«750.,,,... I 750. I II I, I I, I I I, I I I. I I I. I II. - 339-2011 УДК 621.31 МКС 13.220.01;27.100 КП 01 : электроустановки, вновь вводимые и реконструируемые, воздушные линии электропередачи и токопроводы, ...»

заземляющие проводники РВ или ОПН и силовых трансформаторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству ПС поблизости друг от друга или выполнять их так, чтобы место присоединения РВ или ОПН к заземляющему устройству находилось между точками присоединения заземляющих проводников портала с молниеотводом и трансформатора. Заземляющие проводники измерительных трансформаторов тока необходимо присоединить к заземляющему устройству РУ в наиболее удаленных от заземления РВ или ОПН местах.

6.2.8.5 Защиту от прямых ударов молнии ОРУ следует, по возможности, выполнять отдельно стоящими молниеотводами, установленными по периметру подстанции. Молниеотводы необходимо предусматривать на максимальном удалении от зданий ОПУ, ГЩУ, РЩ. Отдельно стоящие молниеотводы должны иметь обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.

Расстояние S3, м, между обособленным заземлителем молниеотвода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 3 м):

где Ru импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно стоящего молниеотвода.

Расстояние по воздуху Sв.о, м, от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным заземлителем до токоведущих частей, заземТКП 339- ленных конструкций и оборудования ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 5 м):

где Н высота рассматриваемой точки на токоведущей части или оборудовании над уровнем земли, м.

Заземлители отдельно стоящих молниеотводов в ОРУ могут быть присоединены к заземляющему устройству ОРУ (ПС) при соблюдении указанных в 6.2.8.2 условий установки молниеотводов на конструкциях ОРУ. Место присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстояние не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора). В месте присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ОРУ 35–150 кВ магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°.

Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС. В случае несоблюдения условий, указанных в 6.2.8.2, дополнительно к общим требованиям присоединения заземлителей отдельно стоящих молниеотводов должны быть соблюдены следующие требования:

в радиусе 5 м от молниеотвода следует установить три вертикальных электрода длиной не менее 5 м;

если расстояние по магистрали заземления от места присоединения заземлителя молниеотвода к заземляющему устройству до места присоединения к нему трансформатора (реактора) превышает 15 м, но менее 40 м, то на выводах обмоток напряжением до 35 кВ трансформатора должны быть установлены РВ или ОПН.

Расстояние по воздуху Sв.с отдельно стоящего молниеотвода, заземлитель которого соединен с заземляющим устройством ОРУ (ПС), до токоведущих частей должно составлять где H высота токоведущих частей над уровнем земли, м;

m длина гирлянды изоляторов, м.

6.2.8.6 Тросовые молниеотводы ВЛ 110 кВ и выше, как правило, следует присоединять к заземленным конструкциям ОРУ (ПС).

От стоек конструкций ОРУ 110–750 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, должны быть выполнены магистрали заземления не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. В радиусе 5 м от стойки конструкции, к которой присоединены тросовые молниеотводы, следует установить три вертикальных электрода длиной не менее 5 м.

Тросовые молниеотводы, защищающие подходы ВЛ 35 кВ, разрешается присоединять к заземленным конструкциям ОРУ при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон:

до 750 Ом·м независимо от площади заземляющего контура ПС;

более 750 Ом·м при площади заземляющего контура ПС 10000 м и более.

От стоек конструкций ОРУ 35 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. Кроме того, на каждом направлении должно быть установлено по одному вертикальному электроду длиной не менее 5 м на расстоянии не менее 3–5 м. Сопротивление заземлителей концевых опор ВЛ напряжением 35 кВ не должно превышать 10 Ом.

Тросовые молниеотводы на подходах ВЛ 35 кВ к тем ОРУ, к которым не допускается их присоединение, должны заканчиваться на ближайшей к ОРУ опоре. Первый от ОРУ бестросовый пролет этих ВЛ должен быть защищен стержневыми молниеотводами, устанавливаемыми на ПС, опорах ВЛ или около ВЛ.

Гирлянды изоляторов на порталах ОРУ 35 кВ и на концевых опорах ВЛ 35 кВ следует выбирать в соответствии с 6.2.8.2.

6.2.8.7 Устройство и защита подходов ВЛ к ОРУ и ПС должны отвечать требованиям, приведенным в 6.2.8,6, 6.2.8.10–6.2.8.14, 6.2.8.20– 6.2.8.24.

6.2.8.8 Не допускается установка молниеотводов на конструкциях:

трансформаторов, к которым открытыми токопроводами присоединены вращающиеся машины;

опор открытых токопроводов, если к ним присоединены вращающиеся машины.

Порталы трансформаторов и опоры открытых токопроводов, связанных с вращающимися машинами, должны входить в зоны защиты отдельно стоящих или установленных на других конструкциях молниеотводов.

Указанные требования относятся и к случаям соединения открытых токопроводов с шинами РУ, к которым присоединены вращающиеся машины.

ТКП 339- 6.2.8.9 При использовании прожекторных мачт в качестве молниеотводов электропроводку к ним на участке от точки выхода из кабельного сооружения до мачты и далее по ней следует выполнять кабелями с металлической оболочкой, прокладываемыми в трубах. Около конструкции с молниеотводом эти кабели должны быть проложены непосредственно в земле на протяжении не менее 10 м.

В месте ввода кабелей в кабельное сооружение металлическая оболочка кабелей, броня и металлическая труба должны быть соединены с заземляющим устройством ПС, а также должны быть предусмотрены устройства защиты от импульсных перенапряжений уровня I в соответствии со стандартизованной зонной концепцией.

В месте ввода кабелей в здание ОПУ, ГЩУ, РЩ должны быть предусмотрены устройства защиты от импульсных перенапряжений уровня II в соответствии с зонной концепцией.

6.2.8.10 Защита ВЛ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии на подходах к РУ (ПС) выполняется тросовыми молниеотводами в соответствии с таблицей 6.2.8.

На каждой опоре подхода, за исключением случаев, предусмотренных в 5.3.9.7, трос должен быть присоединен к заземлителю опоры.

Если выполнение заземлителей с требуемыми сопротивлениями заземления оказывается невозможным, необходимо использовать следующие способы его снижения:

применение горизонтальных заземлителей, прокладываемых вдоль оси ВЛ и соединяющих ЗУ соседних опор ВЛ (заземлителейпротивовесов). При этом в случае применения заземлителейпротивовесов на ВЛ с подвешиваемым на ней ОКГТ необходимо выполнять проверку ОКГТ на термическую стойкость в режиме однофазного КЗ;

применение глубинных вертикальных заземлителей длиной до 30 м.

В особо гололедных районах и в районах с эквивалентным удельным сопротивлением земли более 1000 Ом·м допускается выполнение защиты подходов ВЛ к РУ (ПС) отдельно стоящими стержневыми молниеотводами, сопротивление заземлителей которых не нормируется.

6.2.8.11 В районах, имеющих не более 60 грозовых часов в году, допускается не выполнять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к ПС 35 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 1,6 МВ·А каждый или с одним трансформатором мощностью до 1,6 МВ·А и наличием резервного питания.

При этом опоры подхода ВЛ к ПС на длине не менее 0,5 км должны иметь заземлители с сопротивлением, указанным в таблице 4.2.8. При Таблица 6.2.8 Защита ВЛ от прямых ударов молнии на подходах к РУ и подстанциям защищенного тросов, угол троса, защищенного * Выбор длины защищаемого подхода производится с учетом таблиц 6.2.10–6.2.13.

** На подходах ВЛ 110–330 кВ с двухцепными опорами заземляющие устройства опор рекомендуется выполнять с сопротивлением вдвое меньшим указанного в таблице 6.2.8.

*** На железобетонных опорах допускается угол защиты до 30°.

**** Для опор с горизонтальным расположением проводов, устанавливаемых в земле с эквивалентным удельным сопротивлением более 1000 Ом·м, допускается сопротивление заземляющего устройства 30 Ом.

ТКП 339- выполнении ВЛ на деревянных опорах, кроме того, требуется на подходе длиной 0,5 км присоединять крепления изоляторов к заземлителю опор и устанавливать комплект трубчатых разрядников на первой опоре подхода со стороны ВЛ. Расстояние между РВ или соответствующими ОПН и трансформатором должно быть не более 10 м.

При отсутствии резервного питания на ПС с одним трансформатором мощностью до 1,6 MB·А подходы ВЛ 35 кВ к ПС должны быть защищены тросом на длине не менее 0,5 км.

6.2.8.12 На первой опоре подхода ВЛ 35–220 кВ к ПС, считая со стороны линии, должен быть установлен комплект трубчатых разрядников (РТ1) или соответствующих защитных аппаратов в следующих случаях:

линия по всей длине, включая подход, построена на деревянных опорах;

линия построена на деревянных опорах, подход линии на металлических или железобетонных опорах;

на подходах ВЛ 35 кВ на деревянных опорах к ПС 35 кВ защита выполняется в соответствии с 6.2.8.22.

Установка РТ1 в начале подходов ВЛ, построенных по всей длине на металлических или железобетонных опорах, не требуется.

Сопротивления заземляющего устройства опор с трубчатыми разрядниками должны быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении земли не выше 1000 Ом·м и не более 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении. На деревянных опорах заземляющие спуски от этих аппаратов должны быть проложены по двум стойкам или с двух сторон одной стойки.

На ВЛ 35–110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, как правило, следует устанавливать комплект трубчатых разрядников (РТ2) или соответствующих защитных аппаратов на входных порталах или на первой от ПС опоре того конца ВЛ, который может быть отключен. При наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или соответствующие ОПН.

Расстояние от РТ2 до отключенного конца линии (аппарата) должно быть не более 60 м для ВЛ 110 кВ и не более 40 м для ВЛ 35 кВ.

6.2.8.13 На ВЛ, работающих на пониженном относительно класса изоляции напряжении, на первой опоре защищенного подхода ее к ПС, считая со стороны линии, т. е. на расстоянии от ПС, определяемом таблицами 6.2.10–6.2.12 в зависимости от удаления РВ или ОПН от защищаемого оборудования, должны быть установлены РТ или ИП класса напряжения, соответствующего рабочему напряжению линии.

Допускается устанавливать защитные промежутки или шунтировать перемычками часть изоляторов в гирляндах на нескольких смежных опорах (при отсутствии загрязнения изоляции). Число изоляторов в гирляндах, оставшихся незашунтированными, должно соответствовать рабочему напряжению.

На ВЛ с изоляцией, усиленной по условию загрязнения атмосферы, если начало защищенного подхода к ПС в соответствии с таблицами 6.2.10–6.2.12 находится в зоне усиленной изоляции, на первой опоре защищенного подхода должен устанавливаться комплект защитных аппаратов, соответствующих рабочему напряжению ВЛ.

