Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru УДК 006 ББК 67-3 Б 59 Уважаемые читатели, если у вас в руках оказался бракованный экземпляр либо возникли иные претензии к издателю, просим вас обращаться на горячую линию 411-68-99 к ответственному редактору. Библия электрика : ПУЭ, МПОТ, ПТЭ. — М. : Эксмо, 2012. — 752 с. — (Российское Б 59 законодательство. Техническая литература). ISBN 978-5-699-47496-7 Правила распространяются на работников организаций (независимо от форм собственности и организационно-правовых форм) и других физических лиц, занятых техническим обслуживанием электроустановок, проводящих в них оперативные переключения, организующих и выполняющих строительные, монтажные, наладочные, ремонтные работы, испытания и измерения. УДК 006 ББК 67-3 ISBN 978-5-699-47496-7 © Оформление. ООО «Издательство «Эксмо», 2012 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru СОДЕРЖАНИЕ CБОРНИКА Правила устройства электроустановок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505 Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей . . . . 593 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК Шестое и седьмое издания (все действующие разделы) Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru СОДЕРЖАНИЕ Раздел 1 ОБЩИЕ ПРАВИЛА Глава 1.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Общие указания по устройству электроустановок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Глава 1.2. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ . . . . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения. Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 1.3. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор сечений проводников по нагреву. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Допустимые длительные токи для проводов, шнуров и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Допустимые длительные токи для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией . . . . . Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и шин . . . . . . . . . . . Выбор сечения проводников по экономической плотности тока. . . . . . . . . . . . . . . Проверка проводников по условиям короны и радиопомех . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20 . 20 . 20 . 21 . 22 . . 22 . . 22 . . 22 . . . . . . 25 . 29 . 34 . 40 . 42 Глава 1.4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42 Определение токов короткого замыкания для выбора аппаратов и проводников . . . . . . . 44 Выбор проводников и изоляторов, проверка несущих конструкций по условиям динамического действия токов короткого замыкания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 Выбор проводников по условиям нагрева при коротком замыкании . . . . . . . . . . . . . . 45 Выбор аппаратов по коммутационной способности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45 Глава 1.5. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ . . . . . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пункты установки средств учета электроэнергии . . . . Требования к расчетным счетчикам . . . . . . . . . . . Учет с применением измерительных трансформаторов Установка счетчиков и электропроводка к ним . . . . . Технический учет . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46 . 46 . 46 . 46 . 48 . 48 . 49 . 50 Глава 1.6. ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . Измерение тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Измерение напряжения . . . . . . . . . . . . . . . Контроль изоляции . . . . . . . . . . . . . . . . . Измерение мощности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51 . 51 . 51 . 52 . 52 . 52 . 52 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 8 ПУЭ Измерение частоты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Измерения при синхронизации. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Регистрация электрических величин в аварийных режимах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53 Глава 1.7. ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ . . . . . . . . Область применения. Термины и определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Меры защиты от прямого прикосновения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Меры защиты от прямого и косвенного прикосновений . . . . . . . . . . . . . . . . . Меры защиты при косвенном прикосновении. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие устройства в районах с большим удельным сопротивлением земли . . Заземлители . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземляющие проводники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Главная заземляющая шина . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защитные проводники (РЕ-проводники) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники (PEN-проводники). Проводники системы уравнивания потенциалов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов . . . . . . . . . . Переносные электроприемники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Передвижные электроустановки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электроустановки помещений для содержания животных . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 . 56 . 61 . 63 . 64 . 65 . . . . 70 . . . . 72 . . . . 73 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 74 . 75 . 75 . 76 . 76 . 77 . 80 . 80 . . . . . . . . . . . . . 80 . 81 . 82 . 84 Глава 1.8. НОРМЫ ПРИЕМОСДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие положения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.13. Синхронные генераторы и компенсаторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.14. Машины постоянного тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.15. Электродвигатели переменного тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки) . . . . . . . . . . 1.8.17. Измерительные трансформаторы тока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.18. Измерительные трансформаторы напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.19. Масляные выключатели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.20. Воздушные выключатели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.21. Элегазовые выключатели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.22. Вакуумные выключатели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.23. Выключатели нагрузки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.24. Разъединители, отделители и короткозамыкатели . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.25. Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.26. Комплектные токопроводы (шинопроводы) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.27. Сборные и соединительные шины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.28. Сухие токоограничивающие реакторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.29. Электрофильтры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.30. Конденсаторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.31. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений . . . . . . . . . . . . 1.8.32. Трубчатые разрядники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.33. Предохранители, предохранители-разъединители напряжением выше 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . 85 . 85 .86 .98 100 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102 105 106 107 108 111 111 112 112 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113 114 115 115 115 117 118 120 120 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 9 Содержание 1.8.34. Вводы и проходные изоляторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.35. Подвесные и опорные изоляторы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.36. Трансформаторное масло . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.37. Электрические аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.38. Аккумуляторные батареи . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.39. Заземляющие устройства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.40. Силовые кабельные линии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1.8.41. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ . . . . . . . . . Глава 1.9. ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения. Определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Изоляция ВЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Внешняя стеклянная и фарфоровая изоляция электрооборудования и ОРУ . . Выбор изоляции по разрядным характеристикам. . . . . . . . . . . . . . . . . Определение степени загрязнения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Коэффициенты использования основных типов изоляторов и изоляционных конструкций (стеклянных и фарфоровых) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 . . . . 122 . . . . 122 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122 125 125 128 130 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 130 130 130 131 132 132 132 . . . . . . . 139 Раздел 2 ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Глава 2.1. ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор вида электропроводки, выбор проводов и кабелей и способа их прокладки . Открытые электропроводки внутри помещений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Скрытые электропроводки внутри помещений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электропроводки в чердачных помещениях. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Наружные электропроводки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 141 141 143 144 146 149 149 149 Глава 2.2. ТОКОПРОВОДЫ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 35 КВ Область применения, определения . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . Токопроводы напряжением до 1 кВ . . . . . . . . . Токопроводы напряжением выше 1 кВ . . . . . . . Гибкие токопроводы напряжением выше 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150 150 150 151 152 153 Глава 2.3. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 220 КВ . . . . . . . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор способов прокладки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор кабелей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Подпитывающие устройства и сигнализация давления масла кабельных маслонаполненных линий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Соединения и заделки кабелей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Специальные требования к кабельному хозяйству электростанций, подстанций и распределительных устройств . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прокладка кабельных линий в земле . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прокладка кабельных линий в кабельных блоках, трубах и железобетонных лотках Прокладка кабельных линий в кабельных сооружениях . . . . . . . . . . . . . . . . Прокладка кабельных линий в производственных помещениях . . . . . . . . . . . . Подводная прокладка кабельных линий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 154 154 155 156 157 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159 . . . . 160 . . . . 160 . . . . . . . . . . . . Электротехническая библиотека Elec.ru . . . . . . . . . . . . 161 162 166 167 172 172 Электротехническая библиотека Elec.ru 10 ПУЭ Прокладка кабельных линий по специальным сооружениям . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 Глава 2.4. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ . . Область применения. Определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Климатические условия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Провода. Линейная арматура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Расположение проводов на опорах . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Изоляция . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземление. Защита от перенапряжений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Опоры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Габариты, пересечения и сближения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечения, сближения, совместная подвеска ВЛ с линиями связи, проводного вещания и РК . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечения и сближения ВЛ с инженерными сооружениями. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174 174 174 175 175 177 178 178 179 179 . . . . . 181 . . . . . 184 Глава 2.5. ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ . . . . . Область применения. Определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Требования к проектированию ВЛ, учитывающие особенности их ремонта и технического обслуживания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита ВЛ от воздействия окружающей среды. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Климатические условия и нагрузки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Провода и грозозащитные тросы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Расположение проводов и тросов и расстояния между ними . . . . . . . . . . . . . . . . . Изоляторы и арматура . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита от перенапряжений, заземление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Опоры и фундаменты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Большие переходы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности. . . . . . . . . . . . . . . Прохождение ВЛ по насаждениям . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прохождение ВЛ по населенной местности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ между собой . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ с сооружениями связи, сигнализации и проводного вещания . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ с железными дорогами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ с автомобильными дорогами . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение ВЛ с водными пространствами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прохождение ВЛ по мостам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Сближение ВЛ со взрыво- и пожароопасными установками . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ с надземными и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами . . . . . . . . . . . . . . . Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами . . . . . . . . . . . . . . . . Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185 185 186 188 189 190 197 203 206 207 212 216 220 221 222 223 225 227 233 235 238 240 240 241 241 243 245 Раздел 3 ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА Глава 3.1. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Требования к аппаратам защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электротехническая библиотека Elec.ru . . . . . . . . . . . . . . . . 246 246 246 246 Электротехническая библиотека Elec.ru 11 Содержание Места установки аппаратов защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 247 Глава 3.2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита турбогенераторов, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ . . . . . . . . . . Защита блоков генератор—трансформатор . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3–10 кВ с изолированной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита воздушных линий в сетях напряжением 110–500 кВ с эффективно заземленной нейтралью . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита синхронных компенсаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 248 . . . . . . . . 248 . . . . . . . . 249 . . . . . . . . 254 . . . . . . . . 257 . . . . . . . . 261 . . . . . . . . 266 . . . . . . . . 267 . . . . . . . . 268 . . . . . . . . .271 . . . . . . . . 273 Глава 3.3. АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА.ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ. . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое повторное включение (АПВ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР) . . . . . . . Включение генераторов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое регулирование возбуждения, напряжения и реактивной мощности Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ) . . . . . . . Автоматическое предотвращение нарушений устойчивости . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое прекращение асинхронного режима . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое ограничение снижения частоты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое ограничение повышения частоты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое ограничение снижения напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое ограничение повышения напряжения . . . . . . . . . . . . . . . . . Автоматическое предотвращение перегрузки оборудования. . . . . . . . . . . . . . Телемеханика . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 274 274 274 279 281 281 283 284 285 285 286 286 286 287 287 Глава 3.4. ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 289 Раздел 4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ Глава 4.1. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА И ДО 1,5 КВ ПОСТОЯННОГО ТОКА . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установка приборов и аппаратов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Шины, провода, кабели . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Конструкции распределительных устройств . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установка распределительных устройств в электропомещениях . . . . . . . Установка распределительных устройств в производственных помещениях . Установка распределительных устройств на открытом воздухе . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 295 295 295 295 296 296 296 297 297 Глава 4.2. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 КВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Открытые распределительные устройства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 298 298 299 304 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 12 ПУЭ Биологическая защита от воздействия электрических и магнитных полей . . . . . Закрытые распределительные устройства и подстанции . . . . . . . . . . . . . . . Внутрицеховые распределительные устройства и трансформаторные подстанции Комплектные, столбовые, мачтовые трансформаторные подстанции и сетевые секционирующие пункты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита от грозовых перенапряжений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений . . . . Защита от внутренних перенапряжений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Пневматическое хозяйство . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Масляное хозяйство . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установка силовых трансформаторов и реакторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 315 . . . . . 316 . . . . . 321 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 323 324 339 342 342 345 345 Глава 4.3. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ И УСТАНОВКИ . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита преобразовательных агрегатов . . . . . . . . . . . . . . . Размещение оборудования, защитные мероприятия . . . . . . . . Охлаждение преобразователей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Отопление, вентиляция и водоснабжение . . . . . . . . . . . . . . Строительная часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 349 349 349 350 351 353 353 354 Глава 4.4. АККУМУЛЯТОРНЫЕ УСТАНОВКИ Область применения . . . . . . . . . . . Электрическая часть . . . . . . . . . . . Строительная часть . . . . . . . . . . . . Санитарно-техническая часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354 354 354 356 357 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 358 358 358 358 360 361 361 Глава 5.2. ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ КОМПЕНСАТОРЫ . . . . . . Область применении . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Охлаждение и смазка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Система возбуждения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Размещение и установка генераторов и синхронных компенсаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 362 362 362 362 365 367 Глава 5.3. ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ И ИХ КОММУТАЦИОННЫЕ АППАРАТЫ. . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор электродвигателей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установка электродвигателей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Коммутационные аппараты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защита асинхронных и синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ . Защита электродвигателей напряжением до 1 кВ (асинхронных, синхронных и постоянного тока) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 367 367 368 368 369 369 371 Глава 5.4. ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ КРАНОВ . Область применения, определения . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . Троллеи напряжением до 1 кВ . . . . . . . . Выбор и прокладка проводов и кабелей . . . Управление, защита, сигнализация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Раздел 5 ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ УСТАНОВКИ Глава 5.1. ЭЛЕКТРОМАШИННЫЕ ПОМЕЩЕНИЯ . . Область применения, определения . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . Размещение и установка электрооборудования Смазка подшипников электрических машин . . Вентиляция и отопление . . . . . . . . . . . . . Строительная часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374 Электротехническая библиотека Elec.ru . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 375 375 375 376 378 379 Электротехническая библиотека Elec.ru 13 Содержание Освещение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379 Заземление и зануление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 379 Электрооборудование кранов напряжением выше 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 380 Глава 5.5. ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ЛИФТОВ . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электропроводка и токоподвод к кабине . . . . . . . Электрооборудование машинного помещения . . . . Защита . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Освещение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Заземление (зануление) . . . . . . . . . . . . . . . . Установки с бесконтактной аппаратурой управления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 381 381 381 381 382 382 382 383 383 Глава 5.6. КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ . . . . . . . . . Область применения, определения . . . . . . . . . . . . Схема электрических соединений, выбор оборудования . Защита . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические измерения . . . . . . . . . . . . . . . . . Установка конденсаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 384 384 384 385 385 385 Раздел 6 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ Глава 6.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ . . . . . . . . . . . . . Область применения. Определения . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . Аварийное освещение . . . . . . . . . . . . Выполнение и защита осветительных сетей. Защитные меры безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 387 387 387 389 389 390 Глава 6.2. ВНУТРЕННЕЕ ОСВЕЩЕНИЕ . Общие требования . . . . . . . . . Питающая осветительная сеть . . . Групповая сеть. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 391 391 391 392 Глава 6.3. НАРУЖНОЕ ОСВЕЩЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . Источники света, установка осветительных приборов и опор Питание установок наружного освещения . . . . . . . . . . . Выполнение и защита сетей наружного освещения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 392 392 394 394 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Глава 6.4. СВЕТОВАЯ РЕКЛАМА, ЗНАКИ И ИЛЛЮМИНАЦИЯ . . . . . . . . . . . . . . . . . . 395 Глава 6.5. УПРАВЛЕНИЕ ОСВЕЩЕНИЕМ . Общие требования . . . . . . . . . . Управление внутренним освещением Управление наружным освещением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 397 397 397 398 Глава 6.6. ОСВЕТИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ И ЭЛЕКТРОУСТАНОВОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА. . . . . 399 Осветительные приборы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 399 Электроустановочные устройства . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 400 Раздел 7 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ УСТАНОВОК Глава 7.1. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЖИЛЫХ, ОБЩЕСТВЕННЫХ, АДМИНИСТРАТИВНЫХ И БЫТОВЫХ ЗДАНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения. Определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования. Электроснабжение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Вводные устройства, распределительные щиты, распределительные пункты, групповые щитки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 402 . . . 402 . . . 403 . . . 403 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 14 ПУЭ Электропроводки и кабельные линии Внутреннее электрооборудование . . Учет электроэнергии . . . . . . . . . Защитные меры безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404 406 407 408 Глава 7.2. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЗРЕЛИЩНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ, КЛУБНЫХ УЧРЕЖДЕНИЙ И СПОРТИВНЫХ СООРУЖЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения. Определения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования. Электроснабжение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрическое освещение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Силовое электрооборудование . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Прокладка кабелей и проводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Защитные меры безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 410 410 410 412 413 414 414 . . . . . . . . 415 415 415 416 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 417 423 427 428 430 430 431 431 434 439 440 Глава 7.4. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ В ПОЖАРООПАСНЫХ ЗОНАХ . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определения. Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические машины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические аппараты и приборы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические грузоподъемные механизмы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Распределительные устройства, трансформаторные и преобразовательные подстанции . Электрические светильники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электропроводки, токопроводы, воздушные и кабельные линии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 440 440 440 441 442 443 443 444 444 Глава 7.5. ЭЛЕКТРОТЕРМИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки дуговых печей прямого, косвенного действия и дуговых печей сопротивления Установки индукционные и диэлектрического нагрева . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки печей сопротивления прямого и косвенного действия . . . . . . . . . . . . . . Электронно-лучевые установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ионные и лазерные установки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 446 446 446 447 459 461 461 462 463 Глава 7.6. ЭЛЕКТРОСВАРОЧНЫЕ УСТАНОВКИ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Требования к помещениям для электросварочных установок и сварочных постов . Установки электрической сварки (резки, наплавки) плавлением . . . . . . . . . . Установки электрической сварки с применением давления . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 463 463 463 464 466 467 469 Глава 7.3. ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОНАХ . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определения. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Классификация взрывоопасных смесей по ГОСТ 12.1.011-78 . . . . . . . . . . . . . . . Классификация и маркировка взрывозащищенного электрооборудования по ГОСТ 12.2.020-76* . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Классификация взрывоопасных зон . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Выбор электрооборудования для взрывоопасных зон. Общие требования . . . . . . . . Электрические машины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические аппараты и приборы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические грузоподъемные механизмы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электрические светильники . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Распределительные устройства,трансформаторные и преобразовательные подстанции Электропроводки, токопроводы и кабельные линии . