ПУЭ.РАЗДЕЛ 1 Правила устройства электроустановок. Общие правила


ПУЭ.РАЗДЕЛ 1. Правила устройства электроустановок. Общие правила

 

ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

 

(ШЕСТОЕ ИЗДАНИЕ, переработанное

и дополненное, с изменениями)

 

 

ВКЛЮЧЕНЫ все изменения, оформленные в период с 31 августа 1985 года по 30 декабря 1997 года и согласованные в необходимой части с Госстроем России и Госгортехнадзором России.

Добавлены изменения от 14.07.98 и новая редакция раздела 6

 

 

 

Раздел 1

 

ОБЩИЕ ПРАВИЛА

 

 

Глава 1.1

 

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

 

1.1.1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые электроустановки до 500 кВ, в том числе на специальные электроустановки, оговоренные в разд. 7 настоящих Правил.

 

Устройство специальных электроустановок, не оговоренных в разд. 7, должно регламентироваться другими директивными документами. Отдельные требования настоящих Правил могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, оговоренным в настоящих Правилах.

 

Отдельные требования настоящих Правил можно применять для действующих электроустановок, если это упрощает электроустановку, если расходы по реконструкции обоснованы технико-экономическим расчетом или если эта реконструкция направлена на обеспечение тех требований безопасности, которые распространяются на действующие электроустановки.

 

По отношению к реконструируемым электроустановкам требования настоящих Правил распространяются лишь на реконструируемую часть электроустановок, например на аппараты, заменяемые по условиям короткого замыкания (КЗ).

 

1.1.2. ПУЭ разработаны с учетом обязательности проведения в условиях эксплуатации планово-предупредительных и профилактических испытаний, ремонтов электроустановок и их электрооборудования, а также систематического обучения и проверки обслуживающего персонала в объеме требований действующих правил технической эксплуатации и правил техники безопасности.

 

1.1.3. Электроустановками называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.

 

Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются Правилами на электроустановки до 1 кВ и электроустановки выше 1 кВ (по действующему значению напряжения).

 

1.1.4. Открытыми или наружными электроустановками называются электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий.

 

Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т. п., рассматриваются как наружные.

 

Закрытыми или внутренними электроустановками называются электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий.

 

1.1.5. Электропомещениями называются помещения или отгороженные, например, сетками, части помещения, доступные только для квалифицированного обслуживания персонала (см. 1.1.16), в которых расположены электроустановки.

 

1.1.6. Сухими помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60%. При отсутствии в таких помещениях условий, приведенных в 1.1.10-1.1.12, они называются нормальными.

 

1.1.7. Влажными помещениями называются помещения, в которых пары или конденсирующая влага выделяются лишь кратковременно в небольших количествах, а относительная влажность воздуха более 60%, но не превышает 75%.

 

1.1.8. Сырыми помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха длительно превышает 75%.

 

1.1.9. Особо сырыми помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100% (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой).

 

1.1.10. Жаркими помещениями называются помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура превышает постоянно или периодически (более 1 сут.) +35°С (например, помещения с сушилками, сушильными и обжигательными печами, котельные и т. п.).

  

1.1.11. Пыльными помещениями называются помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов и т. п.

 

Пыльные помещения разделяются на помещения с токопроводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью.

 

1.1.12. Помещениями с химически активной или органической средой называются помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования.

 

1.1.13. В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:

 

1. Помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность (см. п. 2 и 3).

 

2. Помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:

 

а) сырости или токопроводящей пыли (см. 1.1.8 и 1.1.11);

 

б) токопроводящих полов (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.);

 

в) высокой температуры (см. 1.1.10);

 

г) возможности одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования, — с другой.

 

3. Особоопасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:

 

а) особой сырости (см. 1.1.9);

 

б) химически активной или органической среды (см. 1.1.12);

 

в) одновременно двух или более условий повышенной опасности (см. п. 2).

 

4. Территории размещения наружных электроустановок. В отношении опасности поражения людей электрическим током эти территории приравниваются к особо опасным помещениям.

 

1.1.14. Маслонаполненными  аппаратами называются аппараты, у которых отдельные элементы и все нормально искрящие части или части, между которыми образуется дуга, погружены в масло так, что исключается возможность соприкосновения между этими частями и окружающим воздухом.

 

1.1.15. Номинальным значением параметра (номинальным параметром) называется указанное изготовителем электротехнического устройства значение параметра, являющееся исходным для отсчета отклонений от этого значения при эксплуатации и испытаниях устройства.

 

1.1.16. Квалифицированным обслуживающим персоналом называются специально подготовленные лица, прошедшие проверку знаний в объеме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие квалификационную группу по технике безопасности, предусмотренную Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

 

1.1.17. Для обозначения обязательности выполнения требований ПУЭ применяются слова "должен", "следует", "необходимо" и производные от них. Слова "как правило" означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано. Слово "допускается" означает, что данное решение применяется в виде исключения как вынужденное (вследствие стесненных условий, ограниченных ресурсов необходимого оборудования, материалов и т. п.). Слово "рекомендуется" означает, что данное решение является одним из лучших, но не обязательным.

 

1.1.18. Принятые ПУЭ нормируемые значения величин с указанием "не менее" являются наименьшими, а с указанием "не более" — наибольшими. При выборе рациональных размеров и норм необходимо учитывать опыт эксплуатации и монтажа, требования электробезопасности и пожарной безопасности.

 

Все значения величин, приведенные в Правилах с предлогами "от" и "до", следует понимать "включительно".

 

 

 

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТРОЙСТВУ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

 

 

1.1.19. Применяемые в электроустановках электрооборудование и материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ или технических условий, утвержденных в установленном порядке.

 

1.1.20. Конструкция, исполнение, способ установки и класс изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и прочего электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответствовать параметрам сети или электроустановки, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих глав ПУЭ.

 

1.1.21. Применяемые в электроустановках электрооборудование, кабели и провода по своим нормированным, гарантированным и расчетным характеристикам должны соответствовать условиям работы данной электроустановки.

 

1.1.22. Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или защищены от этого воздействия.

 

1.1.23. Строительная и санитарно-техническая части электроустановок (конструкции здания и его элементов, отопление, вентиляция, водоснабжение и пр.) должны выполняться в соответствии с действующими строительными нормами и правилами (СНиП) Госстроя России при обязательном выполнении дополнительных требований, приведенных в ПУЭ.

 

1.1.24. Электроустановки должны удовлетворять требованиям действующих директивных документов о запрещении загрязнения окружающей среды, вредного или мешающего влияния шума, вибрации и электрических полей.

 

1.1.25. В электроустановках должны быть предусмотрены сбор и удаление отходов: химических веществ, масла, мусора, технических вод и т. п. В соответствии с действующими требованиями по охране окружающей среды должна быть исключена возможность попадания указанных отходов в водоемы, систему отвода ливневых вод, овраги, а также на территории, не предназначенные для этих отходов.

 

1.1.26. Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок должны производиться на основе технико-экономических сравнений, применения простых и надежных схем, внедрения новейшей техники, с учетом опыта эксплуатации, наименьшего расхода цветных и других дефицитных материалов, оборудования и т. п.

 

1.1.27. При опасности возникновения электрокоррозии или почвенной коррозии должны предусматриваться соответствующие мероприятия по защите сооружений, оборудования, трубопроводов и других подземных коммуникаций.

 

1.1.28. В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем, надлежащее расположение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).

 

1.1.29. Буквенно-цифровое и цветовое обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.

 

Шины должны быть обозначены:

 

1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А — желтым цветом, фазы В — зеленым, фазы С — красным, нулевая рабочая N — голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной, — продольными  полосами желтого и зеленого цветов;

 

2) при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, — желтым цветом, а В, присоединенная к концу обмотки, — красным.

 

Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

 

3) при постоянном токе: положительная шина (+) — красным цветом, отрицательная (-) — синим и нулевая рабочая М- голубым;

 

4) резервная как резервируемая основная шина; если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.

 

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или для антикоррозийной защиты.

 

Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым только в местах присоединения шин; если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.

 

1.1.30. При расположении шин в распределительных устройствах (кроме КРУ заводского изготовления) необходимо соблюдать следующие условия:

 

1. В закрытых распределительных устройствах при переменном трехфазном токе шины должны располагаться:

 

а) сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин при вертикальном расположении А-В-С сверху вниз; при расположении горизонтально, наклонно или треугольником наиболее удаленная шина А, средняя В, ближайшая к коридору обслуживания С;

 

б) ответвления от сборных шин — слева направо А-В-С, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров — из центрального).

 

2. В открытых распределительных устройствах при переменном трехфазном токе шины должны располагаться:

 

а) сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин, шунтирующие перемычки и перемычки в схемах кольцевых, полуторных и т. п., должны иметь со стороны главных трансформаторов на высшем напряжении шину А;

 

б) ответвления от сборных шин в открытых распределительных устройствах должны выполняться так, чтобы расположение шин присоединений слева направо было А-В-С, если смотреть со стороны шин на трансформатор.

 

Расположение шин ответвлений в ячейках независимо от их размещения по отношению к сборным шинам должно быть одинаковым.

 

3. При постоянном токе шины должны располагаться:

 

а) сборные шины при вертикальном расположении: верхняя М, средняя (-), нижняя (+);

 

б) сборные шины при горизонтальном расположении: наиболее удаленная М, средняя (-) и ближайшая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания;

 

в) ответвления от сборных шин: левая шина М, средняя (-), правая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания.

 

В отдельных случаях допускаются отступления от требований, приведенных в п. 1-3, если их выполнение связано с существенным усложнением электроустановок (например, вызывает необходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транспозиции проводов ВЛ) или если применяются на подстанции две или более ступени трансформации.

 

1.1.31. Для защиты от влияния электроустановок должны предусматриваться меры в соответствии с "Общесоюзными нормами допускаемых индустриальных радиопомех" и "Правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияний линий электропередачи".

 

1.1.32. Безопасность обслуживающего персонала и посторонних лиц должна обеспечиваться путем:

 

применения надлежащей изоляции, а в отдельных случаях — повышенной;

 

применения двойной изоляции;

 

соблюдения соответствующих расстояний до токоведущих частей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей;

 

применения блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;

 

надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;

 

заземления или зануления корпусов электрооборудования и элементов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции;

 

выравнивания потенциалов;

 

применения разделительных трансформаторов;

 

применения напряжений 42 В и ниже переменного тока частотой 50 Гц и 110 В и ниже постоянного тока;

 

применения предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

 

применения устройств, снижающих напряженность электрических полей;

 

использования средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического поля в электроустановках, в которых его напряженность превышает допустимые нормы.

 

1.1.33. В электропомещениях с установками до 1 кВ допускается применение неизолированных и изолированных токоведущих частей без защиты от прикосновения, если по местным условиям такая защита не является необходимой для каких-либо иных целей (например, для защиты от механических воздействий). При этом доступные прикосновению части должны быть расположены так, чтобы нормальное обслуживание не было сопряжено с опасностью прикосновения к ним.

 

1.1.34. В жилых, общественных и тому подобных помещениях устройства, служащие для ограждения и закрытия токоведущих частей, должны быть сплошные; в производственных помещениях и электропомещениях эти устройства допускаются сплошные, сетчатые или дырчатые.

 

Ограждающие и закрывающие устройства должны быть выполнены так, чтобы снимать или открывать их было можно лишь при помощи ключей или инструментов.

 

1.1.35. Все ограждающие и закрывающие устройства должны обладать в соответствии с местными условиями достаточной механической прочностью. При напряжении выше 1 кВ толщина металлических ограждающих и закрывающих устройств должна быть не менее 1 мм. Устройства, предназначенные для защиты проводов и кабелей от механических повреждений, по возможности должны быть введены в машины, аппараты и приборы.

 

1.1.36. Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током, от действия электрической дуги и т. п. все электроустановки должны быть снабжены средствами защиты, а также средствами оказания первой помощи в соответствии с "Правилами применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках".

 

1.1.37. Пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих маслонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т. п., обеспечивается выполнением требований, приведенных в соответствующих главах ПУЭ. При сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями.

 

 

 

ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

 

 

1.1.38. Присоединение электроустановки к энергосистеме производится в соответствии с "Правилами пользования электрической энергией".

 

 

 

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

 

 

1.1.39. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки и установленное в них электрооборудование должны быть подвергнуты приемо-сдаточным испытаниям (см. гл. 1.8).

 

1.1.40. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки вводятся в промышленную эксплуатацию только после приемки их приемочными комиссиями согласно действующим положениям.

 

 

 

Глава 1.2

 

 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

 

1.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на все системы электроснабжения. Системы электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок, кроме требований настоящей главы, должны соответствовать также требованиям специальных правил.

 

1.2.2. Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.

 

1.2.3. Электрической частью энергосистемы называется совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы.

 

1.2.4. Электроэнергетической системой   называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

 

1.2.5. Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией.

