1.1. Структура электроэнергетической отрасли

Электроэнергетика является важнейшей фундаментальной отраслью народного хозяйства, обеспечивающей нормальную деятельность всех других отраслей экономики, функционирование социальных структур и необходимые условия жизни населения.

Согласно ГОСТ 19431—84 электроэнергетика представляет собой раздел энергетики, обеспечивающий электрификацию страны на основе рационального расширения производства и использования электрической энергии.

Энергетическая система (энергосистема) — это совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этой системой (ГОСТ 21027-75).

Электроэнергетическая система — это находящееся в данный момент в работе электрооборудование энергосистемы и приемников электрической энергии, объединенное общим режимом и рассматриваемое как единое целое в отношении протекающих в них физических процессов (ГОСТ 21027—75).

В точках разграничения электросетей с электроприемными устройствами устанавливается граница балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности продавца и потребителя электрической энергии, формируется специфический рынок электроэнергии. В таких точках вступают в силу договорные взаимоотношения и осуществляется реализация электроэнергии по установленным тарифам.

Непрерывную, неразделимую цепь производства, транспортирования, преобразования, распределения и сбыта электроэнергии можно представить в виде отдельных структур энергосистемы (в настоящее время — коммерческих компаний), показанных на рис. 1.1.

В ходе реорганизации отрасли сложилась определенная структура сетевых энергетических компаний. Например, в состав ОАО «МРСК ЮГА» входят следующие филиалы и их производственные отделения:

Волгоградэнерго: Волгоградские, Правобережные, Левобережные, Камышинские, Михайловские и Урюпинские сети;

Ростовэнерго: Восточные, Западные, Северные, Северо-Восточные, Центральные, Южные, Юго-Восточные и Юго-Западные сети;

Калмэнерго: Калмыкские, Городовиковские, Сарпинские, Каспийские и Магистральные электрические сети;

Кубаньэнерго: Краснодарские, Сочинские, Армавирские, Адыгейские, Тимашевские, Тихорецкие, Ленинградские, Славянские, Юго-Западные, Лабинские и Усть-Лабинские электрические сети;

Астраханьэнерго: Северный, Черноярский, Енотаевский, Ахтубинский, Харабалинский, Красноярский, Володарский, Лиманский, Камызякский, Икрянинский, Приволжский, Правобережный, Городской, Заболдинский, Трусовский и Центральный районы электрических сетей (РЭС).

ОАО «ЛЕНЭНЕРГО» включает следующие филиалы: Кабельная сеть, Выборгские, Гатчинские, Кингисеппские, Лодейнопольские, Лужские, Новоладожские, Пригородные и Тихвинские сети.

Филиалы ОАО «МОЭсК»: Московские кабельные сети, Центральные, Южные, Западные, Северные и Восточные электросети, Высоковольтные кабельные сети.

Таким образом, электрическая энергия вырабатывается на электростанциях, передается по воздушным (ВЛ) и кабельным (КЛ) линиям электропередачи к центрам потребления, трансформируется на подстанциях (ПС) в потребительское напряжение, распределяется через распределительные устройства (РУ) среди потребителей электрической энергии и потребляется электроприемниками (нагрузкой) при различных значениях номинального напряжения.

В качестве иллюстрации на рис. 1.2. приведена условная схема электроснабжения города.

Для снижения потерь электрическая энергия передается на повышенном напряжении, поскольку потери обратно пропорциональны квадрату напряжения. На подстанциях напряжение с помощью трансформаторов (автотрансформаторов) понижается (трансформируется) до рабочего напряжения приемных устройств, потребляется нагрузкой или передается далее в распределительную сеть.

При передаче электроэнергии на дальние расстояния применяются шунтирующие реакторы, которые по своей конструкции близки к трансформаторам (автотрансформаторам). Они представляют собой индуктивности, предназначенные для компенсации емкостного сопротивления линий электропередачи (ЛЭП) большой протяженности. Их, как правило, включают непосредственно по концам ЛЭП сверхвысокого напряжения, а также подключают к шинам среднего напряжения и к третичным обмоткам автотрансформаторов на ПС дальних передач. В эксплуатации используются шунтирующие реакторы с отбором мощности, которые имеют вторичные обмотки или ответвления от основной обмотки, используемые для подключения нагрузки.

 

1.2. Классификация электрических подстанций и распределительных устройств. Основные определения

Классификация электрических ПС и РУ основана на терминах и определениях, установленных соответствующими ГОСТ и нормативно-технической документацией.

К основным, наиболее часто применяемым терминам и определениям относятся следующие:

подстанция электрическая — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств по ГОСТ 19431—84 (ГОСТ 24291—90). Подстанции с трансформаторами, преобразующие электрическую энергию только по напряжению, называются трансформаторными; а преобразующие электроэнергию по напряжению и другим параметрам (изменение частоты, выпрямление тока), — преобразовательными. На ПС могут устанавливаться два и более, как правило, трехфазных трансформатора. Установка более двух трансформаторов принимается на основе технико-экономических расчетов, а также в случаях, когда на ПС применяется два средних напряжения. При отсутствии трехфазного трансформатора необходимой мощности, а также при транспортных ограничениях возможно применение группы однофазных трансформаторов. Подстанция, как правило, состоит из нескольких РУ разных ступеней напряжения, соединенных между собой трансформаторной (автотрансформаторной) связью;

пристроенная ПС (РУ) — подстанция (распределительное устройство), непосредственно примыкающая к основному зданию электростанции или промышленного предприятия (ПУЭ, п. 4.2.7);

встроенная ПС (РУ) — подстанция (распределительное устройство), занимающая часть здания (ПУЭ, п. 4.2.8);

внутрицеховая ПС (РУ) — подстанция (распределительное устройство), расположенная внутри цеха открыто (без ограждения), за сетчатым ограждением, в отдельном помещении (ПУЭ, п. 4.2.9);

здание вспомогательного назначения (ЗВН) — здание, состоящее из помещений, необходимых для организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования ПС (ПУЭ, п. 4.2.16);

трансформаторная подстанция (ТП) — электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (ГОСТ 24291—90). Потребительские ТП разделяются на комплектные, закрытые, мачтовые и столбовые;

