Требования пожарной безопасности к трансформаторным подстанциям

Требования пожарной безопасности к трансформаторным подстанциям

ПУЭ-6 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА, ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ
И ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
п. 7.3.78-7.3.91.

ПУЭ-7 Закрытые распределительные устройства и подстанции

п. 4.2.81-4.2.121.
Например:
ПУЭ-7 п. 4.2.68. Противопожарные расстояния от маслонаполненного оборудования с массой масла в единице оборудования 60 кг и более до производственных зданий с категорией помещения В1 — В2, Г и Д, а также до жилых и общественных зданий должны быть не менее:
и так далее по тексту. Найди ПУЭ с картинками, тогда все станет понятно.

[02.07.2013 14:53:38]

п.7.3.78-7.3.91 — отпадают, у меня нет взрывоопасных зон.

п.4.2.68 — речь про открытые отдельностоящие РУ (ТП).

Закрытые начинаются с п.4.2.76.

[02.07.2013 15:03:39]

один из них (в запасе)

0.75 часа — 4.2.117 на первую половину вопроса.
По поводу проемов в производственном здании — не нормируется (мне неизвестно). А вот про проемов в ТП-интересный вопрос. Традиционно бытует мнение, что их не должно быть вообще и окна при необходимости выполняются из стеклоблоков, хотя нормативно такое РЕКОМЕНДУЕТСЯ только для здания А (см. 7.3.82)

PS еще раз-это только со стороны электрики

СПАСИБО. До этого раз 10 прочитал, но так и не понял, что это касается моего случая.
По второй части вопроса:
У меня вход в производственное здание расположен на расстоянии 3-х метров от выкатных ворот ПС.
Т.е. здания у меня примыкают образуя угол в 90 градусов и в этих стенах, образующих этот угол, установлены соответственно дверь в производственное здание и выкатные ворота.
И никак не могу понять, относится ко мне п.7.4.31 ПУЭ или нет.

[02.07.2013 15:55:28]

См. СП4, в СП4 по разделу 6 выбираете степень огнестойкости пристройки, исходя из степени огнестойкости пристройки выбирайте тип заполнения проемов в противопожарных преградах.

6.1.20
Пристройки I и II степеней огнестойкости следует отделять от производственных зданий I и II степеней огнестойкости противопожарными перегородками 1-го типа.

ФЗ-123 Таблица 23 Пределы огнестойкости противопожарных преград
Перегородки 1 тип EI 45 тип заполнения — 2

Таблица 24
Пределы огнестойкости заполнения проемов
в противопожарных преградах

Двери 2 EI 30
Окна 2 E 30

Ставьте противопожарные двери и окна.

Далее:
4.20 В местах сопряжения противопожарных преград с ограждающими конструкциями здания,
в том числе в местах изменения конфигурации здания, следует предусматривать мероприятия, обе-
спечивающие нераспространение пожара, минуя эти преграды. При размещении противопожарных стен в местах примыкания одной части здания к другой под
углом необходимо, чтобы расстояние по горизонтали между ближайшими гранями проемов, располо-
женных в наружных стенах, было не менее 4 м, а участки стен, карнизов и свесов крыш, примыкающие
к противопожарной стене под углом, по длине не менее 4 м были выполнены из материалов группы НГ.
При расстоянии между указанными проемами менее 4 м они должны заполняться противопожарными
дверями или окнами 1-го типа.

5.4.14 Если при размещении противопожарных стен или противопожарных перегородок 1-го типа в местах примыкания одной части здания к другой образуется внутренний угол менее 135°, необходимо принять следующие меры:
— участки карнизных свесов крыш на длине не менее 4 м от вершины угла следует выполнять из материалов НГ либо выполнять обшивку данных элементов листовыми материалами НГ;
— участки наружных стен, примыкающих к противопожарной стене или перегородке, длиной не менее 4 м от вершины угла должны быть класса пожарной опасности К0 и иметь предел огнестойкости, равный пределу огнестойкости противопожарной стены или противопожарной перегородки;
— расстояние по горизонтали между ближайшими гранями проемов, расположенных в наружных стенах по разные стороны вершины угла, должно быть не менее 4 м. При расстоянии между данными проемами менее 4 м они на вышеуказанном участке стены должны иметь соответствующее противопожарное заполнение.

