ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРЕЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ    СТО 56947007-

ПАО «ФСК ЕЭС»    29.240Л0.248-2017

Нормы

технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС)

Стандарт организации

Дата введения: 25.08.2017

ПАО «ФСК ЕЭС» 2017

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним - ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации -ГОСТ Р 1.5-2012.

Сведения о стандарте организации

1.    РАЗРАБОТАН: АО «НТЦ ФСК ЕЭС», Департаментом подстанций.

2.    ВНЕСЁН:    Департаментом    подстанций, Департаментом

инновационного развития.

3.    УТВЕРЖДЁН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ: Приказом ПАО «ФСК ЕЭС» от 25.08.2017 № 343.

4.    ВВЕДЁН ВЗАМЕН:    СТО    56947007-29.240.10.028-2009 Нормы

технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ, утвержденного Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 13.04.2009 № 136 «Об утверждении норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ».

Замечания и предложения по стандарту организации следует направлять в Департамент инновационного развития ПАО «ФСК ЕЭС» по адресу: 117630, Москва, ул. Ак. Челомея, д. 5А, электронной почтой по адресу: vaga-na@fsk-ees.ru.

2

подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ;

-    однофазное автоматическое повторное включение;

-    обходной выключатель;

-    оперативно-выездная бригада;

-    филиал АО «СО ЕЭС» объединенное диспетчерское управление;

-    оптический кабель;

-    оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос;

-    оптический кабель неметаллический навивной, навиваемый на фазный провод или грозозащитный трос воздушной линии;

-    оптический кабель самонесущий неметаллический;

-    оптический кабель, встроенный в фазный провод;

-    устройство определения места повреждения;

-    оперативный персонал;

-    ограничитель перенапряжений;

-    ограничитель перенапряжений нейтрали;

-    оперативный постоянный ток;

-    общеподстанционный пункт управления;

-    оперативно-ремонтная бригада;

-    открытое распределительное устройство;

-    оптовый рынок электроэнергии и мощности;

-    противоаварийная автоматика;

-    показатели качества электроэнергии;

-    предприятие магистральных электрических сетей;

-    переключательный пункт;

-    потребители постоянного тока;

-    подстанционный пункт управления;

-    подстанция (а также ПП, РП, если не оговорено иное)

-    программно-технический комплекс;

-    программно-техническое средство;

-    правила устройства электроустановок;

-    регистратор аварийных событий;

-    филиал АО «СО ЕЭС» региональное диспетчерское управление;

-    релейная защита;

-    релейная защита и автоматика;

-    распределительный пункт;

-    ремонтно-производственная база;

-    устройство регулирования напряжения под нагрузкой;

-    радиорелейная линия связи;

11

-    разрешающий сигнал;

-    распределительное устройство;

-    релейный щит;

-    сетевая автоматика;

-    система автоматического управления;

-    секционный выключатель;

-    средства диспетчерского и технологического управления;

-    ступенчатые защиты;

-    степень загрязнения атмосферы;

-    санитарно-защитная зона;

-    средство измерений;

-    среднее напряжение;

-    система обеспечения единого времени;

-    система оперативного постоянного тока;

-    синхронный компенсатор;

-    структурированная кабельная сеть;

-    средства компенсации реактивной мощности;

-    система мониторинга переходного режима;

-    система мониторинга и диагностики;

-    система мониторинга и управления качеством электроэнергии;

-    строительные нормы и правила;

-    система распределенного контроля температуры;

-    система сбора и передачи информации;

-    система сбора и передачи неоперативной технологической информации;

-    статический тиристорный компенсатор;

-    трансформатор;

-    трехфазное автоматическое повторное включение;

-    трансформатор напряжения;

-    токовая направленная защита нулевой последовательности;

-    телеотключение;

-    трансформатор собственных нужд;

-    трансформатор тока;

-    телеускорение;

-    учрежденческо-производственная автоматическая телефонная станция;

-    устройство преднамеренной неодновременной коммутации полюсов;

-    устройство резервирования при отказе выключателя;

-    устройство синхронизированных векторных измерений;

12

-    устройство связи с объектами;

-    устройство синхронизации времени;

-    ускоренное трехфазное автоматическое повторное включение;

-    управляемый шунтирующий реактор;

-    цифровая подстанция;

-    цифровая радиорелейная линия связи;

-    цифровые системы передачи информации;

-    центр управления сетями ПАО «ФСК ЕЭС»;