комплектная трансформаторная ПС (КТП) — ПС, состоящая из трансформаторов, блоков (КРУ и КРУН) и других элементов, поставляемых в собранном или полностью подготовленном на заводе-изготовителе к сборке виде (ПУЭ, п. 4.2.10). В КТП вся высоковольтная и низковольтная аппаратура монтируется на заводе, и подстанция на объект поступает в готовом виде, то есть в комплекте. Комплектные трансформаторные подстанции внутренней (КТП) и наружной (КТПН) установок выпускают с одним или двумя трансформаторами мощностью от 250 до 2 500 кВА (в КТП) и до 1000 кВА (в КТПН) при напряжении 6-10 кВ; от 630 до 16 000 кВА (в КТПН) при напряжении 35 кВ. Эти ПС комплектуются защитной коммутационной аппаратурой, приборами измерений, сигнализации и учета электроэнергии и состоят из блока ввода высокого напряжения, силового трансформатора и РУ 0,4 кВ. КТП бывают тупикового и проходного типов, а также различных модификаций, в том числе: киоскового, шкафного и других типов. КТП тупикового типа используются для электроснабжения населенных пунктов и сельскохозяйственных потребителей. КТП киоскового типа (блочные) применяются в качестве тупиковых ТП мощностью 250 кВА и выше с обслуживанием оборудования с земли. Такие ПС удобны и безопасны в обслуживании;

мачтовая трансформаторная ПС (МТП) — открытая трансформаторная ПС, все оборудование которой установлено на конструкции (в том числе на двух и более стойках опоры ВЛ) с площадкой обслуживания на высоте, не требующей ограждения ПС (ПУЭ, п. 4.2.11). МТП сооружают на А-, П- или АП-образных или одностоечных конструкциях, изготавливаемых из железобетонных или деревянных стоек. На А-образной конструкции монтируется все оборудование ПС: разъединитель, предохранители, разрядники, однофазный трансформатор мощностью более 10 кВА и распределительный щит 0,23— 0,4 кВ. Подстанция не имеет площадки обслуживания и лестницы.

П-образные конструкции используются для ПС с трехфазными трансформаторами мощностью до 250 кВА включительно. Трансформатор располагается на площадке на высоте от земли не менее 3,5 м. АП-образные конструкции применяются для ПС с трансформаторами мощностью до 400 кВА. На них монтируются все оборудование, в том числе и разъединитель. Для обслуживания МТП на высоте не менее 3 м должна быть устроена площадка с перилами. Для подъема на МТП рекомендуется применять лестницы с устройством, запрещающим подъем по ней при включенном коммутационном аппарате;

столбовая трансформаторная ПС (СТП) — открытая трансформаторная ПС, все оборудование которой установлено на одностоечной опоре ВЛ на высоте, не требующей ограждения (ПУЭ, п. 4.2.11). Конструктивно ПС состоит из отдельных элементов, которые при сборке на месте монтируются в единый комплекс;

распределительный пункт (РП) — РУ 6—500 кВ с аппаратурой для управления его работой, не входящее в состав ПС (ПУЭ, п. 4.2.12);

секционирующий пункт — пункт, предназначенный для секционирования (автоматическим или ручным управлением) участка линий 6-20 кВ (ПУЭ, п. 4.2.13);

камера — помещение, предназначенное для установки аппаратов, трансформаторов и шин. Закрытая камера — камера, закрытая со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери. Огражденная камера — камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями (ПУЭ, п. 4.2.14). Камера сборная одностороннего обслуживания (КСО) является разновидностью КРУ, изготавливается по типовым схемам, имеет множество модификаций, устанавливается только в специальных электротехнических помещениях и обслуживается обученным персоналом;

система сборных шин — устройство, представляющее собой систему проводников, состоящее из шин, установленных на опорах из изоляционного материала, проходящих в каналах, коробах или подобных оболочках (ГОСТ 22789—94);

секция (системы сборных шин) — часть системы сборных шин, отделенная от другой ее части коммутационным аппаратом (ГОСТ 24291—90);

токопровод — устройство, выполненное в виде шин или проводов с изоляторами и поддерживающими конструкциями, предназначенное для передачи и распределения электрической энергии в пределах электростанции, ПС или цеха (ПТЭЭП, термины);

ячейка (ПС, РУ) — часть ПС (РУ), содержащая всю или часть коммутационной и (или) иной аппаратуры одного присоединения (ГОСТ 24291—90);

распределительное устройство (РУ) — электроустановка для приема и распределения электрической энергии на одном напряжении, содержащая коммутационные аппараты и соединяющие их сборные шины (секции шин), устройства управления и защиты (ГОСТ 24291—90). В качестве РУ 6—10 кВ используется сборка высокого напряжения с однополюсными разъединителями и вертикальным расположением фаз одного присоединения и одна камера КСО с выключателем нагрузки и предохранителями для подключения трансформатора. Для РУ 0,4 кВ применяются сборки низкого напряжения с предохранителями и вертикальным расположением фаз одного присоединения.

На ПС применяются открытые (ОРУ), закрытые (ЗРУ) или комплектные (КРУ) распределительные устройства.

Открытое распределительное устройство (ОРУ) — это электрическое распределительное устройство, оборудование которого расположено на открытом воздухе (ГОСТ 24291—90).

Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) — это электрическое устройство, оборудование которого расположено в помещении (ГОСТ 24291-90).

Закрытые ПС и РУ могут располагаться как в отдельно стоящих зданиях, так и быть встроенными или пристроенными.

В общем случае ПС и РУ являются составной частью электроустановок, которые различаются:

по назначению — генерирующие, преобразовательно-распределительные и потребительские. Генерирующие электроустановки служат для выработки электроэнергии, преобразовательно-распределительные электроустановки преобразуют электроэнергию в удобный для передачи и потребления вид, передают ее и распределяют между потребителями;

по роду тока — постоянного или переменного тока;

по напряжению — до 1000 В или выше 1000 В. Шкала номинальных напряжений ограничена сравнительно небольшим числом стандартных значений, благодаря чему изготавливается небольшое число типоразмеров машин и оборудования, а электросети выполняются более экономичными. В установках трехфазного тока номинальным напряжением принято считать напряжение между фазами (междуфазовое напряжение). Согласно ГОСТ 29322—92 установлена следующая шкала номинальных напряжений:

для электросетей переменного тока частотой 50 Гц междуфазовое напряжение должно быть: 12, 24, 36, 42, 127, 220, 380 В; 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ;

для электросетей постоянного тока: 12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440, 660, 825, 3000 В и выше.

