Как выбрать автоматический выключатель и проверить правильность его установки мы рассмотрели в предыдущей статье⎘. Далее попытаемся свести воедино всё разнообразие представленной номенклатуры на рынке, систематизировать её, тем самым показав отличия того или иного варианта.

Представляем вашему вниманию модульный автоматический выключатель (АВ).

Модульный АВ – это наипростейший неразборный нерегулируемый АВ, предназначенный чаще всего для бытового использовании, устанавливаемый на DIN-рейку в щитках или шкафах. Этот прибор может дополнительно комплектоваться устройствами, способными улучшить его функциональность (дополнительные блок-контакты, реле напряжения, независимый расцепитель и пр.), но только за счёт увеличения своих габаритов, занимая дополнительные места в шкафу.

Пойдём от простого к сложному: от модульных АВ к блочным АВ с электронным расцепителем, потому что именно так, по нашему мнению, должен поступать потребитель, выбирая себе нужный продукт. Если при сравнении и проверке какая-то из особенностей или функций аппарата не удовлетворяет запросы потребителя, необходимо переходить к следующему аппарату, стоящему на ступень выше. Только так можно подобрать необходимое, значительно сэкономив бюджет. Вопрос надёжности того или иного АВ в настоящих статьях не рассматривается, так как это очень субъективный фактор, на оценку которого требуется длительное время. Про возможный контрафакт продукции есть много информации в интернете – также не касаемся этого вопроса в наших статьях.

Итак, всю информацию сведём в таблицы. Набор функций и характеристик, указанный в таблицах, представлен в каталогах производителей. Он наиболее полно отражает оценочную картину, а также достаточен для правильного заказа автоматов у поставщиков. В скобках указаны возможные варианты для заказа. Например, если исключить параметры, заключённые в скобки, получим автомат, отвечающий минимальным требованиям. Стоимость указана в рублях, в ценах 2019 года с сайтов крупных поставщиков. Взаимозаменяемые аппараты (с идентичными или схожими характеристиками) выделены одинаковым цветом – для наглядности.

ПОЛНАЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ДЛЯ СКАЧИВАНИЯ

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

Зачастую потребитель, не зная многообразие выбора низковольтной отечественной и зарубежной аппаратуры, выбирает наиболее распространённый, разрекламированный продукт с доступной информацией. Другие же производители, не имеющие ярких буклетов, но обладающие тем же набором функций и не уступающие им по качеству, остаются в стороне.

Одним из таких продуктов является автоматический выключатель (АВ). Как выбрать АВ, каковы их главные особенности, где находят им применение и насколько велик их выбор – эти и другие вопросы попытаемся решить в ближайшей серии статей.

Автоматический выключатель – это контактный коммутационный аппарат, способный включать, проводить и отключать токи при нормальных условиях в цепи, а также включать, проводить в течение заданного времени и отключать токи при оговоренных аномальных условиях в цепи, например короткого замыкания (КЗ).

Существует несколько разновидностей АВ. Если идти от простого к сложному, то выделяют: модульные АВ, АВ в литом корпусе, воздушные АВ. Последние два типа можно объединить в одну группу, АВ блочного типа, так как они оба могут комплектоваться дополнительными блоками и имеют схожий функционал, но об этом подробнее в других статьях. Здесь же мы постараемся осветить главные критерии выбора АВ любого из представленных типов со ссылками на нормативно-технические документы.

ПОРЯДОК ВЫБОРА И ПРОВЕРКИ АВТОМАТА:

1) Определение нагрузки потребителей.

Определение суммарной нагрузки потребителей (S_потр, Вт), питаемых через АВ.

2) Определение расчётного тока.

Определение расчётного тока с учётом поправочных коэффициентов (одновременности Ко, использования Ки и спроса Кс)

Как определить значения этих коэффициентов, подробно описано, в частности, в СП-31-110 «Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий»⎘, техническом циркуляре ВНИГМ Тяжпромэлектропроект №359-92 «Указания по расчёту электрических нагрузок»⎘ и «Руководстве по устройству электроустановок. Шнейдер Электрик. 2019»⎘. Максимальное значение этих коэффициентов равно единице.

3) Отстройка тепловой защиты.

