Статьи

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.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

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

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.

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.

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

Помимо противоречий нормативно-технической документации⎘ на пути проектировщика часто возникают проблемы, которые сложно решить в одиночку. Озвучим некоторые из них, чтоб они стали известны не одному ему, но и другим участникам процесса строительства (реконструкции), а может быть и научному сообществу.

По аналогии с предыдущей статьёй, расположим проблемы по порядку, от наиболее актуальной — к наименее важной, поясним их и дадим им оценку.

ПЕРЕЧЕНЬ ПРОБЛЕМ, С КОТОРЫМИ ПРИХОДИТСЯ СТАЛКИВАТЬСЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ:

1. Скудность типовых проектов.

Типовые проекты позволяют значительно упростить и ускорить процесс проектирования, а также исключить серьёзные ошибки. В недавнем прошлом типовые проекты охватывали всю сферу отечественной промышленности, а в настоящий момент работа над их созданием и актуализацией ведётся лишь в избранных отраслях.

На наш взгляд, немаловажный вклад в процесс проектирования могла бы внести актуализация существующих типовых проектов, не говоря уж о создании новых.

2. Сложность изложения методических указаний.

О сложностях работы с методическими указаниями при выборе ОПН мы писали ранее⎘, но есть и другие примеры. Методические указания по определению времени насыщения трансформаторов тока при КЗ входят в их число.

Сложно уловить логику в этих документах даже опытному проектировщику.

3. Разделение проекта на этапы.

Самым распространённым случаем является разделение процесса проектирования на этапы П и Р, проектной и рабочей документации. Часто, к первому этапу добавляют ещё этап ОТР, основных технических решений. На первый взгляд, всё достаточно логично: там, где требуется рассмотрение различных вариантов, нужна стадия ОТР, в проектной документации закладываются основы, а в рабочей — идёт детальная проработка технических решений. Но! До сих пор не существует системного документа (или документов), который бы определял границы между этими стадиями, — найти можно только скудные указания к определённым разделам (например, разделам РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ) в стандартах некоторых организаций.

Что мы имеем на выходе? Расчёт уставок выполняется на стадии ОТР, там же производится выбор оборудования. На стадии РД нельзя указывать конкретного производителя оборудования, но прорисовать все схемы уже в ПД необходимо.

4. Замкнутый цикл при проектировании.

Редко, когда работу по проектированию можно выполнить при параллельном (независимом) или последовательном участии исполнителей. Чаще всего работа носит цикличный характер: от принимаемых технических решений (в томах ИОС, ПЗ) зависит разделение на этапы (в томе ПОС), состав работ (ПОС) определяет стоимость строительства (сметная документация), а после смет сводятся общие экономические показатели (ПЗ) и составляется календарный график строительства (снова ПОС).

Только правильное и своевременное взаимодействие всех участников способно дать оптимальный результат.

5. «Слабое» составление технического задания.

Техническое задание без детальных требований приводит к сложностям при взаимодействии проектировщика с заказчиком, а также невозможности заранее оценить трудозатраты, что может значительно повлиять на стоимость проектирования и сроки.

Составлением технического задания на проектирование должен заниматься специалист, имеющий достаточный опыт проектирования.

6. Нововведения.

Само по себе совершенствование системы проектирования положительно сказывается на развитии энергетики. Но, сваливая на одного лишь проектировщика разработку новых продуктов, на выходе можно получить совсем не тот результат, что ожидаешь.

Перейдём к примерам:

• в последнее время широкое распространение получило понятие «информационная безопасность», но объём проектирования по нему до сих пор неясен;
• детально не проработаны такие устройства, как «анкерная линия», или «анкерные столбики», применяемые для безопасной эксплуатации оборудования;
• требования к сметной документации меняются из года в год;
• сюда же можно отнести и расчёт насыщения трансформаторов тока, упомянутый выше.

Необходима экспериментальная наладка всего нового перед внедрением в обширную практику.

7. Экспертиза проекта.