  • Автор :&nbspМироненко Ярослав
  • Опубликовано в журнале «Технологии защиты» #4 2017

Электроэнергетическая отрасль в Российской Федерации долгое время развивалась и существовала под эгидой единственной государственной компании. Естественно, что в таких экономически тепличных условиях конкурентное ведение энергетического хозяйства абсолютно не интересовало руководителей данной компании. Для определения затрат на те или иные мероприятия, в том числе на обеспечение пожарной безопасности, различными НИИ на основе плановых экономических показателей разрабатывались специальные нормы, которые никоим образом не учитывали современные технологии и тенденции развития отрасли. В результате уже после реформы РАО ЕЭС и внедрения рыночной модели мы вынуждены оперировать разработанными в те годы техническими стандартами, лишь незначительно доработанными в наше время.

Интересно было бы проанализировать, как развивалась и совершенствовалась нормативная база в странах Запада, где экономическая составляющая всегда являлась базисом для разработки стандартов. Весьма наглядным примером является зарубежный опыт организации пожарной безопасности для трансформаторного подстанционного оборудования.

Пожар на подстанции в первую очередь опасен тем, что может разгерметизироваться бак с трансформаторным маслом. Последствия могут быть катастрофическими. Возможен взрыв, выделение ядовитых веществ, розлив горючих жидкостей. Помимо опасности для людей любое возгорание трансформатора вызывает повреждение дорогого энергетического оборудования и, как следствие, отключения в энергосистеме и существенный экономический ущерб. Более 20% всех пожаров на подстанциях захватывает маслонаполненное оборудование – силовые выключатели и трансформаторы. Естественно, что вопрос обеспечения пожарной безопасности на таких объектах стоит особенно остро.

Российское нормативное законодательство описывает рекомендации и правила обеспечения пожарной безопасности для трансформаторного оборудования в следующих специальных стандартах:

  • РД 34.15.109-91 Рекомендации по проектированию автоматических установок водяного пожаротушения масляных силовых трансформаторов;
  • РД 153-34.0-49.101-2003 инструкция по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий.

Если учесть, что последний документ – это, по сути, слегка доработанный стандарт 1987 г., то можно говорить о том, что с 1991 г. развитие систем безопасности в этой сфере остановилось. И это при том что пожарными службами и институтами был накоплен опыт тушения трансформаторов в самых разных условиях. Была разработана вполне эффективная тактика тушения таких пожаров, есть рекомендации по выбору средств противопожарной защиты. Но все это не нашло отражения в официальных стандартах и нормативных документах, на основании этих рекомендаций не были составлены аналитическая и экономическая модели, оценивающие риски использования тех или иных средств защиты. Российские нормотворцы ограничились включением трансформаторных подстанций в требования по оснащению таких объектов системами автоматической пожарной сигнализации и пожаротушения в зависимости от площади объекта в соответствии с введенным в 2009 г. СП 5.13130.2009 «Системы противопожарной защиты.

Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования».

Наши зарубежные коллеги работают в других условиях и в другом нормативном поле. В первую очередь мы посетим город Куинси (штат Массачусетс, США). В этом городе находится штаб-квартира одной из самых известных международных организаций по обеспечению пожарной, электрической и строительной безопасности – Национальной ассоциации противопожарной защиты (NFPA). По национальным стандартам NFPA работают специалисты многих стран на всех континентах (даже в Антарктиде на полярных станциях). Стандарты NFPA являются общепризнанными и активно развиваются с момента основания организации в 1896 г. В том числе часть российских современных нормативных документов берет свое начало в стандартах NFPA.