Отстройка тепловой защиты (номинала АВ I_ном.АВ, А) от расчетного тока I_расч – путем увеличения полученного значения на 10-30%.
Конечный «процент» зависит от характера нагрузки и обозначается коэффициентом надёжности К_н. Его значение можно определить по табл. 8.6 Кабышев, Обухов «Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок. 2006»⎘.
Например, для ламп накаливания можно принять К_н = 1, для группы потребителей – 1,1, а для светильников с лампами ДЛР – 1,3

4) Координация АВ с отходящим кабелем.

Координация АВ с отходящим (защищаемым) кабелем (шинами)

где I_доп – длительно допустимый ток кабеля (шин).

5) Проверка на отключающую способность.

Согласно требованиям норм аппарат защиты должен выдержать отключение сквозного тока короткого замыкания, пройденного через него, и остаться в работоспособном состоянии.

Проверка осуществляется по максимальному току КЗ за аппаратом. У большинства АВ отключающая способность маркируется значением в Амперах или буквой на фасадной стороне устройства.

Если в характеристиках защитного устройства указывается два параметра (номинальная рабочая I_cs и номинальная предельная I_cu отключающие способности), то выбирать защитное устройство необходимо по минимальному значению (рабочей отключающей способности I_cs). Допускается выбор по предельной отключающей способности, если аппарат не является вводным (ГОСТ Р 50571.5.53-2013 п.533.3⎘)

6) Проверка на чувствительность.

При проверке рассматривается минимальный ток КЗ (чаще всего однофазный) в конце защищаемого участка. Минимальное значение коэффициента чувствительности К_ч регламентировано Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей, Приложение 3 п.28.4⎘ и не должно быть меньше 1,1

где I_то – ток срабатывания токовой отсечки (ТО) АВ. У модульных АВ, с наиболее распространённой характеристикой «С», I_то лежит в диапазоне 5..10∙I_ном.АВ, у блочных – может регулироваться.

Но согласно п.7.2.1.2.4⎘ и п.8.3.3.1.2 ГОСТ Р 50030.2-2010⎘, задающего требования к АВ, расцепитель токов КЗ должен вызывать размыкание выключателя с максимальной погрешностью 20% и срабатывание расцепителей токов КЗ проверяется при 120 % уставки. То есть при К_ч < 1,2 срабатывание автоматов не гарантируется. В соответствии с этим разные источники рекомендуют принимать значение К_ч от 1,4 до 1,5 или даже до 1,7. Мы же рекомендуем принимать коэффициент чувствительности, равный или больший 1,4, для автоматов с номинальным током до 100 А и 1,25 – для прочих АВ (как в типовом проекте 12640тм т.1 1985г.⎘)

7) Проверка на селективность.

Селективность – это координация рабочих характеристик двух или нескольких устройств для защиты от сверхтоков с таким расчетом, чтобы в случае возникновения сверхтоков в пределах указанного диапазона срабатывало только устройство, предназначенное для оперирования в данном диапазоне, а прочие не срабатывали.

Для соблюдения селективности с токовыми отсечками выше- и нижестоящих аппаратов защиты вводят коэффициент согласования К_согл, равный 1,3..1,5

либо выбирают автоматы одного производителя на основе заводских таблиц координации устройств. Такие таблицы рекомендуют последовательно устанавливать аппараты, отличающиеся не менее чем на две ступени по шкале номинальных токов (например, 40 и 25 А, а не 32 и 25 А).

Для согласования по времени можно «замедлить» срабатывание ТО вышестоящего аппарата на ступень селективности ∆t. Чаще всего такая поправка вводится в секционных (СВ) и вводных (ВВ) выключателях, её значение принимается равным 0,1..0,2 с

Итоговое значение времени срабатывания АВ не должно превышать предела в 0,5 с, налагаемого требованиями ПУЭ⎘ и ГОСТ Р 50571.3⎘ к распределительной линии. Хотя этими же НТД допускается увеличение времени отключения до 5 с в цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки.

Введение данного коэффициента К_согл и ступени ∆t конечно способствует селективному срабатыванию аппаратов при КЗ, но достоверную картину правильного выбора автоматов может показать только карта селективности. Поэтому Заказчики часто требуют её отражения в проекте.