В рамках строительства, реконструкции или технического перевооружения объектов возникает необходимость проведения экспертизы. Экспертиза может быть государственной или негосударственной. Для опасных производственных объектов проводится экспертиза промышленной безопасности. Передаваться на экспертизу может комплект проектной документации со сметами и результатами инженерных изысканий, а может — только техническая часть или сметы. Разобраться в этих перипетиях очень непросто.

Решить вопрос позволяет опыт выполнения проектов-аналогов и внутренний регламент заказчика.

8. Компромисс между безопасностью и удобством обслуживания.

Кажется очевидным, что преимущество первого над вторым не вызывает сомнений. Но бывают случаи, когда всё складывается в пользу последнего, а обеспечить безопасность при этом оказывается непросто.

Пример можно увидеть на картинках. Производители высоковольтных выключателей размещают шкафы привода таким образом, что для обеспечения их безопасного обслуживания бывает сложно обойтись без ограждающих конструкций.

9. Расчёты.

При проектировании не избежать расчётов. Это могут быть расчёты фундаментов на несущую способность, расчёт токов КЗ и уставок защит, падения напряжения в цепях ТН и ещё много разнообразных вычислений. Кто-то пользуется руководящими указаниями и выполняет расчёты вручную, кто-то покупает лицензию и пользуется специализированными программами, кто вычисляет онлайн на тех или иных платформах. Но итог получается разным.

Необходима систематизация методов расчёта.

10. Определение необходимого запаса материалов.

Любой уважающий себя проектировщик делает поправку на расход материалов при монтаже. Но не всякий знает, какой «запас» допустим. Какое значение нужно добавлять к длине кабеля на плане, каким необходимо принимать расход песка и щебня, и насколько важны излишки бетона при погружении в них арматуры? Читайте в нашем следующем материале⎘.

11. Взаимодействие с производителями оборудования.

В силу определённых особенностей данная проблема может быть и не проблемой вовсе, для некоторых участников процесса проектирования. Но сложности возникают у каждого.

Ввиду того, что уже на этапе ОТР заказчик может потребовать сравнение стоимости оборудования, поставляемого разными производителями, а технические требования к этому моменту ещё не сформированы, у производителя появляется возможность пойти на хитрость и предоставить «light-версию» своего продукта, дабы выиграть конкуренцию в цене. На выходе получаем совсем не тот продукт или не ту цену продукта, что ожидали увидеть в начале.

Более прогрессивной могла бы стать взаимосвязь проектировщика с производителем через заказчика, как заинтересованной стороны, а значит способной оказать существенное влияние на переговоры.

12. Распределение трудоёмкости проектирования на стадиях П и Р.

Не секрет, что для оценки стоимости проектирования разработан такой механизм, как сметы на ПИР. В сметах на ПИР происходит распределение стоимости по этапам (проектная/ рабочая) в пропорции 40/60. Но в современных условиях усложнения процесса проектирования на первом этапе — с увеличением состава ПД, детальной проработкой технических решений и необходимостью дополнительных согласований — эта пропорция не отражает действительности.

При выполнении полного комплекса работ одним исполнителем данный вопрос неактуален, но при дифференциации этапов может оказаться, что первый из них — нерентабельный.

Необходимо комплексное реформирование системы определения стоимости проектирования, в противном случае энергетику ждёт неминуемое снижение уровня квалификации инженерного состава.

13. Распечатка документации.

Несмотря на активное развитие электронного документооборота, проектировщику до сих пор приходится отправлять печатную версию выполненного проекта заказчику, а также смежным организациям, требующим согласования. Количество же печатных версий может доходить до 7-ми.

Предлагаем отказаться от такого объёма макулатуры ради... 🤔 сохранения природы.

14. Субъективные факторы.