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Зануление и заземление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Молниезащита и защита от статического электричества . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электротехническая библиотека Elec.ru . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Электротехническая библиотека Elec.ru 15 Содержание Глава 7.7. ТОРФЯНЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ . . . . Область применения. Определения . . . . . . . Электроснабжение . . . . . . . . . . . . . . . . Защита . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Подстанции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Воздушные линии электропередачи . . . . . . . Кабельные линии . . . . . . . . . . . . . . . . . Электродвигатели, коммутационные аппараты . Заземление . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Приемка электроустановок в эксплуатацию . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 469 469 470 470 470 470 471 472 472 472 Глава 7.10. ЭЛЕКТРОЛИЗНЫЕ УСТАНОВКИ И УСТАНОВКИ ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ ПОКРЫТИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Область применения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Определения. Состав установок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Общие требования . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки электролиза воды и водных растворов . . . . . . . . . . . . . . . . Электролизные установки получения водорода (водородные станции) . . . . . Электролизные установки получения хлора . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки электролиза магния . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки электролиза алюминия . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки электролитического рафинирования алюминия . . . . . . . . . . . Электролизные установки ферросплавного производства . . . . . . . . . . . . Электролизные установки никель-кобальтового производства . . . . . . . . . Установки электролиза меди . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Установки гальванических покрытий . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 472 472 473 473 478 478 479 479 479 482 482 482 482 482 Приложение к главам 2.3, 2.4, 2.5. ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННЫМ ЗНАКАМ И ИХ УСТАНОВКЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 483 Приложение 1 к главе 2.5 (обязательное). РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ПРОВОДАМИ И МЕЖДУ ПРОВОДАМИ И ТРОСАМИ ПО УСЛОВИЯМ ПЛЯСКИ . . . . . . . . . . . . . . . 485 Приложение 2 к главе 2.5. СПРАВОЧНЫЙ МАТЕРИАЛ К ГЛАВЕ 2.5 ПУЭ. ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОЧНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 493 Приложение 3 к главе 2.5. УКАЗАНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ ОПОР, ФУНДАМЕНТОВ И ОСНОВАНИЙ ВЛ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495 Приложение к главе 4.2. СПРАВОЧНЫЙ МАТЕРИАЛ К ГЛАВЕ 4.2 ПУЭ.ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОЧНЫХ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 498 Приложение 1 к главе 7.3 (справочное). КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПО ПИВРЭ И ПИВЭ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 499 Приложение 2 к главе 7.3 (справочное). МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВРЭ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 501 Приложение 3 к главе 7.3 (справочное). МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВЭ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 503 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 16 ПУЭ Ðàçäåë 1. ÎÁÙÈÅ ÏÐÀÂÈËÀ Глава 1.1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 8 июля 2002 г. № 204 Введено в действие с 1 января 2003 г. Область применения, определения 1.1.1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые электроустановки постоянного и переменного тока напряжением до 750 кВ, в том числе на специальные электроустановки, рассмотренные в разд. 7 настоящих Правил. Устройство специальных электроустановок, не рассмотренных в разд. 7, должно регламентироваться другими нормативными документами. Отдельные требования настоящих Правил могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, рассмотренным в настоящих Правилах. Требования настоящих Правил рекомендуется применять для действующих электроустановок, если это повышает надежность электроустановки или если ее модернизация направлена на обеспечение требований безопасности. По отношению к реконструируемым электроустановкам требования настоящих Правил распространяются лишь на реконструируемую часть электроустановок. 1.1.2. ПУЭ разработаны с учетом обязательности проведения в условиях эксплуатации планово-предупредительных и профилактических испытаний, ремонтов электроустановок и их электрооборудования. 1.1.3. Электроустановка — совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения элек- трической энергии и преобразования ее в другие виды энергии. 1.1.4. Открытые или наружные электроустановки — электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий. Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т.п., рассматриваются как наружные. Закрытые или внутренние электроустановки — электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий. 1.1.5. Электропомещения — помещения или отгороженные (например, сетками) части помещения, в которых расположено электрооборудование, доступное только для квалифицированного обслуживающего персонала. 1.1.6. Сухие помещения — помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60%. При отсутствии в таких помещениях условий, указанных в 1.1.10–1.1.12, они называются нормальными. 1.1.7. Влажные помещения — помещения, в которых относительная влажность воздуха более 60%, но не превышает 75%. 1.1.8. Сырые помещения — помещения, в которых относительная влажность воздуха превышает 75%. 1.1.9. Особо сырые помещения — помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100% (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой). 1.1.10. Жаркие помещения — помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура постоянно или периодически (более 1 сут.) превышает +35°С (например, помещения с сушилками, обжигательными печами, котельные). 1.1.11. Пыльные помещения — помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль, которая может оседать на токоведущих частях, проникать внутрь машин, аппаратов и т.п. Пыльные помещения разделяются на помещения с токопроводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью. 1.1.12. Помещения с химически активной или органической средой — помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 17 Глава 1.1. Общая часть 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. пп. 2 и 3); 2) помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих повышенную опасность: — сырость или токопроводящая пыль (см. 1.1.8 и 1.1.11); — токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.); — высокая температура (см. 1.1.10); — возможность одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям) — с другой; 3) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность: — особая сырость (см. 1.1.9); — химически активная или органическая среда (см. 1.1.12); — одновременно два или более условий повышенной опасности (см. 1.1.13, п. 2); 4) территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям. 1.1.14. Квалифицированный обслуживающий персонал — специально подготовленные работники, прошедшие проверку знаний в объеме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие группу по электробезопасности, предусмотренную действующими правилами охраны труда при эксплуатации электроустановок. 1.1.15. Номинальное значение параметра — указанное изготовителем значение параметра электротехнического устройства. 1.1.16. Напряжение переменного тока — действующее значение напряжения. Напряжение постоянного тока — напряжение постоянного тока или напряжение выпрямленного тока с содержанием пульсаций не более 10% от действующего значения. 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. Слово «может» означает, что данное решение является правомерным. 1.1.18. Принятые в ПУЭ нормируемые значения величин с указанием «не менее» являются наименьшими, а с указанием «не более» — наибольшими. 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, электротехнические изделия и материалы должны соответствовать требованиям государственных стандартов или технических условий, утвержденных в установленном порядке. 1.1.20. Конструкция, исполнение, способ установки, класс и характеристики изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и прочего электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответствовать параметрам сети или электроустановки, режимам работы, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих глав ПУЭ. 1.1.21. Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или защищенными от этого воздействия. 1.1.22. Строительная и санитарно-техническая части электроустановок (конструкция здания и его элементов, отопление, вентиляция, водоснабжение и пр.) должны выполняться в соответствии с действующими строительными нормами и правилами (СНиП) при обязательном выполнении дополнительных требований, приведенных в ПУЭ. 1.1.23. Электроустановки должны удовлетворять требованиям действующих нормативных документов об охране окружающей природной среды по допустимым уровням шума, вибрации, напряженностей электрического и магнитного полей, электромагнитной совместимости. 1.1.24. Для защиты от влияния электроустановок должны предусматриваться меры в соответствии с требованиями норм допускаемых Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 18 ПУЭ индустриальных радиопомех и правил защиты устройств связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи. 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 хранения таких отходов. 1.1.26. Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок должны производиться на основе техникоэкономических сравнений вариантов с учетом требований обеспечения безопасности обслуживания, применения надежных схем, внедрения новой техники, энерго- и ресурсосберегающих технологий, опыта эксплуатации. 1.1.27. При опасности возникновения электрокоррозии или почвенной коррозии должны предусматриваться соответствующие меры по защите сооружений, оборудования, трубопроводов и других подземных коммуникаций. 1.1.28. В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным элементам (простота и наглядность схем, надлежащее расположение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка). 1.1.29. Для цветового и цифрового обозначения отдельных изолированных или неизолированных проводников должны быть использованы цвета и цифры в соответствии с ГОСТ Р 50462 «Идентификация проводников по цветам или цифровым обозначениям». Проводники защитного заземления во всех электроустановках, а также нулевые защитные проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухоза-земленной нейтралью, в т. ч. шины, должны иметь буквенное обозначение РЕ и цветовое обозначение чередующимися продольными или поперечными полосами одинаковой ширины (для шин от 15 до 100 мм) желтого и зеленого цветов. Нулевые рабочие (нейтральные) проводники обозначаются буквой N и голубым цветом. Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники должны иметь буквенное обозначение PEN и цветовое обозначение: голубой цвет по всей длине и желто-зеленые полосы на концах. 1.1.30. Буквенно-цифровые и цветовые обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми. Шины должны быть обозначены: 1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А — желтым, фазы В — зеленым, фазы С — красным цветами; 2) при переменном однофазном токе шина В, присоединенная к концу обмотки источника питания, — красным цветом, шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, — желтым цветом. 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 цветом. Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или антикоррозионной защиты. Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым 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. 1.1.31. При расположении шин «плашмя» или «на ребро» в распределительных устройствах (кроме комплектных сборных ячеек одностороннего обслуживания (КСО) и комплектных распределительных устройств (КРУ) 6–10 кВ, а также панелей 0,4–0,69 кВ заводского изготовления) необходимо соблюдать следующие условия: 1. В распределительных устройствах напряжением 6–220 кВ при переменном трехфазном токе сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин должны располагаться: а) при горизонтальном расположении: — одна под другой: сверху вниз А-В-С; — одна за другой, наклонно или треугольником: наиболее удаленная шина А, средняя — В, ближайшая к коридору обслуживания — С; б) при вертикальном расположении (в одной плоскости или треугольником): слева направо А-В-С или наиболее удаленная шина А, средняя — В, ближайшая к коридору обслуживания — С; в) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров — из центрального): — при горизонтальном расположении: слева направо А-В-С; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 19 Глава 1.1. Общая часть — при вертикальном расположении (в одной плоскости или треугольником): сверху вниз А-В-С. 2. В пяти- и четырехпроводных цепях трехфазного переменного тока в электроустановках напряжением до 1 кВ расположение шин должно быть следующим: — при горизонтальном расположении: одна под другой: сверху вниз A-B-C-N-PE (PEN); одна за другой: наиболее удаленная шина А, затем фазы B-C-N, ближайшая к коридору обслуживания — РЕ (PEN); — при вертикальном расположении: слева направо A-B-C-N-PE (PEN) или наиболее удаленная шина А, затем фазы B-C-N, ближайшая к коридору обслуживания — РЕ (PEN); — ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридора обслуживания: при горизонтальном расположении: слева направо A-B-C-N-PE (PEN); при вертикальном расположении: A-B-C-N-PE (PEN) сверху вниз. 3. При постоянном токе шины должны располагаться: — сборные шины при вертикальном расположении: верхняя М, средняя (—), нижняя (+); — сборные шины при горизонтальном расположении: наиболее удаленная М, средняя (—) и ближайшая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания; — 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 пп. 1–3, если их выполнение связано с существенным усложнением электроустановок (например, вызывает необходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транспозиции проводов воздушных линий электропередачи — ВЛ) или если на подстанции применяются две или более ступени трансформации. 1.1.32. Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются на электроустановки напряжением до 1 кВ и электроустановки напряжением выше 1 кВ (по действующему значению напряжения). Безопасность обслуживающего персонала и посторонних лиц должна обеспечиваться выполнением мер защиты, предусмотренных в гл. 1.7, а также следующих мероприятий: соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих частей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей; применение блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям; применение предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов; применение устройств для снижения напряженности электрических и магнитных полей до допустимых значений; использование средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического и магнитного полей в электроустановках, в которых их напряженность превышает допустимые нормы. 1.1.33. В электропомещениях с установками напряжением 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 располагаться так, чтобы нормальное обслуживание не было сопряжено с опасностью прикосновения к ним. 1.1.34. В жилых, общественных и других помещениях устройства для ограждения и закрытия токоведущих частей должны быть сплошные; в помещениях, доступных только для квалифицированного персонала, эти устройства могут быть сплошные, сетчатые или дырчатые. Ограждающие и закрывающие устройства должны быть выполнены так, чтобы снимать или открывать их можно было только при помощи ключей или инструментов. 1.1.35. Все ограждающие и закрывающие устройства должны обладать требуемой (в зависимости от местных условий) механической прочностью. При напряжении выше 1 кВ толщина металлических ограждающих и закрывающих устройств должна быть не менее 1 мм. 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 действующими правилами применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках. 1.1.37. Пожаро- и взрывобезопасность электроустановок должны обеспечиваться выполнением требований, приведенных в соответствующих главах настоящих Правил. При сдаче в эксплуатацию электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями. 1.1.38. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки и установленное в них электрооборудование должны быть подвергнуты приемо-сдаточным испытаниям. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 20 ПУЭ 1.1.39. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки вводятся в промышленную эксплуатацию только после их приемки согласно действующим положениям. Глава 1.2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 8 июля 2002 г. № 204 Введено в действие с 1 января 2003 г. 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. Энергетическая система (энергосистема) — совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режимов в непрерывном процессе производства, преобразования, передачи и распределения электрической и тепловой энергии при общем управлении этим режимом. 1.2.3. Электрическая часть энергосистемы — совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы. 1.2.4. Электроэнергетическая система — электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. 1.2.5. Электроснабжение — обеспечение потребителей электрической энергией. Система электроснабжения — совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией. Централизованное электроснабжение — электроснабжение потребителей электрической энергии от энергосистемы. 1.2.6. Электрическая сеть — совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. 1.2.7. Приемник электрической энергии (электроприемник) — аппарат, агрегат и др., предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии. 1.2.8. Потребитель электрической энергии — электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории. 1.2.9. Нормальный режим потребителя электрической энергии — режим, при котором обеспечиваются заданные значения параметров его работы. Послеаварийный режим — режим, в котором находится потребитель электрической энергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления нормального режима после локализации отказа. 1.2.10. Независимый источник питания — источник питания, на котором сохраняется напряжение в послеаварийном режиме в регламентированных пределах при исчезновении его на другом или других источниках питания. 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 электрической энергии, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности; 3) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу; 4) снижение потерь электрической энергии; 5) соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды. При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 21 Глава 1.2. Электроснабжение и электрические сети 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. 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 напряжением 2–35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор. Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах: в сетях напряжением 3–20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ — более 10 А; в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи: — более 30 А при напряжении 3–6 кВ; — более 20 А при напряжении 10 кВ; — более 15 А при напряжении 15–20 кВ; в схемах генераторного напряжения 6–20 кВ блоков генератор—трансформатор — более 5А. При токах замыкания на землю более 50 А рекомендуется применение не менее двух заземляющих реакторов. Работа электрических сетей напряжением 110 кВ может предусматриваться как с глухозаземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью. Электрические сети напряжением 220 кВ и выше должны работать только с глухозаземленной нейтралью. Категории электроприемников и обеспечение надежности электроснабжения 1.2.17. Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта. 1.2.18. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории. Электроприемники первой категории — электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. Электроприемники второй 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 третьей категории — все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. 1.2.19. Электроприемники первой категории в нормальных режимах 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 первой 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 первой категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 22 ПУЭ предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п. Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить непрерывность 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 первой категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление нормального режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса. 1.2.20. Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для электроприемников второй 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. 1.2.21. Для электроприемников третьей 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 суток. Уровни и регулирование напряжения, компенсация реактивной мощности 1.2.22. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109. 1.2.23. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на шинах напряжением 3–20 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 наи- меньших нагрузок этих сетей. Отклонения от указанных уровней напряжения должны быть обоснованы. 1.2.24. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производятся исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости. 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: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 23 Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 1) для медных проводников сечением до 6 мм2, а для алюминиевых проводников до 10 мм2 ток принимается как для установок с длительным режимом работы; 2) для медных проводников сечением более 6 мм2, а для алюминиевых проводников более 10 мм2 ток определяется умножением допустимого длительного тока на коэффициент 0,875 / ТПВ , ТПB — 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 повторнократковременного 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. 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. Таблица 1.3.1 Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией Коэффициент предварительной нагрузки 0,6 0,8 Вид прокладки Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение, ч 0,5 1,0 3,0 В земле 1,35 1,30 1,15 В воздухе 1,25 1,15 1,10 В трубах (в земле) 1,20 1,00 1,00 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 предварительной нагрузки 0,6 0,8 Вид прокладки Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч 1 3 6 В земле 1,50 1,35 1,25 В воздухе 1,35 1,25 1,25 В трубах (в земле) 1,30 1,20 1,15 В земле 1,35 1,25 1,20 В воздухе 1,30 1,25 1,20 В трубах (в земле) 1,20 1,15 1,10 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 24 ПУЭ Таблица 1.3.3 Поправочные коэффициенты на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха Условная температура среды,°С Нормированная температура жил., °С 15 25 25 15 Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, °С -5 и ниже 0 +5 +10 +15 +20 +25 +30 +35 +40 +45 +50 80 80 70 65 1,14 1,24 1,29 1,18 1,11 1,20 1,24 1,14 1,08 1,17 1,20 1,10 1,04 1,13 1,15 1,05 1,00 1,09 1,11 1,00 0,96 1,04 1,05 0,95 0,92 1,00 1,00 0,89 0,88 0,95 0,94 0,84 0,83 0,90 0,88 0,77 0,78 0,85 0,81 0,71 0,73 0,80 0,74 0,63 0,68 0,74 0,67 0,55 25 15 25 15 25 65 60 60 55 55 1,32 1,20 1,36 1,22 1,41 1,27 1,15 1,31 1,17 1,35 1,22 1,12 1,25 1,12 1,29 1,17 1,06 1,20 1,07 1,23 1,12 1,00 1,13 1,00 1,15 1,06 0,94 1,07 0,93 1,08 1,00 0,88 1,00 0,86 1,00 0,94 0,82 0,93 0,79 0,91 0,87 0,75 0,85 0,71 0,82 0,79 0,67 0,76 0,61 0,71 0,71 0,57 0,66 0,50 0,58 0,61 0,47 0,54 0,36 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 — Таблица 1.3.4 Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами Ток, А, для проводов, проложенных в одной трубе Сечение токопроводящей жилы, мм2 открыто двух одножильных трех одножильных четырех одножильных одного двухжильного одного трехжильного 0,5 0,75 1 1,2 1,5 2 2,5 3 4 5 6 8 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 11 15 17 20 23 26 30 34 41 46 50 62 80 100 140 170 215 270 330 385 440 510 605 695 830 — — 16 18 19 24 27 32 38 42 46 54 70 85 115 135 185 225 275 315 360 — — — — — — 15 16 17 22 25 28 35 39 42 51 60 80 100 125 170 210 255 290 330 — — — — — — 14 15 16 20 25 26 30 34 40 46 50 75 90 115 150 185 225 260 — — — — — — — 15 16 18 23 25 28 32 37 40 48 55 80 100 125 160 195 245 295 — — — — — — — 14 14,5 15 19 21 24 27 31 34 43 50 70 85 100 135 175 215 250 — — — — — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 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. 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°С, окружающего воздуха +25 °С и земли +15 °С. При определении количества проводов, прокладываемых в одной трубе (или жил много- 25 жильного 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. 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. Таблица 1.3.5 Допустимый длительный ток для проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами Ток, А, для проводов, проложенных в одной трубе Сечение токопроводящей жилы, мм2 открыто двух одножильных трех одножильных четырех одножильных одного двухжильного одного трехжильного 2 2,5 3 4 5 6 8 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 21 24 27 32 36 39 46 60 75 105 130 165 210 255 295 340 390 465 535 645 19 20 24 28 32 36 43 50 60 85 100 140 175 215 245 275 — — — — 18 19 22 28 30 32 40 47 60 80 95 130 165 200 220 255 — — — — 15 19 21 23 27 30 37 39 55 70 85 120 140 175 200 — — — — — 17 19 22 25 28 31 38 42 60 75 95 125 150 190 230 — — 14 16 18 21 24 26 32 38 55 65 75 105 135 165 190 — — — — — — — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 26 ПУЭ 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 токопроводящей жилы, мм2 одножильных двухжильных трехжильных при прокладке в воздухе в воздухе в земле в воздухе в земле 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 — — — — * Токи относятся к проводам и кабелям с нулевой жилой и без нее. 