6.2.8.14 Трубчатые разрядники должны быть выбраны по току КЗ в соответствии со следующими требованиями:

для сетей до 35 кВ верхний предел тока, отключаемого трубчатым разрядником, должен быть не менее наибольшего действующего значения тока трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом апериодической составляющей), а нижний предел не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока двухфазного КЗ;

для сетей 110 кВ и выше верхний предел тока, отключаемого трубчатым разрядником, должен быть не менее наибольшего возможного эффективного значения тока однофазного или трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом апериодической составляющей), а нижний предел не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока однофазного или двухфазного КЗ. При отсутствии трубчатого разрядника на требуемые значения токов КЗ вместо них допускается применять ИП;

на ВЛ 3–35 кВ с деревянными опорами в заземляющих спусках защитных промежутков следует выполнять дополнительные защитные промежутки, установленные на высоте не менее 2,5 м от земли. Рекомендуемые размеры защитных промежутков приведены в таблице 6.2.9.

Расстояния по шинам, включая ответвления, от разрядников до трансформаторов и другого оборудования должны быть не более указанных в таблицах 6.2.10–6.2.12 (6.2.8.4). При превышении указанных расстояний должны быть дополнительно установлены защитные аппараты на шинах или линейных присоединениях.

Приведенные в таблицах 6.2.10–6.2.12 наибольшие допустимые расстояния до электрооборудования соответствуют его изоляции категории «б» по государственному стандарту.

Наибольшие допустимые расстояния между РВ или ОПН и защищаемым оборудованием определяют, исходя из числа линий и разрядников, включенных в нормальном режиме работы ПС.

ТКП 339- Таблица 6.2.9 Рекомендуемые размеры основных и дополнительных Номинальное Размеры защитных промежутков, мм напряжение, кВ исходя из принятых на расчетный период схем электрических соединений, числа ВЛ и трансформаторов. При этом расстояния от защищаемого оборудования до РВ или ОПН должны быть в пределах допустимых и на промежуточных этапах с длительностью, равной грозовому сезону или более. Аварийные и ремонтные работы при этом не учитываются.

6.2.8.15 В цепях трансформаторов и шунтирующих реакторов РВ или ОПН должны быть установлены без коммутационных аппаратов между ними и защищаемым оборудованием.

6.2.8.16 Защитные аппараты при нахождении оборудования под напряжением должны быть постоянно включены.

6.2.8.17 При присоединении трансформатора к РУ кабельной линией 110 кВ и выше в месте присоединения кабеля к шинам РУ с ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. Заземляющий зажим РВ или ОПН должен быть присоединен к металлическим оболочкам кабеля. В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, непосредственно соединенных с трансформаторами, на шинах РУ устаТаблица 6.2.10 Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников Номинальное напряДлина защищенного троРВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ Продолжение таблицы 6.2. Номинальное напряДлина защищенного троРВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ Окончание таблицы 6.2. Номинальное напряДлина защищенного троРВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ РВС РВС РВМГ РВМГ 1 Расстояния от РВ до электрооборудования, кроме силовых трансформаторов, не ограничиваются при числе параллельно работающих ВЛ: на напряжении 110 кВ 7 и более; на 150 кВ 6 и более; на 220 кВ 4 и более.

2 Допустимые расстояния определяются до ближайшего РВ.

3 При использовании ОПН вместо РВ или при изменении испытательных напряжений защищаемого оборудования расстояние до силовых трансформаторов или другого электрооборудования определяется по формуле где Lопн расстояние от ОПН до защищаемого оборудования, м;

Lрв расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м;

Uисп испытательное напряжение защищаемого оборудования при полном грозовом импульсе, кВ;

Uопн, Uрв остающееся напряжение на ОПН (РВ) при токе 5 кА для классов напряжения 110–220 кВ; 10 кА для классов напряжения 330 кВ и 4 При отличающихся данных защищенного тросом подхода допускается линейная интерполяция допустимого расстояния.

Таблица 6.2.11 Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого схеме блока вентильных разтрансфор- рядников II гр.

схеме объеди- вентильных разненный блок рядников II гр.

Продолжение таблицы 6.2. двумя ВЛ и вентильных разодним трансфор- рядников II гр.

матором, по схе- у силового трансме треугольник форматора двумя ВЛ и дву- вентильных размя трансформа- рядников II гр.

форматорами у силовых транспо схеме четыре- форматоров Окончание таблицы 6.2. тремя и более вентильных разотходящими рядников II гр.

ВЛ и двумя у силовых транстрансформа- форматоров ВЛ и одним у силового транстрансформа- форматора * Соответственно примечанию 3 к таблице 6.2.10.

** От РВ, установленных у силовых трансформаторов.

Примечание При отличающихся длинах защищенного подхода допускается линейная интерполяция значения допустимого расстояния.

Таблица 6.2.12 Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого Тупиковая по схеме блок транс- Три комплекта вентильных разрядников: один Тупиковая по схеме трансфор- Три комплекта вентильных разрядников: один Тупиковая по схеме два транс- Три комплекта вентильных разрядников: два Проходная по схеме трансфор- Три комплекта вентильных разрядников: один щими реакторами Проходная по схеме два транс- Четыре комплекта вентильных разрядников:

* При расстоянии от оборудования, установленного на вводе ВЛ на подстанцию (конденсатор связи, линейный разъединитель и др.), до точки присоединения ВЛ к ошиновке подстанции не более 45 м.

*** При использовании ОПН, в том числе в РУ с уменьшенными воздушными изоляционными промежутками, или при изменении испытательных напряжений допустимые расстояния до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов и другого электрооборудования определяются согласно примечанию 3 к таблице 6.2.10.

ТКП 339- навливается один комплект РВ или ОПН. Место их установки следует выбирать возможно ближе к местам присоединения кабелей.

При длине кабеля больше удвоенного расстояния, указанного в таблицах 6.2.10–6.2.12, РВ или ОПН с такими же остающимися напряжениями, как у защитного аппарата в начале кабеля, устанавливается у трансформатора.

6.2.8.18 Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжений силовых трансформаторов (автотрансформаторов), а также обмотки, временно отключенные от шин РУ в грозовой период, соединенные в звезду или треугольник, должны быть защищены РВ или ОПН, включенными между вводами каждой фазы и землей.

6.2.8.19 Для защиты нейтралей обмоток 110–150 кВ силовых трансформаторов, имеющих изоляцию, пониженную относительно изоляции линейного конца обмотки и допускающую работу с разземленной нейтралью, следует устанавливать ОПН, обеспечивающие защиту их изоляции и выдерживающие в течение нескольких часов квазиустановившиеся перенапряжения при обрыве фазы линии.

В нейтрали трансформатора, изоляция которой не допускает разземления, установка разъединителей не допускается.

6.2.8.20 Шунтирующие реакторы 330 и 750 кВ должны быть защищены от грозовых и внутренних перенапряжений грозовыми или комбинированными разрядниками, устанавливаемыми на присоединениях реакторов.

6.2.8.21 Распредустройства 3–20 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть защищены РВ или ОПН, установленными на шинах или у трансформаторов. В обоснованных случаях могут быть дополнительно установлены защитные емкости. Вентильный разрядник или ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения должен быть присоединен до его предохранителя.

При применении воздушной связи трансформаторов с шинами РУ 3–20 кВ расстояния от РВ и ОПН до защищаемого оборудования не должны превышать 60 м при ВЛ на деревянных опорах и 90 м – при ВЛ на металлических и железобетонных опорах.

При присоединении трансформаторов к шинам кабелями расстояния от установленных на шинах РВ или ОПН до трансформаторов не ограничиваются.

Защита подходов ВЛ 3–20 кВ к ПС молниеотводами по условиям грозозащиты не требуется.

На подходах ВЛ 3–20 кВ с деревянными опорами к ПС на расстоянии 200–300 м от ПС должен быть установлен комплект защитных аппаратов (РТ1). На ВЛ 3–20 кВ, которые в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать защитные аппараты (далее РТ2) на конструкции ПС или на концевой опоре того конца ВЛ, который может быть длительно отключен. Расстояние от РТ2 до отключенного выключателя по ошиновке должно быть не более 10 м. При мощности трансформатора до 0,63 MB·A допускается не устанавливать трубчатые разрядники на подходах ВЛ 3–20 кВ с деревянными опорами.

При невозможности выдержать указанные расстояния, а также при наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или ОПН. Расстояние от РВ до защищаемого оборудования должно быть при этом не более 10 м, для ОПН увеличенное пропорционально разности испытательного напряжения ТН и остающегося напряжения ОПН. При установке РВ или ОПН на всех вводах ВЛ в ПС и их удалении от подстанционного оборудования в пределах допустимых значений по условиям грозозащиты защитные аппараты на шинах ПС могут не устанавливаться.

Сопротивление заземления разрядников РТ1 и РТ2 не должно превышать 10 Ом при удельном сопротивлении земли до 1000 Ом·м и 15 Ом при более высоком удельном напряжении.

На подходах к подстанциям ВЛ 3–20 кВ с металлическими и железобетонными опорами установка защитных аппаратов не требуется.

Однако при применении на ВЛ 3–20 кВ изоляции, усиленной более чем на 30 % (например, из-за загрязнения атмосферы), на расстоянии 200–300 м от ПС и на ее вводе должны быть установлены ИП.

Металлические и железобетонные опоры на протяжении 200–300 м подхода к ПС должны быть заземлены с сопротивлением не более приведенных в таблице 5.3.19.

Защита ПС 3–20 кВ с низшим напряжением до 1 кВ, присоединенных к ВЛ 3–20 кВ, должна выполняться РВ или ОПН, устанавливаемыми со стороны высокого и низкого напряжения ПС.

В случае присоединения ВЛ 3–20 кВ к ПС с помощью кабельной вставки в месте присоединения кабеля к ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. В этом случае заземляющий зажим защитного аппарата, металлические оболочки кабеля, а также корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути.

Заземляющий зажим разрядника должен быть соединен с заземлителем отдельным спуском. Если ВЛ выполнена на деревянных опорах, на расстоянии 200–300 м от конца кабеля следует устанавливать комплект защитных аппаратов. При длине кабельной вставки более 50 м установка РВ или ОПН на ПС не требуется. Сопротивление заземлителя аппарата должно быть не более значений, приведенных ТКП 339- в таблице 5.3.19. Молниезащита токопроводов 3–20 кВ осуществляется как молниезащита ВЛ соответствующего класса напряжения.

6.2.8.22 Кабельные вставки 35–220 кВ при их длине менее 1,5 км должны быть защищены с обеих сторон защитными аппаратами. Кабели 35–110 кВ защищаются РВС III группы или РТ, а кабели напряжением 220 кВ РВ II группы или соответствующими ОПН. При длине кабеля 1,5 км и более на ВЛ с металлическими и железобетонными опорами установка разрядников или ограничителей по концам кабеля не требуется.