При рассмотрении вопроса противопожарной защиты трансформаторов в формате стандартов NFPA мы, так же как и в российской НТД, получаем NFPA 15 «Стандарт для водяных стационарных систем противопожарной защиты».

Для российского инженера, воспитанного на технических стандартах, регламентирующих такие нюансы, как форма форсунки и размер болтов для ее крепления, американский стандарт выглядит неожиданно. Буквально на одной странице приводятся все основные требования к организации водяного пожаротушения трансформатора. Здесь точно не будут указаны размеры болтов, но зато даны точные характеристики системы по расходу воды и расположению основных элементов. Все остальное – простор для воображения разработчика и проектировщика.

Читайте также:  Замена счетчика электроэнергии порядок действий

Стандарт был принят в 2001 г. и по состоянию на 2017 г. пункт 7.4.4, в котором, собственно, и содержатся требования к системе пожаротушения трансформаторов, изменений не претерпел. Казалось бы, налицо та же стагнация, которую мы видим и в российском нормативном законодательстве с разницей в 10 лет, однако это не совсем так. С момента появления NFPA 15 многие частные компании, занимающиеся строительством и модернизацией трансформаторных подстанций, начали его критиковать и искать альтернативные способы обеспечения безопасности на рассматриваемых объектах. Основная критика стандарта заключалась в его неэкономичности. На тушение трансформатора в соответствии с NFPA 15 уходит нецелесообразно большое количество воды. Так, нормативный расход воды на пожаротушение одного трансформатора составляет 250 галлонов в минуту. Один галлон – это примерно 3,8 л. Нормативная продолжительность пожаротушения в соответствии со стандартом составляет 1 час. Таким образом, общий объем воды для тушения 2 подстанционных трансформаторов – 11 400 л. Практически 11,5 куб. м воды.

Конечно, в нашей стране нет недостатка в водных ресурсах, да и российские нормы в этом отношении несколько иные. В соответствии с РД 34.15.109-91 нормативный расход воды для тушения трансформатора не превышает 4 л в секунду (то есть в 4 раза меньше). Однако во многих странах, использующих NFPA 15, имеются достаточно большие проблемы с водоснабжением. Крупные трансформаторные подстанции, как правило, располагаются достаточно далеко от городов. Даже если рядом есть природные водоемы, нужны мощные насосы и система фильтров для использования такой воды в противопожарных целях. В любом случае описанная система потребует постоянного обслуживания несколькими специалистами. В результате инвестиции на обеспечение противопожарной защиты могут превысить собственно затраты на реконструкцию или модернизацию подстанции.

Несколько позже появился стандарт NFPA 850 «Рекомендуемые практические способы противопожарной защиты для оборудования электрических генерирующих станций и высоковольтных конвертирующих подстанций», в соответствии с которым необходимо иметь запас воды для тушения трансформаторного оборудования уже в течение 2 часов.

Еще одна проблема: выпуск такого большого количества воды требует обеспечения объекта продуманной дренажной системой. В противном случае горящее масло может вместе с водой перелиться за бортик участка, и мы получим небольшую (или большую) техногенную и экологическую катастрофу.

В результате многие компании на Западе начали отказываться от использования данного стандарта и обеспечивать безопасность на объекте исключительно пассивными методами и средствами защиты. С одной стороны, это привело к развитию пассивных и иных противопожарных средств. Например, в странах Персидского залива, где вода дороже «черного золота», развитие получили гипоксические системы противопожарной защиты. В таких системах трансформатор окружен воздухом с пониженным содержанием кислорода, в котором процесс горения невозможен в принципе. С другой стороны, появились более дешевые средства пожаротушения.