Очень подробно про селективность написано в методичке АББ «Селективность АВ АББ в сетях низкого напряжения» 2007 года⎘, где авторы выделяют также токовую, временную, энергетическую и зонную селективности.

Соблюдая все указанные выше пункты при выборе и проверке АВ, нужно помнить также незначительную их особенность. А именно то, что минимальный ток срабатывания АВ при перегрузке равен 1,15..1,35-кратному номинальному току, то есть при переходе номинального порога автомата током нагрузки ещё не гарантируется его срабатывание.

В этой статье мы не коснулись вопроса количества полюсов АВ (нужно ли устанавливать двух- и четырёхполюсные АВ в однофазной и трёхфазной сети соответственно), не рассмотрели так называемые быстродействующие (токоограничивающие) выключатели, дифавтоматы и многое другое. Планируем коснуться этого позже. Разнообразие автоматов представлено в следующих статьях серии.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Поставщики высоковольтного электрооборудования, особенно иностранного, зачастую грешат установкой автоматических выключателей с заниженными параметрами. Это (возможно) удешевляет оборудование, не влияя на его работоспособность, но противоречит стандартам.

Один такой случай произошёл при монтаже высоковольтного разъединителя 110 кВ. В цепи питания привода разъединителя с рабочим током 2 А установлен АВ номиналом в 1 А. Время срабатывания автомата при двукратном превышении номинала, согласно время-токовой характеристике, от 20 до 100 с, время работы привода – не более 10 с. То есть двигатель привода хоть и работает в зоне перегрузки автомата, но за время его работы тепловая защита не успевает отработать.

Согласно ГОСТ Р 50571.4.43-2012 такой режим недопустим. Пункт 433.1 гласит: номинальный ток защитного устройства должен быть больше расчётного тока цепи и меньше длительно допустимого тока кабеля

Кстати, указанный ГОСТ 2012 года – это перевод европейского же стандарта МЭК 2008 года.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

В советские времена было нормой строить громоздкие сооружения на обширной территории. Это касалось и электрических подстанций. Отдавая дань прошлому, можно с уверенностью сказать, что строилось это надёжно, как говориться, на века. Но в современных условиях при строительстве и реконструкции подстанций нельзя не учитывать факторы, которые порой становятся важнее фактора надёжности. Такими аспектами могут быть и экономическая составляющая, и срок реализации, и недолговременное использование. Экономическая составляющая, в свою очередь, может идти флагманом, так как стоимость возведения, аренда излишней земли, убытки от простоя оборудования выходят на первый план при анализе затрат.

Какие они – подстанции сегодняшнего дня и ближайшего будущего, что можно улучшить с их помощью и какие задачи побуждают их создание? Ответы на эти вопросы – в продолжение темы блочных подстанций (начало см. в статье Блочно-модульные подстанции⎘).

Трансформаторная подстанция – это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Современные подстанции можно разделить на три типа: открытые блочные, закрытые блочно-модульные и мобильные. Всех их объёдиняет компактность и сжатые сроки строительства, что зачастую позволяет сэкономить на капитальных затратах без снижения качества продукции. Они могут создаваться как независимо друг от друга, так и в различных взаимных сочетаниях. Большинство технологических процессов при создании этих подстанций происходит на заводе-изготовителе, а на площадке строительства фактически происходит их досборка.

Итак, третий и наименее распространённый тип современных (быстровозводимых) подстанций: мобильные подстанции.

Мобильная подстанция – это трансформаторная подстанция, установленная на шасси.
Номиналы используемых мобильных подстанций: ПС 110/6(10), 35/6(10), 110/35, 10/6 кВ.

Мобильная подстанция (МПС) может применяться при ремонте и реконструкции стационарных подстанций – взамен выведенной части подстанции, временно – при увеличении нагрузок, а также при новом строительстве – с учётом соответствующего экономического обоснования.

Экономически применение МПС оправдывается минимальной занимаемой площадью. Для сравнения: мобильная подстанция 35/10 кВ устанавливается на площадке 20х7 метров, такая же стационарная – от 36х25 метров. Также для неё не нужно проводить экспертизу проекта – она поставляется как готовое изделие, а нужно лишь получить акт от Ростехнадзора. Преимуществом служит и небольшое время так называемого «разворота» (времени, затраченного от момента приезда подстанции на площадку до готовности к её включению): от паспортных двух дней до реальных двух-трёх недель.