В заключение обратим внимание на то, что только при всестороннем погружении в проект можно получить хороший результат. Когда, помимо работы самого проектировщика, появится вовлечённость заказчика в процесс; когда уйдут бескомпромиссные требования, а своевременное предоставление исходной информации станет нормой; когда эксперт сможет аргументировать свои требования нормами, а не собственным мнением; когда замечания будут выдаваться сводом, а не «порциями», и с конкретикой, а не ссылаясь на какой-то необъятный документ, — только тогда можно говорить о своевременном и качественном выполнении работы.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. С оглядкой на п.2, провели выбор и проверку ТТ во вводных ячейках 10 кВ. Исходные условия не самые простые: большие номинальные токи и токи КЗ. Расчёт времени насыщения стали в ТТ показал необходимость применения нестандартного оборудования, с разрезным магнитопроводом. Сформировали требования, связались с производителем, получили габаритный чертёж ТТ — не умещается в габарит ячейки. Скорректировали параметры, изменив вторичный номинальный ток, — подходит габарит, но такое решение не устраивает заказчика. Вывели ТТ за пределы ячейки, установив на ОРУ, — не каждый производитель готов реализовать.

Как итог, установили на стороне 10 кВ силового трансформатора трансформатор тока номиналом 35 кВ в опорном исполнении, взамен установленных в ячейке.

Применение нового, современного, и, как следствие, более прихотливого оборудования (в данном случае — МП РЗА) влечёт за собой необходимость учёта новых факторов (у нас — перенасыщение ТТ при КЗ), способных на него негативно повлиять.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

Каждому из нас не раз приходилось сталкиваться с противоречиями, как в обычной жизни, так и в профессиональной деятельности. Иногда они нас напрямую не касаются, и мы стараемся не замечать их, но иногда на кону стоит правильность принятия решений или даже жизнь, и мы не можем обойти их стороной.

В энергетике, как и в любой сфере нашей жизни, есть много нелогичных вещей, безобидных противоречий и даже опасных для жизни правил, от которых давно пора избавиться, но этого, увы, не происходит. В этой статье постараемся осветить некоторые проблемы, с чем приходится сталкиваться по роду своей деятельности. Расположим их по порядку, от наиболее актуальной — к наименее важной (по нашему мнению), и дадим им краткие пояснения.

ВОТ НАШ РЕЙТИНГ ПРОТИВОРЕЧИЙ:

1. Применение кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена в сетях среднего напряжения с изолированной нейтралью.

Под цифрами 3, 4, 5, 9, 11 на рисунке значится материал полиэтилен. Сами по себе, кабели из этого материала не представляют никакой угрозы и применяются повсеместно во многих странах мира, но только режим работы сети за рубежом иной. Оптимальным режимом работы данного типа кабеля (в сетях 6-35 кВ) может быть режим заземления сети через резистор, где предполагается отключение однофазных замыканий на землю, но никак не режим длительной работы оборудования при замыкании. Изоляция кабеля не способна к самовосстановлению, в отличие от бумажно-масляной, отсюда и противоречие.

Может быть, пора перенять зарубежный опыт?

2. Испытания силовых трансформаторов.

Согласно документу [1] есть несколько способов определения стойкости трансформаторов к ударным токам КЗ при производстве. В частности, все трансформаторы мощностью до 40 МВА должны проходить испытания или сравниваться с прошедшим испытание прототипом. Но производители не следуют этим правилам, так как для этого не созданы соответствующие условия в стране.

В России, как известно, правила создаются, чтобы их нарушать.

3. Расчёт молниезащиты подстанции (ПС).

В настоящий момент для расчёта молниезащиты объектов энергетики используется как минимум два документа, имеющих равный статус: [2] и [3]. Методики — разные, уровень защиты объектов принимается разный и итоговые значения, соответственно, получаются тоже разными.

Вывод один: мы ещё не научились предугадывать поведение молнии!

4. Выбор ограничителей перенапряжений.

Есть несколько хороших документов (например, [4], [5], [6], [7]), разобравшись в которых, можно правильно подобрать ОПН. Основная проблема этих документов в том, что применить их на практике достаточно непросто, так как написаны они сложным языком и имеют ошибки в расчётах.

Часто в работе приходится отказываться от некоторых излишних понятий (например, «номинальное напряжение ОПН», которое не имеет ничего общего с номинальным напряжением сети), пользоваться директивными письмами (о необходимости завышения наибольшего длительно допустимого напряжения ОПН для исключения ложных срабатываний) и обходить стороной такие расчёты, как «определение защитного уровня ОПН при коммутационных перенапряжениях».

5. Отнесение ПС к опасным производственным объектам.

