор присоединяется ко второй системе шин, а с появлением второй
ВЛ монтируется полностью вторая цепочка.
44
В схемах 5, 6, 7 установка коммутационной аппаратуры на сто-
роне ВН определяется теми же условиями, что и в схемах 2, 3 и 4.
Характерным для группы схем 5, 6 и 7 является применение двух
трансформаторов, объединенных на ВН. Применение двух трансфор-
маторов вместо одного определяется следующими условиями:
целесообразностью приведения установленной мощности ПС в
соответствие с пропускной способностью ВЛ (при отсутствии одного
трансформатора необходимой мощности);
трудными условиями транспортировки трансформатора необхо-
димой единичной мощности;
удаленностью ПС от центра обслуживания и отсутствием пе-
редвижного трансформаторного резерва.
Схемы 5 и 6 могут быть первым этапом схемы 10 без установ-
ки разъединителей на ВЛ и перемычке (схема 5 при 35 кВ; схема
6 при 35—220 кВ).
В схеме 7 целесообразна установка перемычки с ОД, выключа-
телями нагрузки или разъединителями, необходимыми в период ре-
визии одного из выключателей. Конструктивно РУ следует выпол-
нить так, чтобы была возможность при расширении перейти к схеме
обычного и расширенного четырехугольника.
Дополнительно следует отметить, что при одной питающей ВЛ
устанавливать второй трансформатор только из соображений повы-
шения надежности ПС нецелесообразно (табл. 3.7).
Таблица 3.7. Сравиеиие надежности блочных схем с одним
и двумя трансформаторами
Показатели
Схема блока
одиночного | укрупненного
Средняя частота отка-
зов ,1/год
Повторяемость отказов
т, отказ/лет
Ожидаемая длитель-
ность аварийного пе-
рерыва в течение года
v, ч/год
Средняя длительность
аварийного перерыва
/с₽=уД2 , ч/год
Х^~фХ2~|_Хз=0, 45
1/0,45=2,21
(1 раз в 2,21 года)
^'1^ав1_Ь^'2^ав2~Ф
~Ф^З^авз=4,4
Х1~фХ2~фХз=0,44
1/0,44=2,29
(1 раз в 2,29 года)
^'1^ав1~Ф ^2^ав2=^> 2
Примечание. Удельные повреждаемости: выключателя ?.i=0,03; линии
^2=0,4; трансформатора ?.3=0,02.
В схемах 8 и 9 дополнительным по сравнению со схемами 2, 3
является присоединение к ПС кроме питающей еще отходящей ВЛ.
При сравнительно большой длине этой ВЛ с одно- и двусторонним
питанием целесообразно присоединение ее через включатель. Подоб-
ные схемы могут быть первым этапом ПС по схеме мостика с одним
выключателем в перемычке при установке в дальнейшем второго
трансформатора (схема 8 на 35 кВ, схема 9 на 35—220 кВ).
45
В схемах двухтрансформаторных ПС широкое применение на-
ходит схема 10 с неавтоматической перемычкой. На ПС с дежур-
ным персоналом, в основном на ПС промышленного значения, при
небольшой длине питающих ВЛ применение этой схемы несомненно
целесообразно.
На ПС, сооружаемых в труднодоступных или далеко располо-
женных районах без обслуживающего персонала, устройство авто-
матической перемычки (схемы 11 и 12) позволяет сохранить нор-
мальную эксплуатацию без немедленного оперативного вмешательст-
ва выездной бригады (ОВБ) и без необходимости действия разгру-
зочной автоматики. АВР на высшем напряжении необходимо уже на
первом этапе работы ПС, когда устанавливается один трансформа-
тор и особенно при относительно большой длине питающих ВЛ.
В связи с отсутствием привода двустороннего действия в пере-
мычке устанавливаются два ОД — один размыкающий и автомати-
чески открывающийся, другой замыкающий и автоматически закры-
вающийся.
Как показано ранее, аварийность ВЛ 35—ПО кВ достаточно
высокая, поэтому необходимо схему упрощенной ПС строить таким
образом, чтобы аварии на ВЛ особенно большой протяженности не
влияли на работу данной ПС. Если на одно- и двухтрансформатор-
ных ПС, питаемых от одиночной проходящей ВЛ, это обеспечивается
путем автоматического секционирования сети, то на двух-
трансформаторной ПС, питаемой ответвлениями от двух проходя-
щих ВЛ, это достигается путем устройства автоматической пере-
мычки, действующей при устойчивом повреждении на ВЛ, т. е. осу-
ществляющей АВР на ВН.
В схеме 11 можно осуществлять также автоматически эконо-
мичные режимы ПС путем отключения одного из трансформаторов
в часы малых нагрузок. Несложная схема автоматики может быть
еще упрощена, если ОД на ВН заменены выключателями нагрузки,
способными отключать и включать не только токи холостого хода
трансформаторов, но и токи нагрузки.
Имеется много районов, особенно сельскохозяйственных, где в
ночные часы трансформаторы ПС работают с неполной нагрузкой,
а нередко основной нагрузкой в этих случаях является реактивная
мощность намагничивания. Эта мощность потребляется круглый год
и составляет базисную часть графиков реактивной нагрузки.
В результате на ВЛ, в особенности при их значительной про-
тяженности, имеют место существенные потери реактивной, а, сле-
довательно, активной мощности. Автоматическое отключение транс-
форматоров в соответствии с графиком нагрузки является одним из
мероприятий, обеспечивающих экономичную работу многих ПС.
Сравнивая схемы с автоматической и неавтоматической перемыч-
ками, следует отметить, что достоинством автоматической перемыч-
ки является также возможность подключения второго трансформа-
тора к неповрежденной ВЛ при устойчивом повреждении на дру-
гой ВЛ; недостатком — сложность подключения одного трансформа-
тора к ВЛ второго трансформатора. В этой ситуации (совпадения
ревизии и аварии) схема с неавтоматической перемычкой имеет
большие возможности. Таким образом, схема с автоматической пе-
ремычкой обеспечивает надежное электроснабжение при наиболее
часто возникающих повреждениях на ВЛ, а схема с неавтоматиче-
ской перемычкой имеет некоторые эксплуатационные преимущества
в редких случаях совпадения ревизии и аварий.
46
Численная оценка этих событий показывает, что на участке ВЛ
ПО кВ длиной 100 км периодичность устойчивого повреждения ВЛ
и необходимость переключения второго трансформатора иа непо-
врежденную ВЛ составляет 1,25 раза в год, а совпадение устойчи-
вого повреждения на ВЛ с повреждением трансформатора возмож-
но с периодичностью 1 раз в 33 года. Также мала вероятность
совпадения устойчивого повреждения на ВЛ с ревизией трансфор-
матора.
Схема 12 при полном соответствии схеме 11 и конструкции ее РУ
на стороне ВН отличается возможностью поэтапной установки од-
ного, двух, трех и четырех трансформаторов, что может оказаться
необходимым при росте нагрузки. В цепи каждого трансформатора
может быть установлен разъединитель с дистанционным приводом,
включенным в цикл автоматики, что обеспечивает полную автома-
тичность схем.
Применение схем 13 и 14, аналогичных схемам 11 и 12, целесо-
образно, когда на ПС установлены автотрансформаторы, присоеди-
ненные к ВЛ с ОАПВ, а также при длинных ответвлениях от двух-
цепиой проходящей ВЛ.
Упрощенные схемы ПС с устройством секцио-
нирования на линиях (мостики без выключателей). В настоящее
время выключатели нагрузки напряжением НО—500 кВ получили
распространение в зарубежных странах с высоко развитой энерге-
тикой. Выключатели нагрузки применяются как в РУ традиционного
исполнения в виде отдельно установленного аппарата (ФРГ) или
совмещенного с разъединителем (США, Англия), так и в составе
герметизированных комплектных РУ с элегазовой изоляцией (ФРГ).
В СССР приступили к разработке вакуумных и элегазовых вы-
ключателей нагрузки на ПО и 220 кВ.
В табл. 3.6 и в настоящем параграфе приведены схемы, где ра-
ционально применение выключателей нагрузки.
На рис. 3.5, а показано присоединение двух ответвительных
двухтрансформаторных ПС к одноцепной ВЛ, повреждение которой
приводит к отключению всех ПС, присоединенных на данном участ-
ке (между опорными ПС), на время, необходимое для прибытия
персонала и восстановления электроснабжения. В течение этого
времени имеет место аварийный недоотпуск энергии, вероятность
которого тем больше, чем больше число наглухо присоединенных ПС.
Для обеспечения надежной и экономичной работы распреде-
лительных сетей 35—220 кВ на ПС по упрощенным схемам необ-
ходимо устройство автоматического секционирования с помощью со-
ответствующей коммутационной аппаратуры (рис. 3.5,6).
Автоматическое секционирование необходимо на ВЛ с односто-
ронним и особенно с двусторонним питанием. На ВЛ (£) с двусто-
ронним питанием, разделенной на п одинаковых участков (lt=L[n),
частота отключения каждого участка одинакова и равна:
= Х22 = — ^л,у h Ю~2.
Частота отключений тех же участков при одностороннем пита-
нии будет разной и равной:
^21 — ^Л1у /1 Ю 2; h 10~2;
47
^ЕЗ — 3^-л.у /] Ю 2S
т. е. в данном случае надежность значительно ниже.
Если повреждение происходит на головном участке (/) ВЛ с
Односторонним питанием (рис. 3.6), выпадают все потребители,
если повреждение имеет место в любом месте на длине L, то вы-
падает часть потребителей, зависящая от числа п.
Рис. 3.6. Участок линии
с односторонним пита-
нием и ответвительными
ПС,
Рис. 3.5. Присоединение
ответвительных двух-
грансформаторных ПС к
одноцепной ВЛ с двусто-
ронним питанием.
Если N — полное число ПС, присоединенных к ВЛ на длине L,
Хл,у — число повреждений на 1 км ВЛ в год, то полное число пе-
рерывов питания потребителей в год для радиальной ВЛ составит:
Из этого выражения видно, что частота перерывов зависит от
числа ПС и что наибольшее влияние на частоту перерывов оказы-
вает длина головного участка I.
При питании по ВЛ с двусторонним питанием или по кольцевой
ВЛ число отключений в год при повреждении на ВЛ выражается
равенством:
a,2 = “Xn1yJV’
т. е. частота отключений тем меньше, чем больше участков.
В настоящее время секционирование ВЛ осуществляется:
установкой на входе и выходе ВЛ разъединителей, как правило,
с ручными приводами — не автоматическая схема;
установкой в перемычке выключателя, а на ВЛ разъединителей
(схема мостика). Схема дорога из-за применения выключателя и
имеет ряд недостатков.
В этих схемах в цепях трансформаторов устанавливаются ОД.
Схема секционирования с применением ОД в цепях ВЛ непри-
годна вследствие как недостаточной надежности этих аппаратов,
в особенности в тяжелых климатических условиях, так и больших
времен действия, что приводит к затягиванию времени действия ре-
лейной защиты ВЛ и АПВ. Кроме того, эта схема не позволяет осу-
48
Таблица 3.8. Упрощенные схемы (мостики без выключателей)
Номер ] схемы 1 Наименование ПС Схема ПС Напряжение, кВ Примечание
35 но 220 330
1 Однотрансфор- маторная ПС на ВЛ с односторон- ним питанием ^4 + + — — Может быть пер- вым этапом схе- мы № 6
2 Однотрансфор- маторная ПС на ВЛ с двусторон- ним питанием ц: + + + — То же
3 То же, но с до- полнительной ВЛ, присоединенной через выключ а- тель 1 + + + — Может быть пер- вым этапом схе- мы № 9
4 Однотрансфор- маторная ПС на ВЛ с двусторон- ним питанием и с выключателем на одной нз ВЛ (большой протя- женности) 4 — + + т Может быть пер- вым этапом схе- мы № 8
S Однотрансфор- маторная ПС на ВЛ с двусторон- ним питанием и пофазным АПВ + т —
4—862
49
Продолжение табл. 3.8
Напряжение, кВ
35 | ПО 220 330
Примечание
Наименование ПС
Схема ПС
6 Двухтрансфор- маторная ПС на ВЛ с двусторон- ним питанием + + + т —
7 То же, но с В—Н в перемычке — + + т —
8 Двухтрансфор- маторная ПС с выключателем на одной ВЛ (боль- шой протяженно- сти) — + + т —
9 Двухтрансфор- маторная ПС на ВЛ с двусторон- ним питанием и с до полнительной ВЛ, присоединен- ной через выклю- чатель 1 — + + т —
Примечание. Знак «+» означает применение, знак «—» непримене-
ние схемы на данном напряжении. Знак «Т» означает, что схема может
быть применена в перспективе при использовании напряжения 330 кВ в рас-
пределительных сетях общего назначения.
50
ществлять отключение ВЛ для ревизии или ремонта при протекании
по ней тока нагрузки.
В табл. 3.8 приведены возможные упрощенные схемы распреде-
лительных устройств ПС I категории с выключателями нагрузки на
стороне ВН.
В перспективе наиболее экономичными коммутационными аппа-
ратами для установки в цепях трансформаторов ответвительных ПС,
во всех элементах Ш—Т и Л—Т, в цепях отходящих ВЛ и в пе-
ремычке для автоматического секционирования будут выключатели
нагрузки (элегазовые или другие конструкции).
Отключающая способность элегазовых выключателей нагрузки
(630 А) соответствует всем предельным потокам мощностей по ВЛ
ПО кВ в нормальных и аварийных режимах и номинальному току
трансформатора ПО кВ мощностью 80 МВ-А и 220 кВ мощностью
250 МВ-А. Элегазовый выключатель нагрузки отключает ток холос-
того хода трансформатора вплоть до 20—25 А при cos<p=0,l индук-
тивном и зарядные токи 20 А и выше при cos<p=0,l емкостном, что
соответствует предельным возможным значениим длин участков ВЛ
между опорными ПС.
В соответствии с предельными значениями единичных мощно-
стей трансформаторов и автотрансформаторов ток холостого хода
(от 0,3 до 1,4% /Ном) с учетом допустимого повышения напряжения
составляет:
U, кВ............... 35 ПО 150 220 330 500 750
/х, А.............. 30 16 20 25—30 25 40 25
Отключение тока холостого хода трансформаторов возможно
при cos<p=0,l индуктивном.
В табл. 3.9 приведены данные для разных классов напряжений,
определяющие технические требования к элегазовым выключателям
нагрузки в цепях ВЛ.
Таблица 3.9. Зарядные токи и мощности и средние длины
линий между опорными подстанциями
Технические данные Напряжение, кВ
35 ПО 150 220 330 500 750
Зарядный ток, А/км 0,06 0,2 0,25 0,46 0,65 1,02 1,56
Зарядная мощ- ность, МВ-А/ 100 км 0,34 3,4 6,5 17 37 88 200
Средняя длина ВЛ между опорными ПС с выклю- чателями, км 25 50—100 50—100 100 150 300 500
Предельное значение от- ключаемого зарядного тока, А 3,0 10—20 12,5—25 50 100 300 750
4*
51
Выключатели нагрузки, устанавливаемые в достаточно удален-
ных точках распределительной сети, вследствие ограничивающего
влияния электрического сопротивления ВЛ на ток к. з. могут быть
выполнены в основном в виде облегченной серии с динамической
стойкостью 32 кА (в количестве до 80% всего выпуска) и частично
для установки на шинах опорных ПС с динамической стойкостью
70—80 кА (20% выпуска).
Модификация серии элегазовых выключателей нагрузки преду-
сматривает три исполнения аппаратов: на одно (ВНЭ-1), два
(ВНЭ-П) и три (ВНЭ-Ш) направления. В последних двух каждые
три фазы одного направления имеют один привод, т. е. ВНЭ-П име-
ет два, ВНЭ-Ш — три привода.
Если рассматривать распространенную схему присоединения
двухтрансформаторной ПС в рассечку одиночной ВЛ с двусторон-
Рис. 3.7. Применение выключателей нагрузки на одно, два и три на-
правления для автоматического секционирования сети.
ним питанием, то для автоматического секционирования сети (от-
ключения одного поврежденного участка ВЛ или сохранения тран-
зита при повреждении трансформатора) необходимо на входе каж-
дой ВЛ и в цепи трансформатора устанавливать по одному
выключателю нагрузки (рис. 3.7, а).
Объединение двух аппаратов каждый на одно направление да-
ет аппарат на два направления, и схема будет иметь вид, приведен-
ный на рис. 3.7, б, из которого видно, что при выполнении тех же
функций число устанавливаемых аппаратов уменьшается вдвое, при
этом сохраняется принцип блока Л—Т. В случае необходимости (из
условия сохранения транзита) может быть предусмотрена перемыч-
ка, шунтирующая ВНЭ-П, а при повышенной ответственности ПС
для резервирования линейных элегазовых выключателей нагрузки в
случае их отказа может быть применен ВНЭ-Ш, третье направление
которого включено в мостик и осуществляет резервирование (рис.
3.7, в).
Конструктивно серия ВНЭ состоит из идентичных блоков (мо-
дулей) и объединяет исполнение на один, два и три направления
соответственно с одним, двумя и тремя дугогасящими блоками на
одном опорном изоляторе, что экономит в элегазовом выключателе
нагрузки на два и три направления соответственно трн и шесть
опорных изоляторов (рис. 3.8).
В случае выхода из строя или необходимости ревизии модуля
52
одного направления элегазового выключателя нагрузки его замена
производится имеющимся в сетевом районе или на ПС резервным
блоком. Замена производится в течение примерно 2 ч. Самостоя-
тельность кинематики привода каждого направления позволяет при
замене модуля избежать необходимости регулировки привода в дру-
гих направлениях.
Следует отметить весьма удачную унификацию дугогасительных
блоков (модулей) элегазовых выключателей нагрузки 110 кВ, в ко-
Рис. 3.8. Элегазовые выключа-
тели нагрузки.
а — и а одно направление: б — на
два направления; в — на три на-
правления; 1- дугогасительный
блок; 2 — корпус рычажных меха-
низмов; 3 — опорный изолятор; 4 —
шкаф приводных механизмов; 5 —
привод первого направления; 6 —
привод второго направления; 7 —
привод третьего направления; 8—ко-
роткозамыкатель.
торой выключатель нагрузки на два направления при замене опор-
ного изолятора превращается в выключатель нагрузки 220 кВ на
одно направление.
Схемы одиночных и сдвоенных мостиков с вы-
ключателями и комбинированные схемы. Схемы
мостиков с выключателями, как правило, включаются в рассечку
одиночной транзитной ВЛ с одно- или двусторонним питанием. Они
выполняют автоматическое секционирование сети и обычно распо-
лагаются на расстоянии примерно 50 км (для 110 кВ сети) от опор-
ной ПС и друг от друга. Между ними размещаются наглухо при-
соединенные к ВЛ одно- и двухтрансформаторные ПС либо ПС,
включенные в рассечку (в дальнейшем с выключателями нагрузки в
цепях ВЛ).
Преимущественно следует применять мостики с одним выклю-
чателем в перемычке и ОД в цепи трансформаторов, и значительно
реже, только при наличии ОАПВ на ВЛ, устанавливаются выключа-
тели также в цепях ВЛ (решение не типовое). В этом случае в се-
53
тях 220 кВ при наличии ответственных потребителей на СН или
НН следует, выбирай данную схему, сравнить ее со схемой квадра-
та, учитывая, что последняя несравненно надежней.
К комбинированным схемам мостиков относятся двойные и
тройные мостики, которые включают в себя элементы блочного пи-
тания трансформаторов данной ПС (как и при одиночном мостике
с одним выключателем в перемычке и ОД в цепях трансформато-
ров) с одновременной передачей транзитной мощности, преимуще-
ственно по радиальной ВЛ.
В табл. 3.10 приведены различные схемы мостиков: типовые
одиночные и двойные, а также предполагаемые к использованию в
дальнейшем: иа первом этапе — схемы, в которых будут использо-
ваны разъединители с дистанционными приводами, включенными в
цикл автоматики, — 3, 6, 7, 8, 9 и в дальнейшем, когда будут ос-
воены выключатели нагрузки — схемы 3, 6, 7 на 330 кВ.
Ниже даются указания по области применения схем, приведен-
ных в табл. 3.10.
Схема 1 применяется редко, когда предохранители обеспечива-
ют необходимую чувствительность и селективность защиты.
Схема 2 получила широкое распространение и применяется для
автоматического секционирования на промежуточных ПС на участ-
ке длиной около 50 км в сетях ПО кВ и 100 км в сетях 220 кВ.
Однако из-за наличия разъединителей в цепях ВЛ при устойчивой
аварии питающей ВЛ при одном трансформаторе ПС полностью
обесточивается или теряет один из двух трансформаторов, что в ря-
де случаев также недопустимо (когда фактическая загрузка транс-
форматора превышает проектную и оставшийся в работе трансфор-
матор с перегрузкой в 40% не обеспечивает в период аварии мак-
симума нагрузки или есть особо ответственные потребители).
Применение в цепях ВЛ разъединителей с дистанционными при-
водами, включенными в цикл автоматики (схема 3), делает схему
автоматической и исключает описанную аварийную ситуацию, а так-
же ошибки персонала при ручном оперировании разъединителями.
В дальнейшем с освоением выключателей нагрузки их установка в
цепях трансформаторов снизит количество перерывов, определяемое
относительно высокой удельной повреждаемостью ОД, и ускорит
цикл АПВ при аварии с трансформатором (время срабатывания ОД
0,5—0,3 с; выключателя нагрузки 0,12—0,1 с). Таким образом, в
дальнейшем рекомендуется схема 3 вместо схемы 2.
Схема 4 рекомендуется для одиночной ВЛ с двусторонним пи-
танием и транзитом мощности при наличии ОАПВ или в холодном
климате при отсутствии ОД типа ХЛ. При ревизии любого выклю-
чателя включается ремонтная перемычка. Учитывая, что в период
работы ПС с включенной ремонтной перемычкой нарушается релей-
ная защита ВЛ, что схема не позволяет производить опробование
включенного выключателя с целью проверки его состояния, что
стоимость сооружения РУ с ремонтной перемычкой с учетом стои-
мости потерь от недоотпуска энергии при более частом погашении
ПС, нежели при схеме квадрата, равнозначна стоимости последней,
следует в ряде случаев, особенно при ответственном потребителе на
СН или НН, применять схему квадрата. Изложенное определило
исключение схемы 4 из числа типовых.
Сравнение надежности для двух модификаций схемы мостика и
квадрата дано в табл. 3.11 (расчеты произведены для ВЛ 330 кВ
длиной 200 км, результаты для ВЛ 220 кВ будут близкими).
54
Таблица 3.10. Схемы мостиков
Номер । схемы 1 Наименование Схема Напряжение, кВ 35 | 11о| 22о| 330
I С выключате-
лем в перемычке
н предохраните-
лями в цепях
трансформато-
ров (Т)
2
С выключате-
лем в перемычке,
ОД в цепях
трансформато-
ров (Т)
3
С выключате-
лем в перемычке,
В—Н в цепях
трансформато-
ров и разъедини-
телями с дистан-
ционными приво-
дами в ВЛ
4
С выключателя-
ми в перемычке
и на ВЛ и ОД в
цепях трансфор-
маторов
55
Продолжение табл. 3.10
। Номер । I схемы | Наименование Схема Напряжение 35 | 110| 220 , кВ 330
Б
Двойной мостик с
ОД в цепях
трансформато-
ров и дополни-
тельной ВЛ, при-
соединенной че-
рез два выключа-
теля (Т)*
6 То же, но с
разъединителя-
ми с дистанцион-
ными приводами
в цепях ВЛ и
В—II в цепях
трансформато-
ров
То же, но с
В—Н в цепях,
питающих ВЛ, и
разъединителя-
ми с дистанцион-
ным приводом в
цепях трансфор-
маторов и ради-
альной ВЛ
8
Тройной мостик
с одним выклю-
чателем и В-Н в
перемычке и це-
пях трансформа-
торов и разъеди-
нителями с ди-
станционными
приводами в це-
пях ВЛ
9 Тройной мостик
с тремя выключа-
телями в пере-
мычке, В—Н в
цепях трансфор-
маторов и разъ-
единителями с
дистанционными
приводами в це-
пях ВЛ
* На 220 и 330 кВ схема не типовая.
Примечание. Буква (Т) обозначает, что схема типовая.
56
Таблица 3.11. Сравнение показателей надежности схем
мостиков и квадрата
Характер Нарушения Мостик с тремя выключа- телями, нз них Квадрат
два выклю- чателя в цепях ВЛ два выклю- чателя в цепях тран- сформаторов
Я.2 т, лет т, лет т. лет
Отключение одной ВЛ и 0,195 5,1 0,57 1,76 0,2 5
одного трансформа- тора Разрыв транзита 0,185 5,4 0,142 7,1 0,154 6,5
Полное отключение ПС 0,059 17 0,084 12 0,0036 278
Схема 5 (двойной мостнк) применяется в сетях 110 кВ при не-
обходимости присоединения тупиковой или ответвительной ПС с
одной радиальной ВЛ или при наличии транзита, допускающего
разрыв при отключении радиальной ВЛ и на период ревизии выклю-
чателя.
С освоением выключателей нагрузки 220 и 330 кВ схема 5 так-
же может быть использована в сетях 220 и 330 кВ в случаях, ког-
да не намечается расширение этой ПС и когда ПС, питающаяся по
радиальной ВЛ, имеет второе питание. Наличие в схеме только двух
выключателей делает ее исключительно экономичной и надежной
(прн к. з. на любой питающей ВЛ и отказе выключателя питание
потребителей сохранится от второго трансформатора).
Схема 5 на 220 и 330 кВ из-за указанных ограничивающих ус-
ловий не включена в число типовых.
Схема 6 (применима в сетях ПО и 220 кВ) придает схеме 5
автоматичность за счет установки в цепях ВЛ разъединителей с
дистанционным приводом, включенным в цикл автоматики. После
освоения выключателей нагрузки 330 кВ с установкой их в цепях
трансформаторов возможно применение схемы в сетях 330 кВ и
можно будет осуществить схему 7, аналогичную 6 и применимую на
транзитной ПС в сетях НО—350 кВ.
Схемы 8 и 9 (тройной мостнк) отличаются тем, что первая
предназначена для попарно-параллельных ВЛ, а вторая при нали-
чии, кроме транзитной ВЛ, еще двух радиальных ВЛ.
Кольцевые схемы удовлетворяют всем требованиям эко-
номичности (/е=Сп) и высокой надежности. В кольцевых схемах вы-
полняется принцип многократного присоединения элементов, и их
применение в сетях 220—750 кВ (вплоть до шестиугольника) дол-
жно иметь преимущественное место на проходных ПС с транзитом
мощности и при необходимости секционирования сети.
Схемы треугольника и четырехугольника (в отдельных случаях
пяти- и шестиугольника) применяются соответственно при трех, че-
тырех (пяти и шести) присоединениях.
57
Таблица 3.12. Кольцевые схемы распределительных устройств
Номер 1 схемы Наименование Схема
1 Треугольник У
(Т) $
2
3
4
Расширенный
треугольник
(Т)
Четырехуголь-
ник (Т)
Расширенный
четырех-
угольник (Т)
(л) Напряжение, кВ
220 330 500 750
k=n + + + +
k=0,6n + + — —-
k=n + + + +
k=0,67n + + — —
58
Продолжение табл. 3.12
Номер схемы Наименование Схема k=f (П) Напряжение, кВ
220 330| 50о| 750
6
7
Шестиуголь-
ник, вариант
1
Шестиуголь-
ник, вариант
2
Шестиуголь-
ник с подмен-
ным выклю-
чателем
k=n + +
k—n + + — —
й=1,16 п + +
Примечание. Буква (Т) означает, что схема типовая.
Использование в схеме четырехугольника элементов блока Л—
Т с присоединением трансформаторов через разъединители делает
эту схему еще более экономичной (&=0,67п против /г = 1,33м для
схемы с двойной системой шин с обходным устройством, т. е. в 2 ра-
за меньше удельный расход выключателей).
В табл. 3.12 приведены различные кольцевые схемы и напря-
жения, на которые они применяются. Ниже даются указания о при-
менении кольцевых схем.
Схема 1 (треугольник) применяется при трех присоединениях—
преимущественно двух ВЛ и одном трансформаторе (й=п); оди-
ночной слабонагруженной ВЛ 220—330 кВ малоответственного зна-
59
чения с небольшими реверсивными потоками мощности. Схема при-
меняется на таких ВЛ при необходимости разрезки в данном пункте
сети и обеспечения двустороннего питания промежуточной ПС от-
ветственного назначения. Схема является первым этапом четырех-
угольника при установке одного автотрансформатора.
Если период до расширения РУ относительно не велик (до 3 лет)
или при других обстоятельствах, можно при одной ВЛ и двух транс-
форматорах вместо схемы 1 при напряжении 330 и 500 кВ приме-
нить схему 7 по табл. 3.6.
Схема 2 (расширенный треугольник) используется в сочетании
с элементом блока Л—Т, чем увеличивается число связей на сторо-
не ВН, а надежность электроснабжения потребителей на стороне
СН и НН повышается как за счет этих связей, так и за счет уста-
новки второго трансформатора. Третья ВЛ может быть и питающей
и радиальной. Схема весьма экономична (й=0,6п); область приме-
нения — в сетях 220 и преимущественно 330 кВ.
Схема может быть применена при двух трансформаторах и
трех ВЛ как первый этап схемы расширенного четырехугольника.
Схему спаренных треугольников не следует рекомендовать при
четырех ВЛ н двух трансформаторах (отключение ВЛ возможно
только тремя выключателями), а сочетание из двух ВЛ и четырех
трансформаторов практически не имеет места.
Схема 3 (четырехугольник) применяется при четырех присоеди-
нениях (обычно две ВЛ и два трансформатора) как на ПС, выда-
ющих мощность в сеть СН и ВН (при установке трансформаторов),
так и на ПС, секционирующей одиночную ВЛ, когда потребитель на
ПС не терпит перерыва в питании. Схема применяется прн транс-
форматорах на 220 кВ мощностью 125 МВ-А и больше, а на 330—
750 кВ — любой мощности.
Схема четырехугольника экономична (fe=n) и обладает сущест-
венными преимуществами в режиме нормальной эксплуатации: ав-
томатична, позволяет производить периодическое опробование вы-
ключателей без нарушения схемы, осуществлять пофазное АПВ ВЛ,
а также обладает высокой надежностью (периодичность отключения
РУ при длине линии 200 км на 220—330 кВ — 1 раз в 280 лет).
Схема является простейшим схемообразующим элементом схе-
мы шины — трансформаторы (Ш—Т) и, таким образом, позволяет
легко осуществлять поэтапное развитие ПС на базе идентичных
конструктивных элементов.
На первом этапе, при одном трансформаторе н одной ВЛ (что
чаще всего имеет место), в четырехугольнике используются только
два выключателя, взаимно резервирующие друг друга при ремон-
те одного из них. При наличии резервирования питания потребите-
лей по среднему напряжению возможен вариант с отказом от этих
выключателей и применением для отключения повредившегося транс-
форматора сигнала по кабелям или телеотключения. В последую-
щем развитии ПС, при двух трансформаторах и одной ВЛ или ре-
же при одном трансформаторе и двух ВЛ, в четырехугольнике ис-
пользуются три выключателя (схема 1), о чем было сказано выше.
Схема 4 (расширенный четырехугольник) значительно расширя-
ет область применения схемы четырехугольника за счет использо-
вания элементов блока Л—Т. При этом схема при достаточно вы-
соких показателях надежности весьма экономична (число выключа-
телей уменьшается от /г=0,67ц до /г=0,5п). Дополнительные ВЛ
могут быть как питающими, так и чисто потребительскими, что в
60
целом увеличивает число связей и повышает надежность питания
потребителей.
Присоединение автотрансформаторов через ОД (или выключа-
тель нагрузки) возможно только к ВЛ 220 кВ, не имеющим ОАПВ;
при 330 кВ в цепи автотрансформаторов устанавливается разъеди-
нитель с дистанционным приводом, включенным в цикл автоматики.
Схема 5 (шестиугольник) осуществляет секционирование каж-
дой цепи двухцепной ВЛ, что повышает надежность электропереда-
чи в целом, так как при повреждении на ВЛ происходит отключе-
ние лишь одного участка из четырех. Выпадение одной из цепей
транзита возможно лишь при отказе секционного выключателя с
достаточно большой периодичностью, определяемой напряжением и
длиной ВЛ. Поэтому схему шестиугольника в отдельных случаях
(при соответствующих обоснованиях) допустимо применять на двух-
цепных ВЛ, работающих со значительным запасом по устойчивости
и преимущественно при напряжении 330 кВ. Особенно целесообраз-
но применение шестиугольника при двух или трех трансформаторах
и соответственно при четырех или трех параллельных ВЛ.
Из подсчетов надежности следует, что при повреждении на ВЛ,
сопровождающемся отказом секционного выключателя в схеме 5,
возможно отключение двух участков одной цепи ВЛ с большой ча-
стотой повторяемости (1 раз в 4,4 года). Однако вероятность пол-
ного отключения двухцепного транзита в этой схеме чрезвычайно
мала.
Учитывая, что наиболее тяжелой ситуацией в схеме 5 является
совпадение ревизии выключателя с отказом другого выключателя
при к. з. на ВЛ, в ответственных случаях следует повысить надеж-
ность, применив схему 7 (шестиугольник с подменным выключате-
лем). Эта схема исключает указанную ситуацию.
Схему можно рекомендовать для ПС, расположенных на трас-
се двухцепных ВЛ 330 кВ с небольшими потоками мощности.
Схема 6 (разновидность шестиугольника) может быть приме-
нена на ПС, предназначенных в основном для питания сети СН и
при неответственном транзите или дополнительных двух радиаль-
ных ВЛ. В указанной схеме питающими могут быть две и три ВЛ,
возможно, что одна и даже две из отходящих ВЛ — тупиковые;
могут быть и другие сочетания. Однако наличие четырех ВЛ и двух
трансформаторов обеспечивает достаточно надежные связи и пита-
ние нагрузки на СН и НН во всех режимах, что характеризует от-
носительно высокую эксплуатационную надежность этой схемы.
Схемы с одной и двумя рабочими системами
сборных шин с обходной системой шин и без нее с одним
выключателем на присоединение имеют преимущественное примене-
ние на стороне СН 35—220 кВ мощных узловых ПС. На напряже-
нии 35 кВ обходная система шин не применяется, так как время, не-
обходимое на ревизию выключателя, незначительно, а потребители в
большинстве случаев—'неответственные (в противном случае пита-
ние его должно быть дублировано).
Применение одной или двух систем шин, исходя из возможно-
сти обесточения одной из них, определяется количеством присоеди-
ненных ВЛ (иногда трансформаторов), наличием парных ВЛ и ВЛ,
резервируемых от других ПС.
Предельное число отходящих ВЛ на СН (при правильном выбо-
ре напряжения сети) ориентировочно не должно превышать: 12 на
ПО, 10 на 220 и 8 на 330 кВ. (В РУ промышленных ПС НО—
220 кВ на СН количество ВЛ доходит до 20—30).
61
Таблица 3.13. Схемы распределительных устройств с одной
и двумя системами шин
। Номер । 1 схемы | Наименование схемы Схема Количест- во при- Напряже- ние, кВ
соединений 35 по 220
1 2 3 4 Одна секциони- рованная вы- ключателем си- стема шин (Т) Две системы шин Одна рабочая, секционирован- ная выключате- лем и обходная системы шин с совмещенным секционным и обходным вы- ключателем и ОД в цепях трансформато- ров (Т) То же, но рабочая система шин секционирована двумя выклю- чателями ] До 10 Более 10 До 6 До 8 + + 4- + + 4-
1 1 4 1
L д
62
Продолжение табл. 3.13
I Номер I схемы Наименование схемы Схема Количест- во при- соедине- ний Напряже- ние, кВ
35 по| 220
5 То же, что схема 3, но с выклю- чателями в це- пях трансфор- маторов (Т) Ц До 6 — + +
1
6 То же, ио с от- дельными сек- ционным и об- ходным выклю- чателями (Т) 1 EjEj 7 и более — + +
7 Две рабочие и об- i 1 От 7 до 15 + +
ходи а я системы шин (Т)
63
Продолжение табл. 3.13
<у Е
Е г
£ И
К и
Наименование схемы
Схема
Количест-
ж во при-
соедине-
ний
Напряже-
ние, кВ
35 110 220
То же, но рабочие
системы шин
секционированы
выключателями
(Т)
Более 15
8
Примечания: 1. Буква (Т) означает, что схема типовая.
2. При количестве присоединений более 12 при напряжении 220 кВ секци-
онируется только одна система шин.
В цепях трансформаторов на ВН устанавливаются выключатели
или ОД, на СН и НН — всегда выключатели.
В табл. 3.13 приведены схемы с одной и двумя системами сбор-
ных шин (типовые схемы отмечены буквой Т); там же указано на-
пряжение, на котором применяется данная схема и допустимое коли-
чество присоединений (ВЛ и, как правило, два трансформатора).
Ниже даются некоторые объяснения и дополнительные указания
об области применения схем.
Схема 1 применяется преимущественно в сельскохозяйственных
районах, где 35 кВ является основным напряжением. Препятствием
к применению схемы 1 может быть наличие радиальных ВЛ, питаю-
щих потребителей, не имеющих резервного питания, или недопусти-
мость разрыва района питания во время ревизии секционного вы-
ключателя или шинных разъединителей.
Схема 2 находит применение на среднем напряжении промыш-
ленных ПС. В связи с повышенной аварийностью схемы, из-за оши-
бок персонала при оперативных переключениях присоединений с
одной системы шин на другую, следует преимущественно применять
схему 1 (изложенное послужило основанием к исключению схемы 2
из сетки типовых схем).
Схема 3 допускает не более шести присоединений (два транс-
форматора и четыре ВЛ) из следующих соображений: при аварии
с трансформатором отключаются три выключателя — два линейных
и секционный; учитывая небыстродействие ОД и ответственность
ВЛ, допускать большее их количество не следует.
Линии должны быть, попарно-параллельными, а при наличии
радиальной ВЛ она должна быть резервирована от другой ПС (из
условий надежности электроснабжения, зависящих от схемы сети).
64
Можно допустить присоединение к каждой секции по одной ради-
альной ВЛ, не резервируемой от другой ПС (из условий надежности
электроснабжения, зависящей от схемы ПС), так как при ревизии
секции эта ВЛ через обходной выключатель получит питание от
другой секции, а совпадение ревизии секции с аварией в трансфор-
маторе и отказом ОД (или выключателя) в его цепи — событие
чрезвычайно редкое. При Хт=0,02 и 7ОД=0,06 такое совпадение (не
считаясь с редкой ревизией секции) будет иметь место раз в т лет
1 1 1
Т = 7— ---------=--------= 833.
*2 0,02-0,06 0,0012
Мощность трансформатора не должна превышать 80 МВ-А при
110 кВ и 125 МВ-А при 220 кВ (с освоением быстродействующих
выключателей нагрузки, мощность трансформатора, характеризую-
щую ответственность ПС, можно будет не ограничивать).
Схема 4 (не типовая) может быть рекомендована при необходи-
мости установки трех трансформаторов или дополнительней седь-
мой ВЛ и требований повышенной надежности (за счет последо-
вательно включенных двух секционных выключателей, совмещенных
с обходными). В остальном схема идентична схеме 3.
Схема 5 позволяет в отличие от схемы 3 увеличить мощность
трансформаторов до 125 MB-А при 110 и до 250 MB-А при 220кВ.
Во всем остальном схема идентична схеме 3.
В связи с тем, что в схемах с совмещенным обходным и секци-
онным выключателем каждый раз при его ревизии или использо-
вании в качестве обходного нарушается связь между секциями,
применять схемы 3 и 5 можно в том случае, когда по условиям сети
допускается такое деление РУ.
Схема 6 применяется тогда, когда не допускается разрыв пи-
таемого от данной ПС района на две части при ревизии и ремонте
выключателей всех присоединений и выключателя, совмещающего
обходный и секционный. Количество присоединений, допускаемое
схемой, не ограничивается (при выполнении условий, предъявляемых
к данной группе схем, — наличие ВЛ, попарно-параллельных или ре-
зервируемых от других ПС, а также не более одной радиальной
ВЛ на каждой секции).
Схема 7 применяется, когда не применима схема 6, так как поз-
воляет выделять по тем или иным причинам на отдельную систему
шин район или предприятие или проводить испытание отдельной
ВЛ, а также присоединять более двух нерезервируемых радиальных
ВЛ. Последнее обстоятельство определяется возможностью произ-
водства ремонта одной системы шин после перевода всех присоеди-
нений на другую систему шин. Схема позволяет расширять ОРУ до
15 присоединений.
Схема 8, кроме указанного в отношении схемы 7, повышает на-
дежность ОРУ при четырех трансформаторах (при трех трансфор-
маторах можно секпионировать одну систему шин).
В обоих случаях — при трех и четырех автотрансформаторах
220 кВ мощностью 125 МВ-А и более — для повышения надежности
шины можно секционировать при количестве присоединений мень-
ше 12.
К серьезным недостаткам схем 7 и 8 относится развилка из
разъединителей, являющаяся причиной высокой аварийности этих
схем (до 8% отказов в год), сложности блокировки между разъеди-
нителями и выключателями и нарушения фиксации присоединения
5—862
65
(ошибки персонала при переводе присоединения с одной системы
шин на другую).
Результирующая формула повреждаемости половины или всей
ПС (т. е. одной секции или одной системы шин при отказе любого
присоединенного к ним выключателя или обеих секций и двух си-
стем шин при отказе секционного или шиносоединительного выклю-
чателя) определяется главным образом отказом линейного выклю-
чателя (на ВЛ аварий в год бывает больше, чем в трансформаторе,
в 25—50 раз). При этом с точки зрения теории вероятности име-
ет место эффект последовательного воздействия, а не параллельно-
го, так как отказ любого выключателя, присоединенного к секции
или системе шин, приводит к их обесточению. Следовательно, чем
больше линейных присоединений, тем меньше надежность дайной
секции или системы шин (отсюда стремление к секционированию
одной и даже двух систем шин и к уменьшению количества линей-
ных присоединений на каждой секции).
Результирующая формула частоты отключения половины ПС,
учитывающая только отказы выключателей при повреждениях на
ВЛ, равна:
_ 2.Z
Av — А„ А„ _ /2— _ __ *
" Л В,О Л JQQ
где Хл — удельная повреждаемость 100 км ВЛ; Хв,о — отказы вы-
ключателя при отключении к. з. на ВЛ; пл — количество ВЛ, при-
соединенных к секции или системе шин; 2/ — суммарная длина при-
соединенных ВЛ.
Так, ОРУ 220 кВ с четырьмя отходящими от секции ВЛ сум-
марной длиной 27=200 км будет иметь суммарную аварийность
Х2=0,22 и периодичность отключений т= 1/6,22=4,5 года, что сви-
детельствует о невысокой надежности таких схем.
Для получения полной формулы отказов секции следует доба-
вить отказы всех выключателей (включая секционный или шино-
соединительный) в неподвижном состоянии, отказы шинных разъ-
единителей при оперативных переключениях, повреждения изоляции
шин. Однако перечисленные дополнительные отказы составляют не-
значительную часть вышеприведенных повреждений, отраженных в
формуле, и с ними практически можно не считаться.
Рис. 3.9. Схемы шины — трансформаторы.
а — с двумя линиями; б — с тремя линиями; в — с четырьмя линиями.
66
Схемы с многократным присоединением эле-
ментов берут свое начало от простейшего схемообразующего эле-
мента— шины — трансформаторы (Ш—Т) с присоединением ВЛ че-
рез два выключателя, каковым является четырехугольник
(рис. 3.9, а), особенности которого были изложены выше.
В табл. 3.14 приведены модификации схемы Ш—Т с присоеди-
нением ВЛ через два выключателя, там же указаны напряжения,
на которые применяются эти схемы, принадлежность к сетке типо-
вых схем [обозначены буквой (Т)] и коэффициент, характеризую-
щий их экономичность — количество выключателей k, приходящих-
ся на одно присоединение п.
Таблица 3.14. Схемы шины-трансформаторы с присоединением
линий через два выключателя
Количество присоединений и номер рисунка Напряжение РУ, кВ
330 500 750
Две ВЛ и два трансформатора (Т), k=n + 4- 4-
рис. 3.9, а Три ВЛ и два трансформатора (Т), k=A,2n 4- 4- 4-
рис. 3.9, б Четыре ВЛ и два трансформатора /г=1,33к + 4- —
(Т), рис. 3.9, в Четыре ВЛ и два (или четыре) k= 1, ЗЗп + 4- 4-
трансформатора (Т), рис. 3.11, а /г=1,25п
Шесть ВЛ и четыре трансформатора /г=1,4ц 4- 4- —
(вариант 1), рис. 3.11,6 То же (вариант 2), рис. 3.11, в А=1,2п 4- 4- —
Восемь ВЛ и четыре трансформато- k=l,33n 4- — —
ра, рис. 3.12, а То же, рис. 3.12, б /г=1,83п 4- — —
Примечания: 1. Буква (Т) означает, что схема типовая.
2. Схемы рис. 3.9, а и б могут быть этапом развития схемы рис, 3.9, в.
Для РУ по схемам с многократным присоединением элементов,
применяющихся на высоких и сверхвысоких напряжениях мощных
узловых ПС, основным критерием надежности следует считать ча-
стоту аварийного отключения двух ВЛ (поврежденной и работаю-
щей). Эта расчетная ситуация может возникнуть при совпадении от-
каза выключателя одного ряда при повреждении на ВЛ с плановой
ревизией накрест расположенного выключателя второго ряда (в схе-
мах с двойным присоединением ВЛ) или выключателя среднего ря-
да (в схемах с полуторным присоединением ВЛ). С учетом большо-
го межремонтного срока (до 6 лет) и модульного принципа конст-
рукции выключателей, уменьшающего длительность нахождения
его в ремонте, указанная ситуация будет редко иметь место.
Для схемы с двойным присоединением ВЛ частота отключений
двух ВЛ определяется из выражения
^2 = “ !) \.о ?П(1) >
5*
67
где Ai(ii) — число выключателей соответственно в I или II ряду;
— общее число выключателей; #7ri(i) — удельная длительность
нахождения в плановой ревизии выключателя соответственно во II
или I ряду.
Действительно, совпадение к. з. на ВЛ (рис. 3.9, б) при отказе
его выключателя в ряду kt с ремонтом накрест лежащего выключа-
теля в ряду kit будет иметь место k—1=3—1=2 раза, а так как
линейных выключателей й2=6 и с каждым из них может иметь
место указанная ситуация (1 раз в ряду ki и 1 раз в риду Ац), то
общее количество совпадений с отключением двух ВЛ будет равно
/г2 (/г—1)=6-(3— 1) = 12.
Учитывая, что отказ выключателя Хв,о в одном ряду и вероят-
ность нахождения в ремонте выключателя q в другом ряду события
независимые, как было указано в § 3.2, численные значения этих па-
раметров перемножаются (Хв>0?).
Как видно из выражения для , вероятность рассматриваемой
ситуации пропорциональна числу выключателей и числу возмож-
ных комбинаций (йцы)—1), т. е. пропорциональна количеству пар-
ных линейных цепочек в схеме (без секционирования шин).
Для схемы с тремя отходящими ВЛ 330 кВ (схема рис. 3.9,6),
принимая Хв,о=0,05, <7=0,02, получаем частоту отключений
= 6-2-0,05-0,02 = 0,012
и периодичность
т = 1/Х2 = 83 года при k = 1,2п.
Для схемы с четырьмя отходящими ВЛ (схема рис. 3.9, в):
= 8-3-0,05-0,02 = 0,024
и т = 1/0,024 = 44 года при k = 1,33п.
Соответственно для схемы с шестью ВЛ
Х2= 12-5-0,05-0,02 = 0,06 и т= 17 лет.
Из изложенного следует, что из схем с двойным присоединением
ВЛ наибольшей надежностью обладает схема четырехугольника
(квадрата), надежность резко-уменьшается с ростом числа парных
линейных цепочек (рис. 3.10).
При большом числе присоединений в схеме Ш—Т для повыше-
68
Последствия отказа секционного Выключателя в схеме с оди-
ночным присоединением и в схеме Ш—Т резко отличаются: отклю-
чение РУ в первом случае и никаких нарушений в работе во втором.
Секционирование схемы Ш—Т позволяет довести число ВЛ на
стороне высшего напряжения до шести (рис. 3.11) и даже восьми
Рнс. 3.11. Схемы шины —
трансформатор с секциони-
рованными шинами.
а — с четырьмя линиями; б — с
шестью линиями (вариант I);
в — то же (вариант II).
при секционировании через два выключателя или при числе секций
больше двух на каждой системе шин (рис. 3.12). Секционирование
в этой схеме целесообразно также для ограничения числа отключа-
емых автотрансформаторов при повреждении на шинах. Можно по-
лагать, что при установке на ПС четырех автотрансформаторов сек-
ционирование по условию сохранения в работе наибольшего их чис-
ла при повреждении на шинах целесообразно уже при единичной
мощности автотрансформаторов 250 МВ-А и выше.
Любой выключатель схемы рис. 3.11, а, кроме секционного, мо-
жет создать расчетную ситуацию слакрест лежащим выключателем,
находящимся в плановой ревизии, т. е.
= 2Ц£1(П) — 1) Хв 0?>
где k — число выключателей одной секции сборных шин; Лцп)—
число выключателей секции с трансформаторами.
Кроме того, при ревизии одного из секционных выключателей,
присоединенных к участку шин с автотрансформаторами, может соз-
даваться расчетная аварийная ситуация. Так, например, при реви-
зии выключателя / (см. рис. 3.11) и отказе 7 или 8 или ревизии 2
и отказе 5 или 6 выключателя возможно выпадение одной цепи ВЛ:
69
Л1—Л? или Л3—Л1 соответственно, т. е.
^22 = ПГ/гс(/г1 +Лп)Ч,о9,
где &i,n — число включателей одной секции с трансформаторами;
kc — число секционных выключателей; и, следовательно, дли схемы
в целом
^2 — ^-21 + ^22‘
Рис. 3.12. Схемы шины — трансформатор с восемью линиями.
а — шины секционированы двумя последовательно соединенными выключате-
лями; б — многократно секционированные шины.
Подставляя численные значения в результирующую формулу
для частоты отключения ВЛ 330 кВ, получаем:
т = 1/Х2 = 1/0,012 и т = 83 года.
Таким образом, секционирование шин повышает надежность
схемы рис. 3.9, в вдвое.
Если в этой схеме установлены четыре автотрансформатора со-
ответственно числу секций сборных шин, то аварийное выпадение
двух участков ВЛ, т. е. одной цепи ВЛ, возможно с частотой, опре-
деляемой из выражения: Х2 = Х21, т. е.
Zji = 8-0,05-0,02 = 0,008 и т — 125 лет.
Следовательно, схема с установкой четырех автотрансформато-
ров обладает надежностью, в 1,5 раза большей, чем схема с двумя
автотрансформаторами, поскольку при четырех автотрансформато-
рах сохраняется большее число электрических связей в аварийном
режиме.
Из изложенного следует, что установка четырех автотрансфор-
маторов на системных ПС, служащих в качестве мощных комму-
тационных узлов, целесообразна не только по соображениям повы-
шения надежности выдачи мощности в сеть среднего напряжения, но
также по соображениям повышения надежности электропередачи в
целом.
На диаграмме рис. 3.13 показано влияние числа парных линей-
ных цепочек, секционирования и числа установленных автотранс-
форматоров на надежность схемы. Как следует из рис. 3.13, предель-
70
ным числом парных линейных цепочек в схеме Ш—Т для большин-
ства ПС мощного коммутационного узла следует считать 3—4. При
этом схемы имеют достаточно высокую надежность.
На схемах рис. 3.11,6 н в приведено РУ с шестью отходящими
ВЛ в двух вариантах: секционирование шин осуществляется одним
или двумя выключателями и соответственно с тремя и двумя парны-
Рис. 3.13. Диаграмма надежности различных вариантов схем шины —
трансформатор.
ми цепочками. Во второй схеме секционные выключатели выполня-
ют также функции линейных. Надежность обеих схем одинакова,
однако в схеме на рис. 3.11, в более эффективно используются вы-
ключатели и, следовательно, она более экономична (й=1,4п и k=
= 1,2п).
В схеме рис. 3.11, в для ее автоматического восстановления пос-
ле отделения поврежденной ВЛ целесообразна установка разъеди-
нителя с дистанционным приводом, дающим импульс на обратное
включение выключателей.
По изложенному принципу надежную схему Ш—Т можно вы-
полнить и с восемью ВЛ (схема рис. 3.12, а). Если исходить нз по-
ложения, что с точки зрения надежности предельное число парных
линейных цепочек желательно иметь не больше двух, то для особо
ответственных ВЛ, расположенных на трассе магистральной ВЛ с
большими потоками мощности, при большом числе ВЛ возможна
схема рис. 3.12,6. В этой схеме показано возможное присоединение
71
автотрансформаторов к обеим системам шин через развилку из разъ-
единителей. В цепях автотрансформаторов целесообразна также
установка выключателей нагрузки. (Подобная схема недавно при-
менена на одной ответственной ПС 750 кВ в Канаде).
Полуторные схемы с тремя выключателями
на два присоединения, обладая достоинствами ранее опи-
санных схем с многократным присоединением цепей, требуют в
2п/1,5=1,33 раза меньше выключателей (рис. 3.14, а).
Рич. 3.14. Полуторная схема.
а — с двумя полуторными цепочка-
ми; б — шины — трансформатор с
тремя полуторными линейными це-
почками; в — без перекрещивания;
г — с перекрещиванием.
Распределительное устройство напряжением 330—750 кВ, выпол-
ненное по такой схеме, не всегда обладает достаточной надежностью
для ПС с ВЛ межсистемной связи. Вероятность отключения двух
ВЛ в указанной схеме (при двух парных цепочках) при напряжении
330 кВ и длине 200 км может быть определена, если учесть следу-
ющие причины, приводящие к такой ситуации:
отказ среднего выключателя в неподвижном состоянии в цепоч-
ке с двумя ВЛ — Аср^в.н;
отказ среднего выключателя при любом повреждении на ВЛ в
цепочке с двумя ВЛ — 2ХлХе,ойСр//100;
совпадение ремонта среднего выключателя с отказом шинного
выключателя при любом повреждении ВЛ в другой цепочке
2ХлХв,о(йСр—2) <///100;
совпадение ремонта шинного выключателя с устойчивым к. з. на
одной из ВЛ этой цепочки, присоединенной ко второй системе шин,—
4Хл,у<7//100.
72
Для определения результирующей вероятности отключения двух
ВЛ следует просуммировать все описанные случаи и подставить в
результирующую формулу ранее приведенные значения. Получим
суммарную вероятность потери двух ВЛ, равную =0,4 и т=2,5,
что характеризует низкую надежность схемы.
Полуторная схема 330—750 кВ в виде Ш—Т с тремя параллель-
ными полуторными линейными цепочками приведена на рис. 3.14,6.
Результирующая формула для частоты отключения ВЛ соответству-
ет вышеприведенной и определяется главным образом вторым
членом:
*z = ^W2Mb.<Ap*/100-
Подставляя численные значения, получаем ХЕ=0,51 и т=1,96.
Высокой надежностью обладает полуторная схема с цепочками
линия — трансформатор. Здесь возможны два исполнения схемы: без
перекрещивания (рис. 3.14, в) и с перекрещиванием (рис. 3.14, а).
Результирующая формула для определения частоты отключения
двух ВЛ имеет вид:
= Ч,о (*сР — 9 91
где k — число линейных выключателей одного ряда.
Для схемы без перекрещивания прн й=4 и йСр—1=3 получим
=0,012 и т=83 года.
Для схемы с перекрещиванием при числе линейных выключате-
лей й=4 и йСр—1 = 1 получим =0,004 и т=250 лет, т. е. полу-
торная схема с перекрещиванием блочных цепочек по признаку ча-
стоты выпадения двух ВЛ в 3 раза надежней схемы без перекре-
щивания. Для сложных схем коммутационных узлов с числом отхо-
дящих ВЛ шесть и более для повышения надежности необходимо
секционировать сборные шины.
Следует подчеркнуть одно ценное достоинство полуторной схе-
мы, состоящей из парных цепочек линия—трансформатор, — возмож-
ность при необходимости работать чистым блоком без связи на ши-
нах ПС. Такая возможность повышает гибкость схемы, а также
может быть использована для ограничения токов к. з.
Схемы шины—трансформаторы основаны на применении иден-
тичных конструктивных элементов и весьма удобны и экономичны с
точки зрения поэтапного развития ПС, начиная от простейшего
блочного элемента Л—Т и кончая развитой схемой с большим чис-
лом присоединений.
В настоящее время на сложных узловых ПС с высоким и сверх-1
высоким напряжениями при большом количестве присоединений по-
лучает распространение схема с четырьмя выключателями в цепочке
при трех присоединениях (схема «4/3» или «1,33»). Схема экономич-
ней и надежней полуторной схемы с линейными цепочками, она
применяется также в РУ мощных электростанций.
Схема «4/3» для восьми отходящих ВЛ и четырех автотранс-
форматоров (или блоков генератор—трансформатор) приведена на
рис. 3.15 без секционирования шин с числом выключателей k =
= 1,33 п и с секционированием (показано пунктиром), й=1,5п.
Указанные схемы обладают примерно такими же показателями
надежности, как схемы шины—трансформаторы и полуторные схемы
с парными цепочками линия—трансформатор.
73
В этой схеме выпадение двух ВЛ возможно только при совпа-
дении отказа выключателя с ревизией другого, т. е. достаточно ред-
ко. При отказе любого из средних выключателей возможно выпаде-
ние одной ВЛ и одного автотрансформатора, что для ПС является
расчетным случаем.
Применение
с многократным
выключателей
присоединение
Рис. 3.15. Схема с 1,33 выклю-
чателями на присоединение.
нагрузки в схемах
м элементов. С ос-
воением промышленностью выклю-
чателей нагрузки они могут полу-
чить распространение не только в
упрощенных схемах и для авто-
матического секционирования сети
110 и 220 кВ (как указывалось вы-
ше), но также в элементах Ш—Т
на мощных узловых ПС при нали-
чии в примыкающих участках схе-
мы двух и более выключателей.
Также целесообразна установка
выключателей нагрузки в цепях
трансформаторов объединенных
блоков для автоматического сохра-
нения мощности одного из них
при повреждении другого.
В ряде случаев в схемах ПС
II и III категорий будет целесооб-
разна установка разъединителей с
дистанционным приводом, вклю-
ченным в цикл автоматики для ав-
томатического восстановления схе-
мы, что определяет ускорение про-
цесса переключений и исключение ошибок персонала.
На рис. 3.16 приведен ряд схем с применением выключателей
нагрузки и разъединителей, приводы которых включены в цикл ав-
томатики. На рис. 3.16,а показана весьма экономичная схема рас-
ширенного четырехугольника проходной ПС с шестью или восемью
присоединениями (k = 0,5 п) с иыключателями нагрузки в цепях
трансформаторов и разъединителями с дистанционными приводами
в цепях ВЛ. Схема может найти применение в ряде случаев на ко-
ротких ВЛ с небольшими потоками мощности на напряжении 220—
330 кВ (схема принята как типовая в сетях 400 кВ Англии).
Применение выключателей нагрузки в цепях трансформаторов
в схемах Ш—Т с присоединением ВЛ через два выключателя (рис.
3.16,6 и в) улучшает их эксплуатационные свойства, так как ис-
ключает необходимость оперировать тремя выключателями при ре-
жимных отключениях токов нагрузки и холостого хода. Эти выклю-
чатели нагрузки позволяют также при аварии с трансформатором
автоматически отделить его в бестоковую паузу и восстановить
схему.
Схема с четырьмя парными линейными цепочками может быть в
некоторых случаях упрощена путем установки в цепях автотранс-
форматоров выключателей нагрузки или разъединителей с дистан-
ционными приводами, выполняющими все коммутационные переклю-
чения, а сборные шины секционировать выключателями нагрузки
вместо выключателей (рис. 3.16, г). Секционные выключатели на-
грузки позволяют в ремонтном режиме вывести в ревизию любую
74
секцию шин, а в аварийном, при отказе линейного выключателя, ав-
томатически отделить в бестоковую паузу повредившуюся секцию.
Эта схема весьма экономична (k = п) и может найти применение
на узловых ПС 220—330 кВ.
Использование выключателей нагрузки и разъединителей с
дистанционными приводами в ряде случаев возможно и в полутор-
ной схеме (рис. 3.16,д). В этой схеме вместе с отключением повреж-
Рис. 3.16. Схемы с многократным присоединением элементов и
применением выключателей нагрузки.
а — расширенный четырехугольник; б — шины-трансформатор с тремя парными
цепочками; в — квадраты, спаренные через выключатели мощности; г — квад-
раты, спаренные через выключатель нагрузки; д — полуторная схема с при-
менением выключателей нагрузки.
денной ВЛ кратковременно отключается трансформатор, что всегда
допустимо даже в максимум нагрузки с учетом быстродействия вы-
ключателей нагрузки. При повреждении в трансформаторе кратко-
временно отключается ВЛ, что допустимо при учете высокой на-
дежности трансформатора и пропускной способности оставшихся
включенными ВЛ. То же имеет место при отказе выключателя. При
ревизии линейного или трансформаторного выключателя ВЛ или
трансформатор остаются присоединенными к шинам через выклю-
чатель нагрузки и трансформаторный или линейный выключатель.
Экономический эффект от применения выключателей нагрузки
в распределительных устройствах ПС весьма значителен. Экономия
выключателей изменяется от 100% для схемы одиночного мостика
до 25—30% для схем со сборными шинами.
75
Схемы ПС всех категорий на стороне среднего
напряжения определяются главным образом числом отходящих
ВЛ.
Средним напряжением на современных ПС может быть 35—
330 кВ, а с развитием сетей до 750 кВ и выше — напряжение
500 кВ. Таким образом, все сказанное выше об экономичном пост-
роении схем, эффективном использовании выключателей и другой
коммутационной аппаратуры, надежности эксплуатации РУ необхо-
димо учитывать и при выборе схем ПС на стороне среднего напря-
жения.
При большом числе отходящих ВЛ на стороне среднего напря-
жения ПС применяются схемы со сборными шинами с одиночным
присоединением цепей с одной и двумя рабочими и обходной систе-
мамн шнн, а в зависимости
от напряжения и полутор-
ные и другие схемы с мно-
гократным присоединением
элементов (при напряже-
ниях более 220 кВ).
Установка выключателей
Рис. 3.17. Схема подстанции
с двумя средними напряже-
ниями.
330-750кВ Ш-330кВ НОкв
9
а — с двойной трансформацией;
б — рекомендуемый вариант.
в цепях трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов
со стороны СН и в цепях ВЛ практически необходима во всех
случаях.
При наличии на мощных узловых ПС двух средних напряжений
при выборе числа устанавливаемых автотрансформаторов и коэф-
фициента трансформации следует избегать схем с двойной транс-
формацией (рис. 3.17, а). Наиболее целесообразной является уста-
новка четырех автотрансформаторов, из которых два имеют сред-
нее напряжение, например 220 кВ, а два ПО кВ (рис. 3.17,6).
Схемы на стороне НН мощных узловых ПС весьма разнообраз-
ны и определяются главным образом мощностью трансформаторов и
допустимыми значениями токов к. з. в сети НН. Способы ограни-
чения токов к. з. (реактирование, применение расщепленных обмо-
ток НН силовых трансформаторов, применение сдвоенных реакто-
ров, безынерционных токоограничивающих устройств) оказывают
непосредственное влияние на схему ПС на стороне НН.
В целях уменьшения токов к. з. в сети 6—10 кВ нормальным
режимом двухтрансформаторных ПС на стороне НН считается ре-
жим раздельной работы трансформаторов с устройством АВР. При
применении трехобмоточных трансформаторов на ток к. з. на сторо-
не 6—10 кВ двухтрансформаторной ПС оказывает влияние наличие
связанной или раздельной работы на стороне 35 кВ.
Межобмоточные реактивности трехобмоточных трансформато-
ров для исполнений I и II составляют соответственно: 17 и 10,5 для
ВН—СН; 10,5 и 17 для ВН—НН и 6% для СН—НН.
В зависимости от режима работы на стороне 35 кВ различное
значение будет иметь результирующая реактивность схемы ПС (Хр).
76
Как видно из рис. 3.18, а, при связанной работе на стороне 35 кВ
Хр схемы равна:
_ХВ(ХВ + 2ХС)
2 4-
+ ХН,
где Хв, Хс, — реактивности обмоток высшего, среднего и низ-
шего напряжений.
Подставляя значения Хв, Хс и для I и II вариантов ис-
полнения трехобмоточных трансформаторов, получаем:
для исполнения I Хв = 10,75, Хс = 6,25, Хн = —0,25 и Хр =
= 7,1%;
для исполнения II Хв = 10,75, Хс = —0,25, Хн = 6,25 и Хр =
= П,5%.
Таким образом, реактивное сопротивление схемы двухтранс-
форматорной ПС в целом при связанной работе на стороне 35 кВ
Рис. 3.18. Влияние режима работы на стороне 35 кВ на токи к. з.
снижается с 10,5% на стороне ВН до 7,1% для исполнения I и с
17 до 11,5% для исполнения II. Связанная работа на стороне 35 кВ
приводит к увеличению токов к. з. на стороне 6—-10 кВ ПС, что на-
до учитывать при выборе вариантов исполнения трехобмоточных
трансформаторов. Практически раздельная работа на стороне 35 кВ
двухтрансформаторных ПС не всегда возможна; она зависит от
конфигурации сети 35 кВ и при неблагоприятной схеме сети может
привести к снижению надежности питания потребителей и к повы-
шенным потерям в сети.
При раздельной работе на стороне 35 кВ (рис. 3.18,6) точки
к. з. на стороне 6—10 кВ определяются так же, как и для одно-
трансформаторной ПС, только реактивностью В—Н, и в этом смысле
исполнение II (так же, как и при связанной работе) приводит к
существенному снижению токов к. з. Этот вопрос должен решаться
с учетом вопросов регулирования и качества напряжения на стороне
6—10 кВ.
Использование трансформаторов с расщепленными обмотками
НН существенно расширяет область применения ПС без реактиро-
вания и увеличивает их предельную номинальную мощность.
Характерным для схем на стороне НН мощных узловых ПС яв-
ляется применение сдвоенных реакторов или комбинированное сов-
местное их использование с расщепленными обмотками трансфор-
маторов. На стороне НН применяется одиночная секционированная
77
система шин; наличие расщепленных обмоток или сдвоенных реак-
торов увеличивает число секций шин до четырех, а при комбиниро-
ванном применении — до восьми. С увеличением количества секций
шин возрастает гибкость схемы и надежность питания потребителей.
Соответствующие схемы на стороне НН приведены на рис. 3.19.
Схема по рис. 3.19, з позволяет значительно ограничить токи к. з., а
наличие восьми секций позволяет присоединить большое число отхо-
Рис. 3.19. Схемы на стороне низшего напряжения (10—6 кВ) ПС с
одним и двумя реактированными и нереактированными трансформа-
торами с двумя (а, б, в, г, д'), четырьмя (е, ж) и восемью (з)
секциями.
дящих линий (более 24), что часто используется на ПС промышлен-
ного назначения.
Наличие РПН на стороне СН автотрансформаторов в ряде слу-
чаев требует для обеспечения независимости регулирования и по-
стоянства напряжения на стороне НН установки в цепи третичной
обмотки линейных регулировочных трансформаторов. В настоящее
время линейные регулировочные трансформаторы промышленностью
выпускаются на мощность 16, 25 и 40 МВ-А, что иногда требует
установки двух параллельно соединенных регулировочных транс-
форматоров.
78
Рис. 3.20. Схема с трехобмоточ-
ным трансформатором для пи-
тания местного района на 6—
10 и 35 кВ.
Технические данные линейных регулировочных трансформато-
ров даны в приложении 3.
На мощных узловых ПС часто встречается необходимость од-
новременного питания, кроме собственных нужд ПС на напряжении
6 кВ и местного близлежащего района 10 кВ, также потребителей
более удаленного района, требующего напряжения 35 кВ. Экономи-
ческий радиус действия сетей 6—10 кВ определяется равенством
потерь в ВЛ и в трансформаторах. Этому условию соответствуют
2—3 км при 6 кВ и 3,5—5 км при 10 кВ.
На напряжении 35 кВ при мощности 3—4 МВт можно питать
потребителей района на расстояние до 50 км. Возможны различные
варианты схем их питания в зависимости от преобладания потреби-
телей 6, 10 и 35 кВ: от соответствующих понижающих (10/6) или
повышающих (6—10/35) кВ трансформаторов; от обмоток НН при
установке четырех автотрансформаторов — два из них можно вы-
полнить с обмоткой НН 10 кВ, а другие два с обмоткой НН 35 кВ
(во всех случаях целесообразней питать таких потребителей непо-
средственно от обмотки НН глав-
ных трансформаторов, а не путем
двойной трансформации).
При применении трансформа-
торов с расщепленными обмотка-
ми НН следует иметь в виду, что
при необходимости ветви расщеп-
ленной обмотки могут быть вы-
полнены на разные напряжения,
соседние по шкале номинального
напряжения, например одна ветвь
на 6,3 кВ, а другая на 10,5 кВ.
Это в ряде случаев позволит на
ПС строить рациональные схемы
с раздельным питанием нагрузки
6 и 10 кВ без установки специ-
альных трансформаторов. Непре-
менным условием должна явиться
возможность работы расщеплен-
ных обмоток при разных режимах
нагрузок.
Наиболее рациональным и
экономичным является способ пи-
тания нагрузок 6, 10 и 35 кВ пу-
тем установки специальных трех-
обмоточных трансформаторов
6/10/35 кВ, как это показано на
схеме рис. 3.20. Эта схема лишена
ряда недостатков, свойственных
другим схемам; потери меньше;
питания собственных нужд и местного района проще; количество
устанавливаемых трансформаторов и аппаратуры меньше, что повы-
шает надежность и облегчает эксплуатацию.
С ростом токов к. з. в энергосистемах все чаще назревает не-
обходимость замены устанавливаемых выключателей более мощны-
ми. В этом случае в РУ 6—10 кВ целесообразно вместо замены ис-
пользовать линейные выключатели мощности в качестве выключате-
лей нагрузки. Как видно из схемы рис. 3.21, выключатели
главная схема в целом и схема
79
мощности, соответствующие току к. з., устанавливаются только в
цепях вводов и в качестве секционного. При повреждении на ВЛ
отключается выключатель ввода соответствующей секции с после-
дующим отделением поврежденной ВЛ в бестоковую паузу АПВ.
Все коммутационные переключатели в нормальном режиме осу-
ществляются выключателями нагрузки.
Рис. 3,21. Использование выключателей нагрузки на стороне 6—10 кВ.
а и б — одиночные линии; в — групповые линии.
Рис. 3.22. Схемы присоединения синхронных компенсаторов.
Синхронные компенсаторы в зависимости от их мощности вклю-
чаются в сеть прямым пуском (рис. 3.22, а) при мощности 15 Мвар
или через реактор по схеме рис. 3.22, б при мощности 50 Мвар или
по схеме рис. 3.22, в при мощности 100—160 Мвар.
Технические данные синхронных компенсаторов, находящихся в
эксплуатации, даны в приложении 4.
В связи с ростом нагрузок сетей ПО—220 кВ в последнее вре-
мя для компенсации реактивных потерь в сети СН все большее
80
распространение получает присоединение батарей шунтирующих
конденсаторов непосредственно к шинам ПО—220 кВ мощных уз-
ловых ПС. Нередки случаи присоединения батарей конденсаторов
на напряжения 10 и 35 кВ, в частности присоединение их к тре-
тичным обмоткам автотрансформаторов.
Присоединение шунтирующих конденсаторов к стороне НН ПС
требуется в случае необходимости компенсации реактивной мощно-
сти в пределах данной ПС.
Технические данные конденсаторных батарей 6—110 кВ приве-
дены в приложении 5.
Схемы присоединения типовых шунтирующих конденсаторных
батарей 6, 10, 35 и НО кВ к РУ ПС приведены на рис. 3.23. Как
видно из схемы рис. 3.23, а в батарее 110 кВ предусмотрена воз-
можность форсировки ее мощности путем шунтирования выключате-
Рис. 3.23. Варианты схем шунтирующих батарей статических конден-
саторов, присоединяемых непосредственно к шинам РУ.
а—ПО кВ; б — 35 кВ; в — 6—10 кВ.
лем части последовательных рядов конденсаторов в фазе. В нуле-
вых выводах батареи устанавливаются заградительные реакторы
для ограничения толчков тока при форсировке. На зажимах бата-
реи устанавливаются комплекты трансформаторов напряжения
ПО кВ, а на зажимах шунтируемой части — трансформаторы напря-
жения 35 кВ, которые выполняют функции разрядных сопротивле-
ний.
Форсирование мощности батареи 35 кВ при сильных понижени-
ях напряжения на шинах осуществляется переключением схемы ба-
тареи с треугольника на схему двойной звезды (рис. 3.23,6).
6—862
81
Рис. 3.24. Варианты присоединения шунтирующих батарей статичес-
ких конденсаторов.
а — к сборным шинам РУ 35 кВ; б — до выключателя 35 кВ ввода трансфор-
матора; в — к сборным шинам 6—10 кВ; г — до выключателя 6—10 кВ ввода
трансформатора.
82
В схемах батарей 6—10 кВ форсировка мощности не предусмат-
ривается (рис. 3.23, в).
Разные варианты присоединения батарей 6 и 35 кВ приведены
на рис. 3.24. (В схеме присоединения шунтирующих батарей вместо
выключателей можно установить выключатели нагрузки.)
Переключательные пункты (ПП) и установка
продольной емкостной' компенсации (УПК). Схемы
ПП, сооружаемые на двухцепных сильно нагруженных ВЛ, должны
обладать высокой надежностью. Назначение ПП заключается в том,
чтобы по возможности уменьшить отношение реактивности ВЛ в
послеаварийном режиме к реактивности ВЛ в нормальном режиме
(Хав/Хн) и тем самым повысить устойчивость электропередачи.
Без устройства ПП это отношение для двухцепной электропере-
дачи равно 2, при устройстве одного ПП в середине—1,5, при двух
ПП — 1,3 и т. д. Таким образом, если схема ПП такова, что при
отказе любого выключателя происходит выпадение полностью одной
цепи, то такая схема приводит к такому же результату, как и при
его отсутствии. Такое положение имеет место в схеме квадрата, в
которой отказ любого выключателя приводит к выпадению полно-
стью одной цепи. Математическое ожидание такой аварии и ее пе-
риодичность определяются из выражения
*Б=4(\н + Мв,о"100) И*=
В схеме ПП отказ любого выключателя не должен приводить
к отключению более одного участка ВЛ (1/4 Z) и именно того, к
которому присоединен отказавший выключатель. Этому требованию
удовлетворяет схема, требующая на двухцепной ВЛ установки
восьми выключателей. Так как эта схема достаточно дорогая, це-
лесообразно совмещать ПП с промежуточной ПС, осуществляющей
Рис. 3.25. Схемы переключательных пунктов, совмещенных с УПК.
а — с двумя параллельными мостами; б — с тремя параллельными мостами.
6*
83
связь с сетью среднего напряжения, или с УПК. В подобных слу-
чаях эта схема делается экономически целесообразной.
В настоящее время одним из наиболее эффективных мероприя-
тий по повышению пропускной способности длинной ВЛ является
УПК, которая может устанавливаться как непосредственно на ВЛ,
так и на промежуточных ПС или на ПП. Поскольку УПК усложняет
схему и приводит к удорожанию ПС, правильное решение может
быть принято на основе технико-экономического сравнения вариан-
тов.
Схема ПС или ПП с установкой УПК приведена на рис. 3.25.
С освоением выключателей нагрузки стоимость такой ПС может
быть снижена за счет замены ими шунтирующих выключателей
мощности.
Шунтирующие реакторы применяются на длинных ВЛ сверхвы-
соких напряжений. Существует практика глухого присоединения
шунтирующих реакторов к ВЛ, как правило, на концах ВЛ и на ПП.
Рис. 3.26. Схемы присоединения шунтирующих реакторов.
Такие реакторы являются неотъемлемой частью ВЛ. В ряде слу-
чаев на промежуточных ПС шунтирующие реакторы присоединяют-
ся через выключатели, что позволяет регулировать мощность под-
ключаемых шунтирующих реакторов в соответствии с режимами
работы электропередачи. При этом шунтирующие реакторы присое-
84
диняются на стороне ВН или СН, а также к третичной обмотке
автотрансформаторов.
На рис. 3.26 даны разные варианты включения шунтирующих
реакторов: непосредственно в ВЛ на ВН (схема fl); к шинам ВН
через выключатели (схема б); к шинам СН через выключатели (схе-
ма е); к третичной обмотке автотрансформатора через выключатели
(схема г); к третичной обмотке автотрансформатора в виде блока
шунтирующих реакторов через выключатель в нейтрали (схема й).
На рис. 3.26, е показана возможная принципиальная схема отбора
мощности в сеть НО кВ от шунтирующих реакторов 500 кВ.
Присоединение шунтирующих реакторов также возможно с по-
мощью выключателей нагрузки вместо выключателей мощности.