Одной из первых идей, получивших свое развитие в области защиты трансформаторов, стало использование противопожарной пены. Идея не является новой, поскольку пена активно использовалась для тушения воспламенившихся углеводородов, к которым можно отнести и трансформаторное масло. В результате развитие инженерной мысли в данном направлении уже через несколько лет привело к изменению стандарта NFPA 11, в котором была нормативно закреплена возможность использования пены для тушения трансформаторов и определено минимальное время тушения, составляющее 5 минут. Главным преимуществом использования пены в качестве средства тушения горящих трансформаторов стало значительное (более чем в пять раз) снижение расхода воды. Развитие технологий производства пенообразователя специально для использования при тушении электроустановок позволило, с одной стороны, достичь минимальных концентраций собственно пенообразователя (до 2%), а с другой – снизить время тушения пожара.

Другим направлением стало развитие систем пожаротушения тонкораспыленной водой. Высокая эффективность таких систем для тушения горящего электроэнергетического оборудования сейчас является общеизвестным фактом, однако первое признание эти системы получили именно на уровне стандарта NFPA. В меморандуме о стандарте NFPA 750, опубликованном в ноябре 2013 г., было однозначно рекомендовано использование систем с тонкораспыленной водой для тушения электроэнергетического оборудования, в том числе трансформаторного. Это позволяет сэкономить водные ресурсы и снизить затраты на подведение специальных коммуникаций к подстанциям.

Помимо NFPA существует еще одна международная организация, которая заинтересована в развитии базы стандартов обеспечения пожарной безопасности трансформаторных подстанций. Это CIGRE – Международный совет по большим системам высокого напряжения. Штаб-квартира данной организации находится в Париже. CIGRE получила признание как ведущая электроэнергетическая ассоциация, деятельность которой охватывает технические, экономические, организационные проблемы в области электроэнергетики, а также вопросы регулирования и охраны окружающей среды.

Международный совет по большим электроэнергетическим системам CIGRE был создан в 1921 г. и объединяет инженеров и специалистов, представляющих электроэнергетику и электротехнику многих стран мира. Проблемой заинтересовались уже сами энергетики, которые решили создать универсальный документ, описывающий ситуацию возникновения пожара на подстанции, учитывая все возможные причины, за исключением умышленной диверсии и возгорания от соседних объектов. Результатом такого труда стал охранно -пожарная сигнализация опубликованный в июне 2013 г. рабочей группой А2.33 CIGRE документ под названием «Руководство по обеспечению пожарной безопасности трансформаторов».

Указанный документ является наиболее полным на сегодняшний день, описывающим проблему обеспечения пожарной безопасности для трансформаторного оборудования, который будет интересен как инженерам-энергетикам, так и специалистам в области систем безопасности. Текст руководства можно найти в свободном доступе на английском языке.

Цель разработки документа заключалась в представлении практических и экономически эффективных стратегий для предотвращения пожаров и контроля риска его возникновения. Отдельно отмечается, что данное руководство не заменяет соответствующие национальные или локальные стандарты и правила, которые должны учитываться.

Всего документ состоит из 9 глав, в которых содержится следующая информация:

  • перечень основных международных стандартов, в которых описывается проблема обеспечения пожарной безопасности (в том числе документы, выпущенные NFPA, IEC – Международной электротехнической комиссией, IEEE – Институтом инженеров электротехники и электроники, CEATI – Международным центром совершенствования энергетики посредством технологических инноваций, национальными организациями Германии, Австралии и др.);
  • физические процессы горения и сценарии развития пожаров на подстанции в трансформаторном оборудовании;
  • расчет вероятности возникновения пожара в конкретном энергетическом подстанционном хозяйстве;
  • описание физического процесса возникновения электрической дуги в трансформаторе; расчет вероятных диапазонов энергии, температуры, объема выделяемого газа и давления при образовании дуги; способы сброса и ограничения роста давления в трансформаторном баке при возникновении дуги;
  • рекомендации по использованию систем противопожарной защиты для конкретного оборудования, определение вероятности эффективной работы систем противопожарной защиты, методология проектирования и разработки систем противопожарной защиты;
  • способы снижения риска возникновения пожара в трансформаторном оборудовании, рекомендации по ранжированию рисков, основанные на сопоставлении экономичности мероприятий и приемлемости степени риска в каждом конкретном случае;
  • использование специальных установок для защиты жизни и здоровья человека, а также энергетического оборудования;
  • рекомендации по планированию восстановления работоспособности энергетического объекта, минимизации последствий и экономических потерь в результате пожара;
  • рекомендации по улучшению национальных стандартов области противопожарной защиты трансформаторного оборудования.