Федеральный закон [8] говорит, что объекты электросетевого хозяйства к опасным производственным объектам не относятся, а Градостроительный кодекс [9] гласит, что линии электропередачи и иные объекты электросетевого хозяйства напряжением 330 киловольт и более — особо опасны. От этого, казалось бы, небольшого противоречия зависит необходимость проведения экспертизы промышленной безопасности, государственной или негосударственной экспертизы проекта.

В данном вопросе статус документа не играет решающей роли, и приходится руководствоваться — вторым.

6. Выбор оборудования и ошиновки в цепи трансформатора.

То, что выбирать оборудование на ПС необходимо, отталкиваясь от мощности трансформаторов и пропускной способности присоединённой линии (п.125 [10]), вопросов не вызывает. Возникает вопрос: нужен ли запас? Нормы Россетей [11] требует выбирать оборудование и ошиновку в цепи, а также фундамент трансформатора с расчётом на перспективу, для следующего по шкале мощности. Большинство же других документов по данной тематике об этом умалчивают.

На наш взгляд, этот вопрос крайне важен и требует серьёзной дискуссии. Так запас фундамента может значительно сэкономить время на реконструкцию ПС в дальнейшем, при резком увеличении нагрузки сети. А ошиновка и выключатель в цепи легко меняются при замене самого трансформатора, запас же, наоборот, может оказаться серьёзной головной болью. Попробуйте, например, выбрать на перспективу ошиновку и оборудование в цепи НН автотрансформатора мощностью 125 МВА. И про реакторы не забудьте!

7. Расчёт объёма маслосборника.

Маслосборник на ПС устанавливается для приёма масла, вытекающего из маслонаполненного оборудования, чаще всего трансформаторов, в случае возникновения аварии. Их установка позволяет избежать катастрофичных последствий на ПС.

Противоречие же в следующем. При замене (установке) трансформаторов большой мощности возникает необходимость расчёта ёмкости маслосборника. ПУЭ [12] требует, помимо объёма масла, учитывать 80%-й расход воды на пожаротушение, а в СТО [11] это значение гораздо меньше и составляет всего 20%.

Ввиду того, что объём стекающей воды может в разы превышать объём масла трансформатора, эти две цифры очень сильно влияют на принимаемые технические решения при проектировании. Предлагаем не следовать требованиям первого документа, как архаичного: итог, полученный по нему, предполагает сбор воды, а не масла.

8. Длина пути утечки изоляции.

Длина пути утечки — это самый главный показатель изоляторов. Это показатель фактического расстояния по поверхности детали между металлическими частями разного потенциала. Его можно определить с помощью нескольких документов (ПУЭ [12], [13], [14], [15], [16]). Удельные значения (см/кВ), обозначенные в этих документах, разнятся, а величина напряжения, используемая при расчётах, может быть как номинальной, так и наибольшей рабочей. По итогу — получаем различные значения.

Стандарты Россетей выглядят предпочтительнее и в данном случае.

9. Массовое производство и эксплуатация трансформаторов СН со схемой соединения Y/Yн-0.

Многие документы не рекомендуют применение таких трансформаторов (в частности, Техполитика Россетей [17]), а расчёты показывают⎘ слабую чувствительность защиты при однофазных замыканиях за ними. Но они продолжают выпускаться и внедряться в отечественную энергетику.

Обоснованием применения этих трансформаторов может служить лишь простота их изготовления и относительно низкая стоимость. На другой чаше весов — надёжность сети и безопасность персонала.

10. Внедрение современной системы TN-S (TN-C-S) в низковольтной сети, но отсутствие обязательных требований к организации сопутствующих мероприятий.

В частности, такими мероприятиями, в том числе на ПС, должны быть:

• повсеместная установка УЗО, за исключением мест, где их срабатывание может привести к опасным ситуациям;
• обязательный разрыв рабочего ноля в коммутационных аппаратах (с установкой двух- и четырёхполюсных автоматов);
• изменение методик расчёта токов КЗ в такой сети (например, актуализация ГОСТ [18]).

Первое и второе мероприятие имеют обширную практику за рубежом и позволяют сделать электрическую сеть более безопасной. Третий вопрос поднимался⎘ известными учёными давно, но не решён и по сей день.