Технические данные шунтирующих реакторов приведены в прило-
жении 6.
Раздел четвертый
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
4.1. ТИПЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
В настоящее время существует шкала номинальных мощностей
силовых трансформаторов, приведенная в табл. 4.1.
Указанная шкала позволяет рационально выбирать трансфор-
маторы в электрических сетях. Она учитывает стандартную шкалу
мощностей турбогенераторов на электростанциях, а также возмож-
ные перетоки мощности по ВЛ разных напряжений.
Таблица 4.1. Шкала номинальных мощностей силовых
трансформаторов, кВ-А
Шаг 1,6
10 16 25 40 63
100 160 250 400 630
1000 1600 2500 4000 6300
10 000 16 000 25 000 40 000 63000
Шаг 1,25
80 000 100 000 125 000 160 000 200 000 250 000 320 000
400 000 500 000 630 000 800 000 1 000 000 1 250 000 1600 000
Примечания: 1. Шкала распространяется на трехфазные единицы,
трехфазные группы и однофазные единицы.
2. Мощность, однофазной единицы, выходящей в трехфазную группу, рав-
на Ч3 мощности группы по шкале. Например, при мощности группы 1250
MB-А мощность единицы 417 MB-А; прн мощности группы 1600 MB-А мощ-
ность единицы 533 МВ-А.
3. Для трехобмоточных трансформаторов значение по шкале относится к
наиболее мощной обмотке; для автотрансформаторов — к номинальной (про-
ходной) мощности между обмотками ВН и СН.
85
Классификация трансформаторов по габаритам приведена в
табл. 4.2.
Таблица 4.2. Характеристика трансформаторов по габаритам
। Габа- 5 S Труп- па Диапазон мощностей, кВ • А Класс напряжения, кВ
I 1 2 До 20 25—100 До 35 кВ включительно
II 3 4 5 160—250 400—630 1000 То же То же
III 6 7 1600—2500 4000—6300 То же
IV 8 9 10 000—32 000 Свыше 32 009 То же ПО
V 10 11 До 16 000 25 000—32 000 ПО и 150 ПО
VI 12 13 40 000—63 000 До 80 000 ПО и 150 220 и 330
VII 14 15 80 000—200 000 80 000—200 000 ПО и 150 220 и 330
VIII 16 17 18 Свыше 200 000 Независимо от мощности Для ВЛ постоянного тока не- зависимо от мощности До 330 кВ включительно Свыше 330 кВ Независимо от напряже- ния
Поскольку достижения в трансформаторостроении позволили
изготавливать транспортабельные грехфазные трансформаторы на-
пряжением до 500 кВ больших единичных мощностей, в последние
годы широкое применение получили трехфазные трансформаторы.
Однако предельная единичная мощность трансформаторов ограничи-
вается максимальной грузоподъемностью транспортеров. Так, в
настоящее время предельная грузоподъемность железнодорожных
транспортеров составляет 500 т, а транспортеров для перевозки по
шоссейным дорогам 300 т.
86
На рис. 4.1 приведены массы трехфазных и однофазных транс-
форматоров. Целесообразность применения трехфазных трансформа-
торов по сравнению с однофазными объясняется тем, что потери у
трехфазиых трансформаторов в среднем на 12—15% ниже, чем у
однофазных; они дают экономию активных материалов (сталь и
медь) около 20%; повреждаемость их значительно ниже, чем группы
из трех однофазных трансформа-
торов.
В тех случаях, когда разме-
ры трехфазных трансформаторов
выходят за допустимые пределы по
транспортным условиям, целесооб-
разно применение двух спаренных
трехфазных единиц меньшей мощ-
ности.
В современных электрических
сетях на ПС с напряжением 220 кВ
и выше применяются автотранс-
форматоры как более экономич-
ные по сравнению с трансформа-
торами (меньшие массы, стоимость
и потери при той же мощности).
В настоящее время согласно
ГОСТ и каталожным данным трех-
фазные автотрансформаторы
330 кВ изготовляются мощностью
в пределах от 63 до 400 МВ • А, а
на напряжение 500 кВ от 125 до
325 МВ • А. Таким образом на ПС
330 и 500 кВ при мощности до
1000—1200 МВ А может быть установлено до четырех единиц трех-
Рис. 4.1. Масса трансформато-
ров 220—1100 кВ.
1 — трехфазные 275 кВ; 2 — трех-
фазные 345 кВ; 3 — трехфазные
400 кВ; 4 — трехфазные 500 кВ;
5 — однофазные 750 кВ; 6 — одно-
фазные 1100 кВ.
фазных автотрансформаторов.
Для ПС 500 и 750 кВ при необходимости применения автотранс-
форматоров единичной мощностью выше 320 МВ-А в настоящее
время реальными являются только однофазные автотрансформаторы.
В тех случаях, когда по условию предельных единичных мощно-
стей автотрансформаторов 500 кВ приходится применять однофаз-
ные единицы, необходимо провести технико-экономическое сравнение
с вариантом применения спаренных групп трехфазных автотрансфор-
маторов меньшей единичной мощности. Основные технические дан-
ные автотрансформаторов 220—750 кВ приведены в приложениях 7—
9, в которых принято: UK — напряжение к. з., АРН — потери к. з.,
АРХ — потери холостого хода, /х — ток холостого хода. Применяют-
ся в основном трехобмоточные трансформаторы НО—150/38,5/6—
10 кВ нв некоторых случаях 220/38,5/6—10 кВ. В соответствии с
номенклатурой заводов и ГОСТ на силовые трансформаторы трех-
фазные трехобмоточные трансформаторы 110/38,5/10 кВ ограничива-
ются мощностью 80 МВ-А, 150/38,5/10 и 220/38,5/10 — мощностью
63 MB-А. Номенклатура трансформаторов с расщепленными обмот-
ками НН достаточно широка; так, предельные мощности трансфор-
маторов серии ТР составляют: при НО кВ —80 MB-А, при 150 кВ —
63 MB-А, при 220 кВ— 160 MB-А и при 330 кВ —125 МВ-А.
Трехобмоточные трансформаторы и трансформаторы с расщеп-
ленными обмотками находят применение главным образом на по-
требительских ПС, а автотрансформаторы — на системных ПС.
87
Расшифровка буквенных обозначений трансформаторов приве-
дена в приложении 39.
Автотрансформаторы, осуществляя непосредственную электри-
ческую связь между сетями высшего и среднего напряжений, обес-
печивая перетоки мощности как односторонние, так и реверсивные,
одновременно могут питать нагрузку на стороне НН или через при-
соединенные к третичной обмотке синхронные компенсаторы выда-
вать в сеть СН опережающую реактивную мощность и др. Наибо-
лее характерным режимом работы автотрансформаторов является
выдача мощности для электроснабжения целых районов сетей СН
из магистральных сетей ВН.
Основное отличие автотрансформатора от трансформатора за-
ключается в следующем: если в трансформаторе первичная обмотка
со вторичной имеет только магнитную связь (рис. 4.2, а), то в авто-
Рис. 4.2. Электрическая схема (токораспределение) трансформатора
и автотрансформатора.
а — трансформатор; б — однофазный автотрансформатор; в — трехфазный ав-
тотрансформатор.
трансформаторе между обмотками ВН и СН осуществляется элек-
трическая связь, что определяет другое токораспределение (рис.
4.2,6 и в). Автотрансформатор в каждой фазе имеет три обмотки:
обмотку ОА—ВН, состоящую в свою очередь из общей обмотки ОС—
СН и последовательной обмотки АС. Эти обмотки соединены между
собой по автотрансформаторной схеме, т. е. электрически. Третья об-
мотка— третичная НН всегда соединена треугольником и имеет
трансформаторную электромагнитную связь с обмоткой ОА, т. е. с
общей и последовательной обмотками.
Автотрансформаторы так же, как и трансформаторы, характе-
ризуются номинальными напряжениями и мощностью. Под номи-
нальной мощностью автотрансформатора понимается предельная
проходная мощность, которая может быть передана через авто-
трансформатор на стороне ВН:
S„„„ = 1/~3 /та //та .
Для характеристики автотрансформатора введено также поня-
тие типовой мощности ST, на которую рассчитывается последователь-
ная обмотка АС. Для этой обмотки протекающая по ней мощность
88
определяется из выражения
«т = К3 'в (^в- ^с) = / 3 'в (’ - ^в) = Shom «> или
Зт п— 1
«ном = —. где а=1 =—---------= — ;
СС bg п
здесь а — коэффициент выгодности; п — коэффициент трансформа-
ции, равный иъ/ис
Таким образом, типовая мощность характеризует мощность,
передаваемую электромагнитным путем через обмотки, связанные
электрически.
Применение автотрансформаторов на ПС возможно либо в каче-
стве автотрансформаторов связи для осуществления электрической
связи между сетями ВН и СН, либо комбинированное, когда от
третичной обмотки производится питание нагрузки на стороне НН
либо к третичной обмотке присоединены компенсирующие устройст-
ва (синхронные компенсаторы, третичные шунтирующие реакторы
или шунтовые батареи статических конденсаторов).
В первом случае третичная обмотка, являясь чисто компенсаци-
онной, может быть малой мощности и служит только для замыкания
в ней токов третьей гармоники, тем самым предотвращая появление
третьей гармоники тока в ВЛ. Наличие третичной обмотки обеспечи-
вает также устройство и небольшое значение реактивной нулевой
последовательности обмоток, связанных автотрансформаторной
связью. Мощность третичной обмотки при этом определяется только
ее электродинамической и термической стойкостями и может быть
равной 3—15 % номинальной мощности автотрансформатора. До не-
давнего времени считалось, что по соображениям динамической стой-
кости мощность третичной обмотки должна быть не менее 35 %
номинальной (проходной) мощности автотрансформатора. Однако в
последнее время оказалось возможным обеспечить стойкость третич-
ной обмотки при значительно меньших мощностях (порядка 15 % и
меньше). Так, фирма «Хитачи» (Япония) выполнила третичную об-
мотку на мощность 9,3 % номинальной, правда, за счет существен-
ного увеличения реактивности между третичной и другими обмотка-
ми, что не является экономичным решением.
При использовании третичной обмотки в понижающих автотранс-
форматорах для питания нагрузки (или при присоединении к ней
генератора в повышающих автотрансформаторах) предельная ее
мощность равна типовой мощности.
На рис. 4.3 приведены электрические схемы, а также конструк-
тивное расположение обмоток понижающего и повышающего авто-
трансформаторов. Основное их различие заключается в том, что в
общей обмотке первого протекает разность токов /в—/с, в то время
как во втором — их сумма /в+Zc. Вследствие этого общая обмотка
понижающего автотрансформатора рассчитывается на ток, меньший
номинального, и мощность этой обмотки равна его типовой мощно-
сти. Таким образом, конструкция автотрансформаторов делает воз-
можной передачу мощности больше той, на которую рассчитываются
его обмотки. Благодаря этому понижающие автотрансформаторы де-
шевле трехобмоточных трансформаторов той же номинальной мощ-
ности н характеризуются меньшим расходом активных материалов
на их изготовление, следовательно, меньшими потерями активной
мощности.
89
Рациональное использование автотрансформаторов на современ-
ных системных ПС возможно с учетом всех их особенностей, а так-
же на основе правильного выбора сочетаний номинальных напряже-
ний обмоток ВН и СН.
Различие технико-экономических характеристик трансформато-
ров и автотрансформаторов зависит от соотношения между иоми-
Рис. 4.3. Электрическая схема и конструктивное распределение об-
моток автотрансформатора.
а — понижающего; б — повышающего.
нальной и типовой мощностями, т. е. от коэффициента выгодности
а. Преимущества автотрансформаторов проявляются в большей сте-
пени при малых значениях а, т. е. тогда, когда они связывают сети
более близких номинальных напряжений.
В табл. 4.3 приведены значения коэффициентов трансформации
и выгодности автотрансформаторов для различных сочетаний номи-
нальных напряжений. Номинальные (проходные) и типовые мощно-
сти автотрансформаторов связаны соотношениями ST=ctSHOM, 5НОм=
= —Зт. Для более полного использования проходной мощности
а
автотрансформаторов прн высоких экономических показателях вы-
годно применение автотрансформаторов с малым значением коэффи-
циента выгодности (см. приложение 7). Однако при этом следует
иметь в виду, что типовая мощность таких автотрансформаторов
мала и при малых значениях коэффициента трансформации на сто-
роне НН имеют место резкие колебания напряжения. В связи с этим,
например, для получения возможности присоединения к третичной
обмотке автотрансформатора с сочетанием напряжений 330/220 кВ
синхронного компенсатора мощностью 100 МВ-А минимально допу-
стимая номинальная мощность автотрансформатора должна быть
320 МВ-А, в то время как прн коэффициенте трансформации
330/150 кВ можно было бы ограничиться по этому признаку номи-
нальной мощностью автотрансформатора 200 МВ-А. Кроме того,
следует иметь в виду, что для питания нагрузки на стороне НН ав-
90
Таблица 4.3. Коэффициенты трансформации и выгодности
автотрансформаторов
Коэффициент выгод-
Номинальное Коэффициент
напряжение, кВ трансформации п ноет и** сс= И 1 а
150/110 1,365 0,267 3,75
220/110* 2,0 0,5 2,0
220/150 1,47 0,32 3,12
330/110 3,0 0,665 1,5
330/150* 2,2 0,545 1,83
330/220 1,5 0,334 3,0
500/110 4,55 0,78 1,28
500/150 3,33 0,70 1,43
500/220* 2,27 0,56 1,79
500/330 1,51 0,338 2,96
750/110 6,85 0,855 1,18
750/220 3,4 0,705 1,42
750/330* 2,27 0,56 1,79
750/500 1,5 0,334 3,0
1150/500* 2,3 0,56 1,79
1500/750* 2,0 0,5 2,0
* Наиболее вы го; щые сочетания на пряжений для автотр< реформаторов,
устанавливаемых на ПС системы.
** Для номинальных напряжений /Uq без учета ответвлений; при дру-
гих коэффициентах трансформации значения будут иные, например для пони-
220-121
жаютцего автотрансформатора 220/121 кВ СС= 0,45. 220
тотрансформатора 330/220 кВ требуется включение линейно-регули-
ровочных трансформаторов.
Для повышения пропускной способности существующих ВЛ при
небольшом объеме их реконструкции целесообразно применять ав-
тотрансформаторы с малым коэффициентом трансформации (150/110,
330/220, 500/330), включая их непосредственно в ВЛ без сооружения
РУ на стороне ВН.
Из приложений 8 и 9 видно, что использование автотрансформа-
торов с высокими значениями коэффициентов выгодности и больши-
ми коэффициентами трансформации, как, например, 330/110,
550/110—150, 750/220 кВ, не обеспечивает экономичного построения
сетей. При построении новых ВЛ и необходимости сооружения ПС
с автотрансформаторами, связывающими сети двух напряжений, наи-
более целесообразно применение автотрансформаторов с сочетания-
ми напряжений 220/110; 330/150; 500/220; 750/330; 1150/500;
1500/750.
Автотрансформаторы так же, как трехобмоточные трансформа-
торы, характеризуются потерями и токами холостого хода (ДРх, /х)
и тремя значениями напряжения к. з. Таблицы параметров авто-
трансформаторов содержат также три значения потерь к. з. Обычно
ДРв-с отнесены к номинальной мощности, а ДРв-н и ДРс-н — к
91
типовой. Для автотрансформаторов справедлива схема замещения
такая же, как и для трехобмоточиого трансформатора.
Для вычисления потерь активной и реактивной мощностей в ав-
тотрансформаторе пользуются каталожными данными межобмоточ-
ных потерь, однако все эти данные должны быть приведены к но-
минальной мощности.
Если величины ЛРв-н и ЛРс-н отнесены к типовой мощности,
то их значения, отнесенные к номинальной мощности, определяются
из выражений:
рв-н рс-н
ДРВ-Н — а2 И ДРВ-Н — а2 •
Из рис. 4.3 видно еще одно различие понижающего и повышаю-
щего автотрансформаторов: в первом вследствие меньшего расстоя-
ния между обмотками ВН и СН реактивность между ними меньше,
чем у повышающего автотрансформатора, а во втором реактивность
между обмотками ВН и НН меньше, чем у понижающего автотранс-
форматора. Одиако, как показала практика эксплуатации автотранс-
форматоров в последние годы, повышающие автотрансформаторы с
расположением обмотки НН между обмотками ВН и СН имеют су-
щественные недостатки: при комбинированном режиме, а также в
режиме передачи полной проходной мощности из ВН в СН или,
наоборот, вследствие большой межобмоточной реактивности и боль-
ших потоков рассеяния имеют место чрезмерные дополнительные
потери, а также местные перегревы отдельных конструктивных уз-
лов. В результате в ряде случаев проходная мощность автотранс-
форматоров в этих режимах не может быть использована и ограни-
чение ее доходит до 75 % номинальной вследствие необходимости
снижать мощность обмотки СН.
Повышающие автотрансформаторы имеют сравнительно неболь-
шое реактивное сопротивление (10—13 %) в режиме НН—ВН, что в
общем благоприятно сказывается на работе электропередачи в це-
лом, в которой суммарное реактивное сопротивление должно быть
возможно меньше.
Понижающие автотрансформаторы, в большинстве случаев не
рассчитанные на подключение значительной нагрузки к обмотке НН,
имеют, как правило, меньшую мощность обмотки НН и достаточно
большое реактивное сопротивление между обмотками ВН—НН (26—
30 %, иногда до 35 %). Это обстоятельство благоприятно сказыва-
ется на значениях токов к. з. на стороне НН. Однако, с другой сто-
роны, большое значение реактивности ВН—НН неблагоприятно ска-
зывается на регулировании напряжения и потреблении реактивной
мощности.
Во избежание этих обоюдных трудностей создана конструкция
единого «универсального» автотрансформатора, который мог бы ра-
ботать в режиме как повышающего, так и понижающего автотранс-
форматоров с сочетанием напряжений 220/110/НН. Разрабатывается
также универсальный автотрансформатор с сочетанием напряжений
330/150/НН. При этом вместо двух типов автотрансформаторов для
определенного сочетания напряжений будет выпускаться один. Для
универсальных автотрансформаторов 220/110/НН установлены сле-
дующие значения реактивных сопротивлений: ВН—СН—10,5 %:
СН—НН — 18,0 %, ВН—НН — 30,5 %.
92
4.2. ВЫБОР МОЩНОСТИ
И ЧИСЛА УСТАНАВЛИВАЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
(АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ)
Для правильного выбора номинальной мощности трансформато-
ра (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графи-
ком нагрузки, из которого известна как максимальная, так и сред-
несуточная активная нагрузка дайной ПС, а также продолжитель-
ность максимума нагрузки. При отсутствии суточного графика с до-
статочной для практических целей точностью максимальная активная
нагрузка ПС на заданный расчетный уровень определяется из вы-
ражения
Рmax ко ^Р •
где SP — суммарная потребляемая мощность по категориям нагруз-
ки, МВт; ko — коэффициент одновременности.
Если известна установленная мощность потребителей Ру, то мак-
симальная активная нагрузка ПС, МВт, равна:
Ртах кс Pyt
где kc — коэффициент спроса.
Если при выборе номинальной мощности трансформатора на од-
нотрансформаторной ПС исходит из условия:
^ном > ^Ртах > Р$>
где SPmax — максимальная активная нагрузка пятого года эксплуа-
тации; Рр — проектная расчетная мощность ПС, то при графике с
кратковременным пиком нагрузки (0,5—1 ч) трансформатор будет
длительное время работать с недогрузкой. При этом неизбежно за-
вышение номинальной мощности трансформатора н, следовательно,
завышение установленной мощности ПС. В ряде случаев выгодней
выбирать номинальную мощность трансформатора близкой к макси-
мальной нагрузке достаточной продолжительности с полным исполь-
зованием его перегрузочной способности с учетом систематических
перегрузок в нормальном режиме.
Наиболее экономичной работа трансформатора по ежегодным
издержкам и потерям будет в том случае, когда в часы максимума
он работает с перегрузкой. В реальных условиях значение допусти-
мой нагрузки выбирается в соответствии с графиком нагрузки и
коэффициентом начальной нагрузки и зависит также от температу-
ры окружающей среды, при которой работает трансформатор.
Коэффициент нагрузки, или коэффициент заполнения суточного
графика нагрузки, практически всегда меньше единицы и равен:
^ср ^ср
Кц = ~ •
Ртах 1max
где Рср, Ртах и /ср, Imax — соответственно среднесуточные и макси-
мальные мощности и ток.
В зависимости от характера суточного графика нагрузки (коэф-
фициента начальной загрузки и длительности максимума), эквива-
лентной температуры окружающей среды, постоянной времени транс-
форматора и вида его охлаждения согласно ГОСТ допускаются сис-
тематические перегрузки трансформаторов.
93
Указанные перегрузки определяются, исходя из преобразования
заданного графика идгрузки (рис. 4.4, кривая а) в эквивалентный в
тепловом отношении двухступенчатый прямоугольный график (кри-
вая б).
Допустимая нагрузка трансформатора зависит от начальной
нагрузки, максимума нагрузки и его продолжительности и характе-
Рис. 4.4. Преобразова-
ние заданного графи-
ка нагрузки (а) в эк-
вивалентный в тепло-
вом отношении двух-
ступенчатый прямо-
угольный график (б).
ризуется коэффициентом превышения нагрузки (перегрузки), опре-
деляемым из выражения;
1э,тах
«пер —
1 и
а коэффициент начальной нагрузки определяется из выражения
Лэ,н
«Н.П = —— ,
где 1в,тах — эквивалентный максимум нагрузки (на рис. 4.4 период
максимума нагрузки 2 ч); /э,н — эквивалентная начальная нагрузка
(определяется за время 10 ч, предшествующее началу максимума
нагрузки).
Эквивалентный максимум нагрузки (и эквивалентная начальная
нагрузка) определяется по формуле
is,max-iHy t1 + ti+...+ tn ’
где си, а2,...,ап — различные ступени средних значений нагрузок в
долях номинального тока; ti, — длительность этих нагрузок, ч.
Допустимые систематические перегрузки трансформаторов, оп-
ределенные из графиков нагрузочной способности трансформаторов,
приведены в табл. 4.4, где коэффициент перегрузки квер дается в за-
висимости от среднегодовой температуры воздуха tcr, вида охлаж-
дения и мощности трансформаторов, коэффициента начальной на-
грузки Кн,н и продолжительности двухчасового эквивалентного мак-
симума нагрузки tmax- (Для других значений t-max допускаемый
Кпер можно определить по кривым нагрузочной способности транс-
форматора.)
Следует иметь в виду также, что если максимум графика на-
грузки в летнее время меньше номинальной мощности трансформа-
тора, то в зимнее время допускается дополнительная 1 %-ная пере-
грузка трансформатора на каждый процент недогрузки летом, но не
94
Таблица 4.4. Допустимые коэффициенты перегрузки «пер трансформаторов с различной системой
охлаждения
Коэффи- циент Естественная масляная (М) Масляная с дутьем и естественной цир- куляцией масла (Д) Масляная с дутьем илн масляно-водяная с принудительной циркуляцией масла (ДЦ, Д)
до 1 МВ-А от 1 до 6,3 МВ А более 6,3 до 32 МВ .А более 32 до 80 МВ-А 100—125 МВ-А более 125 МВ. А
Зима (/сг до +5 °C)
н 0,4-1,0 0,4-1,0 0,4-0,8 1,0 0,4—1,0 0,4 0,6 0,8 1,0 0,4—0.8 1,0
ftnep 1,5 1,5 1,5 1,45 1.5 1.5 1,48 1,45 1,38 1,5 1,4
Зима (/сг от +5 до + 15°С)
*н, н 0,4-0,6 0,8 1,0 0,4-0,8 1,0 0,4-0,6 0,8 1,0 0,4—0,8 1,0 0,4 0,6 0,8 1,0 0,4 0,6 0,8 1,0
ftnep 1,5 1,46 1,33 1,5 1,35 1,5 1,45 1,31 0,5 1,35 1,44 1,42 1,38 1,25 1.5 1,47 1,41 1,26
Лето (/сг до +15 °C)
k н, н 0,4 0,6 0,8 1,0 0.4 0,6 0,8 1,0 0,4 0,6 0,8 1,0 0,4— 0,6 0,8 1,0 0,4 0,6 0,8 1,0 0,4 0,6 0,8 1,0
о /ineP сл 1,47 1,42 1,35 1,0 1,5 1,48 1,4 1,1 1,45 1,42 1,35 1,1 1,5 1,39 1,0 1,36 1,33 1,28 1,0 1,42 1,37 1,31 1,0
более чем на 15%. Суммарная систематическая перегрузка транс-
форматора не должна превышать 150 %.
При отсутствии систематических перегрузок допускается дли-
тельная нагрузка трансформаторов током на 5 % выше номиналь-
ного при условии, что напряжение каждой из обмоток ие будет пре-
вышать номинальное.
Согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ) на тран-
сформаторах допускается повышение напряжения сверх номиналь-
ного: длительно—на 5 % прн нагрузке не выше номинальной н на
10 % при нагрузке не выше 0,25 номинальной; кратковременно (до
6 ч в сутки) —на 10 % прн нагрузке не больше номинальной.
Приведенные в табл. 4.4 значения перегрузок относятся также
к автотрансформаторам и трансформаторам с расщепленной обмот-
кой. Для последних допускаются те же перегрузки, отнесенные к но-
минальной мощности каждой ветви, что и для трансформаторов с
нерасщепленной обмоткой. Дополнительные перегрузки одной ветви
за счет длительной недогрузки другой допускаются в соответствии
с указаниями завода-изготовителя. Так, трехфазные трансформаторы
с расщепленной обмоткой 110 кВ мощностью 20, 40 и 63 МВ-А до-
пускают следующие относительные нагрузки: при нагрузке одной
ветви обмотки 1,2; 1,07; 1,05 и 1,03 нагрузки другой ветви должны
составлять соответственно 0; 0,7; 0,8 и 0,9.
Номинальная мощность автотрансформатора определяется на
основании значений максимальных потоков активной и реактивной
мощностей, текущих из сети ВН и СН и наоборот, иа заданный рас-
четный уровень, т. е.
^ном > Р jQt
где Р и Q — соответственно активный и реактивный потоки мощ-
ности.
На современных мощных узловых ПС наиболее распространен-
ным режимом работы автотрансформаторов является режим перето-
ка обменных потоков мощности из сети ВН в сеть СН и из сети СН
в сеть ВН и в отдельных случаях комбинированный режим, при ко-
тором происходит переток мощности из сети ВН в сеть СН и одно-
временно к обмотке НН, куда присоединен синхронный компенса-
тор или третичный шунтирующий реактор с выдачей реактивной
мощности из сети НН в сеть СН. Питание нагрузки со стороны НН
оценивается значением перетока 4—5 %. Полную проходную мощ-
ность автотрансформатора можно передать из сети ВН в сеть СН
илн наоборот только лишь при обесточенной обмотке НН. При на-
личии же нагрузки или присоединения синхронного компенсатора
необходимо определить допустимую мощность нагрузки или синхрон-
ного компенсатора по условиям непревышения гарантированной за-
водом мощности общей обмотки автотрансформатора.
Мощность синхронного компенсатора, присоединенного к тре-
тичной обмотке автотрансформатора, допустимая при одновремен-
ной выдаче мощности из сети ВН в сеть СН, определяется потоками
активной и реактивной мощностей и соотношением напряжений
ВН/СН автотрансформатора.
Загрузка общей обмотки автотрансформатора проверяется по
следующей формуле:
K(Pck)2 + (Qc* + Qck)2
К3
< 7о,ном>
96
где Qck — выдаваемая синхронным компенсатором мощность в сеть
СН; Рс — расчетный активный поток мощности в сеть СН; Qc=
=Pctg<pc— реактивный поток мощности в сеть СН; <рс — угол,
соответствующий расчетному потоку мощности; к — коэффициент,
равный Ubh/Uch—1 J Io И /о,ном —~ фактический и номинальный (га-
рантируемый заводом) токи общей обмотки автотрансформатора;
l/вн и Uch — высшее и среднее напряжения автотрансформатора.
Если ток /о,ном заводом не задан, проверка загрузки общей об-
мотки автотрансформатора производится по формуле
SO = V(рсК )2 + (<2с к + W < SHOM «•
где So — действительная загрузка общей обмотки; SHOm — номиналь-
ная (проходная) мощность автотрансформатора.
В этих выражениях положительные значения <рс и Qck соответ-
ствуют режиму выдачи реактивной мощности в сеть вторичного на-
пряжения.
Максимальный ток общей обмотки автотрансформатора может
быть также определен из следующего условного комбинированного
Рис. 4.5. Номограмма
для определения мак-
симальной мощности
синхронных компенса-
торов, присоединяе-
мых к третичной об-
мотке автотрансфор-
матор а.
режима: одновременной передачи из сети НН в сеть СН 65 % ре-
активной мощности и до 35 % номинальной (проходной) мощности
из сети ВН в сеть СН.
Номограмма для определения максимальной мощности синхрон-
ных компенсаторов, присоединяемых к третичной обмотке автотранс-
форматора, дана на рис. 4.5.
7—862
97
Номинальная мощность каждого трансформатора двухтранс-
форматорной ПС, как правило, определяется аварийным режимом
работы ПС: при установке двух трансформаторов их мощность вы-
бирается такой, чтобы при выходе из работы одного из ннх остав-
шийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегруз-
кой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Номинальная мощность трансформатора на ПС с числом тран-
сформаторов п>1 в общем виде определяется, МВ-А, из выражения
> Рmax ^1—2
1 ^пер(п— 1) COS ф
где Ртах — суммарная активная максимальная нагрузка ПС на рас-
четный уровень пять лет, МВт; —коэффициент участия в нагруз-
ке потребителей 1-й н 2-й категорий; йПеР — коэффициент допусти-
мой аварийной перегрузки; cos ф — коэффициент мощности нагрузки.
Для двухтрансформаторной ПС, т. е. при п=2,
г, _ Рmax kt—z
от >
«пер COS ф
Для сетевых ПС, где примерно до 25 % потребителей из числа
малоответственных в аварийном режиме может быть отключено,
ki-z обычно принимается равным 0,75—0,85.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют ши-
рокое применение складского и передвижного резерва трансформато-
ров, допуская при аварийных режимах перегрузку трансформаторов
на 40 % на время максимума общей суточной продолжительностью
не более 6 ч в течение не более 5 сут. При этом коэффициент запол-
нения суточного графика нагрузки трансформатора kK в условиях
его перегрузки должен быть не более 0,75 и согласно ГОСТ коэффи-
циент начальной нагрузки йн,и не более 0,93.
Так как k\-2< 1, а £ПеР>1, то их отношение k^=ki-2]kaep всегда
меньше единицы н характеризует собой ту резервную мощность,
которая заложена в трансформаторе прн выборе его номинальной
мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет заклады-
ваемый в трансформаторы резерв установленной мощности, тем бу-
дет более эффективное использование трансформаторной мощности
с учетом перегрузки.
Правильный выбор коэффициента к имеет большое народнохо-
зяйственное значение, ибо завышение его приводит к завышению
суммарной установленной мощности трансформаторов на ПС. С дру-
гой стороны, уменьшение коэффициента к возможно лишь до тако-
го значения, которое с учетом перегрузочной способности трансфор-
матора и возможности отключения неответственных потребителей
позволит покрыть основную нагрузку одним оставшимся в работе
трансформатором при аварийном выходе из строя второго.
Таким образом, для двухтрансформаторной ПС
> кРтах
Т CoS ф
В настоящее время существует практика выбора номинальной
мощности трансформатора для двухтрансформаторной ПС, исходя
из значения к=0,7, т. е.
ST = 0,7Ртах.
98
Таким образом, суммарная установленная мощность двухтран-
сформаторной ПС равна:
2ST = 2(0,7PmaJC) = l,4Pmo3c.
Прн этом значении к в аварийном режиме обеспечивается сохра-
нение около 98 % Ртах без отключения неответственных потреби-
телей. Однако, учитывая принципиально высокую надежность тран-
сформаторов, можно считать вполне допустимым отключение в ред-
ких аварийных режимах какой-то части неответственных потребите-
лей. Так, если принять значение к=0,6, то в аварийном режиме при
допущении перегрузки в 140 % потребуется отключение всего 16 %
неответственных потребителей, что для большинства сетевых ПС
можно считать допустимым, а при допущении перегрузки в 150 %
должно быть отключено не более 10 % неответственных потреби-
телей.
В общем виде при п трансформаторах суммарная располагае-
мая мощность ПС с распределением нагрузки преимущественно на
стороне НН равна:
SST = (nST) йдер Рр —2 •
где nST — суммарная установленная мощность трансформаторов.
Условие покрытия расчетной нагрузки в случае аварийного вы-
хода из строя одного трансформатора с учетом использования ре-
зервной мощности Spea сети НН (СН) определяется выражением
ST (п — I) ^пер “Ь Spes Рр ki—2 •
Номинальная мощность автотрансформаторов на системных ПС
определяется преимущественно режимом обменных потоков мощно-
сти сеть ВН — сеть СН и сеть СН — сеть ВН, т. е. величиной Рв—jQ.
На ответственных ПС исключаются аварийные ограничения потреби-
телей, а также нет необходимости учитывать резервную мощность
со стороны НН.
Условие покрытия суммарного потока мощности через ПС в ава-
рийном режиме определяется из выражения
^>ат (n 1) &пер > Ps 1Q Ppi
где Р,—jQ — суммарный поток активной и реактивной мощностей.
Прн двух н более установленных на ПС трансформаторах при
аварии с одним из параллельно работающих трансформаторов ос-
тавшихся в работе принимают на себя его нагрузку. Эти аварийные
перегрузки не зависят от предшествовавшего режима работы транс-
форматора, являются кратковременными и используются для обес-
печения прохождения максимума нагрузки.
В табл. 4.5 приведены значения кратковременных перегрузок
масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц
сверх номинального тока (независимо от длительности предшеству-
ющей нагрузки, температуры охлаждающей среды и места установ-
ки). Там же приведены перегрузки для сухих трансформаторов.
Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов
указанные перегрузки относятся к наиболее нагруженной обмотке.
В трансформаторах и автотрансформаторах с дутьевым охлаж-
дением (Д) при аварийном отключении всех вентиляторов допуска-
ется длительность номинальной нагрузки, указанная ниже:
Температура воздуха,
°C......................—15 —10 0 +10 +20 +30
Длительность, мин ... 60 40 16 10 6 4
7*
99
Таблица 4.5. Аварийные перегрузки масляных трансформаторов
со всеми видами охлаждения и сухих трансформаторов
с медными обмотками
Масляные Сухие
Перегрузка, % Продолжительность перегрузки, мин Перегрузка, % Продолжительность перегрузки, мин
30 120 20 60
45 80 30 45
60 45 40 32
75 20 50 18
100 10 60 5
200 1,5
Ниже указаны допустимые нагрузки трансформаторов с систе-
мами охлаждения ДЦ и Ц при изменении числа работающих охла-
дителей:
Число работающих охла-
дителей, % • ЮО 90 80 70 60 50 40 30
Нагрузка, %........... 100 90 80 70 60 50 40 30
В трансформаторах мощностью не более 250 МВ-А с системами
охлаждения ДЦ и Ц в случае аварийного прекращения искусствен-
ного охлаждения (прекращение работы вентиляторов при ДЦ, цир-
куляции воды при Ц, циркуляции масла при ДЦ и Ц) допускается
поддерживать номинальную нагрузку в течение 10 мин (или режим
холостого хода в течение 30 мни) и до 1 ч при условии непревыше-
ния температуры верхних слоев масла до 80 °C; для трансформато-
ров мощностью более 250 МВ-А — до 75°C.
На ПС по упрощенным схемам возможна установка преимущест-
венно одного и двух трансформаторов.
Область применения однотрансформаторных ПС определяется
ответственностью (категорией) потребителей и четко регламентиро-
вана ПУЭ.
Для принятия решения по сооружению одно- или двухтрансфор-
маторной ПС необходимо выполнить технико-экономическое сравне-
ние вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии по-
требителю при установке одного трансформатора. Величина ущерба
должна сравниваться с расчетными затратами на установку второго
трансформатора. Если однотрансформаторные ПС допустимы в сетях
35—ПО кВ, то на напряжении 220 кВ и выше они могут рассматри-
ваться лишь как первая очередь строительства ПС с последующей
установкой еще одного или более трансформаторов в соответствии с
динамикой роста нагрузки.
Трансформаторы обладают высокой надежностью, причем тем
большей, чем ниже номинальное напряжение н мощность транс-
форматора. Так, удельная повреждаемость трансформаторов НО кВ
Хт=0,01 на 1 шт/год, что соответствует повторяемости таких повреж-
дений т=1/Хт=100, т. е. 1 раз в 100 лет. Еще более высокой надежно-
100
стью обладают трансформаторы 35 кВ. Из данных аварийной стати-
стики следует, что высокие показатели надежности также соответ-
ствуют трансформаторам 110 кВ с номинальной мощностью в диапа-
зоне 2,5—10 МВ-А. При больших мощностях надежность несколько
снижается, оставаясь все же достаточно высокой. Поэтому обеспе-
чение надежности ПС, в том числе и однотрансформаторных, может
достигаться не за счет установки второго трансформатора, а за счет
более правильного построения электрической схемы распределитель-
ной сети и, в частности, путем автоматического секционирования.
Указанное выше сравнение вариантов производится по формуле
приведенных расчетных затрат:
3 = (рн + Ра) К + С + М (У)->т1п,
где рн — нормативный коэффициент эффективности, равный 0,125,
что соответствует 8,0 годам окупаемости; ра — амортизационные от-
числения (капитальный ремонт и реновация), равные 6,3 %; К — ка-
питальные вложения; С — ежегодные издержки эксплуатации, вклю-
чая затраты на потери электроэнергии; М (У) — народнохозяйствен-
ный ущерб от недоотпуска электроэнергии при выходе из строя од-
ного трансформатора.
Технико-экономическое сравнение вариантов следует произво-
дить по разнице в дополнительных капитальных затратах ДА и соот-
ветствующих расчетных затратах ДЗ при сооружении двух- или од-
иотраисформаторной ПС. Величина ДЗ'должна быть сравнена с вели-
чиной ущерба Л1(У). ДА оправдывается при сроке окупаемости
ТокСЗч-З года.
Народнохозяйственный ущерб, вызванный недоотпуском элек-
троэнергии, зависит от математического ожидания длительности ава-
рийного перерыва электроснабжения, ч, в течение года, определяе-
мого из выражения
V = Хт ?ав,
где — удельная повреждаемость трансформатора (1 шт/год);
^ав — средняя длительность аварийного перерыва, вызванного по-
требным временем на ремонт или замену поврежденного трансфор-
матора.
Народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии,
руб/год, определится из выражения
М (У) = Рс vy0 = Рс Хт /ав у0,
где Рс — среднегодовая максимальная нагрузка, равная
Рс = Ртах Ттах/8760,
Ттах — число часов использования максимума нагрузки; у0 — сред-
нее значение удельного народнохозяйственного ущерба от недоот-
пуска 1 кВт-ч электроэнергии [0,2—0,6 руб/(кВт-ч)].
Применение однотрансформаторной ПС с учетом ущерба эконо-
мически целесообразно при соблюдении условия
М (У) < ДЗ.
Произведенные подсчеты показали, что сооружение однотранс-
форматорных ПС экономически эффективно при наличии передвиж-
ного трансформаторного резерва для трансформаторов мощностью
до 16—25 МВ-А при НО кВ и до 6,3 МВ-А при 35 кВ. При мощнос-
ти 2,5—6,3 МВ-А, ПО кВ и 2,5—4,0 МВ-А, 35 кВ допустимо приме-
101
некие однотрансформаторных ПС без передвижного трансформатор-
ного резерва.
Число трансформаторов для мощных узлов ПС, в особенности
сверхвысоких напряжений, определяется иными условиями, чем для
упрощенной ПС, где можно ограничиться одним-двумя трансформа-
торами.
На двухтрансформаторной упрощенной ПС выбор трансформато-
ров исходя из коэффициента к=0,7 возможен благодаря не только
использованию аварийной перегрузочной способности трансформато-
ров, но и допустимости отключения в аварийном режиме части не-
ответственных потребителей. На мощных узловых ПС с автотранс-
форматорами, выдающими в сеть СН подчас большие потоки мощ-
ности и питающими на стороне СН городские и промышленные
районы, отключение части потребителей в аварийном режиме чаще
всего невозможно. На таких ПС при установке только двух авто-
трансформаторов и использовании в аварийном режиме перегрузоч-
ной способности 1,45ном при к=0,7 возможно обеспечение нагрузки,
равной 0,98Ртаж. Однако при этом суммарная установленная мощ-
ность автотрансформаторов уже в первый период эксплуатации
составит 1,4Рт ах* Поскольку Ршах определяется из расчетный уро~
вень в 5 лет, то уже на первом этапе развития ПС будет иметь место
чрезмерное завышение установленной мощности трансформаторов.
Сооружать же мощные узловые ПС в расчете на длительную экс-
плуатацию с одним автотрансформатором недопустимо, а замена в
будущем автотрансформаторов на более мощные не всегда целесооб-
разна. Поэтому на мощных узловых ПС уместна установка более
двух автотрансформаторов.
Пользуясь приведенным выражением для номинальной мощно-
Рmax
к-----— , опреде-
п— 1
лим ее для значений п=2; 3 и 4, как приемлемого числа устанавли-
ваемых автотрансформаторов, исходя при этом из принятого в сов-
ременной практике значения к=0,7 для п=2 и для нагрузки Ртах-
Номинальная мощность одного трансформатора SH0M при п—2,
3, 4,..., i составит:
^ном(п=2) ~ KPmax'i
^ном(п=4) — з кРтах’’
Следовательно, увеличение
торов приводит к уменьшению
Результаты расчетов приведены в табл. 4.6 и на рис. 4.6.
Из кривых (рис. 4.6) видно, что при установке на мощных уз-
ловых ПС 220—750 кВ четырех автотрансформаторов вместо двух
имеет место резкое снижение как единичной, так и суммарной уста-
новленной мощности автотрансформаторов (33,5 и 67,5 % соответ-
ственно). Как видно из таблицы, при четырех автотрансформаторах
суммарная установленная мощность трансформаторов 2SH0M близка
к максимуму нагрузки Ртах, а покрытие нагрузки в аварийном ре-
жиме близко к 100 %.
При двух автотрансформаторах суммарная установленная мощ-
ность в 1,4 раза больше максимума нагрузки, при четырех — прибли-
102
сти трансформатора (автотрансформатора) SH0M=
ном(п—3) g тах>
.9 — р
°ном(п=|) ._j max-
числа устанавливаемых трансформа-
их единичной мощности.
Таблица 4.6. Покрытие нагрузки Ртах в аварийном режиме
в зависимости от числа устанавливаемых трансформаторов
п Установленная мощность трансфор- маторов (автотрансформаторов) Покрытие нагрузки в аварийном
прн перегрузке r пер
единичная суммарная 1,3 1,4 1,5
с ном % 2SH0M %
2 0,7 Ртах 100 1 >4 Рmax 100 0,91 Ртах 0,98 Ртах 1,05 Рmax
3 0,35 Рmax 50 1,05 Р max 75 0>91 Р max 0,98 Ртах 1,05 Ртах
4 0,234 Рmax 33,5 0,936 Рmax 67,5 0,91 Ртах 0,98 Ртах 1,05 Ртая
Число трансформатора!}
зительно равна максимуму нагрузки, а покрытие нагрузки или обес-
печение перетоков мощности в аварийном режиме происходит за
счет использования перегрузочной способности в такой же степени,
как и для двухтрансформаторной ПС.
При четырех автотрансформаторах очередность их установки
(после первого) определяется динамикой роста нагрузки, что в боль-
шинстве случаев позволит рас-
средоточить по годам капита- 100
ловложеиия, исключая их за- о дд
мораживание. Следует учесть, |<г
что стоимость автотрансфор-
маторов на современных мощ-
ных узловых ПС достигает дд
примерно 45—50% полной gs
стоимости ПС. *§- ™
Учитывая целесообраз- 00
30
Рис. 4.6. Зависимость единичной 2С
Sbom и суммарной SSH0M уста-
новленных мощностей транс- _
форматоров на ПС от их чис- и
ла.
ность на мощных узловых ПС более двух автотрансформаторов,
можно произвести технико-экономическое сравнение вариантов и
определить минимум приведенных капитальных затрат с учетом
реальной динамики роста нагрузки вплоть до заданного конечного
расчетного уровня. В результате этих расчетов должно быть опре-
делено наиболее целесообразное число устанавливаемых автотранс-
форматоров, их номинальная мощность, очередность установки по
годам и др. Окончательный оптимальный вариант, как и в других
инженерных расчетах, выбирается по минимуму расчетных затрат.
д
3 = С + —— = С + ра к-*- min,
* ок
103
где С — ежегодные эксплуатационные расходы, включая стоимость
потерь энергии.
Соответствующие величины для определения капиталовложений
могут приниматься по прейскурантам, а при ориентировочных под-
счетах — по удельным стоимостям для различных типов трансфор-
маторов и автотрансформаторов.
Определение годовых эксплуатационных расходов, куда входят
потери электроэнергии в трансформаторах, зависит от типа устанав-
ливаемых трансформаторов.
Потери мощности в трансформаторах в каталожных материалах
обычно даются в виде потерь между обмотками, отнесенных к но-
минальной мощности. По известным формулам для схемы замещения
трехлучевой звезды определяются потери в обмотках трехобмоточ-
ных трансформаторов или автотрансформаторов (в последнем слу-
чае для приведения потерь к номинальной мощности автотрансфор-
матора необходимо потери разделить на квадрат коэффициента вы-
годности) .
Полные потери мощности в обмотках автотрансформаторов с
учетом фактически протекающих по ним потоков мощности (£д) ха-
рактеризуются коэффициентом загрузки Р=5д/5Ном и определяются
для любого момента времени из выражения
дЛс = ₽в д^нв + Рс д^нс + Рн Д^НН’
Полные годовые потери электроэнергии в автотрансформаторах,
кВт-ч, определяются по формуле
ДЭ = ДР0 тв + 2 (р2 ДРНВ + ₽2С ДРНС + ft АРНН) 1тах,
где ₽в, Рс, Рн — коэффициенты загрузки обмоток высшего, среднего
и низшего напряжений; Тв — число часов включения трансформато-
ров; Ттах — число часов максимальных потерь, зависящих от Тв
(значения ттах приведены в табл. 4.7); ДРнв, ДРнс, ДРнн —поте-
ри к. з. в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений.
Таблица 4.7. Значения Tmax=f (Тв) для разных cos ср
cos ф Значения при Т, ч
2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760
о,6 2800 3400 4200 5000 6100 7400 8760
0,8 .—. 2С00 2750 3600 4800 5800 7350 8760
1,0 900 1300 2000 2900 4200 5700 7300 8760
4.3. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Основные типы и область применения. Выключа-
тели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изоли-
рующей сред подразделяются на: масляные, воздушные, элегазовые,
вакуумные и выключатели с магнитным гашением дуги.
В сетях 6—20 кВ применяются в осиовиом малообъемные мас-
ляные выключатели, выключатели с магнитным гашением дуги и ва-
куумные. В качестве генераторных выключателей мощных блоков и
104
синхронных компенсаторов применяются воздушные выключатели.
В диапазоне напряжений 35—220 кВ при предельных токах от-
ключения 32—40 кА применяются масляные выключатели, в основ-
ном малообъемные. В сетях ПО и 220 кВ находят применение также
воздушные выключатели. В сетях 330 кВ и выше в основном приме-
няются воздушные выключатели. Все большее применение в миро-
вой практике для всех классов напряжений находят элегазовые вы-
ключатели.
Основные технические характеристики выключателей, выпуска-
емых отечественной промышленностью, приведены в приложениях
35—38.
Выбор выключателей. Выключатели выбираются по но-
минальным напряжению и току, отключающей способности, терми-
ческой и динамической стойкости к токам к. з.
При выборе выключателя по поминальному току должно соблю-
даться условие:
/ном > 1н>
где/ном — номинальный ток выключателя; 1И — расчетный ток на-
грузки с учетом возможной перегрузки той цепи, в которой установ-
лен выключатель; например, при выборке выключателя в цепи транс-
форматора необходимо учитывать возможность перегрузки его на
40 % (см. рис. 4.1).
Параметрами к. з., по которым производится проверка, отклю-
чающей способности выключателей, являются наибольший периоди-
ческий ток к. з. /к, отключаемый данным выключателем, относитель-
ное содержание апериодической составляющей и скорость восстанав-
ливающегося напряжения (СВН) v, т. е. напряжения, которое появ-
ляется между контактами выключателя вслед за отключением к. з.
Значение периодической составляющей /к в момент расхождения
контактов не должно превышать номинального тока отключения вы-
ключателя /цом,о (/ном.о^^к).
Скорость восстанавливающегося напряжения vB не должна пре-
вышать значение, допустимое для данного типа выключателя, ив>
<>^в,ном-
При снижении отключаемого тока по сравнению с /ном,о допу-
скается повышение скорости восстанавливающегося напряжения,
определяемое по формуле
^в/^в.ном = /цом,о//к»
где Ив,ном — номинальная СВН при /аом,о; vB — СВН при 1К; 1К — ток
к. з. в цепи, где производится выбор выключателя.
Проверка отключающей способности по СВН требуется только
для воздушных выключателей.
Относительное содержание апериодической составляющей тока
к. з. в момент отключения не должно превышать гарантируемого за-
водом значения. Проверка относительного содержания апериодичес-
кой составляющей тока к. з. требуется только на ПС с током к. з.
выше 0,7 /ном,о-
В одном и том же РУ выключатели различных цепей могут ра-
ботать в существенно различных условиях как по току к. з., так и
по скорости восстанавливающегося напряжения. Поэтому проверка
коммутационной способности выключателя должна производиться
для той цепи, где он установлен.
105
Токи короткого замыкания (/к). При проверке соот-
ветствия выключателя параметрам к. з. рекомендуются следующие
упрощения расчета. Если к. з. происходит в цепи генератора на ге-
нераторном напряжении, то расчет периодической составляющей то-
ка к. з. должен производиться с учетом затухания, которое может
достигать 15—20 % к моменту отключения выключателя (Г=0,10ч-
4-0,12 с). При к. з. на повышенном напряжении (одна трансформа-
ция) периодическая составляющая к тому же времени снижается на
10—15 % начального значения. При большом числе источников тока
в сети и удаленности значительной части их от места к. з. возможное
затухание периодической составляющей не превышает 5 %. Поэтому
в сетях 110 кВ и выше затуханием периодической составляющей
можно пренебречь.
Апериодическая составляющая тока к. з. зависит от многих
факторов, в частности от фазы возникновения к. з. на разных полю-
сах. При к. з. в момент перехода кривой напряжения через нулевое
значение в однофазной схеме апериодическая составляющая равна
амплитуде периодической составляющей. В трехфазной схеме иеод-
новременность к. з. на разных полюсах может приводить как к сни-
жению апериодической составляющей до нуля, так и к ее повыше-
нию до 35 % при неблагоприятных сочетаниях моментов возникно-
вения к. з. Так как вероятность неблагоприятных сочетаний мала,
при проверке выключателей на отключающую способность апериоди-
ческую составляющую в момент к. з. следует принимать равной
амплитуде начального значения периодической составляющей тока
к. з. При расчетах следует принимать затухание апериодической
составляющей по экспоненте с постоянной времени
ги0/Х,
где X— индуктивное сопротивление схемы замещения, приведенное
к точке к. з., которое определяет периодическую составляющую то-
ка к. з.; too — синхронная круговая частота; г — активное сопротивле-
ние схемы замещения, приведенное в точке к. з. При определении г
активные сопротивления ВЛ следует принимать равными активным
сопротивлениям проводов в схеме как прямой, так и нулевой после-
довательности.
Скорость восстанавливающегося напряжения.
Процессы восстановления напряжения при отключении к. з. в различ-
ных точках сети могут существенно отличаться по характеру проте-
кания и способу расчета. Наиболее характерными являются отклю-
чения: к. з. на линии (общий случай), неудалениое к. з. и к. з. в це-
пи трансформатора.
В одном и том же РУ выключатели разных цепей (и даже один
и тот же выключатель при к. з. в разных точках) могут работать в
любом из указанных характерных режимов.
Общий случай отключения. Воздушные выключатели
должны проверяться по СВН в тех случаях, когда отключаемый ток
превышает 0,4 /ном,о- Скорость восстанавливающегося напряжения
может быть определена по упрощенной формуле:
Где vB — расчетное значение СВН, кВ/мкс; 1К — периодическая сос-
тавляющая отключаемого тока к. з. (однофазного или трехфазиого),
106
кА; п — число ВЛ, остающихся в работе после отключения к. з.
(рис. 4.7): п=пл—1, если пл<3, п=пл—2, если ил>4; пл — общее
число ВЛ, подключенных к сборным шинам (при числе ВЛ больше
четырех учитывается, что одна из них может находиться в ремонте);
к — коэффициент, зависящий от числа проводов в фазе, для ВЛ с
одним проводом в фазе равный 0.2; с двумя 0,17, с тремя 0,14.
Рис. 4.7. Исходная схема (а) и схемы замещения для расчетов токов
к. з. (б) и СВН (в).
Если СВН, определенная по упрощенной формуле, превышает
0,4 кВ/мкс, то ее следует уточнить по следующей формуле, кВ/мкс:
ин = Р^2 /к ш0 — кс 10-®,
п
где «о — синхронная круговая частота; Z — эквивалентное волно-
вое сопротивление ВЛ, равное: при одном проводе в фазе 450, при
двух — 370 Ом; кс — коэффициент, учитывающий влияние емкости
С, определяемый по графику рис. 4.8, Ф:
С = 4,5zzT + 1,5лл + Со 10—®;
здесь лт — число подключенных трансформаторов и автотрансфор-
маторов; Со — емкость кабельных линий и коротких тупиковых ВЛ
(около 1—3 км), не учитываемых в числе пл,
0,8 (Хг + Хт) Хат
X — On L — --------------------- ,
о,8 (Хг + хт) + хат
где Хг, Хт, Хат — индуктивные со-
противления генераторов, транс-
форматоров, принимаемые при
расчетах токов к. з.
Поскольку отключаемый ток
/« и скорость восстанавливающе-
гося напряжения vB определяются
двумя независимыми расчетами
при представлении ВЛ в схемах
замещения соответственно индук-
тивным и волновым сопротивле-
ниями, необходимо, чтобы обе схе-
Рис. 4.8. Зависимость коэффициен-
та kc от параметров схемы заме-
щения рис. 4.7.
107
мы замещения строго соответствовали исходной схеме (см. рис. 4.7).
При расчетах принимаются следующие упрощения, не влияю-
щие заметно на точность определения параметров восстанавлива-
ющегося напряжения:
сеть более высокого напряжения за автотрансформатором мо-
жет представляться системой бесконечной мощности (хл, вп=0);
сеть более низкого напряжения, как и при расчетах токов к. з., мо-
жет учитываться эквивалентной индуктивностью;
влиянием сосредоточенных индуктивностей во всех узлах сети,
кроме того узла, для которого определяется восстанавливающееся
напряжение, можно пренебречь;
если от ПС отходят короткие ВЛ (£<3 км) с тупиковыми ПС
на конце, то они могут представляться в схеме замещения сосредо-
точенной емкостью 10-8 Ф/км.
Отключение неудаленного к.з. При неудаленном к.з.
на ВЛ возникает тяжелое для конкретного выключателя сочетание
высокой СВН и большого /к. Зона неудаленного к. з. ограничивается
точкой, в которой ток составляет 60% /ном при однофазном к. з.
В соответствии с ГОСТ выключатели напряжением ПО кВ и
выше должны быть способны отключить к. з. в любой точке ВЛ при
условии, что ток, протекающий через выключатель при к. з. на его
линейном выводе (т. е. вблизи шии), и СВН не превышают номи-
нальных значений для данного выключателя. Поэтому для выключа-
телей, удовлетворяющих требованиям ГОСТ, проверки на неудален-
ные к. з. не требуются.
Отключение к.з. в цепи трансформаторов. Под
отключением к. з. в цепи трансформатора подразумевается отключе-
ние тока, протекающего через трансформатор или автотрансформатор
при к. з. как в цепи трансформатора, Так и на сборных шинах РУ,
к которым подключен трансформатор. Отключение к. з. между транс-
форматором и проверяемым выключателем не относится к рассмат-
риваемому случаю, так как при этом ии /к, ни СВН ие зависят от
параметров трансформаторов.
Номинальный ток отключения воздушных выключателей на сто-
роне ВН и СН трансформаторов (автотрансформаторов) должен
превышать не менее чем в 3 раза ток к. з., протекающий через транс-
форматор. Это объясняется высокой СВН, возникающей в данном
случае.
Проверка выключателей на термическую и ди-
намическую стойкости к токам к. з. Электродинамиче-
ская стойкость выключателя характеризуется предельным сквозным
током, который приводится в каталогах в амплитудном imax или
Действующем знзчении Imax- Выключатель считается динамически
стойким, если соблюдено условие:
где <уд и /уд — расчетные значения тока трехфазиого к. з., по ко-
торым выбирают аппараты данной цепи.
Термическая стойкость выключателей характеризуется данным
заводом током термической стойкости (/*), т. е. током, который в
течение заданного времени t (указанным в каталоге) нагревает то-
коведущие части выключателей не выше установленной для него
максимально допускаемой температуры. Проверка на термическую
стойкость заключается в сопоставлении количества тепла, которое
108
может быть кратковременно выделено в аппарате, с количеством
тепла, которое выделяется в действительности при прохождении 1К
за время к. з.
Выключатель считается термически стойким, если соблюдается
условие:
/к — установившийся ток к. з.; tK — время протекания тока к. з.
4.4. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ,
КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ
Разъединители высокого напряжения в основном
предназначены для съема напряжения с того или иного участка цепи
и создания хорошо видимого воздушного изоляционного промежутка.
Разъединители позволяют надежно отсоединять участки, на которых
должны производиться ремонтные работы, от других частей установ-
ки, остающихся под напряжением.
Разъединителями допускается отключение емкостных токов оши-
новки, трансформаторов напряжения и намагничивающих токов си-
ловых трансформаторов, ие превышающих значений, указанных в
табл. 4.8 в зависимости от расстояния между полюсами.
Таблица 4.8. Токи, отключаемые разъединителями
и отделителями
Номинальное напряжение электроуста- новки, кВ Внд отделителя или разъедините- ля Наименьшее расстояние между полю- сами, м Максимальный отключаемый ток намагни- чивания, А Максимальный отключаемый зарядный ток, А
6—10 ВР, ГП 0,5 2,5 2,5
по ГП 2,0 2,0 1,5
220 ВР, ГП 3,5 3,0 —
330 ГП 6,0 5,0 —
500 ВР 7,5 8,0 —
500 ГП 8,0 5,0 —
Примечание. ВР — вертикально-рубягций тип; ГП — поворотный тип. горизонтально-
Отделители предназначены для автоматического отделения
поврежденного участка цепи в бестоковую паузу АПВ. Отделителями
допускается отключать те же токи, что и разъединителями.
Отделители снабжаются быстродействующими автоматическими
приводами, действующими иа включение или отключение.
Короткозамыкатели предназначены для передачи сигна-
ла на отключение питающей ВЛ при возникновении повреждений иа
ПС, выполненной по упрощенной схеме, путем создания металличе-
ского однополюсного к. з. Короткозамыкатели снабжены быстродей-
ствующим приводом, действующим на включение от устройств релей-
ной защиты.
109
Разъединители и отделители выбираются по номинальным напря-
жению и току и проверяются по стойкости к токам к. з.
Короткозамыкатели выбираются по номинальному иапряжеиию
и по стойкости к токам к. з., при этом за расчетный ток /к должен
приниматься ток двухфазного к. з. для сетей 35 кВ и однофазного
для сетей 110 кВ и выше.
Для правильного выбора аппаратуры необходимо учитывать ее
перегрузочную способность и температурные условия окружающей
среды. Допускается применение аппаратов для длительной работы
при температуре окружающего воздуха выше +35°, но не более
60 °C при условии снижения нагрузки, характеризуемого следующи-
ми коэффициентами:
Температура окружаю-
щей среды, СС . . . 35 40 45 50 55 60
Коэффициент снижения
нагрузки.............. 1,0 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61
Для температур окружающей среды ниже +35 °C допустимый
длительный рабочий ток может быть увеличен, но не более чем на
20%:
Температура
окружающей
среды, +°С . 35 30 25 20 15 10 5 0
Коэффициент
допустимой
нагрузки . . 1,0 1,03 1,06 1,09 1,12 1,15 1,18 1,2
При выборе аппарата по номинальному току должно соблюдать-
ся условие:
/ноМ /н>
где /ном — номинальный ток аппарата, А; /н — расчетный ток нагруз-
ки, А, с учетом возможной перегрузки той цепи, в которой установ-
лен аппарат. Например, при выборе аппарата в цепи трансформатора
необходимо учитывать возможность его перегрузки до 40%. Для ап-
паратуры, установленной в цепи ВЛ, необходимо учитывать ава-
рийные режимы, вплоть до передачи мощности, соответствующей
нагреву.
Аппарат считается динамически стойким к токам к. з., если со-
блюдено условие:
i > д или I > A®',
max УД max УР,
где йуд) и /уд—соответственно максимальное и среднеквадратичное
значения ударного тока к. з., по которым выбирают аппараты дайной
цепи, imax и 1-тах — каталожные значения максимального тока к. з.
(амплитуда и среднеквадратичное значение) для выбранного аппа-
рата.
Аппарат является термически стойким к токам к. з., если соблю-
дено условие
72 f > /2 /
Ч1 * 2к гк>
ПО
где It—ток термической стойкости аппарата для времени t (каталож-
ные данные); /к — установившийся ток к.з.; /к — время протекания
тока к. з.
4.5. ПРОВОДА, ШИНЫ И КАБЕЛИ. ИЗОЛЯТОРЫ
На ПС в качестве токоведущих частей, как правило, применяют
шины, неизолированные провода и силовые кабели. Алюминиевые
шины и неизолированные алюминиевые и сталеалюминиевые провода
используют для выполнения сборных шин РУ и для присоединения
к сборным шинам электрических аппаратов отдельных цепей. Кабе-
ли применяют для питания потребителей собственных нужд и для
выводов к потребителям. Кабели и шины, кроме того, используются
для соединения РУ с трансформаторами или генераторами (синхрон-
ными компенсаторами).
Выбор токоведущих частей. По условиям нормально-
го режима токоведущие части ПС выбирают по экономической плот-
ности тока и по условию длительного нагрева. Кабель, кроме того,
подбирается по номинальному напряжению.
Экономическое сечение шин, кабелей и проводов определяют из
условия
*^эк = раб/Jэк •
где /раб — рабочий ток цепи при нормальной работе; /эк — экономи-
ческая плотность тока, определяемая по табл. 4.9.
Таблица 4.9. Экономическая плотность тока, А/мм2,
при различной продолжительности использования максимума
нагрузки, ч
Проводники От 1000 до 3000 От 3000 до 5000 От 5000 до 8760
Неизолированные провода и шины:
медные (применяются как исключение) 2,5 2,1 1,8
алюминиевые (и стале- алюминиевые провода) Кабели с бумажной и про- вода с резиновой и поли- винилхлоридной изоля- цией с жилами: 1,3 1,1 1,°
медными 3,0 2,5 2,0
алюминиевыми 1,6 1,4 1,2
Кабели с резиновой и пла- стмассовой изоляцией с медными жилами 3,5 3,1 2,7
Проверке на экономическую плотность тока не подлежат ответ-
вления к отдельным токоприемникам напряжением до 1000 В, а так-
же сборные шины электроустановок всех напряжений.
111
По условиям длительного нагрева токоведущие части проверя-
ются по условию
Люп Imaxt
где /доп — допускаемый ток для данного проводника, принятый из
таблиц, с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки
и температуру окружающей среды; /тпх — максимально возможный
длительный ток для данного проводника как в рабочем, так и ава-
рийном режимах.
Выбранные по экономической плотности тока или по длительно
допустимому току токоведущие части должны быть проверены на
термическую стойкость к токам к. з. Проводник является термически
стойким, если соблюдено условие
s>-^VTK,
с
где S — сечение проводника; /к— установившийся ток к. з.; /к—
время прохождения тока к. з.; скоэффициент, равный: для медных
шин и кабелей до 10 кВ — 165; для алюминиевых шин, проводов и
кабелей до 10 кВ — 88; для стальных шин при нагреве до 300 °C—
60; для стальных шин при нагреве до 400 °C—70.
На динамическую стойкость к токам к. з. проверяют шинные кон-
струкции, состоящие из жестких шин, укрепленных на опорных изо-
ляторах. Ввиду сложности форм выполнения шинных конструкций,
сложности учета сил, действующих при к. з., наличия собственных
механических колебаний шин, опорных изоляторов и несущих конст-
рукций точный механический расчет шин может быть выполнен толь-
ко с применением ЭВМ.
Ниже приводится упрощенная методика расчета шии как много-
пролетных балок, свободнолежащих на жестких опорах и находя-
щихся под действием равномерно распределенной нагрузки, приме-
няемая при расчете жесткой ошиновки РУ напряжением до 20 кВ.
Рассматривая шину как многопролетную балку, свободно лежа-
щую на опорах с равномерно распределенной нагрузкой, наибольший
действующий на нее изгибающий момент, Н-м, определяется по фор-
муле
Л4 = Д2/100,
где I — расстояние между опорными изоляторами шинной конструк-
ции, см; f — сила, Н/м, приходящаяся на единицу длины для сред-
ней фазы, определяемая по формуле
i2
f = 0,177—^,
а
в которой Гуд — максимальное значение ударного тока, кА; а — рас-
стояние между шинами, м.
Максимальное расчетное напряжение в материале шины со-
ставит:
Орасч = М/Ц7,
где W— момент сопротивления шины относительно оси, перпендику-
лярной направлению действия силы, см3.
Для шин прямоугольного сечения момент сопротивления, см3,
равен:
112
при расположении шин по рис. 4.9, а
W = bh2/6;
при расположении шин по рис. 4.9, б
W = b2h/6,
где b,h~-размеры шии, см.
Для шии круглого сечения с диаметром d момент равен:
W = nd3/32 = 0,ld3.
Напряжение в материале шин не должно превосходить допусти-
мого для данного материала, т. е. <Трасч<одоп. Допустимое напряже-
Рис. 4.9. Различное взаимное
расположение шин.
Рис. 4.10. Крепление шины на
опорном изоляторе.
ние можно принять: для меди 140, для алюминия 70, для стали
160 МПа.
Для крепления токоведущих частей и установки оборудования
на ПС используются подвесные и опорные изоляторы, которые выби-
раются по номинальному напряжению и механической прочности.
Данные о применении основных типов изоляторов так же, как и
методы расчета механических нагрузок на подвесные изоляторы при
гибкой ошиновке, даны в разд. 10.
Нагрузки, воздействующие на опорные изоляторы при жесткой
ошиновке, могут быть определены только с применением ЭВМ.
Нагрузка, действующая иа опорные изоляторы, поддерживаю-
щие жесткую ошиновку напряжением до 20 кВ, может быть опреде-
лена с достаточной для практики точностью по формуле
^расч —fl>
где I — расстояние между изоляторами, м; f—сила, приходящаяся
на единицу длины, Н/м (рис. 4.9).
Изолятор считается динамически стойким к токам к. з., если со-
блюдено условие
^расч < О.бКразр-? , , >
«из "г “ш
где Fpasp — наименьшее разрушающее усилие изолятора по каталогу;
Лив — высота изолятора; Лш — расстояние от верхнего фланца изоля-
тора до центра тяжести шины (рис. 4.10).
8—862
ПЗ
Раздел пятый
ЗАЩИТА ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
И ЗАЗЕМЛЕНИЕ
5.1. ЗАЩИТА ОТ ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Опасные грозовые перенапряжения в РУ ПС возникают как при
непосредственном поражении их молнией, так и при набегании на
ПС грозовых волн с ВЛ в результате поражения проводов ВЛ мол-
нией или удара молнии в вершину опоры или трос.
Защита от прямых ударов молнии предусматривается для всех
ОРУ и открытых ПС напряжением 20—500 кВ, за исключением: ПС
20 * и 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью до 1600
кВ-А и всех ОРУ и ПС напряжением 20 и 35 кВ в районах с числом
грозовых часов в году не более 20, а также ОРУ и ПС напряжением
до 220 кВ на площадках с экви-
валентным удельным сопротивле-
нием земли в грозовой сезон более
2000 Ом • м при числе грозовых
часов в году не более 20.
Защита ОРУ напряжением
220 кВ и выше осуществляется,
как правило, молниеотводами,
устанавливаемыми на конструкци-
ях ОРУ. Возможно применение и
отдельно стоящих молниеотводов.
Открытые РУ НО и 150 кВ
могут защищаться стержневыми
молниеотводами, установленными
на конструкциях, если удельное
сопротивление земли в грозовой
сезон менее 1000 Ом • м.
Установка молниеотводов на
конструкциях ОРУ 35 кВ допуска-
Рис. 5.1. Зона защиты одиноч-
ного стержневого молниеотво- ется прн эквивалентном удельном
да высотой до 60 м. сопротивлении земли в грозовой
сезон до 500 Ом • м независимо от
площади ПС и до 750 Ом-м при
площади ПС более 10 000 м2. Установка молниеотводов на трансфор-
маторных порталах допускается только в том случае, если расстоя-
ние от стойки портала до трансформатора больше 15 м или если
удельное сопротивление земли менее 350 Ом-м и выводы 3—35 кВ
защищены разрядниками.
Во всех остальных случаях защита от прямых ударов молнии
осуществляется отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обо-
собленные заземлители с сопротивлением не менее ₽0 Ом.
Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода высотой до
60 м (рис. 5.1) определяется соотношением
1.6
=-----------Pha,
. . hx
114
где hx — высота точки на границе защищаемой зоны; /га — активная
высота молниеотвода •— превышение его над уровнем высоты hx-,
h — высота молниеотвода; р — коэффициент, зависящий от h : р= 1
при /г<30 м и р=5,5/К h прн /г>30 м.
Зона защиты двух стержневых молниеотводов одинаковой вы-
соты (рис. 5.2) определяется внешним радичсом гх, рассчитываемым
Рис. 5.2. Зона защиты двух равновысоких стержневых молниеотво-
дов высотой до 60 ц.
по приведенной выше формуле для одиночного молниеотвода, и наи-
меньшей шириной зоны защиты Ьх, определяемой по рис. 5.3.
Зоны защиты трех (рис. 5.4) н четырех (рис. 5.5) молниеотво-
дов значительно превышают сумму зон защиты одиночных молние-
отводов. Расчет размеров гх и Ьх производится по формулам и гра-
фикам, приведенным выше. Так как ОРУ располагаются на доста-
точно большой территории, они,
как правило, защищаются несколь-
кими молниеотводами. В этом слу-
чае внешняя часть зоны защиты
определяется так же, как и зона
защиты двух молниеотводов. Объ-
ект высотой hx, находящийся внут-
ри треугольника или прямоуголь-
ника, в вершинах которого уста-
новлены молниеотводы, защищен в
том случае, если диаметр окруж-
ности, проходящей через вершины
треугольника, в которых установ-
лены молниеотводы, или диагональ
прямоугольника, в углах которого
находятся молниеотводы, удовлет-
воряют условию £><8р(/г—hx) =
= 8рЛа. При произвольном распо-
ложении молниеотводов это усло-
вие должно быть проверено для
каждых трех ближайших к друг
другу молниеотводов в отдельно-
сти. При всех условиях высота hx
Рис. 5.3. Значение наименьшей
ширины зоны защиты Ьх двух
стержневых молниеотводов.
8*
115
Рис. 5.4. Горизонтальное сечение зоны защиты на уровне hx трех
стержневых молниеотводов одинаковой высоты.
1, 2, 3 — молниеотводы.
Рис. 5.5. Горизонтальное сечение зоны защиты на уровне hx четырех
стержневых молниеотводов одинаковой высоты.
должна быть меньше высоты /г0, определенной для каждой отдель-
но взятой пары молниеотводов.
Зона защиты двух молниеотводов различной высоты определя-
ется следующим образом (рис. 5.6): вокруг молниеотвода 1 большей
высоты строится зона защиты, как для одиночного молниеотвода. Да-
лее через вершину молниеотвода 2 меньшей высоты проводится го-
ризонтальная линия до пересечения с зоной защиты молниеотвода 1.
Принимая эту точку пересечения за вершину некоторого фиктивного
молниеотвода 3 той же высоты, что и меньший молниеотвод, строят
116
зону защиты для двух молниеотводов 2 и 3, очертания которой огра-
ничивают внутренний участок зоны защиты.
Здания ЗРУ и закрытых ПС защищаются от прямых ударов
молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20.
Защита зданий, имеющих металлические покрытия кровли или
железобетонные несущие конструкции кровли, выполняются зазем-
Рис. 5.6. Зона защиты двух молниеотводов разной высоты.
1, 2 — молниеотводы; 3 — вершина фиктивного молниеотвода.
лением этих покрытий. Для защиты зданий, крыша которых не име-
ет металлических или железобетонных покрытий либо несущих кон-
струкций или не может быть заземлена, следует устанавливать
стержневые молниеотводы или молниеприемные сетки непосредст-
венно на крыше зданий.
Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перена-
пряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов
молнии тросом, установкой на ВЛ искровых промежутков и трубча-
тых разрядников, а также установкой на ПС вентильных разрядни-
ков. Длина защищенных тросом подходов ВЛ, сопротивление зазем-
ления опор, количество тросовых молниеотводов и защитные углы
приведены в табл. 5.1.
Если ВЛ 35—20 кВ построена на деревянных опорах, на пер-
вой опоре подхода, считая со стороны ВЛ, необходимо установить
комплект трубчатых разрядников.
В РУ напряжением 35 кВ и выше, к которым присоединены ВЛ,
устанавливаются вентильные разрядники. Расстояния по шинам,
включая ответвление от разрядников до трансформаторов и аппара-
тов, не должны превышать величин, указанных в приложениях
10—12.
Для защиты обмоток автотрансформаторов, обмоток 330 и 500
кВ трансформаторов, обмоток 150 и 220 кВ трансформаторов, имею-
щих основной уровень изоляции по ГОСТ, и шунтирующих реакто-
ров 500 кВ вентильные разрядники устанавливаются непосредствен-
но у защищаемого объекта, без коммутационных аппаратов. Неис-
117
Таблица 5.1. Защита подходов ВЛ к ПС
Номиналь- ное напря- жение ВЛ, кВ Подходы ВЛ на портальных опо- рах Подходы ВЛ на одностоечных опорах
Длина защи- щенного под- хода с повы- шенным уров- нем грозо- упориости, км Число тросов Защитный угол троса, град Длина защи- щенного под- хода с повы- шенным уров- нем грозо- упориости, км Число тросов Защитны угол тро- са, град
35 1—2 2 25—30 1—2 1—2 30
НО 1—3 2 25—30 1—3 1—2 25
150 2—3 2 25—30 2—3 1—2 25
220 2—3 2 25 2—3 2 20
330 2—4 2 25 2—4 2 20
500 3—4 2 25 — — —1
Примечание. Сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ всех
напряжений в зависимости от удельного сопротивления грунта: до 10 Ом-м—
10 Ом; 100—500 Ом-м — 15 Ом; более 500 Ом-м —20 Ом.
пользованные обмотки НИ и СН силовых трансформаторов соединя-
ются в звезду или треугольник и защищаются вентильными разряд-
никами, включенными между вводами каждой фазы и землей.
Распределительные устройства 3—20 кВ, к которым присоеди-
нены ВЛ, защищаются вентильными разрядниками, установленными
на шинах или у трансформатора. Защиту ПС напряжением 35—
ПО кВ с трансформаторами мощностью до 40 000 кВ-А, присоединя-
емых к ответвлениям протяженностью менее требуемой длины за-
щищаемого подхода (см. табл. 5.1) от действующих ВЛ с деревян-
ными, металлическими или железобетонными опорами без троса, до-
пускается выполнять по упрощенной схеме (рис. 5.7), включающей:
установку вентильных разрядников на расстоянии не более 10 м от
трансформатора; тросовые молниеотводы подхода к ПС, сооружен-
ные на всей длине ответвления; при длине подхода менее 150 м тро-
совыми молниеотводами дополнительно защищаются по одному про-
Рис. 5.7. Схема защиты ПС от грозовых перенапряжений с ВЛ.
118
лету ВЛ по обе стороны от отпайки; комплекты трубчатых разряд-
ников Р1\ и РТз с сопротивлением заземления не менее 10 Ом,
устанавливаемые на деревянных опорах — РТ2 на первой опоре с
тросом со стороны ВЛ и PTt на незащищенном участке ВЛ на рас-
стоянии 150—200 м от РТ2\ при длине подхода более 500 м разряд-
ники Р1\ не устанавливаются.
5.2. ЗАЗЕМЛЕНИЕ
Заземляющие устройства являются составной частью большин-
ства электроустановок и служат для обеспечения необходимого уров-
ня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за
ее пределами, для отвода в землю импульсных токов с молниеотво-
дов и разрядников, для создания цепи при работе защиты от замы-
каний на землю и для стабилизации напряжения фаз электрических
сетей относительно земли.