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 токопроводящей жилы, мм2 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 одножильных двухжильных трехжильных при прокладке в воздухе в воздухе в земле в воздухе в земле 23 31 38 60 75 105 130 165 210 250 295 340 390 465 21 29 38 55 70 90 105 135 165 200 230 270 310 — 34 42 55 80 105 135 160 205 245 295 340 390 440 — 19 27 32 42 60 75 90 110 140 170 200 235 270 — 29 38 46 70 90 115 140 175 210 255 295 335 385 — 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 27 Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 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 Ток*, А, для шнуров, проводов и кабелей Сечение токопроводящей жилы, мм2 0,5 0,75 1,0 1,5 2,5 4 6 10 16 25 35 50 70 одножильных двухжильных трехжильных — — — — 40 50 65 90 120 160 190 235 290 12 16 18 23 33 43 55 75 95 125 150 185 235 — 14 16 20 28 36 45 60 80 105 130 160 200 * Токи относятся к шнурам, проводам и кабелям с нулевой жилой и без нее. Таблица 1.3.9 Допустимый длительный ток для переносных шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для торфопредприятий Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ Сечение токопроводящей жилы, мм2 6 10 16 25 35 50 70 0,5 3 6 44 60 80 100 125 155 190 45 60 80 105 125 155 195 47 65 85 105 130 160 — * Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее. Таблица 1.3.10 Допустимый длительный ток для шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для передвижных электроприемников Сечение токопроводящей жилы, мм2 16 25 35 50 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ 3 6 85 115 140 175 90 120 145 180 Сечение токопроводящей жилы, мм2 70 95 120 150 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ 3 6 215 260 305 345 220 265 310 350 * Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 28 ПУЭ Таблица 1.3.11 Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией для электрифицированного транспорта 1,3 и 4 кВ Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А 1 1,5 2,5 4 6 10 20 25 40 50 65 90 16 25 35 50 70 95 115 150 185 230 285 340 120 150 185 240 300 350 390 445 505 590 670 745 Таблица 1.3.12 Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах Количество проложенных проводов и кабелей Способ прокладки Снижающий коэффициент для проводов, питающих одножильных многожильных отдельные электроприемники с коэффициентом использования до 0,7 группы электроприемников и отдельные приемники с коэффициентом использования более 0,7 Многослойно и пучками — 2 3–9 10–11 12–14 15–18 До 4 5–6 7–9 10–11 12–14 15–18 1,0 0,85 0,75 0,7 0,65 0,6 — — — — — — Однослойно 2–4 5 2–4 5 — — 0,67 0,6 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 Ток, А, для кабелей Сечение токопроводящей жилы, мм2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ — 140 175 235 285 360 440 520 595 675 755 880 1000 1220 1400 1520 1700 80 105 140 185 225 270 325 380 435 500 — — — — — — — трехжильных напряжением, кВ до 3 6 10 70 95 120 160 190 235 285 340 390 435 490 570 — — — — — — 80 105 135 160 200 245 295 340 390 440 510 — — — — — — — 95 120 150 180 215 265 310 355 400 460 — — — — — четырехжильных до 1 кВ — 85 115 150 175 215 265 310 350 395 450 — — — — — — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 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 29 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 +60 +50 +65 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 1.3.14 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 токопроводящей жилы, мм2 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 трехжильных напряжением, кВ до 3 6 10 — 210 250 305 375 440 505 565 615 715 135 170 205 255 310 375 430 500 545 625 120 150 180 220 275 340 395 450 510 585 четырехжильных до 1 кВ — 195 230 285 350 410 470 — — — 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 Ток, А, для кабелей Сечение токопроводящей жилы, мм2 одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ до 3 6 10 четырехжильных до 1 кВ 1 2 3 4 5 6 7 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 — 95 120 160 200 245 305 360 415 470 525 610 720 880 1020 1180 1400 55 75 95 130 150 185 225 275 320 375 — — — — — — — 45 60 80 105 125 155 200 245 285 330 375 430 — — — — — — 55 65 90 110 145 175 215 250 290 325 375 — — — — — — — 60 85 105 135 165 200 240 270 305 350 — — — — — — 60 80 100 120 145 185 215 260 300 340 — — — — — — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 30 ПУЭ 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 Ток, А, для кабелей Сечение токопроводящей жилы, мм2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ — 110 135 180 220 275 340 400 460 520 580 675 770 940 1080 1170 1310 60 80 110 140 175 210 250 290 335 385 — — — — — — — трехжильных напряжением, кВ до 3 6 10 55 75 90 125 145 180 220 260 300 335 380 440 — — — — — — 60 80 105 125 155 190 225 260 300 340 390 — — — — — — — 75 90 115 140 165 205 240 275 310 355 — — — — — четырехжильных до 1 кВ — 65 90 115 135 165 200 240 270 305 345 — — — — — — 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 токопроводящей жилы, мм2 трехжильных напряжением, кВ до 3 6 10 четырехжильных до 1 кВ 1 2 3 4 5 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 — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 31 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 токопроводящей жилы, мм2 6 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 трехжильных напряжением, кВ одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ — 75 90 125 155 190 235 275 320 360 405 470 555 675 785 910 1080 42 55 75 100 115 140 175 210 245 290 — — — — — — — до 3 6 10 35 46 60 80 95 120 155 190 220 255 290 330 — — — — — — 42 50 70 85 110 135 165 190 225 250 290 — — — — — — — 46 65 80 105 130 155 185 210 235 270 — — — — — четырехжильных до 1 кВ — 45 60 75 95 110 140 165 200 230 260 — — — — — — 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 токопроводящей жилы, мм2 16 25 35 50 Ток, А, для кабелей, проложенных в земле в воздухе 90 120 145 180 65 90 110 140 Сечение токопроводящей жилы, мм2 70 95 120 150 Ток, А, для кабелей, проложенных в земле в воздухе 220 265 310 355 170 210 245 290 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 токопроводящей жилы, мм2 16 25 35 50 Ток, А, для кабелей, проложенных в земле в воздухе 70 90 110 140 50 70 85 110 Сечение токопроводящей жилы, мм2 70 95 120 150 Ток, А, для кабелей, проложенных в земле в воздухе 170 205 240 275 130 160 190 225 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 32 ПУЭ 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 20 Сечение токопроводящей жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 150 185 35 при прокладке в земле в воде в воздухе в земле в воде в воздухе 110 135 165 200 240 275 315 355 120 145 180 225 275 315 350 390 85 100 120 150 180 205 230 265 — — — — — 270 310 — — — — — — 290 — — — — — — — 205 230 — 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 20 Сечение токопроводящей жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 150 185 35 при прокладке в земле в воде в воздухе в земле в воде в воздухе 85 105 125 155 185 210 240 275 90 110 140 175 210 245 270 300 65 75 90 115 140 160 175 205 — — — — — 210 240 — — — — — — 225 — — — — — — — 160 175 — Таблица 1.3.23 Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток для кабелей, проложенных в земле, в зависимости от удельного сопротивления 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%, песчаноглинистая 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 Характеристика земли Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 33 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 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ Сечение токопроводящей жилы, мм2 до 3 20 1 2 3 4 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 85/— 120/— 145/— 170/— 215/— 260/— 305/— 330/— 360/— 385/— 435/— 460/— 485/— 505/— 525/— 550/— — — 105/110 125/135 155/165 185/205 220/255 245/290 270/330 290/360 320/395 350/425 370/450 — — — — — — — — — — 240/265 265/300 285/335 315/380 340/420 — — — — 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. 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, мм2 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 300 400 500 625 800 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ до 3 20 35 65/— 90/— 110/— 130/— 165/— 200/— 235/— 255/— 275/— 295/— 335/— 355/— 375/— 390/— 405/— 425/— — — 80/85 95/105 120/130 140/160 170/195 190/225 210/255 225/275 245/305 270/330 285/350 — — — — — — — — — — 185/205 205/230 220/255 245/290 260/330 — — — — * В числителе указаны токи для кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35–125 мм, в знаменателе — для кабелей, расположенных вплотную треугольником. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 34 ПУЭ 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 100 200 300 Коэффициент при количестве кабелей 1 2 3 4 5 6 1,00 1,00 1,00 0,90 0,92 0,93 0,85 0,87 0,90 0,80 0,84 0,87 0,78 0,82 0,86 0,75 0,81 0,85 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. 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 заводамиизготовителями. 1.3.20. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, следует определять по эмпирической формуле или алюминиевыми жилами, определяемый по табл. 1.3.27; а — коэффициент, выбираемый по табл. 1.3.28 в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке; b — коэффициент, выбираемый в зависимости от напряжения кабеля: Номинальное напряжение кабеля, кВ До 3 6 10 Коэффициент b 1,09 1,05 1,0 с — коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока: Среднесуточная загрузка Sср. сут. /Sном 1 0,85 0,7 Коэффициент 1 1,07 1,16 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 Коэффициент 500 1000 1500 2000 2500 3000 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: I = a bcI0, где I0 — допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными Марка провода Ток, А ПА500 ПА6000 1340 1680 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 35 Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны Таблица 1.3.27 I № канала Группа Допустимый длительный ток для кабелей 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм2, прокладываемых в блоках Конфигурация блоков 1 2 II 3 2 3 2 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 l = 150 2 2 2 2 IV 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 2 2 2 3 3 2 2 2 3 3 2 2 2 3 3 3 3 V 2 3 2 3 3 3 3 2 3 2 VI 2 3 2 3 4 3 2 3 2 VII 2 3 3 4 4 3 3 2 VIII IX X XI 2 3 4 4 3 2 3 3 3 2 2 2 2 3 4 4 3 2 2 3 2 3 3 2 3 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 4 4 3 3 2 2 3 3 3 2 3 3 3 3 3 3 2 3 3 3 2 2 3 3 3 3 2 3 3 2 4 4 3 3 3 4 4 3 3 3 2 2 3 3 3 3 2 3 4 4 4 4 3 2 3 3 3 3 2 100 3 4 4 4 4 3 2 3 3 3 3 3 2 3 3 2 3 3 3 3 2 3 2 4 3 3 3 4 3 3 2 2 3 3 3 2 2 3 3 3 2 2 3 3 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 2 3 3 3 2 3 3 2 4 4 3 3 4 4 3 3 3 2 2 3 3 3 2 3 4 4 4 3 2 3 3 3 3 3 3 2 3 3 2 3 3 3 2 2 3 3 3 2 2 3 3 3 3 2 3 2 4 3 3 4 3 3 2 2 3 2 3 3 3 3 3 3 3 3 2 3 2 2 3 3 2 3 4 4 3 3 4 4 3 2 3 3 3 3 2 3 4 4 4 4 3 2 3 3 3 3 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 3 алюминиевых 1 191 147 2 173 133 3 167 129 2 154 119 2 147 113 3 138 106 2 143 110 3 135 104 4 131 101 2 3 4 140 132 118 103 102 91 2 136 105 3 132 102 4 119 92 2 135 104 3 124 96 4 104 80 2 135 104 3 118 91 4 100 77 2 133 102 3 116 90 4 81 62 2 129 99 3 114 88 4 79 55 l = 150 III Ток I0, А, для кабелей медных 3 3 3 4 4 3 4 3 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 3 4 4 3 4 4 3 3 3 3 3 2 3 3 3 2 3 4 4 4 3 3 4 4 4 3 2 3 3 3 2 2 3 3 3 3 3 3 2 3 4 4 4 4 4 4 3 2 3 3 3 3 3 3 2 2 3 2 3 3 3 3 3 3 2 3 2 2 3 3 2 2 3 3 3 3 3 3 2 3 2 4 3 3 3 3 3 4 3 3 2 2 3 3 3 3 2 3 3 2 3 3 2 2 3 3 2 3 4 4 3 2 3 3 2 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 36 ПУЭ Таблица 1.3.28 Поправочный коэффициент a на сечение кабеля Сечение токопроводящей жилы, мм2 25 35 50 70 95 120 150 185 240 Коэффициент для номера канала в блоке 1 2 3 4 0,44 0,54 0,67 0,81 1,00 1,14 1,33 1,50 1,78 0,46 0,57 0,69 0,84 1,00 1,13 1,30 1,46 1,70 0,47 0,57 0,69 0,84 1,00 1,13 1,29 1,45 1,68 0,51 0,60 0,71 0,85 1,00 1,12 1,26 1,38 1,55 Таблица 1.3.29 Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80 Ток, А, для проводов марок Номинальное сечение, мм2 Сечение (алюминий/ сталь), мм2 вне помещений внутри помещений 10 16 25 35 50 70 95 10/1,8 16/2,7 25/4,2 35/6,2 50/8 70/11 95/16 84 111 142 175 210 265 330 53 79 109 135 165 210 260 95 133 183 223 275 337 422 — 105 136 170 215 265 320 60 102 137 173 219 268 341 — 75 106 130 165 210 255 120 120/19 120/27 390 375 313 — 485 375 395 300 150 150/19 150/24 150/34 450 450 450 365 365 — 570 440 465 355 185 185/24 185/29 185/43 520 510 515 430 425 — 650 500 540 410 240 240/32 240/39 240/56 605 610 610 505 505 — 760 590 685 490 300 300/39 300/48 300/66 710 690 680 600 585 — 880 680 740 570 330 330/27 730 — — — — — 400 400/22 400/51 400/64 830 825 860 713 705 — 1050 815 895 690 500 500/27 500/64 960 945 830 815 — 980 — 820 600 600/72 1050 920 — 1100 — 955 700 700/86 1180 1040 — — — — АС, АСКС, АСК, АСКП М А и АКП вне помещений М А и АКП внутри помещений Электротехническая библиотека Elec.ru 6 7 8 10 12 14 15 16 18 19 20 21 22 25 27 28 30 35 38 40 42 45 Диаметр, мм Электротехническая библиотека Elec.ru 120/120 150/150 180/180 245/245 320/320 390/390 435/435 475/475 560/560 605/610 650/655 695/700 740/745 885/900 980/1000 1025/1050 1120/1155 1370/1450 1510/1620 1610/1750 1700/1870 1850/2060 алюминиевые 12/15 14/18 16/20 18/22 20/24 22/26 25/30 29/34 35/40 40/45 45/50 49/55 53/60 62/70 72/80 75/85 90/95 95/100 — — — — внутренний и наружный диаметры, мм Медные трубы 340 460 505 555 600 650 830 925 1100 1200 1330 1580 1860 2295 2610 3070 2460 3060 — — — — ток, А 13/16 17/20 18/22 27/30 26/30 25/30 36/40 35/40 40/45 45/50 50/55 54/60 64/70 74/80 72/80 75/85 90/95 90/100 — — — — внутренний и наружный диаметры, мм Алюминиевые трубы 295 345 425 500 575 640 765 850 935 1040 1150 1340 1545 1770 2035 2400 1925 2840 — — — — ток, А * В числителе приведены нагрузки при переменном токе, в знаменателе — при постоянном. 155/155 195/195 235/235 320/320 415/415 505/505 565/565 610/615 720/725 780/785 835/840 900/905 955/965 1140/1165 1270/1290 1325/1360 1450/1490 1770/1865 1960/2100 2080/2260 2200/2430 2380/2670 медные ток *, А Круглые шины 8 10 15 20 25 32 40 50 65 80 100 125 150 — — — — — — — — — условный проход, мм 2,8 2,8 3,2 3,2 4,0 4,0 4,0 4,5 4,5 4,5 5,0 5,5 5,5 — — — — — — — — — толщина стенки, мм Допустимый длительный ток для шин круглого и трубчатого сечений 13,5 17,0 21,3 26,8 33,5 42,3 48,0 60,0 75,5 88,5 114 140 165 — — — — — — — — — наружный диаметр, мм Стальные трубы 75 90 118 145 180 220 255 320 390 455 670 800 900 — — — — — — — — — без разреза — — — — — — — — — — 770 890 1000 — — — — — — — — — с продольным разрезом переменный ток, А Таблица 1.3.30 Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 37 210 275 340 475 625 700/705 860/870 955/960 1125/1145 1480/1510 1810/1875 1320/1345 1690/1755 2080/2180 2400/2600 1475/1525 1900/1990 2310/2470 2650/2950 1 — — — — —/1090 —/1250 —/1525 —/1700 1740/1990 2110/2630 2470/3245 2160/2485 2620/3095 3060/3810 3400/4400 2560/2725 3100/3510 3610/4325 4100/5000 2 4 — — — — — — — — — — — — — — — — — 4150/4400 4650/5200 3 — — — — — — —/1470 —/1655 1720/1940 2100/2460 2500/3040 2180/2330 2620/2975 3050/3620 3380/4250 2650/2720 3100/3440 3650/4160 4100/4860 2 — — — — —/855 —/965 —/1180 —/1315 1350/1555 1630/2055 1935/2515 1680/1840 2040/2400 2390/2945 2650/3350 2010/2110 2410/2735 2860/3350 3200/3900 1 165 215 265 365/370 480 540/545 665/670 740/745 870/880 1150/1170 1425/1455 1025/1040 1320/1355 1625/1690 1900/2040 1155/1180 1480/1540 1820/1910 2070/2300 — — — — — — — — — — — — — — — — — 5300/6060 5900/6800 — — — — — — —/1895 —/2145 2240/2495 2720/3220 3170/3940 2790/3020 3370/3850 3930/4690 4340/5600 3300/3530 3990/4450 4650/5385 5200/6250 Алюминиевые шины 4 ток *, А, при количестве полос на полюс или фазу 3 Медные шины ток*, А 55/70 60/90 75/110 65/100 80/120 95/140 125/190 155/230 185/280 215/320 230/345 245/365 275/410 305/460 70/115 75/125 85/140 100/165 130/220 165/270 195/325 225/375 260/430 290/480 325/535 размеры, мм 16 × 2,5 20 х 2,5 25 х 2,5 20 × 3 25 × 3 30 × 3 40 × 3 50 × 3 60 × 3 70 × 3 75 × 3 80 × 3 90х3 100 × 3 20 × 4 22 × 4 25 × 4 30 × 4 40 × 4 50 × 4 60 × 4 70 × 4 80 × 4 90 × 4 100 × 4 Стальные шины Таблица 1.3.31 38 Электротехническая библиотека Elec.ru * В числителе приведены значения переменного тока, в знаменателе — постоянного. 15 × 3 20 × 3 25 × 3 30 × 4 40 × 4 40 × 5 50 × 5 50 × 6 60 × 6 80 × 6 100 × 6 60 × 8 80 × 8 100 × 8 120 × 8 60 × 10 80 × 10 100 × 10 120 × 10 Размеры, мм Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения Электротехническая библиотека Elec.ru ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны 39 Таблица 1.3.32 Допустимый длительный ток для неизолированных бронзовых и сталебронзовых проводов Марка провода Ток*, А Бронзовый Провод Б-50 Б-70 Б-95 Б-120 Б-150 Б-185 Б-240 Б-300 215 265 330 380 430 500 600 700 Сталебронзовый БС-185 БС-240 БС-300 БС-400 БС-500 515 640 750 890 980 * Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением ρ20 = 0,03 Ом·мм2/м. Таблица 1.3.33 Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов Марка провода Ток, А ПСО-3 ПСО-3,5 ПСО-4 ПСО-5 Марка провода 23 26 30 35 Ток, А ПС-25 ПС-35 ПС-50 ПС-70 ПС-95 60 75 90 125 135 Таблица 1.3.34 Допустимый длительный ток для четырехполосных шин с расположением полос по сторонам квадрата («полый пакет») Размеры, мм Ток, А, на пакет шин h b h1 Н 80 80 100 100 120 8 10 8 10 10 140 144 160 164 184 157 160 185 188 216 Поперечное сечение четырехполосной шины, мм2 2560 3200 3200 4000 4800 медных алюминиевых 5750 6400 7000 7700 9050 4550 5100 5550 6200 7300 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 40 ПУЭ Таблица 1.3.35 Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения Размеры, мм а b с r 75 75 100 100 125 150 175 200 200 225 250 35 35 45 45 55 65 80 90 90 105 115 4 5,5 4,5 6 6,5 7 8 10 12 12,5 12,5 6 6 8 8 10 10 12 14 16 16 16 Поперечное сечение одной шины, мм2 520 695 775 1010 1370 1785 2440 3435 4040 4880 5450 1.3.23. При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи, приведенные в табл. 1.3.31, 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 боˆльших 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.). Выбор сечения проводников по экономической плотности тока 1.3.25. Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S,мм2 определяется из соотношения I , Jэк . где I — расчетный ток в час максимума энергосистемы, A; Jэк. — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, S= Ток, А, на две шины медные алюминиевые 2730 3250 3620 4300 5500 7000 8550 9900 10 500 12 500 — — 2670 2820 3500 4640 5650 6430 7550 8830 10 300 10 800 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 количества линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных значений, приведенных в табл. 1.3.36. В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распре- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны делительных 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%. 41 2. Для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40%. 3. Для линий одинакового сечения с n ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в ky раз, причем ky определяется из выражения ky = J12 L , I12l1 + I22l2 + ... + In2ln где I1, I2, …, In — нагрузки отдельных участков линии; l1, l2, ..., ln — длины отдельных участков линии; L — полная длина линии. 4. При выборе сечений проводников для питания n однотипных взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т.д.), из которых m одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36, в kn раз, где kn равно: kn = n . m 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, Таблица 1.3.36 Экономическая плотность тока Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год Проводники более 1000 до 3000 более 3000 до 5000 более 5000 2,5 2,1 1,8 1,3 1,1 1,0 3,0 1,6 2,5 1,4 2,0 1,2 медными 3,5 3,1 2,7 алюминиевыми 1,9 1,7 1,6 Неизолированные провода и шины: медные алюминиевые Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: медными алюминиевыми Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 42 ПУЭ 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.4. Выбор электрич. аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания 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 MB·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 предусмо- 43 трены 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 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 44 ПУЭ 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 при- нимать 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. 1.4.13. 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 i, 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.4. Выбор электрич. аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания 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/мм2: менее 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250 20 и более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 Алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2: менее 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 10 и более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160 Алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200 45 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 46 ПУЭ Глава 1.5 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств. 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, 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 ремонтнопроизводственных 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 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 47 Глава 1.5. Учет электроэнергии 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 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 48 ПУЭ 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 MB·А и более . . . . . 0,5 (0,71) Генераторы мощностью 12–50 МВт, межсистемные линии электропередачи 110–150 кВ, трансформаторы мощностью 10–40 MB·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. 1 Для импортируемых счетчиков. 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 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 49 Глава 1.5. Учет электроэнергии 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, КРУН), 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 50 ПУЭ 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. Должно предусматриваться снятие напряжения 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 повышающих 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. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 51 Глава 1.6. Измерения электрических величин 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 MB·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. 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. 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 1,5 2,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5* 1,0 0,5 0,5* 1,0** * Допускается 1,0. ** Допускается 3,0. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 52 ПУЭ 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; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 53 Глава 1.6. Измерения электрических величин 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 электростанции; 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 осциллографе). 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. Электротехническая библиотека Elec.ru С секциями или системами шин То же —«— Полуторная или многоугольник Без выключателей 220 кВ или с одним выключателем 220 220 220 220 220 —«— 500 —«— То же 500 330 Любая 750 —«— 2 1 330 Схема распределительного устройства Напряжение распределительного устройства, кВ Электротехническая библиотека Elec.ru Не устанавливается Один для трех-четырех линий или для каждой системы шин (без записи предаварийного режима) Один-два для каждой секции или рабочей системы шин с одним пусковым устройством (без записи предаварийного режима) Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима) Один для каждой линии (без записи предаварийного режима) Не устанавливается Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предаварийного режима) Один для каждой линии (без записи предаварийного режима) Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима) 4 Количество устанавливаемых осциллографов Таблица 1.6.2 54 Одна или две Три или более Пять или более на каждую секцию или рабочую систему шин Три или четыре на каждую секцию или рабочую систему шин Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин Две или более Одна Три или более Одна или две Любое 3 Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства Рекомендации по расстановке автоматических аварийных осциллографов на объектах энергосистем Электротехническая библиотека Elec.ru ПУЭ С секциями или системами шин То же —«— Без выключателей на стороне 110 кВ, мостик, треугольник, четырехугольник 110 110 110 110 Не устанавливается 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 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 220, 110 Параметры, рекомендуемые для регистрации автоматическими осциллографами Таблица 1.6.3 Один для каждой секции или рабочей системы шин. Допускается установка двух автоматических осциллографов для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима) Допускается установка одного автоматического осциллографа, если на противоположных концах линий 220 кВ нет автоматических осциллографов Рекомендации по выбору электрических параметров, регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами Одна или две Семь или более на каждую секцию или рабочую систему шин Четыре-шесть на каждую секцию или рабочую систему шин Одна-три на каждую секцию или рабочую систему шин Одна или две 750, 500, 330 Напряжение распределительного устройства, кВ Треугольник, четырехугольник, мостик 220 Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.6. Измерения электрических величин 55 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 56 ПУЭ 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 Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 8 июля 2002 г. № 204 Введено в действие с 1 января 2003 г. Область применения. Термины и определения 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 и животных от поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции. Дополнительные требования приведены в соответствующих главах ПУЭ. 1.7.2. Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на: — электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью (см. 1.2.16); — электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью; — электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью; — электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью. 1.7.3. Для электроустановок напряжением до 1 кВ приняты следующие обозначения: — система TN — система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников; — система TN-C — система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении (рис. 1.7.1); — система TN-S—система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении (рис. 1.7.2); — система TN-C-S — система TN, в которой функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике в какой-то ее части, начиная от источника питания (рис. 1.7.3); — система IT — система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части электроустановки заземлены (рис. 1.7.4); — система ТТ — система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки заземлены при помощи заземляющего устройства, электрически независимого от глухозаземленной нейтрали источника (рис. 1.7.5). Рис. 1.7.1. Система TN-C переменного (а) и постоянного (б) тока. Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике: 1 — заземлитель нейтрали (средней точки) источника питания; 2 — открытые проводящие части; 3 — источник питания постоянного тока Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности 57 Рис. 1.7.2. Система TN-S переменного (а) и постоянного (б) тока. Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены: 1 — заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1-1 — заземлитель вывода источника постоянного тока; 1-2 — заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 — открытые проводящие части; 3 — источник питания Рис. 1.7.3. Система TN-C-S переменного (а) и постоянного (б) тока. Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике в части системы: 1 — заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1-1 — заземлитель вывода источника постоянного тока; 1-2 — заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 — открытые проводящие части; 3 — источник питания Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 58 ПУЭ Рис. 1.7.4. Система IT переменного (а) и постоянного (б) тока. Открытые проводящие части электроустановки заземлены. Нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через большое сопротивление: 1 — сопротивление заземления нейтрали источника питания (если имеется); 2 — заземлитель; 3 — открытые проводящие части; 4 — заземляющее устройство электроустановки; 5 — источник питания Рис. 1.7.5. Система ТТ переменного (а) и постоянного (б) тока. Открытые проводящие части электроустановки заземлены при помощи заземления, электрически не зависимого от заземлителя нейтрали: 1 — заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1-1 — заземлитель вывода источника постоянного тока; 1-2 — заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 — открытые проводящие части; 3 — заземлитель открытых проводящих частей электроустановки; 4 — источник питания Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Первая буква — состояние нейтрали источника питания относительно земли: T— заземленная нейтраль; I — изолированная нейтраль. Вторая буква — состояние открытых проводящих частей относительно земли: T — открытые проводящие части заземлены независимо от отношения к земле нейтрали источника питания или какой-либо точки питающей сети; N — открытые проводящие части присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания. Последующие (после N) буквы — совмещение в одном проводнике или разделение функций нулевого рабочего и нулевого защитного проводников: S — нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (РЕ) проводники разделены; С — функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике (PEN-проводник); N- — нулевой рабочий (нейтральный) проводник; РЕ- — защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный проводник, защитный проводник системы уравнивания потенциалов); PEN- — совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводники. 1.7.4. Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью — трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4. Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети — 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. 