По способу присоединения к электросети ПС разделяются на тупиковые (блочные), ответвительные (блочные), проходные (транзитные) и узловые.

Тупиковые ПС получают питание по одной или двум тупиковым ВЛ.

Ответвительные ПС присоединяются ответвлением к одной или двум проходящим ВЛ с односторонним или двухсторонним питанием.

Проходные ПС включаются в рассечку одной или двух проходящих ВЛ с односторонним или двухсторонним питанием.

Узловые ПС кроме питающих имеют отходящие радиальные или транзитные ВЛ.

По способу управления ПС могут быть:

только с телесигнализацией;

телеуправляемыми с телесигнализацией;

с телесигнализацией и управлением с общеподстанционного пункта управления (ОПУ).

Подстанции оперативно обслуживаются постоянным дежурным персоналом на щите управления, дежурными на дому или оперативно-выездными бригадами (ОВБ). Ремонт ПС осуществляется специализированными выездными бригадами централизованного ремонта или местным персоналом подстанции.

В РУ напряжением до 1000 В провода, шины, аппараты, приборы и конструкции выбирают как по нормальным условиям работы (напряжению и току), так и по термическим и динамическим воздействиям токов коротких замыканий (КЗ) или предельно допустимой отключаемой мощности.

В РУ и ПС напряжением выше 1000 В расстояния между электрооборудованием, аппаратами, токоведущими частями, изоляторами, ограждениями и конструкциями устанавливаются так, чтобы при нормальном режиме работы электроустановки возникающие физические явления (температура нагрева, электрическая дуга, выброс газов, искрение и др.) не могли привести к повреждению оборудования и КЗ.

В сетях напряжением 6-10 кВ широко используются распределительные пункты (РП), представляющие собой электрическое РУ, не входящее в состав ПС (ГОСТ 242910—90), и предназначенное для распределения электрической энергии внутри распределительной сети. РП представляет собой разделенные на секции сборные шины, определенное количество ячеек (присоединений) и коридор управления. Ячейки служат для размещения в них коммутационной и защитной аппаратуры: выключателей, трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), разъединителей, предохранителей, приборов защиты.

Коридор управления РП представляет собой помещение, в котором установлены приводы выключателей и разъединителей; коридором обслуживания называется коридор вдоль камер или шкафов КРУ, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин.

Шинопровод — это токоведущие элементы, расположенные в металлической оболочке, служащие для соединения главных цепей составных частей КТП в соответствии с электрической схемой соединения и конструктивным исполнением КТП (ГОСТ 14695—80).

РУ 6-10 кВ имеют в РП две секции, питающиеся по одиночным или сдвоенным КЛ сечением от 185 до 240 мм2 от разных секций РУ 6-10 кВ одного (от ПС 35—110 кВ) или от разных центров питания. На секционном выключателе в РП предусматривается устройство двухстороннего автоматического включения резерва (АВР), которое выполняется на стороне 0,4 кВ на контакторах с номинальным током от 600 до 1000 А. По месту своего расположения устройства АВР могут быть местными (в пределах одной ПС, например, АВР на секционном выключателе), или вблизи нее, или сетевыми (в различных точках сети), обеспечивающими при своем срабатывании восстановление питания участков сети рядом с ПС.

Распределительная трансформаторная подстанция (РТП) — это электроустановка, в которой совмещены РП и ТП. В РТП могут размещаться трансформаторы единичной мощностью до 1000 кВА включительно, РУ 6—10 кВ с определенным количеством ячеек и комплектный распределительный щит 0,4 кВ. Поэтому РТП позволяет осуществить распределение электроэнергии не только на напряжении 0,4 кВ, как обычная ТП, но и на напряжении 6—10 кВ, как в РП. Таким образом, РТП в отличие от РП служит не только для приема и распределения электроэнергии, но и для ее трансформации. Как правило, от РТП осуществляется электропитание нескольких ТП. РТП целесообразно использовать для электроснабжения городов и крупных сельскохозяйственных комплексов (животноводческие фермы, птицефабрики и т. п.). РТП выполняются, как правило, закрытого типа.

Центр питания (ЦП) — это РУ генераторного напряжения электростанций или РУ вторичного напряжения понизительной ПС энергосистемы, к которым присоединены распределительные сети данного района (ГОСТ 13109—97). Это главным образом подстанции 35—220 кВ энергосистем, от которых получают питание распределительные сети 6-10 кВ. От ЦП в распределительную сеть электроэнергия передается непосредственно на шины ТП или через шины РП.

Совокупность указанного выше электрооборудования вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены, определяется общим термином — электроустановка. Электроустановка — это любое сочетание взаимосвязанного электрооборудования в пределах данного пространства или помещения (ГОСТ 30331.1—95, ГОСТ Р 50571.1—93).

Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или защищенными от этого воздействия.

Открытые или наружные электроустановки — электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий. Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т. п., рассматриваются как наружные (ПУЭ).

Закрытые или внутренние электроустановки — электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий (ПУЭ).

Электропомещения, то есть помещения или отгороженные (например, сетками) части помещения, в которых расположено электрооборудование, доступное только для квалифицированного обслуживающего персонала, по воздействию окружающей среды в соответствии с классификацией по ПУЭ разделяются на следующие виды: сухие — помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %;

влажные — помещения, в которых относительная влажность воздуха более 60 %, но не превышает 75 %;

сырые — помещения, в которых относительная влажность воздуха превышает 75 %;

особо сырые — помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100 % (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой);

жаркие — помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура постоянно или периодически (более 1 суток) превышает +35 °C (например, помещения с сушилками, обжигательными печами, котельные);

пыльные — помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль; она может оседать на токоведущих частях, проникать внутрь машин и аппаратов и т. п. Пыльные помещения разделяются на помещения с токопроводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью;

помещения с химически активной или органической средой — помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования.