Наиболее жесткие требования предъявляются к заземляющим
устройствам условиями обеспечения безопасности, так как для изо-
ляции электрооборудования опасные разности потенциалов во всех
случаях значительно превышают напряжения, опасные для челове-
ческого организма.
Для заземлений электроустановок различных назначений и раз-
личных напряжений на ПС, как правило, применяется одно общее за-
земляющее устройство (рис. 5.8).
Заземлению подлежат корпуса электрических машин, трансфор-
маторов, аппаратов, приводы электрических аппаратов, каркасы
Рис. 5.8. Заземляющее устройство ПС ПО кВ.
119
распределительных щитов, щитов управления, ящиков и шкафов, а
также вторичные обмотки измерительных трансформаторов.
Сопротивление заземляющего устройства, используемого для за-
земления электроустановок различных назначений и различных на-
пряжений, должно удовлетворять требованиям к заземлению того
оборудования, для которого необходимо наименьшее сопротивление
заземляющего устройства.
Заземление электроустановок напряжением до 1000 В с глухим
заземлением нейтрали осуществляется при помощи заземляющего
устройства с сопротивлением не более 4 Ом. К этому устройству при-
соединяются нейтрали генераторов и трансформаторов. Для обеспе-
чения автоматического отключения поврежденных участков сети с
наименьшим временем отключения необходимо обеспечить металли-
ческую связь корпусов электрооборудования с заземленной
нейтралью электроустановки.
Заземление электроустановок напряжением выше 1000 В с ма-
лыми токами замыкания на землю осуществляется при помощи за-
земляющего устройства, сопротивление которого 7? составляет
7? = 250//,
если оно используется одновременно и для электроустановок до
1000 В,и
/?,= 125//,
если заземляющее устройство используется только для электроуста-
новок напряжением выше 1000 В, где / — расчетный ток замыкания
на землю.
В сетях с компенсацией емкостных токов за расчетный ток за-
мыкания на землю принимается для заземляющих устройств, к ко-
торым присоединены компенсирующие аппараты, ток, равный 125%
номинального тока этих аппаратов, для остальных заземляющих
устройств — остаточный ток замыкания на землю, но не менее 30 А.
Во всех случаях сопротивление заземляющего устройства не должно
превышать 10 Ом.
Заземление электроустановок выше 1000 В с большим током за-
мыкания на землю осуществляется при помощи заземляющего
устройства, выполненного с соблюдением требований, предъявляемых
лцбо к сопротивлению растекания, либо к напряжению прикосно-
вения.
Заземляющее устройство ПС, которое выполняется с соблюде-
нием требований, предъявляемых к его сопротивлению растекания,
должно иметь сопротивление в любое время года не более 0,5 Ом.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения
присоединения электрооборудования к заземлителю на территории,
занятой оборудованием, на глубине 0,5—0,7 м прокладываются про-
дольные и поперечные горизонтальные заземлители, образующие за-
земляющую сетку. Продольные заземлители прокладываются вдоль
оборудования со стороны его обслуживания на расстоянии 0,8—
1,0 м от фундаментов. Если расстояние между фундаментами двух
рядов оборудования не превышают 3 м, можно прокладывать один
заземлитель на два ряда оборудования. Поперечные заземлители
прокладываются в удобных местах с переменным шагом, увеличива-
ющимся от периферии к центру: 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0
и 20,0 м.
Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающей к местам при-
120
соединения к заземляющему устройству нейтралей силовых транс-
форматоров и КЗ, не должно превышать 6 м.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением
требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно
обеспечивать в любое время года в режиме однофазного к. з. значе-
ния напряжений прикосновения на территории ПС, не превышающие
указанных ниже значений:
Длительность воздейст-
вия, с...............До 0,1 0,2 0,5 0,7 1,0 От 1,0
доЗ
Наибольшее допустимое
напряжение прикос-
новения, В............. 500 400 200 130 100 65
Сопротивление заземляющего устройства при этом не нормиру-
ется, а размеры ячейки заземляющей сетки не должны превышать
30 м.
Расчет заземляющего устройства по напряжению прикосновения
выполняется на ЭВМ по специальным программам.
Во всех случаях напряжение на заземляющем устройстве при
стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать
10 кВ:
П3 у— /расч^з кВ»
где /расч — расчетный ток замыкания на землю, стекающий с зазем-
ляющего устройства, равный наибольшему значению тока, стекающе-
го с заземлителя при однофазных к. з. внутри заземлителя или вне
его; 7?3 — сопротивление заземляющего устройства.
Сопротивление заземляющего устройства зависит от сопротивле-
ний естественного 7?е и искусственного заземлителей 7?и и определя-
ется по формуле
п __ Ки
3~ Яе + Яи '
Сопротивление искусственного заземлителя определяется по фор-
муле
Яи = 0,44
Рак _|_____________________Рэк_________________
\ и /
где рэк — эквивалентное сопротивление земли; S — площадь заземли-
теля; С = 20 (зЗ,6 + Vs)l(278+Vs); па-, 13 — количество и длина
вертикальных заземлителей; мк; 1к — количество и длина железобе-
тонных стоек, присоединенных к заземлителю; I — глубина погруже-
ния наиболее заглубленных вертикальных элементов (l=^ls+t при
1=1к при /а+/</к); t — глубина заложения горизонтальных
элементов заземлителя.
В качестве естественных заземлителей может использоваться
система трос—опоры, металлические оболочки кабелей и металличе-
ские трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидко-
стей и газов.
121
Сопротивление системы трос-—опоры, Ом, определяется по фор-
муле
7?е ~ ^оп + ^тр >
где /?оп — сопротивление заземляющего устройства одной опоры;
ZTp — сопротивление троса в одном пролете.
Ниже приведено сопротивление 1 м троса в зависимости от его
сечения:
Сечение троса, мм2 ...................... 35 50 70
Сопротивление 1 м троса, Ом.............. 0,005 0,003 0,002
Сопротивление оболочек кабелей, Ом, определяется по формуле
Re = 0,01р/?',
где р — удельное сопротивление земли; R' — сопротивление растека-
нию оболочек кабеля в грунте с удельным сопротивлением р=
= 100 Ом-м.
Сопротивление растеканию металлических оболочек кабеля в
грунте с р= 100 Ом-м в зависимости от числа кабелей имеет следу-
ющие значения:
Число кабелей.....................................1 2 3
R', Ом..........................................2,0 1,5 1,2
Сопротивление неизолированного металлического трубопровода,
Ом, определяется по формуле
где It — длина трубопровода; d — наружный диаметр трубопровода;
t — глубина заложения трубопровода; р — удельное сопротивление
земли.
Сечение элементов заземлителя и заземляющих проводников вы-
бирается исходя из требований, предъявляемых к механической
прочности, термической и коррозионной стойкости.
Заземлители и заземляющие проводники выполняются из стали
и соединяются сваркой.
Размеры заземлителей н заземляющих проводников по механиче-
ской прочности должны быть не менее приведенных ниже:
Круглые (прутковые), диаметр, мм............................10
Круглые оцинкованные, диаметр, мм........................... 6
Прямоугольные:
сечение, мм2............................................48
толщина, мм............................................. 4
Угловая сталь, толщина полок, мм............................ 4
Стальные трубы, толщина стенок, мм.........................3,5
На термическую стойкость проверяются горизонтальные элемен-
ты заземлителя и заземляющие проводники ПС НО кВ и выше. При
этом предполагается, что через заземляющие проводники протекает
весь ток однофазного к. з., а через горизонтальные элементы зазем-
лителя — его половина. В этом случае для предельной температуры,
122
равной 400 °C, наименьшее допустимое сечение проводника, мм2, оп-
ределяется по формулам:
для горизонтальных элементов заземлителя
ST у —
136 '
для заземляющих проводников
где /Р — расчетный ток однофазного к. з., А; Тк — время протекания
тока к. з., равное суммарному времени срабатывания основной защи-
ты и полного времени отключения выключателя, с.
Минимальное допустимое сечение проводника, мм2, по условиям
коррозионной стойкости определяется по формуле
Smin = ^т.у + SKOp,
где Shop — уменьшение сечения проводника в процессе коррозии, мм2.
Уменьшение сечения, мм2, за расчетный срок службы для круг-
лого проводника определяется по формуле
^кор = 3,14 Scp (dH -|- 6Ср),
где d„—наружный диаметр проводника; 6Ср—средняя глубина кор-
розии, мм, по сечению проводника, определяемая по формуле
Sep = «к In3 Г + &к Т + ск In т + dK,
где Т — расчетный срок службы заземлителя, месяц; ак, bK, ск, dK —
коэффициенты, зависящие от грунтовых условий, приведенных в
приложении 13.
Раздел шестой
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
6.1. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Приемниками собственных нужд являются оперативные цепи,
электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродви-
гатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений элект-
роподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шка-
фов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация
и т. д.
Приемники собственных нужд классифицируются по ответствен-
ности и по длительности включения.
А. По ответственности:
А-1. Приемники, отключение питания которых приводит к на-
рушению нормального режима эксплуатации, к частичному или пол-
123
ному отключению ПС, к аварии основного оборудования. Для прием-
ников этой группы необходимо предусмотреть двойное питание от
разных секций щита собственных иужд с автоматическим резервиро-
ванием.
А-2. Приемники, отключение питания которых допустимо на 20—
40 мин на ПС с дежурным персоналом или до приезда обслужива-
ющего персонала на ПС без дежурного персонала. Восстановление
питания этой группы приемников допустимо осуществлять вручную.
А-3. Приемники, отключение которых возможно на более дли-
тельное время.
Б. По длительности включения:
Б-1. Приемники, постоянно включенные в сеть (в том числе
цепи управления и релейной защиты).
Б-2. Приемники, включаемые периодически (например, в зависи-
мости от температуры наружного воздуха или от технологических
перерывов в работе).
Б-3. Приемники, включаемые во время ремонта.
Перечень приемников собственных нужд с указанием их класси-
фикации по ответственности и длительности включения приведен в
табл. 6.1.
Таблица 6.1. Классификация приемников собственных нужд
Наименование приемников По ответст- венности По длитель- ности вклю- чения
Оперативные цепи А-1 Б-1
Электродвигатели системы охлаждения А-1 Б-1
трансформаторов Электродвигатели компрессоров А-2 Б-2
Зарядно-подзарядные устройства акку- А-2 Б-2
муляторной батареи Освещение А-2 Б-2
Электроотопление помещений А-2 Б-2
Электроподогрев аппаратуры и шкафов А-2 Б-2
высокого напряжения Вентиляция и технологическая нагрузка А-3 Б-2
вспомогательного здания Мастерские А-3 Б-2
Связь и телемеханика А-1 Б-1
Электродвигатели смазки и техническо- А-1 Б-1
го водоснабжения синхронных ком- пенсаторов Электродвигатели насосов пожароту- А-1 Б-3
шения Маслоочистительная установка А-3 Б-3
Грузоподъемные устройства А-3 Б-3
На ПС, как правило, сеть собственных нужд имеет напряжение
380 В с заземленной нейтралью. Напряжение 220 В с изолированной
нейтралью применяется как исключение на ПС с протяженной ка-
бельной сетью 6—10 кВ для возможности присоединения в нейтраль
трансформатора собственных нужд, соединенного по схеме звезда
124
с выведенной нейтральной точкой — треугольник, дугогасящей ка-
тушки.
Схемы питания собственных нужд на ПС (рис. 6.1) выполняют-
ся в двух основных вариантах: работающие с неявным резервом
(схемы 2, 3) и работающие с явным резервом (схемы 1, 4—6).
Рис. 6.1. Схемы питания собственных нужд.
Р — резервный трансформатор.
125
Схема 1 в части, изображенной сплошными линиями, применя-
ется на однотрансформаторных ПС. На этих ПС в зависимости от
мощности и ответственности может быть установлено и два транс-
форматора собственных нужд, один из которых питается от ввода
главного трансформатора, другой — от постороннего источника пи-
тания.
Схема 2 применяется при двух трансформаторах собственных
нужд и является основной схемой с неявным резервом. Шины
380/220 В секционируются нормально отключенным автоматическим
выключателем с устройством АВР двустороннего действия. В нор-
мальном режиме каждый трансформатор питает приемники одной
секции шин, при обесточении которой подается питание от другой
секции шин автоматическим включением секционного выключателя.
Схема 3 состоит из двух самостоятельных схем 2 и применяется
в основном в районах с низкими температурами дли ПС, оборудо-
ванных масляными выключателями, потребляющими большие мощ-
ности на подогрев. По этой схеме одна пара трансформаторов пита-
ет приемники отопления помещений и подогрева выключателей и по
окончании зимнего сезона отключается, вторая пара трансформато-
ров меньшей мощности работает круглогодично и питает всю осталь-
ную нагрузку.
Схема 4 имеет два рабочих и один резервный трансформатор,
подключаемый, как правило, к независимому источнику питания.
Резервный трансформатор нормально отключен со стороны высшего
и низшего напряжений и включается при исчезновении напряжения
на одной из секций шин рабочих трансформаторов. Схема приме-
няется в основном в тех случаях, когда нагрузка собственных нужд
ПС превышает 1000 кВ-А.
Схемы 5 и 6 являются развитием схемы 4. В них число рабочих
трансформаторов равно соответственно трем и четырем при одном
резервном. Схемы применяются на мощных ПС при установке одного
щита в ОПУ, другого в здании вспомогательных устройств синхрон-
ных компенсаторов с распределением приемников собственных нужд
между этими двумя щитами по признаку их территориального рас-
положения.
Определение суммарной расчетной мощности приемников собст-
венных нужд производится с учетом коэффициента спроса а (при-
веденного в табл. 6.2), учитывающего использование установленной
мощности и одновременность их работы.
Т а блица 6.2. Коэффициенты спроса приемников собственных
нужд
Наименование приемника Коэффи- циент спроса
Освещение ОРУ: 0,5
при одном ОРУ
при нескольких ОРУ 0,35
Освещение помещений 0,6—0,7
Охлаждение трансформаторов 0,8—0,85
Компрессоры 0,4
Зарядно-подзарядные устройства 0,12
Электроподогрев выключателей и электроотопление 1,0
126
Расчетная максимальная мощность собственных нужд опреде-
ляется суммированием установленной мощности отдельных прием-
ников, умноженной на коэффициенты спроса, причем для схемы /
и 2 это делается для всей П-С в целом, для схемы 3 для каждой па-
ры трансформаторов отдельно и для схем 4—6 отдельно для каж-
дого рабочего трансформатора.
Следует учесть, что активные и реактивные мощности собствен-
ных нужд определяется отдельно для зимнего (ХР3, 2Q3) и летнего
(ЕРл, SQn) максимумов. Полная расчетная мощность для лета и
зимы определяется по формулам:
25л = К(2Рл)а + (2<2л)а ;
2S3 = /(2P3)2 + (2Q3)2.
За расчетную мощность (5расч) для выбора трансформаторов
собственных нужд принимается большая из них.
Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд,
работающих по схемам 1—3, определяется по условию:
5т>:5расч для ПС без дежурного персонала;
5т>5Расч/1,3 для ПС с дежурным персоналом.
Коэффициент 1,3 учитывает допустимую перегрузку трансфор-
матора в течение 2 ч для трансформаторов мощностью до 630 кВ-А.
Номинальная мощность трансформаторов собственных нужд,
работающих по схемам 4—6, определяется по следующим условиям:
для рабочих трансформаторов 5т^=5расч; мощность резервного
трансформатора принимается равной мощности наибольшего рабо-
чего трансформатора.
Выбранные по приведенным выше условиям для всех схем транс-
форматоры проверяются на допустимую нагрузку при производстве
ремонтных работ, при которых допускается перегрузка трансформа-
торов на 15—20%.
Для питания сети собственных нужд ПС используются масля-
ные трансформаторы: серии ТМ со схемами соединения обмоток
звезда — звезда с выведенной нейтральной точкой (в. н. т.) и звез-
да— зигзаг с в. н. т. мощностью до 250 МВ-А и звезда-—звезда
с в. н. т. и треугольник — звезда с в. н. т. мощностью 400 и 630 кВ-А,
а также типа ТМС с щ=8% со схемой соединения обмоток
треугольник — звезда с в. и. т. мощностью до 1000 кВ-А. Примене-
ние трансформаторов большей мощности ограничивается стойкостью
аппаратуры низкого напряжения к токам к. з. Схемы соединения об-
моток звезда — зигзаг с в. и. т. и треугольник — звезда с в. н. т. при-
меняются для увеличения чувствительности автоматических выклю-
чателей при однофазном к. з. в сети НН.
Присоединение трансформаторов собственных нужд к питаю-
щей сети зависит от системы оперативного тока, применяемой на
ПС. Для ПС на переменном или выпрямленном оперативном токе
трансформаторы собственных нужд со стороны ВН присоединяются:
на ПС ПО кВ и выше через предохранители к вводам 6—10 кВ
главных трансформаторов до их выключателей, а при наличии ре-
акторов — между реакторами и выключателями;
на ПС 35 кВ через предохранители к питающей ВЛ 35 кВ.
Для ПС на постоянном оперативном токе с аккумуляторными
батареями трансформаторы собственных нужд присоединяются:
через предохранители или выключатели к шинам распредели-
тельного устройства 6—35 кВ;
127
к обмотке 6-—35 кВ автотрансформаторов по блочной схеме.
Резервный трансформатор собственных нужд на ПС вне зави-
симости от системы оперативного тока целесообразно присоединять
к независимому источнику питания, например к ВЛ 6—35 кВ от
соседней ПС.
Расчет токов к. з. в сети 380/220 В переменного тока произво-
дится с учетом активного и реактивного сопротивлений элементов
расчетной схемы, однако ввиду сравнительно большого сопротивле-
ния трансформаторов собственных нужд сопротивление питающей
сети не учитывается.
Периодическая составляющая тока трехфазного к. з, определя-
ется по формуле
43| = y,J(/7z),
raeZ-V (Зд? + рх)! ; Vm, — номинальное напряжение.
При к. з. на щите собственных нужд учитывается сопротивле-
ние трансформатора собственных нужд и кабеля от него к щиту
собственных нужд, а при к. з. на линейных присоединениях учиты-
вается также сопротивление кабелей от щита собственных нужд
до соответствующей точки сети.
Учитывается также активное сопротивление контактов, включая
переходное сопротивление в месте к. з., равное в сумме 0,015 Ом.
Ударный ток определяется по формуле
Токи однофазного к. з. на землю определяются по формуле
1,05 Г7НОм___
/ т \'
I z' + У z
I т 1 п I
\ 1 1
где Z т — сопротивление нулевой последовательности трансформа-
тора собственных нужд; Zn — сопротивление участка сети.
Автоматические выключатели в схемах собственных нужд при-
меняются серий А3100, А3700 и АВС. Выключатели А3100 применя-
ются на линейных присоединениях щита собственных нужд, имеют
зависимую от тока выдержку времени с переходом на мгновенную
отсечку при больших токах.
Выключатели А3700 применяются на вводах и секционных свя-
зях трансформаторов мощностью до 250 кВ-А и на линейных при-
соединениях, они имеют ограниченно зависимую от тока выдержку
времени срабатывания. В независимой части характеристики выдерж-
ка времени составляет 0,1—0,4 с.
Выключатели АВМ применяются на вводах и секционных свя-
зях трансформаторов мощностью 400—1000 кВ-A, они имеют огра-
ниченно зависимую от тока выдержку времени срабатывания. В не-
зависимой части характеристики выдержка времени составляет 0,2—
0,6 с.
Выбор автоматических выключателей производится по:
длительному расчетному току
/ном.р /расч>
где /ном, р — номинальный ток расцепителя;
128
пусковому току электродвигателя
/отс ^/п,д,в>
где /ото — ток отсечки автоматического выключателя; /п, д, в— пус-
ковой ток двигателя; k — коэффициент, равный 1,2 для автомати-
ческих выключателей А3700 и АВМ и 1,3 для автоматических вы-
ключателей АЗ 100;
отключающей способности
/ >/1 * (3)
' откл ‘ к ’
где /откл — ток отключения автоматического выключателя;
динамической стойкости
^УЛ.Лоп > «уд,
где «уд, доп— ток динамической стойкости автоматического выклю-
чателя;
термической стойкости
/2*>[/<3ЧЧ.
где to — выдержка времени автоматического выключателя при то-
ке/<3>.
При автоматических выключателях, имеющих комбинированные
или только тепловые расцепители, должно быть выдержано соотно-
шение
/(1)
' ном.р
где /,<—ток однофазного к. з. в конце защищаемой ВЛ.
При автоматических выключателях, имеющих только электро-
магнитный или полупроводниковый расцепитель,
1 отс
где kp — коэффициент, равный 1,4 для автоматических выключате-
лей с номинальным током до 100 А и 1,25 для остальных выключа-
телей.
В зависимости от конкретных условий на ПС могут быть один,
два и более центральных щитов 380/220 В, например в зданиях
ОПУ и вспомогательных устройств синхронных компенсаторов. Щи-
ты 380/220 В могут питаться от щита, расположенного в ОПУ, или
от самостоятельных трансформаторов собственных пужд.
Распределение приемников между щитами осуществляется по
принципу территориальной близости к ним и удобства обслужива-
ния. Так, устройства охлаждения трансформаторов целесообразно
питать со щита, расположенного в здании вспомогательных уст-
ройств синхронных компенсаторов. Приемники небольшой мощности,
относящиеся к категории А-1, нормально питаются от одной секции
шин собственных нужд и имеют резервное питание от другой секции
шин или резерв по оборудованию (например, два пожарных насоса,
питаемых с разных секций).
Для большой надежности и равномерности загрузки трансформа-
торов собственных нужд мощные и сосредоточенные приемники
9—862
129
Рнс, 6.2. Схема сети собственных нужд подстанции 110 кВ.
собственных нужд, например охлаждения трансформаторов, прием-
ники в здании компрессорной, подогрева баковых выключателей в
нормальном режиме питаются от двух секций шин. Для питания
цепей подогрева баковых выключателей в ОРУ около них устанав-
ливаются индивидуальные ящики, которые комплектуются автома-
тическими выключателями и допускают одновременное или разно-
временное включение подогрева баков и приводов выключателей.
Питание цепей подогрева оборудования шкафов наружной ус-
тановки и релейной аппаратуры, КРУП, приводов разъединителей
330 кВ и выше, шкафов зажимов и т. д. осуществляется заходами
от щита собственных нужд по тупиковой схеме.
На щите собственных нужд устанавливаются панели с отходя-
щими линиями, имеющие автоматические выключатели и магнитные
пускатели для автоматического включения и отключения питания
цепей подогрева от датчиков температуры наружного воздуха.
На рис. 6.2 дан пример схемы сети собственных нужд ПС
ПО кВ с двумя трансформаторами мощностью по 10 МВ-А.
6.2. ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
Все освещение на ПС подразделяется на рабочее и аварийное.
Рабочее освещение является основным видом освещения и преду-
сматривается во всех помещениях ПС, а также на открытых участ-
ках территории, где в темное время суток может производиться ра-
бота или происходить движение транспорта и людей. Рабочее осве-
щение включает в себя общее стационарное освещение напряжением
220 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое перенос-
ными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках
и верстаках) напряжением 36 В и охранное освещение, выполняемое
при необходимости вдоль ограды территории ПС.
Следует иметь в виду, что аварийное освещение выполняется
в помещениях щита управления релейных панелей и силовых пане-
лей собственных нужд, ЗРУ, аппаратной связи и аккумуляторной
батареи только при наличии на ПС аккумуляторных батарей 220 В.
При отсутствии аккумуляторной батареи 220 В, но наличии ак-
кумуляторной батареи для работы аппаратуры связи на напряже-
нии 24—60 В аварийное освещение предусматривается лишь только
в помещениях щита управления и связи. При полном отсутствии на
ПС аккумуляторных батарей сеть рабочего освещения в помещении
щита управления должна быть разделена не менее чем на две
группы. Вне зависимости от наличия в помещениях ПС аварийного
освещения персонал должен быть снабжен переносными аккумуля-
торными фонарями.
Питание сети рабочего освещения осуществляется от общих с
силовыми потребителями трансформаторов собственных нужд с глу-
хозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие ав-
томатические выключатели устанавливаются только в фазных про-
водах, на нулевых проводах защитные и разъединяющие аппараты
не устанавливаются.
Напряжение ламп общего освещения принимается равным 220 В,
стационарного местного освещения 36 В, переносных ручных ламп
12 В.
Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется
от шин собственных нужд 380/220 В переменного тока и при исчез-
новении последнего автоматически переводится на шины оператив-
9*
131
него постоянного тока (рис. 6.3). Включение аварийного освещения
в каждом помещении производится отдельным выключателем. В по-
мещении щита управления предусматриваются постоянно включен-
ными одна-две лампы, присоединяемые непосредственно к шинам
постоянного тока через защитные аппараты (предохранители, ав-
томатические выключатели). В сети аварийного освещения защит-
ные и разъединяющие аппараты устанавливаются в обоих полюсах
группы.
Для освещения ПС используются обычные и галогеновые
(с йодным циклом) лампы накаливания, а также газоразрядные
Рис. 6.3. Схема питания сети
аварийного освещения.
1 — распределительный щит аварий-
ного освещения; 2 — распредели-
тельный щит 380/220 В переменного
тока; 3 — распределительный щнт
постоянного тока; 4 — блок аварий-
ного переключения.
лампы [люминесцентные светового излучения, низкого давления раз-
личных марок и цветности и ртутные (ДРЛ) высокого давления с
исправленной цветностью].
Следует учитывать, что ДРЛ имеют довольно длительное вре-
мя зажигания (6—7 мин) и повторное зажигание возможно только
после полного остывания лампы, которое длится 10—15 мин.
Ксеноновые безбалластные лампы (ДКсТ) представляют собой
протяженные прямые трубки из толстостенного кварцевого стекла,
наполненные газом ксеноном. (Световое излучение ламп близко по
цветности к солнечному, они имеют интенсивное излучение в инфра-
красной и ультрафиолетовой частях спектра, поэтому их нельзя ис-
пользовать для внутреннего освещения и применяют только для
внешнего).
Нормированные освещенности помещений ПС приведены в при-
ложениях 14 и 15. Выбор осветительных приборов и проводки про-
изводится с учетом назначения помещений ПС. При этом следует
учесть, что на ПС имеются помещения с взрывоопасной средой, по-
мещения аккумуляторных батарей (класс В-1), установки централи-
зованного снабжения водорода (класс В-1) и тамбуры аккумуля-
торных батарей (класс Б-16).
Рекомендации по выбору типов осветительных приборов и ви-
дов проволок для различных помещений ПС приведены в приложе-
нии 16. Основные технические данные некоторых осветительных при-
боров приведены в приложении 17.
Освещение ОРУ, как правило, осуществляется прожекторами
ПЗС-45 с лампами накаливания 1000 Вт и ПЗС-35 с лампами нака-
ливания 500 Вт или ПКН с галогеновыми лампами мощностью 1000,
1500 и 2000 Вт.
Прожекторы устанавливаются группами на существующих вы-
132
соких сооружениях (опоры молниеотводов, порталы ОРУ и т. п.)
или на специальных прожекторных мачтах.
Следует учитывать, что по условиям ограничения ослеиленности
прожекторы в зависимости от типа и мощности ламп должны уста-
навливаться на высоте не менее, м:
ПЗС-45 с лампой накаливания 1000 Вт....................21
ПЗС-35 с лампой накаливания 500 Вт....................15
ПКН-1000-2 с галогенной лампой 1000 Вт.................Ю
ПКН-1500-2 с галогенной лампой 1500 Вт................15
ПКН-2000-2 с галогенной лампой 2000 Вт................20
В целях ограничения резких теней из-за наличия на ОРУ гро-
моздкого оборудования прожекторные установки размещаются с
двух противоположных сторон ОРУ. Расстояние между группами
прожекторов не должно превышать 15-кратной высоты их установ-
ки. Однако, если учесть, что в основном расстояние между груп-
пами прожекторов диктуется размещением существующих высоких
сооружений, используемых для их установки, реальное расстояние
не превышает 6-кратной высоты установки прожекторов.
Раздел седьмой
СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ, СИГНАЛИЗАЦИИ
И АВТОМАТИЗАЦИИ
7.1. КЛАССИФИКАЦИЯ
И ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ СХЕМ
Устанавливаемое на ПС электрооборудование делится на две
основные группы:
первичное оборудование, принимающее непосредственное уча-
стие в производстве, преобразовании и передаче электроэнергии,
к нему относятся генераторы, синхронные компенсаторы, трансфор-
маторы, выключатели и т. п.;
вторичное оборудование, при помощи которого производится
управление первичным оборудованием и контроль за его работой в
процессе эксплуатации, к нему относятся контрольно-измерительные
приборы, реле защиты и автоматики, аппараты управления и сигна-
лизации, контрольные кабели и др.
Для каждого элемента ПС. разрабатывается своя схема управ-
ления, защиты, необходимой автоматики и сигнализации. От качест-
ва составленных схем и надежного их выполнения в натуре в зна-
чительной степени зависят надежность и экономичность работы ПС.
На схемах в условном изображении наносятся элементы вторично-
го оборудования и соединения между ними в той последовательно-
сти, в которой эти соединения выполняются в действительности.
Чертежи схем релейной защиты, управления и автоматизации
принято подразделять по принципу их выполнения на принципиаль-
ные, полные, монтажные и принципиально-монтажные схемы.
133
В принципиальной схеме в наглядной форме изображается
взаимная электрическая связь между приборами и аппаратами, ра-
ботающими в схеме, и отображается последовательность их дейст-
вий. Принципиальные схемы выполняются для отдельных элементов
или для установки в целом, например принципиальная схема выклю-
чателя, принципиальная схема защиты ВЛ 110 кВ, принципиальная
схема центральной сигнализации и т. п. Каждая схема отображает
внутренние связи между элементами, относящимися к данной схеме,
связь со смежными частями показывается условно. Например,
принципиальная схема релейной защиты ВЛ заканчивается вывода-
ми от контактов выходного реле с указанием, на какие элементы
схема воздействует, не показывая их самих, условно показываются
и цепи сигнализации. В принципиальных схемах управления выклю-
чателями действие защиты фиксируется условным введением в схе-
му контактов выходных реле защиты и т. п. Принципиальные схе-
мы являются первичными документами, на основе которых ведется
дальнейшая работа и разрабатываются полные схемы.
Полная схема является развитием принципиальной схемы, в ней
выполняются и показываются элементы питания цепей, маркировка
не только аппаратов, которая есть и в принципиальной схеме, но и
всех цепей, привязка к схеме центральной сигнализации, указывает-
ся место установки всех аппаратов, входящих в полную схему, их
номера зажимов во всех цепях. В полной схеме показываются так-
же отправки во все другие схемы, которые имеют связь с данной
полной схемой. При выполнении полных схем разрабатываются так-
же фасады панелей, на которых устанавливается входящая в схему
аппаратура, и ряды зажимов на этих панелях.
Монтажные схемы выполняются, как правило, на основании пол-
ных схем и являются завершающими в процессе проектирования
вторичных схем. По монтажным схемам выполняются связи между
первичными аппаратами и вторичной аппаратурой, устанавливаемой
в помещениях и в ОРУ ПС. Поэтому в монтажных схемах отража-
ются все необходимые для монтажа сведения: территориальное раз-
мещение вторичных аппаратов и наборных рядов зажимов, направ-
ление прокладки соединительных проводов и кабелей, технические
характеристики аппаратов, их маркировки и т. п. Монтажные схе-
мы служат рабочим чертежом, по которому производится монтаж
вторичных цепей.
Принципиально-монтажная схема — это полная схема, допол-
ненная номерами зажимов в местах связи между элементами, рас-
положенными на разных панелях или шкафах. Такая схема может
быть выполнена после разработки монтажных схем и скорректиро-
вана после наладки. В состав проектной документации принципи-
ально-монтажные схемы не входят. Они могут выполняться нала-
дочными организациями как исполнительные схемы.
По форме изображения принципиальные и полные схемы могут
быть свернутыми и развернутыми. В свернутых схемах все приборы
и аппараты изображаются в собранном виде со всеми относящими-
ся к ним катушками и контактами. При значительном количестве
участвующих в схеме элементов свернутые схемы неудобочитаемы.
В них затруднена проверка правильности осуществления электри-
ческих соединений на чертеже и в натуре. Поэтому в настоящее вре-
мя почти исключительное применение получили развернутые схе-
мы, в которых аппараты и приборы расчленяются на составные эле-
менты. Составные элементы в этих схемах связываются между со-
134
бой в порядке прохождения тока, например, от полюса к полюсу
(4-, —), от фазы к фазе, от фазы к нулю. Схема состоит из ряда
элементов, расположенных в порядке прохождения тока по схеме
либо слева направо с расположением строчек, читаемых сверху вниз
по вертикали, либо сверху вниз с расположением строчек, читаемых
слева направо по горизонтали. Развернутые схемы незаменимы при
проектировании сложных схем, особенно прн наличии устройств ав-
томатики. Они позволяют легко прослеживать действия схемы, быст-
ро обнаруживать ложные цепи и те неприятности, которые вызыва-
ются не предусмотренными схемой заземлениями в цепях вторич-
ных соединений. Развернутые схемы требуют отчетливой и удобной
маркировки монтажных единиц, аппаратуры и реле, всех цепей,
связывающих элементы схемы.
Тенденция к повышению мощности энергетических объектов ве-
дет к усложнению схем вторичных соединений и повышению ответ-
ственности работы цепей управления и сигнализации. Все это требу-
ет особого внимания к построению и выполнению схем вторичных
соединений. Непременным требованием следует считать четкость по-
строения схем, позволяющую быстро ориентироваться и обнаружи-
вать неполадки или ложную работу цепей. Кроме того, необходимо
обеспечивать исправную работу вторичных цепей каждого присоеди-
нения и возможность проверки состояния оперативных цепей в пре-
делах любого устройства. Для этого па каждое присоединение пре-
дусматривается индивидуальное защитное устройство — предохрани-
тель или лучше автоматический выключатель с вспомогательными
контактами для сигнализации о его срабатывании. Защитное уст-
ройство должно выбираться с учетом избирательности действия по
схеме и иметь постоянно действующий контроль состояния цепей
питания оперативным током.
Не менее важным требованием при построении схем вторичных
соединений является требование не допускать появления ложных
(обходных) цепей. Под ложной цепью понимается непредусмотрен-
ная при проектировании цепь, возникновение которой может приве-
сти к ложному действию схемы. Такие ложные цепи могут возни-
кать при отсутствии в схемах необходимых разделительных и раз-
множающих реле, при нечетком разделении цепей управления и
сигнализации, при недоучете возможности возникновения случайных
заземлений или разрывов цепи в какой-либо части схемы. Обходная
цепь может появиться и при размещении в ряду зажимов рядом с
цепью включения или отключения цепи плюса ( + ) без разделитель-
ного зажима между ними. Особенно важно указанное для цепей
управления выключателями, так как включающие или отключаю-
щие электромагниты катушек должны работать только тогда, когда
замкнуты оперативные контакты, приводящие в действие механизм
выключателя.
Контакты применяемой в схеме аппаратуры различаются по ти-
пам, регламентированным существующими ГОСТ. В зависимости от
того, в каком положении находятся контакты при нормальном со-
стоянии схемы, они подразделяются на замыкающие и размыкаю-
щие. При вычерчивании схем под нормальным состоянием понимает-
ся обесточенное состояние всей входящей в схему аппаратуры.
135
7.2. ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕМЕНТАМИ ПОДСТАНЦИЙ
На ПС управление основными элементами главной схемы элек-
трических соединений, в том числе ВЛ напряжением 110 кВ и вы-
ше, а также управление регулированием напряжения трансформа-
торов производится со щита управления объединенного пункта уп-
равления (ОПУ). Управление отходящими ВЛ ОРУ 35 кВ осуще-
ствляется также с панелей щита управления, а при наличии ЗРУ
или шкафов КРУН— из этих ЗРУ или КРУН. Управление отходя-
щими ВЛ 6—10 кВ, как правило, производится из РУ 6—10 кВ.
Управление разъединителями 330 кВ и выше с пневматически-
ми или электродвигательными приводами должно осуществляться из
шкафов типа ЯУР, расположенных в ОРУ на безопасном расстоянии
от разъединителей. Для ВЛ, на которых может иметь место рабо-
та в иеполнофазном режиме, предусматривается пополюсное управ-
ление линейными разъединителями. Дистанционное управление разъ-
единителями со щита управления, как правило, не выполняется.
Управление разъединителя 220 кВ и ниже осуществляется в
ОРУ из шкафа привода.
Требования, предъявляемые к схемам управления выключате-
лем, определяются его типом и типом привода. Наиболее распро-
страненным приводом к воздушным и масляным выключателям яв-
ляется электромагнитный. В качестве электромагнитов управления
воздушных выключателей обычно применяются электромагниты ти-
па ВВ-400-15А. Электромагниты имеют обмотку, состоящую из двух
последовательно соединенных секций, одна из которых шунтирована
своим размыкающим вспомогательным контактом. При подаче пи-
тания к обмотке электромагнита он в течение первой половины хо-
да якоря работает в форсированном режиме. В начале второй по-
ловины хода якоря приводятся в действие вспомогательные контак-
ты электромагнита и одни из них дешунтирует вторую секцию об-
мотки, сопротивление которой ограничивает протекающий ток. То-
ки в обмотке электромагнита управления на номинальное напряже-
ние 220 В составляют 13,5 А (форсировочный) и 4,5 А (установив-
шийся). Время срабатывания электромагнита не более 0,02 с.
Обмотка электромагнита рассчитана на кратковременное про-
хождение тока. Термическая стойкость обмотки электромагнита ха-
рактеризуется тем, что после прохождения по ней установившегося
тока, соответствующего 120% номинального напряжения, в тече-
ние 6 с электромагнит остается годным для дальнейшей работы.
В качестве примера на рис. 7.1 показана принципиальная схема уп-
равления воздушным выключателем ПО кВ.
Основные принципы построения схем управления, сигнализации
и АПВ воздушных выключателей можно сформулировать следую-
щим образом:
1. При подаче кратковременных командных импульсов должна
быть обеспечена надежная работа выключателей до полного завер-
шения операции включения или отключения. Указанное обеспечива-
ется подхватом командных импульсов, который обычно выполняется
следующим образом:
в цепи включения — путем самоудерживания электромагнитов
включения на ях собственных вспомогательных контактах;
в цепи отключения—путем удерживания электромагнитов от-
ключения на контакте реле "блокировки от многократных включений
136
1ШУ
-ШУ
Рис. 7.1. Принципиальная схема управления воздушным выключа-
телем 110 кВ.
+ Д/У, —ШУ— шинки управления; SF—автоматический выключатель защиты;
YAC1.A, YAC1.B, YAC1.C — электромагниты включения и их вспомогательные
контакты (СБК) соответственно фаз А, В и С; YAT1.A, YAT1.B, YAT1.C —
электромагниты отключения и их вспомогательные контакты (СБК) соответ-
ственно фаз А, В и С; Ql.A, Qi.В, Q1.C — СБК выключателя соответственно
фаз А, В н С; KQT1, KQC1 — реле положения «отключено» и «включено»
контроля цепей включения и отключения; K.BS1 — реле блокировки от мно-
гократного включения выключателя на к. з.; SA1 — ключ управления выклю-
чателем; RCC1, К.СТ1 — реле команды «включить» и «отключить»; K.L1— ре-
ле контроля иепереключения фаз выключателя; KL2, К.М1 — реле и контактор
защиты электромагнитов управления; KLP1 — реле контроля давления воздуха
в выключателе; ВР1 — контакт манометра, контролирующего давление возду-
ха в выключателе; R1—R4-—резисторы; С1 — конденсатор.
KBS1 типа РП-232, срабатывающего при посылке командного им-
пульса и удерживающегося в сработавшем состоянии до полного
завершения операции отключения.
Разрыв в цепи включения и отключения, т.е. снятие командного
импульса, производится вспомогательными контактами выключате-
ля, включенными в цепь включения и отключения.
2. В схемах должна предусматриваться блокировка от много-
кратных включений на к. з. Блокировка от многократных включений
иа к. з. (предупреждение «прыгания» выключателя) выполняется
промежуточным реле K.BS1, имеющим рабочую токовую обмотку и
удерживающую обмотку напряжения типа РП-232. Если при вклю-
чении выключателя произойдет отключение его от защиты, то сра-
ботает последовательная обмотка реле и, если при этом команда
включения не снята (например, приварился выходной контакт цепи
автоматического повторного включения АПВ), будет удерживаться
обмоткой напряжения, размыкая своим замыкающим контактом
цепь включения выключателя на все время действия команды на
включение. Блокировка выполняется с независимостью ее действия
от давления сжатого воздуха в резервуарах выключателя.
3. Схемы должны предусматривать осуществление постоянного
контроля исправности цепи последующей оперативной команды.
Контроль цепи включения и отключения осуществляется с помощью
реле положения включения KQC1 и отключения KQT1 — реле кон-
троля оперативных цепей. Работа этих реле должна быть независи-
ма от давления сжатого воздуха, контролируемого реле контроля
давления KLP1. Для обеспечения этого условия параллельно замы-
кающим контактам и последовательным обмоткам реле KLP1, вклю-
ченным в цепь электромагнитов управления, присоединено сопротив-
ление R3. На сигнал «Обрыв цепей управления» подается цепочка
из последовательно соединенных размыкающих контактов реле
KQC1 и K.QT1. При отсутствии напряжения в оперативных цепях
или обрыве одной из цепей включения или отключения реле КО.^1
и KQT1 обесточиваются, создавая сигнал обрыва цепи.
4. Должна быть выполнена блокировка, исключающая возмож-
ность дистанционного управления и АПВ при недостаточном давле-
нии воздуха. Нормальная работа воздушного выключателя обеспе-
чивается необходимым давлением сжатого воздуха в его резервуа-
рах. Включение выключателя должно разрешаться при таком давле-
нии воздуха, которое в случае включения его на к. з. обеспечивало
бы надежное отключение. Поэтому в схемах управления должна
предусматриваться блокировка, исключающая возможность дейст-
вия выключателя при снижении давления ниже предусмотренного
данным типом воздушного выключателя.
Блокировка выполняется путем размыкания оперативных цепей
включения и отключения при недопустимом снижении давления воз-
духа в резервуарах выключателя. Так как при включении расход
воздуха незначителен и давление в резервуарах при этом практиче-
ски не понижается, в схемах управления принимается общее значе-
ние предельного давления, при котором допускается включение и
отключение выключателя.
Контроль давления сжатого воздуха в резервуарах выключате-
ля производится при помощи электроконтактных манометров, уста-
навливаемых в распределительных шкафах выключателей. В связи с
тем, что коммутационная способность электроконтактных маномет-
ров низка (около 10 В-А) и их непосредственное включение в цепи
138
оперативных команд не представляется возможным, в схемах уста-
навливается промежуточное реле K.LP1, размножающее контакты
элсктроконтактных манометров. В процессе действия операции
включения или отключения нельзя производить снятие командного
импульса, так как это может привести к повреждению выключате-
ля. 'Поэтому схема должна обеспечить независимость действия ко-
манд управления от возможного понижения давления в процессе
работы выключателя. Это достигается использованием в качестве
промежуточного реле KLP1 реле типа РГ1-255, имеющего одну па-
раллельную рабочую обмотку и три удерживающие последователь-
ные обмотки. Срабатывает параллельная обмотка реле, и оно удер-
живается в сработавшем состоянии с момента начала действия вы-
ключателя до конца операции независимо от давления воздуха в ре-
зервуаре. Для снижения сопротивления в цепях электромагнитов
управления и повышения надежности цепей управления предусмат-
риваются две соединенные параллельно последовательные обмотки
реле KLP1.
5. Должна предусматриваться защита от повреждений электро-
магнитов управления. Дак было указано выше, в схемах управления
выключателями предусмотрен подхват командных импульсов в цепи
включения и отключения. В результате этого электромагниты, сра-
ботав, удерживаются в таком состоянии до полного завершения
операции включения или отключения, после чего цепи их обмоток
размыкаются сигнально-блокировочными контактами (СБК) выклю-
чателя.
При отказе в действии СБК или механизмов выключателей тер-
мически нестойкие обмотки электромагнитов управления будут дли-
тельно обтекаться током, равным 4,5 А, чго может привести к их
повреждению. В связи с этим в схемах управления предусматрива-
ются специальные меры по защите электромагнитов. Существует не-
сколько способов защиты электромагнитов, предусматривающих
принудительное снятие питания с электромагнитов управления. По-
следним и более совершенным способом защиты электромагнитов
является защита с помощью малогабаритного однополюсного кон-
тактора постоянного тока, который в схемах обозначен КМ1, глав-
ный замыкающий контакт которого включен в общую цепь электро-
магнитов управления со стороны минуса источника оперативного
тока. Нормально обмотка контактора находится под напряжением,
и его контакт в цепи электромагнитов управления выключателя
замкнут. При возникновении неполнофазного режима, т. е. при не-
переключении всех фаз выключателя, вызывающем длительное об-
текание током электромагнитов, с необходимой выдержкой времени,
которая создается с помощью реле KL1 и KL2, с катушки контак-
тора снимается напряжение и его контакт размыкает цепь электро-
магнитов управления. Контакт контактора остается разомкнутым в
течение всего времени существования неполнофазного режима. Так
как при этом утрачивается возможность управления выключателем
(разорвана цепь контактом контактора), пуск контактора преду-
смотрен контактом реле команды «Отключить» КСТ1 для возможно-
сти подачи повторной команды на отключение выключателя.
6. В схемах должна предусматриваться блокировка, действую-
щая на принудительное отключение всех фаз выключателя при не-
полнофазном его включении. Указанная блокировка необходима, так
как опыт эксплуатации воздушных выключателей показал, что при
возникновении неполнофазного режима могут приходить в действие
139
резервные токовые защиты нулевой последовательности смежных
участков сети и производить при этом неселективное отключение
оборудования. В качестве пускового органа, фиксирующего возник-
новение неполнофазного режима, служит реле KL1 и контур соот-
ветственно соединенных вспомогательных контактов выключателя.
Для отстройки от возможной разновременности действия вспомога-
тельных контактов разных фаз выключателя, включенных в указан-
ный контур, действие блокировки производится с некоторой задерж-
кой по времени. Продолжительность этой задержки должна быть
больше максимально возможной разновременности действия вспо-
могательных контактов. Ликвидация неполнофазного режима кото-
рый может иметь место после операции отключения, путем обрат-
ного включения отключившихся полюсов в схеме не предусматри-
вается, так как это привело бы к включению в работу поврежден-
ного выключателя и возможному отказу в работе выключателя при
необходимости последующего его отключения от защиты.
7.3. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
И ОХЛАЖДЕНИЕ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для обеспечения требуемых значений напряжений у электро-
приемников применяют централизованное регулирование напряже-
ния на силовых шинах питания. Регулируемые трансформаторы —
основные и наиболее простые средства централизованного регули-
рования напряжения.
Трансформаторы выполняются с переключением ответвлений
обмотки без возбуждения, т. е. после отключения всех обмоток от
сети и с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой (встро-
енное регулирование напряжения под нагрузкой РПН)" Регулирова-
ние напряжения осуществляется при помощи ответвленной обмотки
ВН или СН. Изменяя регулировочное ответвление, можно изменить
значение «добавки» напряжения. В комплект РПН входят переклю-
чающее устройство и блок автоматического управления приводом.
Устройство регулирования напряжения предусматривает ручное,
дистанционное н автоматическое управления. Автоматическое уп-
равление приводом осуществляется автоматическим регулятором на-
пряжения трансформатора (АРКТ). Регулируемые под нагрузкой
трансформаторы поставляются комплектно с блоками автоматиче-
ского регулирования. В зависимости от типа и напряжения транс-
форматоров завод-изготовитель может менять тип и количество
комплектно поставляемых устройств РПН и приводов к ним-
Трансформаторы изготовляются с воздушным охлаждением
(естественное или с дутьем), естественным масляным охлаждением,
масляным охлаждением с воздушным дутьем, масляным охлажде-
нием с принудительной циркуляцией и с охлаждением негорючим
жидким диэлектриком (совтол).
Принудительная система охлаждения выполняется автоматиче-
ской с зависимостью от температуры масла трансформаторов и зна-
чения проходящего тока. Вся аппаратура автоматики охлаждения
размещается в шкафах, поставляемых комплектно с трансформато-
рами. Сигналы о неисправностях в системе охлаждения выводятся
на щит управления дежурному.
В зависимости от типа и напряжения трансформаторов и приня-
той системы охлаждения завод поставляет различные типы й коли-
чество шкафов автоматического охлаждения.
140
1А. ОРГАНИЗАЦИЯ СИГНАЛИЗАЦИИ
ЭЛЕМЕНТАМИ ПОДСТАНЦИИ
В состав полных схем управления элементами ПС входят и
цепи сигнализации как составная часть центральной звуковой сиг-
нализации, которая обеспечивает привлечение внимания персонала
при действии предупредительной и аварийной сигнализации.
На ПС предусматриваются следующие виды сигнализации:
световая — сигнализация положения коммутационных аппара-
тов с дистанционным управлением — выключателей, разъединителей,
контакторов, переключателей ответвлений у трансформаторов с ре-
гулированием напряжения под нагрузкой;
аварийная — индивидуальная световая сигнализация аварийно-
го отключения;
предупредительная — сигнализация отклонения от нормального
режима работы оборудования ПС и нарушения исправности цепей
управления;
сигнализация срабатывания защиты и автоматики.
Световая сигнализация положения коммутационных аппаратов
обычно выполняется с помощью сигнальных ламп включенного, от-
ключенного и аварийного состояний (рис. 7.2). Схема сигнализации
Рис. 7.2. Принципиальная схема получения мигающего света н сиг-
нализации положения коммутационного аппарата.
+1ШУ, —ЛИ/У—шинки управления на щите постоянного тока; (+)ШМ —
шинка мигающего света; (&ШУ— «темная» шинка управления; —ШУ — шии-
ка управления; SF1, SF2 — автоматические выключатели; KL1, KL2 — проме-
жуточные реле пульс-пары мигающего света; HLW, SB—лампа и кнопка
опробования' работы мигающего света; KQQ1 — контакты реле фиксации
команды «включить», «отключить»; Q7 — вспомогательный контакт коммута-
ционного аппарата; IILQ — лампа сигнализации положения «отключено»;
HLR — лампа сигнализации положения «включено».
положения аппарата осуществляется на принципе несоответствия
между положением ключа управления («Включено», «Отключено»)
или реле фиксации команды и положением контактных частей вы-
ключателя— реле контроля цепей KQT1, KQC1 или вспомогательных
контактов выключателя. Для сигнализации положения аппарата
устанавливаются лампы с зеленой и красной линзами. Красная лин-
за сигнализирует о включенном положении, зеленая — об отклю-
ченном.
При большом количестве постоянно горящих ламп сигнализации
положения аппаратов дежурному персоналу трудно выделить по-
явившееся изменение сигнала. Для быстрейшего выявления сигнала
лампы положения аппарата присоединяются к специальной шинке
141
мигающего света (+) ШМ, осуществляющей прерывистое свечение
лампы.
Для получения мигающего света, как правило, используется
пульс-пара из реле KL1 и KL2 (рис. 7.2). Пульс-пара в нормаль-
ных условиях не работает н включается в работу лишь при возник-
новении несоответствия между положением ключа управления и по-
ложением коммутационного аппарата. Прн несоответствии положе-
ния командного импульса и выключателя на реле KL1 подается на-
пряжение через шинку ( + ) ШМ на соответствующую лампу сигна-
лизации.
Реле KL1 срабатывает и своим замыкающим контактом подает
плюс на шинку ( + ) ШМ, лампа загорается. Одновременно реле
KL1 включает реле KL2, которое своим размыкающим контактом
разрывает цепь катушки реле KL1. Реле KL1 отпадает с выдержкой
времени и размыкает цепь сигнальной лампы и реле KL2. Сигналь-
ная лампа гаснет, реле KL2 отпадает с выдержкой времени и замы-
кает цепь катушки KL1. Схема возвращается в исходное положение
и весь цикл повторяется сначала. Выдержки времени реле должны
быть подобраны так, чтобы мигание лампы было заметно для глаза
дежурного персонала.
Сигнализация положения разъединителей может быть выполне-
на с помощью ламп или сигнального индикаторного прибора типа
ПСИ. Этот прибор имеет катушку, в магнитное поле которой поме-
щен постоянный магнит, связанный с пластинкой-указателем. При
изменении напряжения магнитного поля постоянный магнит и ука-
затель также меняют свое положение.
Аварийная сигнализация при отключении коммутационного ап-
парата (рис. 7.3) обычно сопровождается индивидуальным световым
Рис. 7.3. Схема индивидуальных
цепей аварийной сигнализации.
+ ШС, -ШС — шинки сигнализа-
ции; ШСМ — шинка съема мига-
ния; ШЗА — шинка звукового ава-
рийного сигнала; RCClt RCT1—
контакты реле команды «вклю-
чить», «отключить»; KQC1, KQT1—
контакты реле положения «включе-
но» , «отключено»; KQQ1 — реле
фиксации команды «включить»,
«отключить»; Ql.A, Qi.В, Q1.C —
вспомогательные контакты выклю-
чателя соответственно фаз А, В и
С; R — резистор.
Рис. 7.4. Схема индивидуальных
цепей предупредительной сиг-
нализации.
а — обрыв цепей управления; б —
давление воздуха упало; в — непе-
реключение фаз; -Fill С—шинка
сигнализации; ШЗП — шинка зву-
кового предупреждающего сигнала;
КСС1, КСТ1 — контакты реле
команды «включить», «отключить»;
KQC1, KQT1 — контакты реле поло-
жения «включено», «отключено»;
SF1 — контакты автомата управле-
ния; K.LP1 — реле контроля давле-
ния воздуха в выключателе; KL1 —
реле контроля непер включения фаз
выключателя; R1—R3 — резисторы;
VD1—VD3 — диоды.
142
сигналом — миганием лампы положения «Отключено» и звуковым
сигналом, общим для всего щита. Назначение звукового сигнала —
привлечь внимание оперативного персонала, а светового — опреде-
лить отключившийся аппарат.
Предупредительная сигнализация (рис. 7.4) предназначена для
звукового и светового оповещений обслуживающего персонала о
нарушениях нормального режима работы оборудования ПС, требу-
ющих принятия мер для их устранения, например перегрузка, повы-
шение температуры масла трансформатора, нарушение изоля-
ции и т. п.
Индивидуальные цепи предупредительной сигнализации должны
иметь табло или указательные реле, по которым могут быть опре-
делены характер и место возникновения повреждения. Сигналы пе-
редаются от реле, фиксирующих изменение нормального режима,
например токового реле перегрузки, газового реле, контактного тер-
мометра и др.
Сигнализация срабатывания защиты сопровождается звуковым
и световым сигналами аварийного отключения и выпадением флаж-
ка сигнального реле соответствующей защиты. В некоторых слу-
чаях, как, например, при установке панелей защиты в других по-
мещениях, на щите управления предусматриваются световые табло
«Срабатывание основной защиты», и «Срабатывание резервной
защиты».
7.5. ПИТАНИЕ ЦЕПЕЙ ОПЕРАТИВНЫМ ТОКОМ,
АППАРАТУРА СХЕМ, МАРКИРОВКА
Питание цепей управления, сигнализации, автоматики и защиты
осуществляется от оперативного тока через защитное устройство —
автоматические выключатели или предохранители. Защитное устрой-
ство действует при к. з. и служит одновременно для разъединения
цепей при ремонте или других работах, а также поисках «земли»,
т. е. определении места повреждения изоляции в цепях постоянно-
го тока. Учитывая большую разветвленность цепей управления, ав-
томатики, защиты, сигнализации и блокировки и значительную в
связи с этим возможность возникновения неисправностей, питание
схем управления следует отделять от схемы защиты, сигнализации и
оперативной блокировки. Питание основных и резервных защит от-
ветственных ВЛ 220 кВ н выше и мощных трансформаторов долж-
но осуществляться от своих защитных устройств. Так, например,
в схемах управления, автоматики и защиты ответственных ВЛ
220 кВ и выше защитные автоматические выключатели устанавли-
ваются в цепи управления каждым выключателем и два автомати-
ческих выключателя в цепях релейной защиты, в которые включе-
ны основные и резервные защиты.
В ответственных цепях, где нарушение целости цепей питания
может привести к отказу или ложным действиям релейной защиты
или автоматики либо к другим ненормальностям в работе установ-
ки, осуществляется постоянный контроль за состоянием автомати-
ческих выключателей или предохранителей. Так, в цепях управления
выключателями контроль цепи питания осуществляется реле поло-
жения KQT1 и KQC1, в цепях автоматики и релейной защиты, где
Устанавливаются автоматические выключатели или предохранители,
предусматриваются специальные реле контроля. О неисправностях в
Цепях питания выдается сигнал дежурному персоналу ПС.
Подача команд на включение и отключение, выбор режима ра-
боты производятся при помощи переключателей типов ПМО, УП,
ПКУ, имеющих поворотную конструкцию, т. е. подача команд и пе-
ревод ключа из одного положения в другое производится поворо-
том рукоятки на некоторый угол. Ключ набирается из отдельных
пакетов или секций, насаживаемых на общий валик. Ключи выпол-
няются с самовозвратом в среднее положение и с несколькими за-
фиксированными положениями. Выбор типа ключа зависит от необ-
ходимой диаграммы работы ключа в схеме. В цепях управления
обычно используется ключ управления типа ПМО илн ПКУ, имею-
щий возвратные пакеты. Эти ключи могут применяться н для не-
посредственного управления электродвигателями мощностью до
60 Вт.
У переключателей УП каждая секция содержит два контакта.
Эти контакты могут быть использованы для коммутации двух раз-
ных цепей, имеющих общую электрическую точку, или при после-
довательном их включении для коммутации одной цепи с двумя
разрывами. У переключателей ПКУ — контакты мостикового типа,
каждый с двумя разрывами тока и двумя зажимами для отходящих
проводников.
Ключи управления устанавливаются на панелях или шкафах и
вместе с лампами положения отображают положение управляемого
аппарата.
Лампы сигнализации принимаются типа АС-220 илн КМ с зе-
леной линзой для сигнализации отключенного положения, красной —
для сигнализации включенного положения и белой — для сигнала
«Указатель не поднят».
Реле положения (KQT1, KQC1) выбираются из промежуточных
реле типов РП-23, РП-25, РП-252 в зависимости от рода оператив-
ного тока и необходимости выдержки времени. Для фиксации вклю-
ченного положения выключателя или команды применяются двух-
позиционные промежуточные реле типа РП8 или РП9.
При включении последовательно с реле добавочного сопротив-
ления напряжение на реле должно быть не ниже напряжения на-
дежного срабатывания (70% номинального напряжения реле). При
постоянном (выпрямленном) оперативном токе 220 В это условие
выполняется при сопротивлении резистора 1000 Ом для реле с но-
минальным напряжением 220 В. При переменном оперативном токе
напряжением 220 В реле принимается на напряжение 127 В и в цепь
Таблица 7.1. Таблица перечня аппаратуры и пример заполнения
Панель- ныи но мер аппарата. анахэ он апнэыш -sogo зон -нопПпеои Наименование аппарата Тип Технические Винные £ Приме- чание
0106.0206 1РЬ Амперметр з-ззо 1ООО/1А 2
г ошгог ZPA ZOOO/1A 2
1 0101.0201 ЗРА 500/5А 2
0019 SA Кнопка КМЕ 1
<1В 95 35 < — >. 35 8 Z6 J
Примечание. Указанные размеры граф и столбцов, мм, обязательны
прн выполнении перечня аппаратуры.
144
его включаются два резистора сопротивлением 2200 и 680 Ом. Ре-
зистор 680 Ом шунтируется размыкающим контактом реле и вво-
дится в цепь катушки после его включения. Такое действие схемы
необходимо в связи с тем, что ток катушки при отпущенном якоре
больше, чем при подтянутом.
В схеме сигнализации с РИС-Э2М сопротивления в индивиду-
альных цепях первичных сигналов выбираются так, чтобы при вклю-
чении каждого сопротивления ток увеличивался на 0,05 Л. При на-
пряжении 220 В сопротивление резистора равно 3000 Ом. В схеме
центральной сигиалнзации на переменном оперативном токе рези-
сторы выбираются таким образом, чтобы создать в цепи первич-
ного сигнала ток, достаточный для надежного срабатывания указа-
тельных реле; так, при напряжении переменного оперативного то-
ка 220 В указательные реле выбираются на ток 0,15 А, сопротивле-
ние резистора составляет 300 Ом.
Питание оперативным током цепей управления и сигнализации
Таблица 7.2. Позиционные обозначения элементов и устройств
в электрических схемах подстанции
Позиционное обозначение элемента Наименование элемента, устройства
А Устройства (комплектные устройства, комплекты защиты)
В Преобразователи (датчики, сельсины), счетчики
С Конденсаторы (конденсаторные силовые батареи, блоки конденсаторные зарядные)
D Логические элементы, микросхемы Элементы разные (нагревательный элемент, лам- па осветительная)
Е
F Плавкие предохранители, разрядники, устройства защитные
G Генераторы, источники питания
Н Устройства сигнальные (лампы, табло)
К Реле, контакторы, пускатели
L Катушки индуктивности, дроссели
М Двигатели
Р Приборы, измерительное оборудование (показы- вающее, регистрирующее, интегрирующее)
Q Выключатель, отделитель, короткозамыкатель, разъединитель в силовых цепях
R Резисторы, шунты
S Устройства коммутационные в схемах (автома- ты, переключатели, рубильники, кнопки и др.) Трансформаторы тока, напряжения Блоки питания, преобразователи тока, напря- жения
Т
и
V Приборы полупроводниковые, электровакуумные
X Соединения контактные (накладки, зажимы)
Y Устройства механические с электромагнитным приводом (замки, электромагниты)
Z Устройства оконечные, фильтры, ограничители
10-862
145
производится через автоматические выключатели или предохрани-
тели. Установка автоматических выключателей предпочтительней при
условии обеспечения селективности их действия при последователь-
ном включении. Для защиты цепей управления, сигнализации и элек-
тромагнитов включения с потребляемым током до 150 А применя-
ются автоматические выключатели типа АП-50 с вспомогательными
контактами, используемыми для сигнализации их отключения. Для
защиты цепей электромагнитов включения с потребляемым током
больше 150 А применяются автоматические выключатели типа А3100
или предохранители.
Одновременно со схемами управления, автоматики, защиты, из-
мерения, сигнализации и др. выполняются перечни аппаратуры, при-
боров и реле с указанием их позиционного обозначения, типа, тех-
нических данных, а иногда и заводского каталожного номера и ко-
личества. Пример заполнения перечня аппаратуры приведен в
табл. 7.1. Каждый элемент или устройство, изображенное на схеме,
должны иметь свое позиционное обозначение (марку) в виде бук-
венно-цифрового кода, установленного ГОСТ. Позиционное обозна-
чение образуется с применением букв латинского алфавита и араб-
ских цифр, определяющих порядковый номер элемента или устрой-
ства с принятым буквенным кодом. Все буквы и цифры выполняют-
ся одним размером шрифта. При выборе буквенных кодов необходи-
мо исходить из применения двухбуквенного кода, третью букву
указывать в случае необходимости дополнительных различий эле-
ментов схемы, например фаз. В табл. 7.2 приведены позиционные
обозначения элементов и устройств в электрических схемах ПС, а в
приложении 18 — наиболее употребляемые в схемах виды элемен-
тов ПС с присвоенными буквенными обозначениями, с ссылкой на
ранее действующие обозначения.
7.6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ
И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Система измерения должна обеспечивать количественный кон-
троль основных показателей режима работы основного силового
оборудования ПС.
Измерение электрических величин и учет электроэнергии осуще-
ствляется при помощи стационарных средств — показывающих, ре-
гистрирующих, фиксирующих, суммирующих и др. Показывающие
измерительные приборы или устройства указывают значения изме-
ряемой величины в каждый момент времени. Регистрирующие при-
боры или устройства могут вести непрерывную графическую или
цифровую запись контролируемых величин. Фиксирующие приборы
обеспечивают измерение и фиксацию контролируемого электрическо-
го параметра в аварийном режиме. Суммирующие приборы, напри-
мер счетчики, показывают суммарное (интегральное) значение изме-
ряемой величины за определенный отрезок времени.
Требуемый объем электроизмерительных приборов, предусмат-
риваемых на понизительных ПС, показан в приложении 19. Объем
измерений электрических величин и учета электроэнергии, как пра-
вило, не зависит от напряжения и вида обслуживания ПС.
Электрические приборы присоединяются к трансформаторам то-
ка и напряжения. При необходимости присоединения к общим
трансформаторам тока устройства релейной защиты и измеритель-
146
ных приборов последние следует подключать через промежуточные
трансформаторы тока 1/1 А или 5/5 А для разделения цепей защи-
ты и измерения. При включении присоединения через два выключа-
теля, если трансформаторы тока установлены в цепи каждого вы-
ключателя, измерительные приборы включаются на сумму токов этих
трансформаторов. Включать расчетные счетчики на сумму токов транс-
форматоров тока или через промежуточные трансформаторы тока не
рекомендуется из-за появляющихся при этом погрешностей в показа-
ниях, по которым производится денежный расчет за отпущенную или
полученную электроэнергию. Счетчики технического (контрольного)
учета, устанавливаемые для контроля расхода электроэнергии внутри
ПС или энергосистемы, могут присоединяться совместно с электроиз-
мерительными приборами к общим трансформаторам тока.
Установка показывающих электроизмерительных приборов про-
изводится в местах, откуда осуществляется управление коммута-
ционной аппаратурой в цепи соответствующего элемента ПС. Реги-
стрирующие и фиксирующие приборы устанавливаются в неопера-
тивном контуре управления. Счетчики устанавливаются как на отап-
ливаемом щите управления, так и в неотапливаемых помещениях,
а также в шкафах наружной установки. При этом должен преду-
сматриваться обогрев счетчиков. Схемы электрические щитовых
приборов и счетчиков показаны в приложении 20.
Сечения кабелей, питающих цепи напряжения измерительных
приборов и системы релейной защиты, должны выбираться с учетом
того, что потеря напряжения до расчетных счетчиков должна со-
ставлять не более 0,5% ПНОм, до измерительных приборов и счетчи-
ков технического учета не более 1,5% UKOM, до защиты и автоматики
не более 3% {7НОМ при работе всех защит и приборов.
7.7. ФАСАДЫ И КОМПОНОВКИ ПАНЕЛЕЙ,
МОНТАЖНЫЕ СХЕМЫ И КАБЕЛЬНЫЕ ЖУРНАЛЫ
При выполнении полных схем управления, автоматики, защиты,
сигнализации и др. вся используемая аппаратура распределяется в за-
висимости от назначения на панели и шкафы, устанавливаемые в по-
мещениях и РУ.
Различают несколько видов панелей по их назначению — панели
управления, реле управления (автоматики), релейной защиты, авто-
матики и др. По назначению панели видно, какая аппаратура долж-
на размещаться на каждой из них. На панелях могут размещаться
аппараты схем одной или нескольких единиц оборудования. По воз-
можности аппараты разных единиц должны группироваться по вер-
тикальным осям и обязательно иметь свой ряд зажимов на той бо-
ковине панели, к которой ближе расположена его аппаратура.
На панелях управления должна предусматриваться мнемониче-
ская схема. Мнемоническая схема — это изображение упрощенной од-
нолинейной схемы ПС с основными элементами (трансформаторами,
выключателями и т. д.). Участки разных напряжений показываются
полосками разного цвета. В разрезах полосок схемы монтируются
рукоятки ключей управления выключателями или разъединителями,
аппараты сигнализации (лампы, табло). В верхней части панелей
в утопленном исполнении монтируются измерительные приборы.
При компоновке панелей следует учитывать наличие удобных
и менее удобных зон работы по высоте панели. Рекомендуется следу-
10* 147
ющая высота установки приборов и счетчиков от уровня пола, м:
Нормальные щитовые приборы...................... 1,2—2,2
Приборы большой точности или с мелкой шкалой . Не более 1,7
Регистрирующие приборы (до горизонтальных осей) 0,6—2
Счетчики (до коробки зажимов).................... 1,4—1,7
По боковинам панелей с задней стороны располагаются ряды за-
жимов, служащие для перехода от контрольных кабелей к прово-
дам коммутаций панелей. На каждой боковине может быть уста-
новлено 135 зажимов. В общее число зажимов входят маркировоч-
ные н концевые колодки и разделительные колодочки, устанавли-
ваемые между испытательными и нормальными зажимами. Каждый
зажим должен быть пронумерован начиная с единицы. Сборка за-
жимов с двумя боковинами имеет единую нумерацию зажимов, ко-
торая начинается с левой боковины. К каждому зажиму разреша-
ется подсоединять только один провод. При необходимости подклю-
чения нескольких проводов следует установить испытательный
зажим.
Для облегчения обслуживания ПС панели управления следует
расположить в контуре управления примерно в той же последова-
тельности, в какой установлены управляемые элементы ПС в РУ.
За контуром управления или в отдельных помещениях размещают-
ся панели защиты, автоматики и др.
Монтажные схемы являются заключительным этапом проектных
работ по вторичным схемам и служат рабочими чертежами для про-
изводства монтажа вторичных цепей. В них для каждого участка
каждой единицы ПС показываются все аппараты, приборы, реле так,
как они в действительности будут установлены на щитах, в шка-
фах, в РУ в соответствии с реальными электрическими связями
между ними, осуществляемыми с помощью соединительных прово-
дов и кабелей. Для удобства монтажа, эксплуатационного обслу-
живания и для необходимых проверок электрические связи в преде-
лах одного участка заканчиваются рядом зажимов, к которым с од-
ной стороны подсоединяются концы проводки от установленных на
данном участке аппаратов и приборов, а с другой — линии, соеди-
няющие с помощью кабелей отдельные участки между собой. Для
связей используются контрольные многожильные кабели. Каждому
контрольному кабелю присваивается цифровой номер начиная от
100. В пределах одной единицы оборудования ПС номер кабеля не
должен повторяться.
Согласно ПУЭ в одном контрольном кабеле допускается
объединение цепей управления, измерения, защиты и сигнализации по-
стоянного и переменного токов, а также цепей, питающих электро-
приемники небольшой мощности (например, электродвигатели за-
движек). Допускается также применение общих кабелей для разно-
го оборудования ПС. Контрольные кабели для ПС 220 кВ и выше
в соответствии с ПУЭ следует применять с медными жилами сече-
нием не менее 1,5 мм2. Действительное сечение жил кабелей долж-
но удовлетворять требованиям, обеспечивающим работу питаемых
аппаратов в заданном классе точности.
Все кабели, выявившиеся при выполнении полных и монтажных
схем, записываются в бланки журналов контрольных кабелей, где
указываются тип кабеля, его жильность и сечение, число резерв-
ных жил, его направление (откуда и куда). Измеряется и простав-
ив
ляется необходимая для прокладки длина кабеля, в журнал кон-
трольных кабелей записываются все кабели для каждой единицы
оборудования ПС, прокладываемые в пределах всей ПС. Каждому
кабелю, записываемому в кабельный журнал, присваивается марка,
которая образуется из марки оборудования и числового номера,
проставленного у кабеля, например для первого трансформатора
кабель с числовым номером 105 будет иметь марку 1Т-105.
По готовому кабельному журналу составляется сводная табли-
ца потребности контрольного кабеля для ПС, в соответствии с ко-
торой он заказывается в комплектующих организациях.
7.8. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК.
АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ
Оперативный ток служит для питания вторичных устройств,
к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и те-
лемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и
предупреждающая сигнализации и др. При нарушениях нормальной
работы ПС оперативный ток в некоторых случаях используется так-
же для аварийного освещения и для электроснабжения особо от-
ветственных механизмов, например маслонасоса синхронного ком-
пенсатора.
От источников оперативного тока требуется повышенная надеж-
ность, их мощность должна быть достаточной для надежного дейст-
вия вторичных устройств при самых тяжелых авариях, а напряже-
ние должно отличаться высокой стабильностью. Требования высокой
надежности приводят к необходимости повышенного резервиро-
вания источников оперативного тока и их распределительных сетей.
Различают системы переменного, выпрямленного н постоянного
оперативных токов. Переменный оперативный ток должен приме-
няться на ПС 35—220/6—10 кВ, ПО—220/35/6—10 кВ без выклю-
чателей на стороне ВН и на ПС 35/6—10 кВ с масляными выключа-
телями на стороне ВН.
В качестве источников переменного оперативного тока исполь-
зуются: трансформаторы собственных нужд, присоединяемые на
участке между выводами НН основных трансформаторов и выклю-
чателями либо к питающей ВЛ 35 кВ до выключателя; трансформа-
торы тока, питающие цепи релейной защиты; трансформаторы на-
пряжения; предварительно заряженные конденсаторы (в качестве
импульсных источников питания).
Цепи автоматики, сигнализации и дистанционного управления
питаются от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряже-
нием на выходе 220 В. Питание отключающих электромагнитов вы-
ключателей с электромагнитными приводами, цепей включения и от-
ключения отделителей и короткозамыкателей осуществляется от
предварительно заряженных конденсаторов.
Выпрямленный оперативный ток должен применяться на ПС
35—220/6—10 кВ, ПО—220/35/6—10 кВ без выключателей на сторо-
не ВН, на подстанциях 36/6—10 кВ с масляными выключателями
на стороне ВН, на ПС 110/6—10 кВ и 110/35/6—10 кВ с одним или
двумя выключателями на стороне ВН. Широкое использование вы-
прямленного оперативного тока для ПС 220 кВ с выключателями не
рекомендуется из-за пофазного исполнения приводов этих выключа-
телей н значительного потребления мощности при их действии, что
149
вызывает необходимость установки большого количества выпрями-
тельных силовых устройств для включения выключателей и блоков
конденсаторов значительной емкости для питания отключающих
электромагнитов каждой фазы.
В* качестве источников выпрямленного оперативного тока ис-
пользуются трансформаторы собственных нужд, трансформаторы
тока, трансформаторы напряжения совместно с выпрямительными
блоками питания и предварительно заряженными конденсаторами.
Выпрямительные блоки питания выпускаются промышленностью в
довольно широком диапазоне мощностей — от 20 Вт (БП-11) до
1,5 кВт (БП-1002) и выходных напряжений — 24, 48, ПО и 220 В.
Однако их мощность в некоторых случаях недостаточна для пита-
ния электромагнитных приводов выключателей, потребляющих при
включении большие токи. Для питания этих приводов применяются
конденсаторные устройства, которые заряжаются в период нор-
мального режима и энергия заряда которых используется в аварий-
ных режимах. Стабилизированные блоки питания типа БПНС-1
вместе с токовыми типа БПТ-1002 используются для питания цепей
релейной зашиты, автоматики, дистанционного управления. Неста-
билизированные блоки питания типа БПН-1002 используются для
питания цепей сигнализации и ламп сигнализации положения. Та-
кое раздельное питание основной нагрузки оперативного тока и це-
пей сигнализации уменьшает разветвленность оперативного тока для
питания цепей защиты, автоматики, управления и др.
Постоянный оперативный ток должен применяться на всех ПС
330 кВ н выше, иа ПС 110—220 кВ с числом масляных выключате-
лей ПО или 220 кВ три и более и на ПС 35—ПО кВ с воздушными
выключателями.
На ПС с постоянным оперативным током следует применять пе-
ременный оперативный ток на панелях щитов собственных нужд,
а также для компрессорных, насосных и других вспомогательных
устройств. Напряжение оперативного переменного тока для этих
устройств равно 220 В, в отдельных случаях допускается питание
оперативных цепей переменным напряжением 380 В. При исполь-
зовании на ПС оперативного постоянного тока питание оперативной
блокировки разъединителей и ламп местной сигнализации положе-
ния воздушных выключателей в РУ производится выпрямленным
током от шин собственных нужд ПС для улучшения условий рабо-
ты сети постоянного тока.
На ПС различают три группы потребителей постоянного опера-
тивного тока:
1. Потребители, включенные длительно; к ним относятся, напри-
мер, реле контроля, реле-повторители и другие реле, постоянно об-
текаемые током; характеризуются длительным током.
2. Потребители, подключаемые кратковременно при исчезнове-
нии переменного тока длительностью до 0,5 ч; к ним относятся
лампы аварийного освещения, резервные устройства связи, масля-
ные насосы синхронных компенсаторов и др.; характеризуются ава-
рийным током.
3. Потребители, подключаемые кратковременно, с толчком тока
длительностью до 5 с; к ним относятся электромагнитные приводы
разного рода выключателей; характеризуются толчковым током.
Работу всех групп потребителей постоянного оперативного тока
на ПС обеспечивают аккумуляторные батареи (АБ), устанавливае-
мые на ПС в качестве источников постоянного оперативного тока.
150
На ПС применяются почти исключительно кислотные АБ, состоящие
из отдельных стационарных свинцово-кислотных аккумуляторов ти-
па СК (в открытых сосудах) или типа СН (в герметически закры-
тых сосудах). Номинальное напряжение кислотного аккумулятора
равно 2 В.
Характеристика стационарного свинцово-кислотного аккумуля-
тора в открытом сосуде типа СК-1 приведена ниже:
Продолжительность разряда, ч . .