1.7.5. Глухозаземленная нейтраль — нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная непосредственно к заземляющему устройству. Глухозаземленным может быть также вывод источника однофазного переменного тока или полюс источника постоянного тока в двухпроводных сетях, а также средняя точка в трехпроводных сетях постоянного тока. 1.7.6. Изолированная нейтраль — нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через большое сопротивление приборов сигнализации, измерения, защиты и других аналогичных им устройств. 59 1.7.7. Проводящая часть — часть, которая может проводить электрический ток. 1.7.8. Токоведущая часть — проводящая часть электроустановки, находящаяся в процессе ее работы под рабочим напряжением, в том числе нулевой рабочий проводник (но не PENпроводник). 1.7.9. Открытая проводящая часть — доступная прикосновению проводящая часть электроустановки, нормально не находящаяся под напряжением, но которая может оказаться под напряжением при повреждении основной изоляции. 1.7.10. Сторонняя проводящая часть — проводящая часть, не являющаяся частью электроустановки. 1.7.11. Прямое прикосновение — электрический контакт людей или животных с токоведущими частями, находящимися под напряжением. 1.7.12. Косвенное прикосновение — электрический контакт людей или животных с открытыми проводящими частями, оказавшимися под напряжением при повреждении изоляции. 1.7.13. Защита от прямого прикосновения — защита для предотвращения прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением. 1.7.14. Защита при косвенном прикосновении — защита от поражения электрическим током при прикосновении к открытым проводящим частям, оказавшимся под напряжением при повреждении изоляции. Термин «повреждение изоляции» следует понимать как «единственное повреждение изоляции». 1.7.15. Заземлитель — проводящая часть или совокупность соединенных между собой проводящих частей, находящихся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду. 1.7.16. Искусственный заземлитель — заземлитель, специально выполняемый для целей заземления. 1.7.17. Естественный заземлитель — сторонняя проводящая часть, находящаяся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду, используемая для целей заземления. 1.7.18. Заземляющий проводник — проводник, соединяющий заземляемую часть (точку) с заземлителем. 1.7.19. Заземляющее устройство — совокупность заземлителя и заземляющих проводников. 1.7.20. Зона нулевого потенциала (относительная земля) — часть земли, находящаяся Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 60 ПУЭ вне зоны влияния какого-либо заземлителя, электрический потенциал которой принимается равным нулю. 1.7.21. Зона растекания (локальная земля) — зона земли между заземлителем и зоной нулевого потенциала. Термин «земля», используемый в главе, следует понимать как «земля в зоне растекания». 1.7.22. Замыкание на землю — случайный электрический контакт между токоведущими частями, находящимися под напряжением, и землей. 1.7.23. Напряжение на заземляющем устройстве — напряжение, возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземлитель и зоной нулевого потенциала. 1.7.24. Напряжение прикосновения — напряжение между двумя проводящими частями или между проводящей частью и землей при одновременном прикосновении к ним человека или животного. Ожидаемое напряжение прикосновения — напряжение между одновременно доступными прикосновению проводящими частями, когда человек или животное их не касается. 1.7.25. Напряжение шага — напряжение между двумя точками на поверхности земли, на расстоянии 1 м одна от другой, которое принимается равным длине шага человека. 1.7.26. Сопротивление заземляющего устройства — отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю. 1.7.27. Эквивалентное удельное сопротивление земли с неоднородной структурой — удельное электрическое сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой. Термин «удельное сопротивление», используемый в главе для земли с неоднородной структурой, следует понимать как «эквивалентное удельное сопротивление». 1.7.28. Заземление — преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством. 1.7.29. Защитное заземление — заземление, выполняемое в целях электробезопасности. 1.7.30. Рабочее (функциональное) заземление — заземление точки или точек токоведущих частей электроустановки, выполняемое для обеспечения работы электроустановки (не в целях электробезопасности). 1.7.31. Защитное зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ — преднамеренное соединение открытых проводящих частей с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с заземленной точкой источника в сетях постоянного тока, выполняемое в целях электробезопасности. 1.7.32. Уравнивание потенциалов — электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов. Защитное уравнивание потенциалов — уравнивание потенциалов, выполняемое в целях электробезопасности. Термин «уравнивание потенциалов», используемый в главе, следует понимать как «защитное уравнивание потенциалов». 1.7.33. Выравнивание потенциалов — снижение разности потенциалов (шагового напряжения) на поверхности земли или пола при помощи защитных проводников, проложенных в земле, в полу или на их поверхности и присоединенных к заземляющему устройству, или путем применения специальных покрытий земли. 1.7.34. Защитный (РЕ) проводник — проводник, предназначенный для целей электробезопасности. Защитный заземляющий проводник — защитный проводник, предназначенный для защитного заземления. Защитный проводник уравнивания потенциалов — защитный проводник, предназначенный для защитного уравнивания потенциалов. Нулевой защитный проводник — защитный проводник в электроустановках до 1 кВ, предназначенный для присоединения открытых проводящих частей к глухозаземленной нейтрали источника питания. 1.7.35. Нулевой рабочий (нейтральный) проводник (N) — проводник в электроустановках до 1 кВ, предназначенный для питания электроприемников и соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в сетях постоянного тока. 1.7.36. Совмещенные нулевой защитный и нулевой рабочий (PEN) проводники — проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ, совмещающие функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников. 1.7.37. Главная заземляющая шина — шина, являющаяся частью заземляющего устройства электроустановки до 1 кВ и предназначенная для присоединения нескольких проводников с целью заземления и уравнивания потенциалов. 1.7.38. Защитное автоматическое отключение питания — автоматическое размыкание цепи одного или нескольких фазных проводников Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности (и, если требуется, нулевого рабочего проводника), выполняемое в целях электробезопасности. Термин «автоматическое отключение питания», используемый в главе, следует понимать как «защитное автоматическое отключение питания». 1.7.39. Основная изоляция — изоляция токоведущих частей, обеспечивающая в том числе защиту от прямого прикосновения. 1.7.40. Дополнительная изоляция — независимая изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, выполняемая дополнительно к основной изоляции для защиты при косвенном прикосновении. 1.7.41. Двойная изоляция — изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, состоящая из основной и дополнительной изоляций. 1.7.42. Усиленная изоляция — изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, обеспечивающая степень защиты от поражения электрическим током, равноценную двойной изоляции. 1.7.43. Сверхнизкое (малое) напряжение (СНН) — напряжение, не превышающее 50 В переменного и 120 В постоянного тока. 1.7.44. Разделительный трансформатор — трансформатор, первичная обмотка которого отделена от вторичных обмоток при помощи защитного электрического разделения цепей. 1.7.45. Безопасный разделительный трансформатор — разделительный трансформатор, предназначенный для питания цепей сверхнизким напряжением. 1.7.46. Защитный экран—проводящий экран, предназначенный для отделения электрической цепи и/или проводников от токоведущих частей других цепей. 1.7.47. Защитное электрическое разделение цепей — отделение одной электрической цепи от других цепей в электроустановках напряжением до 1 кВ с помощью: двойной изоляции; основной изоляции и защитного экрана; усиленной изоляции. 1.7.48. Непроводящие (изолирующие) помещения, зоны, площадки — помещения, зоны, площадки, в которых (на которых) защита при косвенном прикосновении обеспечивается высоким сопротивлением пола и стен и в которых отсутствуют заземленные проводящие части. Общие требования 1.7.49. Токоведущие части электроустановки не должны быть доступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим 61 опасность поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции. 1.7.50. Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения: основная изоляция токоведущих частей; ограждения и оболочки; установка барьеров; размещение вне зоны досягаемости; применение сверхнизкого (малого) напряжения. Для дополнительной защиты от прямого прикосновения в электроустановках напряжением до 1 кВ, при наличии требований других глав ПУЭ, следует применять устройства защитного отключения (УЗО) с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. 1.7.51. Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении: защитное заземление; автоматическое отключение питания; уравнивание потенциалов; выравнивание потенциалов; двойная или усиленная изоляция; сверхнизкое (малое) напряжение; защитное электрическое разделение цепей; изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки. 1.7.52. Меры защиты от поражения электрическим током должны быть предусмотрены в электроустановке или ее части либо применены к отдельным электроприемникам и могут быть реализованы при изготовлении электрооборудования, либо в процессе монтажа электроустановки, либо в обоих случаях. Применение двух и более мер защиты в электроустановке не должно оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждой из них. 1.7.53. Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока. В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках выполнение защиты при косвенном прикосновении может потребоваться при более низких напряжениях, например, 25 В переменного и 60 В постоянного тока или 12 В переменного и 30 В постоянного тока при наличии требований соответствующих глав ПУЭ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 62 ПУЭ Защита от прямого прикосновения не требуется, если электрооборудование находится в зоне системы уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности и 6 В переменного или 15 В постоянного тока — во всех случаях. Примечание. Здесь и далее в главе «напряжение переменного тока» означает среднеквадратичное значение напряжения переменного тока; «напряжение постоянного тока» — напряжение постоянного или выпрямленного тока с содержанием пульсаций не более 10% от среднеквадратичного значения. 1.7.54. Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимое значение, а также обеспечиваются нормированные значения напряжения на заземляющем устройстве и допустимые плотности токов в естественных заземлителях, выполнение искусственных заземлителей в электроустановках до 1 кВ не обязательно. Использование естественных заземлителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств, с которыми они связаны. 1.7.55. Для заземления в электроустановках разных назначений и напряжений, территориально сближенных, следует, как правило, применять одно общее заземляющее устройство. Заземляющее устройство, используемое для заземления электроустановок одного или разных 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. в течение всего периода эксплуатации. В первую очередь должны быть соблюдены требования, предъявляемые к защитному заземлению. Заземляющие устройства защитного заземления электроустановок зданий и сооружений и молниезащиты 2-й и 3-й категорий этих зданий и сооружений, как правило, должны быть общими. При выполнении отдельного (независимого) заземлителя для рабочего заземления по условиям работы информационного или другого чув- ствительного к воздействию помех оборудования должны быть приняты специальные меры защиты от поражения электрическим током, исключающие одновременное прикосновение к частям, которые могут оказаться под опасной разностью потенциалов при повреждении изоляции. Для объединения заземляющих устройств разных электроустановок в одно общее заземляющее устройство могут быть использованы естественные и искусственные заземляющие проводники. Их число должно быть не менее двух. 1.7.56. Требуемые значения напряжений прикосновения и сопротивления заземляющих устройств при стекании с них токов замыкания на землю и токов утечки должны быть обеспечены при наиболее неблагоприятных условиях в любое время года. При определении сопротивления заземляющих устройств должны быть учтены искусственные и естественные заземлители. При определении удельного сопротивления земли в качестве расчетного следует принимать его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям. Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю. 1.7.57. Электроустановки напряжением до 1 кВ жилых, общественных и промышленных зданий и наружных установок должны, как правило, получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью с применением системы TN. Для защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 1.7.78–1.7.79. Требования к выбору систем TN-C, TN-S, TNC-S для конкретных электроустановок приведены в соответствующих главах Правил. 1.7.58. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ переменного тока от источника с изолированной нейтралью с применением системы IT следует выполнять, как правило, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с контролем изоляции сети или применены УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. При двойном замыкании на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 1.7.81. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности 1.7.59. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых проводящих частей при помощи заземлителя, не присоединенного к нейтрали (система TT), допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены. Для защиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания с обязательным применением УЗО. При этом должно быть соблюдено условие: RаIa ≤ 50 B, где Iа — ток срабатывания защитного устройства; Rа — суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего проводника, при применении УЗО для защиты нескольких электроприемников — заземляющего проводника наиболее удаленного электроприемника. 1.7.60. При применении защитного автоматического отключения питания должна быть выполнена основная система уравнивания потенциалов в соответствии с 1.7.82, а при необходимости также дополнительная система уравнивания потенциалов в соответствии с 1.7.83. 1.7.61. При применении системы TN рекомендуется выполнять повторное заземление РЕ- и PEN-проводников на вводе в электроустановки зданий, а также в других доступных местах. Для повторного заземления в первую очередь следует использовать естественные заземлители. Сопротивление заземлителя повторного заземления не нормируется. Внутри больших и многоэтажных зданий аналогичную функцию выполняет уравнивание потенциалов посредством присоединения нулевого защитного проводника к главной заземляющей шине. Повторное заземление электроустановок напряжением до 1 кВ, получающих питание по воздушным линиям, должно выполняться в соответствии с 1.7.102–1.7.103. 1.7.62. Если время автоматического отключения питания не удовлетворяет условиям 1.7.78– 1.7.79 для системы TN и 1.7.81 для системы IT, то защита при косвенном прикосновении для отдельных частей электроустановки или отдельных электроприемников может быть выполнена применением двойной или усиленной изоляции (электрооборудование класса II), сверхнизкого напряжения (электрооборудование класса III), электрического разделения цепей изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок. 1.7.63. Система IT напряжением до 1 кВ, связанная через трансформатор с сетью на- 63 пряжением 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 низкого напряжения каждого трансформатора. 1.7.64. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей. В таких электроустановках должна быть предусмотрена возможность быстрого обнаружения замыканий на землю. 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.). 1.7.65. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей. 1.7.66. Защитное зануление в системе TN и защитное заземление в системе IT 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 гл. 2.4 и 2.5. Меры защиты от прямого прикосновения 1.7.67. Основная изоляция токоведущих частей должна покрывать токоведущие части и выдерживать все возможные воздействия, которым она может подвергаться в процессе ее эксплуатации. Удаление изоляции должно быть возможно только путем ее разрушения. Лакокрасочные покрытия не являются изоляцией, защищающей от поражения электрическим током, за исключением случаев, специально оговоренных техническими условиями на конкретные изделия. При выполнении изоляции во время монтажа она должна быть испытана в соответствии с требованиями гл. 1.8. В случаях, когда основная изоляция обеспечивается воздушным промежутком, защита от Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 64 ПУЭ Рис. 1.7.6. Зона досягаемости в электроустановках до 1 кВ: S — поверхность, на которой может находиться человек; B — основание поверхности S; — граница зоны досягаемости токоведущих частей рукой человека, находящегося на поверхности S; 0,75; 1,25; 2,50 м — расстояния от края поверхности S до границы зоны досягаемости прямого прикосновения к токоведущим частям или приближения к ним на опасное расстояние, в том числе в электроустановках напряжением выше 1 кВ, должна быть выполнена посредством оболочек, ограждений, барьеров или размещением вне зоны досягаемости. 1.7.68. Ограждения и оболочки в электроустановках напряжением до 1 кВ должны иметь степень защиты не менее IP 2Х, за исключением случаев, когда большие зазоры необходимы для нормальной работы электрооборудования. Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную механическую прочность. Вход за ограждение или вскрытие оболочки должны быть возможны только при помощи специального ключа или инструмента либо после снятия напряжения с токоведущих частей. При невозможности соблюдения этих условий должны быть установлены промежуточные ограждения со степенью защиты не менее IP 2Х, удаление которых также должно быть возможно только при помощи специального ключа или инструмента. 1.7.69. Барьеры предназначены для защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ, но не исключают преднамеренного прикосновения и приближения к токоведущим частям при обходе барьера. Для удаления барьеров не требуется применения ключа или инструмента, однако они должны быть закреплены так, чтобы их нельзя было снять непреднамеренно. Барьеры должны быть из изолирующего материала. 1.7.70. Размещение вне зоны досягаемости для защиты от прямого прикосновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное рас- стояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ может быть применено при невозможности выполнения мер, указанных в 1.7.68–1.7.69, или их недостаточности. При этом расстояние между доступными одновременному прикосновению проводящими частями в электроустановках напряжением до 1 кВ должно быть не менее 2,5 м. Внутри зоны досягаемости не должно быть частей, имеющих разные потенциалы и доступных одновременному прикосновению. В вертикальном направлении зона досягаемости в электроустановках напряжением до 1 кВ должна составлять 2,5 м от поверхности, на которой находятся люди (рис. 1.7.6). Указанные размеры даны без учета применения вспомогательных средств (например, инструмента, лестниц, длинных предметов). 1.7.71. Установка барьеров и размещение вне зоны досягаемости допускается только в помещениях, доступных квалифицированному персоналу. 1.7.72. В электропомещениях электроустановок напряжением до 1 кВ не требуется защита от прямого прикосновения при одновременном выполнении следующих условий: эти помещения отчетливо обозначены и доступ в них возможен только с помощью ключа; обеспечена возможность свободного выхода из помещения без ключа, даже если оно заперто на ключ снаружи; минимальные размеры проходов обслуживания соответствуют гл. 4.1. Меры защиты от прямого и косвенного прикосновений 1.7.73. Сверхнизкое (малое) напряжение (СНН) в электроустановках напряжением до 1 кВ может быть применено для защиты от поражения элек- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности трическим током при прямом и/или косвенном прикосновениях в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в сочетании с автоматическим отключением питания. В качестве источника питания цепей СНН в обоих случаях следует применять безопасный разделительный трансформатор в соответствии с ГОСТ 30030 «Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы» или другой источник СНН, обеспечивающий равноценную степень безопасности. Токоведущие части цепей СНН должны быть электрически отделены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое разделение, равноценное разделению между первичной и вторичной обмотками разделительного трансформатора. Проводники цепей СНН, как правило, должны быть проложены отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников, либо отделены от них заземленным металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции. Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях СНН не должны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений. Штепсельные розетки должны быть без защитного контакта. При значениях СНН выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока должна быть также выполнена защита от прямого прикосновения при помощи ограждений, или оболочек, или изоляции, соответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин. 1.7.74. При применении СНН в сочетании с электрическим разделением цепей открытые проводящие части не должны быть преднамеренно присоединены к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям других цепей и к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда соединение сторонних проводящих частей с электрооборудованием необходимо, а напряжение на этих частях не может превысить значение СНН. СНН в сочетании с электрическим разделением цепей следует применять, когда при помощи СНН необходимо обеспечить защиту от поражения электрическим током при повреждении изоляции не только в цепи СНН, но и при повреждении изоляции в других цепях, например в цепи, питающей источник. При применении СНН в сочетании с автоматическим отключением питания один из выводов источника СНН и его корпус должны быть присоединены к защитному проводнику цепи, питающей источник. 65 1.7.75. В случаях, когда в электроустановке применено электрооборудование с наибольшим рабочим (функциональным) напряжением, не превышающим 50 В переменного или 120 В постоянного тока, такое напряжение может быть использовано в качестве меры защиты от прямого и косвенного прикосновения, если при этом соблюдены требования 1.7.73–1.7.74. Меры защиты при косвенном прикосновении 1.7.76. Требования защиты при косвенном прикосновении распространяются на: 1) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т.п.; 2) приводы электрических аппаратов; 3) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемных или открывающихся частей, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 50 В переменного или 120 В постоянного тока (в случаях, предусмотренных соответствующими главами ПУЭ, — выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока); 4) металлические конструкции распределительных устройств, кабельные конструкции, кабельные муфты, оболочки и броню контрольных и силовых кабелей, оболочки проводов, рукава и трубы электропроводки, оболочки и опорные конструкции шинопроводов (токопроводов), лотки, короба, струны, тросы и полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с зануленной или заземленной металлической оболочкой или броней), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование; 5) металлические оболочки и броню контрольных и силовых кабелей и проводов на напряжения, не превышающие указанные в 1.7.53, проложенные на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т.п., с кабелями и проводами на более высокие напряжения; 6) металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников; 7) электрооборудование, установленное на движущихся частях станков, машин и механизмов. При применении в качестве защитной меры автоматического отключения питания указанные открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания в системе TN и заземлены в системах IT и ТТ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 66 ПУЭ 1.7.77. Не требуется преднамеренно присоединять к нейтрали источника в системе TN и заземлять в системах IT и ТТ: 1) корпуса электрооборудования и аппаратов, установленных на металлических основаниях: конструкциях, распределительных устройствах, щитах, шкафах, станинах станков, машин и механизмов, присоединенных к нейтрали источника питания или заземленных, при обеспечении надежного электрического контакта этих корпусов с основаниями; 2) конструкции, перечисленные в 1.7.76, при обеспечении надежного электрического контакта между этими конструкциями и установленным на них электрооборудованием, присоединенным к защитному проводнику; 3) 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 значений, указанных в 1.7.53; 4) арматуру изоляторов воздушных линий электропередачи и присоединяемые к ней крепежные детали; 5) открытые проводящие части электрооборудования с двойной изоляцией; 6) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали электропроводок площадью до 100 см2, в том числе протяжные и ответвительные коробки скрытых электропроводок. 1.7.78. При выполнении автоматического отключения питания в электроустановках напряжением до 1 кВ все открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания, если применена система TN, и заземлены, если применены системы IT или ТТ. При этом характеристики защитных аппаратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения поврежденной цепи защитно-коммутационным аппаратом в соответствии с номинальным фазным напряжением питающей сети. В электроустановках, в которых в качестве защитной меры применено автоматическое отключение питания, должно быть выполнено уравнивание потенциалов. Для автоматического отключения питания могут быть применены защитно-коммутационные аппараты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток. 1.7.79. В системе TN время автоматического отключения питания не должно превышать значений, указанных в табл. 1.7.1. Приведенные значения времени отключения считаются достаточными для обеспечения электробезопасности, в том числе в групповых цепях, питающих передвижные и переносные электроприемники и ручной электроинструмент класса 1. В цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и др. щиты и щитки, время отключения не должно превышать 5 с. Допускаются значения времени отключения более указанных в табл. 1.7.1, но не более 5 с в цепях, питающих только стационарные электроприемники от распределительных щитов или щитков при выполнении одного из следующих условий: 1) полное сопротивление защитного проводника между главной заземляющей шиной и распределительным щитом или щитком не превышает значения, Ом: 50·Zц /U0, где Zц — полное сопротивление цепи «фазануль», Ом; U0 — номинальное фазное напряжение цепи, В; 50 — падение напряжения на участке защитного проводника между главной заземляющей шиной и распределительным щитом или щитком, В; 2) к шине РЕ распределительного щита или щитка присоединена дополнительная система уравнивания потенциалов, охватывающая те же сторонние проводящие части, что и основная система уравнивания потенциалов. Допускается применение УЗО, реагирующих на дифференциальный ток. 1.7.80. Не допускается применять УЗО, реагирующие на дифференциальный ток, в четырехпроводных трехфазных цепях (система TN-C). В случае необходимости применения УЗО для защиты отдельных электроприемников, получающих питание от системы TN-C, защитный РЕ-проводник электроприемника должен быть подключен к PEN-проводнику цепи, питающей электроприемник, до защитно-коммутационного аппарата. 1.7.81. В системе IT время автоматического отключения питания при двойном замыкании на открытые проводящие части должно соответствовать табл. 1.7.2. 