-    частотная делительная автоматика;

-    шкаф автоматики охлаждения трансформатора;

-    шкаф местного управления;

-    шунтирующий реактор;

-шкаф распределительный оперативного постоянного тока;

-    шиносоединительный выключатель;

-    щит постоянного тока;

-    щит собственных нужд;

-    оперативный щит управления;

-    электромагнитная совместимость;

-    электрическое поле;

-    технологии пакетной передачи данных;

-    Generic Object Oriented Substation Events (широковещательное объектно-ориентированное сообщение о событии на подстанции);

-gigabit per second (технология пакетной передачи данных - Еигабит в секунду);

-    Global System for Mobile Communications (глобальный стандарт цифровой мобильной сотовой связи);

-100 megabit per second (технология пакетной передачи данных - 100 Мбит в секунду);

-    network firewall (межсетевой экран);

-Manufacturing Message Specification (спецификация производственных сообщений);

-    Plesiochronous Digital Hierarchy (плезиохронная цифровая иерархия);

-    Synchronous Digital Hierarchy (Синхронная цифровая иерархия);

-    Substation Configuration description file (файл описания конфигурации подстанции);

-    Substation Configuration description Language (язык описания конфигурации подстанций);

-    Systems Specification Description file (файл описания

13

системной спецификации);

UMTS    -Universal Mobile Telecommunications System

(универсальная мобильная телекоммуникационная система);

WDM    - wavelength-division multiplexing (технология

оптического спектрального мультиплексирования).

4 Общие требования

4.1    При проектировании ПС должны быть выполнены условия по:

4.1.1    Надежному и качественному электроснабжению потребителей.

4.1.2    Внедрению передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей ПС современному мировому техническому уровню.

4.1.3    Высокому уровню технологических процессов, обеспечивающих качество строительных и монтажных работ.

4.1.4    Экономической эффективности, обусловленной стремлением к снижению капитальных вложений за счет применения оптимизированных проектных решений, сокращением площадей, занимаемых объектами электросетевого хозяйства, и снижением эксплуатационных затрат.

4.1.5    Соблюдению требований промышленной, пожарной, экологической безопасности и охраны окружающей среды.

4.1.6    Передовым методам эксплуатации, безопасным и отвечающим требованиям гигиены условиям труда эксплуатационного персонала.

4.1.7    Оптимальной загрузке (авто-) трансформаторного оборудования ПС, рассчитанной на момент ввода и перспективу.

4.1.8    Возможности расширения ПС в перспективе.

4.1.9    Обеспечению вариантов выбора земельного участка для проектирования на основе исходных данных, включающих, но не ограничивающихся актуальными сведениями Государственного кадастра недвижимости, данными лесоустройства, сведениями о наличии обременений, о категории земель, виде разрешенного использования, наличии особо охраняемых природных территорий, месторождений полезных ископаемых, зон с особыми условиями использования территорий.

4.1.10    Обеспечению на стадии проектирования разработки и утверждения документации по планировке и межеванию территории и включению указанной документации в состав проектной документации.

4.1.11    Учету требований энергоэффективности в части применяемых технологий и материалов, позволяющих обеспечить рациональный расход энергетических ресурсов как в процессе строительства (реконструкции) зданий, сооружений, так и в процессе их эксплуатации.

4.2 Проектная документация по новому строительству, КТПиР ПС разрабатывается в соответствии с Постановлением Правительства Российской

14

Федерации «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию» от 16.02.2008 № 87 [4] на основании утвержденного в установленном порядке задания на проектирование.

4.3 Проектирование ПС    должно выполняться на основании утвержденных:

-    схемы и программы развития ЕЭС России;

-    схем и программ развития электроэнергетики субъектов РФ;

-    схем внешнего электроснабжения объектов;

-    схем выдачи мощности электростанций;

- технических условий    на осуществление технологического присоединения энергоустановок заявителей;

-    программ (планов, схем) развития технических комплексов и устройств управления общесистемного назначения, включающие релейную защиту и автоматику (РЗА), СДТУ, АПИС КУЭ, технологической сети связи.