6.2.8.23 Защиту ПС 35–110 кВ с трансформаторами мощностью до 40 МВ·А, присоединенных к ответвлениям протяженностью менее требуемой длины защищаемого подхода (таблицы 6.2.8 и 6.2.10) от действующих ВЛ без троса, допускается выполнять по упрощенной схеме (рисунок 6.2.18), включающей:

разрядники вентильные или ОПН – устанавливаются на ПС на расстоянии от силового трансформатора не более 10 м при использовании РВ III группы или соответствующих ОПН и не более 15 м при использовании РВ II группы или соответствующих ОПН. При этом расстояние от РВ до остального оборудования не должно превышать соответственно 50 и 75 м.

Расстояние до ограничителей определяется так же, как в таблицах 6.2.106.2.13;

тросовые молниеотводы подхода к ПС на всей длине ответвления; при длине ответвления менее 150 м следует дополнительно защищать тросовыми или стержневыми молниеотводами по одному пролету действующей ВЛ в обе стороны от ответвления;

комплекты защитных аппаратов РТ1, РТ2 с сопротивлением заземлителя не более 10 Ом, устанавливаемые на деревянных опорах: РТ2 на первой опоре с тросом со стороны ВЛ или на границе участка, защищаемого стержневыми молниеотводами; РТ1 на незащищенном участке ВЛ на расстоянии 150–200 м от РТ2.

При длине подхода более 500 м установка комплекта трубчатых разрядников РТ1 не требуется.

Защита ПС, на которых расстояния между РВ и трансформатором превышают 10 м, выполняется в соответствии с требованиями, приведенными в 6.2.9.5.

Упрощенную защиту ПС в соответствии с указанными требованиями допускается выполнять и в случае присоединения ПС к действующим ВЛ с помощью коротких подходов (рисунок 6.2.19). При этом трансформаторы должны быть защищены РВ II группы или соответствующими ОПН.

Рисунок 6.2.18 Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной до и более 150 м Выполнение упрощенной защиты ПС, присоединенных к вновь сооружаемым ВЛ, не допускается.

6.2.8.24 В районах с удельным сопротивлением земли 1000 Ом·м и более сопротивление заземления разрядников РТ1 и РТ2 35–110 кВ, устанавливаемых для защиты ПС, которые присоединяются к действующим ВЛ на ответвления или с помощью коротких заходов, должно быть не более 30 Ом.

6.2.8.25 Коммутационные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ до 110 кВ, имеющих защиту тросом не по всей длине, как правило, должны быть защищены защитными аппаратами, устанавливаемыми на тех же опорах со стороны потребителя. Если коммутационный аппарат нормально отключен, защитные аппараты должны быть установлены на той же опоре с каждой стороны, находящейся под напряжением.

ТКП 339- Рисунок 6.2.19 Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ с помощью заходов длиной до и более 150 м При установке коммутационных аппаратов на расстоянии до 25 м по длине ВЛ от места подключения линии к ПС или распределительному пункту установка защитных аппаратов на опоре, как правило, не требуется. Если коммутационные аппараты в грозовой сезон нормально отключены, то со стороны ВЛ на опоре должны быть установлены защитные аппараты.

На ВЛ напряжением до 20 кВ с железобетонными и металлическими опорами допускается не устанавливать защитные аппараты для защиты коммутационных аппаратов, имеющих изоляцию того же класса, что и ВЛ.

Установка коммутационных аппаратов в пределах защищаемых тросом подходов ВЛ, которые указаны в 6.2.8.22, 6.2.9.3, и расстояний по таблице 6.2.10 допускается на первой опоре со стороны линии, а также на следующих опорах подхода при условии равной прочности их изоляции.

Сопротивление заземляющих устройств аппаратов должно удовлетворять требованиям, приведенным в 5.3.9.13.

6.2.8.26 Ответвление от ВЛ, выполняемое на металлических и железобетонных опорах, должно быть защищено тросом по всей длине, если оно присоединено к ВЛ, защищенной тросом по всей длине. При выполнении ответвлений на деревянных опорах в месте их присоединений к ВЛ должен быть установлен комплект защитных аппаратов.

6.2.8.27 Для защиты секционирующих пунктов 3–10 кВ должны быть установлены защитные аппараты по одному комплекту на концевой опоре каждой питающей ВЛ с деревянными опорами. При этом заземляющие спуски защитных аппаратов следует присоединять к заземляющему устройству секционирующего пункта.

6.2.9 Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений 6.2.9.1 Воздушные линии на металлических и железобетонных опорах допускается непосредственно присоединять к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью до 50 МВт (до 50 МВ·А) и соответствующим РУ.

Воздушные линии на деревянных опорах допускается присоединять к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью до 25 МВт (до 25 МВ·А) и соответствующим РУ.

Присоединение воздушных линий к генераторам (синхронным компенсаторам) мощностью более 50 МВт (более 50 МВ·А) должно осуществляться только через трансформатор.

Для защиты блочных трансформаторов, связанных с генераторами мощностью 100 МВт и выше, со стороны ВН должны быть установлены РВ не ниже II группы или соответствующие ОПН.

6.2.9.2 Для защиты генераторов и синхронных компенсаторов, а также электродвигателей мощностью более 3 МВт, присоединенных к общим шинам воздушными линиями или токопроводами, должны быть установлены РВ I группы или ОПН с соответствующим остающимся напряжением грозового импульса тока и емкости не менее 0,5 мкФ на фазу. При выборе РВ или ОПН с более низкими значениями остающихся напряжений допускается устанавливать емкости менее 0,5 мкФ на фазу. Кроме того, защита подходов ВЛ к РУ электростанций, ПС и токопроводов к машинам должна быть выполнена с уровнем грозоупорности не менее 50 кА. Разрядники вентильные или ОПН следует устанавливать для защиты: генераторов (синхронных компенсаторов) мощностью более 15 МВт (более 15 МВ·А) на присоединении каждоТКП 339- го генератора (синхронного компенсатора); 15 МВт и менее (15 МВ·А и менее) на шинах (секциях шин) генераторного напряжения; электродвигателей мощностью более 3 МВт на шинах РУ.

При защите генераторов (синхронных компенсаторов) с выведенной нейтралью, не имеющих витковой изоляции (машины со стержневой обмоткой) мощностью 25 МВт и более (25 МВ·А и более), вместо емкостей 0,5 мкФ на фазу может быть применен РВ или ОПН в нейтрали генератора (синхронного компенсатора) на номинальное напряжение машины. Установка защитных емкостей не требуется, если суммарная емкость присоединенных к генераторам (синхронных компенсаторам) участков кабелей длиной до 100 м составляет 0,5 мкФ и более на фазу.

6.2.9.3 Если вращающиеся машины и ВЛ присоединены к общим шинам РУ электростанций или ПС, то подходы этих ВЛ должны быть защищены от грозовых воздействий с соблюдением следующих требований:

подход ВЛ с металлическими и железобетонными опорами должен быть защищен тросом на протяжении не менее 300 м, в начале подхода должен быть установлен комплект РВ IV группы (рисунок 6.2.20, а) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления РВ или ОПН не должно превышать 3 Ом, а сопротивление заземления опор на тросовом участке 10 Ом. Рекомендуется использование деревянных траверс с расстоянием не менее 1 м по дереву от точки крепления гирлянды изоляторов до стойки опоры.

На подходах ВЛ с деревянными опорами дополнительно к средствам защиты, применяемым на ВЛ с железобетонными опорами, следует устанавливать комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстоянии 150 м от начала тросового подхода в сторону линии (рис. 4.2.20, б). Сопротивление заземления разрядников должно быть не более 3 Ом. Допускается установка РТ в начале подхода. Сопротивление заземления таких разрядников не должно превышать 5 Ом;

на ВЛ, присоединенных к электростанциям и ПС кабельными вставками длиной до 0,5 км, защита подхода должна быть выполнена так же, как на ВЛ без кабельных вставок, и дополнительно должен быть установлен комплект РВ2 IV группы или соответствующих ОПН в месте присоединения ВЛ к кабелю. Заземляемый вывод защитного аппарата кратчайшим путем следует присоединить к броне, металлической оболочке кабеля и к заземлителю (рисунок 6.2.20, в, г). Сопротивление заземления аппарата не должно превышать 5 Ом;

если подход ВЛ на длине не менее 300 м защищен от прямых ударов молнии зданиями, деревьями или другими высокими предметами и находится в их зоне защиты, то подвеска троса на подходе ВЛ не Рисунок 6.2.20 Схемы защиты вращающихся электрических машин требуется. При этом в начале защищенного участка ВЛ (со стороны линии) должен быть установлен комплект РВ1 IV группы (рисунок 6.2.20, д) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления разрядника не должно превышать 3 Ом. Спуски заземления РВ1 кратчайшим путем должны быть соединены с контуром заземления ПС (электростанции);

при наличии токоограничивающего реактора на присоединении ВЛ подход на длине 100–150 м должен быть защищен от прямых ударов молнии тросовым молниеотводом (рисунок 6.2.20, е).

В начале подхода, защищенного молниеотводом, а также у реактора должны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 IV группы (рисунок 6.2.20, а) или соответствующих ОПН. Сопротивление заземления аппарата, установленного в начале подхода со стороны линии, должно быть не более 3 Ом;

ТКП 339- при присоединении ВЛ к шинам РУ с вращающимися машинами через токоограничивающий реактор и кабельную вставку длиной более 50 м защита подхода ВЛ от прямых ударов молнии не требуется.

В месте присоединения ВЛ к кабелю и перед реактором должны быть установлены комплекты РВ1 и РВ2 IV группы или ОПН с сопротивлением заземления не более 3 Ом (рисунок 6.2.20, ж);

на ВЛ, присоединенных к шинам РУ с вращающимися машинами мощностью менее 3 МВт (менее 3 MB·А), подходы которых на длине не менее 0,5 км выполнены на железобетонных или металлических опорах с сопротивлением заземления не более 5 Ом, должен быть установлен комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстоянии 100–150 м от ПС (электростанции) (рисунок 6.2.20, з). Сопротивление заземления защитных аппаратов должно быть не более 3 Ом. При этом защита подхода ВЛ тросом не требуется.

6.2.9.4 При применении открытых токопроводов для соединения генераторов (синхронных компенсаторов) с трансформаторами токопроводы должны входить в зоны защиты молниеотводов и сооружений ПС (электростанций). Место присоединения молниеотводов к заземляющему устройству ПС (электростанций) должно быть удалено от места присоединения к нему заземляемых элементов токопровода, считая по магистралям заземления, не менее чем на 20 м.