1.7.82. Основная система уравнивания потенциалов в электроустановках до 1 кВ должна соединять между собой следующие проводящие части (рис. 1.7.7): 1) нулевой защитный РЕ- или PEN-проводник питающей линии в системе TN; 2) заземляющий проводник, присоединенный к заземляющему устройству электроустановки, в системах IT и ТТ; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 67 Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Таблица 1.7.1 Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN Номинальное фазное напряжение U0, В Время отключения, с 127 220 380 Более 380 0,8 0,4 0,2 0,1 Таблица 1.7.2 Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT Номинальное линейное напряжение U0, В Время отключения, с 220 380 660 Более 660 0,8 0,4 0,2 0,1 3) заземляющий проводник, присоединенный к заземлителю повторного заземления на вводе в здание (если есть заземлитель); 4) металлические трубы коммуникаций, входящих в здание: горячего и холодного водоснабжения, канализации, отопления, газоснабжения и т.п. Если трубопровод газоснабжения имеет изолирующую вставку на вводе в здание, к основной системе уравнивания потенциалов присоединяется только та часть трубопровода, которая находится относительно изолирующей вставки со стороны здания; 5) металлические части каркаса здания; 6) металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования. При наличии децентрализованных систем вентиляции и кондиционирования металлические воздуховоды следует присоединять к шине РЕ щитов питания вентиляторов и кондиционеров; 7) заземляющее устройство системы молниезащиты 2-й и 3-й категорий; 8) заземляющий проводник функционального (рабочего) заземления, если такое имеется и отсутствуют ограничения на присоединение сети рабочего заземления к заземляющему устройству защитного заземления; 9) металлические оболочки телекоммуникационных кабелей. Проводящие части, входящие в здание извне, должны быть соединены как можно ближе к точке их ввода в здание. Для соединения с основной системой уравнивания потенциалов все указанные части должны быть присоединены к главной заземляющей шине (1.7.119–1.7.120) при помощи проводников системы уравнивания потенциалов. 1.7.83. Система дополнительного уравнивания потенциалов должна соединять между собой все одновременно доступные прикосновению открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные прикосновению металлические части строительных конструкций здания, а также нулевые защитные проводники в системе TN и защитные заземляющие проводники в системах IT и ТТ, включая защитные проводники штепсельных розеток. Для уравнивания потенциалов могут быть использованы специально предусмотренные проводники либо открытые и сторонние проводящие части, если они удовлетворяют требованиям 1.7.122 к защитным проводникам в отношении проводимости и непрерывности электрической цепи. 1.7.84. Защита при помощи двойной или усиленной изоляции может быть обеспечена применением электрооборудования класса II или заключением электрооборудования, имеющего только основную изоляцию токоведущих частей, в изолирующую оболочку. Проводящие части оборудования с двойной изоляцией не должны быть присоединены к защитному проводнику и к системе уравнивания потенциалов. 1.7.85. Защитное электрическое разделение цепей следует применять, как правило, для одной цепи. Наибольшее рабочее напряжение отделяемой цепи не должно превышать 500 В. Питание отделяемой цепи должно быть выполнено от разделительного трансформатора, соответствующего ГОСТ 30030 «Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы», или от другого источника, обеспечивающего равноценную степень безопасности. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 68 ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Токоведущие части цепи, питающейся от разделительного трансформатора, не должны иметь соединений с заземленными частями и защитными проводниками других цепей. Проводники цепей, питающихся от разделительного трансформатора, рекомендуется прокладывать отдельно от других цепей. Если это невозможно, то для таких цепей необходимо использовать кабели без металлической оболочки, брони, экрана или изолированные провода, проложенные в изоляционных трубах, коробах и каналах, при условии, что номинальное напряжение этих кабелей и проводов соответствует наибольшему напряжению совместно проложенных цепей, а каждая цепь защищена от сверхтоков. Если от разделительного трансформатора питается только один электроприемник, то его открытые проводящие части не должны быть присоединены ни к защитному проводнику, ни к открытым проводящим частям других цепей. Допускается питание нескольких электроприемников от одного разделительного трансформатора при одновременном выполнении следующих условий: 1) открытые проводящие части отделяемой цепи не должны иметь электрической связи с металлическим корпусом источника питания; 2) открытые проводящие части отделяемой цепи должны быть соединены между собой изолированными незаземленными проводниками местной системы уравнивания потенциалов, не имеющей соединений с защитными проводниками и открытыми проводящими частями других цепей; 3) все штепсельные розетки должны иметь защитный контакт, присоединенный к местной незаземленной системе уравнивания потенциалов; 4) все гибкие кабели, за исключением питающих оборудование класса II, должны иметь защитный проводник, применяемый в качестве проводника уравнивания потенциалов; 5) время отключения устройством защиты при двухфазном замыкании на открытые проводящие части не должно превышать время, указанное в табл. 1.7.2. 69 1.7.86. Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны и площадки могут быть применены в электроустановках напряжением до 1 кВ, когда требования к автоматическому отключению питания не могут быть выполнены, а применение других защитных мер невозможно либо нецелесообразно. Сопротивление относительно локальной земли изолирующего пола и стен таких помещений, зон и площадок в любой точке должно быть не менее: 50 кОм при номинальном напряжении электроустановки до 500 В включительно, измеренное мегаомметром на напряжение 500 В; 100 кОм при номинальном напряжении электроустановки более 500 В, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В. Если сопротивление в какой-либо точке меньше указанных, такие помещения, зоны, площадки не должны рассматриваться в качестве меры защиты от поражения электрическим током. Для изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок допускается использование электрооборудования класса 0 при соблюдении, по крайней мере, одного из трех следующих условий: 1) открытые проводящие части удалены одна от другой и от сторонних проводящих частей не менее чем на 2 м. Допускается уменьшение этого расстояния вне зоны досягаемости до 1,25 м; 2) открытые проводящие части отделены от сторонних проводящих частей барьерами из изоляционного материала. При этом расстояния, не менее указанных в пп. 1, должны быть обеспечены с одной стороны барьера; 3) сторонние проводящие части покрыты изоляцией, выдерживающей испытательное напряжение не менее 2 кВ в течение 1 мин. В изолирующих помещениях (зонах) не должен предусматриваться защитный проводник. Должны быть предусмотрены меры против заноса потенциала на сторонние проводящие части помещения извне. Пол и стены таких помещений не должны подвергаться воздействию влаги. Рис. 1.7.7. Система уравнивания потенциалов в здании: М — открытая проводящая часть; С1 — металлические трубы водопровода, входящие в здание; С2 — металлические трубы канализации, входящие в здание; СЗ — металлические трубы газоснабжения с изолирующей вставкой на вводе, входящие в здание; С4 — воздуховоды вентиляции и кондиционирования; С5 — система отопления; С6 — металлические водопроводные трубы в ванной комнате; С7 — металлическая ванна; С8 — сторонняя проводящая часть в пределах досягаемости от открытых проводящих частей; С9 — арматура железобетонных конструкций; ГЗШ — главная заземляющая шина; Т1 — естественный заземлитель; T2 — заземлитель молниезащиты (если имеется); 1 — нулевой защитный проводник; 2 — проводник основной системы уравнивания потенциалов; 3 — проводник дополнительной системы уравнивания потенциалов; 4 — токоотвод системы молниезащиты; 5 — контур (магистраль) рабочего заземления в помещении информационного вычислительного оборудования; 6 — проводник рабочего (функционального) заземления; 7 — проводник уравнивания потенциалов в системе рабочего (функционального) заземления; 8 — заземляющий проводник Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 70 ПУЭ Таблица 1.7.3 Применение электрооборудования в электроустановках напряжением до 1 кВ Класс по ГОСТ 12.2.007.0 Р МЭК536 Маркировка Назначение защиты Условия применения электрооборудования в электроустановке Класс 0 — При косвенном прикосновении 1. Применение в непроводящих помещениях. 2. Питание от вторичной обмотки разделительного трансформатора только одного электроприемника Класс I Защитный зажим — знак , или буквы РЕ, или желто-зеленые полосы При косвенном прикосновении Присоединение заземляющего зажима электрооборудования к защитному проводнику электроустановки Класс II Знак При косвенном прикосновении Независимо от мер защиты, принятых в электроустановке Класс III Знак От прямого и косвенного прикосновений Питание от безопасного разделительного трансформатора 1.7.87. При выполнении мер защиты в электроустановках напряжением до 1 кВ классы применяемого электрооборудования по способу защиты человека от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.007.0 «ССБТ. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности» следует принимать в соответствии с табл. 1.7.3. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью 1.7.88. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению (1.7.90), либо к напряжению прикосновения (1.7.91), а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению (1.7.92–1.7.93) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (1.7.89). Требования 1.7.89–1.7.93 не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ. 1.7.89. Напряжение на заземляющем устройстве при отекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки. 1.7.90. Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления естественных и искусственных заземлителей. В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и объединять 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 друг к другу, а расстояние между основаниями или фундаментами 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; 20,0 м. Размеры ячеек Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6×6 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, присоединенных к внешнему горизонтальному заземлителю напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3–5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда. 1.7.91. 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 превышающие нормированных (см. ГОСТ 12.1.038). 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 определении 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. Примечание. «Рабочее место» следует понимать как «место оперативного обслуживания электрических аппаратов». 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 должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в необходимых случаях может быть выполнена подсыпка щебня слоем толщиной 0,1–0,2 м. 71 В случае объединения заземляющих устройств разных напряжений в одно общее заземляющее устройство напряжение прикосновения должно определяться по наибольшему току короткого замыкания на землю объединяемых ОРУ. 1.7.92. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения, дополнительно к требованиям 1.7.90–1.7.91 следует: прокладывать заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, в земле на глубине не менее 0,3 м; прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители (в четырех направлениях) вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей. 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. 1.7.93. 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, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Выходящие за пределы ограды горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металлической оболочкой или броней 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. Питание электроприемников, установленных на внешней ограде, следует осуществлять от разделительных трансформаторов. Эти транс- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 72 ПУЭ форматоры 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 ограды не превышало допустимых значений. При выполнении заземляющего устройства по допустимому сопротивлению с этой целью должен быть проложен горизонтальный заземлитель с внешней стороны ограды на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м. Этот заземлитель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках. 1.7.94. Если заземляющее устройство электроустановки напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью соединено с заземляющим устройством другой электроустановки при помощи кабеля с металлической оболочкой или броней или других металлических связей, то для выравнивания потенциалов вокруг указанной другой электроустановки или здания, в котором она размещена, необходимо соблюдение одного из следующих условий: 1) прокладка в земле на глубине 1 м и на расстоянии 1 м от фундамента здания или от периметра территории, занимаемой оборудованием, заземлителя, соединенного с системой уравнивания потенциалов этого здания или этой территории, а у входов и у въездов в здание — укладка проводников на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно и соединение этих проводников с заземлителем; 2) использование железобетонных фундаментов в качестве заземлителей в соответствии с 1.7.109, если при этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечение условий выравнивания потенциалов посредством железобетонных фундаментов, используемых в качестве заземлителей, определяется в соответствии с ГОСТ 12.1.030 «Электробезопасность. Защитное заземление, зануление». Не требуется выполнение условий, указанных в пп. 1 и 2, если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и у въездов. Если у какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, у этого входа (въезда) должно быть выполнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в пп. 1, или соблюдено условие по пп. 2. При этом во всех случаях должны выполняться требования 1.7.95. 1.7.95. Во избежание выноса потенциала не допускается питание электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью, от обмоток до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземляющего устройства электроустановки напряжением выше 1 кВ. При необходимости питание таких электроприемников может осуществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне напряжением до 1 кВ по кабельной линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ. При этом напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать напряжения срабатывания пробивного предохранителя, установленного на стороне низшего напряжения трансформатора с изолированной нейтралью. Питание таких электроприемников может также осуществляться от разделительного трансформатора. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электроустановки напряжением выше 1 кВ, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью 1.7.96. В электроустановках напряжением выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть R ≤ 250/I, но не более 10 Ом, где I — расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока принимается: 1) в сетях без компенсации емкостных токов — ток замыкания на землю; 2) в сетях с компенсацией емкостных токов: для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие аппараты, — ток, равный 125% номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов; для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, — ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой этот ток имеет наибольшее значение. 1.7.97. При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью должны быть выполнены условия 1.7.104. При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более указанного в 1.7.101 либо к заземляющему устройству должны быть присоединены оболочки и броня не менее двух кабелей на напряжение до или выше 1 кВ или обоих напряжений, при общей протяженности этих кабелей не менее 1 км. 1.7.98. Для подстанций напряжением 6–10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены: 1) нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ; 2) корпус трансформатора; 3) металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше; 4) открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ и выше; 5) сторонние проводящие части. Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству. 1.7.99. Заземляющее устройство сети напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью, объединенное с заземляющим устройством сети напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетворять также требованиям 1.7.89–1.7.90. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью 1.7.100. В электроустановках с глухозаземленной нейтралью нейтраль генератора или трансформатора трехфазного переменного тока, средняя точка источника постоянного тока, один из выводов источника однофазного тока должны быть присоединены к заземлителю при помощи заземляющего проводника. 73 Искусственный заземлитель, предназначенный для заземления нейтрали, как правило, должен быть расположен вблизи генератора или трансформатора. Для внутрицеховых подстанций допускается располагать заземлитель около стены здания. Если фундамент здания, в котором размещается подстанция, используется в качестве естественных заземлителей, нейтраль трансформатора следует заземлять путем присоединения не менее чем к двум металлическим колоннам или к закладным деталям, приваренным к арматуре не менее двух железобетонных фундаментов. При расположении встроенных подстанций на разных этажах многоэтажного здания заземление нейтрали трансформаторов таких подстанций должно быть выполнено при помощи специально проложенного заземляющего проводника. В этом случае заземляющий проводник должен быть дополнительно присоединен к колонне здания, ближайшей к трансформатору, а его сопротивление учтено при определении сопротивления растеканию заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора. Во всех случаях должны быть приняты меры по обеспечению непрерывности цепи заземления и защите заземляющего проводника от механических повреждений. Если в PEN-проводнике, соединяющем нейтраль трансформатора или генератора с шиной PEN распределительного устройства напряжением до 1 кВ, установлен трансформатор тока, то заземляющий проводник должен быть присоединен не к нейтрали трансформатора или генератора непосредственно, а к PEN-проводнику, по возможности сразу за трансформатором тока. В таком случае разделение PEN-проводника на РЕ- и N-проводники в системе TN-S должно быть выполнено также за трансформатором тока. Трансформатор тока следует размещать как можно ближе к выводу нейтрали генератора или трансформатора. 1.7.101. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей, а также заземлителей повторных заземлений PEN- или РЕ-проводника ВЛ напряжением до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. Сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 74 ПУЭ Таблица 1.7.4 Наименьшие размеры заземлителей и зазаемляющих проводников, проложенных в земле Материал Сталь черная Сталь оцинкованная Медь Профиль сечения Круглый: для вертикальных заземлителей для горизонтальных заземлителей Прямоугольный Угловой Трубный Круглый: для вертикальных заземлителей для горизонтальных заземлителей Прямоугольный Трубный Круглый Прямоугольный Трубный Канат многопроволочный Диаметр, мм Площадь поперечного сечения, мм Толщина стенки, мм 16 — — 10 — — — — 32 100 100 — 4 4 3,5 12 — — 10 — 25 — 75 — — 3 2 12 — 20 — 50 — — 1,8* 35 2 2 — * Диаметр каждой проволоки. близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока, должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. При удельном сопротивлении земли ρ > 100 Ом·м допускается увеличивать указанные нормы в 0,01ρ раз, но не более десятикратного. 1.7.102. На концах ВЛ или ответвлений от них длиной более 200 м, а также на вводах ВЛ к электроустановкам, в которых в качестве защитной меры при косвенном прикосновении применено автоматическое отключение питания, должны быть выполнены повторные заземления PEN-проводника. При этом в первую очередь следует использовать естественные заземлители, например подземные части опор, а также заземляющие устройства, предназначенные для грозовых перенапряжений (см. гл. 2.4). Указанные повторные заземления выполняются, если более частые заземления по условиям защиты от грозовых перенапряжений не требуются. Повторные заземления PEN-проводника в сетях постоянного тока должны быть выполнены при помощи отдельных искусственных заземлителей, которые не должны иметь металлических соединений с подземными трубопроводами. Заземляющие проводники для повторных заземлений PEN-проводника должны иметь размеры не менее приведенных в табл. 1.7.4. 1.7.103. Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений PEN-проводника каждой ВЛ в любое время года д олжно быть не более 5, 10 и 20 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. При этом сопротивление растеканию заземлителя каждого из повторных заземлений должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях. При удельном сопротивлении земли ρ > 100 Ом·м допускается увеличивать указанные нормы в 0,01 ρ раз, но не более десятикратного. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью 1.7.104. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей, в системе IT должно соответствовать условию: R ≤ Uпр/I, где R — сопротивление заземляющего устройства, Ом; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Unp — напряжение прикосновения, значение которого принимается равным 50 В (см. также 1.7.53); I — полный ток замыкания на землю, А. Как правило, не требуется принимать значение сопротивления заземляющего устройства менее 4 Ом. Допускается сопротивление заземляющего устройства до 10 Ом, если соблюдено приведенное выше условие, а мощность генераторов или трансформаторов не превышает 100 кВ·А, в том числе суммарная мощность генераторов или трансформаторов, работающих параллельно. Заземляющие устройства в районах с большим удельным сопротивлением земли 1.7.105. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в районах с большим удельным сопротивлением земли, в том числе в районах многолетней мерзлоты, рекомендуется выполнять с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения (1.7.91). В скальных структурах допускается прокладывать горизонтальные заземлители на меньшей глубине, чем этого требуют 1.7.91–1.7.93, но не менее чем 0,15 м. Кроме того, допускается не выполнять требуемые 1.7.90 вертикальные заземлители у входов и у въездов. 1.7.106. При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли рекомендуются следующие мероприятия: 1) устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины, если с глубиной удельное сопротивление земли снижается, а естественные углубленные заземлители (например, скважины с металлическими обсадными трубами) отсутствуют; 2) устройство выносных заземлителей, если вблизи (до 2 км) от электроустановки есть места с меньшим удельным сопротивлением земли; 3) укладка в траншеи вокруг горизонтальных заземлителей в скальных структурах влажного глинистого грунта с последующей трамбовкой и засыпкой щебнем до верха траншеи; 4) применение искусственной обработки грунта с целью снижения его удельного сопротивления, если другие способы не могут быть применены или не дают необходимого эффекта. 1.7.107. В районах многолетней мерзлоты, кроме рекомендаций, приведенных в 1.7.106, следует: 1) помещать заземлители в непромерзающие водоемы и талые зоны; 75 2) использовать обсадные трубы скважин; 3) в дополнение к углубленным заземлителям применять протяженные заземлители на глубине около 0,5 м, предназначенные для работы в летнее время при оттаивании поверхностного слоя земли; 4) создавать искусственные талые зоны. 1.7.108. В электроустановках напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом·м, если мероприятия, предусмотренные 1.7.105–1.7.107, не позволяют получить приемлемые по экономическим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002ρ раз, где ρ — эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м. При этом увеличение требуемых настоящей главой сопротивлений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного. Заземлители 1.7.109. В качестве естественных заземлителей могут быть использованы: 1) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе железобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах; 2) металлические трубы водопровода, проложенные в земле; 3) обсадные трубы буровых скважин; 4) металлические шпунты гидротехнических сооружений, водоводы, закладные части затворов и т.п.; 5) рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных железных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами; 6) другие находящиеся в земле металлические конструкции и сооружения; 7) металлические оболочки бронированных кабелей, проложенных в земле. Оболочки кабелей могут служить единственными заземлителями при количестве кабелей не менее двух. Алюминиевые оболочки кабелей использовать в качестве заземлителей не допускается. 1.7.110. Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей и трубопроводов канализации и центрального отопления. Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устрой- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 76 ПУЭ ству с целью уравнивания потенциалов в соответствии с 1.7.82. Не следует использовать в качестве заземлителей железобетонные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ. Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматурных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобетонных фундаментов, а также возможность использования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом. 1.7.111. Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали или медными. Искусственные заземлители не должны иметь окраски. Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответствовать приведенным в табл. 1.7.4. 1.7.112. Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ следует выбирать по условию термической стойкости при допустимой температуре нагрева 400 °С (кратковременный нагрев, соответствующий времени действия защиты и отключения выключателя). В случае опасности коррозии заземляющих устройств следует выполнить одно из следующих мероприятий: увеличить сечения заземлителей и заземляющих проводников с учетом расчетного срока их службы; применить заземлители и заземляющие проводники с гальваническим покрытием или медные. При этом следует учитывать возможное увеличение сопротивления заземляющих устройств, обусловленное коррозией. Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора. Не следует располагать (использовать) заземлители в местах, где земля подсушивается под действием тепла трубопроводов и т.п. Заземляющие проводники 1.7.113. Сечения заземляющих проводников в электроустановках напряжением до 1 кВ должны соответствовать требованиям 1.7.126 к защитным проводникам. Наименьшие сечения заземляющих проводников, проложенных в земле, должны соответствовать приведенным в табл. 1.7.4. Прокладка в земле алюминиевых неизолированных проводников не допускается. 1.7.114. В электроустановках напряжением выше 1 кВ сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ в электроустановках с эффективно заземленной нейтралью или тока двухфазного КЗ в электроустановках с изолированной нейтралью температура заземляющих проводников не превысила 400 °С (кратковременный нагрев, соответствующий полному времени действия защиты и отключения выключателя). 1.7.115. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью проводимость заземляющих проводников сечением до 25 мм2 по меди или равноценное ему из других материалов должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников. Как правило, не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм2, алюминиевых — 35 мм2, стальных — 120 мм2. 1.7.116. Для выполнения измерений сопротивления заземляющего устройства в удобном месте должна быть предусмотрена возможность отсоединения заземляющего проводника. В электроустановках напряжением до 1 кВ таким местом, как правило, является главная заземляющая шина. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно только при помощи инструмента. 1.7.117. Заземляющий проводник, присоединяющий заземлитель рабочего (функционального) заземления к главной заземляющей шине в электроустановках напряжением до 1 кВ, должен иметь сечение не менее: медный —10 мм2, алюминиевый —16 мм2, стальной — 75 мм2. 1.7.118. У мест ввода заземляющих проводников в здания должен быть предусмотрен опознавательный знак . Главная заземляющая шина 1.7.119. Главная заземляющая шина может быть выполнена внутри вводного устройства электроустановки напряжением до 1 кВ или отдельно от него. Внутри вводного устройства в качестве главной заземляющей шины следует использовать шину РЕ. При отдельной установке главная заземляющая шина должна быть расположена в доступном, удобном для обслуживания месте вблизи вводного устройства. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Сечение отдельно установленной главной заземляющей шины должно быть не менее сечения РЕ (РEN)-проводника питающей линии. Главная заземляющая шина должна быть, как правило, медной. Допускается применение главной заземляющей шины из стали. Применение алюминиевых шин не допускается. В конструкции шины должна быть предусмотрена возможность индивидуального отсоединения присоединенных к ней проводников. Отсоединение должно быть возможно только с использованием инструмента. В местах, доступных только квалифицированному персоналу (например, щитовых помещениях жилых домов), главную заземляющую шину следует устанавливать открыто. В местах, доступных посторонним лицам (например, подъездах или подвалах домов), она должна иметь защитную оболочку — шкаф или ящик с запирающейся на ключ дверцей. На дверце или на стене над шиной должен быть нанесен знак . 1.7.120. Если здание имеет несколько обособленных вводов, главная заземляющая шина должна быть выполнена для каждого вводного устройства. При наличии встроенных трансформаторных подстанций главная заземляющая шина должна устанавливаться возле каждой из них. Эти шины должны соединяться проводником уравнивания потенциалов, сечение которого должно быть не менее половины сечения РЕ (РЕN)-проводника той линии среди отходящих от щитов низкого напряжения подстанций, которая имеет наибольшее сечение. Сечение этого проводника должно быть не более 25 мм2 по меди или эквивалентное ему из другого материала. Для соединения нескольких главных заземляющих шин могут использоваться сторонние проводящие части, если они соответствуют требованиям 1.7.122 к непрерывности и проводимости электрической цепи. Защитные проводники (РЕ-проводники) 1.7.121. В качестве РE-проводников в электроустановках напряжением до 1 кВ могут использоваться: 1) специально предусмотренные проводники: жилы многожильных кабелей; изолированные или неизолированные провода в общей оболочке с фазными проводами; стационарно проложенные изолированные или неизолированные проводники; 2) открытые проводящие части электроустановок: алюминиевые оболочки кабелей; стальные трубы электропроводок; 77 металлические оболочки и опорные конструкции шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления. Металлические короба и лотки электропроводок можно использовать в качестве защитных проводников при условии, что конструкцией коробов и лотков предусмотрено такое использование, о чем имеется указание в документации изготовителя, а их расположение исключает возможность механического повреждения; 3) некоторые сторонние проводящие части: металлические строительные конструкции зданий и сооружений (фермы, колонны и т.п.); арматура железобетонных строительных конструкций зданий при условии выполнения требований 1.7.122; металлические конструкции производственного назначения (подкрановые рельсы, галереи, площадки, шахты лифтов, подъемников, элеваторов, обрамления каналов и т.п.). 1.7.122. Использование открытых и сторонних проводящих частей в качестве РЕ-проводников допускается, если они отвечают требованиям настоящей главы к проводимости и непрерывности электрической цепи. Сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве РЕ-проводников, если они, кроме того, одновременно отвечают следующим требованиям: 1) непрерывность электрической цепи обеспечивается либо их конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений; 2) их демонтаж невозможен, если не предусмотрены меры по сохранению непрерывности цепи и ее проводимости. 1.7.123. Не допускается использовать в качестве РЕ-проводников: металлические оболочки изоляционных трубок и трубчатых проводов, несущие тросы при тросовой электропроводке, металлорукава, а также свинцовые оболочки проводов и кабелей; трубопроводы газоснабжения и другие трубопроводы горючих и взрывоопасных веществ и смесей, трубы канализации и центрального отопления; водопроводные трубы при наличии в них изолирующих вставок. 1.7.124. Нулевые защитные проводники цепей не допускается использовать в качестве нулевых защитных проводников электрооборудования, питающегося по другим цепям, а также использовать открытые проводящие части электрооборудования в качестве нулевых защитных проводников для другого электрооборудования, за исключением оболочек и опорных конструкций шинопроводов и комплектных устройств завод- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 78 ПУЭ ского изготовления, обеспечивающих возможность подключения к ним защитных проводников в нужном месте. 1.7.125. Использование специально предусмотренных защитных проводников для иных целей не допускается. 1.7.126. Наименьшие площади поперечного сечения защитных проводников должны соответствовать табл. 1.7.5. Площади сечений приведены для случая, когда защитные проводники изготовлены из того же материала, что и фазные проводники. Сечения защитных проводников из других материалов должны быть эквивалентны по проводимости приведенным. Допускается, при необходимости, принимать сечение защитного проводника менее требуе- мых, если оно рассчитано по формуле (только для времени отключения ≤ 5 с): S≥I t /k , где S — площадь поперечного сечения защитного проводника, мм2; I — ток короткого замыкания, обеспечивающий время отключения поврежденной цепи защитным аппаратом в соответствии с табл. 1.7.1 и 1.7.2 или за время не более 5 с в соответствии с 1.7.79, А; t — время срабатывания защитного аппарата, с; k — коэффициент, значение которого зависит от материала защитного проводника, его изоляции, начальной и конечной температур. Значение k для защитных проводников в различных условиях приведены в табл. 1.7.6–1.7.9. Таблица 1.7.5 Наименьшие сечения защитных проводников Сечение фазных проводников, мм2 Наименьшее сечение защитных проводников, мм2 S≤16 16 < S ≤ 35 S > 35 S 16 S/2 Таблица 1.7.6 Значение коэффициента k для изолированных защитных проводников, не входящих в кабель, и для неизолированных проводников, касающихся оболочки кабелей (начальная температура проводника принята равной 30 °С) Материал изоляции Параметр поливинилхлорид (ПВХ) сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина бутиловая резина 160 250 220 143 95 52 176 116 64 166 110 60 Конечная температура, °С k проводника: медного алюминиевого стального Таблица 1.7.7 Значение коэффициента k для защитного проводника, входящего в многожильный кабель Материал изоляции Параметр поливинилхлорид (ПВХ) сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина бутиловая резина Начальная температура, °С Конечная температура, °С 70 160 90 250 85 220 k проводника: медного алюминиевого 115 76 143 94 134 89 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 79 Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Таблица 1.7.8 Значение коэффициента k при использовании в качестве защитного проводника алюминиевой оболочки кабеля Параметр Материал изоляции поливинилхлорид (ПВХ) сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина бутиловая резина Начальная температура, °С 60 80 75 Конечная температура, °С 160 250 220 k 81 98 93 Таблица 1.7.9 Значение коэффициента k для неизолированных проводников, когда указанные температуры не создают опасности повреждения находящихся вблизи материалов (начальная температура проводника принята равной 30 °С) Проводники Материал проводника Условия проложенные открыто и в специально отведенных местах эксплуатируемые в нормальной среде в пожароопасной среде Медь Максимальная температура, °С k 500* 228 200 159 150 138 Алюминий Максимальная температура, °С k 300* 125 200 105 150 91 Сталь Максимальная температура, °С k 500* 82 200 58 150 50 * Указанные температуры допускаются, если они не ухудшают качество соединений. Если при расчете получается сечение, отличное от приведенного в табл. 1.7.5, то следует выбирать ближайшее большее значение, а при получении нестандартного сечения — применять проводники ближайшего большего стандартного сечения. Значения максимальной температуры при определении сечения защитного проводника не должны превышать предельно допустимых температур нагрева проводников при КЗ в соответствии с гл. 1.4, а для электроустановок во взрывоопасных зонах должны соответствовать ГОСТ 22782.0 «Электрооборудование взрывозащищенное. Общие технические требования и методы испытаний». 1.7.127. Во всех случаях сечение медных защитных проводников, не входящих в состав кабеля или проложенных не в общей оболочке (трубе, коробе, на одном лотке) с фазными проводниками, должно быть не менее: 2,5 мм2 — при наличии механической защиты; 4 мм2 — при отсутствии механической защиты. Сечение отдельно проложенных защитных алюминиевых проводников должно быть не менее 16 мм2. 1.7.128. В системе TN для обеспечения требований 1.7.88 нулевые защитные проводники рекомендуется прокладывать совместно или в непосредственной близости с фазными проводниками. 1.7.129. В местах, где возможно повреждение изоляции фазных проводников в результате искрения между неизолированным нулевым защитным проводником и металлической оболочкой или конструкцией (например, при прокладке проводов в трубах, коробах, лотках), нулевые защитные проводники должны иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников. 1.7.130. Неизолированные РЕ-проводники должны быть защищены от коррозии. В местах пересечения РЕ-проводников с кабелями, трубопроводами, железнодорожными путями, в местах их ввода в здания и в других местах, где возможны механические повреждения РЕпроводников, эти проводники должны быть защищены. В местах пересечения температурных и осадочных швов должна быть предусмотрена компенсация длины РЕ-проводников. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 80 ПУЭ Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники (PEN-проводники) 1.7.131. В многофазных цепях в системе ТN для стационарно проложенных кабелей, жилы которых имеют площадь поперечного сечения не менее 10 мм2 по меди или 16 мм2 по алюминию, функции нулевого защитного (РЕ) и нулевого рабочего (N) проводников могут быть совмещены в одном проводнике (РEN-проводник). 1.7.132. Не допускается совмещение функций нулевого защитного и нулевого рабочего проводников в цепях однофазного и постоянного тока. В качестве нулевого защитного проводника в таких цепях должен быть предусмотрен отдельный третий проводник. Это требование не распространяется на ответвления от ВЛ напряжением до 1 кВ к однофазным потребителям электроэнергии. 1.7.133. Не допускается использование сторонних проводящих частей в качестве единственного PEN-проводника. Это требование не исключает использования открытых и сторонних проводящих частей в качестве дополнительного PEN-проводника при присоединении их к системе уравнивания потенциалов. 1.7.134. Специально предусмотренные PENпроводники должны соответствовать требованиям 1.7.126 к сечению защитных проводников, а также требованиям гл. 2.1 к нулевому рабочему проводнику. Изоляция PEN-проводников должна быть равноценна изоляции фазных проводников. Не требуется изолировать шину PEN сборных шин низковольтных комплектных устройств. 1.7.135. Когда нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены начиная с какой-либо точки электроустановки, не допускается объединять их за этой точкой по ходу распределения энергии. В месте разделения PEN-проводника на нулевой защитный и нулевой рабочий проводники необходимо предусмотреть отдельные зажимы или шины для проводников, соединенные между собой. PEN-проводник питающей линии должен быть подключен к зажиму или шине нулевого защитного РЕ-проводника. Проводники системы уравнивания потенциалов 1.7.136. В качестве проводников системы уравнивания потенциалов могут быть использованы открытые и сторонние проводящие части, указанные в 1.7.121, или специально проложенные проводники, или их сочетание. 1.7.137. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее половины наибольшего сечения защитного проводника электроустановки, если сечение проводника уравнивания потенциалов при этом не превышает 25 мм2 по меди или равноценное ему из других материалов. Применение проводников большего сечения, как правило, не требуется. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов в любом случае должно быть не менее: медных — 6 мм2, алюминиевых —16 мм2, стальных — 50 мм2. 1.7.138. Сечение проводников дополнительной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее: при соединении двух открытых проводящих частей — сечения меньшего из защитных проводников, подключенных к этим частям; при соединении открытой проводящей части и сторонней проводящей части — половины сечения защитного проводника, подключенного к открытой проводящей части. Сечения проводников дополнительного уравнивания потенциалов, не входящих в состав кабеля, должны соответствовать требованиям 1.7.127. Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов 1.7.139. Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендуется выполнять посредством сварки. Допускается в помещениях и в наружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами, обеспечивающими требования ГОСТ 10434 «Соединения контактные электрические. Общие технические требования» ко 2-му классу соединений. Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений. Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта. 1.7.140. Соединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний, за исключением соединений, заполненных компаундом или герметизированных, а также сварных, паяных и спрессованных присоединений к нагревательным элементам в системах обогрева и их соединений, находящихся в полах, стенах, перекрытиях и в земле. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности 1.7.141. При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать их катушки последовательно (в рассечку) с защитными проводниками. 1.7.142. Присоединения заземляющих и нулевых защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов к открытым проводящим частям должны быть выполнены при помощи болтовых соединений или сварки. Присоединения оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся частях или частях, подверженных сотрясениям и вибрации, должны выполняться при помощи гибких проводников. Соединения защитных проводников электропроводок и ВЛ следует выполнять теми же методами, что и соединения фазных проводников. При использовании естественных заземлителей для заземления электроустановок и сторонних проводящих частей в качестве защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов контактные соединения следует выполнять методами, предусмотренными ГОСТ 12.1.030 «ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление». 1.7.143. Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяженным естественным заземлителям (например, к трубопроводам) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикосновения и расчетные значения сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений. Шунтирование водомеров, задвижек и т.п. следует выполнять при помощи проводника соответствующего сечения в зависимости от того, используется ли он в качестве защитного проводника системы уравнивания потенциалов, нулевого защитного проводника или защитного заземляющего проводника. 1.7.144. Присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в защитный проводник открытых проводящих частей не допускается. Присоединение проводящих частей к основной системе уравнивания потенциалов должно быть выполнено также при помощи отдельных ответвлений. Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов может быть выполнено при помощи как отдельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъемному проводнику. 81 1.7.145. Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи РЕ- и PEN-проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей. Допускается также одновременное отключение, всех проводников на вводе в электроустановки индивидуальных жилых, дачных и садовых домов и аналогичных им объектов, питающихся по однофазным ответвлениям от ВЛ. При этом разделение PEN-проводника на РЕ- и N-проводники должно быть выполнено до вводного защитно-коммутационного аппарата. 1.7.146. Если защитные проводники и/или проводники уравнивания потенциалов могут быть разъединены при помощи того же штепсельного соединителя, что и соответствующие фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специальные защитные контакты для присоединения к ним защитных проводников или проводников уравнивания потенциалов. Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, он должен быть присоединен к защитному контакту этой розетки. Переносные электроприемники 1.7.147. К переносным электроприемникам в Правилах отнесены электроприемники, которые могут находиться в руках человека в процессе их эксплуатации (ручной электроинструмент, переносные бытовые электроприборы, переносная радиоэлектронная аппаратура и т.п.). 1.7.148. Питание переносных электроприемников переменного тока следует выполнять от сети напряжением не выше 380/220 В. В зависимости от категории помещения по уровню опасности поражения людей электрическим током (см. гл. 1.1) для защиты при косвенном прикосновении в цепях, питающих переносные электроприемники, могут быть применены автоматическое отключение питания, защитное электрическое разделение цепей, сверхнизкое напряжение, двойная изоляция. 1.7.149. При применении автоматического отключения питания металлические корпуса переносных электроприемников, за исключением электроприемников с двойной изоляцией, должны быть присоединены к нулевому защитному проводнику в системе TN или заземлены в системе IT, для чего должен быть предусмотрен специальный защитный (РЕ) проводник, расположенный в одной оболочке с фазными проводниками (третья жила кабеля или провода — для электроприемников однофазного и постоянного тока, четвертая или пятая жила — для электроприемников трехфазного тока), Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 82 ПУЭ присоединяемый к корпусу электроприемника и к защитному контакту вилки штепсельного соединителя. РЕ-проводник должен быть медным, гибким, его сечение должно быть равно сечению фазных проводников. Использование для этой цели нулевого рабочего (N) проводника, в том числе расположенного в общей оболочке с фазными проводниками, не допускается. 1.7.150. Допускается применять стационарные и отдельные переносные защитные проводники и проводники уравнивания потенциалов для переносных электроприемников испытательных лабораторий и экспериментальных установок, перемещение которых в период их работы не предусматривается. При этом стационарные проводники должны удовлетворять требованиям 1.7.121–1.7.130, а переносные проводники должны быть медными, гибкими и иметь сечение не меньше чем у фазных проводников. При прокладке таких проводников не в составе общего с фазными проводниками кабеля их сечения должны быть не менее указанных в 1.7.127. 1.7.151. Для дополнительной защиты от прямого прикосновения и при косвенном прикосновении штепсельные розетки с номинальным током не более 20 А наружной установки, а также внутренней установки, но к которым могут быть подключены переносные электроприемники, используемые вне зданий либо в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, должны быть защищены устройствами защитного отключения с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. Допускается применение ручного электроинструмента, оборудованного УЗО-вилками. При применении защитного электрического разделения цепей в стесненных помещениях с проводящим полом, стенами и потолком, а также при наличии требований в соответствующих главах ПУЭ в других помещениях с особой опасностью, каждая розетка должна питаться от индивидуального разделительного трансформатора или от его отдельной обмотки. При применении сверхнизкого напряжения питание переносных электроприемников напряжением до 50 В должно осуществляться от безопасного разделительного трансформатора. 1.7.152. Для присоединения переносных электроприемников к питающей сети следует применять штепсельные соединители, соответствующие требованиям 1.7.146. В штепсельных соединителях переносных электроприемников, удлинительных проводов и кабелей проводник со стороны источника питания должен быть присоединен к розетке, а со стороны электроприемника — к вилке. 1.7.153. УЗО защиты розеточных цепей рекомендуется размещать в распределительных (групповых, квартирных) щитках. Допускается применять УЗО-розетки. 1.7.154. Защитные проводники переносных проводов и кабелей должны быть обозначены желто-зелеными полосами. Передвижные электроустановки 1.7.155. Требования к передвижным электроустановкам не распространяются на: судовые электроустановки; электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов; электрифицированный транспорт; жилые автофургоны. Для испытательных лабораторий должны также выполняться требования других соответствующих нормативных документов. 1.7.156. Автономный передвижной источник питания электроэнергией — такой источник, который позволяет осуществлять питание потребителей независимо от стационарных источников электроэнергии (энергосистемы). 1.7.157. Передвижные электроустановки могут получать питание от стационарных или автономных передвижных источников электроэнергии. Питание от стационарной электрической сети должно, как правило, выполняться от источника с глухозаземленной нейтралью с применением систем TN-S или TN-C-S. Объединение функций нулевого защитного проводника РЕ и нулевого рабочего проводника N в одном общем проводнике PEN внутри передвижной электроустановки не допускается. Разделение PEN-проводника питающей линии на РЕ- и N-проводники должно быть выполнено в точке подключения установки к источнику питания. При питании от автономного передвижного источника его нейтраль, как правило, должна быть изолирована. 1.7.158. При питании стационарных электроприемников от автономных передвижных источников питания режим нейтрали источника питания и меры защиты должны соответствовать режиму нейтрали и мерам защиты, принятым для стационарных электроприемников. 1.7.159. В случае питания передвижной эпектроустановки от стационарного источника питания для защиты при косвенном прикосновении должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 1.7.79 с применением устройства защиты от сверхтоков. При этом время отключения, приведенное в табл. 1.7.1, должно быть уменьшено вдвое либо дополнительно к устройству защиты от Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 83 Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности Таблица 1.7.10 Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT в передвижных электроустановках, питающихся от автономного передвижного источника Номинальное линейное напряжение, U, В Время отключения, с 220 380 660 Более 660 0,4 0,2 0,06 0,02 сверхтоков должно быть применено устройство защитного отключения, реагирующее на дифференциальный ток. В специальных электроустановках допускается применение УЗО, реагирующих на потенциал корпуса относительно земли. При применении УЗО, реагирующего на потенциал корпуса относительно земли, уставка по значению отключающего напряжения должна быть равной 25 В при времени отключения не более 5 с. 1.7.160. В точке подключения передвижной электроустановки к источнику питания должно быть установлено устройство защиты от сверхтоков и УЗО, реагирующее на дифференциальный ток, номинальный отключающий дифференциальный ток которого должен быть на 1–2 ступени больше соответствующего тока УЗО, установленного на вводе в передвижную электроустановку. При необходимости на вводе в передвижную электроустановку может быть применено защитное электрическое разделение цепей в соответствии с 1.7.85. При этом разделительный трансформатор, а также вводное защитное устройство должны быть помещены в изолирующую оболочку. Устройство присоединения ввода питания в передвижную электроустановку должно иметь двойную изоляцию. 1.7.161. При применении автоматического отключения питания в системе IT для защиты при косвенном прикосновении должны быть выполнены: защитное заземление в сочетании с непрерывным контролем изоляции, действующим на сигнал; автоматическое отключение питания, обеспечивающее время отключения при двухфазном замыкании на открытые проводящие части в соответствии с табл. 1.7.10. Для обеспечения автоматического отключения питания должно быть применено: устройство защиты от сверхтоков в сочетании с УЗО, реагирующим на дифференциальный ток, или устройством непрерывного контроля изоляции, действующим на отключение, или, в соответ- ствии с 1.7.159, УЗО, реагирующим на потенциал корпуса относительно земли. 1.7.162. На вводе в передвижную электроустановку должна быть предусмотрена главная шина уравнивания потенциалов, соответствующая требованиям 1.7.119 к главной заземляющей шине, к которой должны быть присоединены: нулевой защитный проводник РЕ или защитный проводник РЕ питающей линии; защитный проводник передвижной электроустановки с присоединенными к нему защитными проводниками открытых проводящих частей; проводники уравнивания потенциалов корпуса и других сторонних проводящих частей передвижной электроустановки; заземляющий проводник, присоединенный к местному заземлителю передвижной электроустановки (при его наличии). При необходимости открытые и сторонние проводящие части должны быть соединены между собой посредством проводников дополнительного уравнивания потенциалов. 1.7.163. Защитное заземление передвижной электроустановки в системе IT должно быть выполнено с соблюдением требований либо к его сопротивлению, либо к напряжению прикосновения при однофазном замыкании на открытые проводящие части. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к его сопротивлению значение его сопротивления не должно превышать 25 Ом. Допускается повышение указанного сопротивления в соответствии с 1.7.108. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к напряжению прикосновения сопротивление заземляющего устройства не нормируется. В этом случае должно быть выполнено условие: R3 ≤ 25 / I3, где R3 — сопротивление заземляющего устройства передвижной электроустановки, Ом; I3, — полный ток однофазного замыкания на открытые проводящие части передвижной электроустановки, А. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 84 ПУЭ 1.7.164. Допускается не выполнять местный заземлитель для защитного заземления передвижной электроустановки, питающейся от автономного передвижного источника питания с изолированной нейтралью, в следующих случаях: 1) автономный источник питания и электроприемники расположены непосредственно на передвижной электроустановке, их корпуса соединены между собой при помощи защитного проводника, а от источника не питаются другие электроустановки; 2) автономный передвижной источник питания имеет свое заземляющее устройство для защитного заземления, все открытые проводящие части передвижной электроустановки, ее корпус и другие сторонние проводящие части надежно соединены с корпусом автономного передвижного источника при помощи защитного проводника, а при двухфазном замыкании на разные корпуса электрооборудования в передвижной электроустановке обеспечивается время автоматического отключения питания в соответствии с табл. 1.7.10. 1.7.165. Автономные передвижные источники питания с изолированной нейтралью должны иметь устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса (земли) со световым и звуковым сигналами. Должна быть обеспечена возможность проверки исправности устройства контроля изоляции и его отключения. Допускается не устанавливать устройство непрерывного контроля изоляции с действием на сигнал на передвижной электроустановке, питающейся от такого автономного передвижного источника, если при этом выполняется условие 1.7.164, п. 2. 1.7.166. Защита от прямого прикосновения в передвижных электроустановках должна быть обеспечена применением изоляции токоведущих частей, ограждений и оболочек со степенью защиты не менее IP 2Х. Применение барьеров и размещение вне пределов досягаемости не допускается. В цепях, питающих штепсельные розетки для подключения электрообору- дования, используемого вне помещения передвижной установки, должна быть выполнена дополнительная защита в соответствии 1.7.151. 1.7.167. Защитные и заземляющие проводники и проводники уравнивания потенциалов должны быть медными, гибкими, как правило, находиться в общей оболочке с фазными проводниками. Сечение проводников должно соответствовать требованиям: защитных —1.7.126–1.7.127; заземляющих —1.7.113; уравнивания потенциалов — 1.7.136–1.7.138. При применении системы IТ допускается прокладка защитных и заземляющих проводников и проводников уравнивания потенциалов отдельно от фазных проводников. 1.7.168. Допускается одновременное отключение всех проводников линии, питающей передвижную электроустановку, включая защитный проводник при помощи одного коммутационного аппарата (разъема). 