Емкость, А • ч.................
Разрядный ток, А...............
1 2 3 5 10
18,5 22 27 30 36
18,5 11 9 6 3,5
Характеристика стационарного свинцово-кислотного аккумуля-
тора в герметически закрытом сосуде типа СН-1 приведена ниже:
Продолжительность разряда, ч .... 0,25 0,5 1 3 10
Емкость, А-ч ... . . . . 10 15 20 30 40
Разрядный ток, А . .... . . 40 30 20 10 4
Номинальная емкость Q аккумулятора — это наименьшее допу-
стимое значение емкости, соответствующее 10-часовому режиму
разряда. Аккумулятор с типовым номером 1 имеет номинальную
емкость 36 А-ч для СК-1 и 40 А-ч для СН-1. Номинальная емкость
аккумулятора с другим типовым номером QN определяется путем
умножения номинальной емкости аккумулятора с типовым номером
1 (Qi) на типовой номер аккумулятора N Qk = Q,A'.
Допустимое значение длительного разрядного тока аккумуля-
тора любого номера получается также умножением соответствующе-
го номера аккумулятора на значение тока для аккумулятора с но-
мером 1.
Для аккумуляторов типов СК и СН кратковременный разрядный
ток (до 5 с) должен быть не более 250% одночасового разрядного
тока. Наименьшее допустимое напряжение в конце разряда состав-
ляет 1,75 В на элемент.
Обычно АБ на ПС работает в режиме постоянного подзаряда,
как правило, на напряжении 220 В, при стабильном напряжении
2,15 В на элемент, без элементного коммутатора, без периодических
тренировочных разрядов и уравнительных перезарядов. При этом
дозаряд заряженной АБ производится 1 раз в 3 мес напряжением
2,25—2,35 В на элемент, продолжительностью не менее одних суток
до установившейся плотности электролита, равной 1,2—1,21 г/см3.
После установки АБ должен быть произведен се формировочный
заряд согласно заводским инструкциям, определяющим ток и напря-
жение. До ввода в эксплуатацию АБ должна быть подвергнута трем
«тренировочным» циклам заряд—разряд. При этом конечное напря-
жение при разряде должно быть--не менее 1,75 В на элемент.
Аккумуляторная батарея на ПС работает параллельно с выпря-
мительным агрегатом в нормальном и аварийном режимах. Нор-
мальный режим работы АБ осуществляется при наличии на шинах
собственных нужд ПС переменного тока. При этом вся длительная
нагрузка постоянного тока питается от выпрямительного подзаряд-
ного агрегата. В это время АБ не разряжается и потребляет не-
большой ток из сети переменного тока только для компенсации са-
моразряда. При срабатывании электромагнитных приводов выклю-
чателей АБ принимает иа себя питание этих кратковременных, до
151
5 с, нагрузок, так как выпрямительный агрегат такие нагрузки ие
может обеспечить. В аварийном режиме, т. е. в режиме разряда, АБ
работает при отключенном подзарядном агрегате в результате ис-
чезновения переменного тока. При этом АБ питает потребителей по-
стоянного тока и обеспечивает возможность включения и аварий-
ного отключения любого выключателя или группы выключателей.
Расчетная продолжительность аварийного режима для всех потре-
бителей постоянного тока ПС, кроме средств связи и телемеханики,
составляет 0,5 ч для устройств связи и телемеханики от 1 до 2 ч.
Аккумуляторная батарея, работающая в нормальном или ава-
рийном режиме, должна обеспечивать надежное питание потреби-
телей постоянного тока, и, исходя из этого, число элементов и но-
мер АБ должны выбираться с учетом следующих основных требо-
ваний:
1. При нормальной работе АБ в режиме подзаряда напряжение
на электромагнитах отключения выключателей при одновременном
отключении максимально возможного количества выключателей дан-
ной ПС (устройства резервирования отказа выключателей, сраба-
тывания защит шин или защит трансформаторов при схеме транс-
форматор — шины и т. п.) должно быть ие ниже минимального зна-
чения, при котором обеспечивается отключение выключателей с
номинальным временем. Допустимые пределы напряжения приемни-
ков постоянного тока даны в табл. 7.3. Во время срабатывания
электромагнитов отключения напряжение иа шинах питания уст-
ройств релейной защиты и автоматики ие должно быть ниже 0,8
номинального значения.
Таблица 7.3. Допустимые пределы напряжения приемников
_____________постоянного тока, % номинального______________
Приемники Пределы напряжения
минимальный максимальный
Включающие электромагниты приводов масляных выключателей при токах включения до 50 кА 80 по
То же более 50 кА 85 по
Отключающие электромагниты приводов масляных выключателей 85 120
Электромагниты приводов воздушных выключателей до 220 кВ 65 120
Электромагниты приводов выключателей ВВБ 330 кВ 84,5 120
То же ВВБ 500 кВ 82,3 120
Включающие электромагниты автомати- ческих выключателей НН 85 ПО
Электродвигатели маслон^сосов синхрон- ных компенсаторов и резервного агре- гата связи 75 ПО
Лампы накаливания — 110
Шииы питания устройств релейной за- щиты и автоматики 80 ПО
152
2. При аварийном режиме работы АБ после получасового ава-
рийного разряда напряжение иа наиболее мощном электромагните
включения наиболее удаленного выключателя не должно быть в
момент его включения меньше минимально допустимого, а напряже-
ние на шииах, от которых питаются устройства релейной защиты,
автоматики и телемеханики, при включении ближайшего к аккуму-
ляторной батарее выключателя с наиболее мощным электромагни-
том включения не должно быть меньше 0,8 номинального.
При выборе АБ, как правило, определяющим фактором являет-
ся включение одного наиболее мощного масляного выключателя или
одновременное отключение группы выключателей, что может иметь
место как в нормальном, так и в аварийном режимах работы АБ,
при этом толчковые токи, достигающие нескольких сотен ампер, на-
кладываются иа длительные и аварийные нагрузки и вызывают зна-
чительные посадки напряжения на шинах постоянного тока, в зна-
чительной мере определяя выбор АБ.
Общее число элементов АБ в зависимости от токов включающих
электромагнитов выключателей и условий обеспечения требующего-
ся напряжения должно приниматься равным 108, 120, 128 и 140.
При выборе АБ следует отдавать предпочтение схеме с числом эле-
ментов 108, так как она проще и удобнее в эксплуатации и позво-
ляет отказаться от применения балластного регулируемого сопро-
тивления.
В соответствии с нормами технологического проектирования на
ПС с напряжением до 330 кВ устанавливается одна АБ, в этом слу-
чае при ремонте АБ шины постоянного тока временно питаются
только от подзарядного выпрямительного устройства (считается,
что отключение переменного тока на ПС практически ие может сов-
пасть с временем ремонта АБ). На время ремонта АБ автоматиче-
ский ввод резервного питания шии собственных нужд должен быть
всегда в работе. При соответствующем обосновании на ПС ПО—
330 кВ допускается взамен одной батареи устанавливать две мень-
шей емкости. На ПС 500 кВ должны устанавливаться всегда две
АБ. При этом резервирование всей нагрузки одной батареи другой
батареей, как правило, ие предусматривается.
Для включения на параллельную работу с АБ, ее подзаряда и
заряда применяются полупроводниковые выпрямительные агрегаты
с автоматической стабилизацией напряжения и тока, которые долж-
ны выполнять следующие функции:
в режиме постоянного подзаряда при напряжении 2,15—2,2 В
на элемент обеспечивать подзаряд аккумуляторов для компенсации
их саморазряда и питание длительной нагрузки, автоматически под-
держивая стабильное напряжение на шипах постоянного тока не-
зависимо от нагрузки;
производить заряд АБ после ее аварийного разряда, обеспечи-
вая возврат АБ в течение 6—8 ч не менее 90% израсходованной ем-
кости;
в режиме дозаряда АБ напряжением 2,25—2,35 В на элемент
обеспечивать питание постоянных нагрузок и нормальный дозаряд
при стабильном напряжении;
производить первый формовочный заряд АБ, выполняемый пос-
ле ее монтажа или после капитального ремонта действующей АБ
(в случае замены вышедших из строя пластин новыми).
Все указанные требования к зарядно-подзарядным устройствам
должны выполняться вне зависимости от того, какое количество эле-
153
ментов и какую емкость имеет АБ. В качестве зарядно-подзарядпо-
го устройства может быть использован выпрямительный агрегат ти-
па ВАЗП 380/260-40/80, выполненный на кремниевых полупроводни-
ках с автоматической стабилизацией напряжения. Технические дан-
ные агрегата приведены в табл. 7 4.
Таблица 7.4. Технические данные выпрямительного агрегата
ВАЗП 380/260-40/80
Режим работы агрегата Напряжение питания пере- менным то- ком, В Пределы выпрямленного Максимальная потребляемая мощность, кВт
напряжения, В тока, А
Стабилизация напряжения Плавное регу- лирование напряжения 380+38 220—260 260—380 2—11 4—80 4—40 4—80 20,8 15,2 0,88
Выпрямительный агрегат ВАЗП 380/260-40/80 обеспечивает по-
стоянный подзаряд АБ из элементов СК и СН до 20-го номера
включительно, их дозаряд, заряд и питание длительной нагрузки
постоянного тока в объеме, встречающемся на ПС. При более вы-
соких токах нагрузки, чем допустимо по номинальным данным
агрегата, следует включать два агрегата параллельно. Для АБ на-
пряжением 220 В, используемых иа ПС, устанавливаются два агре-
гата— рабочий и резервный. В режиме заряда АБ агрегаты вклю-
чаются иа параллельную работу. Расчетные токи работы выпрями-
тельного агрегата для разных режимов работы АБ вычисляются
следующим образом:
постоянного подзаряда /дл+0,15А;
дозаряда /дл + 0,ЗА;
заряда /Дл+2^
где /Дл — длительный ток нагрузки на АБ; W — принятый номер АБ.
При параллельной работе выпрямительного агрегата с АБ в се-
ти оперативного постоянного тока пульсация напряжения может
достигать 8%. При наличии на ПС нагрузок постоянного тока, не
терпящих пульсации напряжения свыше 3%, например релейной за-
щиты, выполненной на полупроводниковых элементах или использу-
ющей приемопередатчики типов УП-70, ПВЗК, ВЧТО-М и др., необ-
ходимой пульсации 1,5—3% можно достигнуть включением в цепь
плюса на выходе выпрямительного агрегата реакторов типа ДФ-7.
При токе нагрузки до 40 А устанавливается один реактор, при то-
ке нагрузки выше 40 А включаются две параллельные ветви из двух
последовательно включенных реакторов.
В качестве примера иа рис. 7.5 приведена принципиальная схе-
ма включения АБ, имеющей более 108 элементов. На схеме пока-
зано, что на шинку — ШП выводится 108-й элемент АБ, на шинку
(—ШП)—последний элемент АБ, например 128-й. Поэтому напря-
жение иа шинке (—ШП) повышенное. К шинке —ШП подключают-
ся цепи управления и сигнализации, релейной защиты и автоматики,
электромагниты приводов выключателей, не требующих для своего
надежного питания повышенного напряжения иа шинах постоянно-
154
Рис. 7.5. Принципиаль-
ная схема включения АБ,
имеющей более 108 эле-
ментов.
1 — электромагниты приво-
дов, не требующих повы-
шенного напряжения; 2 —
электромагниты приводов,
требующих повышенного на-
пряжения; 3 — аварийное ос-
вещение; 4 — резервный аг-
регат связи; 5 — управ-
ление, защита, сигнализа-
ция; б—масляный на-
сос синхронного компенса-
тора; SF — автоматический
выключатель; А — ампер-
метр; SS — переключатель;
QS — рубильник; SB — кноп-
ка; — шунт; — регули-
руемое балластное сопро-
тивление; UG — выпрями-
тельный агрегат; GB — ак-
кумуляторная батарея; п —
количество элементов АБ;
+ ШП, -ШП, 1ШУ, ПШУ—
шннки питания; (—ШП) —
шннка питания повышенным
напряжением.
го тока, резервный агрегат связи, аварийное освещение и др.
К шинке (—ШП) повышенного напряжения подключаются цепи
включения мощных приводов выключателей, требующих для своего
надежного питания с учетом потерь в кабелях повышенного напря-
жения на шинах постоянного тока.
В режиме дозаряда АБ, который производится напряжением
2,25—2,35 В иа элемент, напряжение на шинках —ШП и (—ШП)
соответственно увеличивается, что для шинки —ШП недопустимо.
Поэтому во избежание повышения напряжения на приемных уст-
ройствах свыше номинального в режиме дозаряда питание шинки
—ШП переводится на 100-й элемент АБ.
Для обеспечения одинаковых условий работы основных и допол-
нительных элементов АБ (свыше 108) устанавливается регулируемое
балластное сопротивление R.
На присоединениях щита постоянного тока устанавливается ап-
паратура, обеспечивающая оперативные и неоперативные коммута-
ционные операции и защиту отходящих кабелей. Аппаратура выби-
рается по рабочему току (для длительных нагрузок), напряжению,
динамической стойкости и защитным характеристикам. В цепях АБ,
зарядно-подзарядиых агрегатов, питания электромагнитов масляных
выключателей и шинок управления устанавливаются селективные
автоматические выключатели или предохранители. Селективность
работы обеспечивается разными уставками срабатывания, которые
на питающих линиях больше, на отходящих — меньше. Учитывая
особую ответственность приемников, подключенных к шинам посто-
янного тока, питание их следует выполнять с повышенной надеж-
ностью. Для этой цели предусматривается питание по двум кабелям
от разных систем шин.
7.9. ШКАФЫ КРУ, КРУН, ктп, КТПН
В последние годы появились и широко применяются сборные
конструкции РУ — комплектные РУ внутренней (КРУ) и наружной
установки (КРУН), комплектные трансформаторные ПС (КТП), ко-
торые изготовляются на специализированных заводах и поставляют-
ся на строительство в виде готовых шкафов и ящиков. Изготовляе-
мые промышленностью КРУ, КРУП и КТП невелики по объему,
транспортабельны, обладают высокой надежностью в работе, без-
опасны при обслуживании, допускают расширение, их внутренние
конструкции почти не подвергаются запылению и загрязнению, экс-
плуатация таких комплектных устройств дешевле, чем обычных.
Комплектные конструкции систематизируются по типу выклю-
чателей, по способу расположения аппаратов, по напряжению, току,
отключаемой мощности, типу приводов, вспомогательным устрой-
ствам.
Шкафы КРУ и КРУН оборудованы одинарной системой сбор-
ных шин напряжением 6—10 кВ, втычными контактами и выкатны-
ми тележками с выключателями, трансформаторами напряжения и
прочим оборудованием первичных цепей, предусмотренным сеткой
схем и номенклатурой шкафов КРУ и КРУН. Вся аппаратура монти-
руется внутри металлического каркаса с минимально допустимыми
промежутками. Преимуществом этих шкафов является также при-
менение для установки в них малогабаритных аппаратов, а также
обеспечение возможности замены трансформаторов тока, счетчиков
156
и реле без перерыва работы. В шкафах КРУ и КРУН предусмотре-
на блокировка безопасности, позволяющая откатить и вкатить те-
лежку на место только при отключенном выключателе, следователь-
но, отключение и включение контактов разъединителей происходит
при разомкнутой цепи, т. е. без тока. Осмотр и ремонт выключате-
ля производится вне КРУ.
Заводами изготовляются комплектные трансформаторные ПС,
КТП, КТПН, которые поставляются с силовыми трансформаторами
и набором необходимых шкафов КРУ или КРУН 6—10 кВ. В ком-
плектную поставку заводами КРУ, КРУН, КТП и КТПН входит так-
же и вся необходимая аппаратура управления, релейной защиты,
сигнализации, измерения и блокировки, размещаемая в специальных
релейных шкафах и в релейных и приборных отсеках КРУ или
КРУН. Шкафы КРУ, КРУН комплектуются выключателями с при-
водами, работающими на оперативном постоянном или переменном
токе. Для оперативного постоянного тока применяются электромаг-
нитные, для оперативного переменного тока — грузовые и пружин-
ные приводы, хорошо сочетающиеся с конструкцией камер КРУ.
Пружинный или грузовой привод предназначен для ручного, дистан-
ционного и автоматического управления выключателем высокого на-
пряжения. Операция включения осуществляется за счет энергии,
предварительно запасаемой до совершения операции и расходуемой
в процессе включения — используются поднятые грузы или заведен-
ные электродвигателем пружины. Отключение выключателя осуще-
ствляется за счет энергии, запасаемой в механизме выключателя
при его включении.
Дистанционное отключение осуществляется с помощью встроен-
ного в привод электромагнита отключения. Привод может быть
использован с встроенными токовыми реле прямого действия мгно-
венного срабатывания (токовая отсечка) и срабатывания с необ-
ходимой выдержкой времени.
7.10. ВЫДАЧА ЗАДАНИЯ ЗАВОДАМ
НА ИЗГОТОВЛЕНИЕ ПАНЕЛЕЙ И ШКАФОВ
После выполнения полных схем управления, сигнализации, ре-
лейной защиты и автоматики выполняются чертежи технического
задания щитостронтельным заводам на изготовление всех необхо-
димых панелей, шкафов внутренней и наружной установок, устанав-
ливаемых на главном щите управления, релейных пунктах и РУ.
Задания заводам следует выдавать по форме, утвержденной Мин-
электротехпромом.
В состав тома задания заводу иа изготовление щитостроитель-
иых изделий входят следующие чертежи:
перечень передаваемой документации;
схема расположения щитов с перечнем панелей;
перечень панелей и аппаратов с техническими данными по за-
казу; выполняется в виде таблицы, в которую записываются только
типовые панели или блоки; одинаковые по типу и техническим ха-
рактеристикам панели записываются 1 раз, петиповые панели не за-
писываются;
схема электрических соединений сигнально-оперативных шинок;
иа чертеже выполняется план-схема шинок над всеми панелями и
перечень шинок;
157
общий вид щита управления (щит защиты); общий вид (свод-
ный фасад панелей управления или защиты) выполняется в масшта-
бе 1 : 10; иа чертеже на каждой панели сверху пишется номер па-
нели, внизу тип типовой панели, состав блоков или иомер чертежа
общего вида для нетиповой панели;
общий вид панели управления (панель защиты, панель авто-
матики); общий вид (фасад) выполняется для каждой неповторяю-
щейся нетиповой панели в масштабе 1 : 10;
попанельный перечень аппаратуры, в который включается аппа-
ратура только нетиповых панелей;
сводный перечень аппаратуры, в который включается аппарату-
ра всех иетиповых щитовых устройств, посылаемых заводу для из-
готовления — панелей управления и защиты, панелей постоянного и
переменного токов, шкафов;
электрическая схема панели полная. Полная схема (развертка)
панели, блока или шкафа выполняется для каждой иетиповой па-
нели, блока или шкафа и представляет собой часть полных схем
единиц оборудования ПС и содержит электрические соединения тех
аппаратов, которые установлены на разрабатываемой панели, блоке
или шкафу. На схеме (развертке) показываются все цифровые и
буквенные марки и номера выводов цепей, выходящих иа ряд за-
жимов. Перечень аппаратуры на чертеже не выполняется.
Вся указанная документация на изготовление щитовых изделий
передается заводу-изготовителю в двух экземплярах, один из ко-
торых должен быть переплетен. На каждый вид изделия (панели
постоянного тока, переменного тока и пр.) чертежи задания пере-
плетаются отдельно.
Раздел восьмой
ВЫБОР ПЛОЩАДКИ
ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
Площадка для строительства ПС и всех дополнительных со-
оружений и коммуникаций должна быть выбрана до утверждения
задания на проектирование.
Площади земельных участков, отводимых для строительства ПС,
должны устанавливаться по приложению 21. Для ПС с составом
зданий и сооружений, отличающимся от приведенной, площади дол-
жны увеличиваться или уменьшаться на величины, приведенные в
приложении 22. В отдельных случаях, площадь, занимаемая ПС, мо-
жет определяться предварительным генпланом.
Площадка ПС должна размещаться как правило, на землях не-
сельскохозяйственного назначения или сельскохозяйственных угодь-
ях худшего качества с соблюдением «Основ земельного законода-
тельства Союза ССР и союзных республик», законодательных актов
по охране природы и использованию природных ресурсов. При раз-
мещении площадки в лесных районах занимаются, как правило, не
покрытые лесом или с малоценными насаждениями земли.
При выборе местоположения площадки должны учитываться
следующие требования:
158
1. Максим альное приближение:
к центру электрических нагрузок;
к автомобильным дорогам, по которым возможна доставка тя-
желовесного оборудования и материалов;
к железнодорожным станциям и подъездным железнодорожным
путям промышленных предприятий, на которых возможна доставка
и разгрузка тяжеловесного оборудования, строительных конструк-
ций и материалов;
к точке примыкания проектируемого подъездного железнодорож-
ного пути для ПС при необходимости его строительства;
к населенным пунктам, в которых возможно расселение обслу-
живающего персонала;
к существующим инженерным сетям водопровода, канализации,
теплоснабжения, связи, временного электроснабжения (иа период
строительства) или проектируемым при условии их опережающего
ввода.
2. Размещение вне территории:
залегания полезных ископаемых (размещение на территории с
выявленными полезными ископаемыми допускается в исключитель-
ных случаях при согласии органов государственного горного над-
зора);
опасных зон отвалов пород угольных и сланцевых шахт или
обогатительных фабрик. Расстояние между отвалом и ПС назнача-
ется не менее расчетной опасной зоны сдвига отвала, определяемой
в соответствии с «Инструкцией по проектированию и безопасной экс-
плуатации отвалов пород», утвержденной Министерством угольной
промышленности СССР и согласованной с Госстроем СССР. В се-
верной строительно-климатической зоне между отвалами и ПС, кро-
ме указанных зон, должны соблюдаться расстояния, обеспечивающие
сохранение расчетного температурного режима мерзлых грунтов ос-
нований зданий и сооружений ПС;
зон активного карста, обвалов, камнепадов, оползней, селевых
потоков и снежных лавин, которые могут угрожать нормальной экс-
плуатации ПС;
первого пояса зоны санитарной охраны источников водоснаб-
жения и первой зоны округов санитарной охраны курортов;
зеленых зон городов и поселков городского типа, земель, заня-
тых зелеными насаждениями, выполняющими защитные и санитар-
но-гигиенические функции и являющимися местом отдыха насе-
ления;
загрязненной органическими и радиоактивными отбросами до
истечения сроков, установленных органами санитарно-эпидемиоло-
гической службы;
заповедников, памятников истории, археологии, архитектуры и
других, находящихся под охраной государства;
карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов. (При необхо-
димости размещения ПС вблизи действующих илн проектируемых
карьеров необходимо проверить расчетами воздействие взрывов на
строительные конструкции и оборудование);
затопления в результате возможного разрушения плотин и
дамб. В случае особой необходимости размещения площадки в ука-
занной зоне должны быть предусмотрены мероприятия по защите
ПС от затопления. Кроме того, в северной строительно-климатиче-
ской зоне на прибрежных участках следует размешать ПС с учетом
увеличения у берега чаши оттаивания грунта, так как это вызывает
159
изменение температурного и гидрогеологического режима грунта;
загрязненной промышленными выбросами в атмосферу и соз-
дающими опасность для работы изоляции ОРУ и ВЛ. Расстояние от
источника загрязнения принимается по соответствующим норматив-
ным документам. При этом следует принимать во внимание то, что
по условиям закономерности распростраиеиия производственных
выбросов в атмосферу максимальная концентрация вредных веществ
устанавливается иа расстоянии в пределах 20//, где Н — высота вы-
броса;
морского побережья или соленого озера, где проявляется разру-
шительное влияние солей на алюминиевые провода и металлоконст-
рукции (минимальное приближение ПС к морю или соленому озеру
5 км);
приаэродромной зоны и воздушных трасс. Размещать площадку
ПС на приаэродромных территориях н воздушных трассах разреша-
ется только после согласования с Министерством гражданской авиа-
ции СССР и его органами на местах при условии, что ПС находится
на расстоянии 10 км от границ аэродрома; при наличии на ПС зда-
ний и сооружений с отметкой верхней точки, превышающей отметку
аэродрома на 50 м и более, расстояние увеличивается до 30 км от гра-
ниц аэродрома, а при наличии на ПС сооружений высотой не более
100 м расстояние увеличивается до 75 км от границ аэродрома и от
воздушных трасс;
зоны, в которой образующиеся помехи от ПС и подходов ВЛ пре-
пятствуют нормальной работе радиоцентров и других радиоустано-
вок. Допустимое приближение уточняется при согласовании с органи-
зациями, эксплуатирующими и проектирующими эти радиоустановки.
Местоположение площадки с водозаборными и очистными со-
оружениями должно дополнительно отвечать следующим требова-
ниям:
водозаборные сооружения хозяйственно-питьевого и техническо-
го водопровода располагаются по течению реки выше промышлен-
ных предприятий и населенных мест;
спуск сточных вод в реку должен осуществляться по течению
ниже населенного пункта после очистки в очистных сооружениях;
сооружения для забора подземной воды должны находиться на
участках, благоприятных в санитарном отношении, где должны быть
условия для организации зоны санитарной охраны, исключающей
возможность загрязнения используемых подземных вод бытовыми
и промышленными сточными водами. При отсутствии возможности
выполнить эти требования водозаборные и очистные сооружения
выносятся с территории ПС.
3. Обеспечение возможности:
сооружения заходов ВЛ, а также всех коммуникаций с мини-
мальным занятием ценных сельскохозяйственных и лесных угодий;
строительства зданий и сооружений с устройством дорогостоя-
щих оснований. В отдельных случаях на основании технико-эконо-
мического обоснования допускается размещение ПС на площадке со
сложными или неблагоприятными грунтовыми условиями (заторфо-
ваниость, скально-моренные грунты, льдоиасыщенность и т. д.);
минимальных планировочных работ;
доставки на ПС тяжеловесного оборудования (трансформаторов,
реакторов и др.) одним из способов, принятых в каждом конкрет-
ном случае. Желательно ограничиться сооружением подъездной ав-
томобильной дороги, обеспечивающей доставку всех грузов, вклю-
160
чая тяжеловесное оборудование на автотрайлерах. Подъездные
железнодорожные пути к ПС 220—500 кВ предусматриваются толь-
ко в случае технической невозможности доставки тяжеловесных гру-
зов по автодорогам при соответствующем технико-экономическом
обосновании. Подъездной железнодорожный путь может быть реко-
мендован также в случае, когда он является одновременно подъезд-
ным путем примыкающей к ПС сетевой ремонтно-производственной
базы, на которой предполагается ремонтировать оборудование,
включая трансформаторы. Допускается перевозка трансформаторов
речным или морским транспортом, а также на специальных санях.
Площадка для строительства ПС в сиегозаносимых районах
должна удовлетворять следующим требованиям:
со стороны главного направления снегопереноса перед площад-
кой не должно быть значительных снегосборных территорий;
с наветренной стороны площадки желательно иметь лес, не-
сколько рядов зданий, понижение рельефа, русла рек, овраги или
периодически расчищаемые автодороги;
с подветренной стороны площадки не должно быть леса или
строений;
при пересечении рельефа площадка должна располагаться на
неветренном склоне, расположение на подветренном склоне недо-
пустимо;
при наличии с наветренной стороны площади снегосборной пло-
щади (бассейна) следует предусматривать территорию для устрой-
ства внешней снегозащиты (снегозащитные лесополосы, снегозадер-
живающие шиты и заборы);
при организации на ПС механизированной очистки снега рядом
с площадкой должны быть пониженные места рельефа, где можно
было бы складировать снег.
При размещении ПС и связанных с ней объектов следует вы-
держивать требуемые безопасные расстояния: до существующих или
проектируемых газгольдерных станций и отдельно стоящих газголь-
деров вместимостью около 1000 м3 не менее 150 м и 500 м, когда
газгольдеры используются для хранения взрывоопасных сжижен-
ных газов (пропан, бутан и др.); до складов нефти и нефтепродук-
тов, а также складов сильнодействующих ядовитых веществ — по
приложению 23; до компрессорных и газораспределительных стан-
ций — по приложению 24; до магистральных газопроводов, нефте-
проводов и нефтепродуктопроводов — по приложению 25. Мини-
мальное расстояние до складов взрывчатых и взрывоопасных ве-
ществ принимается по согласованию с соответствующей организацией.
При сравнении вариантов размещения ПС определяются и учи-
тываются затраты на возмещение убытков землепользователей и по-
терь сельскохозяйственного производства, связанных с изъятием зе-
мельных участков.
Подлежат возмещению убытки, причиненные землепользователям
(колхозам, совхозам и другим предприятиям) как изъятием зе-
мельных участков для строительства ПС и связанных с ней объектов,
так и временным занятием земельных участков для строительной ба-
зы, устройства внешних подземных коммуникаций и площадок для
монтажа опор ВЛ.
Помимо возмещения убытков землепользователям предусматри-
вается возмещение потерь сельскохозяйственного производства, ко-
торые возмещаются в размере стоимости освоения новых земель
равновеликой площади. Для определения потерь сельскохозяйствеи-
11—862
161
ного производства следует руководствоваться приложением 26, в ко-
тором даны стоимости земель по экономическим районам РСФСР.
Потери сельскохозяйственного производства не возмещаются
при отводе земельного участка для строительства ПС, обслужива-
ющих объекты сельскохозяйственного назначения (насосные стан-
ции системы орошения или осушения земель и др.), а также при
отводе земельных участков во временное пользование, если по ус-
ловиям отвода эти участки после окончания строительства должны
быть приведены в состояние, пригодное для использования в сель-
ском хозяйстве.
В соответствии с действующими нормативами перед началом
строительства необходимо снять и хранить плодородный слой поч-
вы. Это требование распространяется на земли, занимаемые пло-
щадкой ПС, принадлежащие как сельскохозяйственным, так и не-
сельскохозяйственным землепользователям при наличии плодород-
ного слоя почвы. Участки для хранения плодородного слоя почвы
намечаются в непосредственной близости от площадки строительст-
ва. В отдельных случаях при экономической целесообразности пло-
дородный слой почвы вывозится и наносится на малопродуктивные
угодья. При этом затраты на 1 га малопродуктивных угодий не дол-
жны превышать установленных в союзных республиках нормативов
стоимости освоения 1 га новых земель взамен изымаемых для
строительства ПС.
Подстанции глубокого ввода, размещаемые в районах массового
жилищного строительства или в существующих жилых районах го-
родов и других населенных пунктов, следует проектировать закры-
того типа, в увязке с архитектурой существующей и проектируемой
застройки. Они должны быть обеспечены подъездами для транс-
порта и техническими полосами для ввода и вывода кабельных и
воздушных линий, а также других инженерных коммуникаций.
Нормами рекомендуется принимать размер земельного участка
для закрытых ПС не более 0,6 га.
Минимальное расстояние от ПС до жилых и общественных зда-
ний, по условиям вредного воздействия шума, принимается в зави-
симости от мощности устанавливаемых на ней трансформаторов и
определяется по приложению 27.
При размещении ПС в городах и других населенных пунктах
обязательно должен быть проработан маршрут безрельсовой достав-
ки тяжеловесного оборудования (трансформаторов, реакторов
н т. п.) от железнодорожной станции (порта) разгрузки до ПС в
условиях жилой застройки.
Подготовительная работа по выбору площадки включает:
уточнение района размещения ПС;
составление генерального плана ПС на базе предварительной
компоновки электротехнических сооружений с указанием располо-
жения ОРУ и направлений ВЛ всех напряжений;
выбор возможных вариантов расположения площадки ПС на
плановых материалах масштаба 1:10 000— 1:100 000 с коридора-
ми ВЛ всех напряжений и внешними коммуникациями;
предварительное определение потребности в хозяйственно-пить-
евой и технической воде, объемов хозяйственно-фекальных стоков;
подбор и получение топографогеодезических, инженерно-геоло-
гических, гидрогеологических и гидрологических материалов на рай-
оны предполагаемого размещения ПС;
сбор общих сведений по районам намечаемых вариантов распо-
ложения площадки: о существующих железных и автомобильных
162
дорогах, источниках водоснабжения, включая наличие подземных
вод, сетях канализации, теплоснабжения, газоснабжения и связи,
местах сброса хозяйственно-фекальных стоков и т. п. Кроме того,
получение сведений о наличии в этих районах залежей полезных
ископаемых, аэродромов, радиостанций, промпредприятий, загрязня-
ющих окружающую среду, и прочих объектов, влияющих на разме-
щение площадки.
После выполнения указанных выше работ необходимо через
заказчика получить планы землепользований, Гослесфонда, выкопи-
ровку с плана территории населенного пункта и предварительные
согласования вариантов площадок с землепользователями, государ-
ственными инспекторами по использованию и охране земель (земле-
устроителями), управлениями лесного хозяйства и органами совет-
ской власти.
Одновременно с этим необходимо провести согласования с
центральными организациями: территориальным военным округом,
главным штабом ВВС (для ПС напряжением 220 кВ и выше), тер-
риториальным управлением Министерства гражданской авиации
СССР, геологическим управлением, Госгортехнадзором (для площа-
док, размещаемых па территории залегания полезных ископаемых),
областным штабом гражданской обороны, областным отделом по
делам строительства и архитектуры, областным управлением Мини-
стерства связи СССР, управлением железной дороги МПС (для ПС,
к которым предусматривается подъездной железнодорожный путь),
территориальным проектным институтом Госстроя СССР (для пло-
щадок, расположенных в пределах городов и других населенных
пунктов).
После получения всех перечисленных согласований через за-
казчика следует обратиться в Совет Министров автономной респуб-
лики, крайисполком, облисполком с ходатайством о согласовании
места расположения ПС и выбора земельного участка для ее строи-
тельства. В ходатайстве указывается решение соответствующих ор-
ганов о строительстве ПС, ориентировочная площадь земли, наме-
чаемая к изъятию, административный район (или несколько райо-
нов), где намечаются варианты размещения ПС.
Решением Совет Министров автономной республики, крайиспол-
ком, облисполком определяют возможность начала работ по уточ-
нению местоположения ПС и выбору земельного участка. Решение
является основанием для проведения необходимых предварительных
изысканий.
Следует отметить, что сбор сведений по выбору площадок ПС,
для которых требуется подъездной железнодорожный путь, начи-
нается с выявления возможности примыкания к существующим
или проектируемым (с опережающим сроком ввода в эксплуатацию)
железнодорожным путям общего пользования или промышленным
подъездным путям, так как именно точки примыкания определяют
районы, в которых возможно размещение площадок ПС.
После окончания подготовительного этапа в соответствии с дей-
ствующей инструкцией по разработке проектов и смет для промыш-
ленного строительства создается комиссия по выбору площадки ПС.
В состав комиссии по выбору площадки включаются представители
заказчика, строительной организации, проектной организации (глав-
ный инженер проекта ПС, специалисты по проектированию генераль-
ных планов и ВЛ, топограф и геолог; при необходимости привлека-
ются специалисты по водоснабжению и канализации, проектирова-
11*
163
нию автомобильных и железных дорог и др.), Совета Министров ав-
тономной республики, исполкома краевого (областного), район-
ного (городского) Совета депутатов трудящихся (управлений и отде-
лов по делам строительства и архитектуры, сельского хозяйства,
санитарно-эпидемиологической службы, строительства, эксплуатации
и ремонта автомобильных дорог, штаба гражданской обороны, госу-
дарственного пожарного надзора, лесного хозяйства, горнотехниче-
ской инспекции, управления железных дорог МПС, органов Мини-
стерства связи СССР, Государственной инспекции по охране рыб-
ных запасов и регулированию рыбоводства, органов по использо-
ванию и охране водных ресурсов, руководства землепользователей).
В необходимых случаях к работе комиссии привлекаются пред-
ставители: института «Гипрозем» при размещении ПС на орошае-
мых и осушаемых землях, пашне, на землях, занятых многолетними
плодовыми насаждениями и виноградниками общей площадью свы-
ше 5 га, территориальной проектной организации Госстроя СССР и
Госстроя союзной республики при размещении площадок в преде-
лах городов и других населенных пунктов.
При выборе площадки для ПС промышленного предприятия к
участию в работе комиссии привлекаются представители генераль-
ного проектировщика и дирекции этого предприятия, а для ПС, сов-
мещаемой с тяговой ПС, представители соответствующего проект-
ного института Министерства транспортного строительства и управ-
ления железной дороги.
В процессе работы комиссия должна по каждому конкурирую-
щему варианту площадок детально обследовать район размещения
площадки, установить границы коридоров ВЛ, уточнить места и
условия примыкания подъездных автомобильной и железной дорог,
станции разгрузки, определить состав сельскохозяйственных угодий,
мощность плодородного слоя почвы и дальность его перевозки,
выяснить возможность подключения, получить технические условия
и согласовать с владельцами существующих и проектируемых
(с опережающим сроком ввода в эксплуатацию) инженерных сетей
(водопровода, канализации, связи и Др.), составить заключение о
возможности водоснабжения за счет подземных вод и дать заключе-
ние о целесообразности бурения разведочных скважин. При раз-
мещении ПС на берегах рек, озер и водохранилищ уточнить воз-
можность затопления и размыва площадок паводковыми водами.
При необходимости выполнить минимум геологических работ для
выяснения грунтовых условий всех вариантов площадок.
Оценив сравнительные объемы работы по конкурирующим ва-
риантам, комиссия рекомендует оптимальный вариант площадки.
Результаты обследования площадок и рекомендации комиссия изла-
гает в акте выбора площадки.
После обследования района размещения площадки ПС в натуре
границы вариантов площадок с коридорами ВЛ и внешними комму-
никациями наносятся на план землепользования, который подписы-
вается главным (старшим) инженером-землеустроителем, руководи-
телем совхоза, лесхоза или другого землепользования, представи-
телями заказчика и проектной организации.
Проектная организация передает заказчику следующие материа-
лы выбора площадки: справку территориального геологического уп-
равления об отсутствии на выбранном участке полезных ископаемых,
а при их наличии — разрешение органов Госгортехнадзора на за-
стройку участка; выписку из протокола общего собрания членов
164
колхоза (собрания уполномоченных) о согласии с изъятием наме-
ченного земельного участка (если строительство предполагается на
землях колхоза); заключение главных государственных инспекторов
по использованию и охране земель автономных республик, краев,
областей, управлений лесного хозяйства (для земель Гослесфонда);
акт выбора площадки ПС, подписанный всеми членами комиссии и
утвержденный генеральным заказчиком; согласования с централь-
ными организациями; план землепользования с нанесенными проек-
тируемыми объектами.
Перечисленные документы передаются заказчиком в Совет Ми-
нистров автономной республики, крайисполком, облисполком для
рассмотрения и принятия решения о предварительном согласовании
места расположения ПС.
При размещении ПС на орошаемых и осушенных землях, паш-
не, землях, занятых многолетними плодовыми насаждениями и вино-
градниками общей площадью более 5 га, или в лесах первой груп-
пы площадью более 50 га с последующим изъятием этих угодий в-
постоянное пользование, Совет Министров автономной республики,
крайисполком, облисполком направляют на рассмотрение Совета
Министров РСФСР материалы выбора площадки (за исключением
объектов, подчиненных министерствам и ведомствам СССР).
Решение Совета Министров РСФСР, Совета Министров автоном-
ной республики, крайисполкома, облисполкома о предварительном
согласовании места расположения ПС на рекомендованной комис-
сией площадке является основанием для проведения проектно-изы-
скательских работ.
Предварительное согласование места расположения ПС, разме-
ра намечаемой к изъятию площади, условий на присоединение к
инженерным сетям и коммуникациям действительно в течение всего
периода проектирования и строительства.
Окончательное решение о размещении ПС выносится Советом
Министров РСФСР, Советом Министров автономной республики,
крайисполкомом, облисполкомом после возбуждения ходатайства
заказчиком о предоставлении земельного участка для строительства
ПС и связанных с ней объектов. В ходатайстве указывается орган,
утвердивший проект строительства, строительная организация, ко-
торая будет осуществлять строительство, размеры земельных участ-
ков и площади леса, подлежащего вырубке.
Акт выбора площадки является основным документом о согла-
совании площадки для строительства ПС с внешними коммуника-
циями, коридорами ВЛ и другими объектами. Этим же документом
согласовываются основные проектные решения и подключение под-
станции к существующим инженерным сетям и коммуникациям.
В акте обосновываются народнохозяйственная необходимость строи-
тельства ПС с ссылкой на предшествующие работы, техническая ха-
рактеристика ПС, энергетическая подчиненность, сроки строительст-
ва и ввода в эксплуатацию.
В акте указываются количество выявленных, рассмотренных и
конкурирующих пунктов расположения ПС, причины исключения не-
которых из них из дальнейшего рассмотрения. Подробно описыва-
ются те вопросы, которые должны быть согласованы с представите-
лями заинтересованных организаций — членами комиссии по выбору
площадки.
В акте описываются только конкурирующие варианты площадок.
Описание вариантов площадок состоит из следующих разделов.
165
Ситуационные условия строительства:
район, область (край), республика, наименование землепользова-
телей, на землях которых расположена площадка, удаленность пло-
щадки от районного центра и от ближайших населенных пунктов.
Описание существующих в районе размещения площадки железных
дорог, автомобильных дорог, магистральных газопроводов, нефтепро-
водов, компрессорных и газораспределительных станций, нефтепере-
качивающих станций и склада нефтепродуктов, предприятий — ис-
точников промышленного загрязнения изоляции ПС. Рельеф площад-
ки (с указанием абсолютных и относительных отметок поверхности,
направления и величины общего уклона поверхности земли).
Генеральный план и организация строитель-
ства:
размещение на площадке ПС основных объектов ОРУ, источни-
ков водоснабжения, очистных сооружений и др. Примерные объемы
планировочных работ, связанные с подготовкой территории, располо-
жение отвала для временного хранения плодородного слоя почвы или
название участка с малопродуктивными землями, на который нано-
сится плодородный слой, снятый с территории площадки, располо-
жение отвала для грунта, непригодного для строительства работ,
наименование карьеров для получения недостающего грунта и мест-
ных строительных материалов (с указанием удаленности карьеров от
площадки ПС), площадь земель, намечаемая к изъятию (для строи-
тельства самой ПС, подъездной железной дороги и автомобильной
дороги, опор в коридорах ВЛ от выбираемой ПС) или временному
занятию (для стройдвора, временного жилого поселка, внешних под-
земных коммуникаций), характеристика земельного участка (виды
угодий, наличие строений, сооружений мелиорации и т. д.), характерис-
тика строений и других сооружений, подлежащих сносу в связи со
строительством ПС, величина убытков землепользователей, связан-
ных с изъятием или временным занятием земельных участков, опре-
деляемая оценочной комиссией райисполкома, и возмещение потерь
сельскохозяйственного производства, определяемое по нормативам
союзных республик.
Железнодорожный транспорт:
наименование станции примыкания подъездного железнодорож-
ного пути, работы по ее развитию, связанные со строительством ПС,
реконструкция существующих путей, протяженность пути, условие
проложения трассы с учетом рельефа, геологии, сельскохозяйствен-
ных и лесных угодий, наличие и необходимость в искусственных со-
оружениях и другие данные, необходимые для определения стоимо-
сти пути по укрупненным показателям, количество занимаемых зе-
мель по угодьям и землепользователям.
Автомобильные дороги:
описание намечаемых к строительству внешних автомобильных
дорог, их протяженность, ширина проезжей части, тип покрытия, ус-
ловия проложения трассы, наличие и необходимость в искусствен-
ных сооружениях, усиление существующих автодорог для нужд
строительства и эксплуатации ПС с перечнем работ, необходимых
для определения стоимости внешних автомобильных дорог по укруп-
ненным показателям. Количество занимаемых земель по угодьям и
землепользователям.
Доставка тяжеловесного оборудования:
описание маршрута (трассы) следования трайлера от станции
разгрузки до ПС, его протяженность, ширина проезжей части, тип
J66
покрытия, наличие и характеристика искусственных сооружений,
усиление существующей автодороги и искусственных сооружений,
устройство временных искусственных сооружений по объезду мос-
тов и труб, описание условий разгрузки на железнодорожной стан-
ции, необходимость сооружения разгрузочной площадки, ее размеры,
тип покрытия, перечень работ, необходимых для определения стои-
мости доставки оборудования по укрупненным показателям.
И н ж енерно-геолог ическая и геологическая
характеристика площадки:
геоморфологические элементы, на которых намечается располо-
жить площадку, характеристика современных геологических явлений
и процессов на площадке (заболоченность, оврагообразование, под-
мыв берегов, сейсмичность и т. д.), физико-механические свойства
грунтов оснований сооружений, характеристика ближайших к по-
верхности грунтовых вод (глубина залегания, мощность, водообиль-
ность, агрессивность), оценка влияния условий площадки на объем
строительных работ и их стоимость; при отсутствии воздействия на
площадку водотоков в акте обязательно делается соответствующая
запись.
Производственно-противопожарное и питье-
вое водоснабжение:
гидрологическая характеристика источника технического водо-
снабжения, название источника водоснабжения и его краткая гид-
рографическая характеристика, при подземных источниках (арте-
зианские воды) глубина артскважины, ожидаемый дебит, химиче-
ский состав воды, техническое водоснабжение, система и схема
технического водоснабжения с характеристикой сооружений; обеспе-
ченность площадки источником хозяйственно-питьевого водоснабже-
ния, местоположение возложенного источника, его характеристика,,
система и схема водоснабжения, характеристика сооружений.
Канализация и очистные сооружения:
система и схема отведения, обработки (очистки) производствен-
ных и хозяйственно-фекальных сточных вод.
Энергоснабжение строительства:
временное электроснабжение, условия присоединения к сущест-
вующим сетям и характеристика временных ВЛ.
Жилищное строительство:
местоположение жилых домов (поселка) по административному
делению и по отношению к промышленной площадке, расстояние от
домов до промышленной площадки, рельеф местности, свойства
грунтов площадки, глубина залегания грунтовых вод и их агрес-
сивность, количество занимаемых земель с указанием угодий п зем-
лепользователей, снос строений.
Местные строительные материалы:
обеспеченность местными строительными материалами по видам:
сырья (песок, гравий, камень и т. д.), действующие карьеры или ме-
сторождения с разведанными запасами (указывается местоположе-
ние, запасы, качество условия транспортировки и возможность полу-
чения), источники снабжения строительства, бетонными, сборными
железобетонными строительными материалами и металлоконструк-
циями.
Условия кооперации при строительстве и экс-
плуатации ПС:
кооперирование с соседними промышленными предприятиями и
населенными пунктами в части устройства общих инеженерных сетей
167
и транспортных коммуникации, ориентировочное определение доле-
вого участия в сооружении объектов, общих для групп предприя-
тий, с указанием головного застройщика.
В акте указывается срок действия согласований объекта и при-
соединений объекта к инженерным сетям и коммуникациям. Указан-
ный срок не должен быть менее сроков, установленных действующи-
ми нормами и постановлениями. Кроме того, в акте должно быть
оговорено согласие землепользователей на проведение изыскатель-
ских работ в сроки, обеспечивающие своевременное выполнение про-
ектных работ.
К акту готовятся следующие приложения: таблица технико-эко-
номического сравнения вариантов размещения площадок ПС, схема
присоединения ПС к энергосистеме на расчетный год, предваритель-
ный генеральный план ПС, ситуационная схема вариантов разме-
щения площадок ПС и ситуационный план размещения ПС.
Акт оформляется в исполкоме местного Совета депутатов тру-
дящихся с участием всех членов комиссии.
Раздел девятый
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН
Генеральный план—раздел проекта, в котором решаются все
вопросы размещения ПС на местности с учетом существующих си-
туационных условий и требований к внешним коммуникациям, раз-
мещения основных и вспомогательных зданий и сооружений на тер-
ритории ПС с учетом организации рельефа площадки, а также раз-
мещения инженерных коммуникаций и благоустройства.
При разработке чертежей, если позволяет их насыщенность, ре-
комендуется совмещать заглавный лист с чертежом ситуационного
плана, горизонтальную планировку с планом автомобильных дорог
и железнодорожных путей, или со сводным планом инженерных се-
тей, или с планом организации рельефа, или с планом водоотводных
сооружений, ситуационный план с планом отвода земель, план от-
вода земель с горизонтальной планировкой, план организации рель-
ефа с планом автодорог, на этом же чертеже помещают поперечные
профили внутриплощадочных автодорог и разрезы по отдельным
участкам площадки.
9.1. СИТУАЦИОННЫЕ УСЛОВИЯ
И ОТВОД ЗЕМЕЛЬ
Ситуационный план (рис. 9.1) разрабатывается в границах,
достаточных для размещения ПС с внешними коммуникациями и
связанными с ней объектами.
На ситуационном плане должны быть показаны:
площадка ПС с подъездными путями и точками их примыкания,
с внешними коммуникациями и точками их подключения;
места водозабора и сброса сточных вод;
168
площадки ближайших предприятий и населенных пунктов с
границами перспективного расширения;
коридоры выходов ВЛ требуемой протяженности с указанием
напряжения, расстояние между осями ВЛ и ширины коридора;
существующие и проектируемые (сторонними организациями)
автомобильные и железные дороги общей сети и подъездные к про-
Рис. 9.1. Ситуационный план. План отвода земли
мышленным предприятиям в районе ПС. На чертеже показывают
категории дорог и их направление, их длину, км, и искусственные
сооружения, тип покрытия и ширину проезжей части;
границы месторождений полезных ископаемых;
приближение ПС и ВЛ к аэродромам, сооружениям связи и т. п.;
временные карьеры для разработки недостающего грунта, место
вывоза лишнего грунта и автодороги к ним;
существующие и проектируемые (сторонними организациями)-
ВЛ и кабельные линии в районе выбираемой площадки с указанием'
напряжения и адресов;
поливные и орошаемые дождевальными установками участки с
указанием типа полива;
отведенные, но еще не освоенные участки для строительства;,
границу затопления и отметку горизонта высоких вод паводко-
вых вод рек, водохранилищ и других водоемов;
уточненные контуры существующего и запроектированного во-
дохранилищ;
участки лесов первой группы;
линейные привязки площадки к местным ориентирам (опорам
169
существующих ВЛ, железной дороге, точке пересечения дорог
и т. п.);
роза ветров.
Площадка на ситуационном плане размещается и ориентируется
с учетом следующих факторов:
направления заходов коридоров ВЛ;
направления подходов внешних коммуникаций (включая подъ-
ездных путей);
рельефа площадки, при этом продольную ось пути перекатки
трансформаторов или ось основной внутриплощадочной автомобиль-
ной дороги желательно совместить с направлением горизонталей;
направления преобладающих ветров — летних при размещении
ПС в районе предприятий, являющихся источником загрязнения изо-
ляции, и в районах массового переноса песка, зимних в районах с
большими снежными заносами.
Как правило, ситуационный план совмещают с планом отвода
земли. На совмещенном чертеже в дополнение к элементам ситуа-
ционного плана показывают границы отвода земель с указанием
координат углов. Разрабатывая проект, намечают границы постоян-
ного и временного отвода земель. Постоянному отводу подлежат
земли, занимаемые площадкой ПС, подъездными автомобильной и
железной дорогами, зоной санитарной охраны водозаборных со-
оружений, очистными сооружениями, опорами заходов ВЛ, нагор-
ными канавами и лесополосами и т. п. Во временное пользование
(на период строительства) отводятся земли для прокладки внешних
подземных инженерных сетей (водопровода, канализации, кабеля) и
для размещения стройдвора.
Пэоект отвода земли разрабатывается при условии минимально-
го изъятия ценных сельскохозяйственных и лесных угодий. Однако
граница постоянного отвода земли должна быть намечена с учетом
проектируемых нагорных канав, планировочных откосов, выходя-
щих за пределы ограды ПС, снегозащитных и пескозащитных лесо-
полос. При определении площадей земель, отводимых в постоянное
пользование, следует к площади ПС прибавить полосу отвода вокруг
внешнего ограждения шириной не более 1 м при отсутствии за пре-
делами ограды инженерных сооружений (нагорных канав, откосов
планировки, снегозащитных и пескозащитных лесополос и др.), а
при наличии сооружений — с учетом их размещения.
9.2. ПРИВЯЗКА ПЛОЩАДКИ К МЕСТНОСТИ
Для определения местоположения зданий и сооружений на ге-
неральном плане разрабатывается проект строительной сетки
(рис. 9.2). Осям строительной сетки дают буквенные обозначения.
Наносят строительную сетку в соответствии с принятой ориентаци-
ей ПС на площадке независимо от стран света. На плане строитель-
ную сетку разбивают через 50, 100 или 200 см. Оси обозначают аб-
солютным расстоянием от начала координат— 100, 200, 300 и т. д.
или условными наименованиями — ОА, 1А, 2А, ЗА и т. д.
Для увязки с геодезической системой координат в генеральном
плане должны быть определены геодезические координаты начала
принятой системы строительных координат (точки пересечения на-
чальных осей строительной сетки ОА и /Б) и направление осей.
Пересчет координат точек, определенных в строительной системе
170
координат, в геодезическую производится по формулам:
х = х0 + A cos a -J- Б sin а;
У = Уо + Л s>n к — S cos а;
из геодезической системы в строительную:
А = ({/ — у0) sin а + (х — хс) cos а;
Б = (х — хс) sin а — (у — ув) cos а,
где х и у — прямоугольные координаты точки в геодезической сис-
теме; Хо и у0 — геодезические координаты условного начала систе-
Рис. 9.2. Привязка
разбивочной строительной
системе координат.
сетки к съемочной
мы строительных координат; А и Б — строительные координаты точ-
ки; а — разность директивных углов соответствующих направле-
ний в геодезической и строительной системах координат или угол
склонения оси строительной системы относительно геодезической
оси.
Указанные формулы относятся к развороту строительной сис-
темы координат относительно геодезической на угол а в направле-
нии по ходу часовой стрелки. При обратном развороте против хода
часовой стрелки знаки должны быть изменены на обратные.
Строительная сетка разбивается на местности. При разработке
проекта привязки площадки к местности на генеральном плане на-
171
мечают сетку постоинных и временных опорных знаков строитель-
ной системы координат (реперов строительной сетки). Постоянные
опорные знаки намечаются вне зоны производства земляных работ
и закрепляются в натуре аналогично пунктам полигонометрии. Вре-
менные опорные знаки используются для разбивки основных соору-
жений в начальный период строительства, а затем могут быть унич-
тожены.
При разработке сетки опорных знаков расстояние между со-
седними опорными пунктами принимается 100—150 м, при этом с
каждого опорного знака должна быть обеспечена видимость не ме-
нее чем двух соседних пунктов.
Положение зданий н сооружений, имеющих форму правильного
четырехугольника, на генеральном плане фиксируется координатами
двух противоположных по диагонали углов (во избежание ошибоч-
ного разворота сооружений в натуре), вычисленных в строительной
системе координат. Под углами зданий и сооружений понимаютси
точки пересечения разбивочных осей. Координаты рассчитываются с
точностью до второго знака после запятой.
Если на генеральном плане отдельные здания и сооружения не
параллельны осям строительной сетки, то к строительной сетке при-
вязываются базисные линии, направление которых задается парал-
лелью этим зданиям и сооружениям, а привязку зданий и сооружений
производят уже от этих базисных линий. В отдельных случаях вы-
полняется расчет строительных координат углов зданий и сооруже-
ний с учетом угла склонения разбивочных осей зданий и сооруже-
ний относительно оси строительной сетки.
Строительную сетку разбивают и привязывают к съемочной сис-
теме координат на ПС площадью свыше 4 га, на площадках меньше-
го размера привязывают внешнюю ограду или условную границу
площадки к базисной линии между исходными пунктами планово-
высотного обоснования.
В отдельных случаях, когда оси строительной сетки совпадают с
осями геодезической, строительной сетке дают обозначения, анало-
гичные геодезической.
9.3. ГОРИЗОНТАЛЬНАЯ ПЛАНИРОВКА
Здания и сооружения размещаются на территории площадки в
соответствии с технологией работы ПС при максимальной компакт-
ности и с возможностью строительства и ввода ПС в эксплуатацию
пусковыми комплексами или очередями. Их расположение на пло-
щадке должно обеспечивать возможность строительно-монтажных
работ, ремонта оборудования, доставки и вывоза трансформаторов
и другого оборудования, производства испытаний передвижными
лабораториями, проезда пожарных машин. Разрывы между зданиями
и сооружениями на генплане принимаются минимальными в соответ-
ствии с технологическими, транспортными и другими требованиями,
но без нарушения противопожарных, санитарно-гигиенических и
электрических норм.
При разработке генерального плана технологические и вспо-
могательные здания и сооружения следует блокировать в более
крупные здания при условии, что такое объединение экономически
обосновано и допустимо по производственным, строительным, са-
нитарно-гигиеническим и противопожарным требованиям.
172
При компоновке зданий н сооружений ПС их следует сгруппи-
ровать в две основные зоны:
зону основных технологических зданий и сооружений: обще-
подстанционный пункт управления, здание релейного щита, здание
ЗРУ, ОРУ, трансформаторные группы, реакторные группы н синх-
ронные компенсаторы;
зону вспомогательных зданий и сооружений: трансформаторно-
масляное хозяйство, сблокированное с объединенным зданием, от-
крытый склад масла, гараж, сблокированный с теплым и холодным
складом, склад горюче-смазочных материалов, автозаправочная, про-
ходная, насосная станция I подъема, совмещенная с артезианской
скважиной, совмещенная насосная станция I и II подъема противо-
пожарного водоснабжения, резервуары хозяйственно-питьевого и
противопожарного водоснабжения, водонапорнаи башня, градирня,
очистные сооружения, насосная станция хозяйственно-фекальных
стоков и т. п.
Место расположения ОРУ на площадке ПС выбирается с учетом
минимальной протяженности токопроводов, связывающих ОРУ с
трансформаторами и ОРУ различных напряжений мёжду собой, вну-
триплощадочных дорог и инженерных сетей, а также оптимального
решения подходов ВЛ и внешних инженерных коммуникаций.
При проектировании ПС применяют следующие компоновки:
торцевую, когда ОРУ размещаются одно за другим н ВЛ вы-
ходят в противоположные стороны;
фронтальную, в которой ОРУ располагаются в одни ряд н ВЛ
выходят в одну сторону;
комбинированную, когда ОРУ размещаются комбинированно по
торцевой и фронтальной компоновкам, а ВЛ выходят в разные сто-
роны.
Закрытое РУ любого напряжения размещается, как правило, в
отдельном помещении, при этом оно должно быть максимально при-
ближено к потребителю, а окружающая застройка не должна пре-
пятствовать разводке кабелей во всех требуемых направлениях.
При электроснабжении внешнего потребителя здание ЗРУ вы-
носится к внешней ограде ПС, ближе к потребителю, что сокращает
расход дорогостоящего и дефицитного кабеля и исключает прохож-
дение этих кабельных трасс по территории ПС.
Башня для ремонта трансформаторов предусматривается на ПС
напряжением 500 кВ и на ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ-А
и более, расположенных в труднодоступных или удаленных местах,
с которых нецелесообразна отправка трансформаторов на ремонт-
ные заводы.
Склад масла и мастерская маслохозяйства предусматриваются
на ПС 500 кВ независимо ет мощности установленных трансформа-
торов и на ПС 330 кВ с трансформаторами 200 МВ-А и выше, рас-
положенных в удаленных или труднодоступных местах. В остальных
случаях при наличии в энергосистеме передвижных установок по
обработке масла и надежной транспортной связи ПС с централи-
зованным маслохозяйством энергосистемы мастерская не сооружа-
ется, а предусматривается аппаратная маслохозяйства с коллектором
для присоединения передвижных маслообрабатывающих установок.
На ПС с баковыми масляными выключателями, как правило, соору-
жается склад масла, за исключением следующих случаев: при на-
личии надежной транспортной связи между ПС и централизованным
маслохозяйством энергосистемы; при установке на ПС до двух мас-
173
ляных выключателей; на ПС глубокого ввода, расположенной в черте
города.
Трансформаторно-масляное хозяйство (ТМХ) размещается в
районе главного въезда на ПС, с наветренной стороны по отношению
к ОРУ. Там же, в непосредственной близости от ТМХ, как правило,
размещаются объединенное здание, гараж, склады и другие вспомо-
гательные здания н сооружения.
Размещение здания общеподстанционного пункта управления
(ОПУ) обусловливается минимальными затратами на кабели, захо-
дящие в здание, и возможностью дальнейшего расширения ПС. Ре-
комендуется ОПУ размещать между ОРУ разных напряжений, по
возможности в центре ПС. На ПС с четырьмя и более трансформа-
торами или ОРУ различного напряжения допускается сооружение на
ОРУ специальных зданий релейных щитов, при этом следует учи-
тывать необходимость кабельной связи щита с ОПУ.
Компрессорная установка для воздушных выключателей должна
размещаться в отдельно стоящем здании. Она не относится к взры-
воопасным и размещается по возможности ближе к потребителю
сжатого воздуха. Воздухосборники устанавливаются на открытом
воздухе на расстоянии 0,7—1 м от стены компрессорной, желатель-
но с теневой стороны.
Артезианские скважины, используемые в качестве источника во-
доснабжения, могут быть размещены как вне площадки ПС, так и
иа ее территории. Вокруг артезианской скважины намечается первый
пояс зоны санитарной охраны, границы которого устанавливаются в
зависимости от степени защищенности водоносных горизонтов с по-
верхности от загрязнения и гидрологических условий на расстоянии
от водозабора: не менее 30 м для надежно защищенных горизонтов
и не менее 50 м для недостаточно защищенных горизонтов и ин-
фильтрационных водозаборов.
При расположении артезианских скважин на территории ПС,
исключающей возможность загрязнения почвы, расстояние от сква-
жин до границ первого пояса допускается уменьшать соответствен-
но до 15 и 25 м. При использовании для водоснабжения инфильтра-
ционных вод в границы первого пояса зоны санитарной охраны не-
обходимо включить дополнительно прибрежную территорию между
водозабором и водоемом. Эти условия необходимо выполнять при
размещении водозаборов вне территории ПС. На территории первого
пояса запрещаются все виды строительства и другие мероприятия,
связанные с загрязнением источника водоснабжения.
Совмещенные насосные станции I и II подъема, водонапорная
башня, резервуары хозяйственно-питьевого и противопожарного во-
доснабжения и другие водопроводные сооружения располагают в
зоне санитарной охраны первого пояса. Водопроводные сооружения
во всех случаях должны ограждаться. Для водопроводных соору-
жений с зоной санитарной охраны первого пояса, размещаемых на
ПС, следует принимать сетчатое ограждение высотой 1,6 м, для раз-
мещаемых вне площадки 1,6—2 м. Примыкание любых строений к
ограждению не допускается.
Градирни и брызгальные бассейны размещают на открытых мес-
тах, хорошо обдуваемых ветрами. Брызгальные бассейны распола-
гают длинной стороной перпендикулярно преобладающему направ-
лению ветров летнего периода года. Минимальные допустимые рас-
стояния от водоохладителей до зданий и сооружений ПС даны в
табл. 9.1.
174
Таблица 9.1. Минимальные расстояния между водоохладителями
и зданиями и сооружениями ПС, м
Здания и сооружения До брыз- гальных бассейнов До башен- ных гра- дирен До бло- ков назем- ных сек- ционных вентиля- торных градирен До бло- ков вен- тилятор- ных сек- ционных градирен на зданиях
Здания со стенками из ма- териалов с маркой моро- зостойкости Мрз25 42 21 21 9
Открытое РУ 80 30 42 42
Наземные и надземные ин- женерные сети, ограды 9 9 9 9
Ось внутриплощадочной железной дороги 30 12 12 9
Край проезжей части вну- триплощадочных авто- дорог 21 9 9 9
Брызгальные бассейны .— 30 30 —
Башенные градирни 30 18 18 —
Наземные секционные вен- тиляторные градирни 30 15 9 —
Вентиляторные секцион- ные градирни на зданиях — — — 12
Расстояния от водоохладителей до зданий ОПУ, наземных, над-
земных инженерных сетей, ограждений, указанные в табл. 9.1, могут
быть уменьшены на 25°/о при работе водоохладителей только в пе-
риод положительных температур наружного воздуха, а в районах
со средней температурой воздуха наиболее холодной пятидневки ни-
же минус 36° следует увеличить на 25% расстояния до внутрипло-
щадочных железнодорожных путей, башенных градирен, наземных
секционных вентиляторных градирен, наземных, надземных инже-
нерных сетей и ограждений. На реконструируемых ПС указанные в
табл. 9.1 расстояния можно уменьшить, но не более чем на 25%.
Для водоохладителей с площадью до 100 м2 указанные в таблице
расстояния можно уменьшить на 30%, до 20 м2 — на 40%, но во всех
случаях расстояние до охладителей должно быть не менее 6 м. Рас-
стояния между водоохладителями и инженерными коммуникациями,
предназначенными для обслуживания этих водоохладителей, не нор-
мируются.
При отсутствии рядом существующих очистных сооружений,
способных принять стоки от зданий ПС, необходимо предусмотреть
свои очистные сооружения, которые должны быть размещены на
отметках, позволяющих самотеком собрать сточные воды от всех
зданий ПС, отнесены к внешней ограде ПС в направлении сброса
очищенных стоков и не должны затапливаться паводковыми вода-
ми. Площадка с очистными сооружениями должна быть огражде-
на и благоустроена.
Механизированный приемо-раздаточный склад, где размещают-
ся баллоны и ресиверы для обеспечения синхронных компенсаторов
175
с водородным охлаждением привозным водородом и углекислым
газом, размещают на открытой площадке, в районе въезда на ПС с
максимальным приближением к синхронным компенсаторам в целях
сокращения трубопроводов для подачи водорода и углекислого
газа.
Минимальные расстояния от склада до зданий и сооружений
ПС принимаются по табл. 9.2.
Таблица 9.2. Наименьшие расстояния от складов водорода
до зданий и сооружений ПС, м
Вместимость склада (количество балло- нов, шт.) До зданий До сооружения ОРУ трансформаторов, синхронных компенсаторов До открытото склада масла
До 500 20 50 20
Более 500 25 50 20
Для аварийного слива масла из маслонаполненного оборудова-
ния (трансформаторов, выключателей) предусматривается масло-
сборник (подземный резервуар), откуда масло откачивается и вы-
возится на переработку. Конструкция резервуара не должна допус-
кать выплеск масла на окружающую территорию. Для пожароту-
шения трансформаторов, кабельных туннелей и полуэтажей преду-
сматривается камера задвижек, которая может быть как встроен-
ной в помещение, так и отдельно стоящей. В отдельных случаях до-
пускается блокировать маслосборник с камерой задвижек, обслужи-
вающих одни и те же трансформаторные группы.
В соответствии с требованиями СНиП на ПС предусматривается
сооружение объектов гражданской обороны. В зависимости от типа
ПС предусматривается убежище или противорадиационное укрытие.
Объекты гражданской обороны размещаются в местах наибольшего
сосредоточения персонала — в подвалах производственных зданий
(ОПУ, административно-лабораторного корпуса н др.). В отдельных
случаях при невозможности устройства встроенных убежищ допус-
кается строительство отдельно стоящих заглубленных убежищ.
Наименьшие противопожарные расстояния между зданиями и
сооружениями ПС в зависимости от степени огнестойкости прини-
маются по табл. 9.3. Указанное в таблице расстояние между зда-
ниями и сооружениями I и II степеней огнестойкости относится толь-
ко к производствам категорий А, Б и В и может быть уменьшено до
6 м при соблюдении одного из следующих условий:
если здания и сооружения оборудуются стационарными автома-
тическими системами пожаротушения;
если здания и сооружения оборудуются автоматической пожар-
ной сигнализацией;
если удельная загрузка горючими веществами в зданиях менее
или равна 10 кг иа 1 м2 площади этажа.
Указанные в табл. 9.3 минимальные противопожарные расстоя-
ния между зданиями и сооружениями любой степени огнестойкости
и зданиями и сооружениями IV и V степеней огнестойкости увели-
чиваются на 25% в местностях СССР, находящихся за северным По-
176
Таблица 9.3. Наименьшие противопожарные расстояния
между зданиями и сооружениями ПС, м
Степень огнестой- кости зданий или сооружений Расстояние между зданиями и сооружениями м, при степени огнестойкости зданий илн сооружений
I И П III IV и V
I и II 9 9 12
III 9 12 15
IV н V 12 15 18
лярным кругом, на береговой полосе Берингова и Охотского морей.
Татарского пролива, на п-ве Камчатке, на о-ве Сахалин, на Курильс-
ких и Командорских островах, при этом ширина береговой полосы
принимается 100 км, но не далее чем до ближайшего горного хребта.
При разработке генерального плана следует дополнительно учи-
тывать требуемые противопожарные расстояния:
от стенок резервуаров открытых наземных складов масла общей
вместимостью до 100 т масла до зданий и сооружений—12 м, более
100 т масла до зданий н сооружений I, II, III степеней огнестойкос-
ти—18 м и IV и V степеней огнестойкости—24 м, а также до аппа-
ратной маслохозяйства —8 м, до складов водородных баллонов —
10 м, до ограды ОРУ — 6 м;
от маслонаполненного оборудования с количеством масла в еди-
нице оборудования 60 кг и более до вспомогательных зданий и со-
оружений с производством категорий В, Г, Д, I и II степеней огне-
стойкости—16 м, III степени огнестойкости—20 м, IV и V степеней
огнестойкости — 24 м; причем расстояния от маслонаполненного
оборудования до зданий ЗРУ, щитов, компрессорных и блоков синх-
ронных компенсаторов определяются только технологическими тре-
бованиями и не должны увеличиваться по пожарным условиям;
от здания трансформаторной мастерской и аппаратной масло-
хозяйства до ограды ОРУ — 6 м;
от здания ЗРУ до производственных зданий— 7 м;
от зданий и сооружений (независимо от степени огнестойкости)
до границ лесного массива хвойных пород — 50 м, лиственных по-
род — 20 м.
Расстояния между производственными зданиями и сооружения-
ми не нормируются в следующих случаях:
если стена более высокого здания или сооружения, выходящая
в сторону другого здания, удовлетворяет требованиям, предъявляе-
мым к противопожарной стене по пределу огнестойкости;
если здания и сооружения III, IV, V степеней огнестойкости не-
зависимо от пожарной опасности размещаемых в них производств
имеют противостоящие глухие стены или стены с проемами, запол-
ненными стеклоблоками или армированным стеклом с пределом ог-
нестойкости не менее 0, 75 ч;
если площади полов двух и более зданий или сооружений III—V
степеней огнестойкости не превышают значений, допускаемых меж-
ду противопожарными стенами, считая по наиболее пожароопасному
производству и низшей степени огнестойкости зданий и сооружений;
12—862
177
для производств категорий Г и Д между зданиями и сооруже-
ниями I и II степеней огнестойкости.
Санитарные расстояния между зданиями и сооружениями, ос-
вещаемыми через оконные проемы, должны быть не менее наиболь-
шей высоты до верха карниза противостоящих зданий и сооруже-
ний.
На ПС напряжением 500 кВ, а также на особо важных узловых
ПС напряжением 220 и 330 кВ предусматривается охранная сигна-
лизация по защите периметра площадки.
Для оперативного и технического обслуживаний средств охран-
ной сигнализации, а также организации обходно-дозорной службы
по охране ПС с внутренней стороны ограждения предусматривается
пятиметровая запретная зона, которая должна быть спланирована и
свободна от строений и зеленых насаждений. В запретной зоне раз-
мещаются пешеходная дорожка шириной 1 м для служебных наря-
дов в 3—4 м от ограды; сооружения охранной сигнализации в
2—3 м от ограды; средства телефонной связи; опоры охранного
освещения.
Запретная зона вдоль наружной ограды отделяется от ОРУ
внутренней оградой высотой 1,6 м. Внешняя ограда должна быть
высотой 1,6—2,0. На линии внешнего ограждения, у основного въез-
да на территорию ПС, предусматривается проходной пункт.
9.4. ПРОЕЗДЫ ПО ТЕРРИТОРИИ
Площадка для стоянки общественного и личного транспорта
предусматривается около въезда на ПС. Количество личных авто-
машин определяется из расчета 10 машино-мест на 100 работающих
в двух смежных сменах. Площадь для стоянки средств транспорта
устанавливается по расчетному количеству и требует на легковой
автомобиль 25 м2, мотоцикл или мотороллер без коляски 3 м2, с ко-
ляской 8 м2, на велосипед до 0,9 м2.
Подстанции размером площадки до 5 га должны иметь один
въезд, а размером более 5 га — не менее двух въездов. Въезды на
территорию следует рассредоточивать так, чтобы расстояние между
ними было не более 1500 м. Подстанция районного значения, распо-
ложенная на территории промышленного предприятия, также должна
иметь самостоятельный независимый проход и проезд. Это требо-
вание не относится к ПС, обслуживающей промышленное предприя-
тие. Подстанции глубокого ввода, размещаемые на территориях го-
родов и других населенных мест, должны быть обеспечены подъез-
дом для профилактического осмотра н ремонта оборудования.
Ширину ворот автомобильных въездов на площадку ПС сле-
дует принимать по наибольшей ширине применяемых на ремонтных
работах автомобилей и механизмов плюс 1,5 м, но не менее 4,5 м,
а ширину ворот для железнодорожных въездов — не менее 4,9 м.
Дороги могут устраиваться по кольцевой, тупиковой и смешан-
ной системам. В конце тупиковых дорог предусматриваются пло-
щадки для разворота транспорта размером не менее 12X12 м. Раз-
меры этих площадок уточняются в зависимости от габаритов авто-
мобилей и перевозимых грузов.
Автодороги с усовершенствованным облегченным покрытием пре-
дусматриваются, как правило, к следующим зданиям и сооружениям:
к порталам или башне для ревизии трансформаторов, ОПУ, зданию
релейного щита, ЗРУ и КРУН, вдоль выключателей ОРУ 110 кВ и
178
выше, зданию масляного хозяйства, материальному складу, открыто-
му складу масла, насосной станции, резервуарам воды, компрессор-
ной станции, складу водорода, фазам выключателей 330 кВ и выше.
Вид покрытия автодороги принимается с учетом загруженности от-
дельных участков, использования местных дорожно-строительных
материалов и круглогодичного использования автодорог. Так, участ-
ки, предусмотренные для прохождения трайлера грузоподъемностью
300 т, должны иметь покрытие из асфальтобетона, монолитного или
сборного цементобетона.
На ПС 35—220 кВ рекомендуется проектировать автодороги с
низшим типом покрытия, при установках на этих ПС трансформато-
ров мощностью 10 МВ.А и выше основные автодороги предусматри-
ваются с покрытием переходного типа. Ширина проезжей части авто-
дорог должна быть не менее 3,5 м. Габарит проезда определяется
с учетом размеров используемых приспособлений и механизмов, но
не менее 4 м по ширине и высоте.
Вдоль всех трансформаторов следует предусматривать проезд ши-
риной не менее 3,5 м или пожарный подъезд к каждому из них. Путь
перекатки трансформаторов проектируется, как правило, совмещен-
ным с автодорогой. Отдельные участки автодорог, предусмотренные
для проезда трайлера с тяжеловесным оборудованием, и основной вну-
триплощадочный проезд от проходной до ОПУ проектируются с про-
езжей частью шириной 4,5—6 м. Поперечный профиль автомобиль-
ных дорог увязывается с горизонтальной и вертикальной планиро-
вкой площадки с учетом размещения инженерных коммуникаций.
Поперечный профиль с обочинами предусматривается во всех слу-
чаях, когда это возможно, по планировочным условиям и условиям
водоотвода, на отдельных участках ПС 500 кВ (от проходной до
ОПУ или при наличии ливневой канализации) рекомендуется при-
менять поперечный профиль с бордюрами, при этом ширина проез-
жей части увеличивается на 0,5 м со стороны каждого бордюра сверх
3,5 м. Автодороги, проектируемые вдоль выключателей ОРУ ПО кВ
и выше, рекомендуется выполнять на насыпи 0,4—0,5 м, что ликви-
дирует необходимость устройства кабельных приямков в местах пе-
ресечения автодорог с кабельными лотками.
Для стоянки автомобилей у складских помещений, проходных
и гаражей следует предусматривать за пределами проезжей части
дорог специальные полосы и площадки. Размеры их определяются
расчетом в зависимости от количества, типа транспортных средств и
схемы их размещения.
Радиусы кривых в плане по оси проезжей части следует преду-
сматривать для автомобильных дорог 10 м, при съезде в ОРУ—8 м,
а для дорог с движением трайлера грузоподъемностью до 200 т —
15 м и до 300 м— 25 м. Радиусы кривых могут уточняться (в боль-
шую сторону) в соответствии с радиусами поворота ремонтно-экс-
плуатацнониых механизмов и транспорта.
Минимальные расстояния от края проезжей части дороги до
зданий и сооружений следует принимать по табл. 9.4. Стены с вы-
ходами в бытовые помещения должны отстоять от бровки полотна
железных и автомобильных дорог не ближе чем на 7 м. Проходной
габарит автомобилей в туннелях, под мостами, галлереями, эстака-
дами и другими надземными сооружениями принимается на 1 м
больше ширины проезжей части дороги, а по высоте — не менее 5 м.