 

Системой электроснабжения называется совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.

 

1.2.6. Централизованным электроснабжением называется электроснабжение потребителей от энергосистемы.

 

1.2.7. Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

 

1.2.8. Приемником электрической энергии (электроприемником) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.

 

1.2.9. Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.

 

1.2.10. Независимым источником питания электроприемника или группы электроприемников называется источник питания, на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных настоящими Правилами для послеаварийного режима, при исчезновении его на другом или других источниках питания этих электроприемников.

 

К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:

 

1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;

 

2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин.

 

 

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

 

1.2.11. При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:

 

1) перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

 

2) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их ведомственной принадлежности;

 

3) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу;

 

4) снижение потерь электрической энергии.

 

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

 

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.

 

1.2.12. При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

 

1.2.13. При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжелых системных авариях.

 

1.2.14. Требования 1.2.11-1.2.13 должны быть учтены на всех промежуточных этапах развития энергосистем и систем электроснабжения потребителей.

 

1.2.15. Проектирование электрических сетей должно осуществляться с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады и др.).

 

1.2.16. Работа электрических сетей 3-35 кВ должна предусматриваться с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью.

 

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

 

в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на ВЛ, и во всех сетях 35 кВ — более 10 А;

 

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на ВЛ:

 

при напряжении 3-6 кВ — более 30 А; при 10 кВ — более 20 А; при 15-20 кВ — более 15 А.

 

При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих дугогасящих реакторов.

 

 

 

КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

 

1.2.17. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:

 

Электроприемники I категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

 

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.

 

Электроприемники II категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

 

Электроприемники III категории — все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.

 

1.2.18. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

 

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

 

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

 

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

 

Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

 

1.2.19. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

 

Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

 

Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току ВЛ. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.

 

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут. допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

 

1.2.20. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сут.

 

 

 

УРОВНИ И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ, КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

 

 

1.2.21. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-87 "Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения".

 

1.2.22. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на тех шинах напряжением 6-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

 

1.2.23. Устройства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на присоединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме.

 

1.2.24. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях следует производить в соответствии с действующей инструкцией по компенсации реактивной мощности.

 

 

Глава 1.3

 

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ

ПЛОТНОСТИ ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

 

1.3.1. Настоящая глава Правил распространяется на выбор сечений электрических проводников (неизолированные и изолированные провода, кабели и шины) по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны. Если сечение проводника, определенное по этим условиям, получается меньше сечения, требуемого по другим условиям (термическая и электродинамическая стойкость при токах КЗ, потери и отклонения напряжения, механическая прочность, защита от перегрузки), то должно приниматься наибольшее сечение, требуемое этими условиями.

 

 

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ

 

 

1.3.2. Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т. п. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.

 

1.3.3. При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы электроприемников (с общей длительностью цикла до 10 мин и длительностью рабочего периода не более 4 мин) в качестве расчетного тока для проверки сечения проводников по нагреву следует принимать ток, приведенный к длительному режиму. При этом:

 

1) для медных проводников сечением до 6 мм, а для алюминиевых проводников до 10 мм ток принимается как для установок с длительным режимом работы;

 

2) для медных проводников сечением более 6 мм, а для алюминиевых проводников более 10 мм ток определяется умножением допустимого длительного тока на коэффициент , где  — выраженная в относительных единицах длительность рабочего периода (продолжительность включения по отношению к продолжительности цикла).

 

1.3.4. Для кратковременного режима работы с длительностью включения не более 4 мин и перерывами между включениями, достаточными для охлаждения проводников до температуры окружающей среды, наибольшие допустимые токи следует определять по нормам повторно — кратковременного режима (см. 1.3.3). При длительности включения более 4 мин, а также при перерывах недостаточной длительности между включениями наибольшие допустимые токи следует определять как для установок с длительным режимом работы.

 

1.3.5. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в табл. 1.3.1.

 

1.3.6. На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией допускается перегрузка до 10%, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15% номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут., если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

 

На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 сут. в пределах, указанных в табл. 1.3.2.

 

Таблица 1.3.1. Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией

 

Коэффициент предва-

рительной

нагрузки

 

Вид прокладки

 

Допустимая перегрузка по отношению  к номинальной в течение, ч

 

 

 

 

0,5

1,0

 

3,0

0,6

В земле

 

1,35

1,30

1,15

 

 

В воздухе

 

1,25

1,15

1,10

 

 

В трубах (в земле)

 

1,20

1,0

1,0

0,8

В земле

 

1,20

1,15

1,10

 

 

В воздухе

 

1,15

1,10

1,05

 

 

В трубах (в земле)

 

1,10

1,05

1,00

    

    

Таблица 1.3.2. Допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией

 

Коэффициент предва-

рительной

нагрузки

Вид прокладки

Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч

 

 

 

1

 

3

6

 

0,6

В земле

 

1,5

1,35

1,25

 

 

 

В воздухе

 

1,35

1,25

1,25

 

 

 

В трубах (в земле)

 

1,30

1,20

1,15

 

0,8

В земле

 

1,35

1,25

1,20

 

 

 

В воздухе

 

1,30

1,25

1,25

 

 

 

В трубах (в земле)

 

1,20

1,15

1,10

 

 

 

Для кабельных линий, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки должны быть понижены на 10%.

 

Перегрузка кабельных линий напряжением 20-35 кВ не допускается.

 

1.3.7. Требования к нормальным нагрузкам и послеаварийным перегрузкам относятся к кабелям и установленным на них соединительным и концевым муфтам и концевым заделкам.

 

1.3.8. Нулевые рабочие проводники в четырехпроводной системе трехфазного тока должны иметь проводимость не менее 50% проводимости фазных проводников; в необходимых случаях она должна быть увеличена до 100% проводимости фазных проводников.

 

1.3.9. При определении допустимых длительных токов для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин, а также для жестких и гибких токопроводов, проложенных в среде, температура которой существенно отличается от приведенной в 1.3.12-1.3.15 и 1.3.22, следует применять коэффициенты, приведенные в табл. 1.3.3.

 

Таблица 1.3.3. Поправочные коэффициенты на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха

 

Ус-

лов-

ная тем-

пе —

рату-

ра сре-

ды, °С

Нор-

ми-

рова-

нная тем-

пе-

рату-

ра жил, °С

 

 

 

Поправочные коэффициенты на токи

при расчетной температуре среды, °С

 

 

-5 и ниже

 

 

0

 

+5

 

 

+10

 

+15

 

+20

 

+25

 

+30

 

+35

 

+40

 

+45

 

+50

15

 

80

1,14

1,11

1,08

1,04

1,00

0,96

0,92

0,88

0,83

0,78

0,73

0,68

25

 

80

1,24

1,20

1,17

1,13

1,09

1,04

1,00

0,95

0,90

0,85

0,80

0,74

25

 

70

1,29

1,24

1,20

1,15

1,11

1,05

1,00

0,94

0,88

0,81

0,74

0,67

15

 

65

1,18

1,14

1,10

1,05

1,00

0,95

0,89

0,84

0,77

0,71

0,63

0,55

25

 

65

1,32

1,27

1,22

1,17

1,12

1,06

1,00

0,94

0,87

0,79

0,71

0,61

15

 

60

1,20

1,15

1,12

1,06

1,00

0,94

0,88

0,82

0,75

0,67

0,57

0,47

25

 

60

1,36

1,31

1,25

1,20

1,13

1,07

1,00

0,93

0,85

0,76

0,66

0,54

15

 

55

1,22

1,17

1,12

1,07

1,00

0,93

0,86

0,79

0,71

0,61

0,50

0,36

25

 

55

1,41

1,35

1,29

1,23

1,15

1,08

1,00

0,91

0,82

0,71

0,58

0,41

15

 

50

1,25

1,20

1,14

1,07

1,00

0,93

0,84

0,76

0,66

0,54

0,37

25

 

50

1,48

1,41

1,34

1,26

1,18

1,09

1,00

0,89

0,78

0,63

0,45

    

 

    

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ ПРОВОДОВ, ШНУРОВ И КАБЕЛЕЙ С РЕЗИНОВОЙ ИЛИ ПЛАСТМАССОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

 

 

1.3.10. Допустимые длительные токи для проводов с резиновой или поливинилхлоридной изоляцией, шнуров с резиновой изоляцией и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках приведены в табл. 1.3.4-1.3.11. Они приняты для температур: жил +65, окружающего воздуха +25 и земли + 15°С.

 

При определении количества проводов, прокладываемых в одной трубе (или жил многожильного проводника), нулевой рабочий проводник четырехпроводной системы трехфазного тока, а также заземляющие и нулевые защитные проводники в расчет не принимаются.

 

Данные, содержащиеся в табл. 1.3.4 и 1.3.5, следует применять независимо от количества труб и места их прокладки (в воздухе, перекрытиях, фундаментах).

 

Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, проложенных в коробах, а также в лотках пучками, должны приниматься: для проводов — по табл. 1.3.4 и 1.3.5 как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей — по табл. 1.3.6-1.3.8 как для кабелей, проложенных в воздухе. При количестве одновременно нагруженных проводов более четырех, проложенных в трубах, коробах, а также в лотках пучками, токи для проводов должны приниматься по табл. 1.3.4 и 1.3.5 как для проводов, проложенных открыто (в воздухе), с введением снижающих коэффициентов 0,68 для 5 и 6; 0,63 для 7-9 и 0,6 для 10-12 проводников.

 

Для проводов вторичных цепей снижающие коэффициенты не вводятся.

 

 

Таблица 1.3.4. Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами

 

 

 

 

Ток, А, для проводов, проложенных

 

Сечение токо-

прово- дящей

 

 

 

в одной трубе

 

жилы, мм

открыто

двух одно-

жильных

 

трех одно-

жильных

четырех одно-

жильных

одного

двух-

жильного

одного трех-

жильного

0,5

 

11

0,75

 

15

1

 

17

16

15

14

15

14

1,2

 

20

18

16

15

16

14,5

1,5

 

23

19

17

16

18

15

2

 

26

24

22

20

23

19

2,5

 

30

27

25

25

25

21

3

 

34

32

28

26

28

24

4

 

41

38

35

30

32

27

5

 

46

42

39

34

37

31

6

 

50

46

42

40

40

34

8

 

62

54

51

46

48

43

10

 

80

70

60

50

55

50

16

 

100

85

80

75

80

70

25

 

140

115

100

90

100

85

35

 

170

135

125

115

125

100

50

 

215

185

170

150

160

135

70

 

270

225

210

185

195

175

95

 

330

275

255

225

245

215

120

 

385

315

290

260

295

250

150

 

440

360

330

185

 

510

240

 

605

300

 

695

400

 

830

    

    

Таблица 1.3.5. Допустимый длительный ток для проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами

 

 

 

 

Ток, А, для проводов, проложенных

 

Сечение токо-

прово- дящей

 

 

 

в одной трубе

 

жилы, мм

открыто

двух одно-

жильных

 

трех одно-

жильных

четырех одно-

жильных

одного

двух-

жильного

одного трех-

жильного

21  

19

18

 

15 

 

17 

 

14 

2,5

 

24

20

19

19

19

16

3

 

27

24

22

21

22

18

4

 

32

28

28

23

25

21

5

 

36

32

30

27

28

24

6

 

39

36

32

30

31

26

8

 

46

43

40

37

38

32

10

 

60

50

47

39

42

38

16

 

75

60

60

55

60

55

25

 

105

85

80

70

75

65

35

 

130

100

95

85

95

75

50

 

165

140

130

120

125

105

70

 

210

175

165

140

150

135

95

 

255

215

200

175

190

165

120

 

295

245

220

200

230

190

150

 

340

275

255

185

 

390

240

 

465

300

 

535

400

 

645

    

    

Таблица 1.3.6. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабелей с медными жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной, найритовой или резиновой оболочке, бронированных и небронированных

 

 

 

 

Ток *, А, для проводов и кабелей

 

Сечение токопро-

водящей

одно-

жильных

двух-

жильных

трех-

жильных

жилы, мм

 

при прокладке

 

 

 

в воздухе

в воздухе

в земле

в воздухе

в земле

___________

* Токи относятся к проводам и кабелям как с нулевой жилой, так и без нее.

 

1,5

 

23

19

33

19

27

2,5

 

30

27

44

25

38

4

 

41

38

55

35

49

6

 

50

50

70

42

60

10

 

80

70

105

55

90

16

 

100

90

135

75

115

25

 

140

115

175

95

150

35

 

170

140

210

120

180

50

 

215

175

265

145

225

70

 

270

215

320

180

275

95

 

325

260

385

220

330

120

 

385

300

445

260

385

150

 

440

350

505

305

435

185

 

510

405

570

350

500

240

 

605

    

    

Таблица 1.3.7. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных

 

 

 

 

Ток, А, для кабелей

 

Сечение токопро-

водящей

одно-

жильных

двух-

жильных

трех-

жильных

жилы, мм

 

при прокладке

 

 

 

в воздухе

в воздухе

в земле

в воздухе

в земле

2,5

 

23

21

34

19

29

4

 

31

29

42

27

38

6

 

38

38

55

32

46

10

 

60

55

80

42

70

16

 

75

70

105

60

90

25

 

105

90

135

75

115

35

 

130

105

160

90

140

50

 

165

135

205

110

175

70

 

210

165

245

140

210

95

 

250

200

295

170

255

120

 

295

230

340

200

295

150

 

340

270

390

235

335

185

 

390

310

440

270

385

240

 

465

 

Примечание. Допустимые длительные токи для четырехжильных кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ могут выбираться по табл. 1.3.7, как для трехжильных кабелей, но с коэффициентом 0,92.