Если открытые токопроводы не входят в зоны защиты молниеотводов ОРУ, то они должны быть защищены от прямых ударов молнии отдельно стоящими молниеотводами или тросами, подвешенными на отдельных опорах с защитным углом не более 20°. Заземление отдельно стоящих молниеотводов и тросовых опор должно выполняться обособленными заземлителями, не имеющими соединения с заземляющими устройствами опор токопроводов, или путем присоединения к заземляющему устройству РУ в точках, удаленных от места присоединения к нему заземляемых элементов токопровода на расстояние не менее 20 м.

Расстояние от отдельно стоящих молниеотводов (тросовых опор) до токоведущих или заземленных элементов токопровода по воздуху должно быть не менее 5 м. Расстояние в земле от обособленного заземлителя и подземной части молниеотвода до заземлителей и подземной части токопровода должно быть не менее 5 м.

6.2.9.5 При присоединении открытого токопровода к РУ генераторного напряжения через реактор перед реактором должен быть установлен комплект РВ IV группы или соответствующих ОПН.

Для защиты генераторов от волн грозовых перенапряжений, набегающих по токопроводу, и от индуктированных перенапряжений должны быть установлены РВ I группы или ОПН и защитные емкости, Рисунок 6.2.21 Схемы защиты электродвигателей мощностью до 3 МВт значение которых на три фазы при номинальном напряжении генераторов должно составлять не менее: при напряжении 6 кВ 0,8 мкФ, при 10 кВ 0,5 мкФ и при 13,8–20 кВ 0,4 мкФ.

Защитные емкости не требуется устанавливать, если суммарная емкость генератора и кабельной сети на шинах генераторного напряжения имеет требуемое значение. При определении емкости кабельной сети в этом случае учитываются участки кабелей на длине до 750 м.

Если РУ ПС присоединено открытыми токопроводами к РУ генераторного напряжения ТЭЦ, имеющей генераторы мощностью до 120 МВт, то защита токопровода от прямых ударов молнии должна быть выполнена так, как указано в 6.2.9.4.

6.2.9.6 Допускается не выполнять защиту подходов от прямых ударов молнии при присоединении ВЛ или открытых токопроводов:

к электродвигателям мощностью до 3 МВт;

к генераторам дизельных электростанций мощностью до 1 МВт, расположенным в районах с интенсивностью грозовой деятельности до 20 грозовых часов в году.

При этом требуется установка на подходе ВЛ двух комплектов РВ IV группы или соответствующих ОПН на расстояниях 150 м (РВ2) и 250 м (РВ1) от шин ПС (рисунок 6.2.21, а). Сопротивление заземления ТКП 339- защитных аппаратов должно быть не более 3 Ом. Спуски заземления кратчайшим путем должны быть соединены с заземляющим устройством ПС или электростанции.

При наличии кабельной вставки любой длины непосредственно перед кабелем должен быть установлен РВ IV группы или соответствующий ОПН. Их заземляющий зажим должен быть кратчайшим путем присоединен к металлическим оболочкам кабеля и к заземлителю (рисунок 6.2.21, б).

На шинах, питающих электродвигатели через кабельные вставки, должны быть установлены РВ I группы или соответствующие ОПН и защитные емкости не менее 0,5 мкФ на фазу.

На подходах ВЛ или открытых токопроводов с железобетонными или металлическими опорами установки РВ не требуется, если сопротивление заземления каждой опоры подхода на длине не менее 250 м составляет не более 10 Ом.

6.2.10 Защита от внутренних перенапряжений 6.2.10.1 Электрические сети 3–35 кВ должны работать с изолированной, заземленной через резистор или дугогасящий реактор нейтралью. В электрических сетях 3–35 кВ с компенсацией емкостного тока однофазного замыкания на землю степень несимметрии емкостей фаз относительно земли не должна превышать 0,75 %.

Выравнивание емкостей фаз должно осуществляться транспозицией проводов и распределением конденсаторов высокочастотной связи. Число дугогасящих реакторов и места их установки должны определяться для нормального режима работы сети с учетом возможных делений ее части и вероятных аварийных режимов.

Дугогасящие реакторы могут устанавливаться на всех ПС, кроме тупиковых, связанных с электрической сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Установка реакторов на тупиковых ПС не допускается. Дугогасящие реакторы не допускается включать в нейтрали трансформаторов, присоединенных к шинам через предохранители. Мощность дугогасящих реакторов выбирается по значению полного емкостного тока замыкания на землю с учетом развития сети в ближайшие 10 лет. Рекомендуется использование автоматически настраиваемой компенсации емкостного тока замыкания на землю.

Места установки дугогасящих заземляющих реакторов должны быть выбраны с учетом конфигурации сети, возможных делений сети на части, вероятных аварийных режимов, влияний на цепи автоблокировки железных дорог и на линии связи.

6.2.10.2 Дугогасящие заземляющие реакторы не допускается подключать к трансформаторам:

присоединенным к шинам через предохранители;

имеющим соединение с сетью, емкостный ток которой компенсируется только по одной линии.

6.2.10.3 В электрических сетях 3–35 кВ следует принимать меры для предотвращения феррорезонансных процессов и самопроизвольных смещений нейтрали.

В электрических схемах 3–35 кВ, в которых имеются генераторы (синхронные компенсаторы) с непосредственным водяным охлаждением обмотки статора, вследствие значительной активной проводимости изоляции генератора на землю защита от феррорезонансных процессов не требуется.

6.2.10.4 Обмотки трансформаторов (автотрансформаторов) должны быть защищены от коммутационных перенапряжений с помощью РВ или ОПН, установленных в соответствии с требованиями 6.2.9.20.

6.2.10.5 В сетях 330 и 750 кВ в зависимости от схемы сети, количества линий и трансформаторов следует предусматривать меры по ограничению длительных повышений напряжения и внутренних перенапряжений. Необходимость ограничения квазиустановившихся и внутренних перенапряжений и параметры средств защиты от них определяются на основании расчетов перенапряжений.

6.2.10.6 С целью ограничения опасных для оборудования коммутационных перенапряжений следует применять комбинированные РВ или ОПН, выключатели с предвключаемыми резисторами или другие средства, а также сочетания их с мероприятиями по ограничению длительных повышений напряжения (установка шунтирующих и компенсационных реакторов, схемные мероприятия, системная и противоаварийная автоматики, в частности автоматики от повышения напряжения).

Коммутационные перенапряжения на шинах ПС 330 и 750 кВ должны быть ограничены в зависимости от уровня изоляции оборудования.

6.2.10.7 Для РУ 110–750 кВ должны предусматриваться технические решения, исключающие появление феррорезонансных перенапряжений, возникающих при последовательных включениях электромагнитных трансформаторов напряжения и емкостных делителей напряжения выключателей.

К этим решениям, в частности, относятся:

применение выключателей без емкостных делителей напряжения;

применение вместо электромагнитных трансформаторов емкостных;

ТКП 339- применение антирезонансных трансформаторов напряжения;

увеличение в 1,5–2 раза емкости ошиновки РУ путем установки на шинах дополнительных конденсаторов, например связи.

6.2.11 Пневматическое хозяйство 6.2.11.1 Для снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов (воздушных выключателей, пневматических приводов к выключателям, разъединителям) РУ электрических станций и ПС должна предусматриваться установка сжатого воздуха, состоящая из стационарной компрессорной установки и воздухораспределительной сети.

Вывод в ремонт или выход из строя любого элемента установки сжатого воздуха не должны приводить к нарушению воздухообеспечения коммутационных аппаратов.

6.2.11.2 Получение в компрессорной установке осушенного воздуха осуществляется применением термодинамического способа осушки воздуха, для чего предусматриваются две ступени давления:

компрессорное (повышенное) для компрессоров и воздухосборников-аккумуляторов сжатого воздуха, выбираемое из условия обеспечения требуемой относительной влажности воздуха в коммутационных аппаратах;

рабочее (номинальное) для воздухораспределительной сети, в соответствии с номинальным давлением воздуха коммутационных аппаратов.

Системы компрессорного и рабочего давления должны быть связаны между собой перепускными клапанами.

6.2.11.3 Производительность рабочих компрессоров должна быть выбрана такой, чтобы обеспечить:

а) в установках с компрессорами давлением до 10 МПа:

1) 0,5 ч непрерывной работы с двухчасовой паузой;

2) восстановление давления в воздухосборниках, сниженного на вентилирование воздушных выключателей и на утечки всей системы, за 2 ч, пока компрессоры не работают, – в течение 0,5 ч;

б) в установках с компрессорами давлением 23 МПа:

1) 1,5 ч непрерывной работы с двухчасовой паузой;

2) восстановление давления в воздухосборниках (условия аналогичны изложенным в 1) в течение 1,5 ч.

При любом количестве рабочих компрессоров, исходя из условий надежности воздухообеспечения коммутационных аппаратов, должны быть предусмотрены один или два резервных (в зависимости от местных условий).

Вышесказанное не распространяется на ПС с одним коммутационным аппаратом, имеющим пневмопривод, где должны устанавливаться два компрессора, один из которых резервный.

Для снабжения сжатым воздухом коммутационных аппаратов ПС и РУ промышленных предприятий допускается использование заводской пневматической установки при условии обеспечения ею требований настоящего раздела 6.2.11.4 Пополнение воздуха в резервуарах коммутационных аппаратов в рабочем и аварийном режимах должно осуществляться за счет запаса воздуха в воздухосборниках компрессорного давления.

Емкость воздухосборников должна обеспечивать покрытие суммарного расхода воздуха (при неработающих компрессорах):

в рабочем режиме на вентилирование воздушных выключателей и на утечки всей системы за 2 ч, пока компрессоры не работают.

При этом остаточное давление в воздухосборниках должно быть таким, чтобы обеспечивалось допустимое влагосодержание воздуха в коммутационных аппаратах;

в аварийном режиме на восстановление давления в резервуарах воздушных выключателей (до наименьшего допустимого значения по условиям работы выключателей) при одновременном отключении наибольшего числа выключателей, возможного по режиму работы электроустановок с учетом действия релейной защиты и автоматики. При этом наименьшее давление сжатого воздуха в воздухосборниках должно быть выше номинального давления сжатого воздуха в аппаратах:

на 30 % в установках с компрессорами давлением до 10 МПа;

на 80 % в установках с компрессорами давлением 23 МПа.

6.2.11.5 В расчетах следует принимать, что начало аварийного режима с массовым отключением выключателей совпадает с моментом периодического включения в работу компрессорной установки (т. е.

когда давление в воздухосборниках снизилось до пускового давления компрессора).

6.2.11.6 Для каждого значения номинального давления коммутационных аппаратов РУ должна выполняться своя воздухораспределительная сеть, питающаяся не менее чем двумя перепускными клапанами от компрессорной установки.

6.2.11.7 Перепускные клапаны должны поддерживать в воздухораспределительной сети и в резервуарах воздушных выключателей давление в заданных пределах.