4.4    При проектировании ПС должны учитываться следующие исходные данные (в дальнейшем уточняются в составе проектной документации):

-    район размещения ПС: в части воздействия климатических факторов внешней среды, по условиям загрязнения внешней изоляции, по сейсмическим условиям, по грозовой активности и пр.;

-    нагрузки на расчетный период с указанием распределения их по уровням, напряжениям и категориям надежности электроснабжения (в %);

-    необходимость расширения объекта в перспективе;

-    количество, единичная мощность и номинальные напряжения обмоток Т, АТ;

-    соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных Т;

-    уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;

-    количество присоединяемых линий напряжением 6 кВ и выше и их нагрузки на расчетный период;

-    рекомендации по схемам электрических соединений ПС на расчетный период;

-    необходимость резервирования питания собственных нужд от независимых источников питания;

-    режимы заземления нейтралей трансформаторов;

-    места установки, количество и мощность ШР, БСК, управляемых СКРМ и других средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше на расчетный период;

-    рекомендации по режиму работы нейтрали в сети 35 кВ и ниже (резистивное заземление или через ДГР);

-    расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом развития сетей и генерирующих источников а также мероприятия по ограничению токов КЗ на расчетный период;

15

-    рекомендации по предотвращению феррорезонанса и по ограничению высокочастотных коммутационных перенапряжений на электротехническом оборудовании в РУ 110 кВ и выше.

4.5    При рассмотрении вопросов организации ремонтов, технического и оперативного обслуживания учитываются следующие исходные данные:

-    форма и структура ремонтно-эксплуатационного обслуживания, организация управления технологическими режимами оборудования и устройствами;

-    технические средства для ремонтно-эксплуатационного обслуживания.

4.6    Из схем организации плавки гололеда на В Л в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:

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

-    количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования и закорачивающих пунктов.

4.7    При отсутствии каких-либо данных, перечисленных в пунктах 4.3-4.6, или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать или уточнить в составе проектной документации в виде самостоятельных разделов.

4.8    При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует рассматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с:

-    требованиями и рекомендациями «Правил устройства электроустановок» [1], «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» [5], а также других отраслевых норм и инструкций по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения;

-    проектной документацией на строительство смежных электросетевых объектов;

-    обеспечением требований нормативно-правовых актов Российской Федерации и отраслевых нормативно-технических документов в области охраны окружающей среды и сбережения энергоресурсов.

4.9. При решении вопросов присоединения проектируемой

(реконструируемой, расширяемой) ПС к сети энергосистемы изучаются:

-    экономическая эффективность принимаемых решений с учетом необходимых для присоединения мероприятий в прилегающей сети, в том числе на объектах иных собственников;

-    важность рассматриваемого объекта электрической сети для энергосистемы. При этом, следует учитывать влияние рассматриваемого объекта на условия работы других электрических объектов, а также электрических сетей в смежных энергосистемах и обеспечение транзитных перетоков мощности и электроэнергии на расчетный период.

4.10 Объем технического перевооружения и реконструкции ПС определяется на основании документов, подготовленных по результатам

16

полного обследования и оценки технического состояния ПС и утвержденных в установленном порядке, в соответствии с [6].

4.10.1    При проектировании технического перевооружения и реконструкции ПС должно быть предусмотрено устранение недостатков, неисправностей и повреждений оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий, сооружений, в том числе, выявленных по результатам технического освидетельствования, оборудования, зданий и сооружений и комплексного обследования зданий и сооружений, а также изменены все технические решения, которые не соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при эксплуатации ПС. Кроме того, должны быть обязательно учтены необходимые мероприятия в прилегающей сети, в том числе, на объектах иных собственников.

4.10.2    Работоспособность оборудования и конструкций, сохраняемых для дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях, должна подтверждаться проведением соответствующих испытаний с учетом его состояния.

Оборудование с истекшим сроком службы, как правило, заменяется новым. Возможность продления срока службы должна определяться Заказчиком на основании протокола-заключения по итогам технического освидетельствования.

4.11    На ПС должны применяться: первичное оборудование, устройства РЗА, АСУ ТП, СДТУ, АПИС КУЭ, связи, систем диагностики, а также ПТК и программное обеспечение, прошедшие регламентированную процедуру проверки качества [37].

4.12    Диспетчерские наименования строящимся ПС, а также оборудованию строящихся ПС и ПС, на которых выполняется КТПиР, должны присваиваться и согласовываться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 56302.