11. Чувствительность аппаратов защиты в низковольтной сети.

Про неоднозначность позиции НТД к значению чувствительности защит мы упоминали в одной из предыдущих статей⎘. Если кратко, то ПТЭЭП [19] считают достаточным значение 1,1, ГОСТ [20] — 1,2.

Мы рекомендуем ориентироваться на 1,25-1,4, в зависимости от номинала аппарата защиты.

12. Присоединение внешней ограды ПС к общему контуру заземления.

Глава 1.7 ПУЭ [12] не рекомендует присоединять внешнюю ограду электроустановок к заземляющему устройству ПС, а регламентирует монтаж отдельного контура. Нормы Россетей (например, [21]), наоборот, считают предпочтительным присоединение ограды к контуру заземления ПС, и допускают не объединять контуры, если на ограде нет электроприёмников.

Последнее в современных условиях оказывается маловероятным, так как на ограждении могут присутствовать и электромагнитные замки, и осветительные приборы, и система видеонаблюдения. А разделение контуров может привести к опасному выносу потенциалов.

13. Допустимая степень расстройки компенсации ёмкостного тока в сети СН.

Действующие Правила [22] и РД [23] допускают расстройку ДГР до 5%, а нормы Россетей (в том числе [24]) ужесточают эти требования до 1%.

Приходится сопоставлять объекты как относящиеся или не относящиеся к Россетям.

14. Допустимый уровень падения (потери) напряжения.

Согласно недействующему уже ГОСТ [25] нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приёмников электрической энергии равны соответственно +/-5 и +/-10% от номинального напряжения электрической сети. Согласно относительно новому ГОСТ [26] положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю. Противоречия могло бы и не быть, если в других действующих нормативах, таких как [27] и [28], не остались старые формулировки, а в [10] не появилось что-то среднее: «напряжение в точке технологического присоединения к электрической сети электроустановок потребителя электрической энергии может длительно изменяться в диапазоне нормально допустимых (±5 процентов) и предельно допустимых значений (±10 процентов) от номинального фазного напряжения».

Большинство продолжает считать по старинке.

15. Ограничение применения ДГР комбинированного исполнения.

ДГР комбинированного исполнения — это реактор с фильтром нулевой последовательности в едином корпусе. Их ограничение напрямую не прописано отечественными стандартами, но косвенно его можно найти в РД [23]. Там говорится о порядке вывода в ремонт оборудования, который невозможно соблюсти в данном исполнении оборудования.

Проблема сейчас не настолько и актуальна, потому что отечественные производители такое оборудование не производят.

16. Контур заземления ПС необходимо выполнять из чёрного или оцинкованного металла?

Если руководствоваться ПУЭ [12] и Циркуляром [29], то проложенные в земле заземляющие электроды могут быть выполнены из чёрной стали, оцинкованной стали и меди. В ГОСТ [30] из перечня допустимых чёрная сталь исключена.

Значит ли это, что использование неоцинкованной стали сейчас запрещено? Однозначно — нет! Но можно предположить, что идёт тенденция отказа от прокладки чёрного металла в земле, в угоду более долговечным материалам.

17. Прокладка кабелей по территории ПС.

СТО [11] говорит о том, что кабели могут быть проложены в земле (траншее), в кабельных сооружениях (туннелях, галереях, эстакадах) и трубных переходах. А Техполитика Россетей [17] запрещает прокладку КЛ в траншее по территории ПС 35 кВ и выше. Внутренние стандарты одной организации противоречат друг другу!

Приходится применять индивидуальный подход.

18. Допустимые расстояния между контрольными и силовыми кабелями.

В соответствии с табл. 2.3.1 ПУЭ [12] расстояние между этими кабелями должно быть не менее 100 мм, но п.2.3.120 также допускает прокладывать их рядом друг с другом. Документы Россетей [11] и [31] рекомендуют увеличивать эти расстояния до 0,25-0,6 м, в зависимости от вероятного тока КЗ в них.

И в данном случае игнорируем требования ПУЭ [12].