К зданиям и сооружениям по всей их длине должен быть обес-
печен подъезд пожарных автомобилей: с одной стороны при ширине
12* 179
Таблица 9.4. Наименьшие расстояния от края проезжей
части автомобильной дороги до зданий и сооружений ПС, м
Наружные грани стен зданий:
при отсутствии въезда в здание и при длине его до 20 м 1,5
то же при длине здания более 20 м...................3
при наличии въезда в здание для электрокаров, автока-
ров, автопогрузчиков и двухосных автомобилей .... 8
при наличии въезда в здание для трехосных автомобилей 12
Оси параллельно расположенных железнодорожных путей . . 3,75
Ограждение территории.....................................1,5
То же охраняемой части территории........................5
Наружные грани конструкций опор эстакад, осветительных
столбов, мачт и других сооружений.........................0,5
здания до 18 м и с двух сторон при ширине более 18 м. В тех слу-
чаях, когда по производственным условиям не требуется устройство
дорог, подъезд пожарных автомобилей должен быть обеспечен по
спланированной поверхности с укреплением ее на ширину 3,5 м (при
глинистых и пылеватых грунтах растительным покровом, шлаком или
гравием) и приданием ей уклонов для стока поверхностных вод.
Расстояние от края проезжей части дороги или свободной спланиро-
ванной полосы, обеспечивающих подъезд пожарных автомобилей, до
стен зданий должно быть не более 25 м.
На ПС с башней для ревизии трансформаторов предусматривает-
ся железнодорожный путь перекатки трансформаторов и другого
оборудования, который совмещается с автомобильной дорогой, по-
зволяющей обслуживать трансформаторы, шунтирующие реакторы,
синхронные компенсаторы. Пути перекатки трансформаторов должны
Таблица 9.5. Наименьшие расстояния от оси железнодорожного
пути перекатки (колея 1520 мм) до зданий и сооружений ПС
Здания и сооружения
До наружной грани стены или вы-
ступающих частей здания — там-
буров, лестниц, пилястр и т. д.:
при отсутствии выходов из зда-
ния ..............................
при наличии выходов из здания
при наличии выходов из зданий
и оградительных барьеров между
выходами и железнодорожным
путем длиной не менее 10 м . .
Дс отдельно стоящих колонн, бунке-
ров, эстакад и т. п............
Расстояние, м
По ГОСТ «Габарит прибли-
жения строений к желез-
нодорожным путям»
6,0
4,1
По ГОСТ «Габарит прибли-
жения строений к желез-
нодорожным путям»
Примечание. На территории ПС, где предполагается перевозка круп-
ногабаритных грузов (трансформаторов с горизонтальными втулками, пере-
мещение трансформаторов широкой стороной н т. п.), габариты приближения
зданий и сооружений следует устанавливать в соответствии с размерами пе-
ревозимых груаов.
180
располагаться, как правило, на горизонтальных участках. В исключи-
тельных случаях, по условиям вертикальной планировки, продольный
уклон путей перекатки допускается принимать не более 2%.
Переломы профиля при алгебраической разности уклонов более
8% должны сопрягаться вертикальными кривыми радиусом не ме-
нее 1000 м.
Наименьшие расстояния от оси железнодорожного пути перекат-
ки трансформаторов до зданий и сооружений приведены в табл. 9.5.
9.5. ИНЖЕНЕРНЫЕ СЕТИ
Для нормальной работы ПС иа ее территории предусматривается
сооружение целого ряда инженерных сетей.
Хозяйственно-питьевой водопровод и хозяйственно-фекальная
канализация предусматриваются на ПС с постоянным ремонтно-эк-
сплуатационным персоналом, противопожарный водопровод высокого
давления — на всех ПС 500 кВ и на ПС 220—330 кВ с трансформа-
торами единичной мощностью 200 МВ.А и выше, противопожарный
водопровод низкого давления—на ПС 154 кВ с трансформаторами
63 МВ.А и выше и на ПС 220 кВ с трансформаторами от 40 до
160 МВ-А. При наличии на ПС синхронных компенсаторов противо-
пожарный водопровод пли противопожарные резервуары предусмат-
риваются независимо от напряжения и мощности трансформаторов.
Противопожарный водопровод, как правило, должен объединяться
с хозяйственно-питьевым или техническим, отступление от этого пра-
вила должно иметь технико-экономическое обоснование.
Технический водопровод и трубопроводы водорода и углекислого
газа предусматриваются на ПС с синхронными компенсаторами.
Ливневая канализация предусматривается в тех случаях, когда
отвести поверхностную воду открытым способом с территории пло-
щадки не представляется возможным.
Аварийные маслостоки и маслопроводы выполняются при нали-
чии маслонаполненного оборудования на ПС 330 кВ и выше.
Теплопроводы сооружаются при наличии на ПС пункта центра-
лизованного теплоснабжения, воздухопроводы предусматриваются
при наличии воздушных выключателей.
Силовые кабели и кабели связи прокладываются на всех ПС.
Ввиду значительного количества инженерных сетей их, как пра-
вило, размещают по обеим сторонам проектируемых проездов, про-
кладывая от линии застройки к краю проезжей части в следующем
порядке: хозяйственно-фекальная канализация, теплопроводы, хозяй-
ственно-питьевое и техническое водоснабжение, ливневая канализа-
ция, противопожарный водопровод, силовой кабель для освещения
проезда.
Инженерные сети, как правило, прокладывают в траншеях, но
в стесненных условиях при соответствующем обосновании сети про-
кладывают в каналах и коллекторах.
В общем канале или коллекторе не допускается совмещать: га-
зопровод с силовыми кабелями и кабелями освещения; теплопровод
с трубопроводами горючих жидкостей, кроме маслопроводов; трубо-
проводы противопожарного водоснабжения с трубопроводами го-
рючих жидкостей и силовыми кабелями; трубопроводы горючих жид-
костей с кабелями сильного и слабого токов, с сетями водопровода
и канализации.
Инженерные сети при прокладке их в траншеях должны разме-
181
щаться по отношению к зданиям и сооружениям или между собой
на расстояниях не менее указанных в табл. 9.6 и 9.7.,
Наземные и надземные сети располагаются вне полосы, отве-
денной для укладки подземных сетей. При надземной прокладке
сетей следует несколько трубопроводов совмещать на общих опо-
рах или на стенах зданий и сооружений. Не допускается применять
надземную прокладку противопожарного водопровода и канализации
хозяйственно-бытовых и ливневых стоков.
Высота от уровня земли до низа труб при надземной прокладке
на низких опорах должна быть не менее 0,35 м при ширине группы
труб до 1,5 м и 0,50 м при ширине группы труб более 1,5 м. Мини-
мальная высота трубопроводов, прокладываемых иа высоких опорах,
должна быть равной 2,2 м в непроезжей части территории и в местах
прохода людей и 5,0 м в местах пересечения с автодорогами. Уклад-
ку трубопроводов диаметром до 300 мм, силовых кабелей и кабелей
связи на низких опорах для сокращения ширины трассы сетей до-
пускается в несколько рядов по вертикали.
Прокладка кабелей осуществляется в траншеях, наземных лот-
ках, каналах, туннелях, блоках и коробах. Параллельная прокладка
кабелей над и под трубопроводами в вертикальной плоскости не
допускается. При высоком уровне грунтовых вод на территории ПС
или при большом числе кабелей в потоке (40 контрольных или 15
силовых) следует использовать наземные кабельные лотки или ко<
роба. При этом должен обеспечиваться проезд по территории и подъ-
езд к оборудованию ПС машин и механизмов для выполнения ре-
монтных и эксплуатационных работ. При применении кабельных
лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами в трубах,
каналах и траншеях, расположенных ниже лотков.
Кабельные каналы рекомендуется применять при 80 контрольных
или 40 силовых кабелях в потоке. Если количество кабелей в по-
токе больше, то применяют кабельные туннели. При этом предусмат-
ривается отвод воды из каналов. Кабельные каналы иа неохраняемой
территории должны быть засыпаны поверх съемных плит слоем земли
толщиной не менее 0,3 м. На территории ПС засыпка кабельных
каналов землей не обязательна. В целях более полного использо-
вания лотков и каналов рекомендуется совместная прокладка кабе-
лей и воздухопроводов, при этом расстояние между параллельно
проложенными кабелями и воздухопроводами должно быть не менее
0,5 м.
Минимальное расстояние от кабельных каналов до бровки по-
лотна железной и автомобильной дороги принимается как произ-
ведение высоты канала и тангенса угла не менее 50°, ограничиваю-
щего призму обрушения грунта, до обрезов фундаментов зданий
и сооружений — в зависимости от грунтовых условий, до бровки
водоотводных канав не менее 1 м. Минимальное расстояние от ка-
бельных лотков до края отмостки здания принимается не менее
0,5 м, до бровки полотна железной и автомобильной дороги, водо-
отводной канавы — 1 м, до фундаментов опор оборудования не нор-
мируется.
Маслонаполненные кабели следует прокладывать в отдельных
кабельных сооружениях. Допускается их прокладка вместе с дру-
гими кабелями, ио с обязательным разделением перегородками,
имеющими предел огнестойкости не менее 0,75 ч. Однофазные кабели
низкого и среднего давления прокладываются только в трубах, при-
чем каждая фаза прокладывается в отдельной трубе.
182
Таблица 9.6. Минимальные расстояния (в свету) от подземных инженерных сетей до зданий и сооружений
_______________________________________________ПС, м
Наименование сетей До фунда- ментов зданий и сооруже- ний До огражде- ния террито- рии, опор, трубопрово- дов, контакт- ной сети н связи До оси пути железных дорог колен 1520 мм, ио не менее глу- бины траншеи до подошвы насыпи и вы- емки До автодороги До фундаментов опор ВЛ
борто- вого камня наружной бровки кюве- та или подо- швы насыпн ,до 1 кВ наруж- ного осве- щения до 35 кВ свыше 35 кВ
Водопровод и напорная 5 1,5 4 2 1 1 2 3
канализация Самотечная канализа- 3 3 4 1,5 1 1 2 3
ция и водостоки Дренажи 3 1 4 1,5 1 1 2 3
Газопроводы: низкого давления 2 1 3,75 1,5 1 1 5 10
(до' 5 кПа) среднего давления 4 1 4,75 1,5 1 1 5 10
(до 300 кПа) высокого давления: свыше 300 до 7 1 7,75 2,5 1 1 5 10
600 кПа свыше 600 до 10 1 10,75 2,5 1 1 5 10
1200 кПа Теплопроводы (от на- 2 1,5 4 1,5 1 1 2 3
ружной стенки канала) Кабели силовые 0,6 0,5 3,25 1,5 1 1 5 10
Кабели связи 0,6 0,5 3,25 1,5 1 1 5 10
Примечания: 1. Расстояние от водопровода до фундаментов здани ружеиий подземных резервуаров может быть
уменьшено до 3 м при условии прокладки водопровода в футляре.
2. Расстояние от теплопроводов при бесканальной прокладке до зданий и сооружений следует принимать равным 5 м.
Таблица 9.7. Минимальные расстояния (в свету) между подземными инженерными сетями по горизонтали, м
Наименование сетей Водопровод Канализация Дренаж и водостоки Газопроводы Кабели сило- вые до 35 кВ Кабели связи Теплопрово- ды (до на- ружной стен- ки канала)
низкого давления (до 5 кПа) среднего давления (до 300 кПа) высокого давления (свыше 300 до 600 кПа) ВЫСОКОГО давления (свыше 600 до 1200 кПа)
Водопровод 1,5 См. примечание 1,5 1 1 1,5 2 0,5 0,5 1,5
Канализация См- приме- чание 0,4 0,4 1 1,5 2 5 0,5 0,5 1
Дренаж и водостоки Газопроводы: 1,5 0,4 0,4 1 1,5 2 5 0,5 0,5 1
низкого давления (до 5 кПа) 1 1 1 1,5 0,4 . (пр 0,4 и йусл не 0,4 более 300 0,4 мм) 1 1 2
среднего' давления (до 300 кПа) высокого давления: 1 1,5 0,5 | 0,5 | 0,5 (при Пусл более 300 мм 0,5 ) 1 1 2
свыше 300 до 600 кПа 1,5 2 2 0,5 | 0,5 | 0,5 (при Dye л более 300 мм 0,5 ) 1 1 2
свыше 600 до 1200 кПа 2 5 5 0,5 | 0,5 | 0,5 (при йусл более 300 мм 0,5 ) 2 2 4
Кабели силовые до 35 кВ 0,5 0,5 0,5 1 1 1 2 0,1 0,5 2
Кабели связи 0,5 0,5 1 0,5 1 1 1 1 0,5 — 1
Тепловоды 1,5 1 2 2 2 4 2 1 —
Примечание. Расстояния от канализации до хозяйственно- питьевого водопровода должны приниматься:
до водопровода из чугунных труб диаметром до 200 мм — не менее 1,5 м, диаметром более 200 мм — не менее 3 м;
до водопровода нз железобетонных и асбестоцементных труб, прокладываемого в глинистых грунтах,— ие менее 5 м, в круп-
ноблочных и песчаных грунтах— не менее 10 м; до водопровода нз пластмассовых труб — не менее 1,5 м.
При размещении хозяйственно-питьевого водопровода ниже канализации расстояния между ними, равные 1,5 и 3 м, должны
быть увеличены на разницу в отметках заложения трубопроводов.
Расстояние между канализацией и производственным водопроводом независимо от материала н диаметра труб, а также
грунтов, в которых прокладываются трубопроводы, должно быть не менее 1,5 м,
Минимальные допустимые расстояния от силовых кабелей до
зданий, сооружений и других инженерных коммуникаций приведены
в табл. 9.6. и 9.7.
При параллельной прокладке кабельных линий минимальное рас-
стояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть:
100 мм — между силовыми кабелями напряжением до 10 кВ,
а также между ними и контрольными кабелями;
250 мм — между кабелями напряжением 20—35 кВ, а также
между ними и другими кабелями;
500 мм — между кабелями, эксплуатируемыми различными ор-
ганизациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;
между маслонаполненными кабелями напряжением НО—220 кВ и
другими кабелями; при этом кабельные маслонаполненные линии
низкого и среднего давлений отделяются одна от другой и от других
кабелей железобетонными плитами, поставленными на ребро.
Указанные минимальные расстояния между кабелями могут быть
уменьшены до 100 мм по согласованию с эксплуатирующими орга-
низациями. Между силовыми кабелями до 10 кВ и кабелями связи
при условии защиты кабелей от повреждений (прокладки в трубах,
установки несгораемых перегородок и т. д.) расстояния можно умень-
шить до 250 мм.
На территориях ПС допускается уменьшить требуемое расстоя-
ние от кабельной линии до подземной части опор воздушных связей
(токопроводов) и ВЛ напряжением выше 1000 В до 500 мм, если
заземляющие устройства этих опор присоединены к контуру зазем-
ления ПС. Минимальная глубина заложения кабельных линий от
планировочной отметки дана в табл. 9.8.
Таблица 9.8. Минимальная глубина заложения кабельных
линий от планировочной отметки, м
Напряжение кабельных линий, кВ:
до 20................................................. 0,7
35..................................................1,0
НО—220 (маслонаполненные).......................1,5
6—10 (на пахотных землях)........................1,0
Пр имечание. При вводе линии в здание на участках длиной до 5 м
допускается уменьшать глубину заложения до 0,5 м.
При пересечении кабельными линиями железных и автомобиль-
ных дорог кабели прокладываются в туннелях, блоках или трубах
на участке пересечения плюс по 2 м в обе стороны от полотна до-
роги, на минимальной глубине 1 м от проезжей части и ие менее
0,5 м от дна водоотводных канав.
Прокладка кабелей под зданиями, а также через подвальные
и складские помещения запрещается.
В стесненных условиях допускается уменьшение минимальных
расстояний от водопровода, канализации и дренажа до кабельных
линий напряжением до 35 кВ до 0,5 м без специальной защиты ка-
белей и до 0,25 м при прокладке кабелей в трубах. Для
маслонаполненных кабельных линий напряжением НО—220 кВ
на участке сближения длиной не более 50 м допускается
уменьшение расстояния по горизонтали в свету до трубопроводов
до 0,5 м при условии устройства между кабелями и трубопроводами
защитной стенки, исключающей возможность механических повреж-
дений. Исключение составляют расстояния до трубопроводов с го-
рючими жидкостями и газами.
185
При невозможности обеспечить между теплопроводом и элект-
рическим кабелем минимального расстояния 2 м необходимо пре-
дусматривать теплоизоляцию теплопроводов из расчета, чтобы до-
полнительный нагрев грунта в любое время года не превышал 10° С
для кабелей напряжением до 10 кВ и 5° С для кабелей 20 и 220 кВ.
В особых природных и климатических условиях к инженерным
сетям предъявляют ряд дополнительных требований. Так, при про-
ектировании ПС напряжением 500 кВ и выше в районах с сейсми-
чностью 8 и 9 баллов необходимо предусматривать использование
не менее двух независимых источников водоснабжения. Заглубленные
водопроводные насосные станции должны располагаться на расстоя-
нии не менее 10 м от резервуаров и трубопроводов. Водоводы,
магистральные линии и канализационные коллекторы не рекомен-
дуется прокладывать в насыщенных водой грунтах, в насыпных
грунтах независимо от влажности и на участках со следами текто-
нических нарушений. При необходимости укладки в этих условиях
водоводов и канализационных коллекторов используются стальные
трубы. Прокладка тепловых сетей с газопроводами в каналах и
туннелях независимо от давления газа не допускается.
При расположении ПС на просадочных грунтах расстояние от
емкостных сооружений до зданий различного назначения должно
быть не менее 1,5 толщины просадочного слоя в грунтовых условиях
I типа (при невозможности просадки от собственного веса). В грун-
товых условиях II типа (при невозможности просадки от собствен-
ного веса) при водопроницаемых подстилающих грунтах — не менее
1,5 толщины просадочного слоя, а при водонепроницаемых подсти-
лающих грунтах — не менее трех толщин просадочного слоя, но ие
более 40 м.
Водоразборные колонки надлежит размещать на пониженных
участках на расстоянии не менее 20 м от зданий и сооружений.
При траншейной прокладке водопроводных сетей в грунтовых
условиях I типа расстояние по горизонтали от наружной поверхности
труб до обреза фундаментов зданий и сооружений должно быть не
менее 5 м, в грунтовых условиях II типа — по табл. 9.9.
Тепловые сети при грунтовых условиях II типа прокладываются
только в каналах с соблюдением минимальных расстояний от зданий
и сооружений, аналогичных требованиям для водопровода.
Таблица 9.9. Минимальные расстояния от наружной
поверхности труб до фундаментов зданий и сооружений
в грунтовых условиях II типа просадочности, м
Толщина слоя про- садочного грунта, м Внутренний диаметр труб, мм
до 100 от 100 до ЗСО более 300
До 5 от 5 до 12 Более 12 Примечания: с давлением свыше 60( Как для непросадочных грунтов 5 1 7,5 I 10 7,5 10 15 . При прокладке водопроводных линий, работающих кПа, указанные расстояния следует увеличивать на
30%.
2. При невозможности соблюдения указанных в таблице расстояний про-
кладка трубопроводов должна предусматриваться в водонепроницаемых ка-
налах с обязательным устройством выпусков аварийных вод из каналов в
контрольные устройства.
186
В северной строительно-климатической зоне инженерные сети,
как правило, следует прокладывать совмещение в коллекторах, пред-
отвращая изменение температурного режима грунтов оснований
ближайших зданий и сооружений. На участках с непросадочными
грунтами, у входов в здания и при пересечении с дорогами допуска-
ется прокладка в полупроходных каналах.
Глубина заложения подземных каналов должна быть минималь-
ной. Допускается заложение каналов заподлицо с поверхностью
территории. При подземной прокладке следует совмещать в одной
траишее канала теплопроводы, водопровод и канализацию.
Глубину заложения трубопроводов при бесканальной прокладке
следует принимать минимальной в соответствии с теплотехническими
расчетами, но ие менее 0,7 м до верха трубы.
Расстояние в свету от подземных трубопроводов до обрезов фун-
даментов зданий и сооружений следует принимать при строительстве
с сохранением вечномерзлого состояния грунтов основания по тепло-
техническому расчету, но не менее 10 м при бесканальной прокладке
трубопроводов; при прокладке трубопроводов в каналах — 6 м.
При строительстве, когда грунты основания используются в та-
лом состоянии, расстояния от сетей до зданий и сооружений при-
нимаются по табл. 9.6.
При прокладке водопровода, канализации и дренажа совместно
с теплотрассой их следует размещать в зоне температурного влияния
теплотрассы.
9.6. ИНЖЕНЕРНАЯ подготовка территории
По организации рельефа площадки различают два вида плани-
ровки: сплошную и выборочную. Сплошная предусматривает выпол-
нение планировочных работ по всей территории площадки. Выбороч-
ная применяется с выполнением планировочных работ только на
участках расположения зданий и сооружений при необходимости
сохранения участков леса или зеленых насаждений иа ПС и т. и.
Отметка планировки в обоих случаях назначается с учетом инженер-
но-геологических, гидрогеологических и гидрологических условий, а
также специфики зданий (с подвальными помещениями, без подва-
лов и т. п.).
Уклоны поверхности свободно планируемой территории прини-
маются не менее 0,003 и не более 0,05 для глинистых грунтов; ие
менее 0,03 для песчаных и вечномерзлых грунтов и 0,01 для легко
размываемых грунтов (лесс, мелкие пески).
Рекомендуется, чтобы отметка пола первого этажа зданий была
выше планировочной отметки участка, примыкающего к зданию, не
менее чем на 15 см.
При размещении ПС на прибрежных участках рек или водоемов
планировочные отметки площадки принимаются не менее чем на 0,5 м
выше расчетного наивысшего горизонта вод с учетом подпора и
уклона водотока, а также расчетной высоты волны и ее нагона.
В северной строительно-климатической зоне следует по возмож-
ности сохранять естественный рельеф местности, не нарушая расти-
тельного и почвенного покрова. При строительстве с использованием
в качестве оснований мерзлых грунтов планировку осуществляют
насыпями без нарушения растительного покрова. Проектные отметки
планируемой территории определяются теплотехническим расчетом
с учетом возможного уплотнения грунта. При решении планировки
187
участка строительства необходимо предусматривать рассредоточен-
ный открытый сброс поверхностных вод, а также намечать мероприя-
тия по предотвращению образования наледей. Размещение водоот-
водных устройств от зданий и сооружений определяется расчетом
из условия сохранения вечномерзлого состояния грунтов оснований
близрасположенных объектов.
При планировке площадки, расположенной на просадочных грун-
тах, следует размещать здания и сооружения с учетом сохранения
условий естественного стока поверхностных вод и избегать его пере-
сечения зданиями и сооружениями. Путь перекатки трансформато-
ров и внутриплощадочные автомобильные дороги следует организо-
вать без устройства выемок. Сооружения с мокрым технологическим-
процессом и несущие воду (резервуары, градирни и др.) размещают
на наиболее низких отметках по рельефу местности или на участках
с высоким уровнем грунтовых вод.
При размещении ПС у берегов строящихся каналов и водоемов
в пределах расстояния, равного пятикратной толщине просадочного
слоя, необходимо строительство начинать ие ранее чем через 2 года
после подъема уровня воды в канале или водоеме до проектной
отметки.
Организация рельефа на застраиваемой территории выполняется
с обеспечением полного и беспрепятственного отвода атмосферных вод
при максимальном использовании естественного рельефа местности.
На таких площадках применяется выборочная система планировки
с максимальным сохранением дернового слоя. Не допускается пла-
нировка всей площадки под одну отметку и применение дренирую-
щих грунтов для выполнения планировочных насыпей. Насыпи на
просадочных грунтах целесообразно отсыпать слоями 25—30 см с
уплотнением до достижения оптимальной плотности.
На площадках, относящихся к I типу грунтовых условий по про-
садочиости, обнаженную после срезки поверхность рекомендуется
засевать многолетними травами, при выполнении срезки на грунтах,
относящихся ко II типу, — уплотнять грунт с поверхности в преде-
лах слоя толщиной 0,2 м. Уплотнение грунта выполняют на ширине,
равной толщине просадочного слоя, но не более 15 м. Вокруг зданий
и сооружений необходимо устраивать уширение отмостки от 1 до 5 м.
Объем земляных работ при планировке определяется по плану
земляных масс, составленному методом квадратов или профилей
планировки. На участках со сложным рельефом применяют метод
профилей. В зависимости от характера рельефа и требуемой точности
подсчета земляных работ намечают профили через 20—100 м. Резуль-
таты подсчетов земляных работ по отдельным профилям сводятся
в ведомости раздельно по насыпям и выемкам.
План земляных масс, как правило, выполняют по методу квад-
ратов. При этом сетку квадратов вписывают в строительную сетку,
принимая сторону квадрата равной 20 м. При спокойном рельефе
местности допускается применение сетки квадратов со стороной
40 м, при сложном— 10 м.
Подсчет земляных работ производится для полных квадратов
по формуле:
hx + h2 + hs + ht 2h
Q =-----------------a2 = — a2,
4 4
где hb h2, h3, h,, — рабочие отметки по углам квадратов, м; а — сто-
рона квадрата.
188
Для подсчета земляных работ в пределах переходных (непол-
ных) квадратов рекомендуются формулы:
а2(^в)2
Ув 4 (2ЙВ + S/iH) ’
а2 (Ж)2
Ун 4(2/iB+S/iH) ’
где Q„, Qh — объемы соответственно выемки и насыпи в пределах
переходного квадрата, м3; 2/гв, 2йн— суммы рабочих отметок соот-
ветственно выемки и иасыпи в пределах переходного квадрата, м,
В отдельных случаях допускается определение объема земляных
работ аналогичным методом по фигурам, отличным от квадрата
(в зависимости от конфигурации контура планируемой площадки).
В случае наличия на площадке грунтов, подлежащих замене
(плодородный грунт, торф, ил и т. п.), до разработки плана земляных
масс выполняют план замены грунта, оформляя его аналогично плану
земляных масс. На плане замены грунта за проектные отметки при-
нимают отметки низа подлежащего замене слоя, которые при по-
следующем выполнении плана земляных масс рассматривают как на-
турные отметки. При наличии на одном и том же участке разно-
родных заменяемых грунтов следует выполнять планы замены
каждого вида грунта отдельно.
Отвод атмосферных вод с территории ПС осуществляется от-
крытой, закрытой и смешанной системами водоотвода и выполняется
вместе с проектом организации рельефа на ПС. Открытая система
водоотвода применяется для защиты площадки, расположенной на
местности с большим уклоном, от затопления атмосферными вода-
ми, притекающими с нагорной стороны. Поверхностные воды пере-
хватываются и отводятся при помощи нагорных канав, сооружаемых
за пределами площадки. Устройство нагорных канав целесообразно,
когда расстояние от верхней ограды ПС до водораздела превышает
100 м. Минимальная ширина и глубина нагорных и водоотводных
канав должна быть не менее 0,6 м, а на болотах — не менее 0,8 м.
Заложение откосов канав трапецеидального сечения принимается в
зависимости от грунта и типа крепления по табл. 9.10.
Таблица 9.10. Заложение откосов каиав трапецеидального
сечения
Грунт Заложение откосов при глубине, м
1 1-2 2—3 3-4
Пески:
мелкозернистые 1:2 1:2,5 1:2,5 1:3
среднезернистые 1:1,5 1:2 1:2,5 1:2,75
крупнозернистые 1:1,5 1:1,5 1:2 1:2,5
гравелистые 1:1,5 1:1,5 1:2 1:2
Супеси 1:1,5 1:1,5 1:2 1:2,5
Суглинки 1:1 1:1 1:1,5 1:2
Глина 1:0,75 1:0,75 1:1 1:1
Торф 1:0,75 1:0,75 1:0,75 1:1
При бетонировании откосов и дна 1:0,5 1:0,5 1:0,75 1:0,75
189
Продольные уклоны нагорных канав принимаются с учетом
рельефа местности и должны быть не менее 0,002, в исключительных
случаях (на речных поймах и болотах) допускается применение ук-
лона 0,001.
Закрытая система водоотвода может состоять из одного или
нескольких главных коллекторов и системы собирающих водостоков.
Водосточные сети прокладываются главным образом вдоль про-
ездов. Дождеприемные колодцы устанавливаются в лотках проезжей
части дорог, в пониженных точках, на перекрестках дорог и в других
местах, предусмотренных в проектах организации рельефа, на рас-
стояниях друг от друга, указанных в табл. 9.11.
Таблица 9.11. Расстояние между дождеприемниками
в зависимости от уклона
Уклон проезда Расстояние, м
До 0,004 50
От 0,004 до 0,006 . 60
От 0,006 до 0,01 70
От 0,01 до 0,03 80
Свыше 0,03 90
Расстояние от полевой бровки нагорной канавы до границы по-
лосы отвода земли должно быть не менее 2 м, от низовой бровки
до ограды ПС — не меиее 5 м, при лессовидных грунтах — не менее
10 м.
Водоотвод с площадки выполняется с помощью трапециевидных
кюветов и треугольных лотков. Глубина кюветов, как правило, при-
нимается 0,6 м, а ширина по дну 0,4 м в свету. В районах с сухим
климатом при соответствующем обосиоваиии допускается уменьше-
ние глубины кювета до 0,4 м.
Водоотводные устройства должны иметь: площадь поперечного
сечения, достаточную для пропуска расчетного расхода воды; про-
дольный уклон и скорости течения воды, исключающие возможность
их заиливания или размыва при данном грунте или принятом типе
укрепления диа и откосов.
Водоотводные устройства укрепляются одиночным мощением
камнем, дно щебнем и откосы сплошной дерновкой плашмя, грунтом,
обработанным черными вяжущими материалами, а также при техни-
ко-экономической целесообразности нагорные канавы, кюветы и лотки
могут укрепляться жесткими водонепроницаемыми покрытиями —
монолитным бетоном, бетонными и железобетонными плитами с за-
полнением швов между ними цементом, битумом, асфальтовой мас-
тикой и т. п.
В практике проектирования ПС в качестве водоотводных канав
и лотков применяют конструкции кабельных каналов типов Л1, Л2,
ЛЗ шириной 0,6 м и высотой соответственно 0,29; 0,45 и 0,6 м, а
также Л5 и Л7 шириной соответственно 0,9 и 1,2 м и высотой 0,6 м.
Для пропуска воды под автодорогами используется монолитный
прямоугольный лоток сечениями 0,4у0,4 и О.б'уб.б м с толщиной
190
стенки 0,3 м, перекрытый плитой, по которой допускается проезд
автомашин.
При наличии на площадке ПС высокого уровня грунтовых вод,
всегда затрудняющих строительство и ухудшающих санитарные ус-
ловия, необходимо предусматривать либо гидроизоляцию, либо
отметка пола заглубленных помещений должна быть выше уровня
грунтовых на 0,5 м.
Для понижения уровня грунтовых вод система подземного дре-
нажа выбирается с учетом гидрогеологических условий, строительных
особенностей проектируемых зданий и планировочных решений. Сис-
тема дренажа предварительно может быть выбрана по табл. 9.12.
Таблица 9.12. Зависимость системы и глубины заложения
дренажа от местоположения ее по отношению к дренируемым
объектам
Система дренажа Глубина заложения Местоположение по отноше нню к дренируемому объекту
Кольцевая На 1 —1,5 м ниже пола подвалов По периметру зданий или площадок
Систематиче- Иа 2—5 м от поверхно- Параллельные ряды на
ская сти взаимном расстоянии 30—50 м
Попутная На 0,7 м ниже основа- ния коммуникаций Вдоль линии коммуни- каций
Пластовая На 0,5 м ниже заглуб- ления пола защищае- мых сооружений Под фундаментами зда- ний и сооружений
Головная На 5—7 м от поверхно- сти Поперек движения грун- товых вод у верхней границы участка строительства при ши- рине защищаемой тер- ритории более 1 км предусматриваются дополнительные ли- нии, параллельные
Береговая Па 3—5 м от поверхно- сти основной Вдоль берега на рас- стоянии 25—100 м от уреза воды
Основными мероприятиями по защите площадок от затопления
является сооружение оградительных дамб или искусственное повы-
шение поверхности площадки При размещении площадки на при-
брежной территории рек, озер, водохранилищ и других водоемов
планировочная отметка территории принимается не менее чем на
0,5 м выше расчетного наивысшего горизонта высоких вод с учетом
подпора и уклона водотока, а также высоты волны и ее набега,
причем для ПС 500 кВ за наивысший горизонт высоких вод прини-
мается уровень воды с повторяемостью 1 раз в 100 лет, для осталь-
191
ных — 1 раз в 50 лет. Отметку гребня оградительной дамбы назна-
чают по расчетному уровню наката ветровой волны с дополнитель-
ным запасом 0,5—0,7 м в зависимости от напряжения ПС.
9.7. ОЗЕЛЕНЕНИЕ И БЛАГОУСТРОЙСТВО ТЕРРИТОРИИ
Всю незастраиваемую территорию ПС следует озеленять и бла-
гоустраивать. Основной формой озеленения территории ОРУ должен
служить луговой газон. Основной проезд от проходной до здания
ОПУ также рекомендуется озеленять.
Декоративная посадка деревьев и кустарников предусматривает-
ся в районе ОПУ, проходной, объединенного здания, административ-
но-лабораторного корпуса н площадок для отдыха трудящихся, а
также на территории водозаборных и очистных сооружений. Деревья
и кустарники высаживаются как рядовым методом, так и отдель-
ными декоративными группами. На площадках отдыха эксплуата-
ционного персонала предусматриваются скамейки, спортивные пло-
щадки, цветники. Ассортимент древесно-кустарниковых пород уста-
навливается по табл. 9.13.
Таблица 9.13. Ассортимент древесно-кустарниковых пород
Зоны
Породы Лесная Лесо- степная Степная Сухо- степная Полупус- тыня
Низкие кустарники
Смородина черная + + + .—- .—-
Смородина красная + + + — —
Смородина золотистая + + + + —
Вишня степная -— + + + —
Шиповник + + + + —
Спирея средняя + + + + —
Спирея рябинолистная + + + + —
Дерен сибирский + + — — —
Дерен красный — — + + —
Жимолость татарская + “Г + + +
Высокие кустарники
Можжевельник обыкновенный + + — — —
Можжевельник виргинский -—• — + + •—-
Акация желтая + + + + +
Алыча •—- -— + + —
Ива пурпурная + + — — •—-
Ирга + + + + —
192
Продолжение табл. 9.13
Зоны
Ё к Ё о
Породы к со О О о о к и К Е 01 о о * к с ЬК Ч а
ч ч» С О а С к
Вишня обыкновенная -— + - - — —
Вишня магалебская -— — - - + —
Лох узколистный •—- — н + +
Облепиха + + - - + '——
Сирень + + н — —
Скумпия — •— - - + —
Городовина — + - - •—- —
Клен татарский + + - - + —
Тамариск •—- — + +
Лещина + + •—- —
Низкокронные деревья
Абрикос -— — - н + —
Берест •—- + - L + +
Вяз обыкновенный + + - - + —
Груша — — - - + —
Ильм — + - - + —
Клен ясенелистный + + - н + —
Клен полевой •—- — - - + —-
Рябина + + - - •—- —-
Шелковица белая •—- — h + —
Яблоня + + - + —
Калина + + •—- —
Высококронные деревья
Ель обыкновенная + + — —
Сосна обыкновенная + + - + —
Береза бородавчатая + + h •— •—-
Ива белая + + - + +
Дуб черешчатый + + - - + —
Вяз мелколистный •— — - + +
Липа + + •— —
Лиственница сибирская + + -—- —
Каштан конский •—- + •—- —
Акация белая •— н + —
Примечание. Древесные н кустарниковые породы по высоте насаж-
дений подразделяются на следующие группы:
низкие кустарники — высотой до 2 м;
высокие кустарники — до 4 м;
иизкокронные деревья —до 15 м;
высококрониые деревья — более 15 м.
13—862
193
Расстояния от деревьев н кустарников до зданий н сооружений
определяются по табл. 9.14.
Таблица 9.14. Минимальные расстояния от оси деревьев
и кустарников до зданий и сооружений, м
Здания и сооружения Ствол дерева Кустарник
От наружных стен зданий и сооружений 5 1,5
От края проезжей части дорог, кромок 2 1,2
укрепленных полос обочин дорог или
бровок канав
От мачт и опор осветительной сети ко- 4 —
лонн, галерей, эстакад
От подошвы или внутренней границы 3 1
подпорных стенок
От подошвы откосов, террас и др. 1 0,5
От края тротуаров и садовых дорожек 0,7 0,5
От подземных сетей:
газопроводов, канализации 1 >5 —
теплопроводов 2 1
водопроводов, дренажей 2 '——
силовых кабелей и кабелей связи 2 0,75
Примечания: 1. Приведенные нормативы относятся к деревьям с диа-
метром кроны не более 5 м и должны быть соответственно увеличены для
деревьев с кроной большего диаметра.
2. Расстояния между ОРУ и насаждениями высотой более 4 м должны
обеспечить сохранность оборудования прн падении дерева.
В состав насаждений на ПС, размещаемых среди пахотных зе-
мель, не следует вводить породы, способствующие очагам распро-
странения грибковых болезней и насекомых-вредителей. К ннм от-
носятся барбарис и крушина в районах с посевами зерновых культур,
боярышник, черемуха, яблоня и груша в районах садов и береск-
лет— в свекловичных районах. Кроме того, на ПС не допускается
высаживать деревья, которые распространяют пух.
При размещении ПС в районах со значительным сиегопереносом
перед площадкой со стороны господствующего ветра предусматри-
ваются снегозащитные лесополосы, которые размещаются на расстоя-
нии 30—60 м от ограды ПС, в зависимости от интенсивности снего-
переноса. Объем снегопереноса определяется количеством снега, на-
носимого на 1 м фронта переноса снега в наиболее снежную за
10—15 лет зиму.
По табл. 9.15 можно подобрать конструкцию снегозащитной ле-
сополосы в соответствии с объемом снегопереноса, характерного
для района размещения ПС. При отсутствии возможности устрой-
ства постоянных снегозащитных ограждений с наветренной стороны
ПС предусматривается временная снегозащита из переносимых сне-
гозащитных щитов, устанавливаемых под углом 70—90° к направ-
лению господствующих ветров на минимальном расстоянии (около
60 м) от ограды ПС. Пример благоустройства территории ПС при-
веден на рис. 9.3.
194
Рнс. 9.3. План благоустройства территории (в числителе — тип зе-
леного насаждения; в знаменателе — количество).
Таблица 9.15. Конструкция снегозащитной лесополосы
Объем снегопе- реноса, м3/м Расстоя- ние от ограды ПС до лесопо- лосы, м Ширина лесопо- лосы» м Расстоя- ние между лесопо- лосами, м Коли- чество лесопо- лос, шт. Количе- ство рядов в лесопо- лосе, шт. Общая ширина снего- сбориой зоны, м
25 20 2,5 1 2 22,5
50 30 7,5 —- 1 4 37,5
75 40 12,5 — 1 6 52,5
100 50 12,5 — 1 6 62,5
150 40 7,5—12,5 30 2 4—6 90
200 50 7,5—12,5 33 2 4—6 103
250 30 12—15 33 2 6—9 90
400 30 12—15 33 3 6—9 135
600 30 12—15 33 4 6—9 180
Примечание. Больший размер ширины лесополосы относится к край-
ней лесополосе со стороны ограды ПС.
9.8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ГЕНЕРАЛЬНОГО ПЛАНА
После окончания работ по выполнению генерального плана ПС,
пример которого приведен на рис. 9.4, обязательно составляются
технико-экономические показатели.
В технико-экономические показатели генерального плана должны
входить следующие показатели: площадь участка в пределах огра-
13* 195
196
Рис. 9.4. Горизонтальная планировка. План организации рельефа автомобильных дорог и инженерных сетей.
1 — общеподстанционный пункт управления; 2 — синхронные компенсаторы и вспомогательные здания; 3 —ОРУ 500 кВ; 4 — ОРУ
“ 220 кВ; 5 —ОРУ 110 кВ; « — автотрансформаторная группа 500/200 кВ; 7 — автотрансформаторная группа 220/110 кВ; 8 — трансфор-
маторно-масляное хозяйство; 9 — объединенное здание; 10 — насосная станция технического н противопожарного водоснабжения;
ды, га; площадь застройки, м2; плотность застройки, %; площадь,
занятая автомобильными дорогами и площадками, м2; протяженность
внешнего ограждения, м; протяженность внутреннего ограждения, м.
При размещении ПС в условиях городской застройки дополни-
тельно вводятся: площадь озеленения, м2; коэффициент озелене-
ния, %.
Плотность застройки определяется как отношение площади за-
стройки к площади ПС в ограде.
Площадь застройки определяется как сумма площадей, занятых
зданиями и сооружениями, включая ОРУ (в пределах их огражде-
ний), монтажные площадки, навесы, эстакады, галереи, подземные
сооружения (резервуары, убежища, погреба, туннели, проходные ка-
налы инженерных коммуникаций, над которыми не могут быть раз-
мещены здания и сооружения), а также открытые стоянки автомо-
билей, машин, механизмов и открытые склады различного назна-
чения.
Подсчет площадей, занимаемых зданиями и сооружениями, про-
изводится по внешнему контуру их наружных стен на уровне пла-
нировочных отметок земли.
В площадь застройки не включаются площадки, занятые от-
мостками вокруг зданий и сооружений, тротуарами, автомобильными
и железными дорогами, временными зданиями и сооружениями, от-
крытыми стоянками автотранспортных средств, принадлежащих
гражданам, открытыми водоотводными каналами, подпорными стен-
ками, подземными зданиями и сооружениями или частями их, над
которыми могут быть размещены другие здания и сооружения.
При подсчете площадей, занимаемых галереями и эстакадами,
в площадь застройки включается проекция на горизонтальную плос-
кость только тех участков галерей и эстакад, под которыми по га-
баритам не могут быть размещены другие здания или сооружения,
на остальных участках учитывается только площадь, занимаемая
фундаментами опор галерей и эстакад на уровне планировочных
отметок земли.
Действующими нормами требуется обеспечение плотности застрой-
ки на площадках для ПС напряжением 35 кВ не менее 77%, 110—
154 кВ — 72%, 220 кВ — 70% и 330—500 кВ — 65%.
Раздел десятый
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
10.1. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ компоновок
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Распределительное устройство (РУ) представляет собой комп-
лекс аппаратов и устройств, используемых для управления потоком
энергии в энергосистеме и для обеспечения надежности ее работы
путем создания узла, в котором могут быть установлены автомати-
ческие защитные устройства н средства для изменения потоков
энергии по различным направлениям.
198
Любое РУ в основном состоит из подходящих и отходящих
присоединений, подключенных к общим шинам. Главными элемента-
ми каждого присоединения являются выключатели, разъединители
и измерительные трансформаторы. Элементы РУ соединяются меж-
ду собой по принятой схеме. Имеются широкие возможности раз-
нообразной компоновки отдельных элементов оборудования по от-
ношению друг к другу даже для одной и той же схемы электри-
ческих соединений. Компоновка РУ заключается в оптимальном
размещении аппаратов согласно их назначению и требованиям
действующих правил и соединении их электрически между собой в
соответствии с принятой схемой.
Распределительные устройства обычно состоят из ряда анало-
гичных ячеек, каждая из которых подключена к сборным шинам
и содержит выключатель, разъединители и измерительные транс-
форматоры. Поэтому в большинстве случаев достаточно рассмот-
реть одну типовую ячейку.
Распределительные устройства делятся на:
открытые — все или основное оборудование которых располо-
жено на открытом воздухе;
закрытые — у которых все оборудование расположено в зда-
нии;
комплектные - состоящие из шкафов или блоков с встроенны-
ми в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измери-
тельными приборами и вспомогательными устройствами, поставляе-
мые в собранном или полностью подготовленном к сборке виде. Они
могут быть для внутренней (КРУ) и наружной установок (КРУН).
Все электрооборудование, токоведущие части, изоляторы,
крепления, ограждения и несущие конструкции РУ должны быть
выбраны и установлены таким образом, чтобы усилия, нагрев, элек-
трическая дуга или иные сопутствующие явления, вызываемые нор-
мальными условиями работы электроустановки, не могли бы причи-
нить вреда обслуживающему персоналу, а при аварийных условиях
не могли повредить окружающие предметы и вызвать к. з. или за-
мыкание на землю. Кроме того, необходимо, чтобы при снятии на-
пряжения с какой-либо цепи относящиеся к ней токоведущие части,
аппараты и конструкции могли быть подвергнуты безопасному ос-
мотру, смене и ремонтам без нарушения нормальной работы сосед-
них цепей! и была обеспечена возможность удобного транспортиро-
вания оборудования.
При разработке компоновки РУ должны соблюдаться мини-
мальные расстояния от токоведущих частей до различных элемен-
тов ОРУ и ЗРУ, приведенные в табл. 10.1 и 10.2 и на рис. 10.1 и
10.2.
Как правило, компоновка РУ должна предусматривать возмож-
ность поэтапного развития. При разработке компоновок РУ крайне
важно предусмотреть наличие ремонтных зон. Компонуя РУ, необ-
ходимо ясно представить, как будут сгруппированы различные эле-
менты оборудования, как они будут изолированы друг от друга, на
каком расстоянии от частей, находящихся под напряжением, могут
оказаться те или иные элементы и, наконец, насколько принятое
размещение оборудования обеспечивает безопасность обслуживаю-
щего персонала.
Отделение обесточенного оборудования в ремонтной зоне от со-
седнего, находящегося под напряжением, возможно либо соблюде-
нием ремонтных расстояний, либо применением заземленных ста-
199
Таблица 10.1. Наименьшие расстояния, мм, от токоведущих
номинальных
Помер рисунка Наименование расстояний
10.1, а—в От токоведущих частей или от элементов обо- рудования и изоляции, находящихся под напря- жением, до заземленных конструкций или посто- янных внутренних ограждений высотой не менее 2000 мм
10.1, а, б, в, д, и Между проводами разных фаз От токоведущих частей или от элементов обо- рудования и изоляции, находящихся под напря- жением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1500 мм; до габаритов транспортируемо- го оборудования
10.1, е Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
10.1, г, к От неогражденных токоведущих частей до зем- ли или до кровли зданий при наибольшем прови- сании проводов
10.1, е—з, к Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущи- ми частями разных цепей по горизонтали с об- служиванием одной цепи при неотключенной дру- гой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущнми частями и зданиями или сооружениями
10.1, и От контакта и ножа разъединителя в отключен- ном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту
Примечания: I. Для элементов изоляции, находящихся под распре
том фактических значений потенциалов в разных точках поверхности. При
прямолинейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номи
заземленных частей).
2. Расстояние от токоведущих частей или от элементов -изоляции (со сто
трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, уложенным
иять менее размера J5, но не менее размера А$_3
3. Расстояния А ф„3 и А ф__ф в электроустановках напряжением 220 кВ
быть увеличены в соответствии с требованиями ГОСТ
4. sin а, где f—стрела провеса провода при температуре +15 °C, м;
ветра на провод, Н/м; прн этом скорость ветра принимается равной 60% зна
Таблица 10.2. Наименьшие расстояния в свету, мм,
для различных
Номер рисунка Наименование расстояний
10.2, а От токоведущих частей до заземленных конст- рукций и частей здания
200
частей до различных элементов ОРУ в свету для различных
напряжений, кВ
Обозначение на рисунке До 10 20 35 110 150 220 330 500
^ф—3 200 300 400 900 1300 1800 2500 3750
220 330 440 1000 1400 2000 2800 4200
Б 950 1050 1150 1650 2050 2550 3250 4500
В 950 1050 1150 1650 2050 3000 4000 5000
Г 2900 3000 3100 3600 4000 4500 5200 6450
Д 2200 2300 2400 2900 3300 3800 4500 5750
Ж 240 365 485 1100 1550 2200 3100 4600
деленным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с уче-
отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать
нального напряжения (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны
роны токоведущих частей), находящихся под напряжением, до габаритов
на бетонном основании сооружений гидроэлектростанций, допускается при-
и выше, расположенных на высоте более 1000 м над уровнем моря, должны
arctg * . q — масса провода на 1 м длины провода, кг/м; Р — давление
чения, выбранного при расчете строительных конструкций.
от токоведущнх частей до различных элементов ЗРУ
напряжений, кВ
Обозначение на рисунке 3 6 10 20 35 110 150 220
^ф—з 65 90 120 180 290 700 1100 1700
201
Номер рисунка Наименевание расстояний
10.2,я Между проводниками разных фаз
10.2,6 От токоведущих частей до сплошных огражде- ний
10.2, в От токоведущих частей до сетчатых ограждений
10.2, в Между неогражденными токоведущими частя- ми разных цепей
10.2, г От неогражденных токоведущих частей до пола
10.2, г От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при от- сутствии проезда транспорта под выводами
10.2, в От контакта и ножа разъединителя в отклю- ченном положении до ошиновки» присоединенной ко второму контакту
цнонарных залитых ограждений. Первый способ применяется в ос-
новном в ОРУ, второй — в ЗРУ.
Ремонтная зона в первую очередь должна быть создана около
выключателя и трансформатора тока. Ремонтные зоны создаются
202
Продолжение табл. 10.2
Обозначение на рисунке 3 6 10 20 35 по 150 220
70 100 130 200 320 800 1200 1800
Б 95 120 150 210 320 730 ИЗО 1730
В 165 190 2202 280 390 800 1200 1800
Г 2000 2000 2000 2200 2200 2900 3300 3800
Д 2500 2500 2500 2700 2700 3400 3700 4200
Е 4500 4500 4500 4700 4750 5500 6000 6500
Ж 80 НО 150 220 350 900 1300 2000
Рис. 10.1 в
для каждой системы сборных шин (включая обходную) и присоеди-
ненных к ним разъединителей, а также для оборудования, присое-
диненного непосредственно к ВЛ (конденсаторы связи, трансформа-
торы напряжения, разрядники) (рис. 10.3). Рациональная разбивка
на ремонтные зоны приводит к более легкому пониманию компо-
новки и улучшению условий безопасности при ремонтах и позволя-
ет уменьшить площадь РУ,
203
Рис. 10.1д
204
На компоновку ОРУ существенное влияние оказывают конст-
руктивные особенности устанавливаемых в них аппаратов и спосо-
бы выполнения ошиновки.
Выключатели по конструктивным признакам можно разделить
на две группы;
205
Рис. 10.1k
Рис. 10.1. Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различ-
ных элементов ОРУ.
а — расстояние в свету при жестких шииах между токоведущими частями и
землей и между токоведущими частями разных фаз; б — расстояния в свету
при гибких шинах между токоведущими частями и землей н между токове-
дущими частями разных фаз; в — расстояния от токоведущих частей до по-
стоянных внутренних ограждений; г — расстояния от иеогражденных токове-
дущих частей до земли; д — расстояния от токоведущих частей до транспор-
тируемого оборудования; е — расстояния между токоведущими частями раз-
личных цепей, расположенных в разных плоскостях; ж — расстояния между
токоведущнми частями различных цепей, расположенных в одной плоскости;
з — расстояния от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограж-
дения; и — расстояния от контактов и иожей разъединителя до токоведущих
частей; к. — расстояния от токоведущнх частей до здания и сооружений.
206
Рис. 10.26
Рис, 10.2в
Рис. 10.2. Наименьшие расстояния от
токоведущих частей до различных
элементов ЗРУ.
а—расстояния в свету между токоведущи-
ми частями и землей и между токоведу-
щими частями разных фаз: б — расстоя-
ния между токоведущимн частями и
сплошными ограждениями; в — расстояния
между токоведущими частями н сетчаты-
ми ограждениями и между неогражденны-
ми частями разных цепей; г — расстояния
между полом и неизолированными токове-
дущими частями и до нижней кромки
фарфора изолятора. Высота прохода в
31 У. Расстояния от земли до неогражден-
ных линейных выводов ЗРУ.
Рис. 10.2г
208
Рис. 10.3. Ремонтные зоны в ОРУ.
выключатели, основным элементом которых является заземлен-
ный бак, заполненный маслом или какой-либо другой изолирующей
средой и содержащий все элементы выключателя, находящиеся под
напряжением (баковые масляные и элегазовые выключатели);
выключатели, основным элементом которых являются одна или
несколько камер (модулей), находящихся под напряжением и уста-
новленных на колонках изоляторов (маломасляные и воздушные
выключатели).
Баковые масляные выключатели устанавливаются на низких
фундаментах. При проектировании фундаментов под баковые вы-
ключатели должны учитываться значительные динамические нагруз-
ки, возникающие при включении и выключении выключателя. Эти
нагрузки обычно приводятся в каталогах на выключатели. Под вы-
ключателями НО кВ и выше должен устраиваться маслоприемник,
рассчитанный на прием 80% масла, содержащегося в одном баке.
Воздушные и маломасляные выключатели устанавливаются на
фундаментах, высота которых обеспечивает соблюдение нормирован-
ного расстояния (2,5 м) до нижней кромки фарфора. При опреде-
лении взаимного расположения воздушного выключателя и его шка-
фа управления должны учитываться зоны выхлопа гасительных ка-
мер.
Трансформаторы тока устанавливаются на фундаментах, обес-
печивающих соблюдение нормированного расстояния до нижней
кромки фарфора, а при наличии проезда для ремонтных механизмов
между выключателем и трансформатором тока — нормируемый га-
барит по вертикали от механизмов до ошиновки.
Трансформаторы напряжения применяются двух основных ти-
пов: электромагнитные и емкостные. Электромагнитные трансфор-
маторы напряжения устанавливаются аналогично трансформаторам
тока. Емкостные трансформаторы напряжения состоят из емкостно-
го делителя напряжения, в качестве которого обычно используется
конденсатор связи, и устройства отбора напряжения. Устройства
отбора напряжения до 220 кВ устанавливаются на стойках фунда-
ментов конденсаторов связи. Отбор напряжения от конденсаторов
связи 330 и 500 кВ осуществляется устройством отбора напряже-
ния, установленным на отдельном фундаменте.
Аппаратура высокочастотной защиты и связи состоит из кон-
денсаторов, заградителей и фильтров присоединения. Конденсаторы,
присоединяемые непосредственно к ВЛ, устанавливаются на изоли-
рующей подставке и заземляются через фильтр присоединения,
укрепленный на стойке фундамента. Заградители, которые выпол-
14—862
209
йены в виде многовитковых катушек, включенных последовательно
в ВЛ, в зависимости от компоновки РУ подвешиваются на выход-
ных порталах ОРУ или устанавливаются на конденсаторе связи
или отдельном опорном изоляторе.
Разъединители используются в основном только для размыка-
ния цепи без нагрузки, хотя они могут отключать незначительные
зарядные токи сборных шин н присоединений, токи холостого хода
трансформаторов (при соблюдении ряда ограничивающих условий),
а также токи нагрузки, проходящие по параллельным цепям (опе-
рации при переводе присоединения с одной системы шин на другую
в схеме «две системы шин»). Полюс (фаза) разъединителя имеет
два зажима, изолированных от земли и удаленных друг от друга
на необходимое изоляционное расстояние, которые при включении
соединяются ножом.
Конструкции разъединителей отличаются друг от друга в основ-
ном только формой выполнения этого ножа и его кинематикой. Он
может состоять из одной или двух частей, которые могут вращаться
или совершать возвратно-поступательные движения в горизонталь-
ной или вертикальной плоскости.
Наибольшее распространение получили для напряжений до
20 кВ включительно разъединители рубящего типа, а для напряже-
ний 35—500 кВ горизонтально-поворотного типа. Все три фазы
разъединителей до 220 кВ включительно обычно устанавливаются
на одной общей конструкции и управляются одним общим приво-
дом, исключение составляет ступенчато-килевая установка разъеди-
нителей для ОРУ по схеме «две системы шин». Разъединители
330 кВ и выше устанавливаются пофазно, каждая фаза разъедини-
теля имеет свой самостоятельный привод.
Ошиновка РУ, как правило, выполняется из алюминиемых, ста-
леалюминневых и стальных проводов, труб и шин профильного се-
чения.
Ошиновка должна: пропускать требуемые токи нагрузки и вы-
держивать кратковременные токи перегрузки и к. з.; выдерживать
механические нагрузки, которые создаются собственной массой и
атмосферными воздействиями (ветром и гололедом), усилиями, воз-
никающими при к. з.; не допускать возникновения короны при но-
минальных напряжениях; иметь минимальное количество изолято-
ров; быть экономичной.
Гибкая ошиновка выполняется алюминиевыми и сталеалюми-
ниевыми проводами. В зависимости от пролета провода либо под-
вешиваются между порталами (сборные шины, ячейковые пере-
мычки), либо крепятся непосредственно к аппаратам и опорным
изоляторам (перемычки между аппаратами с пролетом до 10—
15 м). Ответвления и присоединения проводов к аппаратуре осу-
ществляются прессуемыми зажимами.
Жесткая ошиновка выполняется шинами прямоугольного и про-
фильного сечения или трубами. Шины прямоугольного и профиль-
ного сечений используются только в РУ 6—20 кВ. Крепление шин
к опорным изоляторам осуществляется шинодержателями. Компен-
сация температурного удлинения шин осуществляется с помощью
шинных компенсаторов. Для ошиновки РУ НО кВ и выше приме-
няются трубы. При выполнении трубчатой ошиновки кроме компен-
сации температурного расширения должны применяться меры, ис-
ключающие вибрацию. Одним из наиболее распространенных спосо-
бов устранения вибрации является закладка в трубу свободно ле-
210
жащего многожильного провода. Соединения и ответвления от
жестких шин выполняются сваркой.
Многоамперные токопроводы для соединения обмоток 6—20 кВ
трансформаторов и автотрансформаторов, а также синхронных ком-
пенсаторов с РУ соответствующего напряжения могут осущест-
вляться с помощью подземных кабелей, шинных мостов (открытых
или закрытых), подвесных токопроводов или с помощью закрытых од-
нофазных токопроводов. Кабельные соединения применяются при
сравнительно небольшой нагрузке, обычно не превышающей 1000 А,
когда по пропускной способности достаточно проложить три-четы-
ре кабеля. Шинные мосты применяются для многоамперных соеди-
нений внутри РУ как открытых, так и закрытых при токах до 10 кА.
В зависимости от тока нагрузки используются плоские шины или
шины коробчатого сечения.
Наибольшее распространение на ПС получили гибкие подвес-
ные токопроводы, отличающиеся простотой конструкции, минималь-
ным расходом изоляции и экономичностью. Закрытые токопроводы
применяются в установках, где есть опасность загрязнения или
увлажнения изоляторов, где возникновение к. з. приводит к тяже-
лым последствиям. Закрытые токопроводы собираются на месте
из секций заводского изготовления.
Изоляция ошиновки и многоамперных токопроводов осущест-
вляется натяжными или подвесными гирляндами изоляторов, а так-
же опорными изоляторами.
Натяжные гирлянды изоляторов применяются для крепления
гибкой ошиновки и гибких токопроводов к порталам. Как правило,
используются одиночные гирлянды изоляторов. Сдвоенные гирлян-
ды применяются лишь в случаях, когда одиночная гирлянда не
удовлетворяет условиям механических нагрузок. Подвесные гирлян-
ды изоляторов применяются для подвески заградителей, фиксации
шлейфов и в ряде других случаев. В гирляндах используются, как
правило, стеклянные изоляторы.
Опорные изоляторы (шинные опоры) применяются для крепле-
ния жесткой ошиновки и небольших пролетов гибкой ошиновки. Для
напряжения 110 кВ и выше шинные опоры собираются из несколь-
ких штыревых или стержневых изоляторов.
Нормированная удельная эффективная длина пути утечки изо-
ляции дана в приложении 28.
Количество изоляторов в гирлянде и элементов в опорных изо-
ляторах для различных классов напряжений ОРУ, расположенных
в районах с незагрязненной атмосферой, приведено в приложении
29.
10.2. ТИПОВЫЕ компоновки ОТКРЫТЫХ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
Выполнение все возрастающего объема электросетевого строи-
тельства немыслимо без унификации и стандартизации проектных
решений и в первую очередь конструкций ОРУ всех напряжений.
За последние годы институтом «Энергосетьпроект» разработана се-
рия типовых проектов ОРУ 35—500 кВ для всей сетки схем, приве-
денной в разд. 3. Проекты разработаны для районов с обычными
полевыми загрязнениями и при высоте установки не выше 1000 м
И
211
над уровнем моря с применением оборудования с изоляцией кате-
гории А, выпускаемого отечественной промышленностью.
Типовые проекты разработаны исходя из следующих основных
принципов:
максимальная унификация конструктивных элементов ОРУ в
отношении расстояний между осями аппаратов н строительных
конструкций независимо от типов оборудования высокого напряже-
ния и порталов ошиновки;
расположение всей аппаратуры на одном уровне;
применение для ошиновки только гибких проводов, соединение
которых осуществляется при помощи ответвительных прессуемых
зажимов, а присоединение проводов к аппаратам — с использовани-
ем прессуемых аппаратных зажимов;
размещение дорог и оборудования, обеспечивающее свободный
подъезд механизмов и передвижных лабораторий при ремонтных
работах;
возможность расширения ОРУ как в пределах первоначальной
схемы, так и при переходе к другим схемам с однотипным оборудо-
ванием;
портальные конструкции для подвески ошиновки ОРУ 35—
330 кВ приняты в двух вариантах: металлические (из стали угло-
вого профиля) и из сборного железобетона; в обоих вариантах тра-
версы порталов однотипные металлические, портальные конструкции
ОРУ 500 кВ приняты только в металлическом исполнении;
опоры под оборудование для ОРУ всех напряжений выполне-
ны из унифицированных железобетонных стоек и свай с металли-
ческими конструкциями сверху для крепления аппаратов;
расположение выключателей в ОРУ 35—220 кВ — однорядное,
для ОРУ 330 и 500 кВ разработаны варианты компоновки как с од-
норядным, так и с трехрядным расположением выключателей;
Таблица 10.3. Основные показатели типовых ОРУ 35—500 кВ
Напряжение ОРУ, 35 ПО 220 330 500
кВ Шаг ячейки, м 6 9 15,4 24 31
130,3 198,0
Длина ячейки, м 30 37 86,5 201,0 281,5
Высота ячейкового 7,85 11,35 17,0 20,0 26,0
портала, м Высота шинного 6,1 7,85 11,35 12,8 16,5
портала, м Максимальное се- ЗАС/ 2АС/ 2АС/ 2АС/ ЗАС/
чение провода, 500/27 200/27 500/27 500/27; 500/64;
мм2 ПА-500 ПА-640; 2ПА-500
Максимальный до- 20 20 10 20 10
пусти мый угол подхода ВЛ к
порталу, град
Примечание. В числителе показана длина ячейки при однорядном
расположении выключателей, в знаменателе — при трехрядном.
212
для ОРУ ПО—220 кВ применена ступенчато-килевая установка
разъединителей одной из систем шин;
грозозащита осуществляется стержневыми молниеотводами;
для ОРУ 35—220 кВ по блочным и мостиковым схемам выпол-
нены компоновки без учета дальнейшего расширения. Основные по-
казатели ОРУ 35—500 кВ приведены в табл. 10.3.
10.3. КОМПЛЕКТНЫЕ РУ
С ГАЗОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
В последнее десятилетие в разных странах все шире получа-
ют распространение КРУ НО—500 кВ, заполненные газом, преиму-
щественно шестифтористой серой (SF6)—элегазом (КРУЭ). Это
оаспределительные устройства, все токоведущие части которого
расположены в среде элегаза. В настоящее врямя КРУЭ выпускают-
ся практически всеми ведущими фирмами на напряжения от 66 до
765 кВ, номинальные токи до 4000 А и на предельные токи отклю-
чения до 63 кА.
Применение КРУЭ объясняется целым рядом причин, в том
числе большой стоимостью земельных участков, в особенности при
сооружении ПС глубокого ввода на территории промышленных
предприятий и в районах крупных жилых массивов, необходи-
мостью сооружения ПС в районах с загрязненной атмосферой или
плохими климатическими условиями (низкие температуры, туманы,
гололеды, близость морских побережий и др.). До последнего вре-
мени КРУЭ выполнялись только для внутренней установки, сейчас
они начинают изготавливаться и для наружной установки.
Несмотря на относительно высокую стоимость, КРУЭ обладает
рядом существенных преимуществ перед ОРУ и ЗРУ:
малой занимаемой площадью и объемом; так, КРУЭ НО кВ
занимают до 10 раз меньше площади, чем ОРУ, и в 3 раза меньше
места, чем ЗРУ;
отсутствием открытых частей, находящихся под напряжением,
что обеспечивает большую безопасность обслуживания;
отсутствием коронирования и связанных с ним радиопомех;
бесшумностью (в случае применения гидравлических приводов).
10.4. УСТАНОВКА ТРАНСФОРМАТОРОВ
И РЕАКТОРОВ
Трансформаторы напряжением до 35 кВ и мощностью до 1000
кВ-А устанавливаются на железобетонных стойках (сваях). Тран-
сформаторы большей мощности устанавливаются на низкий фунда-
мент из сборного железобетона.
Для предотвращения растекания масла и распространения по-
жара при повреждении силовых трансформаторов и реакторов с
количеством масла более 1000 кг в единице (одном баке) преду-
сматриваются маслоприемники и маслоотводы. Габариты маслопри-
емника должны выступать за габариты единичного оборудования
не менее чем на:
0,6 м — при количестве масла до 2000 кг;
1,0 м — при количестве масла от 2000 до 10 000 кг;
1,5 м — при количестве масл- от 10 000 до 50 000 кг;
2,0 м — при количестве мае/ а более 50 000 кг.
213
При этом габарит маслоприемника может быть принят мень-
шим на 0,5 м со стороны стены или перегородки, располагаемой от
трансформатора на расстоянии менее 2 м.
Объем маслоприемника рассчитывается на одновременный при-
ем 100% масла, содержащегося в корпусе трансформатора (реак-
тора). Конструкция маслоприемников и маслоотводов исключает
переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, а так-
же растекания масла по кабельным каналам и подземным сооруже-
ниям. Для трансформаторов (реакторов) мощностью до 10 МВ-А
маслоприемники могут выполняться без отвода масла, при этом они
перекрываются металлической решеткой, поверх которой насыпан
слой чистого гравия или промытого гранитного щебня толщиной
не менее 25 см.
При единичной мощности трансформаторов или реакторов
60 МВ-А и более напряжением ПО кВ и выше при расстоянии меж-
ду ними менее 15 м предусматривается установка огнестойкой пе-
регородки, выступающей за габариты трансформатора по ширине
на 1 м, высотой не ниже верхней части вводов.
Для крепления ошиновки, как правило, используются типовые
портальные конструкции, применяемые в ОРУ соответствующего
напряжения.
10.5. УСТАНОВКА СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ
Отечественной промышленностью выпускаются синхронные ком-
пенсаторы мощностью 15, 50, 100 и 160 Мвар. Синхронные компен-
саторы мощностью 15 Мвар имеют воздушное охлаждение и уста-
навливаются в здании. Остальные синхронные компенсаторы вы-
пускаются с водородным охлаждением и предназначены для
наружной установки.
Типовым проектом установки синхронных компенсаторов
КСВБ-50-11У1 мощностью 50 Мвар предусмотрена установка двух
машин на общем низком фундаменте. Конструкция фундамента
позволяет вести монтаж и ремонт синхронных компенсаторов бес-
крановым способом. В фундаменте расположено оборудование си-
стем водородного охлаждения и смазки. Подача водорода и угле-
кислого газа осуществляется по трубопроводам от централизован-
ной установки.
Распределительные устройства 10 кВ синхронного компенсато-
ра, а также панели и аппараты управления, защиты, автоматики,
ячейки КРУ 10 кВ и панели 380/220 В собственных нужд располо-
жены в здании. Распределительное устройство 10 кВ состоит из
сборных ячеек главного выключателя и пускового реактора, ячейки
пускового выключателя, в качестве которой применен шкаф КРУ
10 кВ типа K-XXVII, и ячейки трансформаторов напряжения 10 кВ,
размещенных в шкафу типа K-XII.
Связь автотрансформаторов, к которым подключены синхронные
компенсаторы, со зданием и от здания до синхронных компенсато-
ров осуществляется гибкими токопроводами.
Конструкции сборных РУ 10 кВ выполнены с учетом их изго-
товления на монтажно-заготовительном участке монтажной орга-
низации и ведения монтажа на месте установки укрупненными бло-
ками.
214
10.6. РЕЖИМЫ РАБОТЫ
СТРОИТЕЛЬНЫХ КОНСТРУКЦИЙ ОРУ.
НОРМАТИВНЫЕ И РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ
Проектирование строительных конструкций и их оснований про-
изводится в соответствии со Строительными нормами и правилами
(СНиП) и Правилами устройства электроустановок (ПУЭ).
К строительным конструкциям ОРУ относятся опоры под оши-
новку и оборудование и их фундаменты, рельсовые пути перекатки
трансформаторов, кабельные каналы, ограды и т. п.
Опоры ОРУ по своему назначению разделяются на три основ-
ных типа: опоры для гибкой ошиновки (однопролетные и много-
пролетные порталы, отдельно стоящие стойки); опоры для гибкой
ошиновки и оборудования (совмещенные); опоры под молниеотводы
и прожекторы.
Расчет строительных конструкций производится по предель-
ному состоянию, которое подразделяется на две группы; по потере
несущей способности или непригодности конструкции к эксплуата-
ции; по непригодности конструкции к нормальной эксплуатации.
Классификация предельного состояния, устанавливающая при-
надлежность его к первой или второй группе, определяется главой
СНиП «Строительные конструкции и основания. Основные положе-
ния проектирования» и уточняется применительно к различным ви-
дам строительных конструкций ОРУ.
При проектировании строительных конструкций ОРУ должны
учитываться все нагрузки и воздействия, возникающие как в про-
цессе эксплуатации, так и в стадии изготовления, хранения, тран-
спортировки, возведения и монтажа конструкций, а также монтажа
проводов, тросов и оборудования.
Различные состояния конструкции ОРУ в процессе монтажа и
эксплуатации называется режимами работы ОРУ, которые делятся
на нормальный, аварийный, монтажный и температурный режимы.
Нормальным режимом работы строительных конструк-
ций ОРУ называется их работа при необорванных проводах (шинах)
и тросах и отсутствии воздействий, возникающих при сейсмических
явлениях, температурных перепадах и токах к. з., а также режим,
учитывающий возможное длительное нахождение конструкций под
односторонним тяжением.
Аварийным режимом называется работа конструкций
при оборванных проводах (шинах) илн тросах, в условиях сейсми-
ческих воздействий, а также при токах к. з.
Монтажным режимом называется работа конструкций в
условиях монтажа самих конструкций, проводов (шин), тросов и
оборудования.
Температурным режимом многопролетных опор ОРУ
называется работа конструкций в условиях возможного отличия
температуры воздуха в период эксплуатации от температуры, при
которой производят монтаж конструкций.
Конструкции ОРУ рассчитываются на сочетания нагрузок, дей-
ствующих в нормальных, аварийных, температурных и монтажных
режимах работы, в последнем случае с учетом возможности времен-
ного усиления отдельных элементов конструкции. В расчете направ-
ление ветра принимается под углами 45 и 90° к плоскости кон-
струкции.
215
Сочетания нагрузок в нормальных, монтажных и температурных
режимах относятся к основным, а с учетом аварийного режима —
к особым сочетаниям.
Условия расчетных режимов для строительных конструкций
ОРУ (для определения нормативных нагрузок) принимаются:
I нормальный режим. Максимальный скоростной напор
ветра <?, температура t=—5° С, или —10° С для районов со средне-
годовой температурой ниже —5° С; гололед отсутствует.
II нормальный режим. Гололед, температура t =—5 или
скоростной напор ветра qi = 0,25 q, но не более 300 Н/м2. При
толщине стенки гололеда 15 мм и более скоростной напор ветра
принимается не менее 130 Н/м2.
III нормальный режим. Ветер и гололед отсутствуют,
температура минимальная.
Во всех режимах учитываются нагрузки, возникающие при
включении и отключении оборудования; в режимах II и III учиты-
ваются также нагрузки от массы монтера и монтажных приспо-
соблений.
Аварийный режим. Ветер отсутствует, гололед, темпера-
тура t=—5 или —10°С. Оборваны одна или две фазы одного про-
лета или по одному проводу одной или двух фаз одного пролета
при раздельном креплении проводов расщепленной фазы, дающие
наибольший изгибающий или крутящий момент на опору. Узел креп-
ления каждого провода (проушина, диафрагма) при раздельном
креплении проводов расщепленной фазы рассчитывается с учетом
перераспределения нагрузки от оборванного провода на оставшиеся
провода фазы.
Монтажный режим. В этих режимах конструкции опор
ОРУ рассчитываются по наиболее невыгодному сочетанию нагрузок
от смонтированной ошиновки с учетом дополнительных воздействий,
возникающих в процессе монтажа. Учитывается также нагрузка от
массы монтера и монтажных приспособлений. Скоростной напор вет-
ра на высоте 15 м от земли принимается равным 62,5 Н/м2, темпе-
ратура t=—15° С, гололед отсутствует.
Температурный режим. Скоростной напор ветра — мак-
симальный, гололед отсутствует. При отсутствии данных перепад
температуры рекомендуется принимать А/=60° С. При наличии дан-
ных перепад температур может определяться по методике, изложен-
ной в главе СНиП «Нагрузки и воздействия».
В рабочих чертежах конструкций приводятся пределы темпера-
тур замыкания, принятые в расчете конструкции.
Нагрузки и воздействия принимаемые в расчетах кон-
струкций и оснований по первой группе предельных состояний и по-
лучаемые путем умножения их нормативных значений на коэффици-
енты перегрузки, называются расчетными. Для расчета конструкций
ОРУ по второй группе предельных состояний (за исключением слу-
чаев, специально оговоренных) принимаются нормативные значения
нагрузок. Нагрузки и воздействия, учитываемые при расчете конст-
рукций ОРУ, разделяются в соответствии с главой СНиП «Нагрузки
и воздействия» на постоянные и временные, которые в свою очередь
подразделяются на длительные, кратковременные и особые.
К постоянным нагрузкам относятся нагрузки от собствен-
ной массы строительных конструкций, проводов или шин с учетом
спусков, тросов, гирлянд изоляторов и оборудования; от тяжений
216
проводов (шин) и тросов при среднегодовой температуре и отсут-
ствии гололеда и ветра; от массы и давления грунтов (насыпей, за-
сыпок), а также воздействия предварительного напряжения конст-
рукций.
К временным длительным нагрузкам относятся нагруз-
ки, создаваемые воздействием неравномерных деформаций основа-
ний, не сопровождающихся изменением структуры грунта, воздей-
ствием усадки и ползучести бетона, температурные воздействия на
элементы конструкций, а также воздействия при включениях и от-
ключениях оборудования.
К кратковременным нагрузкам относятся нагрузки от
давления ветра на строительные конструкции, провода (шины) с
учетом спусков, тросы, и оборудование; от массы гололеда на кон-
струкциях, проводах (шинах) с учетом спусков, тросах, на изолято-
рах и другом оборудовании; от дополнительного тяжения проводов
(шин) и тросов сверх их значений при среднегодовой температуре и
отсутствии гололеда и ветра; нагрузки, возникающие при изготов-
лении, перевозке, хранении и монтаже конструкций, а также при
монтаже проводов, тросов и оборудования.
К особым нагрузкам относятся нагрузки, возникаюшие при
обрыве проводов (шин) и тросов, при сейсмических воздействиях, а
также воздействии при токах к. з.
Нормативные нагрузки от собственной массы строительных кон-
струкций, оборудования ОРУ и грунтов определяются на основании
проектных данных, ГОСТ, справочных материалов и каталогов с
учетом имеющихся данных заводов-изготовителей о фактических
массах конструкций.
Нормативные нагрузки от массы монтера, монтажных приспо-
соблений (инструмента, монтажной люльки, подмостей и пр.) при-
лагаются в любой одной из имеющихся на опоре точек крепления
изоляции и принимаются равными:
для всех опор ОРУ 500—750 кВ — 250 кг;
для всех опор ОРУ 330 кВ и ниже — 200 кг.
Отдельные элементы опор — пояса траверс, распорки стоек
рассчитываются на нагрузку от массы человека, нормативное зна-
чение которой равно 100 кг.
Нормативные вертикальные нагрузки от собственной массы про-
водов (шин) и тросов определяются по формуле
PH,i = ^+gQi.
где Pi — нагрузка от собственной массы 1 м длины провода, кг;
Q — масса гирлянды, кг; £=9,81 — ускорение силы тяжести, м/с2;
I — длина провода (шины) или троса в пролете, включая длину спус-
ков, м.
Определение нормативных значений гололедных отложений про-
изводится в соответствии с главой СНиП «Нагрузки и воздействия»
и ПУЭ, на основании карт климатического районирования с уточне-
нием в случае необходимости по региональным картам и материа-
лам многолетних .наблюдений гидрометеорологических станций и
энергосистем. При обработке данных наблюдений должно быть уч-
тено влияние микроклиматических особенностей как за счет природ-
217
ных условий, так и за счет воздействия существующих и проекти-
руемых инженерных сооружений.
Нормативное значение гололедных отложений на проводах и
тросах вычисляется, исходя из пилиндрической формы отложений с
плотностью у=0,9 г/см3. Толщина стенки отложений определяется,
исходя из повторяемости 1 раз в 15 лет для ОРУ 500 и 750 кВ,
1 раз в 10 лет для ОРУ от 35 до 330 кВ. При этом толщина стенки
отложений должна приниматься не менее 10 мм для ОРУ 500 и
750 кВ и не менее 5 мм для ОРУ 330 кВ и ниже и округляться до
ближайших значений, кратных 5 мм.