 

 

Таблица 1.3.8. Допустимый длительный ток для переносных шланговых легких и средних шнуров, переносных шланговых тяжелых кабелей, шахтных гибких шланговых, прожекторных кабелей и переносных проводов с медными жилами

 

Сечение токопроводящей жилы, мм

 

Ток *, А, для шнуров, проводов и кабелей

 

 

одножильных

 

двухжильных

трехжильных

________________

* Токи относятся к шнурам, проводам и кабелям с нулевой жилой и без нее.

 

0,5

 

12

0,75

 

16

14

1,0

 

18

16

1,5

 

23

20

2,5

 

40

33

28

4

 

50

43

36

6

 

. 65

55

45

10

 

90

75

60

16

 

120

95

80

25

 

160

125

105

35

 

190

150

130

50

 

235

185

160

70

 

290

235

200

    

    

Таблица 1.3.9. Допустимый длительный ток для переносных шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для торфопредприятий

 

Сечение токопроводящей жилы, мм

 

Ток *, А, для кабелей напряжением, кВ

 

 

0,5

 

3

6

__________________

* Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее.

 

6

 

44

45

47

10

 

60

60

65

16

 

80

80

85

25

 

100

105

105

35

 

125

125

130

50

 

155

155

160

70

 

190

195

    

    

Таблица 1.3.10. Допустимый длительный ток для шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для передвижных электроприемников

 

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

Ток *, А, для кабелей напряжением, кВ

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

Ток *, А, для кабелей напряжением, кВ

 

3

 

6

 

3

6

__________________

* Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее.

 

16

 

85

90

70

215

220

25

 

115

120

95

260

265

35

 

140

145

120

305

310

50

 

175

180

150

345

350

    

    

Таблица 1.3.11. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией для электрифицированного транспорта 1,3 и 4 кВ

 

 

Сечение токопрово-

 Дящей жилы, мм

 

 

 

Ток, А

 

Сечение токопрово-

 дящей жилы, мм

 

 

Ток, А

 

Сечение токопрово-

 дящей жилы, мм

 

 

Ток, А

1

 

20

16

115

120

390

1,5

 

25

25

150

150

445

2,5

 

40

35

185

185

505

4

 

50

50

230

240

590

6

 

65

70

285

300

670

10

 

90

95

340

350

745

    

    

Таблица 1.3.12. Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах

 

 

 

Количество проложенных проводов и кабелей

 

Снижающий коэффициент для проводов, питающих

Способ прокладки

 

 

одно-

жильных

 

 

много-

жильных

отдельные электро-

приемники с коэффициен-

 том использова-

ния до 0,7

группы электро-

 приемников и отдельные приемники с коэф-

фициентом исполь-

зования более 0,7

 

Многослойно и пучками . . .

До 4

1,0

 

2

 

5-6

0,85

 

 

3-9

 

7-9

0,75

 

 

10-11

 

10-11

0,7

 

 

12-14

 

12-14

0,65

 

 

15-18

 

15-18

0,6

Однослойно

2-4

 

2-4

 

0,67

 

 

5

 

5

 

0,6

 

1.3.11. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лотках, при однорядной прокладке (не в пучках) следует принимать, как для проводов, проложенных в воздухе.

 

Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, следует принимать по табл. 1.3.4-1.3.7 как для одиночных проводов и кабелей, проложенных открыто (в воздухе), с применением снижающих коэффициентов, указанных в табл. 1.3.12.

 

При выборе снижающих коэффициентов контрольные и резервные провода и кабели не учитываются.

 

 

 

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

 

 

1.3.12. Допустимые длительные токи для кабелей напряжением до 35 кВ с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги в свинцовой, алюминиевой или поливинилхлоридной оболочке приняты в соответствии с допустимыми температурами жил кабелей:

 

Номинальное напряжение, кВ . . .

 

До 3

6

10

20 и 35

Допустимая температура жилы кабеля, °С ……………

 

 

+80

 

+65

 

+60

 

+50

 

1.3.13. Для кабелей, проложенных в земле, допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.13, 1.3.16, 1.3.19-1.3.22. Они приняты из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7-1,0 м не более одного кабеля при температуре земли +15°С и удельном сопротивлении земли 120 см·К/Вт.

 

 

Таблица 1.3.13. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в земле

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей

 

 

одно-

жильных до 1 кВ

двух-

жильных до 1 кВ

 

трехжильных напряжением, кВ

четырех- жильных до 1 кВ

 

 

 

до 3

 

6

10

 

6

 

80

70

10

 

140

105

95

80

85

16

 

175

140

120

105

95

115

25

 

235

185

160

135

120

150

35

 

285

225

190

160

150

175

50

 

360

270

235

200

180

215

70

 

440

325

285

245

215

265

95

 

520

380

340

295

265

310

120

 

595

435

390

340

310

350

150

 

675

500

435

390

355

395

185

 

755

490

440

400

450

240

 

880

570

510

460

300

 

1000

400

 

1220

500

 

1400

625

 

1520

 

800

 

1700

 

 

 

    

    

Таблица 1.3.14. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воде

 

 

 

 

Ток, А, для кабелей

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

трехжильных напряжением, кВ

четырех-

жильных

 до 1 кВ

 

 

до 3

 

6

10

 

 

16

 

135

120

 

 

25

 

210

170

150

195

 

35

 

250

205

180

230

 

50

 

305

255

220

285

 

70

 

375

310

275

350

 

95

 

440

375

340

410

 

120

 

505

430

395

470

 

150

 

565

500

450

 

185

 

615

545

510

 

240

 

715

625

585

 

    

    

Таблица 1.3.15. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воздухе

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей

 

 

одно- жильных до 1кВ

двух- жильных до 1кВ

трехжильных

напряжением, кВ

четырех- жильных до 1 кВ

 

 

 

 

до 3

6

10

 

 

6

 

55

45

 

 

10

 

95

75

60

55

60

 

16

 

120

95

80

65

60

80

 

25

 

160

130

105

90

85

100

 

35

 

200

150

125

110

105

120

 

50

 

245

185

155

145

135

145

 

70

 

305

225

200

175

165

185

 

95

 

360

275

245

215

200

215

 

120

 

150

 

415

 

470

320

 

375

285

 

330

250

 

 290

240

 

270

260

 

300

 

185

525

 

375

325

305

340

 

240

 

610

430

375

350

 

300

 

720

 

 

 

400

 

880

 

500

 

1020

 

625

 

1180

 

800

 

1400

 

    

    

Таблица 1.3.16. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле

 

Сечение токопро-

водящей жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей

 

 

одно- жильных до 1кВ

двух- жильных до 1кВ

трехжильных

напряжением, кВ

четырех- жильных до 1 кВ

 

 

 

 

до 3

6

10

 

 

6

 

60

55

 

 

10

110

80

75

60

 

65

 

16

 

135

110

90

80

75

90

 

25

 

180

140

125

105

90

115

 

35

 

220

175

145

125

115

135

 

50

 

275

210

180

155

140

165

 

70

 

340

250

220

190

165

200

 

95

 

400 

290

260

225

205

240

 

120

 

460

335

300

260

240

270

 

150

 

520

385

335

300

275

305

 

185

 

580

380

340

310

345

 

240

 

675

440

390

355

 

 

300

 

770

 

400

 

940

 

500

 

1080

 

625

 

1170

 

800

 

1310

 

    

    

Таблица 1.3.17. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воде

 

 

 

Ток, А, для кабелей

 

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

трехжильных напряжением, кВ

 

четырех-

жильных

до 1 кВ

 

 

до 3

6

10

 

 

16

 

105

90

 

25

 

160

130

115

150

 

35

 

190

160

140

175

 

50

 

235

195

170

220

 

70

 

290

240

210

270

 

95

 

340

290

260

315

 

120

 

390

330

305

360

 

150

 

435

385

345

 

185

 

475

420

390

 

240

 

550

480

450

 

    

    

Таблица 1.3.18. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в воздухе

 

 

 

Ток, А, для кабелей

 

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

одно-

жильных до 1 кВ

двух-

жильных до 1 кВ

 

трехжильных

напряжением, кВ

четырех-

жильных до 1 кВ

 

 

 

 

до 3

6

 

10

 

 

6

 

42

35

 

10

 

75

55

46

42

45

 

16

 

90

75

60

50

46

60

 

25

 

125

100

80

70

65

75

 

35

 

155

115

95

85

80

95

 

50

 

190

140

120

110

105

110

 

70

 

235

175

155

135

130

140

 

95

 

275

210

190

165

155

165

 

120

 

320

245

220

190

185

200

 

150

 

360

290

255

225

210

230

 

185

 

405

290

250

235

260

 

240

 

470

330

290

270

 

300

 

555

 

400

 

675

 

500

 

785

 

625

 

910

 

800

 

1080

 

    

    

Таблица 1.3.19. Допустимый длительный ток для трехжильных кабелей напряжением 6 кВ с медными жилами с обедненнопропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке, прокладываемых в земле и воздухе

 

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей проложенных

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей проложенных

 

в земле

 

в воздухе

 

в земле

в воздухе

16

 

90

65

70

220

170

25

 

120

90

95

265

210

35

 

145

110

120

310

245

50

180

140

 

150

355

290

    

    

Таблица 1.3.20. Допустимый длительный ток для трехжильных кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами с обедненнопропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке, прокладываемых в земле и воздухе

 

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей проложенных

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

Ток, А, для кабелей проложенных

 

 

в земле

 

в воздухе

 

в земле

в воздухе

16

 

70

50

70

170

130

25

 

90

70

95

205

160

35

 

110

85

120

240

190

50

 

140

110

150

275

225

    

    

Таблица 1.3.21. Допустимый длительный ток для кабелей с отдельно освинцованными медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе

 

 

 

 

Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ

 

Сечение токопро-

20

35

 

водящей

жилы, мм

при прокладке

 

 

 

в земле

 

в воде

в воздухе

в земле

в воде

в воздухе

25

110

120

85

 

 

 

35

135

145

100

 

 

 

50

165

180

120

 

 

 

70

 

200

225

150

95

 

240

275

180

120

 

275

315

205

270

290

205

150

 

315

350

230

310

230

185

 

355

390

265

    

    

Таблица 1.3.22. Допустимый длительный ток для кабелей с отдельно освинцованными алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе

 

 

 

 

Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ

 

Сечение токопро-

20

35

 

Водящей

жилы, мм

при прокладке

 

 

 

в земле

 

в воде

в воздухе

в земле

в воде

в воздухе

25

 

85

90

65

35

 

105

110

75

50

 

125

140

90

70

 

155

175

115

95

 

185

210

140

120

 

210

245

160

210

225

160

150

 

240

270

175

240

175

185

 

275

300

205

    

    

Таблица 1.3.23. Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток для кабелей, проложенных в земле, в зависимости от удельного сопротивления земли

 

 

Характеристика земли

Удельное сопротивление см·К/Вт

 

 

Поправочный коэффициент

Песок влажностью более 9% песчано-глинистая почва влажностью более 1%

 

80

1,05

Нормальные почва и песок влажностью 7-9%, песчано-глинистая почва влажностью 12-14%

 

120

1,00

Песок влажностью более 4 и менее 7%, песчано-глинистая почва влажностью 8-12%

 

200

0,87

Песок влажностью до 4%, каменистая почва

 

300

0,75

 

 

При удельном сопротивлении земли, отличающемся от 120 см·К/Вт, необходимо к токовым нагрузкам, указанным в упомянутых ранее таблицах, применять поправочные коэффициенты, указанные в табл. 1.3.23.

 

1.3.14. Для кабелей, проложенных в воде, допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.14, 1.3.17, 1.3.21, 1.3.22. Они приняты из расчета температуры воды +15°С.

 

1.3.15. Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, при любом количестве кабелей и температуре воздуха +25°С допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.15, 1.3.18-1.3.22, 1.3.24, 1.3.25.

 

1.3.16. Допустимые длительные токи для одиночных кабелей, прокладываемых в трубах в земле, должны приниматься как для тех же кабелей, прокладываемых в воздухе, при температуре, равной температуре земли.