19. Цвет окраски заземляющих проводников.

Действующие ПТЭЭП [19] гласят, что открыто проложенные заземляющие проводники должны быть окрашены в чёрный цвет. А ПУЭ [12] и современные ГОСТы твердят о чередующихся продольных или поперечных полосах жёлтого и зелёного цветов.

Признаем, что чёрный цвет окраски в современных нормах — это уже атавизм, который достался нам в наследство. А жёлто-зелёный окрас — это правило, которому нужно следовать в современных реалиях.

20. Понятия «среднее напряжение» и «высокое напряжение».

Понятие среднего напряжения (СН), находящее своё отражение в большом объёме зарубежной и отечественной литературы, нашло своё определение только в 2013 году, в ГОСТ [26]. Там оно обозначено как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ». Там же дано определение высокому напряжению (ВН), как «напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 35 кВ, но не превышает 220 кВ». Последнее несомненно вызывает вопросы, так как раньше высоким напряжением считалось напряжение выше 1000 В, а среднего — вообще не существовало.

В терминологии МЭК тоже не существует чёткой границы СН и ВН: она лежит в диапазоне от 30 до 100 кВ. Однако, в МЭК термин среднего напряжения обычно используется для распределительных сетей от 1 кВ до 52 кВ. Как трактовать напряжение 330 кВ и выше, догадайтесь сами!

21. Как правильно обозначать: 220/380 В или 230/400 В?

По сохранившейся традиции и в соответствии с ГОСТ [26] в электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырёхпроводных трёхфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трёх‑ и четырёхпроводных трёхфазных систем). Но другой переведённый отечественный стандарт, ГОСТ [32], трактует по-иному и даже даёт пояснения, что значение 230/400 В является результатом эволюции систем 220/380 В и 240/415 В, которые завершили использование в Европе и во многих других странах мира.

Остаётся верить последнему.

22. В заключение затронем ещё несколько противоречий, которые имеют место быть, но не оказывают значительного влияния на технические решения, принимаемые в проекте.

К ним можно отнести:

• Формулировки «падение» или «потери» напряжения. В ГОСТ [26] и ГОСТ [33] используется формулировка «падение напряжения», в большинстве других стандартов и методиках звучит «потери», но подразумевают они одно и то же.
• Изображение выкатных выключателей на электрической схеме. Большинство документов изображают стрелки в одну сторону, а ГОСТ [34] рисует — в другую.
• Изображение ТТ на схемах. Постаревший ГОСТ [35] чётко разделяет изображения на схемах (катушек индуктивности, дросселей, трансформаторов и пр.) по форме I и форме II, предполагая, что можно использовать либо одну, либо другую формы, но большинство документов и исполнителей умудряются совмещать их на одном чертеже, изображая силовой трансформатор в первом виде, а измерительный — во втором.
  

  

  
• Вентильные разрядники. Их установка на ПС давно запрещена, а в ПУЭ [12] целая глава о них, и при определении допустимых расстояний до сих пор приходится пользоваться ей.
• Заполнение маслоприёмника щебнем. ПУЭ [12] требует размер щебня от 30 до 70 мм, а ГОСТ [36] классифицирует щебень по фракциям 20-40 и 40-80 мм.
• Проверка кабелей на невозгорание. Документ [37] с методикой расчёта есть, обоснование его внедрения есть, но однозначных требований к его исполнению до сих пор нет.

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. В проекте выполнен расчёт объёма маслосборника в полном соответствии с методиками Россетей [11] и [38]. Значение интенсивности подачи воды принято 0,2 л/с‧м². На основе этого значения рассчитано суммарное количество воды, вылитое на трансформатор при тушении, что, в сумме с его собственным количеством масла, дало необходимый объём ёмкости.

Эксперт государственной экспертизы дал замечание к расчёту. За исходные данные к расчёту указал принять пять пожарных стволов, направленных на разные стороны бака. Зная максимальную интенсивность брандспойтов, определяем суммарное количество вылитой воды. На вопрос почему именно пять? получили ответ я так решил.