В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:

помещения без повышенной опасности — помещения, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность;

помещения с повышенной опасностью — помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:

сырость или токопроводящая пыль;

токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т. п.); высокая температура;

возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям здания, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т. п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям), с другой стороны;

особо опасные помещения — помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:

особая сырость;

химически активная или органическая среда;

одновременно два или более условий повышенной опасности. Территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям.

 

1.3. Нормативно-техническая документация по обслуживанию электрических подстанций и распределительных устройств

При обслуживании ПС и РУ основополагающим нормативно-техническим документом (НТД) являются Правила технической эксплуатации (ПТЭ) электроустановок потребителей (ПТЭЭП), которые не заменяют государственных стандартов (ГОСТ) и НТД, регламентирующих устройство электроустановок.

Поэтому при монтаже, модернизации и реконструкции электроустановок следует наряду с ПТЭЭП использовать: ГОСТы, ПУЭ, строительные нормы и правила (СНиП), санитарные нормы проектирования промышленных и им подобных объектов.

В соответствии с ПТЭЭП у каждого потребителя электрической энергии должна быть следующая техническая документация:

генеральный план с нанесенными зданиями, сооружениями и подземными электротехническими коммуникациями. Следует знать, что в соответствии с генеральным планом здания и сооружения ПС группируются в две основные зоны: зону основных технологических зданий и сооружений (общеподстанционный пункт управления, здание релейного щита, здание ЗРУ, здание компрессорной, ОРУ, трансформаторные группы, реакторные группы, синхронные компенсаторы) и зону вспомогательных зданий и сооружений (мастерская для ревизии трансформаторов, здание масляного хозяйства, открытый склад масла, гараж, склад, насосная одного подъема, совмещенная с артезианской скважиной, резервуары противопожарного водоснабжения и др.);

утвержденная проектная документация со всеми последующими изменениями;

акты приемки скрытых работ, испытаний и наладки электрооборудования, приемки электроустановок в эксплуатацию;

исполнительные рабочие схемы первичных и вторичных электрических соединений;

акты разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности между энергоснабжающей организацией и потребителем;

технические паспорта основного электрооборудования, зданий и сооружений энергообъектов, сертификаты на оборудование и материалы, подлежащие обязательной сертификации;

производственные инструкции по эксплуатации электроустановок;

должностные инструкции по каждому рабочему месту, инструкции по охране труда на рабочих местах, инструкции по пожарной безопасности;

инструкции по предотвращению и ликвидации аварий;

инструкции по выполнению переключений без распоряжений;

инструкции по учету электроэнергии и ее рациональному использованию;

инструкции по охране труда для работников, обслуживающих электрооборудование электроустановок.

Все инструкции утверждаются руководителем организации.

У каждого потребителя должны быть составлены перечни технической документации, утвержденные техническим руководителем, полный комплект которых должен храниться у ответственного за электрохозяйство, а необходимый комплект — у соответствующего персонала на рабочем месте.

На ПС и в РУ на рабочих местах оперативного персонала должна иметься следующая документация:

оперативная схема, а при необходимости и схема-макет. Для потребителей, имеющих простую и наглядную схему электроснабжения, достаточно иметь однолинейную схему первичных электрических соединений, на которой не отмечается фактическое положение коммутационных аппаратов;

оперативный журнал;

журнал учета работ по нарядам и распоряжениям;

журнал выдачи и возврата ключей от электроустановок;

журнал релейной защиты, автоматики и телемеханики;

журнал или картотека дефектов и неполадок на электрооборудовании;

ведомости показаний контрольно-измерительных приборов и электросчетчиков;

журнал учета электрооборудования;

кабельный журнал.

На рабочих местах должен иметься полный комплект необходимой документации, регламентированный ПТЭЭП.

Вся указанная НТД, а также диаграммы регистрирующих контрольно-измерительных приборов, ведомости показаний расчетных электросчетчиков, выходные документы, формируемые оперативно-информационным комплексом автоматизированных систем управления (АСУ), относятся к документам строгого учета и подлежат хранению в установленном порядке.

 

1.4. Общие требования к ПС, РУ, РП, РТП и ТП

Электрооборудование ПС и РУ должно удовлетворять условиям работы как при номинальных, так и при аварийных режимах: КЗ, перенапряжениях и нормированных перегрузках.

Класс изоляции электрооборудования ПС и РУ должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений — уровню изоляции электрооборудования.

Температура воздуха внутри помещений ЗРУ (здания ЗРУ до 35 кВ выполняют без окон и не отапливают) в летнее время не должна превышать 40 °C, а в помещениях КРУ (КРУЭ) должна быть в пределах требований технической документации завода-изготовителя.

Температура воздуха в помещении компрессорной станции должна поддерживаться в пределах 10–35 °C; в помещении КРУЭ — в пределах 1-40 °C. За температурой разъемных соединений шин в РУ должен быть организован контроль по утвержденному графику.

В соответствии с требованиями действующих ПУЭ шины должны быть обозначены:

при переменном трехфазном токе: шина фазы А — желтым, фазы В — зеленым, фазы С — красным цветом;

при переменном однофазном токе: шина В, присоединенная к концу обмотки источника питания, — красным цветом, шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, — желтым цветом. Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

при постоянном токе: положительная шина (+) — красным цветом, отрицательная (—) — синим и нулевая рабочая М — голубым цветом.

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или антикоррозийной защиты.

Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым в местах присоединения шин. Если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.

Для обеспечения безопасности персонала и облегчения управления и эксплуатации оборудования, в соответствии с ГОСТ 29149—91, осуществляется унификация цвета световой сигнализации и кнопок. Например, в табл. 1.1 приведены цвета сигнализации и их смысловые значения, а в табл. 1.2 — цвета кнопок и их смысловые значения.

Таблица 1.1

Окончание табл. 1.1

Таблица 1.2

Окончание табл. 1.2

ПС и РУ должны иметь четкие надписи, указывающие назначение отдельных цепей, панелей, аппаратов. Надписи должны выполняться на лицевой стороне устройства, а при обслуживании с двух сторон — также на задней стороне устройства. ПС и РУ, как правило, должны иметь мнемосхему.