Пропускная способность перепускных клапанов и воздухопроводов распределительной сети должна обеспечивать восстановление давления воздуха (до наименьшего допустимого значения по условиТКП 339- ям работы выключателей) в резервуаре выключателя, который может отключаться в цикле неуспешного АПВ (в том числе при наличии двукратного АПВ).

Перепускной клапан в нормальном режиме, как правило, должен обеспечивать непрерывный перепуск небольшого количества воздуха для покрытия расхода на утечки и вентилирование в системе после клапана.

6.2.11.8 Перепускные клапаны должны выполняться с электромагнитным управлением.

Управление автоматикой включения и отключения перепускных клапанов необходимо осуществлять независимо от режима работы компрессоров. Управление электромагнитными приводами перепускных клапанов следует производить электроконтактными манометрами, устанавливаемыми в помещении компрессорной установки.

6.2.11.9 Компрессорная установка, за исключением блока очистки воздуха, должна быть автоматизирована и работать без постоянного дежурного персонала.

В схеме управления компрессорной установкой должны быть предусмотрены: автоматический запуск и останов рабочих и резервных компрессоров, поддерживающих в воздухосборниках и в резервуарах выключателей давление в установленных пределах; автоматическая продувка (удаление влаги и масла) водомаслоотделителей; автоматическое управление перепускными клапанами; защита компрессорных агрегатов при нарушениях нормального режима работы.

Установка сжатого воздуха должна быть оборудована сигнализацией, действующей при нарушениях нормальной ее работы.

6.2.11.10 Устройство автоматизированных компрессорных установок с машинами производительностью до 5 м3/мин в РУ регламентируется [14].

6.2.11.11 Воздухосборники должны удовлетворять [15].

6.2.11.12 Воздухосборники должны устанавливаться на открытом воздухе на расстоянии не менее 1 0,7–1 м от стены компрессорной, желательно с теневой стороны. Специальный навес над ними (для защиты от солнечной радиации) не требуется. Должна предусматриваться возможность монтажа и демонтажа любого воздухосборника без нарушения нормальной эксплуатации остальных. Допускается установка воздухосборников в отдельном помещении того здания, в котором размещается ЗРУ с воздушными выключателями.

6.2.11.13 Для нормальной работы компрессоров в помещении компрессорной установки должна поддерживаться температура не ниже плюс 10 °С и не выше плюс 40 °С, для чего должны быть предусмотрены отопление и приточно-вытяжная механическая вентиляция.

6.2.11.14 Воздухораспределительная сеть должна, как правило, выполняться кольцевой, разделенной на участки при помощи запорных вентилей. Питание воздухопроводной сети должно осуществляться двумя магистралями от компрессорной установки.

6.2.11.15 Компрессорный агрегат должен устанавливаться на фундаментах, не связанных со стенами здания. Пол в помещении компрессорной установки должен быть покрыт метлахской плиткой или равноценным материалом, стены должны быть оштукатурены и иметь панели, окрашенные масляной краской до высоты не менее 1,5 м от пола. Двери помещения компрессорной установки должны открываться наружу; замки дверей должны быть самозапирающимися, а двери открываться изнутри без ключа с помощью рукоятки; окна должны открываться наружу и должны быть оборудованы фрамугами.

В помещении компрессорной установки должны быть предусмотрены ремонтная площадка и грузоподъемное устройство для производства монтажных и ремонтных работ.

6.2.11.16 Для защиты распределительной сети в ней должны быть установлены предохранительные клапаны, срабатывающие при превышении давления в сети до 1,1 номинального. Предохранительные клапаны следует устанавливать в обеих нитках питающей магистрали воздухораспределительной сети возле шкафа манометров.

6.2.11.17 Линейные водоотделители устанавливаются в обеих нитках питающей магистрали воздухораспределительной сети давлением 2,0 МПа компрессорной установки до 10 МПа. Линейный водоотделитель должен иметь спускной вентиль и штуцеры с фланцами для присоединения подводящего и отводящего воздухопроводов.

6.2.11.18 Прокладка воздухопроводов распределительной сети может выполняться открыто по конструкциям и стойкам под оборудование, в кабельных туннелях, каналах и лотках совместно с кабелями, а в закрытых помещениях – также по стенам и потолкам.

6.2.11.19 Воздухопроводы следует прокладывать с уклоном не менее 0,3 % с установкой в нижних точках спускных вентилей для продувки сети. Ответвления к аппаратам следует прокладывать с уклоном не менее 0,3 % в направлении главной магистрали.

Для компенсации температурных деформаций в воздухопроводной распределительной сети должны быть предусмотрены компенсаторы, выполняемые из труб того же диаметра, что и магистральный воздухопровод. Конструкция компенсаторов определяется проектной организацией.

6.2.11.20 Воздухопроводы компрессорной установки, распределительной сети и ответвления к шкафам управления должны выполняться ТКП 339- из стальных бесшовных труб, причем на давление 23 МПа из нержавеющей стали; воздухопроводы от шкафов управления к резервуарам воздушных выключателей из медных труб, допускается применение бесшовных труб из коррозионно-стойкой стали. Воздухопроводы между шкафами и пневматическими приводами разъединителей выполняются из стальных труб. Радиус изгиба стальных воздухопроводов должен быть не менее четырехкратного наружного диаметра трубы.

Воздухопроводы компрессорного давления, расположенные вне помещения компрессорной установки до воздухосборников и в пределах стены, через которую они проходят, должны быть покрыты теплоизоляцией.

6.2.11.21 Стальные воздухопроводы должны соединяться сваркой встык; соединения с арматурой фланцевые.

Для труб с внутренним диаметром 6–8 мм допускаются фланцевые соединения или соединения при помощи ниппелей.

6.2.11.22 Внутренние поверхности воздухосборников и линейных водоотделителей должны иметь антикоррозийное покрытие.

6.2.11.23 Наружные поверхности воздухосборников и линейных водоотделителей, устанавливаемых на открытом воздухе, должны быть окрашены устойчивой краской светлого тона.

6.2.11.24 Все элементы установки сжатого воздуха должны быть доступны для разборки и чистки.

6.2.12 Масляное хозяйство 6.2.12.1 Для обслуживания маслонаполненного оборудования должны быть организованы централизованные масляные хозяйства, оснащенные резервуарами для хранения масла, насосами, оборудованием для очистки, осушки масел, передвижными маслоочистительными и дегазационными установками, емкостями для транспортировки масла. Местоположение и объем централизованных масляных хозяйств определяются схемой организации эксплуатации энергосистемы.

6.2.12.2 На ПС напряжением 330 кВ и выше, независимо от мощности установленных трансформаторов, при необходимости предусматриваются масляные хозяйства, состоящие из склада масла и мастерской маслохозяйства с оборудованием для обработки и анализа масла.

Склады масла таких маслохозяйств на ПС должны иметь три резервуара изоляционного масла.

Емкость каждого резервуара должна быть не менее емкости одного наиболее крупного трансформатора с запасом 10 %, но не более 75 м3.

6.2.12.3 На ПС с синхронными компенсаторами должны сооружаться два стационарных резервуара турбинного масла вне зависимости от количества и объема резервуаров изоляционного масла. Системы турбинного и изоляционного масла должны быть независимыми.

Объем каждого резервуара должен быть не менее 110 % объема масляной системы наибольшего синхронного компенсатора, устанавливаемого на данной подстанции.

На остальных ПС, кроме оговоренных в 6.2.12.2 и 6.2.12.3, маслохозяйство или маслосклады не должны сооружаться. Доставка на них сухого масла осуществляется в передвижных емкостях или автоцистернах из централизованных масляных хозяйств.

6.2.12.4 Проектирование собственного масляного хозяйства ПС промышленных предприятий должно проводиться в соответствии с требованиями настоящего раздела и ведомственных норм.

6.2.12.5 Стационарные маслопроводы к масляным выключателям и трансформаторам всех напряжений не должны прокладываться.

Слив и заливка масла должны выполняться с использованием инвентарных маслопроводов и резервуаров (автоцистерн). Стационарные маслопроводы на электростанциях и подстанциях 330 кВ следует прокладывать от мастерской или аппаратной маслохозяйства к помещению для ремонта трансформаторов (к трансформаторной башне на подстанциях или к монтажной площадке машинного зала на электростанциях) и к складу масла, а также к месту слива масла из цистерн.

Стационарные маслопроводы следует выполнять из стальных труб, соединяемых сваркой (кроме стыков с арматурой).

6.2.12.6 Резервуары для хранения масла должны быть оборудованы воздухоосушительными фильтрами, указателем уровня масла, пробно-спускным краном на сливном патрубке, хлопушками с механизмом управления и трубами вентиляционными с наконечниками.

6.2.12.7 Расстояния от резервуаров открытых складов масла должны быть не менее:

1) до зданий и сооружений электростанций и ПС (в том числе до трансформаторной мастерской): 12 м для складов общей емкостью до 100 т масла; 18 м для складов более 100 т;

2) до жилых и общественных зданий на 25 % больше расстояний, указанных в 1);

3) до аппаратной маслохозяйства – 8 м;

4) до складов баллонов водорода 20 м;

5) до внешней ограды ПС: 6,5 м при устройстве охранной периметральной сигнализации, 4 м в остальных случаях.

ТКП 339- 6.2.13 Установка силовых трансформаторов и реакторов 6.2.13.1 Требования, приведенные в 6.2.14.2–6.2.14.33, распространяются на стационарную установку в помещениях и на открытом воздухе силовых трансформаторов (автотрансформаторов), регулировочных трансформаторов и маслонаполненных реакторов с высшим напряжением 3 кВ и выше и не распространяются на электроустановки специального назначения.

Трансформаторы, автотрансформаторы и реакторы, указанные в настоящем разделе, поименованы в 6.2.13.2—6.2.13.33 термином «трансформаторы».

Установка вспомогательного оборудования трансформаторов (электродвигателей системы охлаждения, контрольно-измерительной аппаратуры, устройств управления) должна отвечать требованиям соответствующих разделов настоящего ТКП.

Требования 6.2.13.9, 6.2.13.14, 6.2.13.15 не относятся к установке трансформаторов, входящих в КТП с высшим напряжением до 35 кВ.

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

6.2.13.3 Фундаменты трансформаторов напряжением 35 кВ и выше должны предусматривать их установку на фундамент или с применением кареток (катков) и рельс.

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

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

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

6.2.13.4 Уклон масляного трансформатора, необходимый для обеспечения поступления газа к газовому реле, должен создаваться путем установки подкладок под катки. Величина уклона определяется согласно инструкции по эксплуатации.

6.2.13.5 При установке расширителя на отдельной конструкции она должна располагаться таким образом, чтобы не препятствовать выкатке трансформатора с фундамента.

В этом случае газовое реле должно располагаться вблизи трансформатора в пределах удобного и безопасного обслуживания со стаТКП 339- ционарной лестницы. Для установки расширителя можно использовать портал ячейки трансформатора.