Ниже рассмотрим некоторые уникальные особенности мобильной подстанции.
Возможна параллельная работа нескольких подстанций для получения необходимой мощности и степени надёжности.

Мобильную подстанцию необходимо устанавливать на подготовленную площадку, организовывать контур заземления по периметру, ограждать, предусматривать молниезащиту.

Подстанции с высшим напряжением 110 кВ располагаются на двух шасси, 35 и 10/6 кВ – на одном. В первом варианте КРУЭ-110 и силовой трансформатор занимают первый трал, ЗРУ-6(10) с ОПУ – второй. Во втором варианте ОРУ-35 может размещаться на седле трала, а трансформатор и ЗРУ-6(10) – на платформе.

В ЗРУ 6 (10) кВ располагаются:
- ячейки КРУ (КСО) 6 (10) кВ одностороннего обслуживания;
- шкафы релейной защиты и автоматики;
- шкафы системы постоянного оперативного тока с аккумуляторной батареей;
- трансформатор собственных нужд (ТСН) (в ячейке КРУ или КСО, либо выносится за пределы ЗРУ в специальном защитном кожухе);
- шкаф собственных нужд;
- шкаф системы телемеханики.

Используемые силовые трансформаторы: специального типа, уменьшенных габаритов.

Мощность подстанций 110 кВ: от 16 до 25 МВА включительно; 35 кВ: 4 –10 МВА.

Высоковольтные соединения выполняются кабелем, комплектными токопроводами (КРУЭ 110 кВ), а также неизолированными проводами или шинами. Неизолированные провода и шины применяются для оборудования до 35 кВ включительно и требуют установки дополнительных ограждений для соблюдения электробезопасности.

РУ низшего напряжения может быть универсальным, применимым как на напряжение 6, так и 10 кВ. В этом случае оборудование выбирается на номинал 10 кВ, в силовом трансформаторе предусматривается специальный привод для перевода с 6 на 10 кВ, а в ТСНе производится перевод схемы соединения обмотки ВН с треугольника на звезду.

Мощности ТСН, как правило, достаточно 40 кВА, что обеспечивает компактное его размещение.

Отходящие линии могут быть как кабельными, так и воздушными.
Для подключения питания ПС может понадобиться дополнительная установка стационарного линейного разъединителя 110 кВ либо монтаж линейного портала 35 кВ.

При размещении подстанции необходимо задуматься об организации связи: зоне покрытия сотовой сети или возможности подключения по другим каналам.

Как указывалось выше, МПС создаются в том числе для трансформации напряжения 110/35 кВ, что применимо в случае резервирования трансформаторов такого же класса напряжений. Устанавливаться они могут за пределами подстанций, на подходе к ним, в разрез существующих воздушных линий.

ЗРУ 35 кВ стандартного транспортного габарита не позволяет обеспечить необходимый коридор обслуживания из-за больших размеров ячеек, поэтому используется вариант увеличения внутреннего пространства с помощью лёгких конструкций по месту.

Компоновка оборудования должна учитывать нагрузочную способность трала, допустимую нагрузку на ось и транспортный габарит для передвижения по дорогам общего пользования. Для этого применяются низкорамные тралы грузоподъёмностью до 60 тонн.

Недостатками мобильных подстанций являются: ограниченное кол-во присоединений (от 3-х до 5-ти), ещё достаточно малый опыт эксплуатации, отсутствие отечественных производителей оборудования (в частности, силовых трансформаторов), сложность проезда в труднодоступные места.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Приезжаем к месту установки МПС. Она в работе: подключена к ВЛ 110 кВ, установлен линейный разъединитель для создания видимого разрыва, выполнено заземление и ограждение, трансформатор гудит. Всё выполнено качественно, с применением зарубежного оборудования. Смущает одно – исполнение маслоприёмника под трансформатором. На фото можно увидеть его качество. Выполнен он из листовой стали, сваренной между собой, образуя замкнутый борт под тралом поверх железобетонной площадки. Окрашен частично и имеет неэстетичный вид. Но не это главное!