5 Площадка для строительства подстанции

5.1    Выбор площадки для строительства ПС должен производиться в соответствии с требованиями Градостроительного, Земельного, Лесного, Водного кодексов РФ, нормативно-правовыми актами по охране окружающей среды, обеспечения экологической безопасности и рационального использования природных ресурсов и отраслевых НТД на основании:

-    генерального плана развития территорий (при его наличии);

-    схемы развития электрических сетей района или схемы электроснабжения конкретного объекта;

-    материалов проектов районной планировки и проектов планировки городов (поселков);

-    технико-экономического сравнения вариантов;

-    методических указаний по выбору и согласованию площадок ПС 35 кВ и выше [8].

5.2    Площадка ПС, по возможности, размещается вблизи:

17

-    центра электрических нагрузок;

-    автомобильных дорог, по которым возможно передвижение трейлеров необходимой грузоподъемности;

-    железнодорожных станций или подъездных железнодорожных путей промышленных предприятий, на которых возможна разгрузка тяжелого оборудования, строительных конструкций и материалов, а также к которым возможно примыкание подъездного пути ПС;

-    населенных пунктов, в которых возможно размещение жилых домов эксплуатационного персонала.

При этом, должны соблюдаться размеры СЗЗ для промышленных объектов, которые обеспечивают уменьшение негативного воздействия (загрязнения атмосферного воздуха, шума, электромагнитного излучения) до значений, установленных гигиеническими нормативами [9].

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

5.3    Изъятие земель в постоянное (площадка ПС) и во временное (склады, поселок строителей и др.) пользование не должно превышать размеров, ограниченных ведомственными нормами отвода земли [106].

5.4    Площадки ПС выбираются:

В первую очередь:

-    на непригодных для сельскохозяйственного использования землях (расположение ПС на орошаемых, осушенных и пахотных землях допускается только в исключительных случаях по решению соответствующих органов);

-    на незалесенной территории или на территории занятой кустарниками и малоценными насаждениями;

-    вне зон природных загрязнений (морское побережье, засоленная почва и др.) и вне зон атмосферы, загрязненной промышленными уносами. Размещение ПС в условиях загрязненной атмосферы допускается при технико-экономическом обосновании с учетом требований соответствующих руководящих документов;

-    на незатопляемых местах и на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов и инженерных коммуникаций;

-    вне зон особо охраняемых природных территорий и зон с особыми условиями использования территорий;

-    на грунтах, не требующих устройства дорогостоящих оснований и фундаментов под здания и сооружения;

-    на территориях, на которых отсутствуют строения или коммуникации, подлежащие сносу или переносу в связи с сооружением ПС.

А также:

-    вне зон активного карста, оползней, оседания или обрушения поверхности под влиянием горных разработок, селевых потоков и снежных лавин, которые могут угрожать застройке и эксплуатации ПС, вне зон,

18

подлежащих промышленной разработке (торфяники и др.), а также вне радиационно-зараженных мест;

-    на территориях, не подверженных размывам в результате русловых процессов при расположении площадок у рек, или водоемов, а также вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, а также выше отметок складов с нефтепродуктами и другими горючими жидкостями. При невозможности расположения ПС вне указанных зон должны быть выполнены специальные гидротехнические сооружения по защите площадок от повреждений (подсыпка площадки, укрепление откосов насыпи, водоотводные сооружения, дамбы, габионы и др.);

-    на площадках, рельеф которых, как правило, не требует производства трудоемких и дорогостоящих планировочных работ;

-    в сейсмических районах на площадках с грунтами I или II категории по сейсмическим свойствам;

-    на площадках, обеспечивающих максимально удобные заходы ЛЭП всех напряжений;

-    вне зон возможного обледенения оборудования и ошиновки ОРУ при сбросе воды через водосборные сооружения гидростанций в период осенне-зимних паводков;

-    на расстоянии от аэродромов и посадочных площадок авиации, складов взрывчатых материалов, крупных складов горюче-смазочных материалов, нефтепроводов, газопроводов, радиостанций и телевышек, определяемом соответствующими нормами и правилами;

-    вне зон влияния карьеров, разрабатываемых с помощью взрывов;

-    на площадках, свободных от залегания полезных ископаемых;

-    с учетом минимального ущерба земельным сельскохозяйственным ресурсам, лесным угодьям, среде обитания объектов животного мира и условий их размножения, нагула, отдыха и путей миграции [10].

5.5    Размещение ПС должно производиться с учетом наиболее рационального использования земель, как на расчетный период, так и с учетом последующего расширения ПС. При этом должны учитываться коридоры подходов ЛЭП всех напряжений.

При реконструкции ПС и строительстве новых РУ должен рассматриваться вариант размещения их на существующей ПС. При этом результаты технико-экономического сравнения отражаются в акте выбора площадки.

