Статьи

База знаний — это библиотека, содержащая информацию, собранную по результатам решения предыдущих задач для устранения текущих проблем, помощи менее опытным сотрудникам и обучения искусственного интеллекта.

Настоящее руководство описывает весь функционал базы знаний на портале Энергетик.ру для возможности полноценного её использования.

1. Состав Базы знаний

В настоящий момент в Базу знаний включены:

• статьи по электротехнической тематике;
• нормативно-технические документы;
• типовые проекты.

В перспективе появятся:

• шаблоны и модели в формате разработки.

2. Статьи

В статьях отражены проблемы энергетической отрасли в целом и направления проектирования в частности, новшества, на которые следует обратить внимание, и способы оптимального решения текущих задач на основе опыта ранее выполненных работ.

3. НТД и типовые проекты

Здесь собран объёмный перечень документации, регламентирующий сферу электроэнергетики. Этот перечень может пригодиться при проектировании, строительстве или эксплуатации объекта. А документы скомпонованы таким образом, чтобы найти в одном месте все требования или решения по тому или иному вопросу: важно лишь правильно отфильтровать лишнее.

4. Сортировка

На документы, представленные во вкладке «НТД», можно привести ссылки в своём проекте, обосновав то или иное решение, «Типовые» — помогут выполнить работу подобным образом.

Сортировка по «разделам» выполнена в алфавитном порядке. Названия разделов включают важные вопросы, главы или тома, отражаемые в проекте.

«Подразделы» служат в качестве дополнения информации, не представленной в названиях разделов.

Перемещение групп по приоритету выполняется в пределах своего «раздела».

Документы в колонке «НТД» расставлены в порядке, рекомендуемом при изучении вопроса, отражённого в предыдущей колонке.

Ссылка в колонке «НТД (значение)» ведёт на документ (или пункт документа), расположенный на настоящем портале, сайте-правообладателе или ином авторитетном источнике.

5. Фильтрация

Отфильтровав по «разделу», «подразделу» или «НТД», можно понять качественный состав собранных вопросов.

С помощью этой функции по введённой поисковой фразе, слову или части слова можно найти необходимое «требование». Положение ключевого слова в «требовании» (в начале, конце или середине) не влияет на эффективность поиска. «Запуск» функции поиска выполняется вручную, клавишей «Enter», либо автоматически, спустя несколько секунд после ввода первой буквы в графе «Требование».

Требования могут дублироваться — это сделано для удобства поиска документа при фильтрации «раздела». В ближайшем будущем мы научим Базу знаний скрывать все неуникальные позиции при фильтрации, для исключения задвоения.

Переход по вкладкам может быть удобен для комплексного изучения того или иного вопроса.

Возможность «поделиться» доступна только зарегистрированным пользователям — отфильтрованный список документов можно передать ссылкой из командной строки браузера. Пример — здесь⎘.

Для сброса фильтрации недостаточно обновления страницы, необходимо нажать «Сбросить фильтр» — обновление произойдёт через 1-2 секунды (при условии достаточной скорости подключения к сети).

6. Дополнительная информация

Стрелка влево (или вправо) в колонке «НТД (значение)» означает, что в решении этого вопроса Вам может помочь документ в соседней вкладке, «НТД»⎘ или «Типовые»⎘ соответственно.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Трансформатор собственных нужд (ТСН) — это силовой трансформатор, предназначенный для питания вспомогательных устройств переменного тока, обеспечивающих работу подстанции.

Как рассчитать мощность ТСН для всего многообразия подстанций, существует ли универсальный способ для этого, а также на что необходимо обратить внимание при выборе ТСН, читайте в этой статье.

1. Общие требования

Питание потребителей собственных нужд ПС должно осуществляться от двух независимых источников (для ПС 330 кВ и выше — от трёх источников). В качестве основных источников, как правило, выступают ТСН, в качестве дополнительного — дизель-генератор или внешняя сеть.

ТСН могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения (чаще всего — РУ 10 кВ) через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и этим РУ или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями (например, ТСН 35/0,4 кВ на ПС 35 кВ). Схема работы в паре организуется по принципу неявного резерва, то есть раздельно, с АВР.

2. Как рассчитывается мощность ТСН

Мощность ТСН определяется суммарной мощностью всех потребителей

Для ПС без обслуживающего персонала в нормальном режиме допускается загружать ТСН не более чем на 50% согласно СТО Россетей [1] и [2]

Для обслуживаемых ПС этот показатель не нормируется, но при определении оптимальной загрузки трансформатора следует ориентироваться на рекомендации производителей и возможную перегрузку в послеаварийном режиме. В данном случае мы рекомендуем принимать 65%

Активная нагрузка отдельного потребителя определяется выражением

Его реактивная нагрузка

Коэффициент спроса K_с для разного рода нагрузки ПС можно найти в Приложении А⎘ СТО [3].

3. Расчёт мощности ТСН

Допустим, мы имеем современную подстанцию 110/10 кВ без постоянного обслуживающего персонала. Схема ОРУ № 110-9, с 4 транзитными линиями. Высоковольтные выключатели — элегазовые баковые.

В результатах таблицы 3 по умолчанию сделаны ошибки. Нажмите «Выполнить расчёт» и ошибки будут исправлены. Для возвращения к исходному документу просто обновите страницу.

4. На что нужно обратить внимание при расчёте

Голубым цветом залиты изменяемые ячейки. Расчётные итоги выводятся с зелёной или красной заливкой.

Расчёт выполнен для установки двух ТСН. В случае однотрансформаторных ПС полученный коэффициент загрузки в нормальном режиме необходимо увеличить в 2 раза.

В нормальном режиме суммарная мощность потребителей (из таблицы 1) равномерно нагружает оба трансформатора. В ремонтном режиме в работе только один ТСН, а к основным потребителям добавлена ремонтная нагрузка (из таблицы 2).

Итоги расчётов показали, что ТСН выбран правильно. Наибольшая загрузка в нормальном режиме составила 42% (что меньше 50%), ремонтная — не превысила длительно допустимую (1,05S_ном — согласно п.474⎘ ПТЭЭС [4]).

Суммарный коэффициент реактивной мощности tgφ может быть интересен для определения необходимости её компенсации. В данном материале этот параметр приведён для информации и не вносит поправки в расчёты. Достаточно помнить, что его значение (в случае подключения к внешней сети) ограничено требованиями Минэнерго [5] и для 0,4 кВ не должно превышать 0,35.

5. Дополнительная информация по выбору ТСН

Дополнительная информация по вопросу установки ТСН на подстанциях собрана в разделе НТД и доступна по ссылке 1⎘ и ссылке 2⎘.

Там, в частности, можно найти:

• общие требования к собственным нуждам ПС;
• допустимые схемы соединения трансформаторов;
• правила включения трансформатора тока в нейтраль ТСН;
• категории электроприёмников по надёжности.

Пусконаладочные работы (ПНР) — это комплекс работ, выполняемых на завершающей стадии строительства, реконструкции или капитального ремонта объекта для качественной оценки вводимого оборудования.

Запуск любого объекта энергетики, как правило, осуществляется после пусконаладки, комплексного опробования и приёмки в эксплуатацию. Первое — находится в зоне ответственности подрядной организации, второе и третье — непосредственного заказчика (застройщика). Последующий ввод электроустановки в эксплуатацию по проектной схеме производится после получения разрешения от органов Ростехнадзора и органа исполнительной власти, выдавшего разрешение на строительство (последнее — по необходимости).

Настоящая статья не ставит своей целью рассказать о правилах ввода в работу оборудования — на это составляются отдельные программы ПНР, она призвана лишь сформировать укрупнённый состав этих работ, обычно отражаемый в ведомости ПНР.