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

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

6.2.13.8 Расстояния в свету между открыто установленными трансформаторами определяются технологическими требованиями и должны быть не менее 1,25 м.

6.2.13.9 Разделительные перегородки между открыто установленными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 МВ·А и более должны предусматриваться:

при расстояниях менее 15 м между трансформаторами (реакторами), а также между ними и трансформаторами любой мощности, включая регулировочные и собственных нужд;

при расстояниях менее 25 м между трансформаторами, установленными вдоль наружных стен зданий электростанции на расстоянии от стен менее 40 м.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч, ширину не менее ширины маслоприемника и высоту не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.

Указанные расстояния принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов.

Если трансформаторы собственных нужд или регулировочные установлены с силовым трансформатором, оборудованным автоматическим стационарным устройством пожаротушения, и присоединены в зоне действия защиты от внутренних повреждений силового трансформатора, то допускается вместо разделительной перегородки выполнять автоматическую стационарную установку пожаротушения трансформатора собственных нужд или регулировочного, объединенную с установкой пожаротушения силового ТКП 339- трансформатора; при этом допускается сооружение общего маслоприемника.

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

6.2.13.11 Автоматическими установками пожаротушения оснащаются:

трансформаторы напряжением 750 кВ, независимо от мощности, а напряжением 220–330 кВ – мощностью более 200 МВ·А;

трансформаторы напряжением свыше 110 кВ мощностью 63 МВ·А и более, устанавливаемые в камерах подстанций и у зданий ГЭС;

трансформаторы напряжением 110 кВ и выше любой мощности, устанавливаемые в подземном здании ГЭС и ГАЭС.

6.2.13.12 Пуск установки пожаротушения должен осуществляться автоматически, вручную и дистанционно со щита управления. Устройство ручного пуска должно располагаться вблизи установки в пожаробезопасном месте.

Включение установки пожаротушения группы однофазных трансформаторов должно проводиться только на поврежденные фазы.

6.2.13.13 Каждый масляный трансформатор, размещаемый внутри помещений, следует устанавливать в отдельной камере (исключение 6.2.5.19), расположенной на первом этаже. Допускается установка масляных трансформаторов на втором этаже, а также ниже уровня пола первого этажа на 1 м в незатопляемых зонах при условии обеспечения возможности транспортирования трансформаторов наружу и удаления масла в аварийных случаях в соответствии с требованиями, приведенными в 6.2.5.24, как для трансформаторов с объемом масла более 600 кг.

При необходимости установки трансформаторов внутри помещений выше второго этажа или ниже пола первого этажа более чем на 1 м, они должны быть с негорючим экологически чистым диэлектриком или сухими в зависимости от условий окружающей среды и технологии производства. При размещении трансформаторов внутри помещений следует руководствоваться также 6.2.5.6.

Допускается установка в одной общей камере двух масляных трансформаторов с объемом масла до 3 т каждый, имеющих общее назначение, управление, защиту и рассматриваемых как один агрегат.

Сухие трансформаторы и имеющие негорючее заполнение устанавливаются в соответствии с 6.2.6.5.

6.2.13.14 Для трансформаторов, устанавливаемых внутри помещений, расстояния в свету от наиболее выступающих частей трансформаторов, расположенных на высоте 1,9 м и менее от пола, должны быть:

до задней и боковых стен не менее: 0,3 м для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А и 0,6 м для трансформаторов большей мощности;

со стороны входа до полотна двери или выступающих частей стены не менее: 0,6 м для трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А; 0,8 м для трансформаторов до 1,6 МВ·А и 1 м для трансформаторов мощностью более 1,6 МВ·А.

6.2.13.15 Пол камер масляных трансформаторов должен иметь 2 %-ный уклон в сторону маслоприемника.

6.2.13.16 В камерах трансформаторов могут устанавливаться относящиеся к ним разъединители, предохранители и выключатели нагрузки, вентильные разрядники, ОПН, заземляющие дугогасящие реакторы, а также оборудование системы охлаждения.

6.2.13.17 Каждая камера масляных трансформаторов должна иметь отдельный выход наружу или в смежное помещение, не относящееся к категории А или Б, имеющее выход непосредственно наружу.

6.2.13.18 Расстояние по горизонтали от дверного проема ворот трансформаторной камеры встроенной или пристроенной ПС до проема ближайшего окна или двери помещения должно быть не менее 1 м.

Выкатка трансформаторов мощностью 0,25 МВ·А и более из камер во внутренние проезды шириной менее 5 м между зданиями не допускается. Это требование не распространяется на камеры, выходящие в проходы и проезды внутри производственных помещений.

6.2.13.19 Вентиляционная система камер трансформаторов должна обеспечивать отвод выделяемого ими тепла (6.2.5.25) и не должна быть связана с другими вентиляционными системами.

Стенки вентиляционных каналов и шахт должны быть выполнены из материалов с пределом огнестойкости не ниже REI 45.

Вентиляционные шахты и проемы должны быть расположены таким образом, чтобы в случае образования или попадания в них влаги она не могла стекать на трансформаторы, либо должны быть применены меры для защиты трансформатора от попадания влаги из шахты.

Вентиляционные проемы должны быть закрыты сетками с размером ячейки не более 1 1 см и защищены от попадания через них дождя и снега.

6.2.13.20 Вытяжные шахты камер масляных трансформаторов, пристроенных к зданиям, имеющих кровлю из горючего материала, ТКП 339- должны быть отнесены от стен здания не менее чем на 1,5 м или же конструкции кровли из горючего материала должны быть защищены парапетом из негорючего материала высотой не менее 0,6 м. Вывод шахт выше кровли здания в этом случае необязателен.

Отверстия вытяжных шахт не должны располагаться против оконных проемов зданий. При устройстве выходных вентиляционных отверстий непосредственно в стене камеры они не должны располагаться под выступающими элементами кровли из горючего материала или под проемами в стене здания, к которому камера примыкает.

Если над дверью или выходным вентиляционным отверстием камеры трансформатора имеется окно, то под ним следует устраивать козырек из негорючего материала с вылетом не менее 0,7 м. Длина козырька должна быть более ширины окна не менее чем на 0,8 м в каждую сторону.

6.2.13.21 Трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения.

Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла и независимо от этого – по току нагрузки трансформатора.

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

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

6.2.13.24 Охладительные колонки, адсорберы и другое оборудование, устанавливаемое в системе охлаждения Ц (OFWF), должны располагаться в помещении, температура в котором не снижается ниже плюс 5 °С.

При этом должна быть обеспечена возможность замены адсорбента на месте.

6.2.13.25 Внешние маслопроводы систем охлаждения ДЦ (OFAF) и Ц (OFWF) должны выполняться из нержавеющей стали или материалов, устойчивых против коррозии.

Расположение маслопроводов около трансформатора не должно затруднять обслуживание трансформатора и охладителей и должно обеспечивать минимальные трудозатраты при выкатке трансформаТКП 339- тора. При необходимости предусматриваются площадки и лестницы, обеспечивающие удобный доступ к задвижкам и вентиляторам дутья.

6.2.13.26 При вынесенной системе охлаждения, состоящей из отдельных охладителей, все размещаемые в один ряд одиночные или сдвоенные охладители должны устанавливаться на общий фундамент.

Групповые охладительные установки могут размещаться как непосредственно на фундаменте, так и на рельсах, уложенных на фундамент, если предусматривается выкатка этих установок на своих катках.

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

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

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

6.2.13.30 Планово-предупредительный ремонт трансформаторов на подстанциях следует предусматривать на месте их установки с помощью автокранов или (и) инвентарных устройств. При этом рядом с каждым трансформатором должна быть предусмотрена площадка, рассчитанная на размещение элементов, снятых с ремонтируемого трансформатора, такелажной оснастки и оборудования, необходимого для ремонтных работ.

В стесненных условиях ПС допускается предусматривать одну ремонтную площадку с сооружением к ней путей перекатки.

На ПС, расположенных в удаленных и труднодоступных районах, следует предусматривать совмещенные порталы.

На ПС напряжением 750 кВ, расположенных в районах со слаборазвитыми и ненадежными транспортными связями, а также на ОРУ электростанций при установке на них трансформаторов, если трансформаторы невозможно доставить на монтажную площадку гидроэлектростанций и ремонтную площадку машинного зала электростанции, для проведения планово-предупредительных ремонтных работ допускается предусматривать стационарные устройства башни, ТКП 339- оборудованные мостовыми кранами, с мастерской или аппаратной маслохозяйства с коллектором для передвижных установок.

Необходимость сооружения башни определяется заданием на проектирование.

6.2.13.31 При открытой установке трансформаторов вдоль машинного зала электростанции должна быть обеспечена возможность перекатки трансформатора к месту ремонта без разборки трансформатора, снятия вводов и разборки поддерживающих конструкций токопроводов, порталов, шинных мостов и т. п.

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

6.2.13.33 Продольные пути перекатки трансформаторов на подстанциях должны предусматриваться:

при наличии подъездной железной дороги;

при наличии башни для ремонта трансформаторов;

при аварийном вводе в работу резервной фазы автотрансформатора методом перекатки, если это обосновано в сравнении с другими способами.

6.3 Аккумуляторные установки 6.3.1 Область применения 6.3.1.1 Требования подраздела 6.3 настоящего ТКП распространяются на все стационарные установки кислотных аккумуляторных батарей.

6.3.1.2 Категория помещений аккумуляторных батарей определяется в соответствии с требованиями [10].

Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении более 2,3 В на элемент, относятся к взрывоопасным класса В.

Помещения аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда с напряжением до 2,3 В на элемент, являются взрывоопасными только в периоды формовки батарей и заряда после их ремонта с напряжением более 2,3 В на элемент. В условиях нормальной эксплуатации с напряжением до 2,3 В на элемент эти помещения не являются взрывоопасными.

6.3.2 Электрическая часть 6.3.2.1 Выбор электронагревательных устройств, светильников, электродвигателей вентиляции и электропроводок для основных и вспомогательных помещений аккумуляторных батарей, а также установка и монтаж указанного электрооборудования должны проводиться в соответствии с требованиями главы 7.3 [2].

6.3.2.2 Зарядное устройство (ЗУ) аккумуляторной батареи (АБ) должно выбираться совместно с батареей для обеспечения всех требований (оговоренных ее изготовителем) по поддержанию заявленного срока службы. При этом ЗУ должно обеспечивать:

уравнительный заряд АБ в автоматическом режиме без превышения напряжения у ППТ;

уровень пульсаций, не превышающий допустимый для ППТ;

параллельную работу нескольких ЗУ на общую нагрузку. Отключение одного из ЗУ не должно приводить к потере подзаряда АБ;

ускоренное восстановление емкости АБ в течение 8 ч после аварийного разряда.