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

5.7    В районах с объемом снегопереноса 300 м³/м и более при выборе площадки ПС следует учитывать необходимость защиты от снежных заносов [11].

19

5.8    На схеме планировочной организации земельного участка, в обязательном порядке, должны быть указаны границы земельного участка, предоставленного для целей проектирования, строительства, реконструкции или эксплуатации ПС на основании актуальных данных Государственного кадастра недвижимости, с привязкой к действующей системе координат.

5.9    Расстояние от периметрального ограждения ПС до границ лесного массива следует принимать в соответствии с [12].

5.10    При проектировании строительства ПС вблизи автомобильных дорог с интенсивным движением, а также в условиях загрязненной атмосферы необходимо предусмотреть усиление изоляции.

6 Схемы электрические распределительных устройств

6.1    Схемы электрические распределительных устройств выбираются в соответствии со стандартами организации ПАО «ФСК ЕЭС» «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения» СТО 56947007-29.240.30.010-2008 [13] и «Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35-750 кВ» СТО 56947007-29.240.30.047-2010 [14].

6.2    Применение отделителей и короткозамыкателей не допускается.

6.3    Для РУ 330-750 кВ должны применяться схемы с коммутацией присоединений двумя выключателями либо с коммутацией присоединений через полуторные цепочки (на первоначальных этапах строительства целесообразно применять схемы «треугольник» и «пятиугольник»),

6.4    В ячейках ЛЭП РУ 330-750 кВ должно быть обеспечено 100 % резервирование цепей переменного напряжения по обоим концам ЛЭП путем установки двух ТН (с каждой стороны линейного разъединителя).

В схемах 220-750 кВ «многоугольник» ТН должны устанавливаться на ошиновках ВН АТ с возможностью сохранения ТН в работе при отключении АТ с разборкой его схемы разъединителем ВН.

6.5    В схемах, предусматривающих подключение ЛЭП через два выключателя, ТТ в цепях ЛЭП устанавливаются для целей коммерческого учета электроэнергии, ПА и ОМП. Подключение к ТТ в цепях ЛЭП устройств РЗ должно быть обосновано при проектировании.

6.6    На ПС 110-500 кВ в качестве шинных ТН преимущественно должны применяться емкостные ТН. Присоединение емкостных шинных ТН должно выполняться без разъединителей. В РУ 110-500 кВ с индуктивными ТН и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения, должны быть предусмотрены мероприятия по предотвращению появления феррорезонансных перенапряжений [15, 16].

6.7    Применение схем РУ, отличных от типовых [13], допускается при наличии технико-экономического обоснования.

6.8    Количество Т (АТ), устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, два. Установка более двух (авто-) трансформаторов принимается на

20

Содержание

1    Область применения..................................................................................4

2    Нормативные ссылки.................................................................................4

3    Термины, определения, обозначения и сокращения..............................6

4    Общие требования...................................................................................14

5    Площадка для строительства подстанции.............................................17

6    Схемы электрические распределительных устройств.........................20

7    Выбор первичного электротехнического оборудования.....................22

8    Защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная

совместимость.......................................................................................................27

9    Собственные нужды, кабельное хозяйство, оперативный ток,

освещение...............................................................................................................32

10    Управление, автоматика и сигнализация............................................40

11    Оперативная блокировка неправильных действий при переключениях

в электроустановках..............................................................................................42

12    Релейная защита и автоматика.............................................................43

13    Противоаварийная автоматика.............................................................60

14    Автоматизированное управление. АСУ ТП, АСТУ, АСДУ..............63

15    Системы связи........................................................................................75

16    Компоновка и конструктивная часть...................................................86

17    Генеральный план и транспорт............................................................97

18    Вспомогательные сооружения (масляное хозяйство)......................103

19    Водоснабжение, водоотведение, противопожарные мероприятия,

отвод масла..........................................................................................................104

20    Организация эксплуатации.................................................................109

21    Обеспечение объектов электросетевого комплекса инженерно-

техническими средствами охраны.....................................................................112

22    Учет электроэнергии...........................................................................117

23    Контроль качества электроэнергии....................................................120

24    Средства измерений и метрологическое обеспечение.....................120

25    Особые условия окружающей среды.................................................122

26    Охрана окружающей среды................................................................124

Библиография............................................................................................126

3

основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на ПС требуется два средних напряжения.