Документ содержит большое количество иллюстраций и фотографий, показывающих процесс и последствия пожара трансформаторного оборудования, расположение оборудования систем противопожарной защиты, графики развития физических процессов и многое другое.

В стандарте есть описание как пассивных средств противопожарной защиты, так и активных систем пожаротушения (дренчерных, спринклерных, тонкораспыленной водой, гипоксических и газовых) трансформаторов, расположенных на открытом воздухе и в помещениях, в жилых зданиях и на промышленных предприятиях. В целом можно говорить о том, что в рекомендациях CIGRE собраны последние на тот момент технические достижения по обеспечению пожарной безопасности трансформаторных подстанций.

Читайте также:  Как удержать из зарплаты излишне выплаченную сумму

Хотелось бы упомянуть еще об одном стандарте – IEEE 979 «Руководство по противопожарной защите подстанций». Данный документ был разработан в 2012 г. Институтом инженеров электротехники и электроники. Этот стандарт платный, поскольку IEEE является коммерческой организацией. До выхода стандарта CIGRE именно в этом документе содержались наиболее интересные и экономически обоснованные рекомендации по обеспечению пожарной безопасности трансформаторного оборудования, однако с июля 2013 г. он фактически устарел, а основные рекомендации IEEE нашли свое отражение в общедоступном документе, составленном CIGRE.

На этой позитивной ноте хотелось бы завершить краткий обзор иностранной нормативной базы, посвященной проблеме обеспечения противопожарной безопасности трансформаторного оборудования. Читателям, интересующимся этим вопросом и владеющим иностранными языками, возможно, интересно было бы ознакомиться с первоисточниками, описанными в статье. Оригинальные названия этих стандартов представлены в списке использованной литературы. Очевидно, что развитие инженерной мысли в сфере обеспечения пожарной безопасности сложного электроэнергетического оборудования нашло отражение в стандартах и рекомендациях ведущих мировых организаций.

Хотелось бы, чтобы мировой опыт использовался и при разработке российских стандартов.

  1. Cigré Technical Brochure 537 Guide for Transformer Fire Safety Practices
  2. NFPA 15 Standard for Water Spray Fixed Systems for Fire Protection
  3. NFPA 750 Standard for Water Mist Fire Protection Systems
  4. NFPA 850 Recommended Practice for Fire Protection for Electric Generating Plants and High Voltage Direct Current Converter Stations
  5. NFPA 11 Standard for Low-, Medium-, and High-Expansion Foam
  6. NFPA Fire Protection Handbook
  7. IEEE 979 Guide of Substation fire protection
  8. IEC 61936-1 Power installation exceeding 1 kV AC
  9. Protection of High Voltage Power Transformers, FireFlex Systems Inc.

Общие сведения о трансформаторах.doc

Для вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещаемых в помещениях пыльных или с воздухом, содержащим проводящие или разъедающие смеси, воздух должен забираться извне либо очищаться фильтрами. Система вентиляции должна предотвращать подсос неочищенного воздуха из производственного помещения.

В зданиях с негорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, допускается непосредственно в цех.

В зданиях с трудногорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, должен производиться по вытяжным шахтам, выведенным выше кровли здания не менее чем на 1 м.

Полы внутрицеховых, встроенных и пристроенных ПС должны быть не ниже уровня пола цеха.

Открыто размещенные в цеху КТП и КРУ должны иметь сетчатые ограждающие конструкции. Внутри ограждений должны быть предусмотрены проходы не менее указанных в 4.2.91.