Как итог: вместо того, чтобы в качестве исходных данных взять цифру, закреплённую нормативным документом [38], пришлось брать значение, взятое из головы эксперта.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм

Вот мы и подошли к флагманам в мире автоматических выключателей (АВ).
Если Вы уже разобрались с тем, как выбирается АВ⎘, поняли, что модульный автомат⎘ Вам не подходит, а блочный автомат с термомагнитным расцепителем⎘ не обеспечивает нужную чувствительность и (или) селективность, АВ с электронным расцепителем – это именно то, что Вам нужно.

АВ с электронным расцепителем – это автомат блочного типа, снабжённый микропроцессорным (электронным) блоком защиты. Представителями данного класса являются АВ в литом корпусе и воздушные АВ.

ЭТИ АВТОМАТЫ ОБЛАДАЮТ ВСЕМИ ТЕМИ ЖЕ ПРЕИМУЩЕСТВАМИ, ЧТО И АВТОМАТЫ БЛОЧНОГО ТИПА⎘. ИМ ХАРАКТЕРНЫ: 1) стойкость к большим токам короткого замыкания (КЗ);
2) способность пропускания и коммутации больших нагрузок;
3) возможность комплектации дополнительными блоками (контактами сигнализации срабатывания, вспомогательными контактами, независимым расцепителем, расцепителем минимального напряжения и пр.);
4) возможность оборудования электродвигательным приводом;
5) ремонтопригодность;
6) стационарное, втычное и выдвижное исполнение.

ПОМИМО УКАЗАННЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ НЕСОМНЕННЫМИ ПРЕИМУЩЕСТВАМИ ДАННОГО ПРОДУКТА ТАКЖЕ ЯВЛЯЮТСЯ: 1) точность срабатывания защиты;
2) широкий диапазон регулировок;
3) универсальность.

Характеристика срабатывания уже «не пляшет» от минимального значения к максимальному – её погрешность сведена к минимуму. Это можно увидеть на заводских время-токовых характеристиках автоматов.

Широкий диапазон регулировок поможет легко соблюсти чувствительность аппарата к токам короткого замыкания, а также согласовать защиты с выше- и нижестоящими аппаратами защиты. Отсюда пошло второе его название – «селективный».

Универсальность же вытекает из предыдущего пункта и позволит установить аппарат, как у конечного потребителя, так и на вводе электроустановки.

НО ЕСТЬ И НЕДОСТАТКИ У АВТОМАТОВ С ЭЛЕКТРОННЫМ РАСЦЕПИТЕЛЕМ: 1) сложность настроек;
2) стоимость.

Необходимость настройки усложняет быстрый и правильный ввод аппарата в работу, а (зачастую) неинформативное отражение регулировок может не позволить правильно оценить значения выставленных уставок.

Стоимость некоторых представителей данного класса может оказаться в разы выше конкурентов, поэтому не помешает её сравнить.

По аналогии с предыдущими выпусками всю информацию по АВ с электронным расцепителем сведём в таблицы. Набор функций и характеристик, указанный в таблицах, представлен в каталогах производителей. Этой информации достаточно 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
1.1 Отечественные АВ в литом корпусе с электронным расцепителем↩
1.2 Зарубежные АВ в литом корпусе с электронным расцепителем↩
2.1 Отечественные воздушные АВ↩
2.2 Зарубежные воздушные АВ↩

СЛУЧАЙ ИЗ ПРАКТИКИ. Очень часто на реконструированных подстанциях можно увидеть массовое внедрение АВ с электронным расцепителем. Большинство из них имеют загрублённую селективную отсечку (Isd=10xIr) и выведенную из работы отстройку по времени (tsd=0).

В таких случаях возникает вопрос целесообразности применения данных АВ, если, заменив их автоматами без регулировок, можно добиться того же эффекта, значительно сэкономив бюджет. Налицо посредственное отношение специалистов при выборе автоматов, либо глупая унификация всего электрооборудования.

Кстати, заводы-изготовители после испытаний и проверки своих аппаратов выставляют уставки на них не «абы как», а с определённой логикой. Это позволяет исключить неправильную работу автомата при подобном некомпетентном обслуживании.

Присоединяйтесь, чтобы не пропустить самое важное

В телеграм