Нормативная нагрузка от массы гололеда на проводах и тросах
определяется по формуле
Рн,г = -agQi >
Таблица 10.4. Коэффициенты перегрузок
Наименование нагрузок, действующих на конструкции ОРУ Коэффициенты перегрузок
максимальные минимальные
От собственной массы конструкции, про- водов (шин), тросов и оборудования 1,1 0,9
От массы оборудования, наполненного маслом, и от собственной массы воз- душных выключателей 1,2 0,9
От массы гололеда на проводах (ши- нах), тросах и оборудовании 2,0 —
От массы гололеда на конструкциях 1,3 •—
От массы насыпных грунтов От давления ветра на конструкции ОРУ: 1,2 0,9
при отсутствии гололеда на прово- дах и тросах 1,2 —
при наличии гололеда на проводах и тросах От давления ветра на провода (шины), тросы и оборудование: 1,0 (1,2)*
свободные от гололеда 1,2 —
покрытые гололедом 1,4 —
Горизонтальные нагрузки от тяжения проводов (шин) и тросов 1,3 —
От температурных воздействий на опо- ры ОРУ 1,0 —
Воздействия на конструкции оборудова- ния ОРУ при включении и отключении оборудования 1,3
Воздействия на конструкции оборудова- ния ОРУ при к. з. 1,0 —
* Коэффициент перегрузки 1,2 принимаете; лоледа на конструкции высотой 50 м и более. в случае учет< отложений го-
218
где а равна 0,3 при толщине стенки гололеда меньшей или равной
10 мм и 0,5 при толщине стенки гололеда от 10 до 20 мм; Р2 — на-
грузка от массы гололеда, покрывающего 1 м длины провода.
Толщины стенок гололеда в различных гололедных районах,
поправочные коэффициенты на высоту опор и на диаметр проводов
и тросов принимаются в соответствии с нормами.
Гололедные отложения на конструкциях опор ОРУ, имеющих
высоту до 50 м, в расчетах не учитываются.
Определяются также нормативные нагрузки от тяговых меха-
низмов в монтажных режимах, статическая и динамическая состав-
ляющие ветровой нагрузки для различных типов опор и другие дан-
ные.
Для получения расчетных значений нагрузок для расчетов по
первой группе предельных состояний нормативные нагрузки умножа-
ются на коэффициенты перегрузки, приведенные в табл. 10.4.
При работе с табл. 10.4 необходимо учитывать следующее:
значения максимальных коэффициентов перегрузки должны учи-
тываться в тех случаях, когда с ростом нагрузки расчетное усилие
увеличивается, минимальных — когда расчетное усилие увеличива-
ется при уменьшении нагрузки;
при расчете конструкций и их оснований в монтажных режимах
на все виды нагрузок вводится единый коэффициент перегрузки
/г=1,1, за исключением нагрузок от массы монтера и монтажных
приспособлений, для которых коэффипиент перегрузки принимается
равным 1,3;
при расчете конструкций и их оснований в аварийных и темпе-
ратурных режимах работы на расчетные нагрузки первой группы
предельных состояний от массы гололеда, от давления ветра на
опоры, провода (шины) и тросы, от тяжения проводов (шин) и тро-
сов вводятся следующие коэффициенты сочетаний:
в режимах обрыва проводов (шин) или тросов — 0,9;
в температурном режиме конструкций — 0,8;
при воздействии сейсмических нагрузок или токов к. з. — 0,8.
Предельные деформации стальных и железобетонных конструк-
ций в нормальных режимах работы при воздействии нормативных
нагрузок не должны превышать значений, указанных в табл. 10.5.
Таблица 10.5. Предельные деформации опор
Наименование конструкции Предельные горизонталь- ные отклоне- ния (проги- бы), м Предельные вертикальные прогибы, м
Вершины стоек опор ОРУ: вдоль проводов 1 —н 100 —
перпендикулярно проводам —
219
Продолжение табл. 10.5
Наименование конструкции Предельные горизоиталь- ные^откло- нения (про- гибы), м Предельные вертикальные прогибы, м
Траверсы портальных опор: в пролете 200 Ь 2006
на консолях 1 — а 70 1 —— а 70
Вершины стоек опор под оборудование2 —
Металлоконструкции опор под оборудо- вание: балки в пролете — 1 300 b
консоли балок — 250°
1 В конкретных проектах, когда это возможно по техническим условиям,
предельные отклонения вершин стоек при воздействии горизонтальных нагру-
зок в направлении вдоль проводов могут быть увеличены до 1/70 Н. В отдель-
ных случаях при специальных технологических требованиях горизонтальные
отклонения вершин стоек опор для гибких шин в направлении вдоль прово-
дов определяются с учетом деформации оснований фундаментов.
2 В случаях, когда по техническим условиям завода-изготовителя для обес-
печения надежности работы оборудования требуется увеличение жесткости
опорных конструкций, указанные в таблице деформации должны быть умень-
шены.
Примечание. Н — высота стойки опоры до отметки подвески гибкой
ошиновки, м; Ь — длина участка траверсы (балки) между точками ее креп-
ления к стойкам, м; а —длина консоли траверсы (балки), м.
10.7. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПРОВОДОВ
ГИБКОЙ ОШИНОВКИ ОРУ
Основными нагрузками, действующими на опоры ОРУ, являют-
ся нагрузки от тяжения проводов гибкой ошиновки. Наиболее пол-
но и точно расчет этих нагрузок может быть выполнен с помощью
ЭВМ. Однако имеется ряд упрощенных аналитических методов ме-
ханического расчета проводов, позволяющих определить нагрузки
с достаточной для расчетов конструкций точностью. Расчетом оп-
ределяется напряжение в проводе и тем самым нагрузки на конструк-
ции опор и стрелы провеса проводов для различных режимов, что
задает требуемую высоту опор. Один из таких методов расчета,
часто применяемый в практике проектирования, приведен ниже.
При механическом расчете проводов гибкой ошиновки ОРУ не-
обходимо учитывать, кроме массы провода в пролете, также массу
220
натяжных гирлянд изоляторов и сосредоточенные нагрузки в проле-
тах, как, например, петли между проводами смежных анкерных про-
летов, ответвления к аппаратуре, зажимы и т. п. Учет этих особенно-
стей, основанный на ряде допущений, сводит вычисление напряже-
ния в проводе к решению кубического уравнения обычной формы,
но дополненного поправочным коэффициентом k, учитывающим мас-
су натяжных гирлянд изоляторов и сосредоточенные нагрузки.
Если известно напряжение в проводе в одном каком-либо ре-
жиме Or, то напряжение провода в другом любом режиме ах может
быть найдено по формуле
1 /~_________Qx кх_________
°х=°г V Q2 кг + 24 Т2Х La - tj ’
Коэффициент к определяется по упрощенной формуле
/ л О2 \
г I , I I 1 п Физ . о **ИЗ I
к = L-H I <Н-12 — +8-—— I .
\ Q Q2 /
Здесь и ниже используются следующие условные обозначения:
г— индекс расчетной нагрузки провода для исходного а;
х—индекс расчетной нагрузки провода для искомого а;
а—расстояние до рассматриваемой точки пролета от левой опо-
ры, м;
b—то же от правой опоры, м;
с — толщина стенки гололеда на проводе, мм;
ед—коэффициент изменения скоростного напора ветра по высоте;
сх — коэффициент лобового сопротивления ветру, равный 1,1 для
проводов и тросов диаметром 20 мм и более, 1,2 для проводов
и тросов диаметром менее 20 мм и для проводов и тросов лю-
бого диаметра, покрытых гололедом;
d— диаметр провода, мм;
Е— модуль упругости провода, Н/мм2;
f— стрела провеса провода в рассматриваемой точке пролета, м;
F— расчетное сечение провода, мм2;
G — масса 1 км провода, кг/км;
g—ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с2;
ДЛ—разность отметок точек крепления провода на опорах, м;
к—коэффициент, учитывающий массу натяжных гирлянд и сосре-
доточенные нагрузки в пролете;
I—длина натяжной гирлянды или участка между распорками, м;
L—горизонтальное расстояние между опорными конструкциями
(длина пролета), м;
р—нагрузка 1 м длины провода или натяжной гирлянды, Н/м;
q—нормативное давление ветра, Н/м;
Q—масса провода в пролете или натяжной гирлянды с полупетлей
и прилегающим спуском, кг;
t—температура воздуха или провода, °C;
а— температурный коэффициент линейного расширения, 1/°С;
а—напряжение в проводе, Н/мм2;
Т— тяжение в проводе, Н.
При этом следует иметь в виду, что все условные обозначения
даны без индексов, которые ясны из текста и рисунков.
221
Ниже приведены формулы для Определения стрел провеса про-
водов как без сосредоточенных нагрузок, так и с ними (рис. 10.4).
Без сосредоточенных нагрузок в любой точке пролета относи-
тельно точек А и В
а b
fA=f
где
PQb . (Риз О ^из
2 + 2
Рис. 10.4. Схемы пролетов для вычисления стрел провеса провода.
а — пролет без сосредоточенных нагрузок; б — пролет с тремя сосредоточен-
ними нагрузками.
в низшей точке пролета
1 /л = т Ра2 . (Риз Р) ^из 2 2
1 fe = т 1 1 m (N S 1 w со 5 +
где
222
L , T&h , L TAh
=--------и b = — —----
2 PL 2 PL
С сосредоточенными нагрузками (тремя) в любой точке пролета
точек А и В
Ал, л = foi + AZ1> Ал, в = 4г~ 77Лй:
fl ,А ~ fi + 77 fl,B = fi~Y&h’
на остальных участках 1—2, 2—3, 3—4 расчеты аналогичны, на участ-
ке между точками 0 и 1
1 Pool ^oi .
(риз-р)4 (риз-р)4
2 Ф 2 Ф
+ ~ (01 Ь1 + (?2 ^2 + Оз &з)
Над сосредоточенной нагрузкой в точке 1
. 1 Г Pai bi (ри3 —P) ZH3 Of
Т 2 2 l (01314~ 0г ^2 Ч~ Оз^з)
На участке между точками 1 и 2
1
т
fl2 ~~
Ра12 Ь12 (Риз Р)1из
2 ~’+ 2 +
4~ (Oi Oi b12 + Q2 С12 b2 Q3 ai2 bs) •
Над сосредоточенной нагрузкой в точке 2
fz~ Т
Ра^ . (^из Р)
2 + 2 +
“Ь (01 ^2 ~Ь Ог ^2 ^2 4“ Оз ^2 ^з)
На участке между точками 2 и 3
Ра23 Ъ2з , (^ИЗ Р) ZH3 ,
2
2
____1_
/зз
Ч ~ (Q1 bgg Ч Q2 g2 bfg Ч" Оз ^гз ~Ь ад •
Над сосредоточенной нагрузкой в точке 3
1
fs—
Рдз6з. + (риз р)4 feg_ (Q1 а + Qaа2 + Q3as) .
2 2 4 J
2
223
На участке между 3 и 4
f______L Рсз4 b3i (Риз ~Р) *из bai
/34 — т 2 ‘ 2 ~L~^101 + fl2 + Qb йз) '
В наинизшей точке пролета стрела провеса определяется путем
выявления наинизшей точки приложения сосредоточенной нагрузки
с последующей проверкой правого и левого отрезков пролета.
Нагрузки провода на 1 м длины, Н, определяются по следующим
формулам:
от собственной массы провода
при одном проводе в фазе
P1 = Q 10~2;
при двух проводах в фазе нагрузка на один провод
Pi = (g ю-3 + ^-пк,
\ ^рсп 1
где Qpcn и /реп — масса и расстояние между распорками;
от массы гололеда, покрывающего провод,
при одном проводе в фазе
Р2 = 27,7 с (d + с) 10-3,
при двух проводах в фазе нагрузка от одного провода
Р2 = 27,7с (d+c) 10~3+ 0,1с ,
^Рсп
от собственной массы провода, покрытого гололедом,
Р3 = Л + /’а;
от давления ветра на провод, свободный от гололеда, при нор-
мативном скоростном напоре
Р4 = ск ch qdlO ~3
от давления ветра на провод, покрытый гололедом,
Рб=0,25 qcx ch (d + 2с) 10~3,
при этом 0,25г/ должно быть не более 300 Н/м2, а при толщине стен-
ки гололеда 15 мм и более не менее 130 Н/м2;
от собственной массы и ветровой нагрузки
Pe = V Pl + Pl
от собственной массы, массы гололеда и ветровой нагрузки
р, = V pfrpi
Нагрузка на 1 м длины гирлянды вычисляется по формуле
Риз = яО-озПкз
Давление ветра на гирлянды определяется скоростным напо-
ром, поверхностью каждого изолятора и числом изоляторов в гир-
лянде.
224
При определении поверхности изолятора, воспринимающего
давление ветра, принимается, что ветер, направленный перпендику-
лярно оси гирлянды, действует на поверхность, равную площади
проекции изолятора на плоскость, параллельную его оси; ветер, на-
правленный под углом 45° к оси гирлянды, действует на поверх-
ность, равную проекции площади большого круга изолятора на
плоскость, направленную к ней под этим же углом.
Масса гололеда иа гирляндах изоляторов не рассчитывается и
учитывается увеличением их массы на 30% при толщине стенки
гололеда до 10 мм и на 50% при толщине стенки гололеда в пре-
делах от 10 до 20 мм.
Длина провода в пролете, необходимая для получения расчет-
ных напряжений в проводе при различных внешних нагрузках, оп-
ределяется контрольной натяжкой, которая производится без гир-
лянды со стороны натягиваемого конца провода. Эта гирлянда мон-
тируется после замера длины провода.
Монтажное тяжение в проводе определяется по переходному
уравнению
Гм - тг а +24Г2, La ц •
где Q — масса провода в пролете, включая массу спусков;
+1 (6+6QH3/Q + 4@йз/Ф2) '
Монтажные стрелы провеса провода (рис. 10.5) определяются
по формулам, приведенным ниже.
Рис. 10.5. Схемы пролетов для вычисления монтажных стрел про-
веса провода.
а — пролет без сосредоточенных нагрузок; б — пролет с тремя сосредоточен-
ными нагрузками.
Для пролета без сосредоточенных нагрузок
f тпах
(Риз-П&
” PL
Lt , (РИЗ-РН2
fl = T + —
15—862
225
Для пролета с тремя сосредоточенными нагрузками монтаж ве-
дется по одной из точек приложения сосредоточенной нагрузки
1
fi=
ajbiP С1 (Риа ~ Р) 1из
2 + 2L
~ (Qi + Qa ^2 + Qs *.)
1
f 2 = y,
Cg b2 P . C2 (РИЗ ^*) ^ИЗ .
2 ” 2L
( Qi “h Qa ^2 “b Qs ^3) Q1 ci
f3 rji
«3 Ьз P I аз (Риз P) ^из
4~ ( Qj Gf Qg c2 -f- Q3 63) -|- Qj ct-i -[ Qg с2 .
При разных отметках точек подвески проводов (Л выше В) на-
до учесть эту разницу по следующей формуле:
С, 6 ч
Л.л = /1 + т-ДЛ; Л,в=/1-у-лл;
/2.л = 4+т-лл; f2B=f2—T^’
?3,А — 4 ' j ?З.В — ?3~ j
Lt Lt
10.8. ОПОРЫ ПОД ОШИНОВКУ
И ОБОРУДОВАНИЕ. ФУНДАМЕНТЫ
Конструкции опор под ошиновку и оборудование служат для
крепления и установки на них гибкой и жесткой ошиновок и обо-
рудования, а также восприятия вертикальных и горизонтальных на-
грузок, действующих на эти конструкции. Опоры выполняются
стальными (рис. 10.6) и комбинированными (рис. 10.7), в послед-
них стойки из железобетона, а траверсы из металла. Материал опор
выбирается в зависимости от производственных возможностей под-
рядных организаций и регламентирован классом напряжения.
Опоры под ошиновку. Для установки гибкой ошиновки широко
распространены одно- и многопролетные П-образные порталы, сос-
тоящие из стоек и траверс. В отдельных случаях применяются для
крепления ошиновки только стойки без траверс (рис. 10.8). Как
правило, для ОРУ 35—220 кВ применяются комбинированные кон-
струкции, а для ОРУ 330 кВ н выше — стальные. Конструкции под
оборудование выполняются в сборном железобетоне. Металлоконст-
рукции опор цинкуются или окрашиваются.
При проектировании, как правило, используются типовые конст-
рукции опор и только в отдельных случаях при согласовании с
комплектующими организациями могут быть запроектированы ин-
226
Рис. 10.6. Стальные, ячейковые (шинные) свободно стоящие порталы
для напряжения 35—500 кВ
/ — стойки; 2 — траверсы; 3 — тросостойки; 4 — молниеприемники; I — пролет
портала; Н — высота портала.
Рис. 10.7. Комбинированные конструкции опор ОРУ под гибкую оши-
новку.
а, б — комбинированные, свободно стоящие, ячейковые (шинные) порталы
для напряжения 35—330 кВ; в — то же с оттяжками для напряжения 220 кВ;
г —то же с оттяжками для напряжения 330 кВ; / — железобетонные центри-
фугированные (вибрированные) стойки; 2 — траверсы; 3 — тросостойки; 4—
молниеприемники; 5 — тросовые оттяжки.
15* 227
дивидуальные конструкции. Поэтому процесс проектирования опор
для гибкой ошиновки сводится к подбору типовых конструкций по
реальным нагрузкам, зависящим от сечения проводов и климатичес-
ких условий района расположения площадки ПС.
Стойки и траверсы стальных опор представляют собой решет-
чатые пространственные металлоконструкции с шарнирным соедине-
Рис. 10.8. Типы опор (порталов) с нагрузками.
а — одностоечная опора; б — оДнопролетный портал; в — многопролетный пор-
тал; г — однопролетный портал с консольными траверсами; д — многопролет-
ный портал с оттяжками; е — одиопролетный портал с оттяжками и консоль-
ными траверсами; S — тяжение проводов ошиновки со стороны ОРУ; Si — тя-
жение проводов заходов ВЛ; Qz—нагрузки от масс проводов и гирлянд
ОРУ и ВЛ; Р\, Р2 — нагрузки от давления ветра на провода и гирлянды ОРУ
и ВЛ; So, Лз, Qo —соответственно тяжение, нагрузки от давления ветра и
массы грозозащитного троса со стороны ВЛ; L — пролет портала; Н и Но —
высота портала и тросостойкн; I — вылет консоли.
нием стоек с траверсами и жестким закреплением стоек на фунда-
ментах. Траверсы стальных опор применяются также в комбиниро-
ванных конструкциях, т. е. являются унифицированными, стойки
выполняются из вибрированного или центрифугированного железобе-
тона, шарнирно соединены с траверсами и заделаны в грунте. Опо-
ры 220 и 330 кВ имеют оттяжки. Конструкции под оборудование
представляют собой отдельно стоящие вибрированные железобетон-
ные стойки, заделанные в грунте или в фундаментах стаканного
типа.
Все конструкции опор рассчитываются или проверяются на на-
грузки в нормальном, монтажном и аварийном режимах.
228
При расчетах конструкций должны быть учтены возможности:
подвески к траверсе до трех высокочастотных заградителей; уста-
новки молниеприемника на любой из стоек; действия горизонтальной
нагрузки от тяжения проводов под углом к траверсе до 20° в обе
стороны; приложения к траверсе в любой точке вертикальной ре-
монтно-эксплуатационной нагрузки; увеличения вертикальных на-
грузок от ошиновки и оборудования при монтаже до значения, рав-
ного удвоенной массе монтируемой фазы или заградителя, а также
увеличения горизонтального тяжения ошиновки при монтаже за
счет возможной перетяжки провода на 10%.
Расчет конструкции опор, фундаментов и оснований производят
на нагрузки, сочетание которых вызывает наибольшее воздействие.
Для опор с шарнирным соединением траверс со стойками нагрузки
на стойки подсчитываются как. реакции траверс в местах опирания.
При этом для учета неравномерности работы стоек свободно стоя-
щих опор нагрузки, приходящиеся на стойку, увеличиваются на 5%.
Свободно стоящие стойки, прикрепленные к фундаментам, и стой-
ки опор с оттяжками, заделанные в грунт, рассматриваются как за-
щемленные.
Расчет стоек. Стойка опоры (портала) в любой расчетной схе-
ме испытывает воздействие вертикальных и горизонтальных сил, при-
ложенных к опоре условно в двух плоскостях: поперек проводов
ошиновки, т. е' в плоскости портала, и вдоль проводов ошиновки,
т. е. перпендикулярно ему. Статический расчет стойки опоры сво-
дится к определению изгибающих моментов, перерезывающих сил,
нормальных сил и крутящих моментов.
Изгибающий момент в плоскости действия нагрузок представ-
ляет собой алгебраическую сумму моментов от каждой нагрузки,
приложенной выше рассматриваемого сечения,
п
Мх.у = х •
1 «Л.Э
где п — количество нагрузок; х, у — плоскость действия нагрузки;
Pi — вид нагрузки.
Перерезывающая сила равна алгебраической сумме всех гори-
зонтальных или горизонтальных проекций наклонных сил, действую-
щих на стойку в направлении вдоль или поперек проводов выше
рассматриваемого сечения,
п
Qx.y = ZL ^i,x,у
1
Нормальная сила определяется как сумма вертикальных или
вертикальных проекций наклонных сил, действующих на стойку вы-
ше рассматриваемого сечения,
п
1
Крутящий момент, действующий на стойку любого сечения,
равен произведению горизонтальной силы на расстояние а от этой
силы до оси сечения стойки (рис. 10.9).
= Ра
229
Крутящий момент, действующий на четырехгранную стойку, мо-
жет быть заменен действием двух пар сил: 1\ и Т2 (рис. 10.10). ко-
торые определяются по формулам:
Рис. 10.9. Определение крутя-
щего момента, действующего
иа стойку любого сечения.
Рис. 10.10. Действие крутящего
момента на четырехгранную
стойку.
Для призматических стоек с параллельными или наклонными
поясами при соотношении Ъ\1Ъ2^а\1аг вышеприведенные формулы
принимают вид:
_ Мкр _ __ 7И„р
1 2bt ’ 2 2f>2
Различают два типа стоек опор, характеризуемых по их дефор-
мативности: гибкие — на прогибы которых оказывают существенное
влияние вертикальные силы, к ним относятся железобетонные стой-
ки опор; жесткие — на прогибы которых почти не сказывается влия-
ние вертикальных сил при отклонении стоек от вертикали, к ним
относятся свободно стоящие металлические опоры башенного типа.
Расчет стальных стоек производится по недеформированной
схеме.
Расчет железобетонных стоек производится по деформированной
схеме, т. е. с учетом дополнительных моментов от вертикальных сил
на прогибах и увеличения прогибов от вертикальных сил (рис. 10.11).
При этом проверка стоек иа продольный изгиб в плоскости дейст-
вующего момента не требуется. При расчете свободно стоящих же-
лезобетонных стоек высотой менее 10 м дополнительные изгибаю-
щие моменты от вертикальных сил на стрелах прогиба допускается
учитывать постоянным коэффициентом 1,1, вводимым на изгибаю-
щие моменты от горизонтальных и неуравновешенных вертикальных
нагрузок.
230
Стальные опоры проектируются, как правило, в виде простран-
ственных решетчатых стоек и траверс из уголков, соединяемых на
сварке или на болтах. После определения всех усилий, действую-
щих на опору в целом, производится определение усилий, действу-
ющих в отдельных элементах опор.
Пространственные конструкции опор с параллельными гранями
или с гранями, тангенс угла наклона которых составляет не более
Рис. 10.11. Схема на-
грузок на гибкую
стойку.
Pi, —горизонтальные
силы; 2И₽|> — изги-
бающие моменты от экс-
центриситетов; Ni, N t —
вертикальные силы; у —
прогиб стойки в точке i
от силы Р и моментов
М; у — прогиб стойки в
точке с ординатой h от
сил Р и моментов М.
Рис. 10.12. К рас-
чету усилий в поя-
сах грани стойки
при воздействии
горизонтальной си-
лы.
Рис. 10.13. Определе-
ние усилий в раско-
сах грани стойки с
треугольной решеткой
при воздействии гори-
зонтальной силы.
0,2 к оси конструкции, рассчитываются путем разложения усилий по
плоским граням. Усилия в элементах плоской грани определяются
по приводимым ниже формулам.
Для грани с треугольным расположением раскосов решетки
(рис. 10.12) усилия в поясах в сечении m—m составляют:
и у .
bm COS у bm+1 cos у
где hm и hm+i — моментные плечи; bm и — расстояния между
поясами фермы.
Усилия в раскосах (рис. 10.13) определяются по методу момент-
ных точек:
Dm = ±M^r’
231
где Л1л — момент внешних сил относительно моментной точки
R; г — плечо элемента Dm относительно моментной точки.
Подбор сечений элементов, а также расчет и конструирование
их соединений производится по действующим нормам.
Комбинированные опоры состоят из железобетонных стоек и ме-
таллических траверс порталов. К этой же категории опор относят-
ся молниеотводы и прожекторные мачты, стойки которых выполнены
в железобетоне.
Железобетонные элементы проверяются на усилия, полученные
из статического расчета. Проверка осуществляется путем сравнения
этих усилий с предельными усилиями, характеризующими прочность
данного элемента в проверяемом сечении.
Расчет железобетонных стоек комбинированных опор произво-
дится по первой и второй группам предельных состояний.
Расчет по первой группе — по несущей способности — преду-
сматривает расчеты на прочность и на устойчивость.
Расчет по второй группе — по пригодности к нормальной
эксплуатации—предусматривает расчеты по деформациям и переме-
щениям (прогибы, углы поворота, крены) и по образованию н рас-
крытию трещин.
При расчете по первой группе усилия определяются на воздей-
ствие расчетных нагрузок.
Прн расчете на прочность свободно стоящих стоек усилия в них
определяются с учетом деформированного состояния. Принято, что
для массовых (типовых) опор угол наклона стойки при действии
нормативных горизонтальных нагрузок за счет деформации грун-
та основания не должен превышать 0,01 рад, а для индивидуальных
опор угол наклона не должен превышать 0,02 рад.
Прн расчете конструкций по второй группе учитывается воз-
действие нормативных нагрузок, при этом трещинообразование и
раскрытие трещин проверяется для нагрузок нормального режима.
Расчет по трещинообразованию элементов кольцевого сечения
производится: при действии ветровой нагрузки повторяемостью 1 раз
в год и при применении в качестве продольной арматуры высоко-
прочной проволоки и спиральных семипроволочных арматурных ка-
натов; при действии постоянных длительных нагрузок и при приме-
нении арматуры из сталей любых марок.
Расчет по раскрытию трещин производится: при действии посто-
янных и временных длительных нагрузок в элементах опор со
стержневой арматурной классов от А-1 до A-V (AT-V) включительно
и с обыкновенной арматурной проволокой классов В-I и Вр-I, при
этом размер раскрытия в агрессивных средах не должен превышать
0,1 мм, в неагрессивных нли агрессивных средах, но со специаль-
ным антикоррозионным покрытием — 0,2 мм; при действии постоян-
ных и временных длительных нагрузок в элементах опор со стерж-
невой арматурой классов Ат-VI н выше, с высокопрочной проволо-
кой классов B-II и Вр-П и арматурными канатами при диаметре
проволоки 4 мм н более.
Расчет по образованию и раскрытию трещин элементов железо-
бетонных опор прямоугольной, двутавровой и других форм сечений
производится в соответствии с указаниями «Руководства по проек-
тированию предварительно-напряженных железобетонных конструк-
ций из тяжелого бетона» и других нормативных документов.
Деформации железобетонных элементов кольцевого сечения с
предварительным напряжением всей или части продольной арматуры
232
от нагрузок, не вызывающих образования трещин, вычисляются как
упругие по жесткости
В = 0,85 Eq Jnp,
где Ее — начальный модуль упругости бетона при сжатии, для эле-
ментов с напрягаемой арматурой £б принимается с коэффициен-
том, учитывающим условия работы бетона, те.н ; /пр — момент инер-
ции приведенного сечения трубы на отметке поверхности земли для
свободно стоящих опор, определяемый по формуле
Aip=; g ^эк^ср>
Dep — средний диаметр кольцевого сечения; бэк — эквивалентная с
учетом продольной арматуры толщина стенки трубы, бэк=б[1-Ь
+jx(n— l)j; б — толщина стенки трубы; ц — коэффициент армирова-
ния; п=Еь/Еъ — отношение модулей упругости арматуры и бетона.
Определение стрел прогиба f защемленных цилиндрических или
конических железобетонных труб от нагрузок, если при их действии
трещины не образуются, производится по, формуле
з
г Qon .
f = "on СФ1— H2)cOi
где pi, jig — коэффициенты, учитывающие изменение по длине гео-
метрических размеров сечения стойки; /г,- — высота до отметки оси
стойки, для которой определяется прогиб;
’V=hi/Eo', Eo~Mon/Qon;
Mon, Qon — изгибающий момент и перерезывающая сила, создавае-
мые горизонтальными и вертикальными неуравновешенными нагруз-
ками в опорном сеченин; с0 — коэффициент, учитывающий увеличе-
ние прогиба стойки за счет действия осесимметричных сил при ее
отклонении и изгибе, определяемый по, формуле
1
С° = 1-Л/п’р/^р 1
Nnv — расчетная вертикальная приведенная сила (рис. 10.14), при-
|^np,i. 1 " Ал рс9 Рис. 10.14. К опреде- лению приведенной СИЛЫ Nnp- Л % 7 1 т-7 rC / Л .j / "v J | “о. Л 1 ft II | Л: || I H51 1 rt" I Рис. 10.15. К опреде- лению прогибов стой- ки.
233
ложенная к вершине стойки, эквивалентная системе реальных верти-
кальных сил Ni, действующих на стойку; NKp — критическая сила,
приложенная в вершине стойки и вычисляемая для нее как для
консоли, характеризующая общую устойчивость (с учетом закрепле-
ния).
Приведенная сила определяется по формуле
fi.l
fl ’
где fi — прогиб опоры в вершине под действием единичной гори-
зонтальной силы, приложенной в вершине (рис. 10.15); ft, г — прогиб
опоры в точке I под действием единичной горизонтальной силы, при-
ложенной в точке i.
Критическая сила определяется по формуле
л2/г
Nkp= 12/7 ’
Прогибы fi и ft, i вычисляются с учетом поворота стойки в
грунте.
Деформации элементов кольцевого сечения, если при действии
внешней нагрузки образуются трещины, вычисляются как упруго-
пластические по кривизнам.
Опоры под оборудование предназначены для установки и креп-
ления на них различного оборудования высокого напряжения — вы-
ключателей, разъединителей, делителей напряжения, трансформато-
ров тока и напряжения, разрядников, опорных изоляторов и других,
при этом подземная и надземная части конструкции в большинстве
случаев представляют собой одно целое. В качестве типовых приня-
ты призматические железобетонные стойки и сваи по номенклатуре,
приведенной в приложении 30.
В грунтах, позволяющих устанавливать стойки, сверлят котло-
ваны диаметрами 450; 650 и 800 мм. Пазухи котлованов заполняют-
ся песчано-гравийной смесью или бетоном. При невозможности вы-
полнить котлован сверлением стойки устанавливаются в отрытый
котлован, при этом в качестве опорного элемента применяется баш-
мак стаканного типа и при необходимости ригель. При применении
конструкции в пучннистых грунтах практикуется заделка низа
стоек в монолитный бетон, заливаемый в нижнюю часть сверле-
ного котлована, или обетонировка опорных башмаков при отрытых
котлованах. Оба вида заделок, выполняемые ниже глубины промер-
зания, препятствуют морозному выпучиванию конструкции.
На рис. 10.16 приведены различные варианты конструкции под
оборудование и их заделок в грунте, причем под каждый аппарат
предусматривается одна, две, три и более стойки.
Расчетная схема конструкции под оборудование пред-
ставляет собой консольную стойку, защемленную в грунте. Стати-
ческий расчет стоек н свай производится по методике расчета желе-
зобетонных опор, при этом следует иметь в виду, что оборудование
высокого напряжения очень чувствительно к неравномерным де-
формациям— осадкам или выпучиванию, которым может подвер-
гаться строительная конструкция в просадочных, засоленных, пучи-
нистых и в других грунтах. Превышение предельных значений
234
этих деформаций (см. табл. 10.5) может вызвать нарушение в ра-
боте оборудования и отключение потребителей. Поэтому особое
внимание при проектировании должно быть уделено определению
характеристик грунтов и выбору способа закрепления в них конст-
рукций.
Фундаменты. Конструкции фундаментов выбираются в соот-
ветствии с конструкцией опоры, действующей на фундамент нагруз-
кой, и характеристиками грунтов оснований.
Рис. 10.16. Установка стоек под оборудование.
а — в сверленый котлован при непучинистых грунтах; б — то же при пучи-
нистых; в — в отрытый котлован; 1 — стойка призматическая; 2 — щебеночная
подготовка; 3 — заполнение пазух; 4 — обетоннрованне низа стоек; 5 — песча-
но-гравийная смесь; 6 — противопучинистое обертывание стоек рубероидом
или полиэтиленовой пленкой; 7 — сборный фундамент стаканного тина;
8 — ригель.
Стальные свободно стоящие опоры имеют, как правило, под
каждый пояс отдельные фундаменты из сборных грибовидных иод-
ножников или из свай.
Железобетонные стойки опор заделываются в грунт, и нижняя
часть стоек с подкладной плитой и ригелями рассматривается как
фундамент.
В приложении 30 приведена номенклатура типовых сборных
железобетонных элементов, выпускаемых заводами Минэнерго
СССР, — грибовидных подножников, анкерных и подкладных плит,
ригелей, свай, используемых для опор.
Железобетонные элементы изготавливаются из тяжелого бетона
марок: по прочности — 300 и 400; по морозостойкости — Мрз 150;
по водонепроницаемости — В4.
Цемент и инертные материалы, применяемые для приготовле-
ния бетона, должны удовлетворять требованиям СНиП.
В качестве арматуры железобетонных элементов применяются:
стержневая горячекатаная арматурная сталь класса A-I, при
этом для районов с расчетной температурой наружного воздуха до
—30° С применяется кипящая сталь марки ВСтЗкп2; от —30 до
—40° С — полуспокойная сталь марки ВСтЗпс2, а ниже—40° С при-
меняется спокойная сталь марки ВСтЗсп2;
стержневая горячекатаная арматурная сталь периодического
профиля класса А-Ш — для сварных конструкций марок 25Г2С
35ГС; при этом сталь 35ГС применяется для районов с расчетной
температурой наружного воздуха не ниже —30° С;
235
стержневая горячекатаная арматурная сталь периодического
профиля класса A-IV марки 20ХГ2С;
обыкновенная арматурная проволока класса В-1.
Для монтажных петель применяется только стержневая горяче-
катаная арматурная сталь класса А-1 марки ВСтЗспб с гарантией
свариваемости.
В случаях, когда при конкретном проектировании применение
обычных типовых конструкций малоэффективно, могут быть реко-
мендованы нетиповые фундаменты в виде сборных грибовидных под-
ножников с круглой плитой и цилиндрической стойкой или бурона-
бивные^ фундаменты с уширенной пятой. Грибовидные подножники с
круглой плитой по сравнению с типовыми подножниками с прямо-
угольной плитой дают сокращение расхода бетона и арматуры, а
также сокращение трудозатрат при монтаже. Их применение на-
иболее эффективно при установке в сверленый котлован, так как
при этом повышается несущая способность на вырывание за счет
включения в работу грунта ненарушенной структуры.
Основания фундаментов рассчитываются по методу предельных
состояний на вырывание, сжатие и действие горизонтальных снл.
Расчет типовых фундаментов произведен по нагрузкам от ти-
повых опор из условия заделки их в сухих и обводненных грунтах
с уровнем грунтовых вод на 1,0 м ниже отметки планировки земли
в месте установки фундамента.
Несущая способность фундамента считается обеспеченной, если
выполнены следующие условия: (11 Qn (11 Qx,i/^
II )• тэ11 «'OJ-(II> •
^ «д,выр> .Чх,у <д,сжат>
где — расчетное значение вырывающей силы на стойку опоры;
QP — расчетное значение горизонтальной нагрузки поперек или
вдоль проводов на стойку опоры; Q” у — нормативное значение го-
ризонтальной нагрузки на стойку; — нормативное значение вы-
рывающей нагрузки; предельная вырывающая нагрузка при
опрокидывании стойки поперек или вдоль проводов; —пре-
дельная горизонтальная нагрузка при опрокидывании стойки попе-
рек или вдоль проводов; Сд,выр —допускаемая горизонтальная
нагрузка на вырываемый подножннк при опрокидывании стойки по-
перек проводов; Фд^жат- допускаемая горизонтальная нагрузка на
сжимаемый подножник при опрокидывании стойки; допус-
каемая вырывающая нагрузка.
Для упрощения использования при конкретном проектировании
типовых конструкций фундаментов в различных грунтовых услови-
ях все грунты разбиты на категории, имеющие 54 условных номера
(приложение 31). Каждая разновидность грунта отличается влаж-
ностью, объемной массой, сцеплением и углом внутреннего трения.
236
10.9. РЕЛЬСОВЫЕ ПУТИ
ДЛЯ ПЕРЕКАТКИ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
СТАЦИОНАРНЫЕ АНКЕРЫ.
ФУНДАМЕНТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Доставка трансформаторов на ПС осуществляется либо по же-
лезной дороге, либо на автотрейлерах. На ПС 330 кВ и выше при
большом количестве и значительной массе трансформаторов и реак-
торов возникает необходимость их окончательной сборки и ревизии
на месте, для чего при ПС допускается сооружение трансформато-
рной мастерской. Для перемещения трансформаторов в мастерскую
от места их установки и обратно предусматривается устройство
специального продольного рельсового пути перекатки, по которому
трансформаторы перемещаются на собственных катках с помощью
тягового механизма. Этот путь, как правило, одноколейный, нор-
мальной колеи (1520 мм), прямолинейный и горизонтальный. В ме-
стах установки трансформаторов к нему примыкают короткие уча-
стки поперечных путей, объединенные с фундаментами трансформа-
торов. Поперечные пути в зависимости от типа трансформатора
состоят из двух, трех, четырех или шести ниток рельсов. Количество
поперечных ниток рельсов зависит от количества кареток с катками,
которыми оснащен трансформатор. Стыковка поперечных рельсов
с продольными носит название «глухое пересечение», которое обес-
печивает изменение направления перемещения трансформатора под
углом 90° путем разворота катков на этот угол. Глухое пересечение
содержит вкладыш из рельса, переставляемый по направлению дви-
жения трансформатора.
Конструкция пути показана на рис. 10.17, она состоит из верх-
него строения и балластного основания. Верхнее строение пути вклю-
чает в себя рельсы с подкладками, крепежными и стыковыми де-
талями, а также шпалы, брусья илн плиты. Шпалы и брусья—де-
ревянные или железобетонные —укладываются друг от друга на
расстоянии 50 или 55 см.
В местах глухих пересечений предусматривается возможность
установки домкратов для подъема трансформаторов при развороте
катков на 90°.
Рельсовый путь перекатки отличается от обычных железнодо-
рожных путей усиленным балластным основанием и для некоторых
типов трансформаторов специальными шпалами (железобетонными
брусьями или плитами). Балластное основание состоит, как прави-
ло, из двух слоев: верхнего толщиной 300 мм — из щебня или гра-
вия твердых пород и нижнего толщиной от 500 до 1200 мм — из
среднезернистого песка.
Поскольку стесненная территория вдоль пути и большая толщи-
на балластного основания, как правило, не позволяют сделать во-
доотводные кюветы, продольный путь предусматривает устройство
сопутствующего дренажа с отводом воды, попавшей в балластное
корыто, за пределы площадки. Такой, дренаж делается при общем
уровне грунтовых вод ниже дна балласта и при недренирующем
подбалластном основании. При наличии в подбалластном основании
хорошо дренирующих грунтов дренаж может не выполняться.
При общем уровне грунтовых вод выше дна балластного корыта
дренаж пути делается по специальному проекту с учетом водопони-
жения территории, примыкающей к пути.
237
Конструктивно дно корыта балластного основания выполняется
с поперечным уклоном /=0,002 в сторону дренажной траншеи вдоль
пути, имеющей продольный уклон 1=0,002, в которую укладыва-
ются дренажные трубы. Трубы асбестоцементные с прорезями в верх-
ней половине сечения при отсутствии агрессивной среды для цемен-
та или керамические — при наличии агрессии. Дренирование в по-
Рис. 10.17. Рельсовый путь для перекатки трансформаторов.
а — пример плана; б — поперечное сечение; 1— продольный путь перекатки;
2 — трансформаторная мастерская; 3 — поперечные пути; 4, 6 — фундаменты
трансформаторов; 6 — анкеры; 7 — рельсы; 8 — автодорожное покрытие; 9 —
шпалы; 10— слой балласта нз щебня (гравия); 11— слой балласта из песка;
12 — дренажная траншея со щебнем; 13 — дренажная труба.
следнем случае осуществляется через незаделанные в верхней зоне
стыки труб. Через каждые 150 м по длине дренажа предусматривает-
си установка смотровых колодцев. Поверх труб под песчаным бал-
ластом укладывается слой чистого щебня твердых пород.
Глава СНиП «Тепловые электростанции» предусматривает воз-
можность устройства продольного пути перекатки с уклоном до 2%.
Такой путь целесообразно выполнять при значительных перепадах
рельефа местности с целью снижения капитальных затрат и трудо-
затрат на планировочных работах и подземных сооружениях. При-
менение путей перекатки с уклоном до 2% на конкретном объекте
должно быть обосновано технико-экономическим расчетом и согла-
совано с заводом-изготовителем автотрансформатора и монтажной
организацией. Трансформатор в собранном виде перемещается по
путям с помощью тягового механизма. Роль последнего, как прави-
ло, выполняет трактор, который через полиспаст, закрепленный за
анкеры, создает необходимое тяговое усилие. Стационарные анкеры
предусматриваются с двух сторон по осям фундаментов трансфор-
маторов и по концам продольного пути.
Типовые решения анкеров предусматривают заглубленные в
грунт металлоконструкцию и железобетонные плиты. Такой анкер
238
рассчитан на усилие 400 кН. Для усилий до 150 кН разработаны
анкеры в виде набивных или забивных железобетонных свай с ме-
таллическим оголовником. Для облегчения конструкции анкера при
значительных горизонтальных усилиях 400 кН и более при наличии
вблизи анкера фундамента трансформатора могут быть рекомендо-
ваны решения в соответствии с рис. 10.18. Конструкция представля-
ет собой железобетонные набивные сваи неглубокого заложения с
металлическим оголовником и распорками, передающими горизон-
тальную силу на фундамент под трансформатор.
Рис. 10.18. Анкеры для крепления тросов при перемещении автотранс*
форматоров по рельсовым путям перекатки.
а — А-образный анкер; б — анкер-свая; в — анкер-свая с распоркой; 1 — метал-
локонструкция; 2— железобетонная плита; 3 — свая; 4 — оголовник; 5 — рас-
порка; 6 — основание пути или фундамент.
Расчет рельсовых путей, балластного и подбалластного основа-
ний выполняется по методике, изложенной в технической литера-
туре.
В приложении 32 приведены отдельные данные, полученные из
расчета различных вариантов конструкции пути для восьми наибо-
лее характерных типов выпускаемых промышленностью трансформа-
торов. При этом в основу приняты следующие исходные характе-
ристики: нормативное давление на щебеночный балласт —50 Н/см2,
на песчаный — 30 Н/см2; модули упругости оснований при деревян-
ных шпалах с шагом 55 м—3400 Н/см2, с шагом 50 см—3700 Н/см2;
то же при железобетонных шпалах с шагом 55 см—10 000 Н/см2,
с шагом 50 см — 11 000 Н/см2; то же при железобетонных пли-
тах — 4000 Н/см2.
Фундаменты трансформаторов всех типов прн наличии на ПС
специального пути перекатки связаны с ним участками поперечных
путей. Так как трансформаторы и реакторы в условиях постоянной
эксплуатации с кареток не снимаются, поперечные* пути фактически
играют роль фундаментов.
Типовыми проектами предусматривается несколько разновид-
ностей фундаментов трансформаторов и реакторов: из сборных
железобетонных плит, укладываемых на щебеночно-песчаный бал-
ласт; из центрифугированных железобетонных труб, устанавливае-
мых в сверленые котлованы с последующей обетонировкой пазух;
из унифицированных подножников под опоры ОРУ; из унифициро-
ванных свай, применяемых для фундаментов опор ОРУ.
На фундаментах из сборных железобетонных плит рельсы кре-
пятся непосредственно к плитам, а на остальных фундаментах для
установки и закреплении рельса предусматриваются стальные балки.
239
Рис. 10.19. Фундамент автотрансформатора.
/ — железобетонная плита основания; 2 —рельс; 3— стальные стяжки; 4 —
контур маелоприемника; 5 — щебеночный балласт; 6 — песчаный балласт: 7 —
гравийная засыпка маелоприемника.
На рнс. 10.19 показан фундамент трансформаторов типов
АТДЦТН-200000/330/110 и АТДЦН-400000/330/150.
10.10. кабельные лотки, каналы
Прокладка силовых и контрольных кабелей по территории ПС
осушествляется, как правило, в наземных лотках и в полуподземных
кабельных каналах. На отдельных участках, например под дорога-
ми, кабели прокладываются в трубах или бетонных блоках. Оди-
ночные силовые кабели прокладываются в земле с защитой сверху
кирпичом илн бетонными плитами.
Наземные кабельные лотки шириной 1,0 и 0,5 м состоят из трех
железобетонных элементов: плит днища, подкладных брусков и
плит перекрытия (рис. 10.20). Плита днища имеет вырезы, способ-
ствующие уменьшению массы, вентиляции лотка и удалению слу-
чайной воды. Плита перекрытия имеет длину 1,0 м, ширину 0,5 м
и в зависимости от ширины лотка устанавливается таким образом,
чтобы длинная сторона перекрывала лоток шириной 1,0 м, а корот-
кая— 0,5 м. Подкладные бруски изготавливаются длиной 1,0 и 0,5 м
и укладываются на спланированный, уплотненный щебнем грунт.
Зазор между низом лотков и планировкой, образуемый за счет при-
240
менения брусков, позволяет решать планировку территории и отвод
поверхностных вод, не связывая ее с направлением кабельных трасс.
В зависимости от количества прокладываемых кабелей лотки могут
быть установлены в один, два и более рядов, при этом силовые и
контрольные кабели укладываются в отдельные лотки.
Рис. 10.20. Наземный кабельный лоток.
/ — лоток; 2—брусок; 3 —плита; 4 — утрамбованный щебнем грунт.
При значительном количестве кабелей на ПС применяются по-
луподземные железобетонные каналы (рис. 10.21) с внутренними
размерами шириной 600, высотой 450 мм и шириной 1200, высотой
900 мм. Конструкция канала принята типовой. Канал сечением
600X450 состоит из двух элементов — лотка и плиты перекрытия.
Канал сечением 1200X900 мм выполняется составным, из трех эле-
ментов— днища, стенок и плиты перекрытия. Плиты стен заделы-
ваются в днище раствором.
Рис. 10.21. Полуподземиый кабельный канал.
с — лотковый; б — составной; 1 — лоток; 2 — плита перекрытия; 3 — днище;
4 — стенки.
Верх канала приподнят над планировкой на 150 мм и служит
одновременно пешеходной дорожкой на территории ОРУ. Отвод во-
ды из кабельного канала осуществляется в сеть промышленно-лив-
невой канализации (при наличии последней) или выпуском на рель-
еф в пониженных местах.
В местах пересечений с автодорогами кабельные лотки и кана-
лы прерываются и в одном уровне с ними под дорогой укладывают-
ся специальные блоки с круглыми пустотами либо пакет труб. Пли-
ты перекрытий кабельных лотков и каналов рассчитаны на полезную
нагрузку 4000 Н/м2.
Элементы кабельных каналов рассчитаны на боковое давление
от грунта и транспортных средств, определяемых по СНиП «Авто-
мобильные дороги». Расчет стенок канала производится для слу-
16—862
241
чая, когда плиты перекрытия сняты. Расчетная длина участка равна
1,0 м. Расчетная схема показана на рис. 10.22. Нагрузка от транс-
портных средств приводится к равномерно распределительной на-
грузке на поверхности планировки, и учитывается в расчете только
та ее часть, которая находится в пределах призмы обрушения
Рис. 10.22. Расчетная схема ка-
нала.
Н — глубина заложения: h0 — слой
грунта, эквивалентный внешней на-
грузке; 130 — угол естественного от-
коса; Р — внешняя нагрузка; о0,
Он — боковое давление на стенку
канала соответственно на поверх-
ности планировки н уровне днища
канала.
грунта, ограниченной плоскостью наклона к вертикали под углом
естественного откоса и0, определяемого по формуле
tgVo = tg(45° —ф/2),
где <р — угол внутреннего трения грунта засыпки.
Действие нагрузки, приложенной на поверхности планировки,
заменяется на действие эквивалентной нагрузки грунта с высотой
слоя h0, равной нагрузке от транспортных средств, деленной на
объемную массу грунта. Эпюра бокового давления грунта характе-
ризуется давлениями по верху и по низу канала приведенного слоя
грунта, определяемыми по формулам:
по верху канала <т0 = у ftotg2 (.45°—<р/2);
по низу канала он = у (Д+й0) tg2 (45°—tp/2), где Н — высота
слоя грунта засыпки в пределах от поверхности планировки до дна
канала; у—объемная масса грунта, т/м3.
Элементы наземных кабельных лотков рассчитываются на усло-
вия транспортировки и монтажа.
10.11. ОГРАДЫ
На ПС применяются два вида оград — внешняя и внутренняя.
Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на тер-
риторию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту
1,8—2,0 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ,
находящегося под высоким напряжением, и имеет высоту 1,6 м.
По установившейся практике внешняя ограда высотой 1,8 м
принята для ПС напряжением 35—330 кВ и 2,0 м для ПС 500 кВ
и выше. Как правило, в качестве конструктивных элементов оград
применяются сетчатые панели (сетка в стальной рамке), крепящие-
ся к железобетонным столбам. Размеры сетчатой панели 3000Х
Х1550 мм; сетка с ячейками 50X50 мм из проволоки d=2,5 мм;
столбы железобетонные сечением 140X140 мм, длиной 3000 м, низ
ограды при высоте 2,0 м закрыт железобетонной цокольной плитой
размерами 2750X600 мм, толщиной 50 мм (рис. 10.23).
Столбы ограды заделываются в сверленые котлованы диамет-
242
ром 450 мм, пазухи заполняются бетоном. Сетчатые панели и цо-
кольная плита крепятся к закладным частям столбов с помощью
монтажных элементов на сварке. Ограда может устанавливаться
на рельефе с уклоном до 10%. При этом в местах перепада высот
столбы ограды имеют закладные части, соответствующие уклону и
предназначенные для крепления сетчатых панелей и цокольных
плит. Внутренняя ограда выполняется из тех же элементов, но без
цокольной плиты. Зазор между низом сетчатой панели и поверхно-
стью планировки должен быть не более 50—100 мм.
Рис. 10.23. Внешняя ограда высотой 2,0 м по типовому проекту.
а — фасад; б — план; 1 — железобетонные столбы; 2 — сетчатая панель;
3 — цокольная плнта; 4 — сверленый котлован.
В последние годы строительными организациями Минэнерго
СССР применяется так называемая бесстолбовая ограда типа ОДП-
ЭСП, состоящая из аналогичных сетчатых панелей размерами 3000Х
Х1700 м, вертикальные уголки которых удлинены. Удлиненные кон-
цы сетчатых панелей заделываются в бетон фундаментов, при этом
сами сетчатые панели смещаются относительно друг друга из
плоскости ограды на 80—100 мм и свариваются монтажным элемен-
том по верху ограды. В плане звенья ограды могут устанавливаться
параллельно друг другу или зигзагообразно (рис. 10.24).
В качестве фундаментов возможно применение сборных бетон-
ных блоков с закладной частью, устанавливаемых в сверленый кот-
лован, к которым сетчатые панели привариваются на монтаже. При
высоте ограды 2,0 м ставится цокольная плита. При высоте 1,8 м
цокольная плита не ставится и зазор между низом сетчатой панели
и планировкой должен быть не более 50—100 мм.
Все типовые ограды рассчитываются на ветровую нагрузку по
IV району согласно СНиП «Нагрузки и воздействия», которая оп-
ределяется по формуле
Р = nq0 с<рс S 0,75,
где п — коэффициент перегрузки, равный 1,2; ^ — нормативный ско-
ростной напор ветра (для IV района равен 550 Н/м2); с — аэроди-
намический коэффициент; S — площадь элемента, м2; 0,75 — коэф-
фициент снижения ветровой нагрузки при высоте ограждения до
5,0 м; фс — коэффициент заполнения, определяемый при подсчете
16*
243
давления ветра на сетку по формуле <рс — f/Sc', f—-площадь стерж-
ней сетки, м?; Sc — площадь сетчатой панели, м2.
По верху столба или стыка звеньев бесстолбовой ограды услов-
но, дополнительно к ветровой нагрузке, прикладывается горизон-
тальная сила, равная 300 Н, учитывающая воздействие случайных
сил на ограду. Конструкция рассчитывается на устойчивость ограды
Рис. 10.24. Внешняя ограда высотой 2,0 м, бесстолбовая, типа
ОДП—ЭСП.
zz — фасад; б — планы; 1 — сетчатая панель; 2 — цокольная плита; 3 — свер-
леный котлован.
в целом и прочность отдельных элементов и их соединений, при
этом расчетным считается участок ограды, по длине равный раз-
меру сетчатой панели.
Раздел одиннадцатый
ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ
Как правило, при проектировании все здания и сооружения на
ПС подбираются из состава типовых или рекомендованных к пов-
торному применению проектов. Конструктивное решение зданий
принято каркасно-панельное, с применением сборного железобетона
и керамзитобетона по номенклатуре изделий, выпускаемых завода-
ми Минэнерго СССР; как исключение при наличии местных ресур-
сов здания могут выполняться из кирпича.
Для отдаленных и северных районов применяются облегченные
металлоконструкции и эффективные стеновые панели типа «сэнд-
вич», выпуск которых освоен заводами Минэнерго СССР.
244
11.1. ФУНДАМЕНТЫ
СИНХРОННЫХ КОМПЕНСАТОРОВ
Синхронные компенсаторы (СК) мощностью 50 тыс. кВ-А и бо-
лее наружной установки выполняются из монолитного железобето-
на. Внедрение сборного железобетона в этих конструкциях сдержи-
вается сравнительно небольшим количеством ПС, на которых необ-
ходима установка СК большой мощности. Сборный железобетон
используется лишь для фундаментов рамного типа СК мощностью
15 тыс. кВ-А, устанавливаемых в помещениях.
На рис. 11.1 показаны общий вид и геометрические размеры
фундамента СК типа КСВВ-50-11-У1 (типовой проект), предусмат-
Рис. 11.1. Фундамент синхронного компенсатора (СК).
а — планы; б — сечение А—А.
рпвающего установку двух машин с монтажной площадкой между
ними. Помещение под монтажной площадкой служит для разме-
щения вспомогательного оборудования. Вдоль фундамента преду-
сматривается коридор с коммуникационным каналом. Фундамент
стенчатого типа выполняется в виде двух продольных стен, связан-
ных между собой ригелями и поперечными стенами. Элементы верх-
ней части фундамента соединяются между собой и нижней плитой
жесткими рамными узлами, что обеспечивается соответствующим ар-
мированием узлов сопряжений. Материал — бетон марки 200, арма-
тура— классов Al, АП, АШ. Толщина нижней фундаментной плиты
предусматривается близкой по размерам к толщине стен.
Расчет фундамента производят на колебания, на прочность
конструкции и деформацию основания. Расчету предшествует сбор
нагрузок и определение геометрических характеристик фундамента.
Исходные данные завода-изготовителя должны содержать мощ-
ность СК, частоту вращения ротора, общую массу машины, вклю-
чающую массу ротора и других частей, значения статических и ди-
намических нагрузок и места их приложения, диаметр и длину
анкерных болтов, условия монтажа и демонтажа машины и ее час-
тей, значение возмущающей силы.
Расчет конструкциии верхнего строения фундамента произво-
245
дят на постоянные, кратковременные и особые нагрузки и воздейст-
вия:
постоянные — собственная масса фундамента (коэффици-
ент перегрузки п— 1,1); масса грунта на обрезах нижней плиты
(п—1,2); масса СК, вспомогательного оборудования, коммуника-
ции, включая массу вращающихся частей (п = 1,2);
кратковременные — монтажные, равномерно распреде-
ленные нагрузки на верхней плите, равные 20 кН/м2 (п = 1,2); ди-
намические нагрузки, соответствующие динамическому воздействию
машины (п = 4 при расчете фундамента на прочность и n = 1 при
расчете на колебания);
особые — момент короткого замыкания.
В связи с тем, что фундаменты под СК бывают несколько не-
симметричны в продольном и поперечном направлениях, для обеспе-
чения вибрационной устойчивости фундамента и нормальной эксплу-
атации машины необходимо, чтобы общий центр тяжести фунда-
ментов, грунта на обрезах фундаментов и центр тяжести площади
подошвы находились как можно ближе друг к другу по вертикали.
Значения эксцентриситетов не должны превышать 3% размера сто-
роны подошвы фундамента, в направлении которой происходит сме-
щение центра тяжести. Определение геометрических характеристик
для проверки этого условия производится до выполнения расчетов,
ибо от центрирования зависят принятые предварительные размеры
конструкций фундамента.
Положение центра тяжести /ц, т всей установки (фундамент,
СК и грунт на обрезах) определяется по формуле
, Мх
- б
где Мх, Му — алгебраические суммы нормативных значений момен-
тов всех масс каждого направления относительно оси, проходящей
через центр тяжести площади подошвы фундамента; G — общая
масса установки, т.
Нормативные вертикальная и горизонтальная динамические на-
грузки (возмущающая сила) при отсутствии данных завода-изгото-
вителя определяются по следующей формуле:
Pl = Р? = aQ,
где Q — масса ротора СК, приходящаяся на рассматриваемый учас-
ток фундамента; a — коэффициент пропорциональности, принимае-
мый при частоте вращения ротора СК от 500 до 750 об/мин равным
0,15, а свыше 750 об/мин— 0,2.
Расчетную динамическую нагрузку, соответствующую макси-
мальному динамическому воздействию СК на фундамент, определя-
ют по формуле
Рд=Рдпг1>
где п — коэффициент перегрузки; т] — коэффициент динамичности
для горизонтальных нагрузок, принимаемый для машин с частотой
вращения 500 об/мин и выше равным 2.
Значение нормативного момента к. з. принимают по заданию
завода-изготовителя, а при отсутствии этих данных определяют
по формуле
Л4« = 0,975 — К ,
к сор «
246
где N — номинальная мощность СК, кВт; К-,, — коэффициент крат-
ности вращающего момента при к. з.; сор — рабочая частота враще-
ния ротора СК, об/мин.
Расчетный момент к. з. при расчете фундамента на прочность
равен:
Л4к = /И£пт],
где п — коэффициент перегрузки, равный 1; т] — коэффициент дина-
мичности, равный 2.
Целью динамического расчета фундамента (расчета иа колеба-
ния) является ограничение динамических перемещений фундамента
в целом и его отдельных элементов в условиях нормальной эк-
сплуатации СК. Для фундаментов под СК с частотой вращения
больше 1000 об/мин расчет на колебания допускается не произво-
дить.
Расчет фундамента на колебания для СК с частотой вращения
менее 1000 об/мин заключается в определении амплитуд вынужден-
ных горизонтальных колебаний верхней грани фундамента от дейст-
вия нормативной возмущающей силы, возникающей при нормаль-
ном режиме эксплуатации машины. Расчет амплитуд вертикальных
колебаний, как правило, не производится.
Расчетное значение амплитуд вынужденных горизонтальных
колебаний Лг верхней грани фундамента должно быть не более
максимальных, допускаемых значений А, мм, а именно: для СК с
частотой вращения от 750 до 1000 об/мин — 0,1; для СК с частотой
вращения от 500 до 750 об/мин — 0,15.
Расчетная амплитуда вынужденных горизонтальных колебаний
определяется по формуле
= /г Рт А ,
где /г — статический прогиб стен фундамента, мкм, как консоли,
определяемый из соотношения
PKh3
, _ д .
'г ~ ЗЕб J ’
Г” — нормативное значение возмущающей силы; I — момент инер-
ции расчетного горизонтального сечения рассматриваемой стены в
направлен ч действия возмущающей силы; h — высота стены и
контрфорсов от верха нижией плиты фундамента; щ — коэффи-
циент, определяемый по формуле
1
Д — логарифмический декремент затухания, принимаемый для же-
лезобетонных фундаментов равным 0,4; сор — рабочая частота вра-
щения ротора СК; <вг— частота собственных горизонтальных коле-
баний конструкций верхней части фундамента, определяемая по
формуле
юг=к1 Ke6//(QA3);
247
Ее—модуль упругости бетона, принимаемый 2-Ю5 кгс/см2; к,—
коэффициент, определяемый по графику на рис. 11.2 в зависимости
от отношения массы СК, приходящейся на участок стены, к массе
стены.
Среднее давление на ос-
нование фундамента от норма-
тивных статических нагрузок
должно удовлетворять условию
Рср<тДн >
где т — коэффициент условий
работы, учитывающий характер
и значение динамических на-
Рис. 11.2. К расчету фундамен-
тов СК. График коэффициен-
та К].
грузок, равный 0,8; 7?н — нормативное давление иа основание, оп-
ределяемое в соответствии с указаниями СНиП по проектированию
оснований и фундаментов.
11.2. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ
Большинство ПС оборудуются отоплением и вентиляцией, а ПС,
оснащенные ЭВМ, и стационарными кондиционерами. В приложении
33 приведены требуемые условия в основных помещениях ПС и ре-
комендуемые системы отопления и вентиляции.
Предельно допустимые концентрации вредных веществ (паров,
газов) в воздухе рабочей зоны помещений следует принимать в со-
ответствии с указаниями «Санитарных норм проектирования про-
мышленных предприятий» Госстроя СССР.
Оценка теплотехнических качеств ограждающих конструкций,
подсчет теплопотерь и проектирование систем отопления и вентиля-
ции ведется в соответствии с требованиями СНиП.
Температуру наружного воздуха при расчете систем водяного
и электрического отопления, систем вентиляции, кондиционирования
воздуха и воздушного отопления следует принимать по СНиП
«Строительная климатология и геофизика».
Все указанные в приложении 33 помещения отапливаются круг-
лосуточно. Для поддержания в помещениях положительной темпе-
ратуры в нерабочее время, если использование имеющихся в поме-
щении тепловыделений недостаточно или экономически не оправда-
но, следует предусматривать минимальное дежурное отопление.
Электрические нагревательные приборы должны автоматически
включаться и отключаться в зависимости от заданной температуры
воздуха в помещении.
При устройстве водяного отопления аккумуляторной и кислот-
ной в качестве нагревательных приборов следует применять регист-
ры из гладких труб на сварке. Трубопроводы отопления, располо-
женные в этих помещениях, должны выполняться на сварке, а за-
порно-регулирующая арматура должна быть вынесена за пределы
этих помещений. Применение в качестве отопительных приборов
электропечей с открытыми контактами категорически запрещается.
248
Прокладка трубопроводов отопления в помещении РУ допускается
при условии применения цельных сварных труб без фланцев и вен-
тилей, а транзитная прокладка трубопроводов, не относящихся к
данным помещениям, допускается только при условии, что каждый
трубопровод заключен в сплошной водонепроницаемый кожух.
Систему вентиляции с механическим побуждением следует про-
ектировать в случае, если требуемые метеорологические условия
н чистота воздуха в помещениях не могут быть обеспечены венти-
ляцией с естественным побуждением.
Помещения аккумуляторных и кислотных, находящиеся в режи-
ме постоянного подзаряда батарей, при напряжении не более 2,3 В
на элемент являются взрывоопасными только в период формовки и
заряда. В связи с этим в помещениях аккумуляторных батарей на
период нормальной эксплуатации должна предусматриваться ес-
тественная вентиляция с гарантированным однократным обменом.
В период формовки и заряда после ремонта батарей следует при-
менять инвентарные приточные передвижные установки с подогре-
вом воздуха, а вытяжку осуществлять стационарной механической
вытяжной установкой. При этом производительность приточной
установки должна превышать производительность вытяжной на
10%.
В тех случаях, когда средствами естественной вентиляции не-
возможно обеспечить однократный обмен либо когда ПС находится
в отдаленном и труднодоступном районе, следует предусматривать
постоянно действующую механическую приточно-вытяжную венти-
ляцию. Вытяжка из помещения производится в соотношении %
объема воздуха из нижней зоны и ’/3 из верхней зоны.
В зимнее время с целью предохранения помещения от переох-
лаждения па стояках воздуховодов, предусмотренных для вытяж-
ки из нижней зоны, прикрывают дроссель-клапаны для уменьшения
воздухообмена.
Воздуховоды вытяжной системы должны быть сварными, из
тонколистовой стали, с кислотоупорным покрытием с двух сторон и
не должны иметь люков, фланцев, задвижек.
Вытяжная шахта от вытяжного вентилятора выводится наружу,
на 1,5 м выше кровли здания. Вентиляционная система должна об-
служивать только помещение аккумуляторных батарей и кислотную
и не должна включаться в общую систему вентиляции здания.
Если потолок помещения аккумуляторных батарей разделен
балками на отсеки, отсос воздуха следует производить из каждого
отсека. Рециркуляция воздуха в помещениях аккумуляторной ба-
тарей и кислотных не допускается. Подача приточного воздуха
должна предусматриваться в нижнюю зону со скоростью не более
2 м/с. Вытяжные вентиляционные агрегаты аккумуляторных бата-
рей и кислотных помещений должны выполняться во взрывобезопас-
ном исполнении.
Прокладка металлических вентиляционных воздуховодов непо-
средственно над банками аккумуляторных батарей не допускается.
Расчет требуемого объема воздуха для вентиляции аккумуля-
торных помещений, м3/ч, должен определяться из условия разбав-
ления паров серной кислоты до предельно допустимой концентра-
ции по формуле
249
где Хк — количество электролита, выделяющегося из аккумулято-
ров с газами, мг/ч; с — предельно допустимая концентрация паров
серной кислоты, равная 1 мг/м3.
Количество электролита, выделяющегося из кислотных аккуму-
ляторов типов С, СК, СН, СНУ, мг/ч, определяется по формуле
Х„= 1,5 тКн.
где т — количество паров серной кислоты, выносимых в воздух
1 дм3 газа; для открытых аккумуляторов типов С и СК, покрытых
стеклами, т = 0,57 мг/дм3; Кн — объем водорода, выделяемого при
заряде самой большой батареи, дм3/ч,
Ун = 0,0425 Смп;
Сю — номинальная емкость аккумуляторов при 10-часовом режиме
заряда; п — число аккумуляторов в батарее.
Подставляя эти значения в формулу определения требуемого
объема воздуха, м3/ч, получаем:
Л = 0,036Смп.
Вентиляция ЗРУ, камер трансформаторов и кабельных тунне-
лей имеет следующие особенности.
Взрывные коридоры, камеры трансформаторов, а также кори-
доры для обслуживания открытых камер, содержащих оборудова-
ние, залитое маслом или компаундом, должны быть оборудованы
аварийной вытяжной вентиляцией, включаемой извне и не связан-
ной с другими вентиляционными устройствами. Аварийная венти-
ляция должна рассчитываться на пятикратный воздухообмен.
Вентиляция помещений трансформаторов и токоограничиваю-
щих реакторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла.
Вентиляция камер трансформаторов и реакторов должна рассчиты-
ваться на перепад температур между удаляемым и приточным воз-
духом не более 15° С для трансформаторов и не более 20° С для
реакторов при нагрузках, соответствующих номинальным мощ-
ностям.
Для реакторов внутренней установки с принудительным ох-
лаждением и для всех реакторов наружной установки указания о
требуемых условиях естественного или принудительного воздушного
охлаждения дает предприятие-изготовитель. Охлаждающий воздух
должен направляться непосредственно на реакторы, а при токах
более 1000 А охлажденный воздух необходимо подавать снизу че-
рез отверстия в фундаменте.
Вентиляционная система камер трансформаторов не должна
быть связана с другими вентиляционными системами. Степки вен-
тиляционных каналов и шахт должны быть несгораемыми. Вентиля-
ционные шахты и проемы должны располагаться таким образом,
чтобы в случае образования в них влаги последняя не могла стекать
на трансформаторы и оборудование, в противном случае должны
быть приняты меры для защиты трансформатора и оборудования
от попадания влаги. Вентиляционные проемы должны быть закрыты
с помощью жалюзи или сеток.
Пуск систем вентиляции, предназначенных для удаления тепло-
избытков из помещений камер трансформаторов (реакторов), сле-
дует предусматривать автоматическим при достижении в помещении
температуры воздуха +35° С. При отключении трансформатора дол-
жно быть также обеспечено автоматическое отключение вентиляции.
250
Расчет потребного объема воздуха для вентиляции реакторов,
м3/ч, при отсутствии указаний завода-изготовителя производится по
формуле
860-1,15Р75
0,24 yAt ’
где 1,15 — коэффициент, учитывающий допустимое увеличение по-
терь против расчетных согласно техническим условиям на реакторы
и рост потерь при нагревах обмотки, превышающих 75° С; Р?з — по-
тери мощности в трехфазном реакторе, приведенные к температуре
75° С, принимаемые согласно заводским каталогам, кВт; At— пере-
пад температур, At=tyyi—tnp-, у — удельный вес нагретого воздуха
при средней температуре Л?Р=(£ир+/ух)/2; /пр — расчетная темпера-
тура приходящего воздуха в теплое время года, принимаемая по
параметру А (СНиП «Отопление, вентиляция, кондиционирование
воздуха»); /ух— расчетная температура уходящего воздуха.
Кабельные помещения, за исключением эстакад, колодцев для
соединительных муфт, каналов и камер, должны быть обеспечены
естественной или искусственной вентиляцией, причем вентиляция
каждого отсека должна быть независимой.
Расчет воздухообмена в кабельных сооружениях определяется,
исходя из перепада температур между приходящим и уходящим
воздухом не более 10° С. При этом должно быть предотвращено об-
разование мешков горячего воздуха в сужениях туннелей, поворо-
тах, обходах и т. д.
Вентиляция проходных кабельных туннелей вне зданий не пре-
дусматривается, если теплопотери ограждений туннеля в грунт пол-
ностью компенсируют тепловыделения кабелей. Удаление воздуха из
каждого отсека кабельных туннелей, расположенных внутри зда-
ний, следует предусматривать наружу, за пределы зданий.
11.3. ВОДОСНАБЖЕНИЕ И КАНАЛИЗАЦИЯ
На ПС всех классов напряжения предусматривается водоснаб-
жение и канализация. В зависимости от класса напряжения и нали-
чия дежурного персонала источники водоснабжения и сети могут
быть различными. Так, нормами технологического проектирования
ПС установлено, что на ПС, имеющих постоянный дежурный персо-
нал, следует предусматривать хозяйственно-питьевой водопровод и
хозяйственно-фекальную канализацию с подключением к существу-
ющим сетям. При отсутствии сетей водоснабжение допускается осу-
ществлять устройством артезианских скважин или шахтных колод-
цев, а для канализации предусматривать хлораторную, поля филь-
трации и установки для полной биологической очистки, с последу-
ющим выпуском очищенных сточных вод на рельеф.
На ПС 110 кВ с трансформаторами единичной мощностью до
63 МВ • А и на ПС 220 кВ с единичной мощностью до 40 МВ • А
при отсутствии источника водоснабжения допускается использова-
ние привозной питьевой воды.
На ПС без постоянного дежурного персонала должны преду-
сматриваться дворовые уборные. Все ПС 220—750 кВ с трансфор-
маторами единичной мощностью 200 МВ • А и выше оборудуются
противопожарным водопроводом высокого давления с двумя емко-
стями для хранения противопожарного запаса воды. Все ПС до
251
150 кВ с трансформаторами 63 МВ • А и выше и ПС 220 кВ с транс-
форматорами от 40 до 160 МВ-А оборудуются противопожарным
водопроводом низкого давления и двумя резервуарами для воды.
На ПС до 150 кВ с трансформаторами мощностью ниже 63 МВ • А
и ПС 220 кВ с трансформаторами ниже 40 МВ • А без синхронных
компенсаторов (СК) противопожарный водопровод и резервуары не
предусматриваются.
При наличии синхронных компенсаторов ПС оснащаются проти-
вопожарным водопроводом и резервуарами независимо от напряже-
ния и мощности трансформаторов. Противопожарный водопровод,
как правило, объединяется с хозяйственно-питьевым. Устройство
отдельного противопожарного водопровода допускается при соот-
ветствующем обосновании. Сеть противопожарного водопровода вы-
полняется кольцевой. Допускается устройство тупиковой сети дли-
ной не более 200 м.
При наличии на ПС синхронных компенсаторов или трансфор-
маторов, устанавливаемых в закрытых камерах, требуется техниче-
ское водоснабжение для охлаждения, которое выполняется преиму-
щественно по оборотной схеме; тип охладителя для воды (градирня
или брызгальный бассейн) определяется с учетом климатических
условий района размещения ПС.
Подпитка оборотной системы, компенсирующая унос воды вет-
ром, испарения и утечки в общем количестве до 1,5% расхода, в
оборотном цикле производится из сети водопровода ПС, при этом
для исключения отложения солей кальция и магния в трубках охла-
дителей при повышенной жесткости воды предусматривается ее
умягчение.
Проектирование сетей водопровода производится в соответствии
с разделами СНиП «Водоснабжение» и «Внутренний водопровод».
Сети канализации проектируются в соответствии с разделом СНиП
«Наружные сети и сооружения».
11.4. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Одним из важных требований при проектировании ПС является
принятие соответствующих мер по защите оборудования, кабелей и
помещений от пожара и взрыва. В комплекс противопожарных ме-
роприятий на ПС входят: противопожарный водопровод; стационар-
ные установки пожаротушения распыленной водой трансформато-
ров, реакторов и кабельных помещений; защита помещений ЭВМ
газовым пожаротушением; отвод масла от трансформаторов при
аварии; строительно-конструктивные мероприятия в зданиях и ог-
нестойкие преграды между трансформаторами; пожарная сигнали-
зация.
Проектирование указанных мероприятий производится в соот-
ветствии со СНиП, ПУЭ и инструкцией по противопожарной защите
энергетических объектов.
К пожароопасному оборудованию относятся все типы силовых
трансформаторов и реакторов, масляные выключатели, конденсатор-
ные батареи при использовании масла для изоляции, склад масла,
шкафы КРУ с кабельными вводами и т. п. Силовые и контрольные
кабели являются также потенциальными источниками возникнове-
ния пожара.
К взрывоопасным относятся помещения стационарных аккуму-
ляторных батарей, электролизные, склады водородных баллонов, по-
252
мешения под фундаментами синхронных компенсаторов с водород-
ным охлаждением и т. п.
Известную опасность с точки зрения возникновения пожара
представляют собой помещения, предназначенные для регенерации
масла (маслохозяйства), мастерские для ремонта трансформаторов,
гаражи, склады, помещения ЭВМ и др.
По уровню оснащенности противопожарными мероприятиями
ПС разделены на три группы;
первая группа — ПС 500 кВ с трансформаторами любой мощ-
ности, ПС 220 и 330 кВ с трансформаторами 200 МВ • А и выше и
закрытые ПС 110 кВ и выше с трансформаторами 40 МВ-А и более;
вторая группа — ПС 220 и 330 кВ с трансформаторами от 40
до 200 МВ-А, ПС 110 и 154 кВ с трансформаторами 63 МВ-А
и выше;
третья группа — ПС 220 кВ с трансформаторами менеч
40 МВ-А, ПС ПО и 154 кВ с трансформаторами менее 63 МВ-А.
Подстанции первой группы оборудуются противопожарным во-
допроводом высокого давления и необходимой емкостью для хра-
нения противопожарного запаса воды. Силовые трансформаторы и
кабельные помещения оснащаются стационарными установками по-
жаротушения распыленной водой.
Подстанции второй группы оборудуются противопожарным во-
допроводом и при необходимости емкостями для хранения воды.
Стационарная установка для защиты силовых трансформаторов и
кабельных помещений предусматривается в зависимости от места
размещения и значения ПС.
На ПС третьей группы противопожарный водопровод, как пра-
вило, не предусматривается. Исключение составляют ПС 154 и
220 кВ, оснащенные синхронными компенсаторами.
В приложении 34 перечислены основные помещения ПС и их
пожарные характеристики.
Противопожарный водопровод включает в себя наружные сети
с гидрантами, пожарные краны в помещениях, резервуары (при от-
сутствии другого надежного источника воды), насосную станцию.
Расчет сетей, резервуаров и подбор насосов производится по мето-
дике, изложенной в соответствующих разделах СНиП.