Как правило, КТП и КРУ следует размещать в пределах «мертвой зоны» работы цеховых подъемно-транспортных механизмов. При расположении ПС и РУ в непосредственной близости от путей проезда внутрицехового транспорта, движения подъемно-транспортных механизмов должны быть приняты меры для защиты ПС и РУ от случайных повреждений (отбойные устройства, световая сигнализация и т.п.).

Пожарная опасность трансформаторов. Меры профилактики.

Надежная эксплуатация трансформаторов и масляных реакторов и их пожарная безопасность должны обеспечиваться:

  • Соблюдением номинальных и допустимых режимов работы в соответствии с ПТЭ.
  • Соблюдением норм качества масла и, особенно, его изоляционных свойств и температурных режимов.
  • Содержанием в исправном состоянии устройств охлаждения, регулирования и защиты оборудования.
  • Качественным выполнением ремонтов основного и вспомогательного оборудования, устройств автоматики и защиты.
  • Маслоприемные устройства под трансформаторами и реакторами, маслоотводы (или специальные дренажи) должны содержаться в исправном состоянии для исключения при аварии растекания масла и попадания его в кабельные каналы и другие сооружения.
  • В пределах бортовых ограждений маслоприемника гравийная засыпка должна содержаться в чистом состоянии и не реже одного раза в год промываться.
  • При сильном загрязнении (заносами пыли, песка и т.п.) или замасливании гравия его промывка должна проводиться, как правило, весной и осенью.
  • При образовании на гравийной засыпке твердых отложений от нефтепродуктов толщиной не менее 3 мм или появлении растительности и в случае невозможности ее промывки должна осуществляться полная или частичная замена гравия.
  • Одновременно с промывкой гравийной засыпки или опробованием стационарной установки пожаротушения (при ее наличии) на трансформаторе или масляном реакторе должна проверяться работа маслоотводов и заполнение аварийной емкости.
  • Бортовые ограждения маслоприемных устройств должны выполняться по всему периметру гравийной засыпки без разрывов высотой не менее 150 мм над землей.
  • В местах выкатки трансформаторов и масляных реакторов бортовое ограждение должно предотвращать растекание масла и выполняться из материала, легко убираемого при ремонтах с последующим восстановлением его целостности.
  • Запрещается использовать (приспосабливать) стенки кабельных каналов в качестве бортового ограждения маслоприемников трансформаторов и масляных реакторов.
  • Вводы кабельных линий в шкафы управления, защиты и автоматики, а также в разветвительные (соединительные) коробки на трансформаторах должны быть тщательно уплотнены водостойким несгораемым материалом.
  • Аварийные емкости для приема масла от трансформаторов, масляных реакторов и выключателей должны проверяться не реже 2 раз в год, а также после обильных дождей, таяния снега или тушения пожара. Стационарные уровнемеры должны содержаться в работоспособном состоянии.
  • Стационарные установки пожаротушения, которыми оборудованы трансформаторы и масляные реакторы, должны содержаться в технически исправном состоянии и соответствовать проекту.
  • Система трубопроводов этой установки и запорная арматура должны окрашиваться в красный цвет.
  • Проверка работы стационарной установки пожаротушения и полноты орошения огнетушащим составом (вода, пена) трансформатора или масляного реактора должна проводиться при возможных технологических их отключениях (на срок 8 часов и более), а также обязательно после проведения ремонтов на этом силовом оборудовании.
  • Результаты опробования записываются в оперативный журнал, а замечания — в журнале (картотеке) дефектов и неполадок с оборудованием.
  • Горловина выхлопной трубы трансформатора не должна быть направлена на рядом (ближе 30 м) установленное оборудование и сооружения, а также на пути прохода персонала. В необходимых случаях должны устанавливаться отбойные щиты.
  • Материал и устройство мембраны на выхлопной трубе должны соответствовать техническим требованиям.
  • Запрещается их выполнение из материала, не предусмотренного заводом-изготовителем.
  • При осмотре трансформатора должна быть обеспечена возможность контроля целостности мембраны.
  • При обнаружении свежих капель масла на гравийной засыпке или маслоприемнике немедленно должны быть приняты меры по выявлению источников их появления и предотвращению новых поступлений (подтяжка фланцев, заварка трещин) с соблюдением мер безопасности на работающем маслонаполненном оборудовании.
  • При возникновении пожара на трансформаторе (или масляном реакторе) он должен быть отключен от сети всех напряжений, если не отключился от действия релейной защиты, и заземлен. Персонал должен проконтролировать включение стационарной установки пожаротушения (при ее наличии), вызвать пожарную охрану и далее действовать по оперативному плану пожаротушения.
  • Запрещается при пожаре на трансформаторе или масляном реакторе сливать масло из корпуса, так как это может привести к распространению огня на его обмотку и затруднить тушение пожара.
  • В местах установки пожарной техники должны быть оборудованы и обозначены места заземления.
  • Места заземления передвижной пожарной техники определяются специалистами энергетических объектов совместно с представителями гарнизона пожарной охраны и обозначаются знаком заземления.
  • Запрещается включение в эксплуатацию трансформаторов и масляных реакторов на электростанциях и подстанциях, если не обеспечена полная готовность к работе установок пожаротушения, предусмотренных проектом.