Во-первых, герметичность такого сооружения в случае разлива трансформаторного масла не выдерживает никакой критики. Во-вторых, маслоприёмники под трансформаторы с объёмом масла до 20 т (в нашем случае – 12 т) допускается выполнять без отвода масла в соответствии с п.4.2.69 ПУЭ⎘, но для этого должны быть созданы определённые условия, чего выполнено не было. В-третьих, возникает вопрос: настолько ли важным является требование инспектирующих данный объект органов к установке оборудования для создания видимого разрыва со стороны питания (в соответствии с п.4.2.21 ПУЭ⎘ это является необязательным), в то время как не приняты меры по предотвращению развития аварии и охраны окружающей среды?

Ниже на фото представлены варианты решения данной проблемы.

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ

В условиях постоянного развития, стремительного изменения внешних условий человеку приходится приспосабливаться, совершенствоваться и подбирать новые ключи к дверям, открывающим путь в будущее. В данной статье хотелось бы поговорить об одном из таких ключей в энергетике: современных блочно-модульных подстанциях. Какие они – подстанции сегодняшнего дня и ближайшего будущего, что можно улучшить с их помощью и какие задачи побуждают их создание? Эти и другие вопросы осветим ниже.

Трансформаторная подстанция – это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Так выглядит большинство подстанций 35 кВ и выше, построенных ещё в советское время.

Современные (быстровозводимые) подстанции с высшим напряжением 35-110 кВ можно разделить на три типа: открытые блочные, закрытые блочно-модульные и мобильные. Всех их объединяет компактность и сжатые сроки строительства, что зачастую позволяет сэкономить на капитальных затратах без снижения качества продукции. Они могут создаваться как независимо друг от друга, так и в различных взаимных сочетаниях. Большинство технологических процессов при создании этих подстанций происходит на заводе-изготовителе, а на площадке строительства фактически происходит их досборка.

В этой статье рассмотрим первые два типа.

Итак, ОТКРЫТЫЕ БЛОЧНЫЕ ПОДСТАНЦИИ.

В состав этих подстанций входят трансформаторы и блочные распределительные устройства открытого типа.

Открытое блочное распределительное устройство (блочное ОРУ) – это электротехническое устройство, расположенное на открытом воздухе, служащее для приема и распределения электроэнергии трехфазного переменного тока, содержащее коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины и поставляемое в собранном или подготовленном для сборки виде.

Номинальные напряжения представленных распределительных устройств (РУ): 35 – 110 кВ.

Блоки ОРУ могут комплектоваться типовым оборудованием (выключатели, трансформаторы тока и напряжения) и реклоузерами (с использованием датчиков тока и напряжения).

Ошиновка между блоками чаще всего жёсткая, из алюминиевого сплава. Она позволяет уменьшить габариты, соблюдая изоляционные расстояния (по ПУЭ⎘). Для жёсткой ошиновки нет необходимости в проверке на допустимое сближение во время короткого замыкания и расчета стрелы провеса. Но, как и для гибких проводов, необходима проверка на электродинамическую и термическую стойкость. Электродинамический расчет необходим для определения максимального механического воздействия на опорную изоляцию при ударном токе КЗ, термический – для определения нагрева проводника при КЗ и сравнения с предельно допустимым значением. Подробные расчеты приведены в ГОСТ Р 52736⎘.

Ошиновка должна обладать высокой прочностью, стойкостью к коррозии и хорошей свариваемостью. Для исключения деформаций опорных изоляторов и вводов оборудования ошиновка комплектуется температурными компенсаторами. Присоединение линий и трансформаторов гибкое (проводом типа АС, АСО в изоляции или без неё, СИП) – для сохранения целостности при вибрациях.

На ОРУ блочного исполнения, в отличие от ОРУ классического типа, помимо нескольких индивидуальных площадок обслуживания (у каждого шкафа управления и коммутации оборудования) может применяться единая площадка, связывающая все блоки и обеспечивающая проход вдоль всего оборудования без спуска на землю. Возможен также вариант без площадок обслуживания, что позволяет снизить затраты на строительство, но в таком случае возникает вопрос безопасности при обслуживании подстанции в зимний период при условии высокого снегового покрова.

Компоновка блочных ОРУ зачастую требует установки дополнительных внутренних ограждений. Они нужны для электробезопасности персонала в местах наземной установки трансформаторов напряжения, а также над шкафами и под шинами, где в целях уменьшения габаритов не соблюдаются изоляционные расстояния.