1. Кому может быть полезна эта статья

Кажется очевидным, что данная работа в первую очередь призвана на помощь наладчикам, выполняющим свои должностные обязанности. Но наиболее остро этот вопрос встаёт ещё на этапе проектирования. Дело в том, что раньше стоимость этих работ на этапе ПД учитывалась укрупнённо, процентным отношением от стоимости оборудования, и необходимости в детальном описании этих работ у проектировщика не возникало. После введения Методики [1] многое изменилось, и теперь без составления ведомости ПНР не обходится ни один проект.

Главные лица, кому призвана помочь данная статья: специалист сметной части проекта и инженер (инженеры), участвующий в составлении ведомости объёмов работ.

2. Источники информации

В качестве основных источников информации использовано несколько документов. Часть исходной информации содержится в главе 1.8 ПУЭ [2], более детальный состав работ можно найти в СТО Россетей [3], наименования и шифр расценок — в сборниках [4], [5]. Срок действия старой редакции Правил технической эксплуатации [6] уже истёк, но именно этот документ, по нашему мнению, наиболее удобен в работе — приложение с нормами испытаний авторы не включили в последнюю версию документа.

3. Пояснения к ведомостям ПНР

Для удобства весь объём ПНР по оборудованию сведён в отдельные раскрывающиеся таблицы. Таблицы скомпонованы по разделам согласно составу ПД. Порядок таблиц внутри разделов определён на основании запросов пользователей в сети Интернет, от наиболее актуального — к наименее.

Значения в графе «количество» приняты в соответствии с типовыми программами ПНР. Например, измерение сопротивления изоляции должно производиться мегаомметром у кабелей, объединённых вместе по принципу функционального назначения (цепи переменного тока, постоянного тока, выходные, отключения, сигнализации и пр.), то есть пучками. Испытания всех элементов тоже требуются не всегда. Непоследнюю роль в количественном определении той или иной позиции играют затраты человеческого труда (чел*ч), указанные в последнем столбце сборников. Согласно ним количество измерений и испытаний обмоток ТН и ТТ принято по количеству оборудования, а не обмоток.

4. Ведомость ПНР основного оборудования

ПНР выключателя

ПНР кабеля

ПНР трансформатора

ПНР шкафа

ПНР заземления

ПНР генератора

ПНР трансформатора тока

ПНР разъединителя

ПНР изоляции

ПНР трансформатора напряжения

ПНР комплектного распределительного устройства (КРУ)

ПНР реактора

ПНР ограничителя перенапряжений (ОПН)

ПНР конденсатора

ПНР системы оперативного постоянного тока (СОПТ)

ПНР ВЧ заградителя

5. Ведомость ПНР оборудования РЗА

ПНР шкафа зажимов

ПНР шкафа противоаварийной автоматики (ПА)

ПНР шкафа защиты трансформатора

ПНР шкафа оперативной блокировки разъединителей (ОБР)

ПНР центральной сигнализации (ЦС)

ПНР шкафа основных защит линии

ПНР регистратора аварийных событий (РАС)

ПНР шкафа резервных защит и автоматики управления выключателем (АУВ)

ПНР релейной защиты комплектного распределительного устройства (РЗ КРУ)

ПНР шкафа дифференциальной защиты шин (ДЗШ)

ПНР шкафа высокочастотной защиты линии (ВЧ защит)

Комплексное опробование

6. Ведомость ПНР оборудования АСУ ТП (ССПИ, телемеханики).

ПНР ССПИ (телемеханики)

ПНР АСУ ТП

7. Ведомость ПНР оборудования связи.

ПНР шкафа связи

СЛУЧАИ ИЗ ПРАКТИКИ. Самой распространённой ошибкой в сметах на ПНР является задвоение объёмов. Например, принимается расценка на наладку силового трансформатора, а после неё идут расценки на испытание вводов и фазировка, работы в которых уже учтены первой расценкой.

Частой ошибкой также является неправильный подсчёт «количества». В частности, при измерениях изоляции кабелей или испытаниях автоматических выключателей ошибочно ведут подсчёт по количеству рассматриваемых единиц.

Обращаем внимание, что в общих положениях и вводных указаниях сборников [4], [5] можно найти информацию о том, что включают в себя те или иные расценки. Только проанализировав эту информацию, можно исключить задвоения по определённым видам работ.

Согласно большинству рекомендаций от производителей оборудования измерения и испытания целесообразно проводить для групп кабелей, но не по отдельности. А в соответствии с  п.1.8.37 ПУЭ [2] в электроустановках проверяются все вводные и секционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 2% выключателей распределительных и групповых сетей.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

При получении технико-коммерческого предложения на выполнение того или иного проекта потенциальный заказчик часто задаётся следующим вопросом. Как сформировалась указанная сумма? Тем самым, просит обосновать стоимость проектирования.

На этот главный вопрос попытаемся ответить в нашем новом материале, осветив существующие методики экономической оценки проекта. Помимо этого определим, насколько справедливы эти методики по отношению к проектировщику энергетической отрасли. И предложим своё решение проблемных вопросов.

1. Смета на ПИР

Ввиду того, что любой проект — это, в большинстве своём, результат интеллектуального труда, то стоимость проектно-изыскательских работ (ПИР) принято оценивать трудозатратами, а обосновать её можно только сметой.

Существует несколько способов составления сметы на ПИР. Она может:

• состоять из набора расценок на тот или иной вид проектных работ;
• выводиться в процентном отношении от прогнозируемой укрупнённой стоимости строительства;
• выводиться в процентном отношении от стоимости строительства объекта-аналога;
• определяться на основе известной стоимости строительства;
• содержать расчёт на основе трудозатрат.

У всех этих способов есть свои достоинства и недостатки. В нашей работе подробнее остановимся только на одном из них. Выполним расчёт проектирования на основе уже известной стоимости строительства.

• он недостаточно объективен;
• он не работает до окончания проектирования, а служит обоснованием стоимости ПИР при закрытии работ.

• он справедлив по отношению ко всем участникам рабочего процесса.

Давайте рассмотрим пример.

Выполнен проект замены воздушных высоковольтных выключателей 110 кВ — на элегазовые. Такие проекты наиболее распространены в текущих реалиях обновления старого фонда подстанций, а их основной объём при проектировании можно найти в нашем прошлом материале⎘.

При составлении сметы на разработку ПД (для упрощения) учтён только сам процесс проектирования, без предпроектного обследования, инженерных изысканий и разработки закупочной документации, — для них предусматриваются отдельные сметы.

Итоговая стоимость в смете приведена ко 2-му кварталу текущего года.

Стоимость составила 3,62 млн. рублей без НДС

2. Трудозатраты ПД

Как уже было сказано, объективно оценить работу проектировщика можно только трудозатратами.

Продолжим пользоваться примером.

В таблице 2 в отдельные этапы выделены разработка и согласование ПД, а также сопровождение экспертизы. Здесь участвуют непосредственные исполнители работ, кроме этого сотрудники, выполняющие проверку и нормоконтроль. 20 рабочих дней в таблице составляют календарный месяц (принято условно); соответственно, 60 дней — это 3 календарных месяца.

Прочие расходы обычно отражают затраты на выпуск документации, внеплановый выезд на объект и непредвиденные затраты. Накладные включают в себя административно-хозяйственные расходы (оплата труда административно-хозяйственного персонала, работников аппарата управления, расходы на установку программных средств, эксплуатацию и сервисное обслуживание компьютерной техники и т.д.), расходы на обслуживание работников, платежи по кредитам и прочее. Рентабельность подразумевает получение выгоды от процесса проектирования.

Объём проектирования определён, в первую очередь, Положением [1], во вторую — техническим заданием заказчика, в третью — опытом. Продолжительность проектирования отражает реальное время выполнения работ, но не превышает нормируемого СТО Россетей [2].