Защита и автоматика

Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям:

1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 1 0 %. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться:

Читайте также:  Как написать служебку на замену компьютера

для ступенчатых защит — при КЗ в конце зоны действия ступени защиты, а для направленных ступенчатых защит — также и при внешнем КЗ;

для остальных защит — при внешнем КЗ.

Для дифференциальных токовых защит (шип, трансформаторов, генераторов и т. п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность.

При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность.

2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать:

по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока — значений, допустимых для выбранного типа реле;

по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности — 50 %.

3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА.

Трансформаторы, реакторы и конденсаторы наружной установки для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца должны окрашиваться в светлые тона красками, стойкими к атмосферным воздействиям и воздействию масла.

Защита от грозовых перенапряжений

Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществляется:

от прямых ударов молнии — стержневыми и тросовыми молниеотводами;

от набегающих волн с отходящих линий — молнеотводами от прямых ударов молнии на определенной длине этих линий защитными аппаратами, устанавливаемыми на подходах и в РУ, к которым относятся разрядники вентильные (РВ), ограничители перенапряжений (ОПН), разрядники трубчатые (РТ) и защитные искровые промежутки (ИП).

Открытые РУ и ПС 20-750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии.

Защиту зданий закрытых РУ и ПС, имеющих металлические покрытия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При наличии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи отдельных ее элементов защита выполняется заземлением ее арматуры.

Защиту зданий закрытых РУ и ПС, крыша которых не имеет металлических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами, либо укладкой молниеприемной сетки непосредственно на крыше зданий.

При установке стержневых молниеотводов на защищаемом здании от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.

Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной проволоки диаметром 6-8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 (например, ячейка 12 х 12 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединяющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания.

В качестве токоотводов следует использовать металлические и железобетонные (при наличии хотя бы части ненапряженной арматуры) конструкции зданий. При этом должна быть обеспечена непрерывная электрическая связь от молниеприемника до заземлителя. Металлические элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и пр.) следует соединять с металлической кровлей или молниеприемной сеткой.

При расчете числа обратных перекрытий на опоре следует учитывать увеличение индуктивности опоры пропорционально отношению расстояния по токоотводу от опоры до заземления к расстоянию от заземления до верха опоры.

Защита зданий и сооружений, в том числе взрывоопасных и пожароопасных, а также труб, расположенных, на территории электростанций, осуществляется в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.

Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструкциях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать защитное действие высоких объектов, которые являются молниеприемниками (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т.п.).

Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотводы, расположенные над ошиновкой.

Тушение трансформаторов, реакторов и масляных выключателей.