Вариантов электроснабжения собственных нужд тоже может быть несколько. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) могут подключаться к шинам РУ низшего напряжения через выключатель, располагаться между силовым трансформатором и РУ низшего напряжения или стоять на вводе подстанции с защитой предохранителями. Первый способ наиболее характерен сетевым компаниям, так как наличие постоянного оперативного тока и присутствие обслуживающего персонала не вызовет сложности в случае аварии возобновить электроснабжение подстанции, а выключатель обеспечит надёжную релейную защиту ТСН. В нефтегазовой сфере при наличии удалённых необслуживаемых подстанций более остро встаёт вопрос дистанционного (через систему АСУ ТП) восстановления напряжения в послеаварийном режиме. Поэтому преобладают второй и третий способ подключения ТСН, так называемый ТСН до ввода.

Низковольтные кабельные сооружения на подстанции возможны в следующих вариантах:

1) наземные:
- железобетонные лотки поверх железобетонных брусков;

2) надземные:
- металлические лотки по сваям или металлическим стойкам;
- металлические кабельные эстакады.

Данные решения напрямую зависят от свойств грунта и климатических характеристик района. В любом случае от заглубленных кабельных лотков стараются отходить.

Компоновка подстанции должна обеспечивать подъезд машин и механизмов к оборудованию во время ремонта. Для этого при количестве ячеек больше двух предусматриваются сквозные проезды.

Одним из проблемных мест при проектировании и заказе подстанций является выбор изоляции между полимерной и фарфоровой. Опыт эксплуатации объектов сетевых компаний склоняет к возвращению фарфоровой изоляции, тенденция же заводов – наращивание производства оборудования с полимерной изоляцией. У каждого вида есть свои достоинства и недостатки. Чаша весов на сегодняшний день не может склониться в сторону однозначного выбора среди представленных вариантов.

Предпочтительным вариантом заземления подстанции является организация замкнутого контура из горизонтальных и вертикальных заземлителей, выполненных из оцинкованной стали.

Второй тип современных подстанций: ЗАКРЫТЫЕ БЛОЧНО-МОДУЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ.

В состав этих подстанций входят блочно-модульные распределительные устройства закрытого типа.

Блочно-модульное здание закрытого распределительного устройства (БМЗ ЗРУ) представляет собой здание из набора нескольких блоков транспортных габаритов со всем установленным и подключенным в заводских условиях основным и вспомогательным энергетическим оборудованием (приборами освещения, охранной и пожарной сигнализации, обогрева, вентиляции, кабельной продукцией и т.д.), за исключением отдельного оборудования, которое предназначено для установки в местах стыковки блоков или не допускает транспортировку в составе блоков по условиям транспортных вибраций, что обеспечивает минимальный объем работ по досборке.

В БМЗ может располагаться оборудование напряжением 0,4 – 35 кВ. Для РУ более высоких классов напряжения, в том числе элегазовых 110, 220 кВ и др., используются более габаритные, быстровозводимые каркасные здания. В этой статье их касаться не будем.

Использование закрытых РУ позволяет оградить оборудование от воздействия внешних факторов (низкой температуры, загрязнения и пр.). При этом можно применить изоляцию с меньшей длиной пути утечки – например, оборудование ЗРУ с изоляцией 2 см/кВ, что соответствует II степени загрязнения. На ОРУ же наиболее применимы значения 2,25 см/кВ для II степени загрязнения и даже 3,1 см/кВ – IV степени загрязнения.

Блочно-модульные здания позволяют разместить РУ внутреннего исполнения с выкатными (КРУ) или стационарными (КСО) элементами. КРУ, в свою очередь, может быть одностороннего или двустороннего обслуживания.

Согласно требованию п.4.2.83 ПУЭ⎘ «закрытые РУ разных классов напряжений, как правило, следует размещать в отдельных помещениях». Для этого монтаж здания производится двухрядным набором модулей с продольным и поперечным соединениями. Но ПУЭ⎘ также допускает установку всего оборудования РУ в одном помещении, если эксплуатироваться оно будет одной организацией. В данном случае «собрать» здание можно одним рядом из модулей только с поперечными связями, а низковольтное оборудование расположить в шкафах вдоль стен, напротив высоковольтного оборудования. Последний вариант является более распространённым, необходимо лишь учитывать все требования ПУЭ⎘ к коридору обслуживания оборудования.