 

 

Таблица 1.3.24. Допустимый длительный ток для одножильных кабелей с медной жилой с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, небронированных, прокладываемых в воздухе

 

Сечение токопроводящей жилы, мм

 

Ток *, А, для кабелей напряжением, кВ

 

 

до 3

20

35

 

______________________

* В числителе указаны токи для кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35-125 мм, в знаменателе — для кабелей, расположенных вплотную треугольником.

 

10

 

85/-

16

 

120/-

25

 

145/-

105/110

35

 

170/-

125/135

50

 

215/-

155/165

70

 

260/-

185/205

95

 

305/-

220/255

120

 

330/-

245/290

240/265

150

 

360/-

270/330

265/300

185

 

385/-

290/360

285/335

240

 

435/-

320/395

315/380

300

 

460/-

350/425

340/420

400

 

485/-

370/450

 

500

 

505/-

625

 

525/-

 

800

 

550/-

 

 

 

1.3.17. При смешанной прокладке кабелей допустимые длительные токи должны приниматься для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения, если длина его более 10 м. Рекомендуется применять в указанных случаях кабельные вставки большего сечения.

 

1.3.18. При прокладке нескольких кабелей в земле (включая прокладку в трубах) допустимые длительные токи должны быть уменьшены путем введения коэффициентов, приведенных в табл. 1.3.26. При этом не должны учитываться резервные кабели.

 

Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями между ними менее 100 мм в свету не рекомендуется.

 

1.3.19. Для масло- и газонаполненных одножильных бронированных кабелей, а также других кабелей новых конструкций допустимые длительные токи устанавливаются заводами-изготовителями.

 

1.3.20. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, следует определять по эмпирической формуле

 

,

 

где  — допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, определяемый по табл. 1.3.27;  — коэффициент, выбираемый по табл. 1.3.28 в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке;  — коэффициент, выбираемый в зависимости от напряжения кабеля:

 

Номинальное напряжение кабеля, кВ +..

До 3

6

 

10

 

Коэффициент  ……….++++++…

1,09

1,05

1,0

 

 — коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока:

 

Среднесуточная загрузка ………..

 

1

0,85

0,7

Коэффициент +++++++++..+

1

1,07

1,16

    

    

Таблица 1.3.25. Допустимый длительный ток для одножильных кабелей с алюминиевой жилой с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, небронированных, прокладываемых в воздухе

 

Сечение токопроводящей жилы, мм

 

Ток *, А, для кабелей напряжением, кВ

 

 

до 3

 

20

35

_______________

* В числителе указаны токи для кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35-125 мм, в знаменателе — для кабелей, расположенных вплотную треугольником.

 

10

 

65/-

 

16

 

90/-

 

25

 

110/-

80/85

35

 

130/-

95/105

50

 

165/-

120/130

70

 

200/-

140/160

95

 

235/-

170/195

120

 

255/-

190/225

185/205

150

 

275/-

210/255

205/230

185

 

295/-

225/275

220/255

240

 

335/-

245/305

245/290

300

 

355/-

270/330

260/330

400

 

375/-

285/350

500

 

390/-

625

 

405/-

 

800

 

425/-

 

 

 

 

Таблица 1.3.26. Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб)

 

Расстояние

между кабелями в свету, мм

 

Коэффициент при количестве кабелей

 

 

 

1

 

2

3

4

5

6

 

100

 

1,00

0,90

0,85

0,80

0,78

0,75

 

200

 

1,00

0,92

0,87

0,84

0,82

0,81

 

300

 

1,00

0,93

0,90

0,87

0,86

0,85

 

    

    

Таблица 1.3.27. Допустимый длительный ток для кабелей, кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм, прокладываемых в блоках

 

 

 

Таблица 1.3.28. Поправочный коэффициент  на сечение кабеля

 

Сечение токопро-

водящей

жилы, мм

 

Коэффициент для номера канала в блоке

 

1

 

2

3

4

25

 

0,44

0,46

0,47

0,51

35

 

0,54

0,57

0,57

0,60

50

 

0,67

0,69

0,69

0,71

70

 

0,81

0,84

0,84

0,85

95

 

1,00

1,00

1,00

1,00

120

 

1,14

1,13

1,13

1,12

150

 

1,33

1,30

1,29

1,26

185

 

1,50

1,46

1,45

1,38

240

 

1,78

1,70

1,68

1,55

 

 

Резервные кабели допускается прокладывать в незанумерованных каналах блока, если они работают, когда рабочие кабели отключены.

 

1.3.21. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в двух параллельных блоках одинаковой конфигурации, должны уменьшаться путем умножения на коэффициенты, выбираемые в зависимости от расстояния между блоками:

 

Расстояние между блоками, мм

 

500

1000

1500

2000

2500

3000

Коэффициент ………

0,85

0,89

0,91

0,93

0,95

0,96

 

 

 

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ И ШИН

 

 

1.3.22. Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и окрашенных шин приведены в табл. 1.3.29-1.3.35. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева +70°С при температуре воздуха +25°С.

 

Для полых алюминиевых проводов марок ПА500 и ПА600 допустимый длительный ток следует принимать:

 

Марка провода ………

 

ПА500

Па6000

Ток, А …………..

1340

1680

 

1.3.23. При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи, приведенные в табл. 1.3.33, должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин с шириной полос более 60 мм.

 

1.3.24. При выборе шин больших сечений необходимо выбирать наиболее экономичные по условиям пропускной способности конструктивные решения, обеспечивающие наименьшие добавочные потери от поверхностного эффекта и эффекта близости и наилучшие условия охлаждения (уменьшение количества полос в пакете, рациональная конструкция пакета, применение профильных шин и т.п.).

 

 

Таблица 1.3.29. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80

 

 

 

 

 

 

Ток, А, для проводов марок

 

Номи

нальное сечение,

Сечение (алюми-

ний/

АС, АСКС,

АСК, АСКП

М

А и АКП

М

А и АКП

мм

сталь), мм

вне помещений

внутри помещений

 

вне помещений

 

внутри помещений

10

 

10/1,8

84

53

95

60

16

 

16/2,7

111

79

133

105

102

75

25

 

25/4,2

142

109

183

136

137

106

35

 

35/6,2

175

135

223

170

173

130

50

 

50/8

210

165

275

215

219

165

70

 

70/11

265

210

337

265

268

210

95

 

95/16

330

260

422

320

341

255

 

120/19

 

390

313

485

375

395

300

120

 

120/27

375

 

 

 

 

 

 

150/19

450

365

570

440

465

355

150

 

150/24

450

365

 

 

 

 

 

 

150/34

450

 

 

 

 

 

 

185/24

520

430

650

500

540

410

185

 

185/29

510

425

 

 

 

 

 

 

185/43

515

 

 

 

 

 

 

240/32

605

505

760

590

685

490

240

 

240/39

610

505

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

240/56

610

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

300/39

710

600

880

680

740

570

300

300/48

690

585

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

300/66

680

 

 

 

 

 

 

 

 

 

330

 

330/27

730

 

 

 

 

400/22

830

713

1050

815

895

690

400

 

400/51

825

705

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

400/64

860

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

500/27

960

830

980

820

500

 

500/64

945

815

 

 

 

 

 

 

 

 

600

 

600/72

1050

920

1100

 

955

700

 

700/86

1180

1040

 

 

Таблица 1.3.30. Допустимый длительный ток для шин круглого и трубчатого сечений

 

 

 

 

Круглые шины

 

 

Медные трубы

Алюминиевые

трубы

 

 

Стальные трубы

 

 

 

Ток *, А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Переменный ток, А

 

Диаметр, мм

 

медные

 

алюми-

ниевые

Внутрен-

ний и наруж-

ный диаметры, мм

Ток, А

Внутрен-

ний и наруж-

ный диа-

метры, мм

 

Ток, А

Условный проход, мм

Толщина стенки, мм

Наруж-

ный диаметр, мм

 

без разреза

 

с про-

дольным разрезом

 

____________________

* В числителе приведены нагрузки при переменном токе, в знаменателе — при постоянном.

 

 

6

 

155/155

120/120

12/15

340

13/16

295

8

2,8

13,5

75

7

 

195/195

150/150

14/18

460

17/20

345

10

2,8

17,0

90

8

 

235/235

180/180

16/20

505

18/22

425

15

3,2

21.3

118

10

 

320/320

245/245

18/22

555

27/30

500

20

3,2

26,8

145

12

 

415/415

320/320

20/24

600

26/30

575

25

4,0

33,5

180

14

 

505/505

390/390

22/26

650

25/30

640

32

4,0

42,3

220

15

 

565/565

435/435

25/30

830

36/40

765

40

4,0

48,0

255

16

 

610/615

475/475

29/34

925

35/40

850

50

4,5

60,0

320

18

 

720/725

560/560

35/40

1100

40/45

935

65

4,5

75,5

390

19

 

780/785

605/610

40/45

1200

45/50

1040

80

4,5

88,5

455

20

 

835/840

650/655

45/50

1330

50/55

1150

100

5,0

114

670

770

21

 

900/905

695/700

49/55

1580

54/60

1340

125

5,5

140

800

890

22

 

955/965

740/745

53/60

1860

64/70

1545

150

5,5

165

900

1000

25

 

1140/1165

885/900

62/70

2295

74/80

1770

27

 

1270/1290

980/1000

72/80

2610

72/80

2035

28

 

1325/1360

1025/1050

75/85

3070

75/85

2400

30

 

1450/1490

1120/1155

90/95

2460

90/95

1925

35

 

1770/1865

1370/1450

95/100

3060

90/100

2840

38

 

1960/2100

1510/1620

40

 

2080/2260

1610/1750

42

 

2200/2430

1700/1870

45

 

2380/2670

1850/2060

    

    

Таблица 1.3.31. Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения

 

 

 

 

Медные шины

 

 

Алюминиевые шины

 

Стальные шины

Размеры,

мм

 

Ток *, А, при количестве полос на полюс или фазу

 

 

Размеры, мм

 

Ток *, А

 

 

1

 

2

3

4

1

2

3

4

 

 

________________

* В числителе приведены значения переменного тока, в знаменателе — постоянного.

 

15х3

 

210

165

16х2,5

55/70

20х3

 

275

215

20х2,5

60/90

25х3

 

340

265

25х2,5

75/110

30х4

 

475

365/370

20х3

65/100

40х4

 

625

-/1090

480

-/855

25х3

80/120

40х5

 

700/705

-/1250

540/545

-/965

30х3

95/140

50х5

 

860/870

-/1525

-/1895

665/670

-/1180

-/1470

40х3

125/190

50х6

 

955/960

-/1700

-/2145

740/745

-/1315

-/1655

50х3

 

155/230

60х6

 

1125/1145

1740/1990

2240/2495

870/880

1350/1555

1720/1940

60х3

185/280

80х6

 

1480/1510

2110/2630

2720/3220

1150/1170

1630/2055

2100/2460

70х3

215/320

100х6

 

1810/1875

2470/3245

3170/3940

1425/1455

1935/2515

2500/3040

75х3

230/345

60х8

 

1320/1345

2160/2485

2790/3020

1025/1040

1680/1840

2180/2330

80х3

245/365

80х8

 

1690/1755

2620/3095

3370/3850

1320/1355

2040/2400

2620/2975

90х3

275/410

100х8

 

2080/2180

3060/3810

3930/4690

1625/1690

2390/2945

3050/3620

100х3

305/460

120х8

 

2400/2600

3400/4400

4340/5600

1900/2040

2650/3350

3380/4250

20х4

70/115

60х10

 

1475/1525

2560/2725

3300/3530

1155/1180

2010/2110

2650/2720

22х4      

75/125

80х10

 

1900/1990

3100/3510

3990/4450

1480/1540

2410/2735

3100/3440

25х4

85/140

100х10

 

2310/2470

3610/4325

4650/5385

5300/6060

1820/1910

2860/3350

3650/4160

4150/4400

30х4

100/165

120х10

 

2650/2950

4100/5000

5200/6250

5900/6800

2070/2300

3200/3900

4100/4860

4650/5200

40х4

130/220

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

50х4

165/270

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

60х4

195/325

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

70х4

225/375

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

80х4

260/430

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

90х4

290/480

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

100х4

325/535

    

 

 

Таблица 1.3.32. Допустимый длительный ток для неизолированных бронзовых и сталебронзовых проводов

 

Провод

 

Марка провода

Ток *, А

________________

* Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением =0,03 Ом·мм/м.