Помещения РУ, в которых установлены ячейки КРУЭ, должны быть изолированы от других помещений и улицы. Стены, полы и потолки должны быть окрашены пыленепроницаемой краской. Помещения должны быть оборудованы приточно-вытяжной вентиляцией с отсосом воздуха снизу. Для предотвращения попадания в помещения РУ пыли воздух приточной вентиляции должен проходить через фильтры.

В помещениях ПС и РУ должна быть предусмотрена биологическая защита, представляющая собой комплекс мероприятий и устройств для защиты людей от вредного влияния электрического и магнитного полей.

Помимо организационных мер по биологической защите (обеспечение напряженности электрического поля в пределах допустимых уровней, применение металлоконструкций ОРУ из оцинкованных, алюминиевых или алюминированных элементов, исключение соседства одноименных фаз в смежных ячейках и др.) используется экранирование источников магнитных полей.

Экранирование источников магнитных полей или рабочих мест при необходимости обеспечения допустимых уровней магнитных полей осуществляется посредством ферромагнитных экранов, толщина и геометрические размеры которых следует рассчитывать по требуемому коэффициенту экранирования Кэ, равному:

Кэ = Нв /Ндоп,

где Нв — наибольшее возможное значение напряженности магнитного поля на экранируемом рабочем месте, А/м;

Ндоп — допустимое значение напряженности магнитного поля, равное 80 А/м.

Для рабочих мест, где пребывание персонала по характеру и условиям выполнения работ является непродолжительным, Ндоп определяется исходя из требований санитарных норм и правил.

При оперативном обслуживании ПС и РУ в соответствии с требованиями ПУЭ и ГОСТ 13109 следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электроэнергии. В соответствии с этим устройства регулирования напряжения на шинах 3-20 кВ ПС, к которым присоединены распределительные сети, должны быть настроены на поддержание напряжения в пределах не ниже 105 % номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100 % номинального в период наименьших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы.

В объем оперативного обслуживания ПС входит следующее электрооборудование:

силовые трансформаторы и автотрансформаторы;

синхронные компенсаторы;

реакторы;

коммутационные аппараты;

измерительные ТТ и ТН, конденсаторы связи, разрядники; кабели;

РУ;

устройства релейной защиты, автоматики и приборов.

В оперативное обслуживание ПС входят операции по оперативным переключениям, а также по предотвращению и ликвидации аварий и отказов в работе оборудования.

Электрооборудование ПС и РУ, их токоведущие части, изоляторы, крепления, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены в соответствии с требованиями ПУЭ следующим образом:

чтобы при нормальных условиях работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие явления (искрение, выброс газа и т. п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю;

при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

при снятом напряжении аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нормальной работы соседних цепей;

была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования.

Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающая возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, предохранителей, ТТ, ТН и т. д.) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение.

При расположении ПС и РУ в местах, где воздух может содержать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающим образом действующие на оборудование и шины, должны приниматься меры, обеспечивающие надежную работу установки, в том числе:

применение закрытых ПС и РУ, защищенных от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение;

применение усиленной изоляции и шин из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или покраска их защитным покрытием;

расположение ПС и РУ со стороны господствующего направления ветра;

применение минимального количества открыто установленного оборудования.

На всех ПС устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд, к которым могут подключаться только потребители подстанции. Для сети собственных нужд переменного тока применяется напряжение 380/220 В системы TN — C или TN — C — S. Питание сети оперативного тока от шин собственных нужд осуществляется через стабилизаторы с напряжением 220 В. В качестве источников переменного тока для питания цепей защиты и управления используются ТТ и предварительно заряженные конденсаторы.

В ОРУ, КРУ, КРУН и неотапливаемых ЗРУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже допустимой для оборудования, должен быть предусмотрен подогрев.

РУ должны быть оборудованы оперативной блокировкой неправильных действий при переключениях в электроустановках, предназначенной для предотвращения таких действий с разъединителями, заземляющими ножами, отделителями и короткозамыкателями. По конструктивному исполнению блокировки делятся на механические непосредственного действия, электромагнитные и электромеханические (механические замковые).

Электромагнитные блокировки применяются в РУ со сложными схемами электрических соединений. Блокировка имеет два исполнения:

с замком ЭМБЗ (ключ ЭМК) — для наружной установки, который рассчитан на кратковременное включение и поэтому для предотвращения недопустимого перегрева не должен находиться под напряжением более 10 мин.;

с замком ЗБ-1 (ключ К33-1) — для внутренней установки и блокировки в цепях управления напряжением до 250 В постоянного тока.

Блокировки обычно рассчитаны на 2500 циклов запирания и отпирания.

Электромеханические блокировки применяются при простых схемах электрических соединений, в основном в КРУ 6-10 кВ. Конструктивно электромеханическую блокировку выполняют с применением неповоротных одноключевых замков открытого исполнения.

Оперативная блокировка должна исключать:

подачу напряжения разъединителем на участок электрической схемы, заземленной включенным заземлителем, а также на ее участок, отделенный от включенных заземлителей только выключателем. В общем случае оперативные блокировки РУ должны предотвращать включение выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели;

включение заземлителя на участке схемы, не отделенном разъединителем от других участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;

отключение и включение разъединителями токов нагрузки;

включение заземляющих ножей шкафов присоединений КРУ, если выдвижной элемент с выключателем не выведен в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижного элемента в рабочее положение при включенных заземляющих ножах, включение заземляющих ножей сборных шин, если выдвижные элементы с выключателями вводов рабочего и резервного питания не выведены в испытательное или ремонтное положение, установку выдвижных элементов в рабочее положение при включенных заземляющих ножах.

Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а приводы заземляющих ножей, как правило, — в черный.

При отсутствии стационарных заземляющих ножей должны быть подготовлены и обозначены места присоединения переносных заземлений к токоведущим частям и заземляющему устройству.