В первый период эксплуатации (на этапе строительства) допускается установка одного Т (АТ).

6.9    Допускается установка одного Т (АТ) на ПС при обеспечении требуемой категории надежности электроснабжения потребителей.

6.10    На ПС устанавливаются, как правило, трехфазные Т. При отсутствии трехфазного Т необходимой мощности, а также при наличии транспортных ограничений, допускается применение группы однофазных Т, либо двух трехфазных Т одинаковой мощности.

6.11    При установке в закрытых трансформаторных камерах на ПС предпочтение должно отдаваться трёхфазным Т (АТ).

6.12    При установке на ПС групп(-ы) однофазных АТ, ШР, УШР должны быть обоснованы необходимость установки резервной фазы и способ ее подключения (путем перекатки, с помощью перемычек при снятом напряжении).

При двух группах АТ, ШР или УШР на ПС на период работы одной группы предусматривается установка фазы от второй группы.

Допускается предусматривать (использовать) резервную фазу, находящуюся в централизованном резерве группы ПС, если перспективными планами не предусматривается установка второй группы АТ, ШР или УШР.

6.13    Не рекомендуется подключение к обмоткам НН (6-35 кВ) АТ 220 кВ и выше внешних потребителей (в том числе, на этапе строительства).

6.14    При необходимости независимого регулирования напряжения на шинах РУ, подключенных к обмоткам НН АТ, допускается предусматривать установку линейных регулировочных трансформаторов, в случае, если уровень требуемого напряжения не обеспечивается другими способами.

При питании потребителей от обмотки НН трехобмоточных Т с РПН для обеспечения независимого регулирования напряжения при наличии технико-экономического обоснования может предусматриваться установка линейных регулировочных трансформаторов на одной из сторон Т.

6.15    На стороне НН 6, 10, 20 и 35 кВ должна предусматриваться раздельная работа Т (АТ) с АВР, в том числе, посредством включения СВ.

6.16    При необходимости ограничения токов КЗ на стороне 6-20 кВ, предусматриваются следующие основные мероприятия с применением:

-    трехобмоточных Т с максимальным сопротивлением между обмотками ВН и НН и двухобмоточных Т с повышенным сопротивлением;

-Тс расщепленными обмотками 6-20 кВ;

-    токоограничивающих реакторов в цепях вводов от Т (АТ), причем отходящие линии выполняются, как правило, нереактированными;

-    обмотки НН классом напряжения 20 и 35 кВ.

21

1    Область применения

Нормы технологического проектирования подстанций (НТП ПС) устанавливают основные требования по проектированию подстанций (ПС), распределительных пунктов (РП) и переключательных пунктов (1111) переменного тока ПАО «ФСК ЕЭС» с высшим напряжением 35-750 кВ.

Настоящий стандарт (далее - Нормы) распространяются на объекты нового строительства, а также подлежащие комплексному техническому перевооружению и реконструкции (КТПиР) ПС, РП и ПП напряжением 35-750 кВ.

При проектировании КТПиР ПС с учетом существующих схем РУ, компоновок оборудования, конструкций зданий и вспомогательных сооружений допускаются обоснованные отступления от настоящих Норм, согласованные на стадии формирования задания на проектирование с электросетевыми компаниями и системным оператором (в части объектов диспетчеризации). Указанное не распространяется на требования, связанные с охраной труда, пожаробезопасностью и охраной окружающей среды, отступления от которых согласовываются в установленном порядке.

При проектировании ПС, РП и ПП следует руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) [1], настоящими НТП ПС, нормативными документами, указанными в разделе 2.

При проектировании необходимо руководствоваться редакциями документов, необходимых и действующих на момент разработки документации, в том числе, не указанными в настоящих НТП ПС.

2    Нормативные ссылки

ГОСТ 12.1.002-84 ССБТ. Электрические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напряженности и требования к проведению контроля на рабочих местах.

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнения.

ГОСТ 17.5.3.04-83 Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель (с Изменением № 1).

ГОСТ 5237-83 (СТ СЭВ 3893-82) Аппаратура электросвязи. Напряжения питания и методы измерений (с Изменением № 1).

ГОСТ 9920-89 (СТ СЭВ 6465-88, МЭК 815-86, МЭК 694-80) Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции.

4

ГОСТ 23120-78 Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия.

ГОСТ 26881-86 Аккумуляторы свинцовые стационарные. Общие технические условия (с Изменением № 1).