Что можно здесь увидеть? Количество позиций в таблице наглядно показывает — насколько трудоёмким является проектирование на этапе ПД. Зарплаты сотрудников не выдерживают никакой конкуренции на рынке труда. Анализ последних строк таблиц 1 и 2 демонстрирует, что организация на этом проекте ничего не заработала. А загрузку персонала при работе над проектом пришлось оптимизировать, сокращая время участия специалистов в пользу других проектов.

3. Оценка стадии РД

При внимательном изучении сметы на ПИР можно обратить внимание на стадийный коэффициент Кст. Для ПД он принимается равным 0,4 (то есть 40% от итоговой стоимости), для РД — 0,6. Эти значения закреплены многими справочниками и методическими указаниями (не будем их приводить в нашем материале) и подразумевают, что трудоёмкость на стадии ПД в 1,5 раза меньше трудоёмкости на стадии РД.

Выясним: так ли это в нашем примере.

Начнём со сметы.

Как и предполагалось, стоимость проектирования выросла в 1,5 раза и уже составляет 5,43 млн. рублей без НДС. Напомним — это без учёта ПД.

Что мы имеем здесь? Время на разработку документации увеличилось, и этому есть основание в СТО [2]. Количество людей, участвующих в проекте, сократилось, так как сократилось количество документов на выходе. Что в совокупности сказалось на итоговых результатах себестоимости проекта: организация смогла заработать в данном случае. Но зарплаты сотрудников остались на том же уровне.

4. С чем связано несоответствие смет трудозатратам и почему пропорция 40/60 «не работает»?

Если рассматривать процесс проектирования в целом, то можно отметить следующее. При распределении денег по стадиям в пропорции 40/60 предполагается, что проектировщик в ПД учтёт все принципиальные моменты, отразит в документах укрупнённые решения, а детальная проработка будет выполнена на этапе РД. Но на практике это не отражает текущее положение дел. Всё выглядит совсем по-иному.

Попытаемся детально разобраться в самом проблемном вопросе. Откуда возникли такие трудозатраты на этапе ПД?

Пойдём по порядку:

• требования к пояснительной записке значительно расширились в последней редакции Положения [1], а большинство заказчиков стало внимательнее относиться к соответствию этого документа нормам;
• в рамках электротехнических решений появились дополнительные требования по оформлению электрической схемы в специальном программном комплексе;
• у инженера РЗА появилась проверка трансформаторов тока на перемагничивание, что связывают с аварийными случаями при неправильной их работе;
• инженер АСУ теперь выполняет раздел по информационной безопасности;
• в разы усложнился процесс разработки смет после введения Методики [3];
• даже предпроектное обследование необходимо оформлять по особому регламенту, на что уходит большее количество времени.

И что из указанного требует более детальной проработки на этапе РД? Правильный ответ: ничего!

5. Каким способом можно улучшить ситуацию?

Поведённый анализ показывает, что какой-то показатель (или показатели) вносит существенную погрешность в расчёты, что на выходе не даёт свести дебет с кредитом. И так быть не должно. Попытаемся выявить «предателя».

Улучшить эффективность человеческого труда, перейти на труд искусственного интеллекта и уменьшить объём проектирования — вряд ли возможно в ближайшее время. Значит, на итоговую стоимость трудозатрат повлиять мы уже не можем.

Обратимся к сметам. Методика расчёта, включая базовые расценки и пропорции, остаётся неизменной на протяжении многих лет. А такой показатель, как индекс изменения сметной стоимости для перевода в текущие цены, является переменной величиной. Он увеличивается (что не всегда) ежеквартально директивными письмами Минстроя России. Посмотрим внимательнее на его рост в разрезе лет.

- индекс на ПИР - инфляция - ном. зарплата

Изменение индекса показано на графике сплошной синей линией — наведите на условное обозначение вверху и она подсветится. Инфляция (на основе официальных данных) обозначена красным цветом, и можно увидеть как она, на рубеже 2014-2015 годов, «вырывается вперёд» нашего индекса. Ввиду того, что при оценке интеллектуального труда инфляция всё же не всегда является объективным показателем, на график добавлена третья переменная (также из официальной статистики). Эта переменная — средняя номинальная заработная плата — обозначена зелёной восходящей кривой. На основе двух этих показателей мы и достроили новую ветвь — она показана пунктирной синей линией. Итоговое значение на пике этой ветви оказывается равным 13,5. Его и применим в дальнейших расчётах, чтобы доказать состоятельность этого, пока ещё мифического индекса.

6. Смета на ПИР и трудозатраты в новых условиях.

Меняем коэффициент К в строке 3 (с 5,42 на 13,5) и получаем итоговое значение около 9 млн. рублей, вместо 3,62, полученных ранее.

Эффективно распределяем трудозатраты по исполнителям, позволив им качественнее поработать с проектом. Но не выходим за пределы обозначенных сроков [2].

В итоге: затраты на проектирование сошлись со сметным расчётом, проектная организация отработала с рентабельностью, а заработная плата сотрудников в среднем выросла почти в два раза.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Запасы солнечной энергии на нашей планете неиссякаемы, а солнечная энергетика в настоящий момент становится самым быстрорастущим и наиболее перспективным направлением электроэнергетики. Учёные всего мира изо дня в день совершенствуют способы преобразования солнечной энергии в электрическую для возможности неограниченного её использования.

Какие существуют способы преобразования солнечной энергии, какова эффективность самого распространённого из них, насколько велико текущее её состояние и куда заведёт нас эпоха вездесущей солнечной энергии — рассмотрим в нашем новом материале.

1. Преобразование солнечной энергии

Помимо всем известных солнечных панелей, преобразующих солнечный свет напрямую в электричество, мы знаем также солнечные коллекторы, солнечные вакуумные трубки [1] и солнечные реакторы [2], вырабатывающие тепло. Наверняка изобретены и другие устройства, эффективность которых ещё нужно доказать.

2. Эффективность солнечных панелей

Эффективность, или КПД, солнечных элементов — это показатель количества энергии, которое способна преобразовать установка из солнечной радиации.

Поступает разрозненная информация об уровне эффективности того или иного устройства, а также способах её расчёта — на текущий момент принято считать достигнутым значение около 25% [3]. Это совсем немного. И можно только догадываться, когда мы сможем достичь значений, достойных гордости.

Лампу накаливания, получившую распространение на рубеже 19-20 веков, и имеющую эффективность 3-5%, мы смогли заменить светодиодами с КПД 90% лишь в текущем десятилетии.

3. Текущее состояние солнечной энергетики

Глобальная фотоэлектрическая база значительно выросла в 2022 году, достигнув почти 1,2 ТВт совокупной мощности. Из них, согласно отчёту [4]:

• китайский рынок продолжает доминировать, как по вводимой, так и по совокупной мощности, и добавил 106 ГВт, получив 414,5 ГВт совокупной мощности;
• Европа продемонстрировала уверенный рост с введённой мощностью 39 ГВт, во главе с Испанией (8,1 ГВт), Германией (7,5 ГВт), Польшей (4,9 ГВт) и Нидерландами (3,9 ГВт);
• мощности в США выросли на стабильные 18,6 ГВт;
• Индия продемонстрировала сильный рост с 18,1 ГВт;
• Бразилия установила высокие 9,9 ГВт, что почти вдвое превышает новые мощности предыдущего года;
• Япония осталась неизменной на уровне 6,5 ГВт, как и в 2021 году

4. Деление на сегменты

По итогам 2022 года значительно выросли как крышные, так и коммунальные сегменты. Если в предыдущие годы количество солнечных панелей, размещаемых на крышах домов, было в разы меньше коммунальных электростанций, то в прошлом — они подровнялись. Теперь 48% новых мощностей приходится на крышные.

Также растут новые сегменты солнечной энергетики, такие как плавающие фотоэлектрические системы и интегрированные в транспортные средства.