 

Бронзовый

 

Б-50

 

215

 

 

Б-70

 

265

 

 

Б-95

 

330

 

 

Б-120

 

380

 

 

Б-150

 

430

 

 

Б-185

 

500

 

 

Б-240

 

600

 

 

Б-300

 

700

Сталебронзовый

 

БС-185

 

515

 

 

БС-240

 

640

 

 

БС-300

 

750

 

 

БС-400

 

890

 

 

БС-500

 

980

    

    

Таблица 1.3.33. Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов

 

Марка провода

 

Ток, А

Марка провода

Ток, А

ПСО-3

 

23

ПС-25

60

ПСО-3,5

 

26

ПС-35

75

ПСО-4

 

30

ПС-50

90

ПСО-5

 

35

ПС-70

125

 

 

 

 

ПС-95

135

    

    

Таблица 1.3.34. Допустимый длительный ток для четырехполосных шин с расположением полос но сторонам квадрата ("полый пакет")

 

 

 

 

Размеры, мм

 

Попереч-

ное сечение

 

Ток, А, на пакет шин

 

 

 

 

четырех-

полосной шины, мм

 

медных

 

алюминиевых

 

80

 

8

140

157

2560

5750

4550

 

80

 

10

144

160

3200

6400

5100

 

100

 

8

160

185

3200

7000

5550

 

100

 

10

164

188

4000

7700

6200

 

120

 

10

184

216

4800

9050

7300

 

 

 

Таблица 1.3.35. Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения

 

 

 

 

 

Размеры, мм

 

Попе-

речное сечение

 

Ток, А, на две шины

 

 

 

 

 

 

 

 

одной шины, мм

 

медные

 

алюми-

ниевые

 

75

 

35

4

6

520

2730

 

75

 

35

5,5

6

695

3250

2670

 

100

 

45

4,5

8

775

3620

2820

 

100

 

45

6

8

1010

4300

3500

 

125

 

55

6,5

10

1370

5500

4640

 

150

 

65

7

10

1785

7000

5650

 

175

 

80

8

12

2440

8550

6430

 

200

 

90

10

14

3435

9900

7550

 

200

 

90

12

16

4040

10500

8830

 

225

 

105

12,5

16

4880

12500

10300

 

250

 

115

12,5

16

5450

10800

 

 

 

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА

 

 

1.3.25. Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение , мм, определяется из соотношения

 

,

 

где  — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;  — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм, для заданных условий работы, выбираемое по табл. 1.3.36.

 

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.

 

1.3.26. Выбор сечений проводов линий электропередачи постоянного и переменного тока напряжением 330 кВ и выше, а также линий межсистемных связей и мощных жестких и гибких токопроводов, работающих с большим числом часов использования максимума, производится на основе технико-экономических расчетов.

 

1.3.27. Увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. При этом во избежание увеличения количество линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных значений, приведенных в табл. 1.3.36.

 

 

Таблица 1.3.36. Экономическая плотность тока

 

 

 

Проводники

Экономическая плотность тока, А/мм, при числе часов использования максимума нагрузки в год

 

 

более 1000 до 3000

 

более 3000 до 5000

 

более 5000

Неизолированные провода и шины:

 

 

 

 

медные

 

2,5

2,1

1,8

алюминиевые

 

1,3

1,1

1,0

Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами:

 

 

 

 

медными

 

3,0

2,5

2,0

алюминиевыми

 

1,6

1,4

1,2

Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:

 

 

 

 

медными

 

3,5

3,1

2,7

алюминиевыми

 

1,9

1,7

1,6

 

В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Следует также проверять целесообразность повышения напряжения линии.

 

Данными указаниями следует руководствоваться также при замене существующих проводов проводами большего сечения или при прокладке дополнительных линий для обеспечения экономической плотности тока при росте нагрузки. В этих случаях должна учитываться также полная стоимость всех работ по демонтажу и монтажу оборудования линии, включая стоимость аппаратов и материалов.

 

1.3.28. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

 

сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000-5000;

 

ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;

 

сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;

 

проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т. п.;

 

сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3-5 лет.

 

1.3.29. При пользовании табл. 1.3.36 необходимо руководствоваться следующим (см. также 1.3.27):

 

1. При максимуме нагрузки в ночное время экономическая плотность тока увеличивается на 40%.

 

2. Для изолированных проводников сечением 16 мм и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40%.

 

3. Для линий одинакового сечения с  ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в  раз, причем  определяется из выражения

 

,

 

где   — нагрузки отдельных участков линии;  — длины отдельных участков линии;  — полная длина линии.

 

4. При выборе сечений проводников для питания  однотипных, взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т. д.), из которых  одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36, в  раз, где  равно:

 

.

 

 

1.3.30. Сечение проводов ВЛ 35 кВ в сельской местности, питающих понижающие подстанции 35/6 — 10 кВ с трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой, должно выбираться по экономической плотности тока. Расчетную нагрузку при выборе сечений проводов рекомендуется принимать на перспективу в 5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию. Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резервирования в сетях 35 кВ в сельской местности, должны применяться минимальные по длительно допустимому току сечения проводов, исходя из обеспечения питания потребителей электроэнергии в послеаварийных и ремонтных режимах.

 

1.3.31. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.

 

1.3.32. Для линий электропередачи напряжением 6-20 кВ приведенные в табл. 1.3.36 значения плотности тока допускается применять лишь тогда, когда они не вызывают отклонения напряжения у приемников электроэнергии сверх допустимых пределов с учетом применяемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

 

 

 

ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ И РАДИОПОМЕХ

 

 

1.3.33. При напряжении 35 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента негладкости проводников.

 

При этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.

 

Проверку следует проводить в соответствии с действующими руководящими указаниями.

 

Кроме того, для проводников необходима проверка по условиям допустимого уровня радиопомех от короны.

 

Глава 1.4

 

ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

 

1.4.1. Настоящая глава Правил распространяется на выбор и применение по условиям КЗ электрических аппаратов и проводников в электроустановках переменного тока частотой 50 Гц, напряжением до и выше 1 кВ.

 

 

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

 

1.4.2. По режиму КЗ должны проверяться (исключения см. в 1.4.3):

 

1. В электроустановках выше 1 кВ:

 

а) электрические аппараты, токопроводы, кабели и другие проводники, а также опорные и несущие конструкции для них;

 

б) воздушные линии электропередачи при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов при динамическом действии токов КЗ.

 

Кроме того, для линий с расщепленными проводами должны быть проверены расстояния между распорками расщепленных проводов для предупреждения повреждения распорок и проводов при схлестывании.

 

Провода ВЛ, оборудованные устройствами быстродействующего автоматического повторного включения, следует проверять и на термическую стойкость.

 

2. В электроустановках до 1 кВ — только распределительные щиты, токопроводы и силовые шкафы. Трансформаторы тока по режиму КЗ не проверяются.

 

Аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ или могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.

 

Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

 

1.4.3. По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

 

1. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, — по электродинамической стойкости.

 

2. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, — по термической стойкости.

 

Цепь считается защищенной плавким предохранителем, если его отключающая способность выбрана в соответствии с требованиями настоящих Правил и он способен отключить наименьший возможный аварийный ток в данной цепи.

 

3. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВ·А и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:

 

а) в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;

 

б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

 

в) возможна замена проводника без значительных затруднений.

 

4. Проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в п. 3, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие, приведенное в п. 3, б.

 

5. Трансформаторы тока в цепях до 20 кВ, питающих трансформаторы или реактированные линии, в случаях, когда выбор трансформаторов тока по условиям КЗ требует такого завышения коэффициентов трансформации, при котором не может быть обеспечен необходимый класс точности присоединенных измерительных приборов (например, расчетных счетчиков); при этом на стороне высшего напряжения в цепях силовых трансформаторов рекомендуется избегать применения трансформаторов тока, не стойких к току КЗ, а приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на стороне низшего напряжения.

 

6. Провода ВЛ (см. также 1.4.2, п. 1, б).

 

7. Аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором, встроенным в предохранитель или установленным отдельно.

 

1.4.4. При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся.

 

Расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка, не менее чем на 5 лет от запланированного срока ввода ее в эксплуатацию.

 

При этом допустимо вести расчет токов КЗ приближенно для начального момента КЗ.

 

1.4.5. В качестве расчетного вида КЗ следует принимать:

 

1. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями — трехфазное КЗ.

 

2. Для определения термической стойкости аппаратов и проводников — трехфазное КЗ; на генераторном напряжении электростанций — трехфазное или двухфазное в зависимости от того, какое из них приводит к большему нагреву.

 

3. Для выбора аппаратов по коммутационной способности — по большему из значений, получаемых для случаев трехфазного и однофазного КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю); если выключатель характеризуется двумя значениями коммутационной способности — трехфазной и однофазной — соответственно по обоим значениям.

 

1.4.6. Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условия повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях (исключения см. в 1.4.7 и 1.4.17, п. 3). Со случаями одновременного замыкания на землю различных фаз в двух разных точках схемы допустимо не считаться.

 

1.4.7. На реактированных линиях в закрытых распределительных устройствах проводники и аппараты, расположенные до реактора и отделенные от питающих сборных шин (на ответвлениях от линий — от элементов основной цепи) разделяющими полками, перекрытиями и т. п., набираются по току КЗ за реактором, если последний расположен в том же здании и соединение выполнено шинами.

 

Шинные ответвления от сборных шин до разделяющих полок и проходные изоляторы в последних должны быть выбраны исходя из КЗ до реактора.

 

1.4.8. При расчете термической стойкости в качестве расчетного времени следует принимать сумму времен, получаемую от сложения времени действия основной защиты (с учетом действия АПВ), установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя, и полного времени отключения этого выключателя (включая время горения дуги).

 

При наличии зоны нечувствительности у основной защиты (по току, напряжению, сопротивлению и т. п.) термическую стойкость необходимо дополнительно проверять, исходя из времени действия защиты, реагирующей на повреждение в этой зоне, плюс полное время отключения выключателя. При этом в качестве расчетного тока КЗ следует принимать то значение его, которое соответствует этому месту повреждения.

 

Аппаратура и токопроводы, применяемые в цепях генераторов мощностью 60 МВт и более, а также в цепях блоков генератор — трансформатор такой же мощности, должны проверяться по термической стойкости, исходя из времени прохождения тока КЗ 4 с.

 

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

 

 

1.4.9. В электроустановках до 1 кВ и выше при определении токов КЗ для выбора аппаратов и проводников и определения воздействия на несущие конструкции следует исходить из следующего:

 

1. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно с номинальной нагрузкой.

 

2. Все синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства форсировки возбуждения.

 

3. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ будет иметь наибольшее значение.

 

4. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.

 

5. Расчетное напряжение каждой ступени принимается на 5% выше номинального напряжения сети.

 

6. Должно учитываться влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не  учитывается при мощности электродвигателей до 100 кВт в единице, если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации либо если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т. п.).

 

1.4.10. В электроустановках выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, а также токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для ВЛ с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.

 

1.4.11. В электроустановках до 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные и активные сопротивления всех элементов цепи, включая активные сопротивления переходных контактов цепи. Допустимо пренебречь сопротивлениями одного вида (активными или индуктивными), если при этом полное сопротивление цепи уменьшается не более чем на 10%.

 

1.4.12. В случае питания электрических сетей до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.

 

1.4.1З. Элементы цепи, защищенной плавким предохранителем с токоограничивающим действием, следует проверять на электродинамическую стойкость по наибольшему мгновенному значению тока КЗ, пропускаемого предохранителем.

 

 

 

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ И ИЗОЛЯТОРОВ, ПРОВЕРКА НЕСУЩИХ

КОНСТРУКЦИЙ ПО УСЛОВИЯМ ДИНАМИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ

ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

 

 

1.4.14. Усилия, действующие на жесткие шины и передающиеся ими на изоляторы и поддерживающие жесткие конструкции, следует рассчитывать по наибольшему мгновенному значению тока трехфазного КЗ  с учетом сдвига между токами в фазах и без учета механических колебаний шинной конструкции. В отдельных случаях (например, при предельных расчетных механических напряжениях) могут быть учтены механические колебания шин и шинных конструкций.

 

Импульсы силы, действующие на гибкие проводники и поддерживающие их изоляторы, выводы и конструкции, рассчитываются по среднеквадратическому (за время прохождения) току двухфазного замыкания между соседними фазами. При расщепленных проводниках и гибких токопроводах взаимодействие токов КЗ в проводниках одной и той же фазы определяется по действующему значению тока трехфазного КЗ.

 

Гибкие токопроводы должны проверяться на схлестывание.

 

1.4.15. Найденные расчетом в соответствии с 1.4.14 механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные и проходные изоляторы, должны составить в случае применения одиночных изоляторов не более 60% соответствующих гарантийных значений наименьшего разрушающего усилия; при спаренных опорных изоляторах — не более 100% разрушающего усилия одного изолятора.

 

При применении шин составных профилей (многополосные, из двух швеллеров и т. д.) механические напряжения находятся как арифметическая сумма напряжений от взаимодействия фаз и взаимодействия элементов каждой шины между собой.

 

Наибольшие механические напряжения в материале жестких шин не должны превосходить 0,7 временного сопротивления разрыву по ГОСТ.

 

 

 

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ

 

 

1.4.16. Температура нагрева проводников при КЗ должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, °С:

 

Шины:

 

медные +++++…………………………….

 

300

алюминиевые  ++++………………………..

 

200

стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратами  ..

 

400

стальные с непосредственным присоединением к аппаратам  …++++

300

 

Кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, кВ:

 

до 10 ……+++++++++++..

 

200

20-220 ++++++++++++..