ГОСТ 28601.1-90 Система несущих конструкций серии 482,6 мм. Панели и стойки. Основные размеры.

ГОСТ 28601.2-90 Система несущих конструкций серии 482,6 мм. Шкафы и стоечные конструкции. Основные размеры.

ГОСТ 30804.4.30-13 (IEC 61000-4-30:2008) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электроэнергии.

ГОСТ Р 12.4.026-01 ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний (с Изменением № 1).

ГОСТ Р МЭК 60896-11-15 Батареи свинцово-кислотные стационарные. Общие требования и методы испытаний. Часть 11. Открытые типы. Общие требования и методы испытаний.

ГОСТ Р 55105-12 Единая    энергетическая система и    изолированно

работающие    энергосистемы.    Оперативно-диспетчерское    управление.

Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования.

ЕОСТ Р 55437-13 Двигатели внутреннего сгорания поршневые. Классификация по объему автоматизации и технические требования к автоматизации.

ЕОСТ Р 55608-2013 Единая энергетическая система и изолированно работающие    энергосистемы.    Оперативно-диспетчерское    управление.

Переключения в электроустановках. Общие требования.

ЕОСТ Р 56302-2014 Единая энергетическая система и изолированно работающие    энергосистемы.    Оперативно-диспетчерское    управление.

Диспетчерские наименования объектов электроэнергетики и оборудования объектов электроэнергетики. Общие требования.

5

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-06 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики.

ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-04 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей.

ГОСТ Р МЭК 61850-6-09 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 6. Язык описания конфигурации для связи между интеллектуальными электронными устройствами на электрических подстанциях.

ГОСТ Р МЭК 61850-7-1-09 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 1. Принципы и модели.

3 Термины, определения, обозначения и сокращения

Автоматизированная система технологического управления -

единый распределённый комплекс согласованно функционирующих взаимосвязанных систем: оперативно-технологического и ситуационного управления, производственно-технического управления, мониторинга и диагностики состояния оборудования, мониторинга и управления качеством электроэнергии, РЗА, учета электроэнергии (мощности), управления электропотреблением.

Автоматизированное управление - управление, осуществляемое при совместном участии человека и средств автоматизации.

Автоматическое управление - управление, осуществляемое без участия человека.

Вторичное оборудование - оборудование (аппаратура, устройства, комплексы) АСТУ, противопожарной системы, охранной сигнализации, видеонаблюдения, СОПТ, системы собственных нужд переменного тока 0,4 кВ, системы управления и сигнализации вспомогательного оборудования и т.п.

Главный щит управления - помещение в здании ОПУ, в котором размещается ЩУ дежурного ОП.

Диспетчерский персонал - в соответствии с ГОСТ Р 55608. Диспетчерский центр - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

6

Дистанционное управление - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Зоны с особыми условиями использования территорий - охранные, санитарно-защитные зоны, зоны охраны объектов культурного наследия (памятников истории и культуры) народов Российской Федерации, водоохранные зоны, зоны затопления, подтопления, зоны санитарной охраны источников питьевого и хозяйственно-бытового водоснабжения, зоны охраняемых объектов, иные зоны, устанавливаемые в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Коммутационный аппарат - электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и проведения тока: выключатель, разъединитель, в том числе заземляющий разъединитель.

Местное управление - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Оперативный персонал - в соответствии с ГОСТ Р 55608, в том числе, оперативный персонал ЦУС.

Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике - в

соответствии с ГОСТ Р 55608.

Оперативно-технологическое управление - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Основная защита - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Особо охраняемые природные территории - участки земли, водной поверхности и воздушного пространства над ними, где располагаются природные комплексы и объекты, которые имеют особое природоохранное, научное, культурное, эстетическое, рекреационное и оздоровительное значение, которые изъяты решениями органов государственной власти полностью или частично из хозяйственного использования и для которых установлен режим особой охраны.

Первичное оборудование ПС - силовые авто(трансформаторы), системы (секции) шин, выключатели, разъединители, СКРМ, измерительные трансформаторы, преобразовательные установки и другое оборудование объектов электроэнергетики, не относящееся ко вторичному оборудованию.

Подстанционный пункт управления - помещение в здании ОПУ, в котором размещается АРМ дежурного ОП.

7

ПС нового поколения - в соответствии с пунктом 7.1 ГОСТ Р 55608.