5. Совокупная установленная мощность

Как уже было сказано, совокупная установленная мощность преодолела символическую отметку в 1 ТВт, достигнув 1 185 ГВт. Лидеры, от Китая до Индии и Германии (67,2 ГВт), имеют значительное превосходство относительно других: их позиции вряд ли будут оспорены в 2023 или 2024 году.

В России по итогам 2022 года общая мощность солнечных электростанций составила 1,8 ГВт, что в десятки раз меньше не только установленных мощностей указанных выше стран, но и новых мощностей в Китае за один лишь месяц.

К середине текущего календарного года Китай уже достиг отметки в 470 ГВт.

6. Развитие солнечной энергетики

Солнечная энергетика сейчас развивается намного быстрее, чем любая другая энергетическая технология в истории [5].

Сектор растёт примерно на 20% в год. Если так будет продолжаться, мы достигнем 6 ТВт примерно к 2031 году — это будет больше, чем совокупная мощность угля, газа, атомной энергии и гидроэнергетики. А к 2050 году рынок вырастет до 9,5 ТВт.

На данный момент солнечная энергия ещё уступает своему главному конкуренту среди возобновляемых источников, гидроэнергетике, но по наращиванию объёмов, по внедрению новых технологий, доступности и доверию инвесторов уже вырвалась в лидеры.

7. Уровень проникновения

Уровень проникновения подразумевает вклад солнечной энергетики в общую выработку системы. По этому показателю Испания — мировой лидер.

Ожидается, что по итогам текущего 2023 года более половины электроэнергии в Испании будет производиться из возобновляемых источников энергии [6].

Уровень проникновения солнечной энергетики в России составляет 0,79%. Для сравнения, у гидроэнергетики этот показатель равен 20%.

8. Поддержка на государственном уровне

Так как «солнечное» направление ещё является развивающимся, то без государственных субсидий не обходится ни одна страна. Исключениями оказываются лишь Китай и Австралия, в которых постепенно уходят от механизмов поддержки конечных пользователей, а фотоэлектрическая энергия становится конкурентоспособной и независимой.

9. Цели перехода на солнечную энергию

Активное развитие солнечной энергетики должно привести нас к следующим благоприятным последствиям:

• уменьшится негативное воздействие на флору и фауну (помимо парниковых газов, мы избавимся от автомобильных выхлопов, дымовых труб, городского смога, угольных шахт, золоотвалов и разливов нефти);
• повысится эффективность преобразования энергии (электричество, как правило, гораздо более эффективно производит энергию, чем любой другой источник);
• снизится стоимость производства энергии.

10. Стоимость солнечной энергии

Ожидается [7], что стоимость солнечной энергии достигнет 30 долларов за МВтч к 2050 году и станет самым дешёвым источником.

Для сравнения, в 2023 году стоимость электроэнергии в развитых странах мира превышает 100 долларов за МВтч, а в России составляет 50-60 долларов за МВтч (в зависимости от курса).

11. Хранилища энергии

ГАЭС в настоящее время поддерживают большую часть мощностей энергосистемы, но в будущем их доля снизится. Аккумуляторы придут им на смену: либо в качестве автономных, либо в конфигурациях «солнечная батарея + аккумулятор», либо «автомобиль — сеть».

12. Передача энергии

Ввиду масштабов наращивания мощностей остро стоит вопрос передачи всей этой энергии на расстояния. Решить проблему помогут:

• интеллектуальное управление сетями, включая передачу энергии напрямую от местного источника — конечному потребителю;
• развитие сверхпроводников;
• перевод сетей высокого напряжения переменного тока HVAC — в постоянный HVDC.

13. Утилизация

Сегодня оптимальным сроком службы солнечных панелей считается срок в 15 лет. Но это не значит, что через 15 лет они перестают производить энергию. Это говорит, лишь о том, что эффективность их падает и с экономической точки зрения целесообразно их заменить. А что делать со старыми панелями?

Утилизация панелей — непростая, но решаемая задача. Типичная солнечная панель состоит из алюминия, стекла, кремния, пластика, а также меди, серебра и небольшого количества свинца. Слои хорошо соединены вместе, чтобы сделать панели устойчивыми к атмосферным воздействиям, что усложняет процесс разборки на составляющие. Тем не менее, вредных примесей в них нет, а ограничивают процесс повторного применения материалов только отсутствие в этом выгоды.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Представим, что у Вас на руках согласованная и прошедшая экспертизу (что необязательно) проектная документация (ПД). В каком направлении нужно двигаться, чтобы выдать заказчику рабочую документацию (РД) по этому проекту? Что она должна включать в себя и чем будет отличаться от проектной? Разберём в этой статье.

РД, в первую очередь, выполняется для:

• определения потребности в оборудовании и материалах;
• производства строительно-монтажных работ;
• уточнения сметной стоимости строительства (при необходимости).

Если на этапе ПД документация выполнена качественно и учтены все рекомендации нормативных документов (см. предыдущий материал⎘), предлагаем пошаговую инструкцию для завершающей стадии проекта.

ТЕКСТОВАЯ ЧАСТЬ:

1. Общие указания

Текстовая часть в томе РД, как правило, занимает незначительное место.

В общих указаниях, в соответствии с ГОСТ [1] и Требованиями [2], приводят:

• сведения о документах, на основании которых принято решение о разработке РД (например, задание на проектирование, утверждённая ПД);
• запись о соответствии РД заданию на проектирование, выданным техническим условиям (при наличии таковых), прочим НТД;
• перечень нормативных документов, на которые даны ссылки в рабочих чертежах;
• абсолютную отметку, принятую в рабочих чертежах здания или сооружения условно за нулевую;
• запись о результатах проверки на патентоспособность и патентную чистоту (при необходимости);
• перечень видов работ, для которых необходимо составление актов освидетельствования скрытых работ;
• сведения о том, кому принадлежит данная интеллектуальная собственность (при необходимости);
• эксплуатационные требования, предъявляемые к проектируемому зданию или сооружению (при необходимости);
• другие необходимые указания.

В общих указаниях не следует повторять технические требования, помещённые на других листах основного комплекта рабочих чертежей, и давать описание принятых в рабочих чертежах технических решений.

Согласно ГОСТ [1] в перечень нормативных документов Общих указаний не включают документы, записанные в ведомость ссылочных и прилагаемых документов.

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:

2. Схема электрическая принципиальная ПС

Электрическая схема в составе РД должна соответствовать тем же правилам, что указаны⎘ для ПД. Исключением может служить лишь необходимость отображения конкретных марок оборудования в табличных формах на листе.

3. План ПС

План подстанции принципиально не должен отличаться от выполненного⎘ на этапе ПД. Рекомендуемый масштаб для отображения подстанции: 1:50, 1:100, 1:200, 1:500; допускается: 1:800, 1:1000. Ведомость оборудования на плане выполняют по форме 10 ГОСТ [3].

4. План заземления

Контур заземления подстанции наносится на план фундаментов. Схема внутреннего заземления здания отображается на планировке здания.

На схеме заземления должно быть отражено:

• вертикальные заземлители в виде окружностей диаметром 3-5 мм;
• горизонтальные заземлители в виде пунктирной или штрихпунктирной линии;
• заземляющие проводники, проложенные по кратчайшему расстоянию от оборудования или сооружений, в виде пунктирной или штрихпунктирной линии;
• условные обозначения элементов заземляющего устройства (ЗУ);
• спецификация (ведомость) элементов ЗУ;
• в примечаниях указывается ссылка на нормативный документ, в соответствии с которым выполнены расчёты, допустимое сопротивление заземляющего устройства, глубина прокладки в земле и отступ горизонтального заземлителя и заземляющих проводников от фундаментов, требование к выполнению соединений (сваркой «внахлёст») и их защита от коррозии, выполнение дополнительной защиты заземляющих проводников от коррозии в местах вывода из земли, материал для засыпки траншеи и необходимость трамбования.