6.3.2.3 Аккумуляторная установка должна быть оборудована вольтметром с переключателем и амперметрами в цепях зарядного, подзарядного устройств и аккумуляторной батареи.

6.3.2.4 Для зарядных и подзарядных двигателей-генераторов должны предусматриваться устройства для их отключения при появлении обратного тока.

6.3.2.5 В цепи аккумуляторной батареи должен устанавливаться автоматический выключатель, селективный по отношению к защитным аппаратам сети.

6.3.2.6 Подзарядное устройство должно обеспечивать стабилизацию напряжения на шинах батареи в пределах ± 1% от номинального значения. Кроме того, подзарядные устройства должны также иметь регулировку ограничения тока нагрузки, обеспечивающую заданное производителем ограничение зарядного тока разряженной батареи при одновременном питании нагрузки. Для аккумуляторных батарей типа СК и СН допускается стабилизация напряжения ± 2%. Концевые (хвостовые) элементы аккумуляторных батарей должны иметь отдельное устройство подзаряда с той же точностью стабилизации напряжения, что и основные.

В случае применения герметичных аккумуляторных батарей подзарядное устройство должно обеспечивать коррекцию выходного напряжения в зависимости от температуры батареи (помещения аккумуляторных батарей).

6.3.2.7 Аккумуляторные установки, в которых применяется режим заряда батарей с напряжением не более 2,3 В на элемент, должны иметь устройство, не допускающее самопроизвольного повышения напряжения до уровня выше 2,3 В на элемент.

ТКП 339- 6.3.2.8 Выпрямительные установки, применяемые для заряда и подзаряда аккумуляторных батарей, должны присоединяться со стороны переменного тока через разделительный трансформатор.

6.3.2.9 Шины постоянного тока должны быть снабжены устройством для постоянного контроля изоляции, позволяющим оценивать значение сопротивления изоляции и действующим на сигнал при снижении сопротивления изоляции одного из полюсов до 20 кОм в сети 220 В, 10 кОм – в сети 110 В, 5 кОм – в сети 48 В и 3 кОм – в сети 24 В.

6.3.2.10 Для кислотных обслуживаемых аккумуляторных батарей следует предусматривать блокировку, не допускающую проведения заряда батареи с напряжением более 2,3 В на элемент при отключенной вентиляции.

6.3.2.11 В помещении аккумуляторной батареи должно быть не менее одного светильника, присоединенного к сети аварийного освещения.

6.3.2.12 Аккумуляторы должны устанавливаться на стеллажах или на полках шкафа. Расстояния по вертикали между стеллажами или полками шкафа должны обеспечивать удобное обслуживание аккумуляторной батареи. Аккумуляторы могут устанавливаться в один ряд при одностороннем их обслуживании или в два ряда – при двустороннем.

В случае применения сдвоенных стеклянных сосудов они рассматриваются как один аккумулятор.

6.3.2.13 Стеллажи для установки аккумуляторов должны быть выполнены, испытаны на грузоподъемность и маркированы в соответствии с требованиями ТНПА или технических условий; они должны быть защищены от воздействия электролита стойким покрытием.

6.3.2.14 Аккумуляторы должны быть изолированы от стеллажей, а стеллажи от земли посредством изолирующих подкладок, стойких против воздействия электролита и его паров. Стеллажи для аккумуляторных батарей напряжением не выше 48 В могут устанавливаться без изолирующих подкладок.

6.3.2.15 Проходы для обслуживания аккумуляторных батарей должны быть шириной в свету между аккумуляторами не менее 1 м при двустороннем расположении аккумуляторов и 0,8 м – при одностороннем. Размещение аккумуляторных батарей должно проводиться с соблюдением требований ТНПА на стеллажи для стационарных установок электрических аккумуляторов.

6.3.2.16 Расстояние от аккумуляторов до отопительных приборов должно быть не менее 750 мм. Это расстояние может быть уменьшено при условии установки тепловых экранов из несгораемых материалов, исключающих местный нагрев аккумуляторов.

6.3.2.17 Расстояния между токоведущими частями аккумуляторов должны быть не менее 0,8 м при напряжении от 65 до 250 В в период нормальной работы (не заряда) и 1 м при напряжении выше 250 В.

При установке аккумуляторов в два ряда без прохода между рядами напряжение между токоведущими частями соседних аккумуляторов разных рядов не должно превышать 65 В в период нормальной работы (не заряда).

Электрооборудование, а также места соединения шин и кабелей должны быть расположены на расстоянии не менее 1 м от негерметичных аккумуляторов и не менее 0,3 м ниже самой низкой точки потолка.

6.3.2.18 Ошиновка аккумуляторных батарей должна выполняться медными или алюминиевыми неизолированными шинами или одножильными кабелями с кислотостойкой изоляцией.

Соединения и ответвления медных шин и кабелей должны выполняться сваркой или пайкой, алюминиевых только сваркой. Соединение шин с проходными стержнями выводной плиты должно выполняться сваркой.

Места присоединения шин и кабелей к аккумуляторам должны обслуживаться.

Электрические соединения от выводной плиты из помещения аккумуляторной батареи до коммутационных аппаратов и распределительного щита постоянного тока должны выполняться одножильными кабелями или неизолированными шинами.

6.3.2.19 Неизолированные проводники должны быть дважды окрашены кислотостойкой, не содержащей спирта краской по всей длине, за исключением мест соединения шин, присоединения к аккумуляторам и других соединений. Неокрашенные места должны быть смазаны техническим вазелином.

6.3.2.20 Расстояние между соседними неизолированными шинами определяется расчетом на динамическую стойкость. Указанное расстояние, а также расстояние от шин до частей здания и других заземленных частей должно быть в свету не менее 50 мм.

6.3.2.21 Шины должны прокладываться на изоляторах и закрепляться на них шинодержателями.

Пролет между опорными точками шин определяется расчетом на динамическую стойкость с учетом 6.3.1.20, но должен быть не более 2 м. Изоляторы, их арматура, детали для крепления шин и поддерживающие конструкции должны быть электрически и механически стойкими против длительного воздействия паров электролита. Заземление поддерживающих конструкций не требуется.

ТКП 339- 6.3.2.22 Выводная плита из помещения аккумуляторной батареи должна быть стойкой против воздействия паров электролита. Рекомендуется применять плиты из пропитанного парафином асбоцемента, эбонита и т. п. Применение для плит мрамора, а также фанеры и других материалов слоистой структуры не допускается.

При установке плит в перекрытии плоскость плиты должна возвышаться над ним не менее чем на 100 мм.

6.3.2.23 При выборе и расчете аккумуляторной батареи следует учитывать уменьшение ее емкости при температуре в помещении аккумуляторной батареи ниже плюс 15 °С.

В технической документации по эксплуатации аккумуляторных батарей приводятся значения емкости при отклонении температуры от номинального значения, как правило, это плюс 20 °С.

6.3.3 Строительная часть 6.3.3.1 Стационарные аккумуляторные батареи должны устанавливаться в специально предназначенных для них помещениях. Допускается установка в одном помещении нескольких кислотных батарей.

6.3.3.2 Помещения аккумуляторных батарей относятся к производствам категории Е и должны размещаться в зданиях не ниже II степени огнестойкости по противопожарным требованиям [10].

Двери и оконные рамы могут быть деревянными.

6.3.3.3 Аккумуляторные батареи рекомендуется устанавливать в помещениях с естественным освещением; для окон необходимо применять матовое или покрытое белой клеевой краской стекло.

Помещения аккумуляторных батарей допускается выполнять без естественного освещения; допускается также размещение их в сухих подвальных помещениях. В этих случаях не требуется применения легкосбрасываемых панелей.

6.3.3.4 Переносные аккумуляторы закрытого типа (например, стартерные), применяемые для питания стационарных электроустановок, а также открытые аккумуляторные батареи до 60 В общей емкостью не более 72 А·ч могут устанавливаться как в отдельном помещении с вентиляцией, имеющей естественное побуждение, так и в общем производственном невзрыво- и непожароопасном помещении, в вентилируемых металлических шкафах с удалением воздуха вне помещения.

Переносные аккумуляторы закрытого типа, работающие в режиме разряда или постоянного подзаряда, заряд которых производится вне места их установки, могут быть установлены и в металлических шкафах с жалюзи без удаления воздуха вне помещения.

При соблюдении указанных условий категория помещений в отношении взрыво- и пожароопасности не изменяется.

6.3.3.5 Герметичные стационарные аккумуляторы, заряд которых проводится при напряжении не выше 2,3 В на элемент, могут устанавливаться в общем производственном невзрыво- и непожароопасном помещении при условии установки над ними вентиляционного зонта.

При этом категория помещений в отношении взрыво- и пожароопасности не изменяется.

6.3.3.6 Помещение аккумуляторной батареи должно быть:

расположено возможно ближе к зарядным устройствам и распределительному щиту постоянного тока;

изолировано от попаданий в него пыли, испарений и газа, а также от проникновения воды через перекрытие;

легко доступно для обслуживающего персонала.

Кроме того, помещение аккумуляторной батареи не следует размещать вблизи источников вибрации и тряски.

6.3.3.7 Вход в помещение аккумуляторной батареи должен осуществляться через тамбур. Для необслуживаемых герметичных аккумуляторных батарей с сорбированным электролитом это не требуется.

6.3.3.8 При помещениях аккумуляторных батарей должна быть отдельная комната площадью не менее 4 м2 для хранения кислоты, сепараторов, принадлежностей и для приготовления электролита.

Для необслуживаемых герметичных аккумуляторных батарей с сорбированным электролитом это не требуется.

6.3.3.9 Потолки помещений аккумуляторных батарей должны быть, как правило, горизонтальными и гладкими. Допускаются потолки с выступающими конструкциями или наклонные при условии выполнения требований 6.3.4.4.

6.3.3.10 Полы помещений аккумуляторных батарей должны быть строго горизонтальными, на бетонном основании с кислотостойким покрытием (керамические кислотостойкие плитки с заполнением швов кислотостойким материалом или асфальт).

При установке стеллажей на асфальтовом покрытии должны быть применены опорные площадки из прочного кислотостойкого материала. Установка стеллажей непосредственно на асфальтовое покрытие не допускается.

Внутри помещений аккумуляторной батареи и кислотной, а также у дверей этих помещений должен быть устроен плинтус из кислотостойкого материала.

6.3.3.11 Стены, потолки, двери и оконные рамы, вентиляционные короба (с наружной и внутренней сторон), металлические конструкции ТКП 339- и другие части помещений аккумуляторных батарей должны окрашиваться кислотостойкой краской.

6.3.3.12 При размещении аккумуляторов в вытяжных шкафах внутренняя поверхность шкафов должна быть окрашена кислотостойкой краской.