Расчетный период - период на который разрабатывается проектная документация: год ввода в эксплуатацию ПС (окончания КТПиР) с учетом этапов строительства и перспектива 5 лет после ввода ПС в эксплуатацию (окончания КТПиР)).

Резервная защита - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Телеуправление - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Управляемые элементы ПС - коммутационные аппараты, задающие устройства систем автоматического регулирования (возбуждения синхронных электрических машин, реакторов, преобразовательных установок и др.), устройства РПН трансформаторов и автотрансформаторов, технологическое оборудование (насосы, задвижки и др.).

Центр управления сетями - в соответствии с ГОСТ Р 55608.

Цифровая подстанция (ЦПС) - это подстанция с высоким уровнем автоматизации, в которой практически все процессы информационного обмена между элементами ПС, а также управление работой ПС осуществляются в цифровом виде на основе стандартов серии МЭК 61850.

Для обозначения обязательности выполнения технических требований применяются понятия «должен», «следует», «необходимо» и производные от них.

Понятие «как правило» означает, что данное техническое требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано.

Понятие «допускается» означает, что данное техническое требование или решение применяется в виде исключения, как вынужденное при соответствующем обосновании (вследствие стеснённых условий, ограниченных ресурсов, отсутствия необходимого электротехнического оборудования, изделий и материалов и т. и.).

Понятие «рекомендуется» означает, что данное техническое решение является приоритетным, но не обязательным.

Понятие «не допускается», означает, что применение данного технического решения запрещено.

Обозначения и сокращения:

-    аккумуляторная батарея;

-    автоматическое включение резерва;

-    автоматическое дозирование воздействий;

-    автоматическое запоминание дозирования;

-    автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (мощности);

-    автоматика ликвидации асинхронного режима;

-    автоматика опережающего деления сети;

-автоматика ограничения повышения напряжения;

-    автоматическое повторное включение;

-    автоматическое предотвращение нарушения устойчивости;

-    автоматика пожаротушения;

-    автоматизированное рабочее место;

-    автоматический регулятор напряжения;

-    автоматизированная система;

-    автоматизированная система диспетчерского управления;

-    асинхронизированный компенсатор;

-    автоматизированная система технологического управления;

-    автоматизированная    система    управления

технологическими процессами;

-    автотрансформатор;

-    автоматика управления выключателем;

-    блокирующий сигнал;

-    батарея статических конденсаторов;

-    воздушная линия;

-    высшее напряжение;

-    волоконно-оптический кабель;

-    волоконно-оптическая линия связи;

-    высокочастотный;

-    высокочастотные каналы связи;

-    громкоговорящая связь и оповещения;

-    газоизолированная линия;

-    грозозащитный трос;

-    главный щит управления;

-    дизель-генераторная установка;

-    дистанционная защита;

-    продольная дифференциальная защита линии;

-    дифференциальная защита ошиновки;

-    дифференциальная токовая защиты шин;

-    дифференциально-фазная защита;

-    диспетчерский центр АО «СО ЕЭС»;

-    единая национальная (общероссийская) электрическая сеть;

-    здание вспомогательного назначения;

-    защита от внутренних повреждений;

-    запасные части, инструменты, принадлежности;

-    закрытое распределительное устройств;

-    зарядное устройство;

-    информационно-вычислительный комплекс электроустановки;

-    информационно-измерительный комплекс;

-    инженерно-технические средства охраны;

-    интеллектуальное электронное устройство;

-    коммутационный аппарат;

-    кабельно-воздушная линия;

-    короткое замыкание;

-    устройство контроля изоляции высоковольтных вводов;

-    контроль качества электроэнергии;

-    кабельная линия;

-    кабельная линия связи;

-    контроллер присоединения;

-    контроль предшествующего режима;

-    компенсационный реактор;

-    комплектное распределительное устройство;

-    комплектное распределительное устройство наружного исполнения;

- комплектное    распределительное устройство    с

элегазовой изоляцией;

-    комплект ступенчатых защит;

-    комплекс систем технических средств безопасности;

- комплексное    техническое перевооружение    и

реконструкция (в том числе расширение);

-    линейно-аппаратный зал;

-    локальная вычислительная сеть;

-    линия электропередачи;

-    методика измерений;

-    микропроцессорный;

-    филиал EIAO «ФСК ЕЭС» - МЭС, магистральные электрические сети;

-    направленная высокочастотная фильтровая защита;

-    низшее напряжение;

-    нормативно-технический документ;

-    нормы технологического проектирования

10