1.7.169. Если передвижная электроустановка питается с использованием штепсельных соединителей, вилка штепсельного соединителя должна быть подключена со стороны передвижной электроустановки и иметь оболочку из изолирующего материала. Электроустановки помещений для содержания животных 1.7.170. Питание электроустановок животноводческих помещений следует, как правило, выполнять от сети напряжением 380/220 В переменного тока. 1.7.171. Для защиты людей и животных при косвенном прикосновении должно быть выполнено автоматическое отключение питания с применением системы TN-C-S. Разделение РEN-проводника на нулевой защитный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники следует выполнять на вводном щитке, При питании таких электроустановок от встроенных и пристроенных подстанций должна быть применена система TN-S, при этом нулевой рабочий проводник должен иметь изоляцию, равноценную изоТаблица 1.7.11 Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN в помещениях для содержания животных Номинальное фазное напряжение, U 0, В Время отключения, с 127 220 380 0,35 0,2 0,05 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 85 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний ляции фазных проводников на всем его протя жении. Время защитного автоматического отключения питания в помещениях для содержания животных, а также в помещениях, связанных с ними при помощи сторонних проводящих частей, должно соответствовать табл. 1.7.11. Если указанное время отключения не может быть гарантировано, необходимы дополнительные защитные меры, например дополнительное уравнивание потенциалов. 1.7.172. РEN-проводник на вводе в помещение должен быть повторно заземлен. Значение сопротивления повторного заземления должно соответствовать 1.7.103. 1.7.173. В помещениях для содержания животных необходимо предусматривать защиту не только людей, но и животных, для чего должна быть выполнена дополнительная система уравнивания потенциалов, соединяющая все открытые и сторонние проводящие части, доступные одновременному прикосновению (трубы водопровода, вакуумпровода, металлические ограждения стойл, металлические привязи и др.). 1.7.174. В зоне размещения животных в полу должно быть выполнено выравнивание потенциалов при помощи металлической сетки или другого устройства, которое должно быть соединено с дополнительной системой уравнивания потенциалов. 1.7.175. Устройство выравнивания и уравнивания электрических потенциалов должно обеспечивать в нормальном режиме работы электрооборудования напряжение прикосновения не более 0,2 В, а в аварийном режиме при времени отключения более указанного в табл. 1.7.11 для электроустановок в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках — не более 12 В. 1.7.176. Для всех групповых цепей, питающих штепсельные розетки, должна быть дополнительная защита от прямого прикосновения при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. 1.7.177. В животноводческих помещениях, в которых отсутствуют условия, требующие выполнения выравнивания потенциалов, должна быть выполнена защита при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не менее 100 мА, устанавливаемых на вводном щитке. Глава 1.8 НОРМЫ ПРИЕМОСДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 9 апреля 2003 г. № 150 Введено в действие с 1 сентября 2003 г. Общие положения 1.8.1. Электрооборудование до 500 кВ, вновь вводимое в эксплуатацию, должно быть подвергнуто приемосдаточным испытаниям в соответствии с требованиями настоящей главы. Приемосдаточные испытания рекомендуется проводить в нормальных условиях окружающей среды, указанных в государственных стандартах. При проведении приемосдаточных испытаний электрооборудования, не охваченного настоящими нормами, следует руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей. 1.8.2. Устройства релейной защиты и электроавтоматики на электростанциях и подстанциях проверяются по инструкциям, утвержденным в установленном порядке. 1.8.3. Помимо испытаний, предусмотренных настоящей главой, все электрооборудование должно пройти проверку работы механической части в соответствии с заводскими и монтажными инструкциями. 1.8.4. Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации дается на основании результатов всех испытаний и измерений, относящихся к данной единице оборудования. 1.8.5. Все измерения, испытания и опробования в соответствии с действующими нормативнотехническими документами, инструкциями заводов-изготовителей и настоящими нормами, произведенные персоналом монтажных наладочных организаций непосредственно перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и/или протоколами. 1.8.6. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты обязательно для электрооборудования на напряжение до 35 кВ. При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры переменного тока допускается испытывать электрооборудование распределительных устройств напряжением до 20 кВ повышенным выпрямленным напряжением, которое Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 86 ПУЭ должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения промышленной частоты. 1.8.7. Электрооборудование и изоляторы на номинальное напряжение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным напряжением, установленным для класса изоляции данной электроустановки. Измерение сопротивления изоляции, если отсутствуют дополнительные указания, производится: — аппаратов и цепей напряжением до 500 В — мегаомметром на напряжение 500 В; — аппаратов и цепей напряжением от 500 до 1000 В — мегаомметром на напряжение 1000 В; — аппаратов напряжением выше 1000 В — мегаомметром на напряжение 2500 В. Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформаторов тока, соединенных с силовыми кабелями 6–10 кВ, может производиться вместе с кабелями. Оценка состояния производится по нормам, принятым для силовых кабелей. 1.8.8. Испытания электрооборудования производства иностранных фирм производятся в соответствии с указаниями завода (фирмы)изготовителя. При этом значения проверяемых величин должны соответствовать указанным в данной главе. 1.8.9. Испытание изоляции аппаратов повышенным напряжением промышленной частоты должно производиться, как правило, совместно с испытанием изоляции шин распределительного устройства (без расшиновки). При этом испытательное напряжение допускается принимать по нормам для оборудования, имеющего наименьшее испытательное напряжение. 1.8.10. При проведении нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования испытанию повышенным напряжением должны предшествовать другие виды ее испытаний. 1.8.11. Испытание изоляции напряжением промышленной частоты, равным 1 кВ, может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегаомметром на 2500 В. Если при этом полученное значение сопротивления меньше приведенного в нормах, испытание напряжением 1 кВ промышленной частоты является обязательным. 1.8.12. В настоящей главе применяются следующие термины: 1. Испытательное напряжение промышленной частоты — действующее значение напряжения частотой 50 Гц, практически синусоидального, которое должна выдерживать изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания. 2. Электрооборудование с нормальной изоляцией — электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию грозовых перенапряжений при обычных мерах по грозозащите. 3. Электрооборудование с облегченной изоляцией — электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, не подверженных действию грозовых перенапряжений или оборудованных специальными устройствами грозозащиты, ограничивающими амплитудное значение грозовых перенапряжений до значения, не превышающего амплитудного значения испытательного напряжения промышленной частоты. 4. Аппараты — выключатели всех классов напряжения, разъединители, отделители, короткозамыкатели, предохранители, разрядники, токоограничивающие реакторы, конденсаторы, комплектные экранированные токопроводы. 5. Ненормированная измеряемая величина — величина, абсолютное значение которой не регламентировано нормативными указаниями. Оценка состояния оборудования в этом случае производится путем сопоставления с данными аналогичных измерений на однотипном оборудовании, имеющем заведомо хорошие характеристики, или с результатами остальных испытаний. 6. Класс напряжения электрооборудования — номинальное напряжение электроустановки, для работы в которой предназначено данное электрооборудование. 1.8.13. Синхронные генераторы и компенсаторы Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа. Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по пп. 1–5, 7–15 настоящего параграфа. Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по пп. 2, 4, 5, 8, 10–14 настоящего параграфа. 1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. Следует производить в соответствии с указанием завода-изготовителя. 2. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1. Электротехническая библиотека Elec.ru 4. Обмотки коллекторных возбудителя и подвозбудителя 3. Цепи возбуждения генератора и коллекторного возбудителя со всей присоединенной аппаратурой (без обмотки ротора и возбудителя) 2. Обмотка ротора 1. Обмотка статора Испытуемый элемент 1000 Не менее 0,5 Не менее 1,0 По инструкции заводаизготовителя 1000 500–1000 Не менее 0,5 (при водяном охлаждении — с осушенной обмоткой) По инструкции заводаизготовителя 2500 500, 1000 Не менее 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм 500, 1000, 2500 Напряжение мегаомметра, В Примечание Таблица 1.8.1 При протекании дистиллята через охлаждающие каналы обмотки Допускается ввод в эксплуатацию генераторов мощностью не выше 300 МВт с неявнополюсными роторами, при косвенном или непосредственном воздушном и водородном охлаждении обмотки, имеющей сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре 75 °С или 20 кОм при температуре 20 °С. При большей мощности ввод генератора в эксплуатацию с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм (при 10–30 °С) допускается только по согласованию с заводом-изготовителем При протекании дистиллята через обмотку Для каждой фазы или ветви в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз или ветвей. Значение R60/R15 не ниже 1,3 Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента адсорбции Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 87 Электротехническая библиотека Elec.ru 1000 7. Подшипники и уплотнения вала Не менее 0,5 500 2500 — с непосредственным охлаждением обмоток статора 10. Концевой вывод обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ 1000 Не менее 1,0 250 или 500 В соответствии с заводскими требованиями Не менее 0,3 для гидрогенераторов и 1,0 для турбогенераторов и компенсаторов Не менее 0,5 Не менее 0,5 Допустимое значение сопротивления изоляции, МОм — с косвенным охлаждением обмоток статора 9. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора 500, 1000 1000 6. Изолированные стяжные болты стали статора (доступные для измерения) 8. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов 1000 Напряжение мегаомметра, В 5. Бандажи якоря и коллектора коллекторных возбудителя и подвозбудителя Испытуемый элемент Измерение производится до соединения вывода с обмоткой статора Напряжение мегаомметра — по заводской инструкции Для гидрогенераторов измерение производится, если позволяет конструкция генератора и в заводской инструкции не указаны более жесткие нормы При заземленной обмотке якоря Примечание Окончание табл. 1.8.1 Электротехническая библиотека Elec.ru 88 ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 89 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Таблица 1.8.2 Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов Мощность генератора, МВт, компенсатора, MB·А Менее 1 1 и более Номинальное напряжение, кВ Амплитудное испытательное напряжение, кВ Все напряжения До 3,3 Св. 3,3 до 6,6 включ. Св. 6,6 до 20 включ. Св. 20 до 24 включ. 2,4 Uном. +1,2 2,4 +1,2 Uном. 1,28·2,5 Uном. 1,28 (2 Uном. + 3) 1,28 (2 Uном. + 1) 3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора. Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.2. Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям. Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типа ТГВ-200 и ТГВ-300 принимаются соответственно 40 и 50 кВ. Для турбогенераторов ТВМ-500 (Uном = 36,75 кВ) испытательное напряжение — 75 кВ. Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения — от 0,2Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с. Оценка полученной характеристики производится в соответствии с указаниями заводаизготовителя. 4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание проводится по нормам, приведенным в табл. 1.8.3. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим: а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор. В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов — при снятых торцевых щитах, у гидрогенераторов — при открытых вентиляционных люках; б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 100 кОм/см и номинальном расходе; в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается; г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора; д) перед включением генератора в работу по окончании монтажа (у турбогенераторов — после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов) необходимо провести контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5Uном. Продолжительность испытаний — 1 мин. 5. Измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4. При сравнении значений сопротивлений они должны быть приведены к одинаковой температуре. Электротехническая библиотека Elec.ru Генераторы всех мощностей Генераторы всех мощностей 4. Обмотка неявнополюсного ротора 5. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя Электротехническая библиотека Elec.ru 8Uном. возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ 1,0 8Uном. возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ 2Uном. + 3 Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно Генераторы всех мощностей 2,5Uном.. Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно 0,8 (2Uном.+ 1) Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 20 кВ 2Uном.+ 1 0,8 (2Uном.+ 3) Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 до 20 кВ включительно Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно 0,8·2,5Uном. 0,8 (2Uном.+ 1) Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно 0,8(2Uном.+1), но не менее 1,2 Испытательное напряжение, кВ Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0,1 кВ Характеристика или тип генератора 3. Обмотка явнополюсного ротора 2. Обмотка статора гидрогенератора, шихтовка или стыковка частей статора которого производится на месте монтажа, по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений 1. Обмотка статора генератора Испытуемый элемент Примечание Таблица 1.8.3 Относительно корпуса и бандажей Испытательное напряжение принимается равным 1 кВ тогда, когда это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя. Если техническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испытания, испытательное напряжение должно быть повышено Если сборка статора производится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его испытания производятся по п. 2, а после установки — по п. 1 таблицы Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов Электротехническая библиотека Elec.ru 90 ПУЭ 39,0*, 43,0** ТГВ-200, ТГВ-200М ТГВ-300, ТГВ-500 9. Концевой вывод обмотки статора Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2%. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5% Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2%. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10% Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2% Значения измеренного сопротивления не должны отличаться друг от друга более чем на 10%, за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения Обмотка ротора Резистор гашения поля, реостаты возбуждения Обмотки возбуждения коллекторного возбудителя Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами) Норма Таблица 1.8.4 Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности) Испытуемый объект 2,0 Допустимое отклонение сопротивления постоянному току * Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора. ** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор. 31,0*, 34,5** Генераторы всех мощностей 8. Резистор цепи гашения ноля и АГП 1,0 Генераторы всех мощностей 7. Реостат возбуждения 1,0 Генераторы всех мощностей 6. Цепи возбуждения Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 91 Электротехническая библиотека Elec.ru — обмотки статора 2500 1000 3. Выпрямительная установка в системе ВЧ возбуждения 4. Вспомогательный синхронный генератор ВГ в системах СТН: 1000 2500 напряжение мегаомметра, В 2. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя системы БСВ: токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (см. п. 1). Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения ВГ системы СТН 1. Тиристорный преобразователь (ТП) цепи ротора главного генератора в системах возбуждения СТС, СТН: токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие к преобразователям отключенные разъединители (СТС), первичные обмотки трансформаторов собственных нужд (СТС). В системах с водяным охлаждением ТП вода при испытаниях отсутствует Испытуемый объект 5,0 5,0 5,0 5,0 минимальное значение сопротивления изоляции, МОм Измерение сопротивления изоляции 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки статора ВГ, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора главного генератора 0,8 заводского испытательного напряжения выпрямительной установки, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора 0,8 заводского испытательного напряжения ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ 0,8 заводского испытательного напряжения ТП, но не менее 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки ротора Значение испытательного напряжения промышленной частоты Примечание Таблица 1.8.5 Относительно корпуса и между обмотками Относительно корпуса. При испытаниях выпрямительная установка отключена от источника питания и обмотки ротора, шины питания и шины выхода (А, В, С, +, —) объединены Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП, не связанных с силовыми цепями (см. п. 1). При испытаниях ТП отключен по входу и выходу от силовой схемы; тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) должны быть закорочены, а блоки СУТ выдвинуты из разъемов Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций). Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов Сопротивление изоляции и испытательные напряжения элементов систем возбуждения Электротехническая библиотека Elec.ru 92 ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru 1000 500 7. Обращенный генератор совместно с вращающимся преобразователем в системе БСВ: — обмотки якоря совместно с вращающимся преобразователем — обмотки возбуждения обращенного генератора 2500 1000 — первичная обмотка — вторичная обмотка 8. Выпрямительный трансформатор ВТ в системах СТС. Выпрямительные трансформаторы в системах возбуждения ВГ (СТН) и БСВ: 1000 1000 1000 1000 6. Подвозбудитель в системе ВЧ возбуждения — обмотки независимого возбуждения — рабочие обмотки (три фазы) и обмотка последовательного возбуждения 5. Индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения: — обмотки возбуждения Электротехническая библиотека Elec.ru 1,2 кВ 0,8 заводского испытательного напряжения обмоток трансформатора; вторичные обмотки для ВГи БСВ — не менее 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки возбуждения, но не менее 1,2 кВ 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки якоря 0,8 заводского испытательного напряжения 0,8 заводского испытательного напряжения обмоток 0,8 заводского испытательного напряжения обмоток, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора генератора 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ Относительно корпуса и между обмотками Относительно корпуса. Обмотки возбуждения отсоединены от схемы Относительно корпуса. Возбудитель отсоединен от ротора генератора; вентили, RC-цепи или варисторы зашунтированы (соединены +, –, шпильки переменного тока); подняты щетки на измерительных контактных кольцах Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом Относительно корпуса и между обмотками независимого возбуждения Относительно корпуса и соединенных с ним обмоток независимого возбуждения, между обмотками Относительно корпуса Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 Электротехническая библиотека Elec.ru 93 2500 — с присоединенной аппаратурой 1000 1000 1000 — системы без водяного охлаждения преобразователей и с водяным охлаждением при незаполненной водой системе охлаждения — при заполненной водой (с удельным сопротивлением не менее 75 кОм·см) системе охлаждения ТП 12. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока (см. п. 11); устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы и т.д. Цепи, подключенные к измерительным кольцам в системе БСВ (обмотка ротора отключена) 11. Силовые элементы систем СТС, СТН, ВЧ (источники питания, преобразователи и т. д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода возбуждения либо до разъединителей выхода преобразователей (схемы систем возбуждения без резервных возбудителей): 2500 2500 напряжение мегаомметра, В — без присоединенной аппаратуры 10. Токопроводы, связывающие источники питания (ВГ в системе СТН, ВТ и ПТ в системе СТС), индукторный генератор в ВЧ системе с тиристорными или диодными преобразователями, токопроводы постоянного тока: 9. Последовательные трансформаторы в системах СТС Испытуемый объект 0,1 0,15 1,0 5,0 10,0 5,0 минимальное значение сопротивления изоляции, МОм Измерение сопротивления изоляции 0,8 заводского испытательного напряжения ротора 1,0 кВ 1,0 кВ 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки ротора 0,8 заводского испытательного напряжения токопроводов 0,8 заводского испытательного напряжения обмоток Значение испытательного напряжения промышленной частоты Относительно «земли» Блоки системы управления выдвинуты Относительно корпуса Относительно «земли» между фазами Относительно «земли» между фазами Относительно корпуса и между обмотками Примечание Окончание табл. 1.8.5 Электротехническая библиотека Elec.ru 94 ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току. Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора, а также состояния демпферной системы ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных — каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует производить при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. При выборе значения подводимого напряжения следует учитывать зависимость сопротивления от значения подводимого напряжения. Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-четырех ступенях частоты вращения, включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется только при неподвижном роторе. Отклонения полученных результатов от данных завода-изготовителя или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3–5% свидетельствуют о наличии дефектов в обмотке ротора. На возникновение витковых замыканий указывает скачкообразный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения, а на плохое качество в контактах демпферной системы ротора указывает плавный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее с данными завода-изготовителя. 7. Проверка и испытание электрооборудования систем возбуждения. Приводятся нормы испытаний силового оборудования систем тиристорного самовозбуждения (далее СТС), систем независимого тиристорного возбуждения (СТН), систем бесщеточного возбуждения (БСВ), систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (ВЧ). Проверка автоматического регулятора возбуждения, устройств защиты, управления, автоматики и др. производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14. 7.1. Измерение сопротивления изоляции. Значения сопротивлений изоляции при температуре 10–30 °С должны соответствовать приведенным в табл. 1.8.5. 7.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Значение испытательного напряжения принимается согласно табл. 1.8.5, длительность 95 приложения испытательного напряжения — 1 мин. 7.3. Измерение сопротивления постоянному току обмоток трансформаторов и электрических машин в системах возбуждения. Сопротивление обмоток электрических машин (вспомогательный генератор в системе СТН, индукторный генератор в системе ВЧ, обращенный синхронный генератор в системе БСВ) не должно отличаться более чем на 2% от заводских данных; обмоток трансформаторов (выпрямительных в системах СТС, СТН, БСВ; последовательных в отдельных системах СТС) — более чем на 5%. Сопротивления параллельных ветвей рабочих обмоток индукторных генераторов не должны отличаться друг от друга более чем на 15%, сопротивления фаз вращающихся подвозбудителей — не более чем на 10%. 7.4. Проверка трансформаторов (выпрямительных, последовательных, собственных нужд, начального возбуждения, измерительных трансформаторов напряжения и тока). Проверка производится в соответствии с нормами, приведенными в 1.8.16, 1.8.17, 1.8.18. Для последовательных трансформаторов ПТ определяется также зависимость между напряжением на разомкнутых вторичных обмотках и током статора генератора U2п.т.= f(Iст). Характеристика U2п.т.= f(Iст) определяется при снятии характеристик трехфазного короткого замыкания генератора (блока) до Iст. ном. Характеристики отдельных фаз (при однофазных последовательных трансформаторах) не должны различаться между собой более чем на 5%. 7.5. Определение характеристики вспомогательного синхронного генератора промышленной частоты в системах СТН. Вспомогательный генератор (ВГ) проверяется в соответствии с п. 8 данного параграфа. Характеристика короткого замыкания ВГ определяется до Iст. ном., а характеристика холостого хода до 1,3 Uст. ном. с проверкой витковой изоляции в течение 5 мин. 7.6. Определение характеристики индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой в системе ВЧ возбуждения. Производится при отключенной обмотке последовательного возбуждения. Характеристика холостого хода индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой (ВУ) [Uст., Uву = f(Iн.в.), где Iн.в. — ток в обмотке независимого возбуждения], определяемая до значения Uву, соответствующего удвоенному номинальному значению напряжения ротора, не должна отличаться от заводской более чем на 5%. Разброс напряжений между по- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 96 ПУЭ следовательно соединенными вентилями ВУ не должен превышать 10% среднего значения. Характеристика короткого замыкания индукторного генератора совместно с ВУ также не должна отличаться от заводской более чем на 5%. При выпрямленном токе, соответствующем номинальному току ротора, разброс токов по параллельным ветвям в плечах ВУ не должен превышать ± 20% среднего значения. Определяется также нагрузочная характеристика при работе на ротор до Iрхх [Iр =f(Iв.в.)], где Iв.в. — ток возбуждения возбудителя. 7.7. Определение внешней характеристики вращающегося подвозбудителя в системах ВЧ возбуждения. При изменении нагрузки на подвозбудитель (нагрузкой является автоматический регулятор возбуждения) изменение напряжения подвозбудителя не должно превышать значения, указанного в заводской документации. Разность напряжения по фазам не должна превышать 10%. 7.8. Проверка элементов обращенного синхронного генератора, вращающегося преобразователя в системе БСВ. Измеряются сопротивления постоянному току переходных контактных соединений вращающегося выпрямителя: сопротивление токопровода, состоящего из выводов обмоток и проходных шпилек, соединяющих обмотку якоря с предохранителями (при их наличии); соединения вентилей с предохранителями; сопротивление самих предохранителей вращающегося преобразователя. Результаты измерения сравниваются с заводскими нормами. Проверяются усилия затяжки вентилей, предохранителей RC-цепей, варисторов и т.д. в соответствии с заводскими нормами. Измеряются обратные токи вентилей вращающегося преобразователя в полной схеме с RCцепями (либо варисторами) при напряжении, равном повторяющемуся для данного класса. Токи не должны превышать значения, указанные в заводских инструкциях на системы возбуждения. 7.9. Определение характеристик обращенного генератора и вращающегося выпрямителя в режимах трехфазного короткого замыкания генератора (блока). Измеряются ток статора Iст, ток возбуждения возбудителя Iв.в., напряжение ротора Up, определяется соответствие характеристик возбудителя Up = f(I в.в.) заводским. По измеренным токам статора и заводской характеристике короткого замыкания генератора Iст=f(Iр) определяется правильность настройки датчиков тока ротора. Отклонение измеренного с помощью датчика типа ДТР-П тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10% расчетного значения тока ротора. 