Оперативная блокировка должна обеспечивать в схеме с последовательным соединением разъединителя с отделителем включение ненагруженного трансформатора разъединителем, а отключение — отделителем. Схема оперативной блокировки выполняется с учетом требования установки двух заземлителей на каждой секции (системе) шин.

Устройство оперативной блокировки может быть выполнено на любой элементной базе, например: на электромеханических реле, бесконтактных элементах жесткой логики, на микропроцессорной технике в виде локального устройства оперативной блокировки или в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) ПС.

Блокировочные устройства РУ, кроме механических, должны быть постоянно опломбированы. Персоналу, выполняющему переключения, самовольно деблокировать эти устройства не разрешается.

На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии допускается иметь только механическую блокировку с приводом разъединителя. В приводе разъединителя предусматривается возможность механического разблокирования замка с помощью специального ключа.

В соответствии с требованиями ПУЭ, ПС и РУ, как правило, должны быть оборудованы стационарными заземлителями, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки.

В РУ 3 кВ и выше стационарные заземлители должны быть размещены так, чтобы были не нужны переносные заземления и чтобы персонал, работающий на токоведущих частях любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземлителями со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.

Каждая секция (система) сборных шин РУ 35 кВ и выше должна иметь, как правило, два комплекта заземлителей. При наличии ТН заземление сборных шин следует осуществлять, как правило, заземлителями разъединителей ТН.

На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии следует, как правило, иметь привод с дистанционным управлением для исключения травмирования персонала при их ошибочном включении и наличии на линии напряжения. В ячейках КРУЭ эти заземлители должны быть быстродействующими.

Применение переносных защитных заземлителей предусматривается в следующих случаях:

при работе на линейных разъединителях и на оборудовании, расположенном со стороны ВЛ до линейного разъединителя;

на участках схемы, где заземлители установлены отдельно от разъединителей, на время ремонта заземлителей;

для защиты от наведенного напряжения.

ПС и РУ должны быть оборудованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание.

Кроме того, ПС и РУ должны быть обеспечены телефонной и другими видами связи в соответствии с принятой системой обслуживания. На ПС рекомендуется предусматривать телефонную связь с ближайшим населенным пунктом, имеющим связь с отделением АТС.

На ПС 500–750 кВ в местах установки трансформаторов, реакторов и на территории ОРУ, а также для контроля внешнего ограждения рекомендуется использовать телевизионные устройства.

Расстояния между ПС (РУ) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева (с учетом роста деревьев за 25 лет).

ПС с постоянным дежурством персонала, а также при наличии вблизи них жилых зданий должны быть обеспечены питьевой водой путем устройства хозяйственно-питьевого водопровода, сооружения артезианских скважин или колодцев.

Территория ПС должна быть ограждена внешним забором. На территории ПС следует ограждать ОРУ и силовые трансформаторы внутренним забором высотой 1,6 м.

Заборы могут не предусматриваться для закрытых ПС, а также для СТП, МТП и КТП наружной установки с высшим напряжением до 35 кВ.

На ПС применяется постоянный и переменный оперативный ток.

В соответствии с требованиями ПУЭ, сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем планировки ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1, 6 м, а над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, — 1,9 м; сетки должны иметь отверстия размером не более 25×25 мм, а также приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка таких ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте 0,1–0,2 м, а в ЗРУ — на уровне пола.

Применение барьеров допускается при входе в камеры выключателей, трансформаторов и других аппаратов для их осмотра при наличии напряжения на токоведущих частях. Барьеры должны устанавливаться на высоте 1,2 м и быть съемными. При высоте пола камер над уровнем земли более 0,3 м необходимо оставить между дверью и барьером расстояние не менее 0,5 м или предусмотреть площадку перед дверью для осмотра.

Применение барьеров в качестве единственного вида ограждения токоведущих частей недопустимо.

Пристройка ПС к зданию с использованием его стены в качестве стены ПС допускается при условии принятия специальных мер, предотвращающих нарушение гидроизоляции стыка при осадке пристраиваемой ПС. Указанная осадка должна быть также учтена при креплении оборудования на существующей стене здания.

В РУ, РП, РТП и ТП должны находиться переносные заземления, средства по оказанию первой помощи пострадавшим от несчастных случаев, защитные и противопожарные средства.

 

1.5. Общие требования к закрытым ПС и ЗРУ

Сооружение закрытых ПС напряжением 35 — 220 кВ предусматривается в случаях:

расположения ПС глубокого ввода с трансформаторами 16 МВА и более на селитебной территории городов;

расположения ПС на территории городов, когда это диктуется градостроительными соображениями;

расположения ПС в районах с большими снежными заносами, в зонах сильных промышленных уносов и в прибрежных зонах с сильнозасоленной атмосферой;

необходимости снижения уровня шумов до допустимых пределов. Здания ЗРУ возможно выполнять как отдельно стоящими, так и сблокированными со зданиями общеподстанционного пункта управления.

Допускается размещать РУ до 1 кВ в одном помещении с РУ выше 1 кВ при условии, что части РУ или ПС до 1 кВ и выше будут эксплуатироваться одной организацией.

Компоновка и конструктивное выполнение ЗРУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства технического обслуживания и проведения монтажных и ремонтных работ.

Здания закрытых ПС и РУ следует защищать от прямых ударов молнии в районах с числом грозовых часов в году более 20.

Защиту зданий закрытых ПС и РУ, имеющих металлические покрытия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий.

Защиту зданий закрытых ПС и РУ, крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий, следует выполнять стержневыми молниеотводами либо укладкой молниеприемной сетки непосредственно на крыше зданий.

Закрытые РУ разных классов напряжений, как правило, следует размещать в отдельных помещениях. Это требование не распространяется на КТП 35 кВ и ниже, а также на КРУЭ.

Помещения РУ, трансформаторов, преобразователей и т. п. должны быть отделены от служебных и других вспомогательных помещений.

Трансформаторные помещения и ЗРУ не допускается размещать:

под помещениями производств с мокрым технологическим процессом, под душевыми, ваннами и т. п.;

непосредственно над и под помещениями, в которых в пределах площади, занимаемой РУ или трансформаторными помещениями, одновременно может находиться более 50 человек в период более 1 ч. Это требование не распространяется на трансформаторные помещения с трансформаторами сухими или с негорючим наполнением, а также на РУ для промышленных предприятий.

Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования и должна быть не менее (считая в свету между ограждениями):

1 м — при одностороннем расположении оборудования;

1,2 м — при двухстороннем расположении оборудования.

В коридоре обслуживания, где находятся приводы выключателей или разъединителей, указанные размеры должны быть увеличены соответственно до 1,5 и 2 м. При длине коридора до 7 м допускается уменьшение ширины коридора при двухстороннем обслуживании до 1,8 м.

Выходы из РУ надлежит выполнять исходя из следующих требований:

при длине РУ до 7 м допускается один выход;

при длине РУ более 7 до 60 м должны быть предусмотрены два выхода по его концам, при этом расстояние от любой точки РУ до выхода не должно превышать 30 м. Двери из РУ должны открываться наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, 1,9 м; сетки должны иметь отверстия размером не более 25x25 мм, а также приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений должна располагаться в ЗРУ на уровне пола.

В табл. 1.3 приведены допустимые расстояния от неизолированных токоведущих частей разных фаз до заземленных конструкций ЗРУ.

Таблица 1.3

Окончание табл. 1.3

Закрытые ПС с КРУЭ оснащаются установками очистки воздуха от продуктов распада элегаза и удаления его в атмосферу при аварийных режимах, связанных с нарушением герметичности конструкций.

При обогреве помещений, в которых имеется элегазовое оборудование, не должны применяться обогревательные приборы с температурой нагревательной поверхности, превышающей 250 °C (например, нагреватели типа ТЭН).

В помещениях, в которых дежурный персонал находится 6 ч и более, должна быть обеспечена температура воздуха не ниже +18 °C и не выше +28 °C. В ремонтной зоне ЗРУ на время проведения ремонтных работ должна быть обеспечена температура не ниже +5 °C.

 

1.6. Общие требования к открытым ПС и ОРУ

ПС напряжением 20-750 кВ сооружаются, как правило, открытого типа.

ПС напряжением 35 и 110 кВ преимущественно изготавливаются комплектными в заводском исполнении.

Общие требования к ОРУ регламентируются в основном ПУЭ и заключаются в следующем.

В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий.

Открытые РУ и ПС напряжением от 20 до 750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии. Выполнение защиты от прямых ударов молнии не требуется для ПС напряжением 20 и 35 кВ с трансформаторами единичной мощностью 1,6 МВА и менее независимо от количества таких трансформаторов и от числа грозовых часов в году, для всех ОРУ ПС 20 и 35 кВ в районах с числом грозовых часов в году не более 20, а также для ОРУ и ПС 220 кВ и ниже на площадках с эквивалентным удельным сопротивлением земли в грозовой сезон не более 2000 Омм при числе грозовых часов в году не более 20.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т. п.).

Защиту от прямых ударов молнии ОРУ, на конструкциях которых установка молниеотводов не допускается или нецелесообразна по конструктивным соображениям, следует выполнять отдельно стоящими молниеотводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Территория ПС ограждается внешним забором. Для ПС 35-750 кВ высота забора должна быть не менее 2,4 м. Ограда выполняется сплошной, желательно из железобетонных конструкций. По верху ограды с наклоном вовнутрь территории ПС устанавливается козырек из трех нитей колючей проволоки. Вместо проволоки по периметру ограды могут быть смонтированы элементы охранной сигнализации. Ворота и калитка ограды должны быть сплошными металлическими и закрыты на внутренний замок. На ПС 500–750 кВ и на особо важных ПС 220–330 кВ предусматривается военизированная охрана.

Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем планировки для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2 или 1,6 м. Нижняя кромка ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте 0,1–0,2 м.

В табл. 1.4 приведены допустимые расстояния от неизолированных токоведущих частей разных фаз до заземленных конструкций ОРУ.

Таблица 1.4

Наименьшее расстояние в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (ПС)

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

Соединения гибких проводов в пролетах должны выполняться опрессовкой с помощью соединительных зажимов, а соединения в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете и присоединение к аппаратным зажимам — опрессовкой или сваркой. Присоединение ответвлений в пролете должно выполняться без разрезания проводов.

Уровень изоляции оборудования ОРУ выбирается в зависимости от степени загрязнения атмосферы природными или производственными уносами.

Пайка и скрутка проводов не допускается.

Болтовые соединения допускаются только на зажимах аппаратов и на ответвлениях к разрядникам, ограничителям перенапряжений (ОПН), конденсаторам связи и ТН, а также для временных установок, для которых применение неразъемных соединений требует большого объема работ по перемонтажу шин.

Ошиновка ОРУ 35—750 кВ выполняется сталеалюминиевыми и полыми алюминиевыми (только ОРУ 330–750 кВ) проводами, а также трубами из алюминиевых сплавов. При трубчатой ошиновке предусматриваются компенсаторы от температурных расширений и меры против вибрации.

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

Соединения жестких шин в пролетах следует выполнять сваркой, а соединение шин соседних пролетов — с помощью компенсирующих устройств, присоединяемых к шинам, как правило, сваркой. Болтовые соединения применяются только на ответвлениях к разрядникам, конденсаторам связи и ТН, а также на присоединениях компенсирующих устройств к пролетам.

Ответвления от жестких шин могут выполняться как гибкими, так и жесткими, а присоединение их к пролетам следует выполнять, как правило, сваркой. Присоединение с помощью болтовых соединений разрешается только при соответствующем обосновании.

Ответвления от сборных шин ОРУ, как правило, должны располагаться ниже сборных шин.

Тяжение спусков к аппаратам ОРУ не должно вызвать недопустимых механических напряжений и недопустимого сближения проводов.

Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать. При меньшей высоте оборудование должно иметь постоянные ограждения, располагаемые от трансформаторов и аппаратов на расстояниях, регламентируемых ПУЭ. Вместо постоянных ограждений допускается устройство козырьков, предотвращающих прикосновение обслуживающего персонала к изоляции и элементам оборудования, находящимся под напряжением.

Прокладка воздушных осветительных линий, воздушных линий связи и цепей сигнализации над и под токоведущими частями ОРУ не допускается.