6.3.3.13 В помещениях аккумуляторных батарей с номинальным напряжением более 250 В в проходах для обслуживания должны устанавливаться деревянные решетки, изолирующие персонал от пола.

6.3.3.14 При применении инвентарных вентиляционных устройств должны быть предусмотрены места для их установки и выводы к ним коробов приточно-вытяжной вентиляции помещения аккумуляторной батареи.

6.3.4 Санитарно-техническая часть 6.3.4.1 Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении более 2,3 В на элемент, должны быть оборудованы стационарной принудительной приточновытяжной вентиляцией.

Для помещений аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда при напряжении до 2,3 В на элемент, должно быть предусмотрено применение стационарных или инвентарных устройств принудительной приточно-вытяжной вентиляции на период формовки батарей и контрольных перезарядов.

Требуемый объем свежего воздуха V, м3/ч, определяется по формуле где Iзар наибольший зарядный ток, А;

n количество элементов аккумуляторной батареи.

Уровень концентрации серной кислоты в воздухе помещения аккумуляторной батареи не должен превышать 1 мГ/м3.

Кроме того, для вентиляции помещений аккумуляторных батарей должна быть выполнена естественная вытяжная вентиляция, которая обеспечивает не менее чем однократный обмен воздуха в час. В тех случаях, когда естественная вентиляция не может обеспечить требуемую кратность обмена воздуха, должна применяться принудительная вытяжная вентиляция.

6.3.4.2 Вентиляционная система помещений аккумуляторной батареи должна обслуживать только аккумуляторные батареи и кисТКП 339- лотную. Выброс газов должен производиться через шахту, возвышающуюся над крышей здания не менее чем на 1,5 м. Шахта должна быть защищена от попадания в нее атмосферных осадков. Включение вентиляции в дымоходы или в общую систему вентиляции здания запрещается.

6.3.4.3 При устройстве принудительной вытяжной вентиляции вентилятор должен иметь взрывобезопасное исполнение.

6.3.4.4 Отсос газов должен проводиться как из верхней, так и из нижней части помещения со стороны, противоположной притоку свежего воздуха.

Если потолок имеет выступающие конструкции или наклон, то должна быть предусмотрена вытяжка воздуха соответственно из каждого отсека или из верхней части пространства под потолком.

Расстояние от верхней кромки верхних вентиляционных отверстий до потолка должно быть не более 100 мм, а от нижней кромки нижних вентиляционных отверстий до пола не более 300 мм.

Поток воздуха из вентиляционных каналов не должен быть направлен непосредственно на поверхность электролита аккумуляторов.

Металлические вентиляционные короба не должны располагаться над открытыми аккумуляторами.

Применение инвентарных вентиляционных коробов в помещениях аккумуляторных батарей не допускается.

Скорость воздуха в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных при работе вентиляционных устройств должна соответствовать требованиям СНБ 4.02.01-03.

6.3.4.5 Температура в помещениях аккумуляторных батарей в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже плюс 10 °С.

На подстанциях без постоянного дежурства персонала, если аккумуляторная батарея выбрана из расчета работы только на включение и отключение выключателей, допускается принимать указанную температуру не ниже плюс 5 °С.

6.3.4.6 Отопление помещения аккумуляторной батареи рекомендуется осуществлять при помощи калориферного устройства, располагаемого вне этого помещения и подающего теплый воздух через вентиляционный канал. При применении электроподогрева должны быть приняты меры против заноса искр через канал.

При устройстве парового или водяного отопления оно должно выполняться в пределах помещения аккумуляторной батареи гладкими трубами, соединенными сваркой. Фланцевые соединения и установка вентилей запрещаются.

ТКП 339- На электростанциях, а также на подстанциях, оборудованных водопроводом, вблизи помещения аккумуляторной батареи должны быть установлены водопроводный кран и раковина. Над раковиной должна быть надпись: «Кислоту и электролит не сливать».

7 Электросиловые установки 7.1 Генераторы и синхронные компенсаторы 7.1.1 Общие требования 7.1.1.1 Подраздел 7.1 настоящего ТКП распространяется на стационарную установку в специальных помещениях (машинных залах) или на открытом воздухе генераторов тепловых и гидравлических электростанций, а также синхронных компенсаторов. Указанные установки должны отвечать также требованиям, приведенным в главе 5.1 [2], за исключением 5.1.2; 5.1.15, пункт 8; 5.1.17; 5.1.31-5.1. [2]. Установка вспомогательного оборудования генераторов и синхронных компенсаторов (электродвигателей, РУ и пускорегулирующей аппаратуры, щитов и др.) должна соответствовать требованиям настоящего ТКП.

7.1.1.2 Генераторы, синхронные компенсаторы и их вспомогательное оборудование, устанавливаемые на открытом воздухе, должны иметь специальное исполнение.

7.1.1.3 Конструкция генераторов и синхронных компенсаторов должна обеспечивать их нормальную эксплуатацию и течение 30– 40 лет с возможностью замены изнашивающихся и повреждаемых деталей и узлов при помощи основных грузоподъемных механизмов и средств малой механизации без полной разборки машины.

Конструкциями гидрогенератора и системы его водоснабжения должна быть предусмотрена возможность полного удаления воды и отсутствия застойных зон при ремонте в любое время года.

7.1.1.4 Генераторы и синхронные компенсаторы должны быть оборудованы контрольно-измерительными приборами в соответствии с главой 1.6 [2], устройствами управления, сигнализации, защиты в соответствии с 3.2.34–3.2.50 и с 3.2.72–3.2.90 [2], устройствами АГП защиты ротора от перенапряжений, АРВ в соответствии с 3.3.52–3.3.60 [2], а также устройствами автоматики для обеспечения автоматического пуска, работы и останова агрегата. Кроме того, турбогенераторы мощностью 100 МВт и более и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением должны быть оборудованы устройствами дистанционного контроля вибрации подшипников. Турбо- и гидрогенераторы мощностью 300 МВт и более должны быть оборудованы также информационно-диагностическими устройствами (осциллографами) с записью предаварийного процесса.

7.1.1.5 Панели управления, релейной защиты, автоматики, возбуждения и непосредственного водяного охлаждения гидрогенератора должны, как правило, размещаться в непосредственной близости от него.

7.1.1.6 Электрические и механические параметры мощных турбои гидрогенераторов должны, как правило, приниматься оптимальными с точки зрения нагрузочной способности. При необходимости обеспечения устойчивости работы параметры генераторов могут приниматься отличными от оптимальных с точки зрения нагрузочной способности при обосновании технико-экономическими расчетами.

7.1.1.7 Напряжение генераторов должно приниматься на основе технико-экономических расчетов в соответствии с требованиями ГОСТ 183, ГОСТ 533.

7.1.1.8 Установка дополнительного оборудования для использования гидрогенераторов в качестве синхронных компенсаторов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами.

7.1.1.9 Для монтажа, разборки и сборки генераторов, синхронных компенсаторов и их вспомогательного оборудования должны быть предусмотрены стационарные, передвижные или инвентарные подъемно-транспортные приспособления и механизмы.

7.1.1.10 При применении наружных грузоподъемных кранов гидроэлектростанций должны быть предусмотрены простые мероприятия для исключения воздействия дождя и снега на оборудование при продолжительном раскрытии помещений и монтажных площадок.

7.1.1.11 Электростанции должны иметь помещения для хранения резервных стержней обмотки статора. Помещения должны быть сухими, отапливаемыми, с температурой не ниже плюс 5°С, оборудованными специальными стеллажами.

7.1.2 Охлаждение и смазка 7.1.2.1 При питании aгpecсивнo воздействующей водой газоохладители, теплообменники и маслоохладители, трубопроводы и арматура к ним должны выполняться из материалов, стойких к воздействию коррозии.

7.1.2.2 Генераторы и синхронные компенсаторы с разомкнутой системой охлаждения и гидрогенераторы мощностью 1 МВт и бoлее ТКП 339- с частичным отбором воздуха для отопления должны быть снабжены фильтрами для очистки входящего в них извне воздуха, а также устройствами для быстрого прекращения его подачи в случае возгорания генератора или синхронного компенсатора.

7.1.2.3 Для генераторов и синхронных компенсаторов с замкнутой системой воздушного охлаждения должны быть выполнены следующие мероприятия:

1) камеры холодного и горячего воздуха должны иметь плотно закрывающиеся остекленные смотровые лючки;

2) двери камер холодного и горячего воздуха должны быть стальными, плотно закрывающимися, открывающимися наружу и иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны камер;

3) внутри камер холодного и горячего воздуха должно быть оборудовано освещение с выключателями, вынесенными наружу;

4) короба горячего воздуха, а также конденсаторы и водопроводы паровых турбин, если они находятся в камерах охлаждения, должны быть покрыты тепловой изоляцией во избежание подогрева холодного воздуха и конденсации влаги на поверхности труб;

5) в камерах холодного воздуха должны быть устроены кюветы для удаления сконденсировавшейся на воздухоохладителях воды.

Для турбогенераторов конец трубы, выводящей воду в дренажный канал, должен снабжаться гидравлическим затвором, при этом рекомендуется установка устройства сигнализации, реагирующего на появление воды в сливной трубе;

6) корпус, стыки, воздуховод и другие участки должны быть тщательно уплотнены для предотвращения присоса воздуха в замкнутую систему вентиляции. В дверях камер холодного воздуха турбогенераторов и синхронных компенсаторов должен быть выполнен организованный присос воздуха через фильтр, который устанавливается в области разрежения (после воздухоохладителя);

7) стены камер и воздушных коробов должны быть плотными и окрашены светлой, не поддерживающей горения краской или облицованы глазурованными плитками либо пластиковым покрытием, не поддерживающим горения. Полы камер и фундаменты должны иметь покрытие, не допускающее образования пыли (например, цементное с мраморной крошкой, из керамической плитки).

7.1.2.4 Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с водородным охлаждением должны быть оборудованы:

1) установкой централизованного снабжения водородом с механизацией погрузки и разгрузки газовых баллонов, газопроводами подТКП 339- питки газом и приборами контроля за параметрами газа (давление, чистота и др.) в генераторе (синхронном компенсаторе).

Для подачи водорода от газовых резервуаров в машинный зал предусматривается одна магистраль (при необходимости могут быть проложены две). Схема газопроводов выполняется кольцевой секционированной. Для синхронных компенсаторов выполняется одна магистраль.

Для предупреждения образования взрывоопасной газовой смеси на питающих водородных линиях и на линиях подачи воздуха должна быть обеспечена возможность создания видимых разрывов перед турбогенератором и синхронным компенсатором;

2) установкой централизованного снабжения инертным газом (углекислым газом или азотом) с механизацией погрузки и разгрузки газовых баллонов для вытеснения водорода или воздуха из генератора (синхронного компенсатора), для продувки и тушения пожара в главном масляном баке турбины, в опорных подшипниках генератора и в токопроводах;