Агрегаты и установки энергетических предприятий размещают в специально спроектированных зданиях I и II степеней огнестойкости. В главном корпусе электростанций размещают котельный цех, машинный зал, служебные помещения. В этом же корпусе или на небольшом расстоянии от него располагают главный щит управления и распределительные устройства генераторного напряжения. Закрытые или открытые распределительные устройства высокого напряжения (35; 110; 220; 500 кВ) располагают отдельно от главного корпуса.

Опасность представляют и подстанции. Пожары на подстанциях могут возникать на трансформаторах, масляных выключателях и в кабельном хозяйстве. Крупные районные подстанции имеют специальные масляные станции, где находится большое количество трансформаторного масла. Трансформаторы и выключатели распределительных устройств устанавливают на фундаменты, под которыми располагают маслоприемники, соединенные с аварийными емкостями. Каждый трансформатор, как правило, помещают в отдельной камере, которая соединяется монтажными проемами с помещением распределительного щита и кабельными каналами.

Особенности развития пожаров трансформаторов зависит от места его возникновения. При коротком замыкании в результате воздействия электрической дуги на трансформаторное масло и разложения его на горючие газы могут происходить взрывы, которые приводят к разрушению трансформаторов и масляных выключателей и растеканию горящего масла. Пожары из камер, где установлены трансформаторы, могут распространяться в помещение распределительного щита и кабельные каналы или туннели, а также создавать угрозу соседним установкам и трансформаторам. О размерах возможного очага пожара можно судить по тому, что в каждом трансформаторе или реакторе содержится до 100 т масла.

Пожары на электростанциях и подстанциях могут приводить к остановке не только энергетического объекта, но и других народнохозяйственных объектов из-за недостатка электрической энергии.

Все электростанции и подстанции снабжены надежной системой аварийной защиты и сигнализации. При возникновении пожаров поврежденное оборудование и аппараты автоматически отключаются устройствами релейной защиты.

Горящие трансформаторы отключают со всех сторон и заземляют. На развившихся пожарах организуют защиту от высокой температуры соседних трансформаторов, реакторов, оборудования и установок. Пожары трансформаторов, реакторов и масляных выключателей тушат пеной средней кратности с интенсивностью подачи раствора пенообразователя 0,2 л/(м 2 · с), а также тонкораспыленной водой с интенсивностью 0,1 л/(м 2 · с). В процессе разведки определяют характер повреждения трансформаторов, реакторов и трубопроводов, содержащих трансформаторное масло, направления растекания горящей жидкости в сторону соседних трансформаторов и другого оборудования, опасность взрыва расширительных бачков, наличие стационарных пенных или водяных установок пожаротушения и, при необходимости, возможность приведения их в работу.

Если масло горит над крышкой трансформатора и ниже ее масляный бак не поврежден, то на тушение вводят один-два ручных водяных ствола с насадками НРТ-5, которые обеспечивают оптимальный расход воды при интенсивности подачи 0,2-0,24 л/(м 2 · с). Если расширительный бачок на трансформаторе оказывается в огне, часть масла, равную его объёму (примерно 10% объема масла в баке трансформатора), сливают в аварийную емкость. Больше сливать масла из трансформатора (реактора) запрещается, т.к. это может привести к повреждению внутренних обмоток и усложнению пожара.

Если в условиях пожара крышка трансформатора сорвана, то масло может гореть в баке и вокруг трансформатора. В этом случае вначале ликвидируют горение масла вокруг трансформатора распыленной водой, воздушно-механической пеной средней кратности или в комбинации распыленной струёй и огнетушащими порошками одновременно. Если тушение масла производят распыленными струями, стволы целесообразно располагать по периметру пожара равномерно, а при тушении пеной или комбинированным способом огнетушащие вещества подают в сопутствующем потоке воздуха. Это наиболее эффективный прием, обеспечивающий поступление порошка и распыленной воды в зону горения одновременно. Тушение масла в баке при сорванной крыше осуществляют пеной средней кратности, которую подают с помощью пеноподъемников или выдвижных лестниц.

>

Ссылка на основную публикацию
Adblock detector