125

 

Кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией:

 

поливинилхлоридной и резиновой ..+++++++

 

150

полиэтиленовой ++++++++++++

120

 

Медные неизолированные провода при тяжениях, Н/мм:

 

менее 20 +++++++++++++++++++

 

250

20 и более +++++++++++++++++.

200

 

Алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/мм:

 

менее 10 +++++++++++

 

200

10 и более ++++++++++++.

160

 

Алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов ……

200

 

 

 

1.4.17. Проверка кабелей на нагрев токами КЗ в тех случаях, когда это требуется в соответствии с 1.4.2 и 1.4.3, должна производиться для:

 

1) одиночных кабелей одной строительной длины, исходя из КЗ в начале кабеля;

 

2) одиночных кабелей со ступенчатыми сечениями по длине, исходя из КЗ в начале каждого участка нового сечения;

 

3) пучка из двух и более параллельно включенных кабелей, исходя из КЗ непосредственно за пучком (по сквозному току КЗ).

 

1.4.18. При проверке на термическую стойкость аппаратов и проводников линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения суммарной продолжительности прохождения тока КЗ по таким линиям.

 

Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.

 

 

 

ВЫБОР АППАРАТОВ ПО КОММУТАЦИОННОЙ

 СПОСОБНОСТИ

 

 

1.4.19. Выключатели выше 1 кВ следует выбирать:

 

1) по отключающей способности с учетом параметров восстанавливающегося напряжения;

 

2) по включающей способности. При этом выключатели генераторов, установленные на стороне генераторного напряжения, проверяются только на несинхронное включение в условиях противофазы.

 

1.4.20. Предохранители следует выбирать по отключающей способности. При этом в качестве расчетного тока следует принимать действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ без учета токоограничивающей способности предохранителей.

 

1.4.21. Выключатели нагрузки и короткозамыкатели следует выбирать по предельно допустимому току, возникающему при включении на КЗ.

 

1.4.22. Отделители и разъединители не требуется проверять по коммутационной способности при КЗ. При использовании отделителей и разъединителей для отключения-включения ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов или уравнительных токов параллельных цепей отделители и разъединители следует проверять по режиму такого отключения-включения.

 

Глава 1.5

 

 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

 

1.5.1. Настоящая глава Правил содержит требования к учету электроэнергии в электроустановках. Дополнительные требования к учету электроэнергии в жилых и общественных зданиях приведены в гл. 7.1.

 

1.5.2. Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее.

 

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

 

1.5.3. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п.

 

Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

 

 

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

 

1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

 

1) выработанной генераторами электростанций;

 

2) потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций;

 

3) отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;

 

4) переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

 

5) отпущенной потребителям из электрической сети.

 

Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

 

определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;

 

составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;

 

контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии.

 

1.5.5. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

 

 

 

ПУНКТЫ УСТАНОВКИ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

 

 

1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.

 

1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

 

1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;

 

2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, — по два счетчика со стопорами;

 

3) для межсистемных линий электропередачи — два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;

 

4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 1.5.10).

 

Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков;

 

5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).

 

Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;

 

6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;

 

7) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

 

На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

 

1.5.8. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики  активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий.

 

1.5.9. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:

 

1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10);

 

2) для межсистемных линий электропередачи — по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы — по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;

 

3) на трансформаторах СН;

 

4) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т. п.), присоединенных к шинам СН.

 

5) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, — два счетчика со стопорами.

 

Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков.

 

1.5.10. Расчетные счетчики, предусматриваемые в соответствии с 1.5.7, п. 4 и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.

 

1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

 

1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;

 

2) на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

 

Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5.

 

В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН), допускается организация учета на отходящих линиях 6-10 кВ.

 

Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии;

 

3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей;

 

4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения;

 

5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе.

 

Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.

 

1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

 

1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

 

2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

 

Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.

 

Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

 

 

 

ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТНЫМ СЧЕТЧИКАМ

 

 

1.5.13. Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке — пломбу энергоснабжающей организации.

 

На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес., а на однофазных счетчиках — с давностью не более 2 лет.

 

1.5.14. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков.

 

1.5.15. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены ниже:

 

Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 МВ·А и более +++++++++.

 

 

0,5 (0,7)*

___________________

*Значение, указанное в скобках, относится к импортируемым счетчикам.

 

Генераторы мощностью 12-50 МВт, межсистемные линии электропередачи 110-150 кВ, трансформаторы мощностью 10-40 МВ·А +++++++++++..

 

 

1,0

 

Прочие объекты учета ++++++++++..

2,0

 

 

 

Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.

 

 

 

УЧЕТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

 

1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

 

Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока.

 

Трансформаторы напряжения, используемые для присоединения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.

 

1.5.17. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке — не менее 5%.

 

1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами.

 

Допускается производить совместное присоединение токовых цепей, если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, а совместное присоединение не приводит к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока, служащих для учета, и обеспечивает необходимые характеристики устройств релейной защиты.

 

Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 1.5.21).

 

1.5.19. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

 

Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.

 

Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 1,5% номинального напряжения.

 

1.5.20. Для присоединения расчетных счетчиков на линиях электропередачи 110 кВ и выше допускается установка дополнительных трансформаторов тока (при отсутствии вторичных обмоток для присоединения счетчиков, для обеспечения работы счетчика в требуемом классе точности, по условиям нагрузки на вторичные обмотки и т. п.). См. также 1.5.18.

 

1.5.21. Для обходных выключателей 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов тока на одну ступень по отношению к указанному в 1.5.16.

 

Для обходного выключателя 110 кВ и шиносоединительного (междусекционного) выключателя 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5; при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень.

 

Такое же включение счетчиков и снижение класса точности трансформаторов тока допускается для шиносоединительного (междусекционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110-220 кВ со встроенными трансформаторами тока.

 

1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четерех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции.

 

1.5.23. Цепи учета следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки.

 

Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей.

 

Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.

 

1.5.24. Трансформаторы напряжения, используемые только для учета и защищенные на стороне высшего напряжения предохранителями, должны иметь контроль целости предохранителей.

 

1.5.25. При нескольких системах шин и присоединении каждого трансформатора напряжения только к своей системе шин должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на трансформаторы напряжения соответствующих систем шин.

 

1.5.26. На подстанциях потребителей конструкция решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования.

 

Рукоятки приводов разъединителей трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должны иметь приспособления для их пломбирования.

 

 

 

УСТАНОВКА СЧЕТЧИКОВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКА К НИМ

 

 

1.5.27. Счетчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С.

 

Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами.

 

Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С.

 

1.5.28. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15+25°С. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года.

 

1.5.29. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

 

Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках.

 

Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

 

1.5.30. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т. п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей).

 

1.5.31. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т. п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1°. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.

 

1.5.32. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4.

 

1.5.33. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается.

 

1.5.34. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19).

 

1.5.35. При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску.

 

1.5.36. Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

 

Трансформаторы тока, используемые для присоединения счетчиков на напряжении до 380 В, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности.

 

1.5.37. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями гл. 1.7. При этом заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.

 

1.5.38. При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

 

 

 

ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ

 

 

1.5.39. На тепловых и атомных электростанциях с агрегатами (блоками), не оборудованными информационными или управляющими вычислительными машинами, следует устанавливать стационарные или применять инвентарные переносные счетчики технического учета в системе СН для возможности расчетов технико-экономических показателей. При этом установка счетчиков активной электроэнергии должна производиться в цепях электродвигателей, питающихся от шин распределительного устройства основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд, и в цепях всех трансформаторов, питающихся от этих шин.

 

1.5.40. На электростанциях с поперечными связями (имеющих общий паропровод) должна предусматриваться на стороне генераторного напряжения превышающих трансформаторов техническая возможность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля правильности работы расчетных генераторных счетчиков.

 

1.5.41. Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

 

Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше энергосистем.

 

Указанные требования к установке счетчиков электроэнергии подлежат реализации по мере обеспечения счетчиками.

 

1.5.42. На предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применения инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфабриката.

 

Допускается установка счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистем.

 

На установку и снятие счетчиков технического учета на предприятиях разрешения энергоснабжающей организации не требуется.

 

1.5.43. Приборы технического учета на предприятиях (счетчики и измерительные трансформаторы) должны находиться в ведении самих потребителей и должны удовлетворять требованиям 1.5.13 (за исключением требования о наличии пломбы энергоснабжающей организации), 1.5.14 и 1.5.15.

 

1.5.44. Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии должны соответствовать значениям, приведенным ниже:

 

Для линий электропередачи с двусторонним питанием напряжением 220 кВ и выше, трансформаторов мощностью 63 МВ·А и более+++++++++++++..

 

1,0

 

Для прочих объектов учета …….+++++++.

2,0

 

Классы точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

 

 

Глава 1.6

 

ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

 

1.6.1. Настоящая глава Правил распространяется на измерения электрических величин, осуществляемых при помощи стационарных средств (показывающих, регистрирующих, фиксирующих и др.).

 

Правила не распространяются на лабораторные измерения и на измерения, осуществляемые с помощью переносных приборов.

 

Измерения неэлектрических величин, а также измерения других электрических величин, не регламентированных Правилами, требуемые в связи с особенностями технологического процесса или основного оборудования, выполняются на основании соответствующих нормативных документов.

 

 

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

 

1.6.2. Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

 

1) класс точности измерительных приборов должен быть не хуже 2,5;

 

2) классы точности измерительных шунтов, добавочных резисторов, трансформаторов и преобразователей должны быть не хуже приведенных в табл. 1.6.1.

 

3) пределы измерения приборов должны выбираться с учетом возможных наибольших длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений.

 

1.6.3. Установка измерительных приборов должна, как правило, производиться в пунктах, откуда осуществляется управление.

 

 

Таблица 1.6.1. Классы точности средств измерений

 

 

Класс точности прибора

 

Класс точности шунта, добавочного резистора

Класс точности измерительного преобразователя

Класс точности измерительного трансформатора

 

1,0

 

0,5

0,5

0,5

 

1,5

 

0,5

0,5*

0,5*

 

___________________

* Допускается 1,0.

 

2,5

 

0,5

1,0

1,0**

 

__________________

** Допускается 3,0.

 

 

 

На подстанциях и гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала допускается не устанавливать стационарные показывающие приборы, при этом должны быть предусмотрены места для присоединения переносных приборов специально обученным персоналом.

 

1.6.4. Измерения на линиях электропередачи 330 кВ и выше, а также на генераторах и трансформаторах должны производиться непрерывно.

 

На генераторах и трансформаторах гидроэлектростанций допускается производить измерения периодически с помощью средств централизованного контроля.

 

Допускается производить измерения "по вызову" на общий для нескольких присоединений (за исключением указанных в первом абзаце) комплект показывающих приборов, а также применять другие средства централизованного контроля.

 

1.6.5. При установке регистрирующих приборов в оперативном контуре пункта управления допускается не устанавливать показывающие приборы для непрерывного измерения тех же величин.

 

 

 

ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА

 

 

1.6.6. Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования.

 

1.6.7. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях:

 

1) генераторов постоянного тока и силовых преобразователей;

 

2) аккумуляторных батарей, зарядных, подзарядных и разрядных устройств;

 

3) возбуждения синхронных генераторов, компенсаторов, а также электродвигателей с регулируемым возбуждением.

 

Амперметры постоянного тока должны иметь двусторонние шкалы, если возможно изменение направления тока.

 

1.6.8. В цепях переменного трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы.

 

Измерение тока каждой фазы должно производиться:

 

1) для синхронных турбогенераторов мощностью 12 МВт и более;

 

2) для линий электропередачи с пофазным управлением, линий с продольной компенсацией и линий, для которых предусматривается возможность длительной работы в неполнофазном режиме; в обоснованных случаях может быть предусмотрено измерение тока каждой фазы линий электропередачи 330 кВ и выше с трехфазным управлением;

 

3) для дуговых электропечей.

 

 

 

ИЗМЕРЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

 

 

1.6.9. Измерение напряжения, как правило, должно производиться:

 

1) на секциях сборных шин постоянного и переменного тока, которые могут работать раздельно.

 

Допускается установка одного прибора с переключением на несколько точек измерения.

 

На подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения, если установка трансформаторов напряжения на стороне высшего напряжения не требуется для других целей;

 

2) в цепях генераторов постоянного и переменного тока, синхронных компенсаторов, а также в отдельных случаях в цепях агрегатов специального назначения.

 

При автоматизированном пуске генераторов или других агрегатов установка на них приборов для непрерывного измерения напряжения не обязательна;

 

3) в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 1 МВт и более. В цепях возбуждения гидрогенераторов измерение не обязательно;

 

4) в цепях силовых преобразователей, аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств;

 

5) в цепях дугогасящих реакторов.

 

1.6.10. В трехфазных сетях производится измерение, как правило, одного междуфазного напряжения. В сетях напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью допускается измерение трех междуфазных напряжений для контроля исправности цепей напряжением одним прибором (с переключением).