ЗУ наносится жирной линией, здания и фундаменты — тонкой.

План заземления может быть дополнен разрезом траншеи и схемами соединения заземлителей и заземляющих спусков между собой. Указанные схемы допустимо отображать на отдельном листе.

5. Схема установки оборудования

На данном этапе рекомендуется проработать технические решения с выбранным производителем оборудования и, получив от него актуальные конструкторские чертежи, перенести их на ранее выполненный лист проекта⎘. Рекомендуемый масштаб установочного чертежа: 1:5, 1:10, 1:20, 1:50; допускается 1:100. На чертеже помещают спецификацию по формам 7 или 8 ГОСТ [1].

6. План и разрез ячеек

Этот чертёж, выполненный по правилам⎘, позволяет детально оценить соответствие установленного оборудования параметрам безопасности и удобства обслуживания. Скопировав на план и разрез ячеек выполненные предыдущим этапом установочные чертежи, остаётся учесть в спецификации оборудование и материалы, необходимые для соединения их между собой. Чаще всего такими материалами являются провод и сцепная арматура.

7. Прочие листы графической части

В графическую часть могут быть также включены:

• схемы питания приводов, освещения и обогрева;
• план молниезащиты;
• 3D модель ОРУ;
• план прокладки кабелей;
• план освещения подстанции;
• шаблоны информационных знаков оборудования и пр.

Все они не являются обязательными, если в их отсутствии соблюдаются основные функции тома.

Детальные правила оформления графической части РД можно найти в ГОСТ [3].

ССЫЛОЧНЫЕ И ПРИЛАГАЕМЫЕ ДОКУМЕНТЫ:

8. Оформление ссылочных и прилагаемых документов

Перечень указанных документов отображается в табличном виде в разделе Общие данные тома.

К ссылочным документам относят:

• стандарты (технические условия) на строительные изделия;
• чертежи типовых конструкций, изделий и узлов.

Согласно ГОСТ [1] в рабочих чертежах допускается применять типовые конструкции, изделия и узлы путём ссылок на документы. Причём сами ссылочные документы в состав рабочей документации, передаваемой заказчику, не входят. Отсюда могут вытекать трудности на этапе монтажа, ввиду отсутствия указанных документов на площадке. Мы рекомендуем вносить «типовые» чертежи в раздел Прилагаемые документы, что допустимо согласно тому же государственному стандарту.

Прилагаемым документам присваивают обозначение основного комплекта с добавлением через точку шифра прилагаемого документа.

9. Кабельный журнал

Кабельный (или кабельно-трубный) журнал выполняется в соответствии с ГОСТ [3]. Согласно п.6.5.2⎘ ГОСТ [3] в него включают кабели, провода (и трубы), всю необходимую информацию о которых невозможно привести на принципиальных схемах. Это значит: если Вы показали все кабели (с марками и длинами) на схемах, то включать кабельный журнал в проект необязательно.

10. Спецификация оборудования, изделий и материалов

Сводную спецификацию рекомендуют составлять по разделам в последовательности:

• оборудование;
• кабельно-проводниковая продукция (кабель, провод, муфты);
• электромонтажные устройства и изделия (лотки, короба, металлорукав в ПВХ изоляции);
• линейная арматура;
• материалы (полоса стальная, трубы, метизы и т. п.).

Электроаппараты, поставляемые в комплекте с оборудованием, в спецификации не приводят, а включают в соответствующий опросный лист.

Не забывайте закладывать в составе материалов:

• цинкосодержащую краску (или битумную мастику) для дополнительной коррозионной защиты заземляющих проводников;
• токопроводящую смазку для контактов;
• огнестойкую пену для герметизации кабельных вводов в здания и сооружения;
• огнезащитную краску для кабелей;
• специальные зажимы для заземления экранов кабелей;
• таблички с крепежом для оборудования на ОРУ;
• трубы, кабельные плиты и сигнальные ленты для прокладки кабеля в земле;
• песок, кирпич и прочие строительные материалы.

11. Опросные листы на оборудование

Опросные листы формируются на основе заводских шаблонов и могут включать в себя:

• полную техническую информацию, достаточную для изготовления оборудования;
• опорные заводские конструкции, идущие в комплекте;
• запасные изделия и приспособления, необходимые в процессе эксплуатации;
• контакты и адрес заказчика;
• способ доставки;
• дополнительную информацию (при необходимости).

12. Расчёты

Расчёты в состав рабочей документации, как правило, не включают. Все необходимые расчёты должны выполняться на стадии ПД. Иное может быть определено в договоре (контракте) и задании на проектирование. А также может потребоваться по итогам выбора того или иного оборудования.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Если перебрать в голове все случаи из практики выполнения РД, то у большинства проектировщиков предстанет перед взором суетливый начальник с фразой: Правим ПЭ на ЭР и отправляем! Наверняка, каждый проходил через это, каждый в спешке менял в штампе несколько букв и с обидой в душе отправлял проектную документацию в виде рабочей. Несправедливость заключается лишь в том, что оценивается работа стадии ПД, в денежном выражении, на 40 процентов от итога, а РД — на 60.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Электротехнические решения без стеснения можно назвать основополагающим разделом при проектировании электрической подстанции. Без этого раздела не обходится практически ни один проект. Охватывает он, как правило, не только основное оборудование подстанции, но и низковольтные цепи его питания, освещение, собственные нужды (СН) подстанции и систему оперативного постоянного тока (СОПТ).

Существует несколько документов, определяющих содержание электротехнических решений в составе проекта. Эти документы можно найти во вкладке НТД⎘. Их состав немногочислен: Положение [1], ГОСТ [2] и [3], Требования [4] и [5].

Некоторые из них фундаментальны и занимают высокие ступени в иерархии НТД, но все они при ближайшем рассмотрении оказываются невероятно скудны в решении данного вопроса. Попытаемся заполнить этот пробел, посвятив статью стадии ПД.

РАСПОЛОЖЕНИЕ В СОСТАВЕ ПРОЕКТА:

1. Расположение электротехнических решений в составе проекта

Согласно Положению [1] подраздел «Система электроснабжения» располагается внутри раздела 5⎘ «Сведения об инженерном оборудовании, о сетях и системах инженерно-технического обеспечения».

Несмотря на то, что и раздел 5, и указанный подраздел уже не являются основными в составе проекта («Технологические решения» с 1 сентября 2022 года вынесены в отдельный раздел 6), для основного оборудования ПС место отведено только в нём. Собственные нужды, включая низковольтные цепи и освещение, а также СОПТ, в случае большого объёма проектирования, выносят в отдельные тома.

Допускается сквозная нумерация томов в составе раздела (ИОС1, ИОС2... — в таблице).

ТЕКСТОВАЯ ЧАСТЬ:

2. Основание для проектирования

Здесь указывается задание на проектирование, инвестиционная программа, технические условия на присоединение или иные документы, имеющие отношение к проектируемому титулу .

3. Краткая характеристика объекта

Глава содержит общую информацию о подстанции, включая:

• основное функциональное назначение;
• основные характеристики;
• описание электрических схем;
• состав СН и СОПТ;
• тип оперативного обслуживания.

4. Проектные технические решения

В главу включают информацию об основных технических решениях, принятых в проекте. В случае необходимости в эту главу также вносят обоснование того или иного решения.

5. Определение расчётных параметров работы сети для выбора проектируемого оборудования

По результатам расчётов определяются:

• номинальные параметры оборудования (например, максимальный рабочий ток присоединения);
• динамическое действие аварийного тока (ударный ток КЗ);
• термическое действие аварийного тока (тепловой импульс КЗ);
• изоляция, включая длину пути утечки оборудования (в соответствии с ГОСТ [6], РД [7] или СТО [8], [9]), а также количество (п. 1.9.12 ПУЭ⎘ [10]) и тип (ГОСТ [11]) подвесных изоляторов;
• параметры ОПН;
• соответствие ошиновки длительно допустимому току, термической и динамической стойкости, условиям короны (на ОРУ 35 кВ и выше);
• соответствие высоковольтных кабелей длительно допустимому току и их термическая стойкость;
• динамическая стойкость опорной изоляции;
• максимальное тяжение на фазу в нормальном режиме.