Стационарные установки пожаротушения трансформаторов, ре-
акторов и кабельных помещений распыленной водой включают в се-
бя систему сухих трубопроводов (сухотрубов) с дренчерными оро-
сителями и узел с запорно-пусковыми устройствами (камеру задви-
жек), от которого расходятся лучи соответствующего направления.
К камере задвижек от насосной станции и резервуаров подводятся
водоводы, заполненные водой. В зависимости от количества защи-
щаемых объектов и расстояния между ними для уменьшения дли-
ны сухотрубов, прокладываемых обычно на поверхности планиров-
ки, на ПС могут быть сооружены одна, две и более камер задви-
жек, которые размещаются в доступных во время пожара местах.
Не допускается размещение камер задвижек в подвалах, которые
могут быть затоплены.
Расстояние ог водоисточника до наиболее удаленного оросите-
ля следует принимать таким, чтобы время с момента обнаружения
пожара извещателем до поступления воды на его тушение (инерци-
онность установки) не превышало 3 мин. Для автоматического
включения установки пожаротушения трансформаторов использует-
ся импульс от защит трансформатора, сигнализирующих внутренние
253
повреждения (газовой или деффиренциальной). Автоматический пуск
установки пожаротушения должен дублироваться дистанционным
пуском со щита управления и ручным пуском у места установки в
безопасном от пожара месте.
В качестве распылителей применяются дренчерные оросители
производительностью 3,2 л/с при напоре 3 ати, при этом площадь
охвата каждым оросителем равна 15—20 м2. Интенсивность ороше-
ния принимается равной 0,4 л/с на 1 м2 поверхности трансформато-
ра и 0,05 л/с на 1 м2 площади гравийной засыпки маслоприемника.
Расположение оросителей принимается таким, чтобы они равномер-
но охватывали не только крышку и стенки трансформатора, но и
Рис.11.3. Схема автоматической установки водяного пожаротушения
в кабельных сооружениях.
а — план; б — разрез; 1 — резервуар; 2 — подводящий водовод; 3 — водопи-
татель (насосная); 4 — кольцевая сеть водопровода; 5 — узел управления с
запорно-пусковыми устройствами (камера задвижек); 6 — сухотрубы; 7, 8 —
кабельные помещения; 9 — кабельный туннель; 10 — электрокабели электрифи-
цированных задвижек; 11 — система пожарной сигнализации; 12 — дренчер-
ный ороситель.
свободную площадь гравийной засыпки маслоприемников и вынос-
ные маслоохладители.
Расчетное время тушения пожара должно быть не более 10 мин.
Проектирование стационарных установок пожаротушения ка-
бельных сооружений распыленной водой осуществляют по рекомен-
дациям Всесоюзного научно-исследовательского института противо-
пожарной обороны, разработанным совместно с Минэнерго СССР.
Схема установки показана на рис. 11.3.
За расчетный расход воды на тушение пожара при наличии не-
254
скольких пожароопасных сооружений или трансформаторов следует
принимать объект с наибольшим расходом. В случае, если расход
воды в кабельном помещении значительно превышает расход на
пожаротушение трансформатора, помещение следует разделить на
отсеки.
Автоматическое и дистанционное включения установки должны
исключать одновременную подачу воды более чем в одну секцию
защищаемого помещения. По истечении расчетного времени туше-
ния пожара (10 мин) установка должна отключаться автоматически
или вручную. Запас воды должен обеспечивать работу установки в
течение 30 мин.
Наиболее распространенным дренчерным оросителем является
ороситель типа ДВ-10 с диаметром выходного отверстия 10 мм. Ра-
бочее давление, создаваемое в системе перед оросителем, должно
быть в диапазоне 0,3—0,4 МПа, при этом производительность его
будет в пределах 1,7—2,0 л/с.
Интенсивность орошения при высоте установки оросителя до
4 м составляет: при ширине орошаемой полосы 3 м от 0,142 до
0,167 л/с иа 1 м2; при ширине 1,75 м от 0,243 до 0,286 л/с на 1 м2.
Электроснабжение систем автоматического пожаротушения
предусматривается от двух независимых источников питания.
Подключению к источнику электропитания подлежат электро-
двигатели пожарных насосов, насосов водоподъемных установок,
дренажных насосов, электрифицированных задвижек, контрольно-
измерительные приборы (реле давления, датчики сигнализатора
уровня и др.)- Кабели электропитания противопожарного оборудо-
вания не должны прокладываться через защищаемые от пожара
помещения. Установки пожаротушения должны быть заземлены в
соответствии с требованиями ПУЭ.
В системах пожаротушения предусматривается автоматизация
следующих процессов:
пуска рабочего пожарного насоса при срабатывании извещателя
(датчика) пожарной сигнализации в кабельном и других помеще-
ниях и при срабатывании защит автотрансформатора;
пуска резервного пожарного насоса при выходе из строя ра-
бочего или при понижении давления в напорном трубопроводе ни-
же 6 • 10~3 Па (по сигналу реле давления);
открытия и закрытия электрифицированных задвижек на тру-
бопроводах;
остановки пожарных насосов при понижении уровня воды в ре-
зервуарах до минимального (по сигналу реле уровня);
пуска и остановки дренажных насосов при переполнении или
опорожнении дренажных приямков в насосных, камерах задвижек,
других помещениях;
пуск и остановки водоподъемной установки.
Предусматривается также местное управление (от кнопок у аг-
регата) для опробования работы, а также дистанционное как ре-
зервное при отказе автоматической работы установок.
Противопожарная защита помещений систем централизованно-
го контроля и управления с ЭВМ на ПС 500 кВ и выше при от-
сутствии фальшпола осуществляется средствами локального туше-
ния — передвижными углекислотными огнетушителями типов ОУ-80,
ОУ-25 или стационарными установками типа 2БР2МА из расчета
не менее двух батарей в одном помещении и орошения каждой
точки помещения двумя струями. При этом имеется в виду, что ка-
255
бели для ЭВМ прокладываются в общем кабельном помещении
ОПУ, защищенном от пожара.
При наличии фальшпола помещение ЭВМ должно быть защи-
щено установкой объемного газового пожаротушения с использо-
ванием в качестве огнегасящего вещества фреона-114 (В2) при рас-
ходе 0,2 кг на 1 м3 защищаемого помещения или углекислоты (СО2)
при расходе 0,6 кг на 1 м3.
Отвод масла от трансформаторов в случае аварии или пожара
осуществляется с помощью маслоприемников сетей закрытых масло-
стоков и подземных маслосборников. Габариты маслоприемников
регламентированы ПУЭ.
Количество масла и размеры некоторых типов трансформато-
ров даны в приложениях 35 и 36.
Различные материалы по-разному проявляют свои свойства при
действии высоких температур.
Сталь является негорючим материалом, но, как все металлы,
используемые в строительстве, не может в течение продолжитель-
ного времени выдерживать воздействие высоких температур. Тем-
пература, при которой предел текучести мягкой малоуглеродистой
стали уменьшается до значения рабочего напряжения, является кри-
тической и составляет около 550° С. После охлаждения большая
часть потерянной прочности этой стали восстанавливается.
Высокопрочная легированная сталь при нагревании изменяется
аналогичным образом. Высокопрочные стали холодной обработки,
используемые для армирования предварительно напряженных же-
лезобетонных конструкций, имеют критическую температуру нагре-
ва в пределах 400—450° С.
Критическая температура для алюминия 250° С.
Способность бетона сопротивляться воздействию высоких тем-
ператур зависит главным образом от свойств его заполнителей. За-
полнители, которые уже подвергались тепловому воздействию в
процессе производства, такие как дробленый кирпич, керамзит, ко-
тельный шлак, менее восприимчивы к разрушению. Естественные
щебеночные заполнители (кроме известняка) имеют тенденцию рас-
трескиваться при нагревании.
При нагревании до 200° С происходит небольшое снижение
прочности бетонных конструкций. При температурах свыше 600° С
бетон имеет относительно невысокие показатели прочности. При на-
гревании до одинаковой температуры легкие бетоны по сравнению
с тяжелыми сохраняют большую часть первоначальной прочности и
имеют более низкий коэффициент температурного расширения.
Кирпичи из глины выдерживают температуру в пределах
1000° С и более без заметного повреждения структуры материала.
На прочность кирпичной кладки, выпучивание ее и растрески-
вание может оказать воздействие деформация находящихся с ней в
контакте стальных конструкций при нагревании.
Большая сопротивляемость гипсовой штукатурки воздействию
огня объясняется высоким содержанием химически связанной воды,
на испарение которой требуется дополнительная затрата тепловой
энергии. При нагревании наиболее часто нарушается сцепление шту-
катурки с защищаемым материалом, поэтому для повышения сцеп-
ления применяют сетчатую арматуру.
Ниже приведены основные противопожарные требования к си-
стемам отопления и 'вентиляции в зданиях ПС.
В помещениях, оборудованных автоматическими системами из-
256
вещения о возникновении пожара или системами тушения пожара,
следует предусматривать автоматическое отключение вентиляции и
воздушного отопления при срабатывании систем пожаротушения, а
также возможность дистанционного отключения их с пульта управ-
ления.
В проектах отопления и вентиляции следует предусматривать
указания о необходимости заземления всего отопительного и венти-
ляционного оборудования, металлических воздуховодов и трубопро-
водов, предназначенных для помещений с производствами категорий
А, В и Е. Это требование относится также к воздуховодам, трубо-
проводам и установкам, предназначенным для удаления взрывоопас-
ных веществ от местных отсосов с учетом требований ПУЭ.
В системах вентиляции не следует предусматривать оборудова-
ние, воздуховоды, шумоглушители, детали, изоляцию, прокладки из
материалов, которые при возгорании, а также при эксплуатации мо-
гут выделять в воздух помещений вредные вещества., Шумоглуши-
тели систем вентиляции следует также предусматривать из несгора-
емых материалов.
Объемно-планировочные решения зданий и сооружений с произ-
водствами категорий А, В и Е, где возможны выделения взрыво-
опасных и пожароопасных веществ (паров, газов), а также зданий
и сооружений, в которых имеются избытки явного тепла, должны
приниматься такими, чтобы в помещениях не образовывались не-
проветриваемые, застойные зоны — «мешки».
При отоплении зданий ПС электропечами следует в основном
использовать агрегаты заводского изготовления с закрытыми нагре-
вательными элементами.
Вытяжные шахты камер трансформаторов, пристраиваемых к
зданиям ЗРУ с несгораемыми стенами, но имеющих сгораемую кров-
лю, должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м
или же сгораемые конструкции кровли должны быть защищены не-
сгораемым парапетом; вывод шахт выше кровли здания в этом
случае не обязателен.
Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против
оконных проемов здания. При устройстве вентиляционных отверстий
непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под
выступающими сгораемыми элементами кровли или под проемами в
стене здания, к которому камера примыкает.
Вентиляционные устройства кабельных помещений должны
быть оборудованы автоматическими заслонками для прекращения
доступа воздуха в случае возиикиовения пожара.
При проектировании ЗРУ НО или 220 кВ с аппаратами, содер-
жащими более 60 кг масла в единице оборудования, следует иметь
в виду, что отнесение этих помещений к категории В по пожарной
опасности не исключает возникновение взрывов маслонаполненного
оборудования вследствие разложения масла электрической дугой и
образования взрывоопасной смеси газов.
Для предотвращения разрушительных последствий аварии на
конструкциях зданий необходимо в верхней части торцевых стен
предусматривать остекление общей площадью не менее 30% поверх-
ности одной наибольшей стены.
Для предотвращения распространения пожара в случае загора-
ния открыто установленных трансформаторов предусматривается
устройство огнестойких перегородок.
Пожарная сигнализация о работе систем включает: сигнализа-
17—862
257
цию от датчиков пожара на пульт управления и в защищаемое по-
мещение (для оповещения людей и эвакуации их до срабатывания
установок пожаротушения);
сигнализацию на пульт управления о срабатывании (пуск или
останов) иасосов и электрозадвижек; сигнализацию уровня воды в
резервуарах (ниже 300 мм максимального уровня и выше 200 мм
над уровнем дна резервуара); сигнализацию переполнения и опо-
рожнения дренажных приямков.
11.5. ЗАЩИТА ОТ ШУМА
При выборе площадок для ПС следует иметь в виду, что окон-
чательное согласование ее месторасположения производится орга-
нами санитарного надзора по представлению проекта санитарно-за-
щитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки,
расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием
шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих (Для
закрытых ПС) конструкций.
Основными источниками промышленного шума на ПС являют-
ся: трансформаторы и реакторы; синхронные компенсаторы; венти-
ляционные установки в зданиях; вентиляторные градирни; компрес-
сорные установки.
При расположении ПС в пределах крупных городов в связи с
шумовым воздействием перечисленного оборудования на жилые и
общественные здания введены ограничения при размещении откры-
тых ПС напряжением 110 кВ и выше. Так, для г. Москвы времен-
ными нормами установлены минимальные расстояния от трансфор-
маторов различной мощности до жилой застройки, при соблюдении
которых не требуется выполнение специальных шумозащитных ме-
роприятий (см. приложение 27).
Необходимость шумозащитных мероприятий определяется аку-
стическим расчетом, при этом учитывается работа трансформаторов
как при нормальных нагрузках, так и при перегрузках.
Акустический расчет включает в себя: выявление источников
шума и определение их шумовых характеристик (уровня звуковой
мощности £р); выбор расчетных точек в помещениях или на терри-
ториях и определение для них допустимых уровней звукового дав-
ления £доп; определение путей распространения шума от источников
до расчетных точек; определение ожидаемых уровней звукового дав-
ления £ в расчетных точках до осуществления мероприятий по сни-
жению шума; определение требуемого снижения уровней звукового
давления А£т в расчетных точках; выбор мероприятий для обеспе-
чения требуемого снижения уровней звукового давления в расчет-
ных точках, например расчёт и выбор типа и размеров шумоглу-
шащих и звукоизолирующих конструкций (глушителей, экранов,
звукоизоляции и т. п.); проверочный расчет акустической эффектив-
ности запроектированных конструкций (при необходимости).
Уровни звуковой мощности LP трансформаторов, реакторов, син-
хронных компенсаторов, компрессоров, вентиляторов и другого обо-
рудования принимаются по данным заводов-изготовителей. При
этом исходят из того, что перечисленное оборудование является ис-
точником постоянного шума и уровень его звуковой мошности из-
меряется в децибелах в октавных полосах частот со среднегеомет-
рическими значениями 63; 125; 250; 500; 1000; 2000; 4000; 8000 Гц.
258
Таблица 11.1. Уровни звуковой мощности, дБ
Тип оборудования
Автотрансформатор
АТДЦТН-200000/330/
ПО
Синхронный компенса-
тор типа КСВБ-100-
II-VI
Среднегеометрическая частота
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
72 94 84 83 74 66 61 54
87 90 89 87 85 82 74 65
Примечание. Для автотрансформатора приняты данные Всесоюзного
института трансформаторостроения; для синхронного компенсатора — завода
«Уралэлектротяжмаш».
В табл. 11.1 приведены значения уровней звуковой мощности
некоторых типов оборудования.
Допустимые уровни звукового давления Адоп в расчетных точ-
ках жилых, лечебных, культурно-бытовых, административных зданий
следует принимать по разделу СНиП «Защита от шума», а на рабо-
чих местах производственных предприятий — по специальным от-
раслевым нормативам. Положение расчетной точки при распростра-
нении звука в атмосфере принимается на расстоянии 2 м от окна
рассматриваемого здания, на высоте 1,2—1,5 м от поверхности пола.
Определение ожидаемых уровней звукового давления L в рас-
четных точках производится в следующей последовательности: для
открытых ПС, когда источник шума и расчетная точка находятся на
открытой территории, значение L, дБ, определяется по формуле
L = Lp - 15 lg г+ 10 |g0-b^-lOlgfi,
где Lp — суммарное значение октавного уровня звуковой мощности
оборудования, определяемое с помощью табл. 11.2; г — расстояние
от источника шума до расчетной точки; Ф — фактор направленно-
сти источника шума, при равномерном излучении звука в простран-
стве, принимаемый равным 1; ра — затухание звука в атмосфере,
принимаемое по табл. 11.3 (при расстоянии rsc50 м затухание зву-
ка в атмосфере в расчетах не учитывается); Й— пространственный
угол излучения звука, принимаемый для оборудования ПС рав-
ным 5.
Таблица 11.2. Добавка звуковой мощности при нескольких
источниках шума
Разность двух склады-
ваемых уровней, дБ 0 1 2 3 4 5
Добавка к более высо-
кому уровню, необхо-
димая для получения
суммарного уровня,
дБ...................... 3 2,5 2 1,8 1,5 1,2
17*
259
Продолжение табл. 11.2
Разность двух склады-
ваемых уровней, дБ . 6
Добавка к более высо-
кому уровню, необхо-
димая для получения
суммарного уровня,
дБ.......................1
7 8 9 10 15 20
0,8 0,6 0,5 0,4 0,2 0
При пользовании табл. 11.2 следует последовательно склады-
вать уровни звуковой мощности, ДБ, каждого вида оборудования,
начиная с максимального. Сначала определяют разность двух скла-
дываемых уровней, затем соответствующую этой разности добавку.
После этого добавку прибавляют к большему из складываемых
уровней, полученный уровень складывают со следующим и т. д.
Для закрытых ПС, когда источник шума находится в помеще-
Таблица 11.3. Зиачеиие затухания звука в атмосфере
Среднегеометри-
ческие частоты
октавных по-
лос, Гц ... . 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
Ра, дБ/км .... 0 0,7 1,5 3 6 12 24 48
нии, ожидаемый уровень звукового давления в расчетной точке L
определяется по формуле
6аг
L = Lp - 15 1g г + 10 1g Ф - - 10 1g Q - Д£,р ,
где Д£р—снижение уровня звуковой мощности при прохождении
звука через стены и перекрытия с учетом площади стен и кубатуры
помещения:
Д£,р = 10 1g В — 10 lg S + Я.;
здесь В — постоянная помещения, м2, определяемая по формуле
в = Вюоо и;
Biooo — постоянная помещения, м2, на частоте 1000 Гц и равная
V20 кубатуры помещения, где установлен источник шума; ц —
частотный множитель, определяемый по табл. 11.4; S — площадь
ограждающей конструкции, м2; Rt— звукоизолирующая способность
перекрытий, стен и перегородок, дБ, определяемая по нормативам.
Требуемое снижение уровней звукового давления < для ПС
определяется по формулам:
от одного источника шума
ДГ-т — В 7-доп>
от нескольких источников шума, отличаюшихся друг от друга
не более чем на 10 дБ,
= Lj £,доп “F Ю 1g л,
260
Таблица 11.4. Значения частотного множителя g
Объем поме- щения, м3 Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц
63 125 250 500 1000 2000 4000 8000
<200 0,8 0,75 0,7 0,8 1,0 1,4 1,8 2,5
200—1000 0,65 0,62 0,64 0,75 1,0 1,5 2,4 4,2
>1000 0,5 0,5 0,55 0,7 1,0 1,6 3,0 6,0
где L н Li — октавные уровни звукового давления, дБ, создавае-
мые соответственно одним нли отдельно рассматриваемым источни-
ком шума в расчетной точке; п — общее количество принимаемых
в расчет источников шума. От нескольких источников шума, отли-
чающихся друг от друга более чем на 10 дБ, ДАТ определяется по
специальному расчету, приведенному в СНиП.
Значения уровней звуковой мощности в расчетной точке L срав-
ниваются с допускаемым уровнем звукового давления Ьдоп. При
Ь>^доп выбираются мероприятия по защите от шума.
Рис. 11.4. Расчетные схемы для определения снижения уровня звука
за экранами.
Г —стенка; 2 —здание; ИШ — источник шума; РТ — расчетная точка; йдф—
эффективная высота экрана.
Таблица 11.5. Снижение уровня звукового давления ALAi экр» дБ- А
Расстояние между источ- Расстояние между экраном и расчетной точкой, м
5 1 10 20 50 100
ником шума и экраном, м Эффективная высота экрана h &ф’ м
I 3 I 3 1 3 ! 3 1 3
2 19 29 18 28 18 20 18 27 18 27
5 17 26 16 25 15 24 15 23 15 23
10 16 25 15 23 14 23 13 21 13 21
20 15 24 14 23 13 20 12 18 11 18
50 15 23 13 21 12 19 10 17 10 15
100 15 23 13 21 И 18 10 17 9 14
Примечание. AL д — эквивалентный уровень звукового давления, де-
цибел-А (дБ-A), колеблющегося во времени, при различных источниках шума.
261
Для снижения уровней шума, источником которого является
оборудование ПС, может служить экранирование. В качестве экра-
на используются отдельные здания, в которых допускается уровень
звука более 50 дБ. Экраном могут служить и отдельные стенки,
имеющие массу 1 м2 не менее 30 кг (поверхностная плотность не
менее 30 кг/м2), устанавливаемые между источником шума и рас-
четной точкой защищаемого от шума объекта (жилые дома, учреж-
дения лечебные, отдыха и др.).
Определение высоты экрана и снижение уровня звукового дав-
ления производится в соответствии с табл. 11.5 и рис. 11.4. Длину
экрану—стенки следует принимать в 2 раза больше длины обору-
дования, являющегося источником шума.
Раздел двенадцатый
СВЯЗЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
12.1. КАНАЛЫ СВЯЗИ
ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ
В соответствии с принятой в энергетике структурой управления
системы передачи информации используются для:
оперативно-диспетчерского управления (каналы диспетчерской
телефонной связи, телемеханики, передачи данных);
управления системной автоматикой (каналы релейной защиты
телеотключения, телерегулирования и т. п.);
технологического и административно-хозяйственного управле-
ния (каналы технологической телефонной связи, телеграфные кана-
лы для передачи данных и абонентского телеграфа).
Для этих целей используются такие виды связи, как высоко-
частотные каналы по фазам и тросам ВЛ, кабельные линии связи,
каналы по уплотненным воздушным линиям связи, радиорелейные
линии и т. п.
Основной системой передачи информации в энергетике являют-
ся высокочастотные каналы связи по фазным проводам ВЛ, одна-
ко в настоящее время для этой цели стали широко внедряться си-
стемы передачи по проводящим грозозащитным тросам. Высокочас-
тотные тракты по проводящим тросам используются в основном
для многоканальных систем передачи диспетчерской и технологиче-
ской информации благодаря равномерной частотной характеристике
затухания и простоте сооружения усилительных пунктов на трас-
се ВЛ.
Для организации высокочастотных каналов связи различных
назначений по ВЛ, заходящим на ПС, используется специальная ап-
паратура присоединения и обработки: конденсаторы связи, филь-
тры присоединения, заградители, разделительные фильтры, высоко-
частотные кабели. Конденсаторы связи и фильтры присоединения
устанавливаются в ячейке ВЛ на железобетонных опорах, а загра-
дители подвешиваются на подвесных изоляторах к входным порта-
лам либо устанавливаются на опорных изоляторах (рис. 12.1). На
262
ВЛ 35 и ПО кВ заградители иногда устанавливают на конденсато-
рах связи.
Разделительные фильтры используются в основном в случаях
параллельного подключения к общему устройству присоединения
приемопередатчиков каналов системной автоматики и телефонной
связи. Благодаря этому обеспечивается независимость работы каж-
дого канала и создаются условия для вывода аппаратуры любого
Рис. 12. 1. Варианты установки заградителя связи.
а — подвеска заградителя иа траверсе портала; б — подвеска заградителя иа
проводах ВЛ; в — установка заградителя на земле; 1—заградитель; 2 — гир-
лянда изоляторов; 3—-траверса портала; 4 — металлический портал; 5—-до-
полнительная линейная арматура; 6 — изолятор; 7 — шинная опора (изолиру-
ющая); 8 — железобетонная опора.
канала на периодический контроль либо в ремонт без отключения
аппаратуры других каналов. Разделительные фильтры устанавлива-
ются на панелях совместно с приемопередатчиками системной авто-
матики.
Корпуса аппаратуры присоединения и металлоконструкции для
ее установки заземляют путем присоединения к контуру заземления
ПС шинками из полосовой стали 40X4 мм.
Высокочастотный кабель по территории ПС прокладывается в
траншеях, кабельных туннелях, каналах и лотках, а внутри зданий
по металлоконструкциям и стенам. В каналах кабель прокладывает-
ся на отдельных полках отдельно от других кабелей, его можно-
прокладывать рядом только с контрольными кабелями. Если в ка-
Таблица 12.1. Минимально допустимые расстояния
по горизонтали от ВЧ кабеля до сооружений (без пересечения), м
Фундамент здания . ......................... . . 0,6
Силовой кабель ......................................... 0,5
Теплопровод и газопровод с давлением до 30 Па . 1,0
Газопровод с давлением 30—100 Па................... . 1,0-
Трубопровод разводящей сети водопровода................. 1,0
Трубы магистральной сети водопровода . . 2,0
263.
налах проходят кабели высокого напряжения, то высокочастотный
кабель прокладывается в металлических трубах. То же делается и
при пересечении его с другими кабелями, включая и высокочастот-
ные, причем стальная труба должна выходить не менее чем на 1 м
в обе стороны от места пересечения.
Минимально допустимые расстояния по горизонтали и вертика-
ли от высокочастотного кабеля до сооружений приведены в
табл. 12.1 и 12.2.
Таблица 12.2. Минимально допустимые расстояния по вертикали
от ВЧ кабеля до сооружений (при пересечении), м
Подошва рельса железнодорожных путей.....................1,0
Дно кювета автомобильных дорог...........................0,8
'Силовой кабель под бронированным ВЧ кабелем............0,25
Трубопровод, водопровод, канализация, теплопровод или га-
зопровод при прокладке ВЧ кабеля:
в трубе.................................................0,15
в грунте...............................................0,5
Трубопровод телефонной канализации ..................... 0,1
Заземлитель наружного контура заземления при прокладке
ВЧ кабеля:
в трубе..............................................0,25
в грунте..............................................0,5
Аппаратура высокочастотных каналов телефонной связи и теле-
механики устанавливается, как правило, в аппаратных связи, а си-
стемной автоматики — в помещениях релейных щитов.
Приемопередатчики каналов релейной защиты УПЗ-70,
АВЗК-80 крепятся на панелях релейной защиты (ДФЗ-201,
ДФЗ-501 и т. п.), а приемники и передатчики каналов ускорения ре-
зервных защит и телеотключения типов АВ ПА, АНКА — на каркас-
но-реечных панелях типа ПКР. Подробные сведения о каналах свя-
зи, схемах высокочастотных трактов, их расчетах, а также указа-
ния о размещении аппаратуры и ее технические данные приведены
в «Справочнике по проектированию систем информации в энерге-
тике», под общей редакцией В. X. Ишкина н С. С. Рокотяна («Энер-
гия», 1977 г.).
Согласно принятым в энергетике нормам все средства передачи
информации по обеспечению основным и резервным электропитани-
ем делятся на три категории:
1) не допускающие кратковременных перерывов в электропи-
тании;
2) допускающие кратковременные перерывы прн переключении
с основного на резервный источник питания (не более 1 мин);
3) допускающие перерывы в электропитании на время, необ-
ходимое для восстановления работы основного источника питания.
Классификация средств передачи информации по указанным ка-
тегориям приведена в табл. 12.3.
264
Таблица 12.3. Классификация средств передачи информации
по категориям электропитания
Наименование оборудования Подстанции 220 кВ и выше Подстанции 35—110 кВ
Диспетчерские коммутаторы 2 —
Автоматические телефонные станции: координатных систем 2 —
декадно-шаговых систем емкостью 1 —
свыше 100 номеров Аппаратура дальней автоматической 2 2
связи (ДАС) Магнитофоны 1 —
Аппаратура уплотнения проводных и ра- диорелейных линий связи: межсистемного и системного значе- 1 1
НИЯ местного значения 2 2
Аппаратура систем передачи по ВЛ: межсистемного и системного зна- 1 —
чения местного значения 2 2
УКВ радиостанции 2 2
КВ радиостанции 2 1 “—’
Устройство ТУ—ТС 2
Одноканальные устройства ТИ 1 2
Многоканальные устройства ТИ, ком- 1 2
плексные устройства ТИ—ТС—ПСИ Устройства автоматической регистрации 1 1 —
Устройства автоматического телерегули- —•
рования частоты и мощности (АРЧМ) Устройства передачи и приема аварий- .— 2
но-предупредительных сигналов (АПС) Аппаратура директорской связи, радио- 3 —
фикации Радиопонсковая связь на объекте 2 —
12.2. МЕСТНАЯ И ВНУТРЕННЯЯ СВЯЗЬ
К устройствам местной связи ПС относятся соединительные
линии с узлами связи министерства связи, а для крупных ПС, име-
ющих жилые дома (поселок) для обслуживающего персонала, так-
же абонентские линии в квартиры домов от телефонной станции ПС.
К устройствам внутренней связи ПС (внутри объектной связи)
относятся средства, необходимые для обеспечения оперативного,
технологического и административно-хозяйственного управления
265
(средства телефонной связи между дежурным инженером и цеха-
ми, службами и отделами, поисковой связи и производственного ве-
щания).
Для оперативной телефонной связи с дежурным инженером ПС
используются диспетчерские коммутаторы типа ЭДТС-66 емкостью
30 абонентов и каналы диспетчерской связи. Для фиксации особо
важных телефонных переговоров используется магнитофонное за-
писывающее устройство. Для этих целей, как правило, применяются
отечественные магнитофоны. Административно-хозяйственная связь
крупных ПС обеспечивается через автоматическую телефонную стан-
цию емкостью 50—100 номеров. Наиболее удобны для этой цели
координатные телефонные станции типа АТСК-100/200 и болгарские
квазиэпектронные станции ЕСК-400Е-МЭ, которые используются
также и для автоматизации внешней связи ПС с РЭС, ПЭС, РЭУ.
Поиск сотрудников, передача производственных объявлений и
другой технологической информации осуществляются с помощью ра-
диоузлов производственного вещання (У-100У4.2, ТУУ-600Т и др.)
и громкоговорителей, установленных на ОРУ, в зданиях и помеще-
ниях ПС. Управление радиоузлом, выбор зоны передачи и ведение
передачи осуществляются дежурным инженером с помощью пуль-
та радиоуправления.
Аппаратура внутренней связи ПС устанавливается в аппаратных
помещениях, а пульт диспетчерского коммутатора — на рабочем ме-
сте дежурного инженера. Категория надежности электропитания
аппаратуры должна быть не ниже 2-й (перерыв электропитания до-
пускается длительностью не более 1 мин). Сети устройств внут-
ренней связи ПС выполняются кабельными. При этом сети телефон-
ной связи и производственного вещания должны быть независимы
друг от друга.
На территории ПС в пределах контура заземления для телефон-
ных сетей используются кабели связи типов ТГ, ТПВ, ТПП с диа-
метром жил 0,5 мм. Для сети производственного вещания исполь-
зуются в основном контрольные кабели (по территории) и кабели
ПРППМ и ТРП (в зданиях).
Соединительные и абонентские линии местной связи ПС, выхо-
дящие за пределы контура заземления ПС, выполняются симмет-
ричными кабелями связи с повышенной электрической прочностью
изоляции жила—оболочка (ТЗБ, ТЗАВБ и т. п.). На каждой жиле
с обеих сторон кабеля устанавливаются разрядники для защиты
персонала и аппаратуры от опасных напряжений.
12.3. НАРУЖНОЕ ОСВЕЩЕНИЕ
На территории ПС должно предусматриваться освещение до-
рог, проходов, а также периметра ПС. Освещение дорог, проездов
и проходов осуществляется светильниками, устанавливаемыми на
столбах с таким расчетом, чтобы отношение максимальной яркости
покрытия проезжей части не превышало 3:1. Управление освеще-
нием должно осуществляться централизованно со щита управления.
Освещение вдоль наружной ограды ПС предусматривается на
ПС с постоянным обслуживающим персоналом. Наименьшая осве-
щенность в ночное время должна быть не менее 0,5 лк.
Высоту установки светильников и расстояние между ними вы-
бирают с таким расчетом, чтобы зоны освещения перекрывались.
266
Светильники должны предохраняться от раскачивания ветром. Пи-
тание светильников осуществляется самостоятельными линиями от
сети рабочего освещения. Включение и отключение освещения про-
изводится из проходной или со щита управления.
12.4. ПОЖАРНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Системы пожарной сигнализации на ПС производят автомати-
ческое оповещение обслуживающего персонала в момент возникно-
вения пожара до того, как он достигнет больших размеров.
Комплекс современной противопожарной автоматики структур-
но состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей,
расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием
информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала и ввод
в действие средств автоматического пожаротушения.
На ПС обязательному оборудованию пожарной автоматической
сигнализацией подлежат кабельные помещения (полуэтажи, шахты,
подвалы, туннели), здания масляного хозяйства, помещения масло-
подпитывающих устройств, силовые трансформаторы, вычислитель-
ные центры,..
Автоматические извещатели, выпускаемые промышленностью,
по принципу действия подразделяются на тепловые, дымовые, ком-
бинированные (тепловые и дымовые), пламени, ультразвуковые.
Тепловые извещатели реагируют на повышение температуры,
дымовые — на продукты горения (дым), комбинированные — на теп-
ло и дым, пламени — на открытое пламя, ультразвуковые — на из-
менение характера ультразвукового поля при загорании.
На ПС применяются серийно' выпускаемые промышленностью
автоматические извещатели: комбинированные типа ДИП-1, подаю-
щие сигнал тревоги при появлении дыма и при повышении темпера-
туры окружающей среды в месте его установки до 90° С; фотоэлек-
трические типа ИДФ-1М, подающие сигнал тревоги при появлении
дыма; контактные типа ДТЛ, подающие сигнал тревоги при повы-
шении температуры окружающей среды в месте его установки до
80° С.
Находятся в эксплуатации также снятые с производства комби-
нированные извещатели типа КИ-1 (с ионизационной камерой).
Извещатели типов ДИП-1 и ИДФ-1М устанавливаются в поме-
щениях кабельных маслоподпитывающих устройств, силовых транс-
форматоров, вычислительных центров, аппаратных связи и в зда-
ниях масляного хозяйства. Извещатели типа ДТЛ устанавливаются
также в помещениях технической документации, фотолабора-
тории, технической учебы, кладовых, мастерских, кабинетах началь-
ников служб. Извещатели устанавливаются на потолке, но допуска-
ется их установка и на стене, если это вызывается конструктивны-
ми особенностями помещения трансформаторов закрытых ПС, в
случае использования потолка для монтажа шинопроводов и обо-
рудования.
Площадь помещений, защищаемая одним извещателем, зависит
от высоты потолка и его конструктивных особенностей (табл. 12.4).
Извещатели типа ДИП-1 и’ИДФ-lM соединяются группами
(лучами) в количестве не менее двух, но не более 20 извещателей
ДИП-1 и 10 извещателей ИДФ-1М в одном луче. Извещатели ДТЛ
включаются в луч не более 50 шт., при этом одним лучом защища-
ется не более 10 смежных помещений или изолированных, но имею-
щих общий коридор и свободный доступ в помещения.
267
Таблица 12.4. Площадь помещения, защищаемая одним
извещателем
Высота потолка, м Защищаемая площадь, м1, извещателем типа
ДИП-1, ИДФ-1М ДТЛ
До 3,5 85/65 25/18
От 3,5 до 6,5 70/55 20/15
От 6,5 до 10,0 65/50 15/10
От 10,0 до 12,5 55/45 -/-
Примечания: 1. Значения в числителе — для потолков с ровной по-
верхностью, в знаменателе — для потолка с выступами 0,15—0,35 м.
2. В кабельных туннелях и узких коридорах извещатели устанавливаются
примерно на расстоянии 15 м друг от друга.
3. В помещениях, перекрытия которых имеют конструкции, выступающие
более чем на 0,6 м (балки, прогоны, ребра жесткости железобетонных плит
и т. п.), извещатели должны устанавливаться в каждом пролете.
Пульты (станции) пожарной сигнализации, в которые включа-
ются лучи с извещателями, устанавливаются в помещениях, где
имеется круглосуточное дежурство. В тех случаях, когда на ПС нет
дежурных, сигнал тревоги должен передаваться на центральный
пункт.
Извещатели типа ДИП-1 работают совместно с приемным пуль-
том пожарной сигнализации типа ППС-1, который осуществляет
обработку сигналов от извещателей, включение в каждом луче
цепей управления системой автоматического пожаротушения и ав-
томатическую подачу сигнала тревоги на коммутатор городской
пожарной части или на выносные приборы сигнализации. Емкость
пульта составляет 10 лучей. Электропитание пульта пожарной
сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока
2201^15 В частотой 50 Гц или от источника постоянного тока
24±2,4 В; потребляемая мощность равна 20 В-А от сети перемен-
ного тока и 16 Вт от источника постоянного тока. Электропитание
извещателей ДИП-1 должно осуществляться от источника постоян-
ного тока 24±2,4 В с напряжением пульсацией не более 1 В.
Извещатели типа ИДФ-1М работают совместно с промежуточ-
но-контрольным устройством ППКУ-1М, которое осуществляет пита-
ние извещателей, прием информации от извещателей, контроль за ис-
правностью линий питаний и сигнализации, передачу информации на
пульт централизованного наблюдения, включение цепей автомати-
ческого пожаротушения и местной сигнализации. Устройство
ППКУ-1М включается в луч приемного пульта типа ТОЛ-Ю/100
или ППС-1 и обеспечивает возможность подключения до 10 изве-
щателей. Электропитание ППКУ-1М осуществляется от сети пере-
менного тока 220 ±22 В частотой 50 Гц. Потребляемая мощность
при полной нагрузке не более 55 В-А.
Извещатели ДТЛ можно включать в приемные пульты
ТОЛ-Ю/ЮО и ППС-1.
Системы электрической пожарной сигнализации по обеспечению
надежности электропитания относятся к электропотребителям
I категории. При проектировании и монтаже систем пожарной си-
гнализации на ПС в зависимости от места и способа прокладки
268
должны применяться кабели (провода) следующих марок: для из-
вещателей ДТЛ—ТРВ, ТРП, ТГ, ТБ, ТПВ, ТПП; для извещателей
ДИП-1 и ИДФ-1М— контрольные кабели КНРГ, КВРБ, КВВГ,
КНРБ и силовые кабели ВРГ и НРГ.
Для магистральной и распределительной сетей систем пожар-
ной сигнализации применяют кабели марок ТГ, ТБ, ТПКШ,
ТПКШБ, ТПВ, ТПП, ТПВБ, ТППБ с диаметром жил не менее
0,5 мм от 5 пар и выше.
Распределительными устройствами при использовании контроль-
ных н сигнально-блокировочных кабелей могут служить соедини-
тельные коробки типа СК-6, СК-8, СК-16, СК-24 и соединительные
платы типа ПС-16-17 с защитой металлическими кожухами.
Абонентскую сеть системы пожарной сигнализации выполняют
проводами и кабелями марок ТРВ, ТРП, ПРППИ и другими анало-
гичными проводами.
Для линий систем пожарной сигнализации применяют скрытую
и открытую проводки. Допускается прокладка линий под плинтуса-
ми, наличниками окон и дверей. Кабели абонентских линий и их от-
ветвления разрешается сращивать посредством соединительных ко-
робок пайкой или под винт; жилы проводов линий блокировки в
ответвительных коробках подключают к дальним зажимам. Сопро-
тивления линий системы пожарной сигнализации от извещателя до
приемного пульта должны соответствовать предусмотренным для
них техническим данным.
Кабели и провода для электропитания аппаратуры пожарной
сигнализации выбирают с учетом условий их прокладки: провода
ПВ, АПВ, ПРГ, АПРГ, ПРТО, АПРТО и аналогичные им — в ме-
таллических трубах илн в металлорукаве; провода ППВ, АППВ,
ПРППМ и аналогичные им — открыто с креплением гвоздями, ско-
бами нли клеем по негорючим основаниям и горючим основаниям
с подкладкой асбестовой ленты; провода ППВС, АППВС и анало-
гичные им — скрыто в слое штукатурки; кабели ВРГ, ВВГ, НРГ,
АВРГ, АВВГ, АНРТ и аналогичные им — открыто по любым осно-
ваниям с креплением скобами и металлических трубах.
Провода и кабели с алюминиевыми и медными жилами приме-
няют во всех помещениях, кроме взрывоопасных и чердачных. Жи-
лы проводов и кабелей линий электропитания соединяют только
пайкой или сваркой в соединительных или ответвительных коробах.
Провода и кабели на щитах и к аппаратуре подключают в соответ-
ствии с требованиями норм.
Системы электрической пожарной сигнализации должны быть
оборудованы защитным заземлением с сопротивлением не более
10 Ом.
Раздел тринадцатый
ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА
И СМЕТЫ
В целях обеспечения оптимальных условий строительства ПС
необходимо в процессе разработки технического и технорабочего
проектов согласовать с различными организациями ряд основных
вопросов, в том числе:
с генподрядной строительной организацией — принципиальные
решения строительных конструкций и метод доставки тяжеловесно-
го оборудования;
с комплектующими организациями — номенклатуру сборных
железобетонных изделий (главком или трестами по производству
этих изделий), а нетиповые решения металлоконструкций с трестом
«Энергостальконструкция»;
с местными районными организациями — места получения при-
возного грунта и инертных, места для вывоза ненужного грунта
и мусора, а также место складирования почвенного слоя и условия
рекультивации земли (через заказчика).
Кроме того, для доставки тяжеловесного оборудования долж-
ны быть обследованы имеющиеся автомобильные дороги и мосты на
участке железнодорожная станция разгрузки — площадка ПС.
Качественное выполнение работ по сооружению ПС с мини-
мальными затратами материальных и трудовых ресурсов обеспечи-
вается разработкой проекта организации строительства (ПОС), ко-
торый является основой для распределения капитальных вложений
и объемов строительно-монтажных работ (СМР) по срокам строи-
тельства.
В пояснительной записке ПОС должны быть отражены: вопро-
сы обеспечения жильем, водой, электроэнергией, а также культур-
но-бытового обслуживания строительных кадров; мероприятия по
технике безопасности; методы производства сложных работ, не ох-
ваченных типовыми нормативными картами; основные мероприятия
по охране окружающей среды в период производства работ.
При реконструкции действующих. ПС, кроме того, необходимо
дополнительно решить организацию и последовательность произ-
водства работ в целях минимального времени отключения дейст-
вующего оборудования.
Основными материалами, подлежащими выполнении^ для разде-
ла проекта ПОС, являются календарный план строительства;
строительный генеральный план; сводная ведомость объемов работ;
сводный график потребности основных материалов и оборудования;
схема транспортировки тяжеловесного оборудования; ведомость
потребности основных строительных машин и механизмов.
Для реконструируемых ПС дополнительно должны быть опре-
делены состав и порядок производства работ; перечень основных
мероприятий, обеспечивающих безопасное производство работ, тре-
бующих дополнительных капитальных затрат; перечень демонтируе-
мых сооружений.
Сметная стоимость строительства ПС определяется с учетом
всех производимых работ и затрат, включая расходы на приобрете-
270
ние оборудования, подготовительные и другие работы. В отдель-
ных случаях в сметную стоимость включаются расходы на жилищ-
но-гражданское строительство и т. п.
Утвержденная сводная смета является документом для планиро-
вания и финансирования капитального строительства. Сметная стои-
мость строительства ПС, определенная на стадии технического (тех-
иорабочего) проекта и утвержденная в установленном порядке, явля-
ется сметным лимитом строительства, не подлежащая изменению.
Увеличение утвержденной сметной стоимости при наличии обосно-
вания может производиться только по согласованию с вышестоящи-
ми организациями: для строек стоимостью до 3 млн. руб., утверж-
денных главными управлениями, — по согласованию с министерст-
вом, а для строек стоимостью более 3 млн. руб., утвержденных Ми-
нистерством или ведомством, — по согласованию с Госпланом и
Госстроем.
Сметная документация, входящая в проект, состоит из свод-
ной, объектных и локальных смет. В случае, когда в стоимость
строительства ПС входит еще и стоимость жилищно-гражданских
сооружений дополнительно составляется также и сводка затрат.
Сводная смета содержит следующие главы:
Глава 1. Подготовка территории строительства.
Глава 2. Объекты основного производственного назначения.
Глава 3. Объекты подсобного, производственного и обслуживаю-
щего назначения.
Глава 4. Объекты энергетического хозяйства.
Глава 5. Объекты транспортного хозяйства и связи.
Глава 6. Наружные сети и сооружения водоснабжения, канализа-
ции, теплоснабжения и газоснабжения.
Глава 7. Благоустройство территории предприятия.
Глава 8. Временные здания и сооружения.
Глава 9. Прочие работы и затраты.
Глава 10. Содержание дирекции строящегося предприятия и автор-
ский надзор.
Глава 11. Подготовка эксплуатационных кадров.
Глава 12. Проектные и изыскательские работы.
В сводной смете отдельной строкой должен предусматривать-
ся резерв средств на непредвиденные работы и затраты. За итогом
сводной сметы указываются все возвратные суммы.
Средства на возведение временных зданий и сооружений в со-
ответствии с действующими сметными нормами СНиП исчисляются
в процентах стоимости строительно-монтажных работ по гл. 1—7
сводной сметы, а в отдельных случаях по ПОС.
Локальные сметы на отдельные виды работ и затрат составля-
ются для всех объектов и видов работ по прейскурантам и укруп-
ненным сметным нормам (УСН) при их наличии, а при отсутст-
вии — по единичным расценкам и ценникам на монтаж оборудова-
ния. Локальные сметы на строительные работы определяются по
единым районным единичным расценкам (ЕРЕР), привязанным к
местным условиям, и ценникам зональных сметных цен на местные
материалы, при отсутствии которых составляется каталог соответ-
ствующих единичных расценок.
Локальные сметы на приобретение оборудования и монтаж
составляются по прейскурантам цен на оборудование и ценникам
на монтаж оборудования Госстроя СССР.
271
Таблица 13.1. Удельный вес стоимости строительно-монтажных
работ, оборудования и прочих затрат по подстанциям с высшим
напряжением 35—500 кВ, % полной стоимости
Высшее напря- жение на ПС, кВ Строитель- ные работы Монтажные работы Оборудова- ние Прочие затраты
35 29 10 55 6
НО 31 11 52 6
150 30 11 53 6
220 28 11 56 5
330 23 9 64 4
500 26 10 60 4
КТПБ 35—110 13 7 74 6
В случае применения на ПС нестандартизованного оборудова-
ния сметная стоимость его определяется по лимитным ценам, ут-
вержденным в установленном порядке. Нормы накладных расхо-
дов, льгот и др. принимаются по данным генеральной подрядной
организации. Удельный вес стоимости строительно-монтажных ра-
бот, оборудования и прочих затрат по ПС с высшим напряжением
35—500 кВ дан в табл. 13.1.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Акт
комиссии по выбору площадки подстанции 500/220 кВ с подходами
и трассами внешних коммуникаций в Завьяловском районе
Алтайского края РСФСР
15 августа 1980 г. с, Завьялове
Выбор площадки подстанции с подходами ВЛ и трассами
внешних коммуникаций выполнен в соответствии с распоряжением
Алтайского крайисполкома от 8 августа 1977 г. № 367-р и Завьялов-
ского райисполкома от 15 августа 1977 г. № 172.
В комиссию по выбору площадки входят
Председатель комиссии —
Председатель исполкома —
Члены комиссии:
от Завьяловского райисполкома
главный инженер-землеустроитель производственного управления
сельского хозяйства —
архитектор района —
главный государственный санитарный врач —
начальник инспекции Госпожнадзора —
директор совхоза «Харитоновский»—
начальник линейно-технического участка связи —
начальник линейного управления строительства и ремонта автомо-
бильных дорог —
от РЭУ Барнаулэнерго (заказчик):
директор северных сетей —
от проектной организации:
главный инженер проекта по подстанциям —
главный инженер проекта по линиям —
главный конструктор по генплану —
руководитель группы по генплану—
руководитель группы по водопроводу и канализации —
руководитель группы по изысканиям —
В тексте акта дается ссылка на документы, обосновывающие
необходимость строительства подстанции, дается краткая характе-
ристика подстанции с указанием устанавливаемого оборудования,
количества и направления выходящих ВЛ.
Описываются все конкурирующие варианты площадок, даются
предложения и рекомендации комиссии.
Приложения к акту: 1.
2.
3.
Акт подписывается всеми членами комиссии.
18-862
273
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
УТВЕРЖДАЮ Заместитель министра энергетики и электрификации СССР « » 198 г. ЗАДАНИЕ
иа проектирование подстанции кВ
(наименование в
соответствии с титулом)
1. Основание для проекти- рования «Схема развития и реконструкции сетей кВ и выше энергосистемы на (наименование) 19 гг.», утверждена решением Мин- энерго СССР от 19 г. № Технико-экономическое обоснование (ТЭО) , утвержденное (наименование) решением Минэнерго СССР от 19 г. № по согласо- ванию с Госпланом СССР и Госстро- ем СССР (письмо от 19. г. № ) Титульный список проектно-изыска- тельских работ на 19 г. для строи- тельства будущих лет по стройкам сметной стоимостью 3 млн. руб. и выше, утвержденный Минэнерго СССР (согласование Госплана СССР от 19 г. №
2. Вид строительства (новое, расширение, реконструкция)
3. Район и площадка строи- тельства Подстанцию разместить в , (населенный пункт)
274
Продолжение приложения 2
_____________в соответствии с актом
(район, область)
выбора площадки и решением от
_____________19____г. №____________
облисполкома (или
крайисполкома, или горисполкома,
или Совета Министров автономной
республики) о согласовании разме-
щения площадки подстанции.
4. Характеристика и техни-
ко-экономические пока-
затели на расчетный пе-
риод
4.1. Количество и мощность
трансформаторов и ис-
точников реактивной
мощности
5. Требования по защите
окружающей среды
6. Необходимость разра-
ботки автоматизирован-
ных систем управления
7. Жилищное и культурно-
бытовое строительство
трансформатора_____кВ,
(наименование)
мощностью по_____МВ-А и
(количество)
синхронных компенсаторов (или ба-
тарей статических конденсаторов)
кВ, мощностью по
Мвар в соответствии со «Схемой
развития сетей . ................
на 19___—19____гг» (при наличии ут-
вержденного ТЭО ссылка дается не
иа «Схему», а на ТЭО).
Количество и мощность уточнить и
обосновать в проекте
Предусмотреть восстановление зе-
мель взамен изымаемых под площадку
подстанции, заходы ВЛ и подъезд-
ные дороги (при использовании сель-
скохозяйственных земель)
Предусмотреть шумозащитные меро-
приятия (при размещении подстанции
вблизи перспективной застройки на-
селенного пункта)
Не требуется (обосновать в проекте)
Жилые дома разместить
(наименование населенного пункта)
в соответствии с актом выбора пло-
щадки (или АПЗ)
Объем жилья и культурно-бытового
строительства определяется в про-
екте
18*
275
8. Требования по разработ-
ке вариантов проекта
или его частей
Продолжение приложения 2
Не требуются
(или, например:
8.1. Для выбора оптимальных реше-
ний разработать варианты ком-
поновок ОРУ ___________________кВ
8.2. Варианты доставки тяжеловес-
ного оборудования по железной
дороге и на автотрайлере и др.).
9. Дополнительные усло-
вия к выполнению проек-
та
Не требуются
(или, например:
В составе проекта предусмотреть:
9.1. Разработку пускового комплек-
са объекта, включая пусковую
схему подстанции и проект релей-
ной защиты для пусковой схемы
9.2. Заход существующей ВЛ
кВ,
(наименование)
ориентировочной протяжен-
ностью__________км (перечисля-
ются все включаемые в проект
заходы ВЛ)
9.3. Релейную защиту и противоава-
рийную автоматику сети
_________________кВ
9.4. Научно-исследовательскую ра-
боту _______________________________
(наименование)
и т. д.)
10. Условия по кооперации
и согласование с терри-
ториальной проектной
организацией
Принять в соответствии с требова-
ниями территориальной проектной
организации (или генпроектировщи-
ком промышленного узла) и актом
выбора площадки.
276
И. иоъем капитальных
вложений
12. Намечаемые сроки
строительства
13. Стадийность проекти-
рования
Продолжение приложения 2
_______________________млн. руб.
14. Срок выполнения про-
екта
15. Заказчик проектно-
изыскательских работ
16. Проектная организация
17. Строительная органи-
зация — генеральный
подрядчик
Приложение: Материалы
Год начала строительства 19_______г.
Нормативный срок строительства
месяц (при наличии
очередей — сроки строительства каж-
дой очереди)
Технорабочий проект (технический
проект и рабочие чертежи)
При двустадийном проектировании
изыскательские работы выполняются
непрерывно
Продолжение их до утверждения
технического проекта производится
за счет сметы под рабочие чертежи
_____________________________19___г.
(месяц нли квартал)
площадки—1 книга.
Заместитель министра энергетики и электрификации союзной рес-
публики (или руководитель Главного производственного управления
энергетики и электрификации союзной республики или Глав
_________________.энерго).
Согласовано:
Руководитель Главниипроекта
Руководитель Глав строя
Руководитель Управления экспертизы
проектов и смет Минэнерго СССР
Главный инженер института
«Энергосетьпроект»
Главный инженер ЦДУ
(для объектов напряжением 500 кВ
и выше и объектов, имеющих межсистемное значение)
277
278
Приложение 3. Технические данные линейных регулировочных трансформаторов
МВ-А СП а Каталожные данные расчетные данные
кВт ДРК- кВт % дрст кВт | д5Ст' квар
S о Тип § Положение переключателя х, Ом Положение переключений
я со S8 1—12 11—13 1 23 1 11-13 1; 23 | 11—13 1; 23 11-13
16 ЛТМН-16000/10 6,6 9,5 3,5 35 20 5 2,35 0,29 9,5 3,5 800 376
11,0 0,80
17 ЛТДН-40000/10 6,6 18,5 7 70 38 3,5 2,5 0,12 18,5 7 1400 1000
(ЛТЦН) 11,0 0,32
63 ЛТДН-63000/35 38,5 25 12 ПО 60 3,1 2,1 2,55 25 12 1953 1323
100 ЛТДН-100000/35 38,5 40 16 140 75 3,5 1,5 1,56 40 16 3500 1500
92 ОДЦТНП-92000/150* 150 110 — 185 — 0,7 — 20,1 330 — 1932 —
* Выпускается по ТУ ОБТ 517 056-74.
Примечание. Каталожные и расчетные данные приведены к U номи к проходной мощности линейного регулировочного
трансформатора. Положения переключателя 1 и 23 соответствуют максимальному и минимальному регулированию напряжения
±10-1,5% Пном ; 11—13 — нулевые положения переключателя.
Приложение 4. Технические данные синхронных компенсаторов
Тип п. « £ 3 о , я Ъ CQ о «ч я о S3 Реактивность, % СП s о a,* о О о 73 Ьч 2 Q S при отста- ющем токе, Мвар п, Об/МНН Примечание
X d х d xd x'n XQ х2 х0
КС-16000-6 16 6,3 1,47 16 26 130 — 72 — 7 10 360 7,34 — 12 1000
КС-16000-11 10,5 0,88 19 30 150 — 85 — 9 16 370 7,3 — 9
1 1 1 1
КС-25000.11 25 — — — — — —
КС-32000-11 32 10,5 — — — — — —
КСВ-50000- 11 45 — 30 47 270 32 150
КСВБ-50000- 11 КСВБ(О)- 50000-11 50 11 2,62 29 48 270 29 152
КСВ-100000- 11 100 11 5,25 20 40 210 21 126
КСВ-160000- 15 160 15,75 5,86 20,5 43 200 130
КСВ-350000- 20 350 20 10,1 25,4 50,2 189 — 116
КС-5000-6 5 6,3 __ 16 25 157 — 77
КС-7500-6 7,5 6,6 0,656 15 168 15 82
КС-10000-6 10 6,3 (10,5) 0,87 22 32 185 — 104
— — — 525 — — 16 750 или 1000 —
— — — 500 — —
— 14 17,9 750 — — 23 750
30,5 10 17,9 800 9,1 125 20 33 —
20,5 .0 12,1 1370 9,35 220 50 —
— 13 12,6 1750 8,5 300 80 —
— — — 4200 5,64 420 185 750 Разрабаты- вается тех- документа- ция
21 6 10 150 4,4 3,7 — 1000 Сняты с про- изводства (эксплуати- руются на существую- щих элек-
16 9 220 4,7 8,6 — 750
— 10 12,4 250 7,4 — 5,5 1000
280
Продолжение приложения 4
Тип Л СИ € § со® ж К 1 Реактивность, % ₽• 3 о № ft. О о ь? GD*, Т-м’ S при отста- ющем токе, Мвар л, об/мин Примечание
x"d x'd *d Г г X q хо *• Хо Хв
КС-15000-6 КС-15000-11 15 6,6 1,31 18 28 180 18,5 90 15 6,8 9,7 360 8,3 15 8 1000 троустанов- ках)
11,0 0,785 16,5 30,6 200 16,3 116 19 8 10,9 355 8,8 24,8 750
КС-30000- 11м 30 10,5 1,65 21 36 168 22 104 27 8,5 11,4 532 6,4 58,5 16
КСВ-37500- 11 37,5 10,5 2,07 23 36 230 24 187 26 8,0 15,0 570 10,2 58,2 —
КСВ-75000- 11 75 11 3,97 20 35,7 20 126 22,3 9,0 13,7 915 8,9 77,0 — 1000
Приложение 5. Технические данные конденсаторных батарей
Показатели Номинальное напряже- ние батареи, кВ Показатели Номинальное напряжение батареи. кВ
6 10 35 НО 6 10 35 ПО
Число параллельных ветвей 8 8 8 8 Мощность, выдаваемая батареей, Мвар, при напряжении:
Число последовательно включен- ных конденсаторов в одной ветви Общее число конденсаторов Установленная мощность, МВар • Числитель относится к батарее К 7 168 3,4* 11 264 5,3 37 888 17,8 116 2784 55,7 1,1 КСА-0,66-40. 2,3 4,1 14,8 46,5
4,6 1,9 8,1 3,4 29,5 12,2 38,4
3,8 6,7 24,4
6,7 'СА-0,6 10,6 6-20; з 35,5 намена тель —
Приложение 6. Технические данные шунтирующих реакторов
Тип реактора уиом' кВ «ном- кВ,А ДР, кВт Примечание
РОМ-1200/10 РОД-ЗОООО/35 РОД-ЗЗЗЗЗЗ/ПО g РОДЦ-60000/500 * >—* 6,6 11 1100 30000 33333 60000 20 !. 180 205 —
КТ: КТ 38,5 КТ 121 КТ 525 КТ
282
Продолжение приложения 6
Тип реактора UHOM’ кВ sH0M, кВ.А ДР, кВт Примечание
РОДЦ-110000/750* РОДЦ-ЗООООО/1150 787 У~3 1200 /Т 110000 300 000 350 Разрабатывается техническая доку- ментация
РТМ-3300/6 РТМ-3300/10 РТД-20000/35 РТДЦ-90000/35 РТДЦ-100000/110 6,6 и } 38,5 J 121 3300 20 000 90 000 100000 31 120 Выпуск после 1980 г.
РОДГ-ЗЗЗЗЗ/ПО 121 КТ 33333 180 Сняты с производства
РОДГ-55000/500 РОДГА-55000/500 500 /т 55000 275 286 Эксплуатируются на существующих электроустановках
Допускается изготовление реакторов с ответвлением от обмотки для питания приемников электрической энергии.
Приложение 7. Основные технические данные трехфазных автотрансформаторов 220 кВ
Тип Номинальная мощность, МВ.А Номинальное напря- жение обмоток, кВ Типовая мощ- ность обмот- ки НН, МВ-А “к- % ДРН, кВт f-l 03 й о й. <1 I %
в-с в-н с-н В-С в-н с-н
ВН СН НН
АТДТН-32000/220/110, РПН± 10X1,2% * 32 230 121 6,6 11,0 38,5 16 11 34 22 155 112 123 32 0,6
АТДТН-63000/220/110, РПН± 10X1,2% 63 230 121 6,6 11,0 38,5 32 11 35 22 215 190 210 45 0,5
АТДЦТН-80000/220/110 80 230 121 10,5 38,5 40
АТДЦТН-100000/220/НО, РПН±6х2% 100 230 121 11,0 38,5 50 И 31 19 260 210 190 75 0,5
АТДЦТН-125000/220/ПО, РПН±6Х2% 125 230 121 11,0 38,5 63 11 31 19 — 290 — 85 0,5
АТДЦТН-160000/220/110, РПН±6Х2% 160 230 121 11,0 38,5 80 11 32 20 — 380 — 100 0,5
АТДЦТН-200000/220/110, РПН±6Х2% 200 230 121 11,0 38,5 100 И 32 20 430 360 320 125 0,5
АТДЦТН-250000/220/110 250 230 121 11,0 38,5 125 11 32 20 — 520 — 145 0,5
оо * РПН включены в линию СН.
284
Приложение 8. Основные технические данные трехфазных автотрансформаторов 330 кВ
Тип Номинальная мощность, мВ-А Номинальное напря- жение обмоток, кВ Типовая мо- щность обмо- тки НН, МВ-А “к1 % ДРЯ, кВт д₽о, кВт % ‘°/
в-с в-н С-Н В—С В-Н С-Н
ВН СН НН
АТДЦТН-63000/330/110, РПН±бХ2°/о * 63 330 115 10,5 38,5 32 10 32 215 220 — — 70 0,6
АТДЦТН-125000/330/110, РПН±6Х2% 125 330 115 10,5 38,5 63 10 35 22 370 — — 115 0,5
АТДЦТН-200000/330/110, РПН±бХ2°/о 200 330 115 10,5 38,5 80 10 34 22,5 600 — — 180 0,5
АТДЦТН-240000/330/220 240 347 242 11,0 38,5 63 7,6 81 71,5 475 400 305 225 0,5
АТДЦТН-320000/330/110 320 330 115 11,0 38,5 160
АТДЦТН-400000/330/150, РПН±7х2°/о в нейтрали 400 347 165 10,5 38,5 200 10 33 23 — 1000 — 225 0,9
АТДЦТН-400000/330/220, РПН±12°/о в нейтрали 400 330 230 10,5 38,5 100 —
* Регулировка на стороне СН.
Приложение 9. Основные технические данные трехфазных и однофазных автотрансформаторов 500 и 750 кВ
Тип Номинальная мощность, мВ-А Номинальное напря- жение обмоток, кВ Типовая мощ- ность об- мотки НН МВ-А “к- % ДРН, кВт Д₽о, кВт % ‘°i
В-С В-Н С-Н В-С В-Н С-Н
ВН СН НН
АТДЦТН-125000/500/110, РПН±8х1,5°/о в нейтрали 125 500 121 10,5 38,5 63 10,5 24 13 330 — — 150 0,50
АТДЦТН-250000/500/110, РПН±8Х1,4% в нейтрали 250 500 121 10,5 38,5 100 10,5 24 13 550 — — 230 0,45
АТДЦТН-320000/500/220, РПН±12% в нейтрали 320 500 230 10,5 38,5 100 10,5 27,5 17 550 — — 220 0,45
АО ДЦТН-167000/500/220, РПН±6Х2,06% на СН 167 500 V~3 230 Кз 10,5 38,5 50 11 35 21,5 325 — — 125 0,40
АОДЦТН-267000/500/220, РПН±8Х1,4% на СН 267 500 /з 230 /з 10,5 38,5 63—80 11,5 37 23 435 — — 160 0,35
АОДЦТН-267000/500/330, РПН±8Х1,25% на СН 267 500 /з 330 /з 10,5 38,5 40 —
АОДЦТН-417000/500/220, ьзРПН±8Х1,8% на СН СО сп 417 500 230 Кз 10,5 38,5 125 —
286
Продолжение приложения 9
Тип Номиналь- ная мощ- ность, МВ. А Номинальное напря- жение обмоток, кВ Типовая мо- щность об- мотки НН, МВ»А “к- % ДРН, кВт h И О й. <1 'о- %
в-с в-н С-Н В-С в-н С-Н
ВН СН НН
АОДЦТН-333000/750/330 РПН +4’Jo/® на СН АОДЦТН-417000/750/500, РПН +4>4% РПН —5,2% 333 417 750 К! 750 Кз 330 |/"з 500 Гз 10,5 15,75 38,5 10,65 100 100 10 9,65 28,2 63 17,1 51 780 920 — — 240 330 0,34 0,5
Приложение 10. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого
________________________________оборудования напряжением 35—220 кВ, м_________________________
Номинальное напря- жение, кВ Тип опор на подхо- дах ВЛ к РУ Длина защищаемого тросом подхода ВЛ с повышенным защи- щенным уровнем, км До силовых трансформаторов До остального оборудования
Тупиковое РУ РУ с двумя постоянно вкл точенными ВЛ РУ с тремя или более по стоянно вклю- ченными ВЛ Тупиковые РУ РУ с двумя или более постоянно включенными ВЛ
IX РВС 2XPBG 1ХРВМГ । 2ХРВМГ IX РВС 2ХРВС 1ХРВМГ 2ХРВМГ | 2ХРВС 2ХРВС 1ХРВМГ 2ХРВМГ IX РВС 2Х РВС 1ХРВМГ 2ХРВМГ IX РВС 2ХРВС 1ХРВМГ 2ХРВМГ
35 Портальные опоры (в том числе дере- вянные с РТ в нача- ле подхода) 0,5 1,0 1,5 20 40 60 30 60 90 — — 30 50 80 40 100 120 — — 35 90 120 45 120 150 — — 25 75 100 40 100 130 — 30 100 125 50 150 200 — —
Одностоечные опо- 2,0 75 110 100 150 150 180 125 150 150 200
1,0 20 30 —— 30 40 а— 40 50 —— 40 50 50 100
ры (металлические и 1,5 30 50 — __ 50 60 60 70 60 90 80 120
железобетонные) 2,0 45 70 — — 70 90 — — 90 100 — — 70 120 — — 90 150 — —
110 Портальные опоры 1,0 30 50 40 100 50 70 60 120 70 90 80 125 120 140 130 180 130 150 140 190
(в том числе дере- 1,5 50 80 70 150 70 90 80 160 90 ПО 100 175 140 170 150 200 200 200 180 200
вянные с РТ в нача- 2,0 70 ПО 90 180 80 120 100 200 ПО 135 120 250 170 200 180 220 200 200 200 220
ле подхода) 2,5 90 165 120 220 95 150 125 250 125 180 135 250 190 200 220 250 200 200 220 250
3,0 100 180 150 250 ПО 200 160 250 140 200 170 250 200 200 250 250 200 200 250 250
Одностоечные опо- 1,0 15 20 20 50 20 30 30 75 30 40 40 100 70 90 80 ПО 100 130 120 170
ры (металлические и 1,5 30 55 40 80 40 60 50 100 50 70 60 130 ПО 130 120 160 150 180 160 200
железобетонные) 2,0 50 75 70 120 60 90 70 150 70 100 90 190 120 150 140 180 200 200 180 250
2,5 65 100 90 160 70 115 100 200 80 125 120 250 130 200 160 230 200 200 200 250
3,0 80 140 120 200 80 140 130 250 95 150 140 250 150 200 180 250 200 200 220 250
150—220 Портальные опоры 2,0 — — 20 65 — 60 100 — 90 ПО 90 160 100 210 150 220 200 280
2,5 30 70 60 80 50 90 70 130 90 120 ПО 140
— — 35 75 — — 70 140 —— — 100 150 ПО 180 120 250 170 280 250 250
3,0 40 90 80 100 70 120 90 170 по 160 130 190
50 —— 80 100 — —— 90 170 —— — 120 180 120 200 160 280 190 310 270 400
110 90 120 90 150 120 200 120 200 150 220
Одностоечные опо- 2,0 — — 10 35 — — 35 60 45 65 60 90 75 130 90 120 100 150
ры (металлические и 2,5 20 50 40 60 30 50 50 80 50 70 65 80
железобетонные) — — 15 70 — — 65 90 80 90 80 120 100 180 120 150 140 220
3,0 30 70 60 80 45 80 80 110 70 100 95 110
— 40 90 — — 85 110 —— —— 100 120 100 160 140 230 150 200 180 300
40 90 85 100 60 100 100 130 85 130 120 140
Примечания: 1. Расстояния эт в гнти пьнь х р азрядник ов д О э пект эооб ЭРУД овани я, кроме силовых транс ^OpME топов . не
ограничиваются при количестве параллельно 220 кВ — 4 и более. работающих вл на напряжении 110 кВ - - 7 и более; на 150 кВ - 6 И более; иа
287
2. Допустимые расстояния определяются до ближайшего вентильного разрядника.
с по3вы^енньш — вДзнамЛенат’елеРаНС*0РМаТС1Р0В 150—220 кВ с осиош,ым уровнем изоляции по ГОСТ 1516-73 указаны в числителе,
4. При использовании разрядников I группы вместо разрядников II группы по ГОСТ 16357-70 расстояния до силовых транс-
форматоров 150—220 кВ с основным уровнем изоляции по ГОСТ 1516-73 могут быть увеличены в 1,5 раза.
5. Разрядники типа РВМГ относятся к разрядникам II группы, а типа РВС — в разрядникам III группы.____________
288
Приложение II. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого
оборудования напряжением 330 кВ, м
Тип подстанции, количество ВЛ Количество комплектов разрядников, тип, место установки Длина защищенного под- хода ВЛ с повышенным за- щитным уровнем, км До силовых трансформа- торов (автот- рансформато- ров) в шунти- рующих реак- торов До трансфор- маторов на- пряжения До остального оборудования
Портальные опоры Одностоечные опоры с дву- мя тросамя Портальные опоры Одностоечные опоры о дву- мя тросами Портальные опоры Одностоечные опоры с дву- мя тросами
Тупиковая, по схеме блока Один комплект вентильных 2,5 45 75 — 130 100
трансформатор — линия разрядников II группы у сило- 3,0 70 20 90 30 140 по
вого трансформатора 4,0 100 50 115 85 150 130
1о же Два комплекта вентильных 2,5 70 . 250* — 330* 235*
разрядников II группы: один 3,0 120 20 320* 100 380* 270*
комплект у силового трансфор- матора, второй — в линейной ячейке 4,0 160 90 400* 250 450* 340*
Тупиковая, по схеме объеди- Два комплекта вентильных 2,0 70 —. 210 — 335 280
ненного блока разрядников II группы на 2,5 ПО 20 240 100 340 320
трансформаторных присоеди- нениях 3,0 150 65 260 200 355 340
19—862
Проходная, с двумя ВЛ н од- Один комплект вентильных 2,0 80 — 160 — 390 300
ним трансформатором по схе- разрядников II группы у сило- 2,5 ПО 50 210 120 410 350
ме треугольника вого трансформатора 3,0 150 80 250 150 425 380
Проходная, с двумя ВЛ н дву- Два комплекта вентильных 2,0 60 320 — 420 300
мя трансформаторами по разрядников II группы у сило- 2,5 80 20 400 260 500 360
схеме мостика вых трансформаторов 3,0 130 60 475 310 580 415
Проходная, с двумя ВЛ и То же 2,0 150 500 1000 1000
двумя трансформаторами по 2,5 200 80 700 320 1000 1000
схеме четырехугольника 3,0 240 140 750 470 1000 1000
Проходная, с тремя ВЛ и дву- То же 2,0 150 40 960 — 1000 1000
мя трансформаторами 2,5 220 80 1000 400 1000 1000
3,0 300 140 1000 1000 1000 1000
Проходная, с тремя ВЛ и од- Один комплект вентильных 2,0 100 30 700 1000 750
ним трансформатором разрядников II группы у сило- 2,5 175 70 800 200 1000 1000
вого трансформатора 3,0 250 100 820 700 1000 1000
ьэ * От разрядников, установленных у силовых трансформаторов.
Примечание. При использовании разрядников I группы допустимые расстояния увеличиваются в 1,3 раза.
290
Приложение 12. Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого
оборудования напряжением 500 кВ, м
Схема подстанции, количество ВЛ Количество комплектов, тип, место установки разрядников До силовых транс- форматоров (авто- трансформаторов) я шунтирующих реак- торов До трансформатороя напряжения До остального обо- рудования
Тупиковая, по схеме блока трансформа- тор — линия Два комплекта вентильных разрядников II группы: один комплект — у силового трансформатора, второй — в линейной ячей- ке или на реакторном присоединении 95 150/700 150/700
Проходная, с двумя ВЛ и одним трансфор- матором по схеме треугольника Два комплекта вентильных разрядников II группы: один комплект — у силового трансформатора, второй — на шинах, в ли- нейной ячейке илн на реакторном присое- динении 130 350/700 350/900
Проходная, с двумя ВЛ и двумя транс- форматорами по схеме четырехуголь- ника Два комплекта вентильных разрядников II группы у силовых трансформаторов 160 350 800
Проходная, с тремя ВЛ и двумя транс- форматорами То же 240 450 900
Проходная, с тремя ВЛ и одним трансфор- матором Один комплект вентильных разрядников II группы у силового трансформатора 175 400 600
Примечания: I. При использовании вентильных разрядников I группы для защиты оборудования с изоляцией по ГОСТ
1516-73 допустимые расстояния увеличиваются: до силовых трансформаторов (автотрансформаторов), шунтирующих реакторов и
трансформаторов напряжения —в 1,5 раза, до остального электрооборудования — в 1,1 раза.
2. В значениях, указанных дробью, числитель — допустимое расстояние до ближайшего вентильного разрядника (в линейной
ячейке, на шинах или на реакторном присоединении), знаменатель—до разрядника, установленного у силового трансформатора.
Приложение 13. Связь параметров грунта с коэффициентом уравнения для прогноза коррозии элементов
заземлителей
Коррозия Удельное сопротивле- ние грунта р, Ом-м Естественная вл ажность а>, % Степень на- сыщения Концентрация грунтового раст- вора с, % Степень коррозии Коэффициенты уравнения для прогноза
а к ь к С к d к
Сильная До 5 5-10 10—25 0,5-0,95 >0,05 0,05—0,015 Ki 0,0118 0,0056 0,035 0,022 —0,0612 —0,0107 0,143 0,0408
Средняя 10—20 20—100 2—10 0,05—0,5 0,015—0,005 0,005—0,001 Кз Ki 0,005 0,0026 0,0031 0,00915 —0,041 —0,0104 0,243 0,0224
Слабая >100 >25 <25 0,8-1,0 0—0,05 <0,001 0,0013 0,03 —0,0068 0,044
Приложение 14. Нормы освещенности помещений подстанций
Наименование помещения Наименование рабочей поверх- ности Плоскость, в ко- торой норми- руется освещен- ность Наименьшая освещенность, лк Аварийное освещение Коэффициент запаса
при газоразряд- ных лампах при лаипах на- каливания на важнейших рабочих местах в основных про- ходах (на полу) при газоразряд- ных лампах при лампах на- каливания
Комбини- рованное освещение (общее 4- -f-местное) Одно об- щее осве- щение Комбини- рованное освещение (общее+ 4-местное) Одно об- щее осве- щение
Щит управления с по- стоянным дежурством to (внутренний контур ос- 2новных панелей) Фасады па- нелей и пуль- тов; стол де- журного Требуемая 400 200 400 150 30 0,5 1,5 1,3
Наименование помещения Наименование рабочей поверх- ности Плоскость, в которой норми- руется освещен- ность
Щит управления без постоянного дежурства; щиты релейные и низко- го напряжения Панели Вертикаль- ная
Задняя сторона пане- лей
Аккумуляторная Зона разме- щения и обслу- живания обо- рудования Горизонталь- ная на уровне 0,8 м от пола
Компрессорная, насос- ная пожаротушения То же То же
Продолжение приложения 14
Наименьшая освещенность лк Аварийное освещение Коэффициент запаса
при газораз- рядных лам- пах прн лампах накаливания : рабо- о и о и S к К ч я м
Комбиниро- ванное осве- щение (об- щее-|-мест- ное) Одно общее освещение Комбиниро- ванное осве- щение (об- щее-|-мест- ное) Одно общее освещение иа важнейших чих местах в основных пр дах (на полу) при газоразря лампах при лампах на вания
200 100 200 75 5 0,5 1.5 1,3
— 75 — 30 — 0,5 1,5 1,3
__ 75 __ 30 2 илн 5* 0,5 1,5 ls3
75 — 30 — 1,5 1,3
Закрытое РУ, сборные
шины, коридоры управ-
ления н обслуживания;
камеры трансформато-
ров и выключателей
КРУ, КТП
> >
Взрывной коридор
ЗРУ
Кабельный туннель
Кабельные подвалы и
полуэтажи
293
Электрокотельная;
установка централизо-
ванного снабжения водо-
рода
Мастерская релейной
защиты
Механическая мастер-
ская
Зоны раз-
мещения и об-
служивания
оборудования
Станки, ра-
бочие столы
Станки, вер'
стаки
Требуемая — 75 — 30 2 или 5* 0,5 1,5 1,3
На полу — 50 — 10 — 0,5 1,5 1,3
> » — — — 5 — — — 1,8
Горизонталь- ная на уровне 0,8 м от пола — 50 — 20 — — 1,5 1,3
То же — 75 — 30 — — 1,5 1,3
» » 500 200 500 150 — — 1,5 1,3
> » 300 200 300 150 — — 1,5 1,3
294
Наименование помещения Наименование рабочей поверх- ности Плоскость, в ко- торой норми- руется освещен- ность
Кабинет начальника Рабочие сто-
ПС лы
Аппаратная связи То же
Мастерские ремонт-
иых бригад
Венткамера
Для тренировок экс- То же
плуатацнонного персона-
ла; лаборатория
Проходная — > >
Вестибюль и гардероб- — На полу
ная уличной одежды
Санузлы — То же
Проходы и коридоры —. » »
Лестницы — Ступени и
пол площадок
Продолжение приложения 14
Наименьшая освещенность, лк Аварийное освещение Коэффициент запаса
при газоразряд- при лампах на- О? л
ных лампах наливания X га я Э 9 а д ag я
КОМбИНИ- Комбини- ко Й ей <у Л 3 S 3 га я ч га к £ К 2 я га га
роваиное ° " л» рованное ° 3 о & к X § я « И
освещение о ° S освещение га я = *
(общее-)- (общее-)- &8S Ико К СС 8 в
4-xeevHoe) Зан' -|-мев»ное) Sffff я а я и я а сЗ
— 300 — 150 — — 1,5 1,3
500 200 — 500 150 10 1,5 1,3
— 150 75 — —- 1 ;5 1,3
— 75 — 30 — —- 1,5 1,3
— 300 — 150 — — 1,5 1,3
— 100 — 50 — — 1,5 1,3
— 75 — 30 — — 1,5 1,3
— 75 — 30 — — 1,5 1,3
— 50 10 1,5 1,3
50 — 10 — — 1,5 1,3
Рабочие места в за- крытой части ПС, до- ступные подвижные опасные для прикоснове- ния части механизмов Рабочие сто- лы Требуемой 300 200 300 150 В зависи- мости от помещения, где разме- щены рабо- чие места 1,3
Отдельно стоящие приборы, наблюдение за которыми производится на расстоянии более 0,5 м; требующих по- стоянного наблюдения То же Вертикальная 400 200 400 150 То же 1,5 1,3
Сборки н щнты, от- дельно стоящие прибо- ры, наблюдение за ко- торыми осуществляется эпизодически нли на расстоянии до 0,5 м > > То же 200 100 200 75 То же 1,5 1,3
* Меньшее значение освещенности от аварийного освещения принимается при выполнении общего рабочего освещения лампа-
ми накаливания и большее значение —прн выполнении газоразрядными лампами.