Компоновка ОРУ 35 кВ и выше рекомендуется выполнять без верхнего яруса шин, проходящего над выключателями.

КРУН и КТП наружной установки должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для обслуживания. В районах с высотой расчетного снежного покрова 1 м и выше и продолжительностью его залегания не менее 1 мес рекомендуется установка КРУН и КТП наружной установки на высоте не менее 1 м.

КТП тупикового или проходного типа применяют, в основном, для сельской местности, отдельных населенных пунктов и промышленных объектов сравнительно небольшой мощности. Для примера на рис. 1.3. приведена типовая схема однотрансформаторной КТП наружной установки, служащая для приема электрической энергии напряжением 6-10 кВ с преобразованием ее на напряжение 0,4 кВ.

Кабельные каналы и наземные лотки ОРУ (также как и ЗРУ) должны быть закрыты несгораемыми плитами, а места выхода кабелей из кабельных каналов, туннелей, этажей и переходы между кабельными отсеками должны быть уплотнены несгораемым материалом. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики (РЗиА) и воздухопроводы прокладывают в лотках из железобетонных конструкций без их заглубления в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

При сооружении ОРУ обязательно ограждение.

Следует учесть, что аппараты ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры. При низких температурах и гололеде в ОРУ значительно ухудшается работа приводов, особенно разъединителей и отделителей, что при дистанционном управлении может привести к недовключениям.

К достоинствам ОРУ по сравнению с ЗРУ относятся меньшие объемы строительных работ (из-за отсутствия зданий), стоимость и время их выполнения.

 

1.7. Общие требования к организации ремонта и технического обслуживания ВЛ

Основные положения по технологическому проектированию ВЛ напряжением 35 кВ и выше изложены в Рекомендациях по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, утвержденных приказом Минэнерго России от 30 июля 2003 г. № 284.

Ремонт и техническое обслуживание ВЛ осуществляется, как правило, централизованными специализированными бригадами с производственных баз района электрических сетей, при которых должны быть предусмотрены производственные помещения.

Для обеспечения ремонта и технического обслуживания используются передвижные ремонтные мастерские, машины, механизмы, средства малой механизации, такелаж и различные приспособления.

Аварийный запас материалов и оборудования для восстановления ВЛ предусматривается с учетом срока ее службы.

Форма и структура организации ремонта и технического обслуживания ВЛ, предусматриваемые в проекте ВЛ, определяются в соответствии с утвержденной схемой организации эксплуатации энергосистемы или проектом организации эксплуатации предприятия (района) электрических сетей. При этом определяются местоположение производственных баз, состав необходимых помещений, оснащение средствами механизации и транспортом, складами аварийного запаса материалов и оборудования, средствами связи с учетом существующей материальной базы энергопредприятия и перспективных схем организации эксплуатации.

Должна быть предусмотрена технологическая связь между ремонтными бригадами и диспетчерскими пунктами, базами, с которых осуществляется техническое обслуживание, а также между бригадами и отдельными электромонтерами. Технологическая связь предусматривается и для пунктов временного пребывания персонала на трассе ВЛ.

 

1.8. Структура оперативно-диспетчерского управления

В энергосистеме, на энергопредприятиях и у потребителей, имеющих собственные источники электрической энергии или самостоятельные предприятия электрических сетей, должно быть организовано круглосуточное оперативно-диспетчерское управление согласованной работой энергооборудования и электрических сетей, основными задачами которого являются:

планирование и ведение требуемого режима работы сетей и энергосистем, обеспечивающих энергоснабжение потребителей; в

ыполнение требований к качеству электрической энергии;

производство переключений, пусков и остановов оборудования;

локализация аварий и восстановление нормального режима работы;

предотвращение и ликвидация аварий и отказов при производстве, преобразовании, передаче, распределении и потреблении электрической энергии и др.

Организация оперативно-диспетчерского управления должна осуществляться в соответствии с требованиями действующих правил технической эксплуатации согласно иерархической структуре, предусматривающей распределение функций оперативного контроля и управления между уровнями, а также подчиненность нижестоящих уровней управления вышестоящим.

Для каждого оперативного уровня установлены две категории управления оборудованием и сооружениями: оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении диспетчера (старшего работника из числа оперативного персонала) должны находиться оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений режимов на нескольких объектах.

В оперативном ведении диспетчера (старшего работника из числа оперативного персонала) должны находиться оборудование, линии электропередачи, токопроводы, устройства релейной защиты, аппаратура системы противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также на настройку противоаварийной автоматики.

Взаимоотношения персонала различных уровней оперативного управления регламентируются соответствующими положениями и инструкциями, согласованными и утвержденными в установленном порядке.

Все линии электропередачи, оборудование и устройства электрических сетей распределены по уровням оперативно-диспетчерского управления.

Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, укомплектованных оперативными схемами и оперативно-диспетчерской документацией по списку, утвержденному техническим руководителем.

На каждом диспетчерском пункте, щите управления системы электроснабжения объекта с постоянным дежурством персонала должны быть инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, производству переключений, предотвращению и ликвидации аварий, которые согласовываются с вышестоящим органом оперативно-диспетчерского управления.

В соответствии с требованиями ПТЭ, ведение оперативных переговоров и записей в оперативно-технической документации должно производиться в соответствии с типовыми инструкциями, указаниями и распоряжениями с применением единой общепринятой терминологии.

Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления осуществляется в соответствии с заданным диспетчерским графиком.

При изменении режимных условий (схемы электрической сети, составляющих баланса мощности и др.) диспетчер корректирует диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления. Эта коррекция фиксируется диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

В соответствии с требованиями ПТЭ, диспетчерские пункты всех уровней управления должны быть оснащены автоматизированными системами диспетчерского управления (АСДУ), которые должны обеспечивать решения задач оперативно-диспетчерского управления энергопроизводством, передачей и распределением электрической энергии и тепла и могут функционировать как самостоятельные системы или интегрироваться с АСУ энергосистем или АСУ ТП энергообъектов. Связанные между собой АСДУ разных уровней управления образуют единую иерархическую АСДУ единой энергосистемы в соответствии с иерархией диспетчерского управления.