6. Выбор и проверка основного электротехнического оборудования

Вся информация по выбору оборудования представляется в табличном виде. Помимо выбора проектируемого оборудования, в главу может быть включена проверка существующего, если того требует задание на проектирование или сложные расчётные условия. Параметры выбора высоковольтных выключателей (как пример) отражены ниже.

7. Ведомость основного электротехнического оборудования и материалов

Ведомость оборудования также представляется в табличном виде и должна быть достаточной для учёта всех материальных ресурсов в сметной документации.

Ввиду того, что распространённое понятие «спецификация» до недавнего времени не находила своего отражения в Положении [1], эксперты настойчиво не допускали таким образом называть данную ведомость. Изменился ли этот подход после появления «спецификации» в Положении (в редакции, вступившей в силу с 1.09.2022) — узнаем позже.

8. Прочая информация

Прочая информация может содержаться как в одной, так и нескольких главах, включающих в себя описание:

• СН переменного тока;
• СОПТ;
• освещения;
• компенсирующих устройств;
• молниезащиты и заземления;
• кабельного хозяйства;
• электромагнитной совместимости.

Информация излагается в повествовательной форме с отражением сведений и обоснованием их применения. В виду того, что большинство этих вопросов обычно выносится в отдельные тома, здесь их касаться не будем.

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ:

9. Схема электрическая принципиальная ПС

Встречаются несколько типов схем, отражающих электрическую взаимосвязь подстанции. Это может быть нормальная схема ПС, главная схема ПС, схема электрических соединений или принципиальная схема. В качестве основной в проекте выступает — только принципиальная.

Если объём проектирования затрагивает лишь один уровень напряжения ПС (например, замена выключателей 110 кВ), то достаточной может быть отрисовка лишь схемы ОРУ 110 кВ. Если производится комплексная реконструкция с изменением схемы ПС, то необходимо её полное отражение в проектном (после проведения реконструкции) варианте. Эта схема в дальнейшем пойдёт на согласование со всеми заинтересованными сторонами.

Правила оформления электрических принципиальных схем можно найти в распоряжении ФСК [12], СТО [13] и Требованиях [4]. Опишем их вкратце:

• изображение элементов на схеме должно соответствовать ГОСТ [14] и [15];
• заполняют схему сверху — вниз, от высшего класса напряжения — к низшему, стараясь расположить РУ друг относительно друга в соответствии с их фактическим расположением;
• расцветка элементов выполнятся в строгом соответствии с уровнем напряжения РУ;
• существующая часть отображаются тонкой сплошной линией, проектируемая — жирной;
• параметры оборудования и присоединений представляются в табличном виде, напротив соответствующей позиции;
• на шинах каждого РУ дополнительно указываются перспективные расчётные токи КЗ;
• в примечаниях указывается: на основании какой схемы она выполнена.

Задание на проектирование также может потребовать выполнение указанной схемы с применением современных программных комплексов. Данный вопрос заслуживает отдельной статьи.

Помимо главной, электротехнические решения могут содержать прочие электрические схемы: ЩСН, обогрева, освещения. К ним предъявляют менее строгие требования при оформлении.

10. План ПС

Расстановка оборудования на плане выполняется по осям. Расстояния между осями задаются в типовых проектах на основе допустимых изоляционных расстояний по гл.4.2 ПУЭ⎘ [10]. Существующая часть отображается тонкой сплошной линией, проектируемая — жирной. Сносками обозначают проектируемое оборудование с расшифровкой его в ведомости, располагаемой здесь же, либо на отдельном листе. Оборудование на плане чаще всего детально не прорисовывают.

Как и электрическая схема, план ПС может выполняться в виде фрагмента, если в результате реконструкции не затрагивается прочая его часть.

Проектируемую часть допускается наносить на геодезическую подоснову в соответствии с вышеуказанными правилами.

11. 3D модель ОРУ

Для правильного пространственного построения ОРУ иногда требуется трёхмерное изображение оборудования. В помощь могут прийти современные программные комплексы и наработки производителей.

12. План и разрез ячеек

Для правильного и всеобъемлющего отображения информации на данных листах лучше использовать повторно применяемые (типовые) чертежи.

Лист должен включать в себя:

• разрез ячейки;
• план ячейки;
• поясняющую схему;
• спецификацию оборудования и материалов.

На плане и разрезе ячейки важно показать не только проектируемое оборудование, но и привязку к существующему. Помимо основных размеров по осям оборудования на листе должны быть показаны изоляционные расстояния (по ПУЭ [10]) и высота мест подключения ошиновки. По возможности показывают монтажные стрелы провеса провода в пролётах. Обязательной является маркировка фаз, цветом и (или) буквенным обозначением «А-В-С». По осям на разрезе ячейки наносят обозначения оборудования, автомобильных проездов, порталов, кабельных лотков и прочего: обозначение оборудования должно совпадать с обозначением на поясняющей схеме. Спецификацию допускается размещать на отдельном листе с обязательной отсылкой на неё в примечаниях.

13. Схема установки оборудования

Изображение отдельной единицы проектируемого оборудования на чертеже позволяет понять:

• его размеры;
• способ крепления к фундаменту;
• составные его части;
• условия безопасного обслуживания;
• установочные и присоединительные размеры;
• места и способ заземления.

Установка оборудования должна быть показана в трёх аксонометрических проекциях или трёх проекциях с 3D видом, но может ограничиваться двумя или даже одним видом, если они (он) позволяют однозначно оценить все указанные выше особенности.

Для исключения загромождений на чертеже некоторые детали условно не показывают, о чём делается соответствующая ремарка в примечаниях.

ПРИЛОЖЕНИЯ:

14. Технические требования на оборудование

Таблицы технических требований заполняются на основе типовых и могут дополняться по указанию заказчика в виду индивидуальных особенностей объекта. Таблицы могут включаться в состав текстовой части, если имеют незначительный объём.

Типовые технические требования на любое электротехническое оборудование можно найти на странице НТД⎘.

15. Расчёты

В качестве обоснования принимаемых технических решений к проекту могут прилагаться расчёты:

• токов КЗ;
• выбора и проверки оборудования;
• загрузки ТСН;
• проверки низковольтных аппаратов защиты;
• падения напряжения в низковольтных цепях;
• проверки кабелей на термическую стойкость и невозгорание.

16. Прочие прилагаемые документы

К таким документам могут относиться письма о согласовании или отдельные указания заинтересованных сторон, оказавшие влияние на решения, принятые в данном томе ПД.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. В составе тома «Сети связи» выполнена электрическая схема питания оборудования. В ходе согласования проекта к многократно скорректированной схеме получены новые замечания. Большинство замечаний следующего характера:

• недопустимо объединять три фазы в одну линию;
• каждую фазу показать отдельным цветом L1 — коричневым, L2 — чёрным, L3 — серым, N — бирюзовым, PE — жёлто-зелёным по ГОСТ Р 50462-2009 (ГОСТ⎘ на электрооборудование и кабельную продукцию — прим.);
• вводные выключатели показать над отходящими, расположение в ряд — недопустимо;
• в наименовании напряжения придерживаться унифицированных решений: или 220VAC, или ~220В — вариант АС230В недопустим;
• вводные автоматические выключатели показать как xQS1, выводные — yQFz, где x, y, z — переменные величины (QS — разъединитель, согласно маркировкам действующего ГОСТ 2.710-81⎘ — прим. ).