 

1.6.11. Должна производиться регистрация значений одного междуфазного напряжения сборных шин 110 кВ и выше (либо отклонения напряжения от заданного значения) электростанций и подстанций, по напряжению на которых ведется режим энергосистемы.

 

 

 

КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ

 

 

1.6.12. В сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной средней точкой, как правило, должен выполняться автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз (или полюса) ниже заданного значения, с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

 

Допускается осуществлять контроль изоляции путем периодических измерений напряжений с целью визуального контроля асимметрии напряжения.

 

 

 

ИЗМЕРЕНИЕ МОЩНОСТИ

 

 

1.6.13. Измерение мощности должно производиться в цепях:

 

1) генераторов — активной и реактивной мощности.

 

При установке на генераторах мощностью 100 МВт и более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не хуже 1,0.

 

На электростанциях мощностью 200 МВт и более должна также измеряться суммарная активная мощность.

 

Рекомендуется измерять суммарную активную мощность электростанций мощностью менее 200 МВт при необходимости автоматической передачи этого параметра на вышестоящий уровень оперативного управления;

 

2) конденсаторных батарей мощностью 25 Мвар и более и синхронных компенсаторов — реактивной мощности;

 

3) трансформаторов и линий, питающих СН напряжением 6 кВ и выше тепловых электростанций, — активной мощности;

 

4) повышающих двухобмоточных трансформаторов электростанций — активной и реактивной мощности. В цепях повышающих трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов с использованием обмотки низшего напряжения) измерение активной и реактивной мощности должно производиться со стороны среднего и низшего напряжений.

 

Для трансформатора, работающего в блоке с генератором, измерение мощности со стороны низшего напряжения следует производить в цепи генератора;

 

5) понижающих трансформаторов 220 кВ и выше — активной и реактивной, напряжением 110-150 кВ — активной мощности.

 

В цепях понижающих двухобмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны низшего напряжения, а в цепях понижающих трехобмоточных трансформаторов — со стороны среднего и низшего напряжений.

 

На подстанциях 110-220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения измерение мощности допускается не выполнять. При этом должны предусматриваться места для присоединения контрольных показывающих или регистрирующих приборов;

 

6) линий напряжением 110 кВ и выше с двусторонним питанием, а также обходных выключателей — активной и реактивной мощности;

 

7) на других элементах подстанций, где для периодического контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности, должна предусматриваться возможность присоединения контрольных переносных приборов.

 

1.6.14. При установке щитовых показывающих приборов в цепях, в которых направление мощности может изменяться, эти приборы должны иметь двустороннюю шкалу.

 

1.6.15. Должна производиться регистрация:

 

1) активной мощности турбогенераторов (мощностью 60 МВт и более);

 

2) суммарной мощности электростанций (мощностью 200 МВт и более).

 

 

 

ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ

 

 

1.6.16. Измерение частоты должно производиться:

 

1) на каждой секции шин генераторного напряжения;

 

2) на каждом генераторе блочной тепловой или атомной электростанций;

 

3) на каждой системе (секции) шин высшего напряжения электростанции;

 

4) в узлах возможного деления энергосистемы на несинхронно работающие части.

 

1.6.17. Регистрация частоты или ее отклонения от заданного значения должна производиться:

 

1) на электростанциях мощностью 200 МВт и более;

 

2) на электростанциях мощностью 6 МВт и более, работающих изолированно.

 

1.6.18. Абсолютная погрешность регистрирующих частотомеров на электростанциях, участвующих в регулировании мощности, должна быть не более  ± 0,1 Гц.

 

 

 

ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ СИНХРОНИЗАЦИИ

 

 

1.6.19. Для измерений при точной (ручной или полуавтоматической) синхронизации должны предусматриваться следующие приборы: два вольтметра (или двойной вольтметр); два частотомера (или двойной частотомер); синхроноскоп.

 

 

 

РЕГИСТРАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН

В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

 

 

1.6.20. Для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться автоматические осциллографы.

 

Расстановку автоматических осциллографов на объектах, а также выбор регистрируемых ими электрических параметров, как правило, следует производить в соответствии с рекомендациями, приведенными в табл. 1.6.2 и 1.6.3.

 

По согласованию с энергосистемами (районными энергетическими управлениями) могут предусматриваться регистрирующие приборы с ускоренной записью при аварии (для регистрации электрических параметров, не контролируемых с помощью автоматических осциллографов).

 

 

Таблица 1.6.2. Рекомендации по расстановке автоматических

аварийных осциллографов на объектах энергосистем

 

Напряжение распредели-

тельного устройства, кВ

 

Схема распределитель-

ного устройства

Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства

 

Количество устанавливаемых осциллографов

750

Любая

Любое

Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима)

 

500

"

Одна или две

Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)

 

500

"

Три или более

Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предаварийного режима)

 

330

"

Одна

Не устанавливается

 

330

"

Две или более

Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)

 

220

С секциями или системами шин

Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин

 

Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)

220

Тоже

Три или четыре на каждую секцию или рабочую систему шин

 

Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)

220

" "

Пять или более на каждую секцию или рабочую систему шин

Один-два для каждой секции или рабочей системы шин с одним пусковым устройством (без записи предаварийного режима)

 

220

Полуторная или многоугольник

Три или более

Один для трех-четырех линий или для каждой системы шин (без записи предаварийного режима)

 

220

Без выключателей 220 кВ или с одним выключателем

 

Одна или две

Не устанавливается

220

Треугольник, четырехугольник, мостик

То же

Допускается установка одного автоматического осциллографа, если на противоположных концах линий 220 кВ нет автоматических осциллографов

 

110

С секциями или системами шин

Одна — три на каждую секцию или систему шин

 

Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)

110

С секциями или системами шин

Четыре — шесть на каждую секцию или рабочую систему шин

 

Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)

110

С секциями или системами шин

Семь или более на каждую секцию или рабочую систему шин

Один для каждой секции или рабочей системы шин. Допускается установка двух автоматических осциллографов для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)

 

110

Без выключателей на стороне 110 кВ, мостик, треугольник, четырехугольник

 

Одна или две

Не устанавливается

 

 

Таблица 1.6.3. Рекомендации по выбору электрических параметров,

регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами

 

Напряжение распределительного устройства, кВ

 

 

Параметры, рекомендуемые для регистрации

автоматическими осциллографами

750, 500, 330

Фазные напряжения трех фаз линий. Напряжение и ток нулевой последовательности линий. Токи двух или трех фаз линий. Ток усилителя мощности, ток приема высокочастотного приемопередатчика и положение контактов выходного промежуточного реле высокочастотной защиты.

 

220, 110

Фазные напряжения и напряжение нулевой последовательности секции или рабочей системы шин. Токи нулевой последовательности линий, присоединенных к секции или рабочей системе шин. Фазные токи (двух или трех фаз) наиболее ответственных линий. Токи приема высокочастотных приемопередатчиков дифференциально-фазных защит межсистемных линий электропередачи.

 

 

1.6.21. На электрических станциях, принадлежащих потребителю и имеющих связь с энергосистемой (блок-станциях), автоматические аварийные осциллографы должны предусматриваться для каждой системы шин 110 кВ и выше, через которые осуществляется связь с энергосистемой по линиям электропередачи. Эти осциллографы, как правило, должны регистрировать напряжения (фазные и нулевой последовательности) соответствующей системы шин, токи (фазные и нулевой последовательности) линий электропередачи, связывающих блок-станцию с системой.

 

1.6.22. Для регистрации действия устройств противоаварийной системной автоматики рекомендуется устанавливать дополнительные осциллографы. Расстановка дополнительных осциллографов и выбор регистрируемых ими параметров должны предусматриваться в проектах противоаварийной системной автоматики.

 

1.6.23. Для определения мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше длиной более 20 км должны предусматриваться фиксирующие приборы.

 

 

 

Глава 1.7

 

ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ

ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

 

 

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

 

Смотри Технический циркуляр от 11.05.2000 № 6-1/2000 "О ВЫПОЛНЕНИИ ГЛАВНОЙ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕЙ ШИНЫ НА ВВОДЕ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЗДАНИЙ" в ПРИЛОЖЕНИИ

 

1.7.1. Настоящая глава Правил распространяется на все электроустановки переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ и выше и содержит общие требования к их заземлению и защите людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции.

 

Дополнительные требования приведены в соответствующих главах ПУЭ.

 

1.7.2. Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

 

электроустановки выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю);

 

электроустановки выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью (с малыми токами замыкания на землю);

 

электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;

 

электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью.

 

1.7.3. Электрической сетью с эффективно заземленной нейтралью называется трехфазная электрическая сеть выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

 

Коэффициентом замыкания на землю в трехфазной электрической сети называется отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.

 

1.7.4. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока).

 

1.7.5. Изолированной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, защиты, заземляющие дугогасящие реакторы и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление.

 

1.7.6. Заземлением какой-либо части электроустановки или другой установки называется преднамеренное электрическое соединение этой части с заземляющим устройством.

 

1.7.7. Защитным заземлением называется заземление частей электроустановки с целью обеспечения электробезопасности.

 

1.7.8. Рабочим заземлением называется заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки.

 

1.7.9. Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.

 

1.7.10. Замыканием на землю называется случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с конструктивными частями, не изолированными от земли, или непосредственно с землей.

 

Замыканием на корпус называется случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с их конструктивными частями, нормально не находящимися под напряжением.

 

1.7.11. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

 

1.7.12. Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность металлически соединенных между собой проводников (электродов), находящихся в соприкосновении с землей.

 

1.7.13. Искусственным заземлителем называется заземлитель, специально выполняемый для целей заземления.

 

1.7.14. Естественным заземлителем называются находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения, используемые для целей заземления.

 

1.7.15. Магистралью заземления или зануления называется соответственно заземляющий или нулевой защитный проводник с двумя или более ответвлениями.

 

1.7.16. Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем.

 

1.7.17. Защитным проводником (РЕ) в электроустановках называется проводник, применяемый для защиты от поражения людей и животных электрическим током. В электроустановках до 1 кВ защитный проводник, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора, называется нулевым защитным проводником.

 

1.7.18. Нулевым рабочим проводником (N) в электроустановках до 1 кВ называется проводник, используемый для питания электроприемников, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в трехпроводных сетях постоянного тока.

 

Совмещенным нулевым защитным и нулевым рабочим проводником (РЕN) в электроустановках до 1 кВ называется проводник, сочетающий функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников.

 

В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью нулевой рабочий проводник может выполнять функции нулевого защитного проводника.

 

1.7.19. Зоной растекания называется область земли, в пределах которой возникает заметный градиент потенциала при стекании тока с заземлителя.

 

1.7.20. Зоной нулевого потенциала называется зона земли за пределами зоны растекания.

 

1.7.21. Напряжением на заземляющем устройстве называется напряжение, возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземляющее устройство и зоной нулевого потенциала.

 

1.7.22. Напряжением относительно земли при замыкании на корпус называется напряжение между этим корпусом и зоной нулевого потенциала.

 

1.7.23. Напряжением прикосновения называется напряжение между двумя точками цепи тока замыкания на землю (на корпус) при одновременном прикосновении к ним человека.

 

1.7.24. Напряжением шага называется напряжение между двумя точками земли, обусловленное растеканием тока замыкания на землю, при одновременном касании их ногами человека.

 

1.7.25. Током замыкания на землю называется ток, стекающий в землю через место замыкания.

 

1.7.26. Сопротивлением заземляющего устройства называется отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю.

 

1.7.27. Эквивалентным удельным сопротивлением земли с неоднородной структурой называется такое удельное сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой.

 

Термин "удельное сопротивление", применяемый в настоящих Правилах, для земли с неоднородной структурой следует понимать как "эквивалентное удельное сопротивление".

 

1.7.28. Защитным отключением в электроустановках до 1 кВ называется автоматическое отключение всех фаз (полюсов) участка сети, обеспечивающее безопасные для человека сочетания тока и времени его прохождения при замыканиях на корпус или снижении уровня изоляции ниже определенного значения.

 

1.7.29. Двойной изоляцией электроприемника называется совокупность рабочей и защитной (дополнительной) изоляции, при которой доступные прикосновению части электроприемника не приобретают опасного напряжения при повреждении только рабочей или только защитной (дополнительной) изоляции.

 

1.7.30. Малым напряжением называется номинальное напряжение не более 42 В между фазами и по отношению к земле, применяемое в электрических установках для обеспечения электробезопасности.

 

1.7.31. Разделительным трансформатором называется трансформатор, предназначенный для отделения сети, питающей электроприемник, от первичной электрической сети, а также от сети заземления или зануления.

 

 

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

 

 

1.7.32. Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции должна быть применена, по крайней мере, одна из следующих защитных мер: заземление, зануление, защитное отключение, разделительный трансформатор, малое напряжение, двойная изоляция, выравнивание потенциалов.