Примечания: 1. Нормы освещенности для внутреннего освещения даны раздельно для ламп накаливания и газоразрядных
ламп.
2. Для наружного освещения нормы освещенности однозначны для любых источников света.
3. При устройстве комбинированного освещения освещенность на рабочей поверхности от светильников общего освещения
должна составлять не менее 10 % нормы комбинированного освещения, но не менее 150 лк при газоразрядных лампах н 50 лк при
ю лампах накаливания.
4. Для аварийного освещения используются только лампы накаливания. _ _______
g Приложение 15. Нормы освещенности открытых участков территории подстанции
Наименование обьекта Наименование рабочего места Плоскость, в которой нормируется освещен- ность Наименьшая освещен- ность, лк Коэффициент запаса
при газоразряд- ных лампах прн лампах накаливания
ОРУ 35—500 кВ Газовое реле, указате- ли масла, разъемные ча- сти разъединителей, ука- затели продувки воздуш- ных включателей; КРУ 6—35 кВ Вертикальная 10 1,5 1,3
Выводы трансформа- торов и выключателей, кабельные муфты, раз- рядники, места управле- ния разъединителями и выключателями, шкаф воздушного выключателя > 5 1,5 1,3
Двигатели Горизонтальная 5 1 1,5 1,3
Проходы между обо- рудованием На земле 1,5 1,3
Открыто установлен- ные синхронные компен- саторы Площадки и лестницы на оборудовании На полу 3 1,5 1,3
На основных рабочих местах оборудования (смотровые стекла под- шипников н др.) В требуемой плоско- сти 10 1,5 1,3
На приводах основных задвижек, штурвалах ос- То же 5 1 >5 1,3
Открытая территория ПС: главные проходы и новных вентилей и кла- панов На земле 1 1,5 1,3
проезды, автомо- бильные дороги прочие проходы н > 0,5 1,5 1,3
проезды железнодорожные — > > 0,5 1,5 1,3
пути охранное освещение — 0,5 1,5 1,3
Примечания: 1. Для охранного освещения освещенность 0,5 лк нормируется в горизонтальной плоскости на уровне зем-
ли или на уровне 0,5 м от земли на одной из сторон вертикальной плоскости, перпендикулярной линии границы (забора) объекта.
2. Отношение наибольшей освещенности проезжей части дорог, проездов, железнодорожных путей к ее наименьшему значе-
нию не должно превышать 15: 1, пешеходных дорожек —25: 1.
Приложение 16. Рекомендуемые типы осветительных приборов и групповой проводки в зависимости
от помещения подстанции
Наименование помещений Осветительные приборы общего освещения Проводки
для газоразрядным ламп для ламп накаливания
Щит управления с постоянным дежурством персонала (отапли- ваемое) to (0 Световые потолки или полосы с люминесцент- ными светильниками (ОД, ЛД); встроенные светильники УВЛН, УВЛВ; подвесные или потолочные светильники ШОД, УСП Встроенные в потолок СВП-100, НВ-1. Подвес- ные шары , молочного стекла В технической поло- сти: АПРТО (АПВ) в стальных трубах. В по- мещении при скрытой проводке — в изолиро- ванных трубках, при от- крытой — проводом АТПРФ
298
Продолжение приложения 16
Наименование помещений Осветительные приборы общего освещения Проводки
для газоразрядный ламп для ламп накаливания
То же, но без постоянного де- журства; релейные щиты (отап- ливаемое) Силовые щиты низкого напря- жения (отапливаемое) Аппаратная связи, кабинет на- чальника ПС, мастерские ремонт- ных бригад, места для тренировок эксплуатационного персонала (отапливаемое) Закрытое РУ (неотапливаемое) Кабельный полуэтаж (подщито- вое помещение) и кабельный тун- нель (при высоте подвеса менее 2,5 м), применять 36 В Аккумуляторная батарея (взры- воопасное помещение класса В-1а) Подвесные илн пото- лочные ШОД, УСП То же » » Шар молочного стекла Люцетта, подвесы ПО-17, ПО-18 То же Люцетта, подвесы ПО-17, ПО-18, плафоны, СЗЛ с зеркальными лам- пами ППР-100, ПСХ-75, ПУН-100м, ПУН-60м, ВПлд-100 (ПГТ-100м) НЧБ-150, В ЧА-200 ВЧА-200 Открыто — АТПРФ; скрыто — проводами в изолированных трубках АТПРФ, АВВГ, АВРГ, АНРГ То же АВВГ, АВРГ, АНРГ АВВГ, АВРГ, АНРГ
Централизованного снабжения водородом (класс В-1) — ППР, ППД ВВГ, ВРГ
Тамбур аккумуляторной бата- реи (класс В-16) Кислотная — ППР, ППД ППД, ППР, ВПлд-100 ПРТО-500 в стальных трубах АВВГ, АВРГ
Электрокотельная, компрессор- ная, насосная пожаротушения — (ПГТ-ЮОм), «Астра-32» («Уннверсаль» с затени- телем) АВВГ, АВРГ, АНРГ То же
Вестибюль, коридор, лестничные клетки, гардероб, кладовая — Люцетта, подвесы ПО-17, ПО-18, плафоны ПУН-100м, ПУН-бОм, ПСХ-75 То же
Открытое РУ Открытая установка ресиверов водорода (взрывоопасное, класс В-1г) Открытая установка синхронных компенсаторов Светильники с ксено- новыми лампами ДКсТ ПЗС-45, ПЗС-35, ПКН, с галогенными (йодны- ми) лампами Вблизи — Н4БН-150, на расстоянии — прожек- торы ПЗС, ПКН ППР, ППД, прожекто- ры ПЗС, ПКН АПРТО-500 в сталь- ных трубах по конструк- циям опор То же, но по стене зда- ния То же, но по площад- кам и стене здания
Дороги, открытый склад масла СППР-80/125 * для че- тырехэлектродных ламп ДР Л 80 нли 125 Вт СПО-2-200, прожекто- ры ПЗС, ПКН Воздушные линии с алюминиевыми провода- ми; силовые кабели
• Охранное освещение должно выполняться лампами накаливания. Приложение 17. Основные технические данные осветительных приборов
Краткое описание светильника Тип Мощность лам- па, Вт кпд, % Защитный угол, град Масса, кг
Подвесной пыленепроницаемый преимущественно прямого света (без g отражателя) I. Для л ППР-100 ППР-200 ППР-500 амп накаливанш 60—100 150—200 300—500 75 — 1,7 2,2
300
Краткое описание светильника Тип
То же, но прямого света (с отра- жателем) ППД-100 ППД-200
То же, но частично пылезащищен- ный н брызгозащищенный Подвесы открытые Встроенный с экранирующей ре- шеткой Потолочный пыленепроницаемый То же сельскохозяйственный То же брызгозащищенный ППД2-250 «А стр а-32» ПО-17 СВП-200 ВПЛД-100 ПСХ-75 ПУН-бОм ПУН-100м
Повышенной надежности против взрыва То же, но для наружной установ- ки (Каталог «СИ», 3) Взрывонепроницаемый для сред водорода (Каталог «СИ», 3) Для зеркальных ламп НЧБ-150 НЧБН-150 ВЧА-200 СЗЛ-ЗОО СЗ Л-500
Наружного освещения с преломи- телем Прожекторы со стеклянным отра- жателем СП02-200 ПЗС-25 ПЗС-35 ПЗС-45
То же, но с зеркальным рифленым отражателем (Каталог «СИ», 9) пкн
Продолжение прил. П
Мощность лам- пы, Вт кпд, % Защитный угол, град Масса, кг
60—100 150—200 65 15 2,5 3,8
300—500 150—200 60 15 7,5 3,9
100—200 80—85 — 2,0
200 75 — 3,0
100 60 5,0
60 70 1,1
60 — — 1,0
100 — 50 1,2
150 — 60 70
150 70 5,0
200 (55) 65 (7,0) 5,7
300 (48) 65 (7,0) 6,0
500 — 70 6,5
200 — 70 4,3
200 500 27 8,0 10,0
1000 1000 — 60 21,0 8,0
Подвесные открытые для двух лю-
минесцентных ламп
То же, ио с экранирующей решет-
кой
То же, школьные рассеянного све- та
Потолочные с диффузионным ИЛИ
призматическим оргстекла рассеивателем из
Встроенные с рассеивателем из
оргстекла с обслуживанием снизу
То же, с обслуживанием сверху
(из технической полости)
Наружного освещения для ртутной
лампы ДРЛ
То же, но для ксеноновой лампы
ДКСТ-2000 380 В
to
1500
2000
II. Для газоразрядных ламп
од (ЛД) 2X40 2X80 —
ОДР 2X40
(ЛДР) 2X80 15
шод 2X40
2X80 30
УСП 2X40
4X40 —
6X40
УВЛН 4X80 —
УВЛВ 4X80 —
СППР-80/125 80 или —
125
«Лревик» 2000 —
10,0
12,0
75 10,5 13,0 10,5
72 13,0 10,5
85 12,0 6,8
50 12,6 18,5
50 26,4
50 29,0
70 7,9
— 196,0
302
Приложение 18. Перечень наиболее употребляемых во вторичных схемах видов элементов и устройств ПС
с присвоенными буквенными позиционными обозначениями (с ссылкой к ранее действующему коду)
Буквенное позиционное обоз- начение элемента Наименование элемента Буквенное позиционное обоз- начение элемента
Наименование элемента ранее дейст- вующее действующее ранее дейст- вующее действующее
Автомат Аккумуляторная батарея Амперметр Блок испытательный Блок питания Блок-реле КИВ-500р Блок-реле БРУ-4 Вспомогательный контакт двигателя привода вы- ключателя КРУ Варметр Ваттметр Вольтметр Выключатель Генератор Датчик температуры Датчик уровня Диод Электромагнитный замок: разъединителя заземляющего ножа короткозамыкателя отделителя АВ АБ А БИ БП КИВ БРУ БКП Var W V в г дт ДУ д ЭР ЭРЗ экз SF GB РА SG UG АК кн SQM PVA PW PV Q G ВТ BL YD Y YG YN YR тележки выключателя КРУ Синхронный компенсатор Ключ управления Ключ, переключатель ре- жима Кнопка управления Комплект защиты Контактор; пускатель Лампа сигнальная’ Накладка Осциллограф Переключатели: блокировки измерения режима управления синхронизации Предохранитель ТВ ск КУ КР кн ДЗ, КЗ, дзл к, пм лс лз лк ЛБ н осц ПБ пи КР КУ псх ПР YSQ GC SA SAC SB АК км НЬ HLG HLR HLW SX РО АВ SN SAC SA SV F
303
Прибор звуковой сигнали- зации Зв, Гуд НА
Промежуточный трансфор- матор ТП TL
Разъединитель, рубильник Р QS
Разъединитель заземляю- щий РЗ QSG
Резистор R R
Реле блокировки РБ КВ
РБМ KBS
Реле времени РВ кт
Реле газовое РГ KSG
Реле давления РД КР
Реле импульсной сигнали- зации РИС КНА
Реле команды РКВ ксс
РКО кст
Реле контроля РК KS
Реле синхронизации РКС KSS
Реле контроля напряжения РКН KSV
Реле мощности РМ KW
Реле напряжения PH РНФ KV KVZ
Реле положения РПВ KQC
РПО KQT
РПР KQS
РФ KQ
Реле промежуточное РП KL
Реле сопротивления PC KZ
Реле температурное РТ KST
Реле тока РТ КА
РТН КАТ
РТТ, РТБ KAW
Реле указательное РУ КН
Реле фиксации команды РФК KQQ
Реле частоты РЧ KF
Рубильник р S
Счетчик активной энергии Wh BW
Устройства АПВ AKS
УПО, УСЗ АК
Указатель положений УП PQ
Реле мощности Электромагнит: РМОП KWZ
включения ЭВ, св YAC
отключения эо, со YAT
Электромагнитный ключ ЭБ YAB
блокировки Фиксирующий амперметр ФИП-А РСА
Фиксирующий вольтметр ФИП-В PCV
Частотомер HZ PF
304
Приложение 19. Объем электроизмерительных приборов, предусматриваемых на ПС
Присоединение и его карактеристика Устанавливаемые приборы и количество Примечание
Ой > Ои £ Ой PVA Ои О’ £ со BVA о Ои PV per. РСА PCV
Линия 330 кВ и выше межсистемная или с двусторонним пита- нием 1 или 3 — 1 1 — — 2 — 1 — 1 1 1. Три амперметра (по одному в каждой фазе) предусматриваются для линий с продольной ком- пенсацией, пофазиым управлением, при воз- можности длительной работы в неполнофазном режиме.
Линия 330 кВ тупиковая 1 или 3 1 1 1 1 1 1 Для линий 330 кВ и выше допускается уста- новка амперметров при трехфазном управлении
Линия НО—220 кВ межсистемная или с двусторонним питани- ем 1 или 3 1 1 2 1 2. Расчетные счетчики реактивной энергии устанавливаются в слу- чае, когда расчет потре- бителей ведется с коэф- фициентом мощности
Линия 110—220 кВ ту- пиковая 1 — — — — — 1 — — — 1 — 3. Фиксирующие ам- перметры устанавлива-
Линия 35 кВ с двусто- ронним питанием 1 2 ются на линиях длиной 20 км и больше
20—862
4. Для линий, принад-
лежащих потребителю,
допускается установка
счетчиков на приемном
конце, у потребителя
1
1
1
1
1
1
1. На трансформато-
рах 110—220 кВ ПС без
выключателей на сторо-
не В Н ваттметры могут
не устанавливаться
2. Количество прибо-
ров указано для случаев
установки на стороне
НН трансформатора
одного выключателя.
О>П cxti
2
2
Для трансформаторов с
двумя обмотками НН,
а также при присоедине-
нии обмотки НН к ши-
нам через сдвоенный ре-
актор в каждой цепи НН
устанавливаются от-
дельные приборы
Продолжение прил. 19
90S
Присоединение н его характеристика Устанавливаемые приборы и количество Примечание
Ди > Ли £ п. PVA Ли О’ Ди £ со BVA О Ди PV per. РСА PCV
Трансформатор трехоб- моточный: до 110 кВ ПО кВ 220 кВ и выше 3 3 3 — 2 2 2 — 1 1 1 2 2 2 2 2 2 — — — — 3. Три амперметра устанавливаются в одно- именных фазах ВН, СН и НН трехобмоточного трансформатора
То же, возможно изме- нение направления мощности через об- мотки СН и НН 3 — 2 2 «-► — 1 4 4 — — — —
Автотрансформатор с синхронным компен- сатором на стороне обмотки НН 2 — 1 1 — 1 2 2 *— — — — — Для измерений на сто- роне НН используются приборы, установлен- ные иа синхронном ком- пенсаторе
Автотрансформатор, об- мотка НН которого используется для пи- 2 — 1 4г± 1 — 1 2 4— — — — — В цепи репетирован- ной линии, питающей нагрузку от обмотки
НН, предусматривается
амперметр
Счетчики могут преду-
сматриваться в объеме,
необходимом для линий
110—220 кВ, выключа-
тели которых заменяют-
ся обходным
1 1. Частотомер уста-
навливается иа шинах
межсистемной связи
2. Регистрирующий
вольтметр предусматри-
вается иа шинах НО кВ
и выше при наличии
межсистемиой связи или
линий с двусторонним
питанием
Продолжение прил. 19
308
Присоединение и его карактеристика Устанавливаемые приборы и количество Примечание
2 > cl £ cl PVA CL О’ CL £ СО BVA О CL PV per. РСА PCV
Трансформатор собст- венных нужд ПС 1 1 3. Осциллограф пре- дусматривается для каждой системы шин 220 кВ и для каждого ОРУ 110—150 кВ 4. Амперметр на сек- ции или системе шии должен иметь переклю- чатель на первую и вто- рую системы шин 5. Фиксирующий вольт- метр предусматривается на шинных трансформа- торах напряжения ПО— 220 кВ
60S
Шунтовая конденсатор- 3
иая батарея более
400 квар
То же от 100 до 400 квар 1
То же менее 100 квар 1
Установка продольной 3
емкостной компенса-
ции
Реактор шунтирующий 1
Реактор дугогасящий
Амперметры в трех
фазах предусматрива-
ются в случае возмож-
ности неполнофазного
режима работы реактора
Либо регистрирующий
амперметр
Пп« я ИИ А Позиционные и условные обозначения: РА - амперметр; PV - вольтметр; PW-ваттметр; PVA - варметр;
РР₽-частотомер'' PQ -указатель положения РПН; BW - счетчик активной энергии; BVA- счетчик реактивной энергии; РО -
осцТллографГрУ per.-вольтметр регистрирующий; РСА- фиксирующий амперметр; PCV - регистрирующий вольтметр;.—-
двусторонняя шкала;— стопорный механизм. —
Приложение 20
Электрические схемы щитовых
приборов и счетчиков
Наименование приВпра ПВознп- чение 6 схеме Буквен- ный код Схема электрическая пр и Вора (разнесенный спосоВ изовоажения оВмотик)
Амперметр показываю- ший Вольтметр показываю- щий Ваттметр Варметр Частото- мер ® (у) (^zr) (#z) РА PV PW PVA PF РА ~гг'г'~т PV PW PW PW * pw iа в[ * k PVA PVA PVA * PVA Б [ ZVnrXc" * PF III™') R , (lUCXg)
Синхроно- скоп (с ВоВа,- бочным со- противлени- ем В) Счетчик активной, энергии САЧУ (?) Wh PS BW (WCXc) R 1 PS 1 2 —1 ’ (UiCXa‘)R3pS' (ШСХ H (A)_BW ~ ta) BW (B)BW (C^BW5 (с)?Д^ 7~^3 a IO 6‘) It
310
Продолжение приложения 20
зи
Приложение 21. Площади земельных участков ПС
Схемы электрических Площади при установке на ПС трансфор- маторов, тыс. мя
двух обмоточ- ных напря- жением, кВ трехобмоточных напряжением, кВ
соединений о § 1 о О см СМ 1 ю 7 со o' LO СО 1 <о О' СМ СМ О О 1 о см см
ю со о
00 со со ю
Блок линия — трансфор- матор с НН 6—10 кВ 1,5 2,5 8 — — — — —
То же, с 5 ячейками СН 35 кВ — — — 4,5 — — —
То же, с 10 ячейками СН 35 кВ или с 6 ячей- ками 110 кВ 25
Укрупненный блок (ли- ния — два трансфор- матора) или сдвоен- ный блок (две линии— два трансформатора) с НН 6—10 кВ 2,5 3,5 15
То же, с 10 ячейками СН 35 кВ —“ — —- 8,5 —“ — — —
То же, с 12 ячейками СН 110 кВ — —- — —- 30 — — —
Мостики или два блока с дополнительной ли- нией с НН 6—10 кВ 2,5 6 18
То же, с 10 ячейками СН 35 кВ — — — 11 — — — —
То же, с 12 ячейками СН 110 кВ — — —- — 30 — —
Четырехугольник (вклю- чая расширенный) с НН 6—10 кВ — — 35
То же, с 7 ячейками СН 110 кВ — — — — 47,5 —- — —
Со сборными шинами с 7 ячейками ВН, с НН 6—10 кВ 6 15 35 —
То же, с 7 ячейками ВН и 8 ячейками СН 35 кВ — — — 22 —
То же, с 13 ячейками ВН и 17 ячейками СН 110 кВ — — — 60
Блок линия — транс- форматор с 6 ячейка- ми на СН — — — 20 27
312
Продолжение прил. 21
Площади при установке на ПС трансформа-
торов, ТыС. м2
Схемы электрических соединений двухобмоточ- ных напряже- нием, кВ трехобмоточных напряжением, кВ
ю 00 о 150—220 о 150-220 330/110/6-35 330/220/6- 35 500/220/6—10
Четырехугольник с 12 ячейками на СН — — — — — 75 83 —
С полуторным присое- динением на ВН с 14 ячейками, с двумя средними напряжения- ми (с 16 ячейками 220 кВ и 20 ячейками ПО кВ), двумя груп- пами однофазных ав- тотрансформаторов и двумя синхронными компенсаторами 160
Трансформатор — шины с 10 ячейками на ВН и 15 на СН, двумя группами однофазных автотрансформаторов и двумя синхронными компенсаторами 180
Примечание. Площади земель учитывают размещение на ПС ОПУ,
ОРУ высшего и среднего напряжений, открытую установку одного или двух
трансформаторов, ЗРУ и КРУ низшего напряжения и вывод ВЛ в противо-
положные стороны. В случаях, перечисленных ниже, данные таблицы умно-
жаются на следующие коэффициенты:
вывод ВЛ в одну сторону ..................................... 1,25
то же, под углом 90° ..................................... I, 15
ЗРУ высшего или среднего напряжения..................... . . 0,8
закрытая установка трансформаторов .......................... 1,1
Приложение 22. Площади земельных участков
под дополнительные здания и сооружения ПС
Здания и сооружения ПС Площади, м2
Вспомогательное помещение для обслуживающего персонала 300
Портал для ревизии трансформаторов 35 и 110 кВ . . . . 300
Ячейка ОРУ 35 кВ.........................................300
Аппаратная маслохозяйства................................300
Насосная станция высокого давления с резервуарами и тру-
бопроводами .............................................500
Закрытое РУ 6—10 кВ......................................500
313
Продолжение прил. 22
Комплектное РУ 6—10 кВ..................................500
Ячейка ОРУ 110 кВ......................................1000
Установка с двумя синхронными компенсаторами по 15 тыс.
квар....................................................1500
Открытый склад масла...................................1500
Ячейка ОРУ 150—220 кВ..................................1500
Установка с двумя синхронными компенсаторами по 50 или
100 тыс. квар.......................................... 3000
Башня для ревизии трансформаторов . ... 3000
Батарея статических конденсаторов..................... 3000
Ячейка ОРУ 330 кВ..................................... 3000
Брызгальный бассейн................................... 8000
Ячейка ОРУ 500 кВ..................................... 8000
Приложение 23. Минимальное расстояние от складов
сильнодействующих ядовитых веществ и складов нефти
и нефтепродуктов до ПС
Группа склада Санитарная характеристика склада Расстоя- ние, н
1 Сыпучие и твердые нелетучие при температуре до 40 ®С:
сулема, фосфор, мышьяковистый ангидрид, стрихнин и другие алкалоиды, арсенит натрия, калия и каль- ция, парижская зелень 300
2 То же, летучие при температуре до 40 °C: 500
цианистые препараты, соли синильной кислоты
3 Жидкие летучие, хранимые под давлением:
аммиак, окись углерода хлор, сернистый газ, сероводород, фосген, бром- метил 500
1000
4 Жидкие летучие, хранимые в емкостях без давления:
нитро- и аминосоедивения ароматического ряда, си- нильная кислота 500
нитроакриловая кислота, никотин, теофос, метафос, сероуглерод, тетраэтилсвинец, хлорная смесь, ди- фосген, дихлорэтан, хлорпикрин 1000
5 Дымящие кислоты:
серная, азотная, соляная, хлорсульфонная, плави- ковая и хлорангидриды серной кислоты 500
6 Склад нефти и нефтепродуктов I категории 100
7 То же II и III категорий 40
Примечание. ПС должна размещаться с наветренной стороны от
склада.
314
Приложение 24. Минимальное расстояние от компрессорных
и газораспределительных станций и нефтеперекачивающих
насосных станций до ПС
Наименование
сооружения
Нефтеперека-
Компрессориые и газораспределительные чивающие ин-
станции сосиые стан-
ции
Класс магистрального
газопровода и кате-
гория нефтеперека-
чивающей насосноб
станции
Условные диаметр
газопровода, мм
I I
Минимальное рас-
стояние до площад-
ки, м
500 500 700
150 175 200
700
250
700 700
300 350
500
100
500
125
150 200
Примечание,
прессорным станциям.
Расстояния, указанные в числителе, относятся к ком-
а в знаменателе — к газораспределительным.
Приложение 25. Минимальное расстояние от магистральных
газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов до ПС
Наименование сооружения Ось магистрального газопровода Ось магистраль- ного нефтепро- дуктопровода и нефтепровода
Класс сооружения I II IV III II I
Условный диаметр газопровода, мм 300 и менее Свыше 300 до 600 Свыше 600 до 800 Свыше 800 до 1000 Свыше 1000 до 1200 1 Свыше 1200 до 1400 300 и менее I 008 эшгаяэ 1 1 I I
Минимальное рассто- яние до площадки, м 100 150 200 250 300 350 75 125 75 100 150 200
Примечание. Прн надземной прокладке магистральных газопроводов
минимальное расстояние увеличивается в 2 раза.
315
Приложение 26. Стоимость освоения новых земель взамен
изымаемых для строительства ПС, руб/га
Экономические рай- оны, автономные Под пашню Под высокопродуктивные кормовые угодья (сенокосы и пастбища)
В? <0 В том числе и «1 В том числе
республики, края, области са К ь а X капиталь- ных вло- жений из ннх на| строитель- НО-МОН- | , тажные работы св « S л S а. о К капиталь- ных вло- жений из них на строитель- но-мон- тажные работы
РСФСР Северо-Западный: Архангель- ская, Вологод- ская, Ленин- градская, Мурманская, Новгородская, Псковская и Калининград- ская области, Карельская и Коми АССР Центральный: Брянская, Владимир- ская, Ива- новская, Ка- лининская, Калужская, Костромская, Московская, Ярославская области Волго-Вятский: Горьковская, Кировская об- ласти, Ма- рийская, Мор- довская, Чу- вашская АССР Центрально-Чер- ноземный: Белгородская, Воронежская, Курская, Ли- пецкая и Там- бовская об- ласти 6960 5420 5790 5160 7060 5380 4180 4550 4100 5660 3740 3090 3400 3050 4010 3740 3780 3120 3250 3610 2450 2450 2000 2230 2540 1250 1070 1310 1210 1510
316
Продолжение прил. 26
Под пашню Под высокопродуктивные кормовые угодья (сенокосы н пастбища)
Экономические рай- оны, автономные к В том числе « В той числе
республики, края, области к и X nJ а к капиталь- ных ало- жений из них на строитель- но-мон- тажные работы S 0 а о Ж капиталь- ных ало- женнй из них на hh CQ « jEPQ,
Поволжский: Астраханская, Волгоград- ская, Куйбы- шевская, Пен- зенская, Са- ратовская и Ульяновская области, Баш- кирская, Кал- мыцкая и Та- тарская АССР Северо-Кавказ- ский: Краснодар- ский и Став- ропольский края, Ростов- ская область, Дагестанская, Кабардино- Балкарская, Северо-Осе- тинская, Че- чено-Ингуш- ская АССР Уральский: Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, ' Челябинская области, Уд- муртская АССР Западно-Сибир- ский: Алтайский край, Кеме- ровская, Но- восибирская, Омская, Том- ская, Тюмен- ская области 7200 9160 5650 7060 5680 7260 4410 5390 4070 5270 2950 3590 4770 4990 3290 3340 3260 3450 2170 2060 1700 1820 1270 1240
317
Продолжение прил. 26
Экономические рай- оны, автономные республики, края, области Под пашню Под высокопродуктивные кормовые угодья (сенокосы и пастбища)
Нормативная В том числе Нормативная В том числе
капиталь- ных вло- жений и ® § и о « £70 се я Иу Е ho, капиталь- ных вло- жений ИЗ них из строитель- но-мон- тажные работы
Восточно-Сибир- ский: Красноярский край, Иркут- ская и Читин- ская области, Бурятская и Тувинская АССР Дальневосточн ый: Приморский и Хабаровский края, Амур- ская, Камчат- ская, Мага- данская и Са- халинская об- ласти, Якут- ская АССР 6390 7190 4480 5090 2860 2800 3840 4090 2380 2570 1140 1140
Приложение 27. Минимальное расстояние от подстанций
до жилых и общественных зданий, м
Мощность, трансфор- маторов, тыс. кВ-А Жилые здания, спальные помещения детскик учреждений и школ-интернатов, поликлиники Школы н учебные заведения, общежи- тия, кинотеатры, клу- бы, концертные залы, библиотеки- читальни, гостиницы Площадки отдыха в мик- рорайонах Предприятия торговли, об- щественного питания, ком- мунально-бы- тового обслу- живания
До 1 40 От открь Не 300 1тых подстанций нормируется 250 150 50
60 700 500 350 100
125 1000 800 600 350
60 125 200 П р н м От закрытых подстанций 30 50 70 е ч а н и я: 1. Минимальное расстояние не нормируется при уста-
новке двух и менее трансформаторов мощностью до 1000 кВ-А каждый.
2. При установке трансформаторов мощностью больше приведенной в
таблице допустимое расстояние определяется специальными акустическими
расчетами н согласовывается с санэпидстанцией.
3. Указанные выше нормы согласованы Мосгорисполкомом в 1971 г._______
318
Приложение 28. Нормированная удельная аффективная длина
пути утечки изоляции электрооборудования
Степень загрязнения X*. см/кВ (не менее), при номинальном напряжении, кВ
атмосферы 35 ПО—750
I II III IV V VI * Кроме 750 кВ. * * Кроме 500 н 750 кВ. 1,7 1,7 2,25 2,6 3,5 4,0 1,5 1,5 1,8 2,25* 3,5** 3,5**
Приложение 29. Количество изоляторов для крепления шин
в районах с незагрязненной атмосферой, шт.
Тип изолятора Напряжение, кВ 500
6—10 20 35 ПО 150 220 330
ПФ6-Б (ПМ-4,5) — 3 5 8 10 15 21 30
ПФ6-В — 3 4 8 10 15 21 30
ПС6-А (ПС-4,5) — 3 5 9 11 16 23 33
ПС6-Б — 3 4 8 11 16 22 32
ПС12-А — — — — — — 21 30
ШН-10 1 — — — — — — —
ОНШ-Ю (ИШД-10) 1 — — — — — — —
ОНС-10-500 1 — — — — — — —
ОНС-10-2000 1 — — — — — — —
ОНС-20-500 — 1 — — — — — —
ОНС-20-2000 — 1 — — — — — —
ОНШ-35-ЮОО (ШТ-35) — 1 1 3 4 — — —
ОНШ-35-2000 (ИШД-35) — 1 1 3 4 5 — —
ШО-35 — — 1 — — — — —
шо-ио — — — 1 — — — —
ЩО-150 — — — — 1 — — —
ШО-220 — — — — — 1 — —
ШО-ЗЗОМ — — — — — — 1 —
ШО-500М — — — — — — — 1
ОС-1 — 1 2 5 7 — — —
319
320
Приложение 30. Фундаменты и конструкции, применяемые под опоры и оборудование
Название
конструкции
Эскиз
Фундаменты грибо-
видные под опоры
Марка Размеры, мм Марка бе- тона Расход мате- риалов Масса эле- мента, т Примечание
а Ъ С d h жетона, м3 стали, кг
Ф1-А 1500 1600 400 300 3200 400 1.0 297 2,5
Ф2-4 1800 1800 400 300 3200 400 1.2 315 3,0
Ф1-П 1500 1600 400 300 3200 400 1.0 286 2,5
Ф2-П 1800 1800 400 300 3200 400 1.2 315 3,0
фкьо 1200 1200 320 200 2200 300 0,54 50 1,35
ФК1-2 1200 1200 320 200 2200 400 0,54 82 1,35
Ф1-2 1200 1200 320 200 2700 400 0,59 90 1,5
Ф2-0 1500 1500 400 300 2700 300 0,96 85/83» 2,4
Ф2-2 1500 1500 400 300 2700 400 0,96 102 2,4
ФЗ-0 1800 1800 400 300 2700 300 1,17 95/93» 2,9
ФЗ-2 1800 1800 400 300 2700 400 1.17 133 2,9
Ф4-0 2100 2100 400 300 2700 400 1,36 170 3.4
Ф4-2 2100 2100 400 300 2700 400 1,36 278 3,4
Ф4-4 2100 2100 400 300 2700 400 1,36 302 3,4
Ф5-2 2400 2400 400 300 3200 400 1,79 351 4,48
Ф5-4 2400 2400 400 300 3200 400 1,69 375 4,48
Ф6-4 2700 2700 400 350 3200 400 2,24 412 5,6
ФП6-2 2700 2700 400 350 5000 400 2,69 532 6,7 Фундаменты по-
ФП6-4 2700 2700 400 350 5000 400 2,69 556 6,7 вишенного типа
ФПС6-2 2700 2700 400 350 5000 400 2,67 593 6,7 1 Составные со
ФПС6-4 2700 2700 400 350 5000 400 2,67 615 6,7 J сварным стыком
ФПБ6-2 2700 2700 400 350 5000 400 2,51 716 6,6 1 Составные с
ФПБ6-4 2700 2700 400 350 5000 400 2,51 740 6,6 i болтовым стыком
ПФ-1 1500 1500 560 300 2700 300 1,32 202 3,3
ПФ-2 1500 1500 550 300 3200 300 1,47 222 3,68
ФС-4 3500 2700 400 3200 400 2,4 520 6,0
ФС2-4 4500 2700 400 600 3200 400 2,8 592 7,0
ФСС1-4 3500 3500 400 600 3200 400 2,4 616 6,0 1 Составные со
ФСС2-4 4500 2700 400 600 3200 400 3,0 688 7,5 J сварным стыком
ФСБ1-4 3500 2700 400 600 3200 400 2,4 877 6,0 1 Составные с
ФСБ2-4 4500 2700 400 600 3200 400 3,0 949 7,5 J болтовым стыком
Сваи
21—862
Стойки призматичес-
кие под оборудова-
ние
Фундамент под обо-
рудование
1
I
С25-1-6-1 250 250
С25-1-6-Н 250 250
С25-2-6-1 250 250
С25-1-8-1 250 250
С25-2-6-И 250 250
С25-1-8-Н 250 250
С25-2-8-1 250 250
С25-2-8-И 250 250
С35-1-10-1 350 350
С35-1-10-Н 350 350
С35-2-10-1 350 350
С35-2-10-И 350 350
С35-1-8-1 350 350
С35-1-8-Н 350 350
С35-2-8-1 350 350
С35-2-8-Н 350 350
С35-1-12-1 350 350
С35-1-12-И 350 350
C3S-2-12-1 350 350
С35-2-12-И 350 350
УСО-1А
УСО-2А —
УСО-ЗА
У СО-4 А — —
У СО-5 А —
УСО-5А-1
УБ-1 800 800
200 450 6000 300 0,37 98 1,00
200 6000 300 0,37 95 1,00
200 450 6000 300 0,37 157 1,00
200 450 8000 300 0,49 121 1,20
200 6000 300 0,37 154 1,00
200 8000 300 0,49 117 1,30
200 450 8000 300 0,49 200 1,40
200 8000 300 0,49 197 1,30
300 450 10 000 300 1,20 261 3,00
300 — 10 000 300 1,20 267 3,00
300 500 10 000 300 1,20 386 3,20
300 10 000 300 1,20 375 3,20
300 450 8000 300 0,96 214 2,40
300 __ 8000 300 0,96 220 2,40
300 500 8000 300 0,96 319 2,60
300 8000 300 0,96 308 2,60
300 450 12 000 300 1,44 306 3,60
300 12 000 300 1,44 312 3,60
300 500 12 000 300 1,44 455 3,90 3,90
300 — 12 000 300 1,44 444
Стойки всех
250 5200 200 0,32 64 0,8 марок на конце
250 4400 200 0,27 47 0,7 имеют закладную
250 3600 200 0.22 40 0,6 деталь для креп-
250 __ 3000 200 0,19 35 0,5 леиия переходной
250 2200 200 0,14 27 0,4 металлической
250 —. 2200 200 0,14 31 0,4 конструкции. Стойка УСО-5А-1
имеет закладные детали на обоих концах
400 200 0,12 11 0,3
СО «о
Название конструкции Эскиз Марка
Анкерная плита ПА1-1 ПА1 -2
1 г - ПА2-1 ПА2-2
1 1 ПАЗ-1 ПАЗ-2
д
АП-5
Анкерная плита
Продолжение прил. 30
Размеры, мм Марка бетона Расход материалов Масса эле- ментов Примечание
а ь С d h бетона, мч стали, кг
1000 1000 300 290 450 300 0,20 25 0,5 0,7 Назначение — крепление оття-
1000 300 290 450 300 0,28 30 жек опор
1500 2000 400 440 600 300 0,65 68 . 1,6 2,2 Глубина зало- жения 2,5 (3,0) и
1500 3000 400 440 600 300 0,89 92
2000 3000 400 440 600 300 1,15 114 2,8
2000 4000 400 440 600 300 1,43 198 3,6
— — — — — 300 2,90 712,3 7,25 —
21*
Ригель
Подкладная плита
ПП1-А
Pl
Р1А
300 1,3 153 3,3 Применяются для увеличения площади опира- ния прижатых фундаментов
300 0,08 14 0,2 Основное назна- чение — увеличе- ние несущей спо- собности ПОДНОЖ- НИКОВ и стоек иа горизонтальную силу
300 0,28 38 0,7
* В числителе — армирование в виде каркасов, в знаменателе — со спиральным армированием.
Примечания: 1, Последние буква и цифра в марке фундамента означают: А — анкерный, П — портал, О — под оттяж-
ки опор, 2 — под опоры с двумя анкерными болтами, 4'—под опоры с четырьмя анкерными болтами.
со 2. Последние цифра и буква в марке сваи указывают на область ее применения: 1 — под металлический ростверк: н — для
^наголовника под ногу опоры с болтами, под узкобазовую опору или для крепления оттяжек.
324 to to to 4 05 СП to to to w to to to •— — о cd 00 Ч 05 СП К СС tO и- О CD 00 Ч 05 СП 4b. СО tO и-
Суг- линки Супесь Песок
ООО ООО ООО о о о о
to to bo СП СП СП to to to СП СП СП 05 05 05 05 to to to СП Сп СП 1 1 Illi Illi 1111
i—. i— — •— to - 1—- - 1— 1— tO — to И- и- to
Ч 4 00 ОСЛО bb о О СП о Ч bo bo СП о о 00 00 00 00 о о о о 00 00 CD CD 00 00 о о о о о о CD О bo b? О О О О О bo CD О О О О О
>— to to О "to СЛ СО СО 4ь ООО СО 05 CD ~ о — •— СО 00 —> СП о о о о о to 4b. 05 00 1 to о о о о 4ь. 05 — tO О О О сл 1 "—to
bo to to О tO Co to to to 4b СП 05 to to to — 4ь 05 to to to со 00 Ч СО о to со co co to co 05 О 4b. 05 00 tO со со со со 05 00 Си 00 4ь СО 4ь 4ь О 00 ОСО
СП СП 4b Co СП СП СП 4b 4b to «— О CD 00 4b 4b 4b Ч 05 СП 4ь 4ь 4ь ф. со to 4b. 4b. СО •— о cd co co co 00 4 05 со со со со СП 4ь СО tO со со to to 1— О CD 00
Глины Суг- линки
О О 05 bi О О ООО 05 05 05 СП СЛ ООО ел ел ел ООО to to to СП СП СП о о о to to to СП СП СП J05 о о 05 05 05 О О О О 05 05 СП СП О О О О СП СП СП СП
05 Ч СИ о 1— 1—. >—« >—« >— Ч 00 CD 05 Ч ел о О СП О Ч 00 CD ел о о 1— 1— 1— 05 Ч Ч СП О сп Ьо Ь со О О СП 05 Ч Ч СП о СП 1,75 1,70 0,90 1,80 to 00 CD CD О О О СП О
toco cd co СО 4b 4^. со СО 05 — сп to ч ф. СП СП СО о ч СО 4ь 4ь 05 >— Ч СП 05 00 4ь. 00 I—. to 4b. 05 to to О СП СП 00 to to СО СО СО 00 4b О
Ч о to Ф. СП •- 05 Ч 00 4ь 05 00 •— to tO CD О н- to 4b 05 00 Q0 ч S to to to to 1— to CO 4b
Условный номер грунта Приложение 31. Условная нумерация грунтов
Наименование грунта
Консистенция
Объемная масса, т/м3
Сцепление Сн, тс/м2
Угол внутренне- го трения, град
Условный номер грунта
Наименование грунта
Консистенция
Обьемная масса, т/м3
Сцепление Сн* тс/м2
Угол внутренне- го трения, град
Приложение 32. Результаты расчета рельсового пути для перекатки трансформаторов
Тип трансформатора ТРДЦН- -63000/330 АТДЦТН- -125000/330 АТДЦТН-200000/330 А ТДЦН-400000/330
Полная масса, т 221 257 389 405
В том числе масса масла (объем масла), т (м3) 51 (57) 56 (63) 82 (92) 78 (87)
Количество катков, шт. Статическая нагрузка на каток, кН 12 184 12 214 16 243 16 253
Габаритные размеры по ширине (по длине), мм 5676(11 010) 6250 (14 300) 6100 (14 155) 6950 (12 750)
Схема размеще- ния катков на поперечном пу- ти 650 1Ш- 6.50 550 7060 550
на продольном пу- ти fiSO. 1620 Л50. 7620 ,656, ГГТМ1 ‘/S01620 050 2620 0501620 650 Н II it ft 550 550152055025701 7520,550 ГПТТТТ1
Количество домкратных точек, шт. 4 4 6 6
Статическая нагрузка на домкрат, кН 553 643 650 675
Усилие на анкер при перемещении, кН 220 260 390 400
325
Продолжение прил. 32
Тип трансформатора АОДЦТН- -267000/500 АОДЦТН- -267000/500 АТДЦТН-250000/500 РОДЦ-60000/500
Полная масса, т 281 207 387 81
В том числе масса масла (объем масла), т (м3) 51 (57) 40 (45) 67 (75) 15(17)
Количество катков, шт. Статическая нагрузка на каток, кН 16 175 16 129 24 161 8 101
Габаритные размеры по ширине (по длине), мм 6860(10 500) 5800 (8900) 6800(16 920) 3500 (6150)
на поперечном пу- ти 4.W t/M 7000 ffjj
Схема размеще- Г1 И
ния катков на продольном пу- ти fiso, 2120 1450< 1100 Л50у 70М 70М 7(744 7(744 7/744 ftT" и n Гт tt 1 3502220 350 ffh
I 'I II
Количество домкратных точек, шт. 4 4 6 4
Статическая нагрузка на домкрат, кН 703 518 645 202
Усилие на анкер при перемещении, кН 280 210 390 80
Продолжение прил, 32
Тип трансформатора
ТРДЦН-63000/330
АТДЦТН-12500/330
АТДЦТН-200000/330
АТДЦН-400000/330
Расстояние между шпалами, см
55
50
55
50
55
50
55
50
Максимальный изгибающий момент
на шпалу, кН-м
167
155
194
180
234
206
228
209
Давление на шпа-
лу, кН
деревянную
струнобетонную
из железобетон-
ного бруса
159
147
147
185
171
195
191
Напряжение в
рельсах, Н/см2,
при шпале
деревянной
струнобетонной
или из железобе-
тонного бруса
Напряжение в деревянной шпале,
Н/см2 (изгиб)
Толщина
балласта, см,
при разных
значениях
7?гр и типах
шпал
#гр—
=20Н/ см2
деревянных
струнобетон-
ных
из железо-
бетонного
бруса
12 290
11 910
14 290
13 850
16 340
15 840
17 620
14 960
35
35
35
35
75
75
55
55
25
25
25
25
35
35
25
25
327
Тип трансформатора АОДЦТН- 267000/500
Расстояние между шпалами, см 55 50
Максимальный изгибающий момент на шпалу, кН-м 195 178
Давление на шпа- лу, кН деревянную струнобетонную из железобетон- ного бруса 159 145 145
Напряжение в рельсах, Н/см2, при шпале деревянной струнобетонной или из железобе- тонного бруса 10 510 10 230
Напряжение в деревянной шпале, Н/см2 (изгиб) — —
Т олщина балласта, см, при разных значениях Ягр и типах шпал /?гр— =20 Н/см2 деревянных струнобетон- ных из железо- бетонного бруса 35 35
25 — 25
— —
П родолжение прил. 32
АОДЦТН- -167000/500 АТДЦТН-250000/500 РОДЦ-60000/500
55 50 55 50 55 50
131 126 174 159 89 83
102* 98 — 69* 64
116 108 140 130 90 84
117 108 140 130 90 84
9930 9650 — 10 690 10 440
8280 8110 8600 8400 12 290 11910
1020 980 — — 690 650
25 25 25 25
— —
25 25 35 35 25 25
— — — — —
25 25 25 25 25 25
— — — — — —
Тип трансформатора
Толщина
балласта,
см, при раз-
ных значе-
ниях /?гр н
типах шпал
ТРДЦН-
63000/330
7?ГР— = 15 Н/см2 деревянных — —
струнобетон- ных 35 30 35 20
из железо- бетонного бруса 25 10 25
/?гр = = 10 Н/см2 деревянных — —
струнобетон- ных 35 ПО 35 100
25 25
из железо- бетонного бруса 50 40
329
Продолжение пр ил. 32
АТДЦТН- -125000/330 АТДЦТН-200000/330 АТДЦН-400000/330
— — — — — —
35 35 75 75 55 55
—.
40 30 60 50 60 50
25 25 35 35 25 25
1 1
10 10 20 30 20 20
— — — — — —
35 35 75 75 55 55
1- —1 1- —1 1- —1
120 по 150 140 170 130
25 25 35 35 25 25
1- 1-
60 50 100 100 100 90
Продолжение прил. 32
Тип трансформатора АОДЦТН- -267000/500 АОДЦТН- -167000/500 АТДЦТН-250000/500 РОДЦ- 60000/500
Толщина балласта, см, при раз- ных значе- ниях 7?гр и типах шпал КгТЗ— = 15 Н/см* 2 3 4 деревянных струнобетон- ных из железо- бетонного бруса 35 40 25 10 35 30 25 10 25 25 10 25 25 25 10 25 35 40 25 10 35 40 25 10 25 25 25 25 25 25
#ГР = = 10 Н/см2 деревянных струнобетон- ных из железо- бетонного бруса 35 120 25 60 35 ПО 25 60 25 10 25 70 25 20 25 10 25 60 25 10 35 120 25 60 35 ПО 25 60 25 25 10 25 25 25 10 25
* Деревянные шпалы применяются по нагрузкам только для трансформатора АОДЦТН-167000/500 и реактора Р О ДЦ-60000/500-
Примечания: 1. Данные приняты по действующим типовым проектам.
2. Расчет толщины балласта произведен с помощью ЭВМ.
3. Rrp — расчетное сопротивление грунта подбалластиого основания.
4. В строке «Толщина балласта» в числителе приведена толщина слоя щебня, в знаменателе — песка._________________________
Приложение 33. Температура, относительная влажность воздуха помещений подстанций и рекомендуемые
системы отопления и вентиляции
Наименование помещений Температура воздуха, °C Относительная влаж- ность воздуха, % Система отопления Система вентиляции Примечания
в холод- ный пе- риод года в теплый период года в холод- ный пери- од года в теплый период года
1. Общеподстан- циониый пункт управления
Помещение щи- та управления 18—23 Не выше 25 60—30 70—30 Водяное, воздушное, электропечи Естественная или механическая приточно-вытяж- ная Воздушное ото- пление совмеще- но с вентиляцией
Помещение па- нелей 18-25 Не более 30 60—30 60—30 То же То же Нагревательные приборы из глад- ких труб
Аккумулятор- ная, кислотная Не ниже 10 Не более 23 Не ограи ичивается Водяное Механическая приточ ио-вытяж- ная с подогревом приточного возду- ха Нагревательные приборы из глад- ких труб
Наименование помещений Температура воздуха, °C Относительная влаж- ность воздуха, %
в холод- ный пери- од года в теплый период года в холод- ный пе- риод года в теплый период года
Аппаратная связи, линей- но-аппаратный зал 18—25 Не более 30 60-30 60-30
Кабельный этаж Не выше 50 Не выше 40 Не огран ичивается
Подсобные по- мещения, сан- узел 18 Не огра- ничива- ется 60-30 60—30
2. Здание вспо- могательных устройств син- хронного ком- пенсатора 16-22 Не выше 30 60-40 60-20
Продолжение прил. 33
Система отопления Система вентиляции Примечания
Водяное, воздушное, электропечи Механическая приточно-вытяж- иая Температура дана с учетом тепловыделений
Не преду- сматривается Механическая приточно-вытяж- ная То же
Водяное Естественная приточно-вытяж- иая —
Водяное, электропечи Естественная или механическая приточно-вытяж- иая При наличии масляных выклю- чателей — ава- рийная вентиля- ция
3. Помещение в фундаменте 16-22 5 Не выше 30 60—40 60—20
синхронного компенсатора
4. Аппаратная ма елохозяйства и другие поме- щения 15 Не огра- ничивает- ся Не ограи ичивается
5. Насосные стан- ции, компрес- сорные и подоб- ные здания 15—20 Не выше 33 70—30 60—30
6. Башня для ре- визии авто- трансформато- ров и реакто- ров 10 Не огра- ничи- вается Не огран ичивается
7. Кабельные тун- нели Не orpaHi пивается Не выше 80 —
8. Закрытое рас- предустройство Не огран шивается Не выше 70
Водяное, Механическая в знаменателе
воздушное, совмещенное с вентиляцией Водяное, воз- душное, сов- мещенное с вентиляцией приточио-вытяж- иая с подогревом воздуха Естественная или механическая приточно-вытяж- иая указана мини- мальная темпера- тура при дежур- ном отоплении
Водяное, электропечи То же —
Воздушное отопление ра- бочей зоны Не предусматри- вается —
Не преду- сматривается Естественная или механическая приточно-вытяж- ная —
Не преду- сматривается Аварийная вы- тяжная с пяти- кратным возду- хообменом В камерах транс- форматоров — ме- ханическая при- точно-вытяжная В районах с температурой ни- же —40 °C отапли- вается электро- печами
Sg____________________________Приложение 34. Классификация помещений ПС
Наименование помещений Категория производ- ства Класс по- мещений по взрыво- пожароо- пасности Оснащение помещений
пожарной сиг- нализацией установками пожаротуше- ния
Общеподстанционяый пункт управления д — — —
Кабельные помещения (этажи, подвалы, туннели, шахты) В П-Па На ПС 220 кВ и выше На ПС 500 кВ и выше
Помещения стационарных кислотных, аккумуляторных и зарядки переносных аккумуляторов Е В-1а — —
Закрытые РУ и высоковольтные лаборатории с выключателями и аппаратурой, содержащей более 60 кг масла в единице оборудова- ния. Преобразовательные мосты постоянного тока, камеры транс- форматоров В П-1 Оснащаются
Закрытые РУ с аппаратурой, содержащей 60 кг масла и менее в единице оборудования Г — » —
Закрытые ПС 110 кВ и выше с трансформаторами мощностью 40 тыс. кВ-А и более в П-1 » Оснащаются
Электролизерные, склад водородных баллонов, фундаменты син- хронных компенсаторов А В-16 » —
Трансформаторная мастерская, помещение регенерации масла, за- крытое хранилище масла В П-1 Оснащаются —
Пожарное депо, гараж В П-1 » —
Помещения связи, компрессорные и другие Помещения с ЭВМ, машзал, помещение подготовки данных, кла- довые Д — — -—
В — Оснащаются Оснащаются
Другие помещения Д — » —
Примечание. Все перечисленные помещения имеют степень огнестойкости не ниже II.
Приложение 35. Основные технические данные масляных выключателей-35 кВ
Тип выключателя МКП-35- -1000-25 С-35М-630-10 С-35М-630- -10ХЛ1 С-35-3200/2000-50 ВМК-35-1000-16 (ВМК-35-Э-1/1) ВТД-35-800- -12,5 У-35-2000-40
Тип привода МПЭ-31 ШПЭ- -12 ПП-67, ПП-67К ШПЭ-12ХЛ ШПЭ- -38 | ШПВ-35* ПЭ-31Н ШПЭ-1,1 ШПЭ-36
Ток в цепи элект- ромагнита при- вода при U= =220 Б посто- янного тока, А ЭВ эо 124 5 101 2,5 2 101 2,5 244 5 5 5 166 5 58 1,25 232 2,5
Минимальная бесто- ковая пауза в цик- ле О—Б, с 0.6 0,7 — 0,7 0,7 0,7 — 0,5 0.6
Собственное время включения с приво- дом, с 0,3-0,4 0,35 0,4 0,35 0,6 0,4 0,19—0,24 0,35 0 4
Собственное время отключения с при- водом, с 0,05 0,05 0,12 0,05 0,055 0,055 0,08 0,06 0,05
Время отключения ,с 0,08 0,08 0,15 0,08 0,08 0,08 0,11 0,09 0,08
Количество свобод- ных цепей сигналь- ных контактов 10 12 8 12 10 10 10 8 10
Встроенные транс- форматоры тока ТВ-35/25, 12 шт. ТВ-35/10, 6 шт. ТВ-35/10, 6 шт. ТВС-35/50, 6 или 12 шт. — ТВ-35/10, 6 шт. ТВ-35/40, 12 шт.
Номер технических условий ТУ 16.520 ТУ 16.520.129.73 ТУ 16.520 Предварительная информация л OCfl.131.007 л Каталог 02.01.07.-74 ТУ 16.520. 165.75 ТУ 16.520.148. 74
* Давление воздуха пневмопривода равно 2 МПа. ,
Примечание. Выключатель типа ВТ-35-630-10 поставляется без привода, работает с приводом ПП-67 или ШПЭ-11.
336
Приложение 36. Основные технические данные масляных выключателей 110—220 кВ
Тип выключателя У-220-2000-40 У-220-1000/2000-25 У-110-2000-50 У-110-2000-40 МКП-ПОМ- -1000/630-20 ММО-110-1250- -20
Тип привода ШПЭ- -46 иа полюс ШПВ-46П на полюс ШПЭ- 44П на полюс 1ППВ-45П на полюс ШПЭ- -46 ШПВ-46П шпэ- -44 ШПЭ-33 Пружинно-мо- торный ЭПМ 70000
Ток в цепи элект- ромагнита при вода при UhoM= =220 В посто- янного тока, А ЭВ эо 450 10 5 10 240 5 5 5 450 10 5 10 480 2,5 244 5 1.5 1,5
Давление воздуха пневмопривода, МПа — 2,0 — 2,0 — 2,0 — — —
Минимальная бесто- ковая пауза, с 1,1 0,7 0,9 0.9 0,9 0,7 0,9 0,8 —
Собственное время включения с приво- дом, с 0,9 0,45 0,8 0,45 0,7 0,3 0,8 0,5—0,6 0,15
Собственное время отключения с при- водом, с 0,045 0,045 0,05 0,05 0,05 0,05 0,06 0,04—0,05 0,05
Время отключения, с 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,055-0.08 0,08
Количество свобод- ных цепей сигналь- ных контактов 10 10 10 10 10 10 10 10 16 (83, 8р)
Встроенные транс- форматоры тока ТВС-220-40, 12 шт. ТВ-220/25, 12 шт. ТВУ-110/50, 12 шт. ТВ-110/50, 12 шт. ТБ-110/2 илн ТВУ-110/50 —
Номер технических условий ТУ 16.520.024.76 ТУ 16.520.063.76 ТУ 16.520.019.76 ТУ 16.520.147.74 ТУ 16.520.033.74 Производство НРБ
22—862
Приложение 37. Основные технические данные воздушных выключателей ПО—220 кВ
Тип выключателя
Номинальный ток, А
Номинальный ток отключения, кА
Номинальное давление воздуха,
МПа
Допустимое давление для цикла
О—t —ВО, МПа
Минимальная бестоковая пауза
^бт с________________________.
Собственное время включения с
приводом, с
ВВБ-220 ВВД-220 Б ВНВ-220 ВВШ-150 Б ВВБм-110 ВВШ-110, ВВШ-110 в BHB-110
2000 2000 4000 2000 2000 2000 3200
31,5 40 40 25 31,5 25 40
2,0 3,2 4,0 2,0 2,0 2,0 4,0
1,9 3,1 .3,85 1,9 1,9 1,9 8,9
0,25 0,25 0,25 0,3 0,25 0,3 0,25
0,2 0,24 0,1 0,25 0,21 0,2 0,1
Собственное время отключения с приводом, с 0,06 0,06 0,025 0,045—0,06 0,055 0,035—0,05 0,025
Время отключения, с 0,08 0,08 0,04 0,08 0,07 0,07 0,04
Общее количество вспомогательных контактов 14 иа по- люс 14 на по- люс 16 на по- люс 12 иа полюс 14 и а полюс 12 иа по- люс 16
Ток в цепи ЭО и ЭВ при U ном= =220 В не бо- лее в процессе фор- сировки, А 12 на по- люс 12 иа по- люс 13,5 на по- люс 12 на полюс 12 на полюс 12 на по- люс 13,5
в установившем- ся режиме, А 4,5 на по- люс 4,5 на по- люс 4,5 иа по- люс 4,5 на полюс 4,5 на полюс 4,5 иа по- люс 4,5
gj Номер технических условий ТУ 16.520 124.73 ТУ 16.520 134.74 — ТУ 16.520, 168.75 ТУ 16.520 124.74 ТУ 16.520 130.73 ОБП.131.145.74
338
Приложение 38. Основные технические данные воздушных выключателей 330—500 кВ
Тип выключателя ВНВ-Б00 ВВБ-500 ВНВ-ЗЗОБ ВВБ-ЗЗОБ ВВД-ЗЗОБ вв- -500Б вв- -330Б ВВБК-330
Номинальный ток, А | 3200, 4000 2000 3200, 4000 2000 3200 2000 3200
Номинальный ток отключения, кА 40 35,5 40 35,5 40 20 40
Номинальное давление воздуха, МПа 4 2 4 2 2,6 2 4
Допустимое давление для цикла О— —ВО, МПа 3.85 1,9 3,85 1,9 2,5 1.9 3,9
Минимальная бестоковая пауза t gT, с 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,3
Собственное время включения с приво- дом, с 0,1 0,25 0,1 0,25 0,25 0,25 0,28 0,075
Собственное время отключения с при- водом, с 0,025 0,065 0,025 0,065 0,065 0,06 0,025
Время отключения, с 0,04 0,08 0,04 0,08 0,08 0,08 0,04
Общее количество вспомогательных контактов 16 иа полюс 14 иа эле- мент по- люса 16 иа полюс 14 на эле- мент полю- са 14 иа элемент полюса 16 на полюс 14 и а элемент полюса
Ток в цепи ОЭ и ЭВ при v ном = 220 в не более в процессе фор- сировки, А 13,5 иа полюс 20 (3 последо- вательных эл емеита на полюс) 13,5 на полюс 20 (2 последо- вательных элемента на полюс) 20 (2 последова- тельных эле- мента иа по- люс) 12 на полюс 20 (2 последова- тельных эле- мента на по- люс)
в установившемся режиме, А 4,5 на полюс 5 4,5 иа полюс 5 5 4,5 иа полюс 5
Номер технических условий ТУ 16.520 163.75 ТУ 16.520 036.75 ТУ 16.520. 103.75 ТУ 16.522 036.75 ТУ 16.520.057. 77 ТУ 16.520.020. 75 ТУ в стадии утверждения
Приложение 39. Расшифровка буквенных обозначений
трансформаторов
Автотрансформатор
Число фаз
трехфазный
однофазный
с расщепленной обмоткой
Охлаждение:
естественное воздушное
естественное масляное
масляное с дутьем и с естествен-
ной циркуляцией масла
масляное с дутьем и с принуди---
тельной циркуляцией масла
масляно-водяное с естественной—
циркуляцией масла
масляно-водяное с принудитель---
ной циркуляцией масла
Трехобмоточный
Вид переключения ответвлений:
выполнение одной из обмоток
устройством РПН
то же с автоматическим
Особенность исполнения:
грозоупорный
защищенное исполнение
усовершенствованный
Для электрификации железных дорог-
Номинальная мощность, кВ-А
Класс напряжения обмотки ВН (для-
автотрансформаторов с обмоткой
СН ПО кВ и выше также класс
напряжения обмотки СН), кВ
РПН
Примечание. В новых трансформаторах буква Г опускается, так
как они все выпускаются грозоупорными. Некоторые трансформаторы 35 кВ
и ниже имеют индекс А, означающий изготовление обмотки нз алюминия.
22* 339
Приложение 40. Комплектные трансформаторные подстанции
блочного типа 35/6 (10) мощностью до 6300 кВ-A (КТПБ) 1 КСИ
№ 2 (г. Краснодар)
Схема электрических соединений Номер по сетке типовых схем Количество трансфор- маторов Наименование схемы
1972 г. 1979 г.
1 35-3 35-3 1 Блок
I 35-8 2 Укрупненный блок с отдели- телями в цепях трансформа- торов
,1 t -4- По аналогии со схемой 110-5 35-4 2 Два блока с неавтоматиче- ской перемыч- кой
35-11 35-6 2 Мостик с вы- ключателем
1 Все КТПБ комплектуются Б^РУ типа К-34»
340
Продолжение прил. 40
Схема электрических соединений Номер по сетке ти- повых схем количество грансфор- маторов Наименование схемы
1972 г. | 1979 г.
й Л Л 35-9 2 2 Укрупненный блок с выклю- чателями в це- пях трансфор- маторов Мостик с вы- ключателями в перемычке и цепи линии Одиночная сек- ционированная система шин
п 35-12 35-9 2
п
341
со Приложение 40a. Комплектные трансформаторные подстанции 35—ПО кВ из блоков унифицированных
Й конструкций (КТПБ) завода «Электрощит» (г. Куйбышев)
Тип подстанции Схема Трансформаторы
электрических соединений Номер по сетке типовых схем Коли- чество Тип
1972 г. 1979 г.
4
КТПБ-110/6(10)-3-1 Х37 X1 х1 110-3 110-3 1
КТПБ-110/6(10)-5-2х37 КТПБ-110/6(10)-6-2х37 110-5 110-6 110-4 2 2 ТМН-2500/110 ТМН-6300/110 ТДН-10000/110 ТДН-16000/110 ТРДН-25000/110 ТРДН-32000/11С ТРДН-40000/110
J
КТПБ-110/6(10)-8-2х37
КТПБ-110/35/6(10)-3-1X37*
КТПБ-110/35/6(10) -5-2X37*
343
110-8 110-6 2 . То же
110-3 110-3 1
110-5 110-4 2 TMH-6300/110 ТДН-10000/110 ТДТН-10000/110 ТДТН-16000/110 ТДТН-25000/1Ю
344
Тип подстанции
КТПБ-110/35/6 (10) -6-2x37
КТПБ-110/35/6 (10) -8-2 X 37*
Продолжение прил. 40а
Схема
Трансформаторы
электрических соединений Номер по сетке типовых схем Коли- чество Тип
1972 г. 1979 г.
А1 А1 6 А 110-6 — 2
JL 1 rh1 1 jz 110-8 110-6 2 ТМН-6300/110 ТДН-10000/110 тдтн-ioooo/uo ТДТН-16000/110 ТДТН-25000/110
/Ох хОч
СП
КТПБ-35/6(10)-12-2х37 35-12 35-9 2
КТПБ-35/6(10)-12А-2х37 га ЬЛ 35-12А — 2 ТДТН-40000/П0 ТМН-6300/35 ТД-10000/35 ТД-16000/35
\ U п
КТПБ-35/6(1О)-12Б-2Х37 35-12Б — 2
Примечания: 1. КТПБ, 2. Все КТПБ комплектуются отмеченные звездочкой, выпускаются с силовыми трансформаторами до комплектными распределительными устройствами (КРУ) типов К-37 и 16 000 кВ-А. к-ззм.
co
Приложение 41. Перечень территориальных проектных организаций Госстроя СССР
Наименование территориальных проектных организаций и их
местонахождение
Наименование республик, краев и областей, и а территории кото-
рых осуществляют свои функции территориальные проектны”
организации
РСФСР
Государственный ордена Трудового Красного Знаме-
ни проектный институт «Ленинградский Промстройпро-
ект», г. Ленинград
Проектный институт № 1, г. Ленинград
Государственный ордена Трудового Красного Знаме-
ни проектный институт «Промстройпроект», г. Москва
Государственный проектный институт «Госхимпро-
ект», г. Москва
Государственный проектный институт «Горьковский
Промстройпроект», г. Горький
Волжское отделение Государственного проектного ин-
ститута «Госхимпроект», г. Волжский
Государственный проектный институт «Куйбышевский
Промстройпроект», г. Куйбышев
Государственный проектный институт «Саратовпром-
проект», г. Саратов
Государственный проектный институт «Гипропром»,
г. Воронеж
Проектный и научно-исследовательский институт «Ро-
стовский Промстройпроект», г. Ростов-на-Дону
Государственный проектный институт «Челябинский
Промстройпроект», г. Челябинск
Проектный институт «Пермпромпроект», г. Пермь
Комн АССР, Карельская АССР, Мурманская, Архан-
гельская и Калининградская области, Череповецкий
промузел Вологодской области
Ленинградская, Новгородская, Псковская области и
Вологодская область без Череповецкого промузла
г. Москва, Московская, Калининская, Смоленская,
Рязанская, Владимирская, Ивановская, Костромская и
Ярославская области
Брянская, Калужская, Орловская н Тульская области
Марийская, Чувашская н Мордовская АССР, Горь-
ковская и Кировская области
Калмыцкая АССР, Астраханская и Волгоградская об-
ласти
Башкирская АССР, Татарская АССР, Куйбышевская
область
Саратовская, Пензенская н Ульяновская области
Белгородская, Воронежская, Курская, Липецкая и
Тамбовская области
Ростовская область, Краснодарский и Ставропольский
края, Дагестанская, Северо-Осетинская и Чечено-Ин-
гушская АССР
Курганская, Оренбургская и Челябинская области
Удмуртская АССР н Пермская область
Проектный и научно-исследовательский институт
«Уральский Промстройпроект», г. Свердловск
Проектный институт № 2, г. Москва
Государственный проектный институт «Сибирский
Промстройпроект», г. Новокузнецк
Новосибирское отделение Государственного проект-
ного института ГПИ-6, г. Новосибирск
Проектный и научно-исследовательский институт
«Красноярский Промстройпроект», г. Красноярск
Иркутское отделение Государственного проектного
института «Госхимпроект», г. Иркутск
Проектный институт «Хабаровскпромпроект», г. Ха-
баровск
Проектный н научно-исследовательский институт
«Дальневосточный Промстройпроект», г. Владивосток
Государственный проектный институт «Дальстрой-
проект», г. Магадан
Государственный проектно-изыскательский институт
«Якутскгражданпроект», г. Якутск
Украинская ССР
Проектный и научно-исследовательский институт
«Харьковский Промстройпроект», г. Харьков
Государственный проектный институт «Приднепров-
ский Промстройпроект», г. Днепропетровск
Запорожское отделение Государственного проектного
института «Приднепровский Промстройпроект», .г. За-
порожье
Проектный и научно-исследовательский институт «До-
нецкий Промстройпроект», г. Донецк
Государственный проектный институт «Киевский
“ Промстройпроект», г. Киев
Свердловская область
Тюменская область
Алтайский край и Кемеровская область
Новосибирская, Омская и Томская области
Тувинская АССР и Красноярский край
Бурятская АССР, Иркутская и Читинская области
Хабаровский край и Амурская область
Приморский край, Сахалинская и Камчатская обла-
сти
Магаданская область
Якутская АССР
Харьковская, Полтавская и Сумская области
Днепропетровская н Кировоградская области
Запорожская область
Донецкая и Ворошиловградская области
Киевская, Житомирская, Черкасская, Черниговская,.
Львовская, Волынская, Закарпатская, Иваио-Франков-
Наименование территориальных проектных организаций и их
местонахождение
Одесский проектный институт 3, г. Одесса
Белорусская ССР
Белорусский Государственный проектный институт
«Белпромпроект», г. Минск
Узбекская ССР н Туркменская ССР
Государственный проектный институт «Узгипротяж-
пром», г. Ташкент
Казахская ССР
Государственный проектный научно-исследовательский
институт «Казахский Промстройннипроект», г. Алма-
Ата
Карагандинское отделение Государственного проект-
ного института «Челябинский промстройпроект», г. Ка-
раганда
Грузинская ССР
Государственный проектный институт «Грузгоспро-
ект», г. Тбилиси
Азербайджанская ССР
Продолжение прил. 41
Наименование республии, краев и областей, на территории кото-
рых осуществляют свои функции территориальные проектные
организации
ская, Ровенская, Вининцкая, Хмельницкая, Тернополь-
ская н Черновицкая области
Одесская, Крымская, Николаевская и Херсонская об-
ласти
Белорусская ССР
Туркменская ССР
Казахская ССР, кроме Карагандинской области
Карагандинская область
Грузинская ССР
Государственный проектный институт «Азгоспром-
проект», г. Баку
Литовская ССР
Институт проектирования промышленного строитель-
ства Госстроя, г. Каунас
Молдавская ССР
Государственный проектный институт «Молдгипро-
строй», г. Кишинев
Латвийская ССР
Государственный институт по проектированию про-
мышленных предприятий «Латвтипропром», г. Рига
Киргизская ССР
Государственный проектный институт «Киргнзпром-
проект», г. Фрунзе
Таджикская ССР
Государственный проектный институт «Таджгипро-
пром», г. Душанбе
Армянская ССР
Государственный проектный институт «Армпромпро-
ект», г. Ереван
Эстонская ССР
w Государственный проектный институт «Эстпромпро-
^ект», г. Таллин_______________________________
Азербайджанская ССР
Литовская ССР
Молдавская ССР
Латвийская ССР
Киргизская ССР
Таджикская ССР
Армянская ССР
Эстонская ССР
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Предисловие............................................... 3
Раздел первый. Общие положения, особенности, техно-
логия и принципы проектирования подстанций ... 5
1.1. Современные тенденции развития энергосистем . . 5
1.2. Особенности и принципы проектирования подстанций 6
1.3. Стадии проектирования, состав и объем проектной
документации . 7
1.4. Пусковой комплекс .......... 13
1.5. Требования к материалам изысканий............... 13
1.6. Исходные данные для проектирования . ... 16
Раздел второй. Классификация подстанций и присоеди-
нение их к энергосистеме . . . . 17
Раздел третий. Главные схемы электрических соедине-
ний распределительных устройств.......................23
3.1. Подстанция как элемент энергосистемы ... 23
3.2. Надежность главных схем и ее оценка .... 24
3.3. Автоматичность, эксплуатационные удобства и эконо-
мическая целесообразность схемы......................33
3.4. Классификация схем, основные принципы и критерии
их построения........................................36
Раздел четвертый. Основное оборудование ... 85
4.1. Типы и технические характеристики трансформаторов
и автотрансформаторов .... .... 85
4.2. Выбор мощности и числа устанавливаемых трансфор-
маторов (автотрансформаторов)...................... 93
4.3. Выключатели......................................104
4.4. Разъединители, отделители, короткозамыкатели . . 109
4.5. Провода, шины и кабели. Изоляторы................111
Раздел пятый. Защита от грозовых перенапряжений
и заземление.........................................114
5.1. Защита от грозовых перенапряжений .... 114
5.2. Заземление . ............. ... 119
Раздел шестой. Собственные нужды.........................123
6.1. Собственные нужды переменного тока .... 123
6.2. Электрическое освещение..........................131
350
Стр.
Раздел седьмой. Схемы управления, сигнализации и ав-
томатизации .................................................133
7.1. Классификация и принципы выполнения схем . . 133
7.2. Организация управления элементами подстанций . 136
7.3. Регулирование напряжения и охлаждение силовых
трансформаторов......................................140
7.4. Организация сигнализации элементами подстанции . 141
7.5. Питание цепей оперативным током, аппаратура схем,
маркировка...............................................143
7.6. Электрические измерения и учет электроэнергии . . 146
7.7. Фасады и компоновки панелей, монтажные схемы и
кабельные журналы....................................147
7.8. Оперативный ток. Аккумуляторные батареи . . . 149
7.9. Шкафы КРУ, КРУН, КТП, КТПН.........................156
7.10. Выдача задания заводам на изготовление панелей
и шкафов..............................................157
Раздел восьмой. Выбор площадки для строительства . 158
Раздел девятый. Генеральный план.............................168
9.1. Ситуационные условия и отвод земель . . . 168
9.2. Привязка площадки к местности.......................170
9.3. Горизонтальная планировка ....... 172
9.4. Проезды по территории...............................178
9.5. Инженерные сети.....................................181
9.6. Инженерная подготовка территории....................187
9.7. Озеленение и благоустройство территории .... 192
9.8. Технико-экономические показатели генерального плана 195
Раздел десятый. Распределительные устройства . 198
10.1. Основные принципы компоновок распределительных
устройств................................................198
10.2. Типовые компоновки открытых распределительных
устройств . ...................................211
10.3. Комплектные РУ с газовой изоляцией . . . . 213
10.4. Установка трансформаторов и реакторов . . . 213
10.5. Установка синхронных компенсаторов .... 214
10.6. Режимы работы строительных конструкций ОРУ.
Нормативные и расчетные нагрузки.........................215
10.7. Механический расчет проводов гибкой ошиновки
ОРУ......................................................220
10.8. Опоры под ошиновку и оборудование. Фундаменты 226
10.9. Рельсовые пути для перекатки трансформаторов.
Стационарные анкеры. Фундаменты трансформато-
ров . .......................................237
10.10. Кабельные лотки, каналы...........................240
10.11. Ограды ..... . . 242
Раздел одиннадцатый. Здания и сооружения . . 244
11.1. Фундаменты синхронных компенсаторов .... 245
11.2. Отопление и вентиляция . . ................248
Ц.З. Водоснабжение и канализация.........................251
351
11.4. Противопожарные мероприятия..............252
11.5. Защита от шума...........................258
Раздел двенадцатый. Связь и сигнализация . . . 262
12.1. Каналы связи для передачи информации .... 262
12.2. Местная и внутренняя связь...............265
12.3. Наружное освещение.......................266
12.4. Пожарная сигнализация . 267
Раздел тринадцатый. Организация строительства и
сметы...............................................270
Приложения . 273
ГЕОРГИЙ КОНСТАНТИНОВИЧ ВИШНЯКОВ, ЕФИМ АКИМОВИЧ
ГОБЕРМАН, СЕМЕН ЛЬВОВИЧ ГОЛЬЦМАН, ГАЛИНА МАРКОВНА
КАНТОР, ГРИГОРИЙ СЕМЕНОВИЧ ЛИСОВСКИЙ, ЯКОВ
СЕМЕНОВИЧ САМОЙЛОВ, МИХАИЛ ЭММАНУИЛОВИЧ ХЕЙФИЦ
СПРАВОЧНИК ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ПОДСТАНЦИЙ 35—500 кВ
Редактор издательства И. И. Л о б ы с е в а
Технический редактор А. С. Давыдова
Корректор Г. А. Полонская
ИБ № 2187
Сдано в набор 23.09.81. Подписано в печать 23.03.82. Т-06976. Формат
84Х1081/з2. Бумага типографская № 2. Гари, шрифта литературная.
Печать высокая. Усл. печ. л. 18,48. Усл. кр.-отт. 18,69. Уч.-изд. л. 23,58.
Тираж 30 000 экз. Заказ 862. Цена 1 р. 30 к.
Энергоиздат, 113114, Москва. М-114. Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография «Союзполиграфпрома» при Государственном
комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли
000000, г. Владимир, Октябрьский проспект, д. 7
Вниманию читателей!
На стр. 298, 299 в приложении 16 (колонки 3 и 4) сме-
щены строки.