Но всю красоту полученных замечаний может выразить только картинка

Отсюда следует, что, даже соблюдая все каноны НТД в своём проекте, Вы не застрахованы от неожиданностей на этапе согласования.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Трансформаторная подстанция (ПС) — это электроустановка, предназначенная для приёма, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Существует ворох документации, который следует изучить, прежде чем приступать к обслуживанию существующей, проектированию или строительству новой ПС. Мы пойдём другим путём. Мы расскажем об интересных (или не очень) моментах, на которые важно обратить внимание, а ты, дорогой читатель, погрузишься в интересующий тебя аспект самостоятельно.

По сложившейся традиции самое важное отразим в начале, в конце — можно вовсе не читать.

ПЕРЕЧИСЛИМ ОСОБЕННОСТИ:

1. Трансформаторы мощностью до 1000 кВА можно защищать предохранителями.

Защиту трансформаторов мощностью до 1000 кВА и напряжением 6-10 кВ вполне разумно выполнять предохранителями. Это позволяет значительно сэкономить на выключателе и релейной защите, практически не ухудшая надёжность сети. В подборе предохранителей вам могут помочь каталоги производителей: по ссылкам доступны таблицы от производителей Schneider Electric⎘ и ABB⎘, ниже — они же, в виде картинок.

2. При увеличении мощности ПС до 1000-6300 кВА необходима ДЗТ.

ПУЭ говорит, что дифференциальная защита трансформатора мощностью 6,3 МВА и более обязательна, но может быть установлена уже на 1 МВА. Для последнего требуются дополнительные условия или сильное желание заказчика.

3. Для масляных трансформаторов мощностью 2500 кВА и более требуется маслоприёмник.

Современные трансформаторы на стыке номиналов 1600-2500 кВА переходят рубеж в одну тонну залитого масла, а соответственно, требуют природоохранных мероприятий на случай аварии. Если масса масла в них не превышает 20 тонн, а это 40-63 МВА, то допускается не выполнять отвод масла и не ставить маслосборник. Техническое решение для данного случая можно увидеть на картинке. Подобным же образом устанавливаются трансформаторы в помещении номиналом свыше 1000 кВА (более 600 кг масла).

4. Классическое решение по установке трансформатора.

Самым распространённым решением при размещении силовых трансформаторов является устройство маслоприёмника под ним, прокладка маслопроводов и погружение в землю маслосборника. Это решение обязательно для 20-тонных устройств, но применимо и для гораздо меньших габаритов. Всё зависит от желания заказчика и возможности размещения на плане.

5. При переходе с 40 на 63 МВА значительно ужесточаются требования к их установке.

При расстояниях менее 15 м между трансформаторами мощностью от 63 МВА должны предусматриваться огнестойкие перегородки (п.4.2.212 ПУЭ⎘). ПС такой мощности также требуется оснащать автоматическими установками пожаротушения (Приложение 4 Постановления Правительства № 1464 от 01.09.2021⎘) и пожарным водопроводом (см. СТО 34.01-27.3-002-2014⎘). На стороне 6-10 кВ уже не обойтись без токоограничивающих реакторов, так как расчётные токи КЗ переваливают отметку в 20 кА.

6. Самые распространённые высоковольтные выключатели — вакуумные и элегазовые.

Вакуумные выключатели более распространены на напряжении 6-35 кВ, элегазовые — 110 и выше. Вакуумные выключатели неидеальны при коммутациях, элегазовые — имеют огромные вопросы по экологии. Но на текущий момент такой расклад сил наблюдается в энергетике большинства стран мира... и он, несомненно, будет меняться в дальнейшем.

7. Необходимость в вольтодобавочных трансформаторах.

Самыми распространёнными местами, где может возникнуть потребность в ВДТ (он же — ЛРТ или ПАРН), являются сторона НН автотрансформатора и протяжённые линии среднего напряжения. Есть две разновидности данного оборудования: в трёхфазном и однофазном исполнении, которые применимы и для ПС, и для линий; но бюрократические процедуры не позволяют пока использовать однофазные — за АТ, а трёхфазный — оказывается экономически невыгодным в линиях.

8. Виды оперативного тока на ПС.

Существует три основных вида оперативного тока: переменный, постоянный и выпрямленный. Первый вид оправдан в случаях минимизации затрат на внедрение и обслуживание, второй — наиболее распространён на ПС, особенно в эпоху «прорыва» в аккумуляторостроении, третий — практически изжил себя и остаётся памятником прошлого в удалённых уголках страны.

9. Режимы нейтрали сети.

Самыми распространёнными в настоящий момент режимами нейтрали в отечественных сетях 0,4 и 110-750 кВ является глухозаземлённая нейтраль, в сетях 6-35 кВ — изолированная. Реже встречаются режим эффективного заземления сети 110 кВ, компенсированной и заземлённой через резистор нейтрали СН и изолированный режим НН.

И да, не устанем повторять, что изолированную нейтраль необходимо «изолировать» из нашей сети, как это сделали большинство стран, так как логика при её внедрении, конечно, была, но давно пропала.

10. Необходимость в компенсации ёмкостных токов.

Всем известно, что в сети СН могут возникать паразитные ёмкостные токи. Но везде ли они возникают и всегда ли необходимо их компенсировать индуктивным дугогасящим реактором? Расчёты показывают, что в случае разветвлённой кабельной сети необходимо устанавливать ДГР в её «голове», и, порой, устанавливать достаточно мощный ДГР. Если же все отходящие линии — воздушные, то с 99-процентной долей вероятности можно сказать, что ДГР там не нужны.

11. Силовые трансформаторы со схемой соединения Y/Yн-0 устанавливать не рекомендуется.

На то, что современные нормы не рекомендуют устанавливать данный тип трансформаторов, мы уже обращали внимание⎘. Но если такой трансформатор уже установлен или всё же планируется к установке, необходимо серьёзно подойти к вопросу его защиты от однофазного КЗ на стороне НН, правильно подобрав вводной автомат и (или) грамотно разместив трансформатор тока в нулевом проводе (п.7.14 СТО 56947007-29.240.40.263-2018⎘).

12. За трансформатором 400 кВА и более необходима трёхуровневая система защиты.

Трёхуровневая система защиты на стороне НН может быть организована следующим образом: между вводными (секционным) и отходящими аппаратами защиты устанавливаются групповые автоматические выключатели. Эти выключатели, согласно расчётам, позволяют значительно снизить сечение кабелей к маломощным потребителям, соблюдая требования к их термической стойкости и невозгоранию в условиях растущих токов КЗ на шинах 0,4 кВ.

13. Не следует забывать о дополнительной огнезащите кабелей и требованиях к невозгоранию.

Проверка кабелей на невозгорание достаточно подробно описана в Циркуляре №Ц-02-98 (Э)⎘, а его исполнение закреплено локальными нормативными документами электросетевых компаний. Требование о дополнительном покрытии современных кабелей, в т.ч. негорючих, огнезащитным составом кажется нелогичным, но оно также присутствует в СТО Россетей.

14. Стойки УСО запрещены к новому применению на ПС Россетей.

Один из пунктов Технической политики Россетей⎘ гласит, что при реконструкции, расширении и новом строительстве не рекомендуется применять под оборудование ПС железобетонные стойки типа УСО, другой — требует применять только облегчённые предварительно-напряжённые железобетонные стойки, а в сумме они перечёркивают большинство решений, что рождались в умах советских строителей, и предписывают использовать более надёжные, но и более дорогие, современные строительные конструкции. Например, стойки типа СОН.

15. Разделять электроприёмники по степени надёжности очень важно.

Выделяют три основные категории электроприёмников по надёжности. Все три — могут присутствовать в собственных нуждах ПС. Первая категория должна получать питание от двух независимых источников с АВР, вторая — характеризуется ручным переключением на резерв, третья — может питаться от одного источника. Только распределив электроприёмники по категориям, можно понять, какое количество кабелей питания необходимо тому или иному оборудованию, оценить способ прокладки кабелей по ОРУ и выполнить схему переключения на резервный источник. Пример правильного и неправильного решения можно найти ниже, в Случае из практики.