 

1.7.33. Заземление или зануление электроустановок следует выполнять:

 

1) при напряжении 380 В и выше переменного тока и 440 В и выше постоянного тока — во всех электроустановках (см. также 1.7.44 и 1.7.48);

 

2) при номинальных напряжениях выше 42 В, но ниже 380 В переменного тока и выше 110 В, но ниже 440 В постоянного тока — только в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках.

 

Заземление или зануление электроустановок не требуется при номинальных напряжениях до 42 В переменного тока и до 110 В постоянного тока во всех случаях, кроме указанных в 1.7.46, п. 6, и в гл. 7.3 и 7.6.

 

1.7.34. Заземление или зануление электрооборудования, установленного на опорах ВЛ (силовые и измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители, конденсаторы и другие аппараты), должно быть выполнено с соблюдением требований, приведенных в соответствующих главах ПУЭ, а также в настоящей главе.

 

Сопротивление заземляющего устройства опоры ВЛ, на которой установлено электрооборудование, должно соответствовать требованиям:

 

1) 1.7.57-1.7.59 — в электроустановках выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью;

 

2) 1.7.62 — в электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;

 

3) 1.7.65 — в электроустановках до 1 кВ с  изолированной нейтралью;

 

4) 2.5.76 — в сетях 110 кВ и выше.

 

В трехфазных сетях до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью и в однофазных сетях с заземленным выводом источника однофазного тока установленное на опоре ВЛ электрооборудование должно быть занулено (см. 1.7.63).

 

1.7.35. Для заземления электроустановок в первую очередь должны быть использованы естественные заземлители. Если при этом сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимые значения, а также обеспечиваются нормированные значения напряжения на заземляющем устройстве, то искусственные заземлители должны применяться лишь при необходимости снижения плотности токов, протекающих по естественным заземлителям или стекающих с них.

 

1.7.36. Для заземления электроустановок различных назначений и различных напряжений, территориально приближенных одна к другой, рекомендуется применять одно общее заземляющее устройство.

 

Для объединения заземляющих устройств различных электроустановок в одно общее заземляющее устройство следует использовать все имеющиеся в наличии естественные, в особенности протяженные, заземляющие проводники.

 

Заземляющее устройство, используемое для заземления электроустановок одного или различных назначений и напряжений, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению этих электроустановок: защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения и т. д.

 

1.7.37. Требуемые настоящей главой сопротивления заземляющих устройств и напряжения прикосновения должны быть обеспечены при наиболее неблагоприятных условиях.

 

Удельное сопротивление земли следует определять, принимая в качестве расчетного значения, соответствующее тому сезону года, когда сопротивление заземляющего устройства или напряжение прикосновения принимает наибольшие значения.

 

1.7.38. Электроустановки до 1 кВ переменного тока могут быть с глухозаземленной или с изолированной нейтралью, электроустановки постоянного тока — с глухозаземленной или изолированной средней точкой, а электроустановки с однофазными источниками тока — с одним глухозаземленным или с обоими изолированными выводами.

 

В четырехпроводных сетях трехфазного тока и трехпроводных сетях постоянного тока глухое заземление нейтрали или средней точки источников тока является обязательным (см. также 1.7.105).

 

1.7.39. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью или глухозаземленным выводом источника однофазного тока, а также с глухозаземленной средней точкой в трехпроводных сетях постоянного тока должно быть выполнено зануление. Применение в таких электроустановках заземления корпусов электроприемников без их зануления не допускается.

 

В обоснованных случаях рекомендуется выполнять защитное отключение (для переносного ручного электроинструмента, некоторых жилых и общественных помещений, насыщенных металлическими конструкциями, имеющими связь с землей).

 

1.7.40. Электроустановки до 1 кВ переменного тока с изолированной нейтралью или изолированным выводом источника однофазного тока, а также электроустановки постоянного тока с изолированной средней точкой следует применять при повышенных требованиях безопасности (для передвижных установок, торфяных разработок, шахт). Для таких электроустановок в качестве защитной меры должно быть выполнено заземление в сочетании с контролем изоляции сети или защитное отключение.

 

1.7.41. В электроустановках выше 1 кВ с изолированной нейтралью должно быть выполнено заземление.

 

В таких электроустановках должна быть предусмотрена возможность быстрого отыскания замыканий на землю (см. 1.6.12). Защита от замыканий на землю должна устанавливаться с действием на отключение (по всей электрически связанной сети) в тех случаях, в которых это необходимо по условиям безопасности (для линий, питающих передвижные подстанции и механизмы, торфяные разработки и т. п.).

 

1.7.42. Защитное отключение рекомендуется применять в качестве основной или дополнительной меры защиты, если безопасность не может быть обеспечена путем устройства заземления или зануления, либо если устройство заземления или зануления вызывает трудности по условиям выполнения или по экономическим соображениям. Защитное отключение должно осуществляться устройствами (аппаратами), удовлетворяющими в отношении надежности действия специальным техническим условиям.

 

1.7.43. Трехфазная сеть до 1 кВ с изолированной нейтралью или однофазная сеть до 1 кВ с изолированным выводом, связанная через трансформатор с сетью выше 1 кВ, должна быть защищена пробивным предохранителем от опасности, возникающей при повреждении изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений трансформатора. Пробивной предохранитель должен быть установлен в нейтрали или фазе на стороне низшего напряжения каждого трансформатора. При этом должен быть предусмотрен контроль за целостью пробивного предохранителя.

 

1.7.44. В электроустановках до 1 кВ в местах, где в качестве защитной меры применяются разделительные или понижающие трансформаторы, вторичное напряжение трансформаторов должно быть: для разделительных трансформаторов — не более 380 В, для понижающих трансформаторов — не более 42 В.

 

При применении этих трансформаторов необходимо руководствоваться следующим:

 

1) разделительные трансформаторы должны удовлетворять специальным техническим условиям в отношении повышенной надежности конструкции и повышенных испытательных напряжений;

 

2) от разделительного трансформатора разрешается питание только одного электроприемника с номинальным током плавкой вставки или расцепителя автоматического выключателя на первичной стороне не более 15 А;

 

3) заземление вторичной обмотки разделительного трансформатора не допускается. Корпус трансформатора в зависимости от режима нейтрали сети, питающей первичную обмотку, должен быть заземлен или занулен. Заземление корпуса электроприемника, присоединенного к такому трансформатору, не требуется;

 

4) понижающие трансформаторы со вторичным напряжением 42 В и ниже могут быть использованы в качестве разделительных, если они удовлетворяют требованиям, приведенным в п. 1 и 2 настоящего параграфа. Если понижающие трансформаторы не являются разделительными, то в зависимости от режима нейтрали сети, питающей первичную обмотку, следует заземлять или занулять корпус трансформатора, а также один из выводов (одну из фаз) или нейтраль (среднюю точку) вторичной обмотки.

 

1.7.45. При невозможности выполнения заземления, зануления и защитного отключения, удовлетворяющих требованиям настоящей главы, или если это представляет значительные трудности по технологическим причинам, допускается обслуживание электрооборудования с изолирующих площадок.

 

Изолирующие площадки должны быть выполнены так, чтобы прикосновение к представляющим опасность незаземленным (незануленным) частям могло быть только с площадок. При этом должна быть исключена возможность одновременного прикосновения к электрооборудованию и частям другого оборудования и частям здания.

 

 

 

ЧАСТИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ЗАНУЛЕНИЮ ИЛИ ЗАЗЕМЛЕНИЮ

 

 

1.7.46. К частям, подлежащим занулению или заземлению согласно 1.7.33, относятся:

 

1) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п. (см. также 1.7.44);

 

2) приводы электрических аппаратов;

 

3) вторичные обмотки измерительных трансформаторов (см. также 3.4.23 и 3.4.24);

 

4) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемные или открывающиеся части, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 42 В переменного тока или более 110 В постоянного тока;

 

5) металлические конструкции распределительных устройств, металлические кабельные конструкции, металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, металлические рукава и трубы электропроводки, кожухи и опорные конструкции шинопроводов, лотки, короба, струны, тросы и стальные полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с заземленной или зануленной металлической оболочкой или броней), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;

 

6) металлические оболочки и броня контрольных и силовых кабелей и проводов напряжением до 42 В переменного тока и до 110 В постоянного тока, проложенных на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т. п. Вместе с кабелями и проводами, металлические оболочки и броня которых подлежат заземлению или занулению;

 

7) металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников;

 

8) электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов.

 

1.7.47. С целью уравнивания потенциалов в тех помещениях и наружных установках, в которых применяются заземление или зануление, строительные и производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, металлические корпуса технологического оборудования, подкрановые и железнодорожные рельсовые пути и т. п. должны быть присоединены к сети заземления или зануления. При этом естественные контакты в сочленениях являются достаточными.

 

1.7.48. Не требуется преднамеренно заземлять или занулять:

 

1) корпуса электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, установленных на заземленных (зануленных) металлических конструкциях, распределительных устройствах, на щитах, шкафах, щитках, станинах станков, машин и механизмов, при условии обеспечения надежного электрического контакта с заземленными или зануленными основаниями (исключение — см. гл. 7.3);

 

2) конструкции, перечисленные в 1.7.46, п. 5, при условии надежного электрического контакта между этими конструкциями и установленными на них заземленным или зануленным электрооборудованием. При этом указанные конструкции не могут быть использованы для заземления или зануления установленного на них другого электрооборудования;

 

3) арматуру изоляторов всех типов, оттяжек, кронштейнов и осветительной арматуры при установке их на деревянных опорах ВЛ или на деревянных конструкциях открытых подстанций, если это не требуется по условиям защиты от атмосферных перенапряжений.

 

При прокладке кабеля с металлической заземленной оболочкой или неизолированного заземляющего проводника на деревянной опоре перечисленные части, расположенные на этой опоре, должны быть заземлены или занулены;

 

4) съемные или открывающиеся части металлических каркасов камер распределительных устройств, шкафов, ограждений и т. п., если на съемных (открывающихся) частях не установлено электрооборудование или если напряжение установленного электрооборудования не превышает 42 В переменного тока или 110 В постоянного тока (исключение- см. гл. 7.3);

 

5) корпуса электроприемников с двойной изоляцией;

 

6) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали, в том числе протяжные и ответвительные коробки размером до 100 см, электропроводок, выполняемых кабелями или изолированными проводами, прокладываемыми по стенам, перекрытиям и другим элементам строений.

 

 

 

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ СЕТИ

С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

 

 

1.7.49. Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению (см. 1.7.51), либо к напряжению прикосновения (см. 1.7.52), а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению (см. 1.7.53 и 1.7.54) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (см. 1.7.50). Требования 1.7.49 — 1.7.54 не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ.

 

1.7.50. Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки. При напряжениях на заземляющем устройстве более 5 кВ и до 10 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

 

1.7.51. Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей.

 

В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку.

 

Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли и на расстоянии 0,8-1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены одна к другой, а расстояние между фундаментами или основаниями двух рядов не превышает 3,0 м.

 

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0 и 20,0 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6х6 м.

 

Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.

 

Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.

 

1.7.52. Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающих нормированных. Сопротивление заземляющего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю.

 

При определении значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При этом определения допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные для прикосновения производящему переключения персоналу, следует принимать время действия резервной защиты, а для остальной территории — основной защиты.

 

Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляемого оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должны превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее  0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубине, если необходимость этого подтверждается расчетом, а само выполнение не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителей. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1-0,2 м.

 

1.7.53. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения, дополнительно к требованиям 1.7.51 и 1.7.52 следует:

 

заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, в земле прокладывать на глубине не менее 0,3 м;

 

вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители (в четырех направлениях).

 

При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.

 

1.7.54. Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят ВЛ 110 кВ и выше, то ограду следует заземлить с помощью вертикальных заземлителей длиной 2-3 м, установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20-50 м. Установка таких заземлителей не требуется для ограды с металлическими стойками и с теми стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограды.

 

Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, с внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Выходящие за пределы ограды горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металлической оболочкой и другие металлические коммуникации должны быть проложены посередине между стойками ограды на глубине не менее 0,5 м. В местах примыкания внешней ограды к зданиям и сооружениям, а также в местах примыкания к внешней ограде внутренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпичные или деревянные вставки длиной не менее 1 м.

 

Не следует устанавливать на внешней ограде электроприемники до 1 кВ, которые питаются непосредственно от понизительных трансформаторов, расположенных на территории электроустановки. При размещении электроприемников на внешней ограде их питание следует осуществлять через разделительные трансформаторы. Эти трансформаторы не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяющая вторичную обмотку разделительного трансформатора с электроприемником, расположенным на ограде, должна быть изолирована от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.

 

Если выполнение хотя бы одного из указанных мероприятий невозможно, то металлические части ограды следует присоединить к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сторон отрады не превышало допустимых значений. При выполнении заземляющего устройства по допустимому сопротивлению с этой целью должен быть проложен с внешней стороны ограды на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м горизонтальный заземлитель. Этот заземлитель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.

 

1.7.55. Если заземляющее устройство промышленной или другой электро