При необходимости в ЗРУ можно выделить следующие помещения:
- высоковольтный отсек;
- отсек низковольтного оборудования;
- отсек ТСН.

ТСН в ЗРУ устанавливается герметичного исполнения, подключается кабелями, отсек оборудуется пандусом без отвода масла в маслосборник согласно требованиям п.4.2.102 ПУЭ⎘.

Помещение аккумуляторной допускается не предусматривать. При этом должны применяться герметичные аккумуляторные батареи с расположением в шкафу и установкой над ними вентиляционного зонта.

Варианты фундаментов БМЗ: свайный с ростверком или ленточный. Ленточный, в свою очередь, может быть монолитным или сборным из фундаментных блоков типа ФБС. Высота установки здания: до 1200 мм, со входной(-ными) площадкой(-ками). Количество входов, как и площадок, определяется длиной здания (см. п. 4.2.94 ПУЭ⎘).

Прокладка высоковольтных кабелей под зданием в земле недопустима, и осуществляется кратчайшим путём по опорным конструкциям с заходом в ячейку через отверстия в раме основания. Низковольтная разводка внутри помещений осуществляется по подвесным лоткам (коробам), вывод наружу через отверстия вверху стены (при наличии кабельных эстакад) либо в полу крайнего(-них) блока(-ков) (при применении на ОРУ лотков).

В блочно-модульном здании, как и в случае с блочным ОРУ, существуют свои «тонкие места», которые нельзя не учитывать. Например, это необходимость создания модулей допустимых габаритов для транспортировки и высоковольтный воздушный ввод через крышу.

Строгое соблюдение требований п.4.2.91 ПУЭ⎘: «при наличии коридора с задней стороны КРУ и КТП для их осмотра ширина его должна быть не менее 0,8 м» и «высота помещения должна быть не менее высоты КРУ, считая от шинных вводов, перемычек или выступающих частей шкафов, плюс 0,8 м до потолка или 0,3 м до балок» способствует возникновению негабарита. Поэтому очень часто при проектировании приходится использовать допущения ПУЭ⎘: «допускаются отдельные местные сужения не более чем на 0,2 м» и «допускается меньшая высота помещения, если при этом обеспечиваются удобство и безопасность замены, ремонта и наладки оборудования КРУ, КТП, шинных вводов и перемычек». Но наиболее распространённый выход из этой ситуации – использование оборудования с односторонним обслуживанием.

Высоковольтный воздушный ввод в блочно-модульное здание можно выполнить через проходные изоляторы, установленные в стене или на крыше. Ввод через крышу исключает необходимость использования шинных мостов внутри помещения, следовательно, снижается высота здания, но это влечет за собой проблемы в эксплуатации из-за возможных протечек при атмосферных осадках. Поэтому рождаются решения с высоковольтным вводом через стену.

Степень огнестойкости здания регламентируется в соответствии с местом его установки: для месторождений – может быть второй, для отдельностоящих подстанций – достаточно четвёртой.

Наружный слой стен и кровли изготавливается из металлического листа толщиной от 0,5 мм, материал утеплителя – со степенью горючести не менее Г1, В2, Д2, Т2, что в совокупности позволяет обеспечивать ЗРУ защиту от прямых ударов молнии, без использования дополнительных средств (таких, как молниеприёмники).

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. При проектировании БМЗ ЗРУ 6 кВ Заказчик предъявляет жёсткие требования к габаритам ячеек, но не ограничивая их в размерах, а наоборот:
- Ячейки должны быть стационарные, шириной 900 мм, глубиной не менее 1100 мм.

На вопрос:
- Зачем такие габариты? Большинство современных заводов выпускают более компактные ячейки. На том же пространстве можно разместить резервные.
Последовал ответ руководителя:
- А я их обслуживать как должен? У меня электромонтёры все габаритные, - показывая на живот, - не меньше меня. Один есть маленький, так я его даже уволить не могу – он напьётся, а я терплю. В ячейку, к трансформаторам тока, никто кроме него не залезет!

РЕКОМЕНДУЕМ К ПРОЧТЕНИЮ