Есть несколько нормативов, где все возможные электроприёмники ПС уже сформированы по группам. Ищи в НТД⎘.

16. Для наружного освещения небольшой ПС достаточно одной мачты.

На небольших ПС, до 35 кВ включительно, может быть установлена одна мачта с тремя прожекторами, чего вполне достаточно для освещения рабочих поверхностей оборудования и проходов (проездов) на её территории. Но внутренние документы эксплуатирующей организации могут потребовать в дополнение к рабочему наружному освещению ПС организовать ещё охранное освещение по её периметру.

17. Заземление ПС выполняется в виде правильной сетки.

На ОРУ ПС сетку заземления стараются выполнять в виде ровных ячеек с продольными и поперечными составляющими в непосредственной близости от оборудования. Прокладываются горизонтальные заземлители на глубине 0,7-1,0 метра, вертикальные — погружаются на глубину 4-6 метров от уровня планировки. Площадь ячеек сетки заземления увеличивается от центра к внешним границам ПС. Вокруг зданий создаётся замкнутый контур, с отступом 1 метр от фундамента, внутри — формируется шина уравнивания потенциалов, прокладываемая по внешней стене. Все указанные элементы соединяются между собой и, в современных условиях, рекомендуется выполнять из оцинкованного металла, что позволяет в разы продлить срок их службы.

18. Современные решения по электромагнитной совместимости.

Помимо достаточно распространённых решений, применяемых на ОРУ 330 кВ и выше, где для снижения напряжённости электрического поля давно используются экраны между высоковольтными выключателями, над кабельными лотками и шкафами, сегодня, для обеспечения защиты МП аппаратуры от электромагнитных полей, всё чаще прокладываются шины уравнивания потенциалов в кабельных лотках и организуются локальные заземляющие устройства у рабочих мест оборудования.

19. Автоматизация ПС.

Одной из главных задач автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) является переход к эксплуатации ПС без постоянного обслуживающего персонала. Выделяют несколько степеней автоматизации современных ПС: от дистанционного управления отдельными коммутационными аппаратами с щита управления ПС до выполнения комплексных переключений на ОРУ с удалённого диспетчерского пункта. Внедрение того или иного уровня автоматизации зависит от объёма реконструкции (расширения) объекта и возможностей заказчика.

20. Выбор оборудования и ошиновки определяется мощностью трансформатора и пропускной способностью линии.

Постановление Правительства РФ № 937 от 13.08.2018⎘ чётко даёт понять, что оборудование в линейной ячейке зависит от номинальных параметров присоединённой линии, а не наоборот. Так же и оборудование в цепи трансформатора напрямую зависит от мощности трансформатора, а не нагрузки... но и здесь есть свои нюансы⎘.

21. При установке любого оборудования на ПС должна быть обеспечена безопасность человека.

Если невозможно обеспечить безопасные расстояния для обслуживания электрооборудования ПС, должны быть применены ограждающие конструкции. Токоограничивающие реакторы, установленные в реакторной, трансформаторы напряжения или собственных нужд, установленные на ОРУ, либо неправильно выполненные площадки обслуживания высоковольтных выключателей могут требовать дополнительных ограждений с размещением запрещающих табличек на них.

22. Какую изоляцию применить на ПС: фарфоровую или полимерную?

Фарфоровая изоляция имеет давнюю историю, полимерная — пришла к нам относительно недавно. Каждая из них имеет свои достоинства и недостатки: фарфор менее устойчив к динамическим нагрузкам — полимер склонен к необратимым загрязнениям, фарфор неприхотлив при эксплуатации — полимер прост в изготовлении. И первая, и вторая имеют право на применение в современных подстанциях: выбор напрямую зависит от пожеланий заказчика.

23. Молниезащита ПС.

Отечественные стандарты классифицируют четыре уровня защиты от прямых ударов молнии. Зданий и сооружений, относящихся к I категории молниезащиты (надёжность прорыва молнии 0,98 и более), на площадках подстанций нет. Ко II категории относятся помещения аккумуляторных и оборудования РЗА на базе МП устройств. Прочие объекты относятся к третьей категории. Защита выполняется с помощью молниеотводов на прожекторных мачтах и ячейковых порталах, реже — отдельно стоящих молниеотводов. А количество защитных единиц определяется расчётами.

24. Ставить ли ТТНП в цепях ВЛ?

Трансформаторы тока нулевой последовательности (ТТНП) в сети с изолированной нейтралью необходимы для определения места однофазного повреждения. Долгое время ТТНП устанавливались только на кабельных присоединениях, ВЛ — игнорировались. Данную особенность мы связываем с тем, что не было технического решения этой проблемы для линейной ячейки ВЛ, а отыскание места повреждения ограничивалось отключением «здоровых» присоединений. Сегодня для установки ТТНП не делают исключений.

25. Правильная маркировка обмоток измерительных трансформаторов.

Если коэффициент трансформации ТТ может корректироваться путём изменения числа витков первичных обмоток, то при маркировке ТТ ставят «тире», например, 300-600-1200/5 А. Через дробь обозначаются ТТ, у которых коэффициент трансформации может меняться с помощью вторичных обмоток: 300/600/1200/5 А.

С ТН всё сложнее. Не ошибиться при написании напряжения вторичной обмотки (однофазного или трёхфазного ТН, ТН в сети с изолированной или заземлённой нейтралью) поможет основной стандарт на ТН (см. НТД⎘) или вырезка из него (ниже).

26. Определение необходимого запаса материалов.

Какой допустим запас на материалы при строительстве и монтаже? Сколько нужно заложить излишков, чтоб это устроило и исполнителя, и проверяющего, и заказчика? Ответ на этот вопрос кроется... в сметных сборниках.

При подсчёте длины кабеля рекомендуется округлять замеренные значения на плане в большую сторону до 8 %, для учёта неподдающегося точным замерам увеличения длины из-за прокладки «змейкой», слабины на поворотах, подъёмах, спусках и прочего. Кроме того, к подсчитанным таким путём суммарным длинам следует добавлять 2 % согласно нормам отхода кабелей (за исключением кабелей связи).

Из объёма бетона, куда погружается жёсткая арматура, следует вычитать последнюю. Объём жёсткой арматуры, в свою очередь, вычисляется делением массы металла на плотность.

Расход песка на уплотнение принимается равным 10 %, щебня — 15 %.

27. И напоследок, лингвистические особенности в энергетике.

Названия станций, подстанций и линий электропередачи по правилам пишутся без кавычек, с пробелами, по типу ПС 220 кВ Южная. Диспетчерские наименования оборудования должны присваиваться таким же образом, например 1 СШ 500 кВ. Эти требования обозначил Системный оператор ЕЭС ещё в 2014 году в ГОСТ Р 56302-2014⎘.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. На ПС 500 кВ № 1 выполнена схема подключения оборудования ОРУ 500 кВ к собственным нуждам ПС по первой категории надёжности: все силовые шкафы запитаны по кольцевой схеме, переключение питания производится автоматически и может быть организовано с обеих сторон.

Приводы оборудования ОРУ 110 кВ ПС № 2 также запитаны по кольцевой схеме. Но здесь уже вторая категория надёжности, и автоматического переключения питания не произойдёт: на вводе используются ручные рубильники.

Обе ПС служат примером правильного исполнения НТД.

На ПС 110 кВ № 3, как и положено, выполнена кольцевая схема питания и кабели проложены по разным трассам. Но количество питающих кабелей «говорит» о возможности мгновенного переключения при повреждении, а технически, на рубильниках, этого реализовать невозможно. Налицо избыточное количество кабелей.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