7.10. Проверка тиристорных преобразователей систем СТС, СТН, БСВ. Измерение сопротивления изоляции и испытание повышенным напряжением производятся в соответствии с табл. 1.8.5. Производятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей (ТП) с водяной системой охлаждения. Значение давления и время его воздействия должны соответствовать нормам завода-изготовителя на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции ТП после заполнения дистиллятом (см. табл. 1.8.3). Проверяется отсутствие пробитых тиристоров, поврежденных RC-цепей. Проверка выполняется с помощью омметра. Проверяется целостность параллельных цепей плавкой вставки каждого силового предохранителя путем измерения сопротивления постоянному току. Проверяется состояние системы управления тиристоров, диапазон регулирования выпрямленного напряжения при воздействии на систему управления тиристоров. Проверяется ТП при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. Проверка выполняется в следующем объеме: — распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10%; — распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряжений; отклонение мгновенного значения обратного напряжения от среднего на тиристоре ветви должно быть не более ± 20%; — распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на ± 10% от среднего расчетного значения тока через преобразователь; — распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч должно быть не более ± 20%. 7.11. Проверка выпрямительной диодной установки в системе ВЧ возбуждения. Производится при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. При проверке определяется: — распределение тока между параллельными ветвями плеч; отклонение от среднего значения должно быть не более ± 20%; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний — распределение обратных напряжений по последовательно включенным вентилям; отклонение от среднего значения должно быть не более ± 20%. 7.12. Проверка коммутационной аппаратуры, силовых резисторов, аппаратуры собственных нужд систем возбуждения. Проверка производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя и 1.8.34. 7.13. Измерение температуры силовых резисторов, диодов, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены. Измерения выполняются после включения систем возбуждения под нагрузку. Температуры элементов не должны превышать значений, указанных в инструкциях заводов-изготовителей. При проверке рекомендуется применение тепловизоров, допускается использование пирометров. 8. Определение характеристик генератора: а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока статора до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах погрешности измерения. Снижение измеренной характеристики, которое превышает погрешность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора. У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не определять, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде заводов-изготовителей. У синхронных компенсаторов без разгонного двигателя снятие характеристик трехфазного КЗ производится на выбеге в том случае, если отсутствует характеристика, снятая на заводе; б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов и синхронных компенсаторов, до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 97 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение характеристики холостого хода от заводской не нормируется, но должно быть в пределах погрешности измерения. 9. Испытание междувитковой изоляции. Испытание следует производить подъемом напряжения номинальной частоты генератора на холостом ходу до значения, соответствующего 150% номинального напряжения статора гидрогенераторов, 130% — турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, — см. указания п. 8. При этом следует проверить симметрию напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении — 5 мин. Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостого хода. 10. Измерение вибрации. Вибрация (размах вибросмещений, удвоенная амплитуда колебаний) узлов генератора и их электромашинных возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл. 1.8.6. Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения ротора 750–1500 об/мин не должна превышать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·с-1 по среднеквадратичному значению вибрационной скорости. 11. Проверка и испытание системы охлаждения. Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. 12. Проверка и испытание системы маслоснабжения. Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. 13. Проверка изоляции подшипника при работе генератора (компенсатора). Производится путем измерения напряжения между концами вала, а также между фундаментной плитой и корпусом изолированного подшипника. При этом напряжение между фундаментной плитой и подшипником должно быть не более напряжения между концами вала. Различие между напряжениями более чем на 10% указывает на неисправность изоляции. 14. Испытание генератора (компенсатора) под нагрузкой. Нагрузка определяется практическими возможностями в период приемосдаточных ис- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 98 ПУЭ Таблица 1.8.6 Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей Вибрация, мкм, при частоте вращения ротора, об/мин Контролируемый узел до 100 от 100 от 187,5 от 375 1500 до до 375 до 750 187,5 Примечание 3000 1. Подшипники турбогенераторов и возбудителей, крестовины со встроенными в них направляющими подшипниками гидрогенераторов вертикального исполнения 180 150 100 70 50* 30* Вибрация подшипников турбогенераторов, их возбудителей и горизонтальных гидрогенераторов измеряется на верхней крышке подшипников в вертикальном направлении и у разъема — в осевом и поперечном направлениях. Для вертикальных гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к горизонтальному и вертикальному направлениям 2. Контактные кольца ротора турбогенераторов — — — — — 200 Вибрации измеряются в горизонтальном и вертикальном направлениях * При наличии аппаратуры контроля виброскорости производится ее измерение, среднеквадратичное значение виброскорости не должно превышать 2,8 мм·с–1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с-1 — по продольной оси. пытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать паспортным данным. 15. Определение характеристик коллекторного возбудителя. Характеристика холостого хода определяется до наибольшего (потолочного) значения напряжения или значения, установленного заводомизготовителем. Снятие нагрузочной характеристики производится при нагрузке на ротор генератора не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонения характеристик от заводских должны быть в пределах допустимой погрешности измерений. 16. Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ. Помимо испытаний, указанных в табл. 1.8.1 и 1.8.3, концевые выводы с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям по пп. 16.1 и 16.2. 16.1. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ). Измерение производится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10–30 °С. Значение tg δ собранного концевого вывода не должно превышать 130% значения, полученного при измерениях на заводе. В случае измерения tg δ концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3%. 16.2. Проверка газоплотности. Испытание на газоплотность концевых выводов, испытанных на заводе давлением 0,6 МПа, производится давлением сжатого воздуха 0,5 МПа. Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при давлении 0,3 МПа падение давления не превышает 1 кПа/ч. 17. Измерение остаточного напряжения генератора при отключении АГП в цепи ротора. Значение остаточного напряжения не нормируется. 18. Испытание генератора (компенсатора) под нагрузкой. Нагрузка определяется практически возможностями в период приемо-сдаточных испытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать данным завода-изготовителя. 1.8.14. Машины постоянного тока Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440 В следует испытывать по пп. 1, 2, 4в, 8; все остальные — дополнительно по пп. 3, 4а, 5 настоящего параграфа. Возбудители синхронных генераторов и компенсаторов следует испытывать по пп. 1–6, 8 настоящего параграфа. Измерение по п. 7 настоящего параграфа следует производить для машин, поступивших на место монтажа в разобранном виде. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 99 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 1. Определение возможности включения без сушки машин постоянного тока. Следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 2. Измерение сопротивления изоляции. а) Сопротивление изоляции обмоток. Измерение производится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаомметром на напряжение 500 В, при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в табл. 1.8.7; б) Сопротивление изоляции бандажей. Измерение производится относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток. Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. 3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание производится по нормам, приведенным в табл. 1.8.8. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. Обмотки машин мощностью менее 3 кВт допускается не испытывать. 4. Измерение сопротивления постоянному току: а) обмоток возбуждения. Значение сопротивления должно отличаться от данных заводаизготовителя не более чем на 2%; б) обмотки якоря (между коллекторными пластинами). Значения сопротивлений должны отличаться одно от другого не более чем на 10%, за исключением случаев, когда колебания обусловлены схемой соединения обмоток; в) реостатов и пускорегулировочных резисторов. Измеряется общее сопротивление, проверяется целость отпаек. Значения сопротивлений должны отличаться от данных заводаизготовителя не более чем на 10%. 5. Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции. Подъем напряжения следует производить: для генераторов постоянного тока до 130% номинального напряжения; для возбудителей — до наибольшего (потолочного) или установленного заводом-изготовителем напряжения. При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех среднее напряжение между соседними коллекторными пластинами должно быть не выше 24 В. Продолжительность испытания витковой изоляции — 3 мин. Таблица 1.8.7 Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток машин постоянного тока Температура обмотки, °С 10 20 30 40 50 60 70 75 Сопротивление изоляции R "60, МОм, при номинальном напряжении машин, В 230 460 650 750 900 2,7 1,85 1,3 0,85 0,6 0,4 0,3 0,22 5,3 3,7 2,6 1,75 1,2 0,8 0,5 0,45 8,0 5,45 3,8 2,5 1,75 1,15 0,8 0,65 9,3 6,3 4,4 2,9 2,0 1,35 0,9 0,75 10,8 7,5 5,2 3,5 2,35 1,6 1,0 0,9 Таблица 1.8.8 Испытательное напряжение промышленной частоты изоляции машин постоянного тока Испытуемый объект Обмотка Бандажи якоря Реостаты и пускорегулировочные резисторы (испытание может проводиться совместно с цепями возбуждения) Характеристика электрической машины Испытательное напряжение, кВ Машины всех мощностей 8Uном., но не ниже 1,2 и не выше 2,8 То же 1 — 1 (изоляцию можно испытывать совместно с изоляцией цепей возбуждения) Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 100 ПУЭ Таблица 1.8.9 Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции для обмоток статора электродвигателей Критерии оценки состояния изоляции обмотки статора Мощность, номинальное напряжение электродвигателя, вид изоляции обмоток значение сопротивления изоляции, МОм значение коэффициента абсорбции R60/R15 При температуре 10–30 °С сопротивление изоляции не ниже 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения Не менее 1,3 при температуре 10–30 °С 3. Двигатели с микалентной компаундированной изоляцией, напряжение выше 1 кВ, мощностью от 1 до 5 МВт включительно, а также двигатели меньшей мощности наружной установки с такой же изоляцией, напряжением выше 1 кВ Не ниже значений, указанных в табл. 1.8.10 Не менее 1,2 4. Двигатели с микалентной компаундированной изоляцией, напряжение выше 1 кВ, мощностью более 1 МВт, кроме указанных в п. 3 Не ниже значений, указанных в табл. 1.8.10 — 5. Напряжение ниже 1 кВ, все виды изоляции Не ниже 1,0 МОм при температуре 10–30 °С — 0,2 — 1. Мощность более 5 МВт, термореактивная и микалентная компаундированная изоляция 2. Мощность 5 МВт и ниже, напряжение выше 1 кВ, термореактивная изоляция 6. Обмотка ротора 7. Термоиндикаторы с соединительными проводами, подшипники Отклонение данных полученной характеристики от значений заводской характеристики должно находиться в пределах погрешности измерения. 6. Снятие нагрузочной характеристики. Следует производить для возбудителей при нагрузке до значения не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонение от заводской характеристики не нормируется. 7. Измерение воздушных зазоров между полюсами. Измерения производятся у машин мощностью 200 кВт и более. Размеры зазора в диаметрально противоположных точках должны отличаться один от другого не более чем на 10% среднего размера зазора. Для возбудителей турбогенераторов мощностью 300 МВт и более это отличие не должно превышать 5%. 8. Испытание на холостом ходу и под нагрузкой. Определяется предел регулирования частоты вращения или напряжения, который должен соответствовать заводским и проектным данным. 1.8.15. Электродвигатели переменного тока Электродвигатели переменного тока напряжением до 1 кВ испытываются по пп. 2,4б, 5,6. Электродвигатели переменного тока напряжением выше 1 кВ испытываются по пп. 1–6. В соответствии с указаниями заводов-изготовителей 1. Определение возможности включения без сушки электродвигателей напряжением выше 1 кВ. Электродвигатели переменного тока включаются без сушки, если значение сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции не ниже указанных в табл. 1.8.9. 2. Измерение сопротивления изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать нормам, приведенным в табл. 1.8.10. У синхронных электродвигателей и электродвигателей с фазным ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт производится измерение сопротивления изоляции ротора мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления должно быть не ниже 0,2 МОм. 3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Производится на полностью собранном электродвигателе. Испытание обмотки статора производится для каждой фазы в отдельности относительно корпуса при двух других, соединенных с корпусом. У двигателей, не имеющих выводов каждой фазы в отдельности, допускается про- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 101 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Таблица 1.8.10 Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции для электродвигателей (табл. 1.8.9, пп. 3,4) Сопротивление изоляции R "60, МОм, при номинальном напряжении обмотки, кВ Температура обмотки, °С 10 20 30 40 50 60 75 3–3,15 6–6,3 10–10,5 30 20 15 10 7 5 3 60 40 30 20 15 10 6 100 70 50 35 25 17 10 Таблица 1.8.11 Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток электродвигателей переменного тока Испытуемый элемент 1. Обмотка статора Мощность электродвигателя, кВт Номинальное напряжение электродвигателя, кВ Испытательное напряжение, кВ Менее 1,0 Ниже 0.1 0,8 (2 Uном. + 0,5) От 1,0 и до 1000 Ниже 0,1 0,8 (2 Uном. +1) Выше 0,1 0,8 (2 Uном. +1), но не менее 1,2 До 3,3 включительно 0,8(2 Uном. +1) Свыше 3,3 до 6,6 включительно 0,8·2,5Uном., Свыше 6,6 0,8(2 Uном. +3) От 1000 и более 2. Обмотка ротора синхронных электродвигателей, предназначенных для непосредственного пуска, с обмоткой возбуждения, замкнутой на резистор или источник питания — — 8-кратное Uном. системы возбуждения, но не менее 1,2 и не более 2,8 3. Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором — — 1,51Uр*, но не менее 1,0 4. Резистор цепи гашения поля синхронных двигателей — — 2,0 5. Реостаты и пускорегулирующие резисторы — — 1,51 Uр*, но не менее 1,0 * Up — напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и номинальном напряжении на статоре. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 102 ПУЭ изводить испытание всей обмотки относительно корпуса. Значения испытательных напряжений приведены в табл. 1.8.11. Продолжительность приложения испытательного напряжения — 1 мин. 4. Измерение сопротивления постоянному току. Измерение производится при практически холодном состоянии машины. а) Обмотки статора и ротора1. Измерение производится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше. Приведенные к одинаковой температуре измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, а также обмотки возбуждения синхронных двигателей не должны отличаться друг от друга и от исходных данных более чем на 2%; б) Реостаты и пускорегулировочные резисторы. Для реостатов и пусковых резисторов, установленных на электродвигателях напряжением 3 кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3 кВ измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек. Значения сопротивления не должны отличаться от исходных значений более чем на 10%. 5. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом. Продолжительность проверки — не менее 1 ч. 6. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой. Производится при нагрузке, обеспечиваемой технологическим оборудованием к моменту сдачи в эксплуатацию. При этом для электродвигателя с регулируемой частотой вращения определяются пределы регулирования. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя. 1.8.16. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки) Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВ·А испытываются по пп. 1, 2 (только сопротивление изоляции), 11–14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 MB·А испытываются по пп. 1, 2, 4, 9, 11–14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 MB·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. 1 Сопротивление постоянному току обмотки ротора измеряется у синхронных электродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором. Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансформаторы всех мощностей испытываются по пп. 1–7, 12, 14. 1. Определение условий включения трансформаторов. Следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 2. Измерение характеристик изоляции. Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 MB • А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений: Tобм.,°С R60, МОм 10 20 30 40 50 60 70 450 300 200 130 90 60 40 Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температуре 20–30 °С должно быть для обмоток с номинальным напряжением: до 1 кВ включительно — не менее 100 МОм; более 1 кВ до 6 кВ — не менее 300 МОм; более 6 кВ — не менее 500 МОм. Для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведенное к температуре измерений на заводе-изготовителе, должно составлять не менее 50% исходного значения. Значения тангенса угла диэлектрических потерь (tg δ), приведенные к температуре измерений на заводе-изготовителе, не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50%. Измерение сопротивления изоляции и tg δ должно производиться при температуре обмоток не ниже: 10 °С — у трансформаторов напряжением до 150 кВ; 20 °С — у трансформаторов напряжением 220–750 кВ. Измерение tg δ трансформаторов мощностью до 1600 кВ·А не обязательно. Измерение сопротивления изоляции доступных стяжных шпилек, бандажей, полубандажей ярем и прессующих колец относительно активной стали и электростатических экранов, относительно обмоток и магнитопровода производится в случае осмотра активной части. Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а изоляции ярмовых балок — не менее 0,5 МОм. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 1000 В. 3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.12. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 103 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Таблица 1.8.12 Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных) Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции Класс напряжения обмотки, кВ От 0,05 до 1 3 6 10 15 20 35 нормальной облегченной 4,5 16,2 22,5 31,5 40,5 49,5 76,5 2,7 9,0 15,4 21,6 33,5 — — Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.12 для аппаратов с облегченной изоляцией. Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.12, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжение, которым данный трансформатор был испытан на заводе. Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса; б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение — 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. 4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных заводаизготовителя. Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5% от исходных значений. 5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффици- ентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования. 6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке. 7. Измерение потерь холостого хода. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 100 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте), но не более 380 В. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе. У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%. 7.1. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора. Измерение производится у трансформаторов мощностью 125 MB·А и более. Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях. Значения Zк не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (Uк) трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%. 8. Проверка работы переключающего устройства. Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 104 ПУЭ 9. Испытание бака с радиаторами. Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится: у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно — гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м; у трансформаторов с пленочной защитой масла — созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; у остальных трансформаторов — созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя. Продолжительность испытания во всех случаях — не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно — не ниже 10 °С, остальных — не ниже 20 °С. Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена. 10. Проверка устройств охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать указаниям завода-изготовителя. 11. Проверка средств защиты масла. Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 12. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам. 13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям пп. 1–6, 7–12 табл. 1.8.33. У трансформаторов напряжением до 35 кВ масло рекомендуется испытывать по показате- лям пп. 1–7 табл. 1.8.33, допускается не производить испытания по пп. 3, 6, 7 табл. 1.8.33. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по пп. 1–7 табл. 1.8.33, а у трансформаторов с пленочной защитой масла — дополнительно по п. 10. У трансформаторов с РПН масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя РПН. Из герметизированных трансформаторов проба масла не отбирается. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов. Масло из трансформаторов, прибывающих на монтаж с маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 2 табл. 1.8.33. У трансформаторов мощностью до 630 кВ·А проверку масла допускается производить только по пп. 1 и 2 (визуально) табл. 1.8.33. 14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3–5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора. Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля. 15. Испытание вводов. Следует производить в соответствии с 1.8.33. 16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17. Таблица 1.8.13 Сопротивление изоляции каскадных трансформаторов тока Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее Класс напряжения, кВ основная изоляция измерительный вывод наружные слои 3–35 1000 — — 50(1) — 110–220 3000 — — 50(1) — 330–750 5000 3000 1000 50(1) 1 вторичные обмотки* промежуточные обмотки * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок — при отключенных вторичных цепях, в скобках — с подключенными вторичными цепями. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 105 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Таблица 1.8.14 Значения tg δ основной изоляции трансформаторов тока Предельные значения tg δ,%, основной изоляции трансформаторов тока на номинальное напряжение, кВ Тип изоляции 3–15 20–35 110 220 330 500 750 Бумажно-бакелитовая 3,0 2,5 2,0 — — — — Основная бумажно-масляная и конденсаторная изоляция — 2,5 2,0 1,0 Не более 150% от измеренного на заводе, но не выше 0,8 1.8.17. Измерительные трансформаторы тока 1. Измерение сопротивления изоляции. Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа производится мегаомметром на 2500 В. Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя производится мегаомметром на 1000 В. Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в табл. 1.8.13. У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции измеряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополнительно измеряется по ступеням. 2. Измерение tg δ изоляции. Измерения tg δ трансформаторов тока с основной бумажно-масляной изоляцией производятся при напряжении 10 кВ. Измеренные значения, приведенные к температуре 20 °С, должны быть не более указанных в табл. 1.8.14. У каскадных трансформаторов тока tg δ основной изоляции измеряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений tg δ основной изоляции дополнительно производится измерение по ступеням. 3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты 50 Гц. 3.1. Испытание повышенным напряжением основной изоляции. Значения испытательного напряжения основной изоляции приведены в табл. 1.8.14. Длительность испытания трансформаторов тока — 1 мин. Допускается проведение испытаний трансформаторов тока совместно с ошиновкой. Трансформаторы тока напряжением более 35 кВ не подвергаются испытаниям повышенным напряжением. 3.2. Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения — 1 мин. 4. Снятие характеристик намагничивания. Характеристика снимается повышением напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В. При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении. Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми. Отличия от значений, измеренных на заводеизготовителе или от измеренных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10%. Допускается снятие только трех контрольных точек. 5. Измерение коэффициента трансформации. Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2%. 6. Измерение сопротивления вторичных обмоток постоянному току. Измерение проводится у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к заводской температуре. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 106 ПУЭ 7. Испытания трансформаторного масла. При вводе в эксплуатацию трансформаторов тока трансформаторное масло должно быть испытано в соответствии с требованиями пп. 1–6 табл. 1.8.33, а у герметичных и по п. 10. У маслонаполненных каскадных трансформаторов тока оценка состояния трансформаторного масла в каждой ступени проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени. 8. Испытание встроенных трансформаторов тока. Производится по пп. 1, 3.2, 4–6. Измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное сопротивление изоляции без вторичных цепей должно быть не менее 10 МОм. Допускается измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока вместе со вторичными цепями. Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм. 1.8.18. Измерительные трансформаторы напряжения 1. Электромагнитные трансформаторы напряжения. 1.1. Измерение сопротивления изоляции обмоток. Измерение сопротивления изоляции обмотки ВН трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции вторичных обмоток, а также связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения производится мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в табл. 1.8.15. 1.2. Испытание повышенным напряжением частоты 50 Гц. Испытание изоляции обмотки ВН повышенным напряжением частоты 50 Гц проводятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих транарорматоров на номинальное напряжение. Значения испытательного напряжения основной изоляции приведены в табл. 1.8.16. Длительность испытания трансформаторов напряжения — 1 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения испытательного напряжения — 1 мин. 1.3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Измерение сопротивления обмоток постоянному току производится у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения. Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения Таблица 1.8.15 Сопротивление изоляции трансформаторов напряжения Допустимые сопротивления изоляции, МОм, не менее Класс напряжения, кВ основная изоляция вторичные обмотки* связующие обмотки 3–35 100 50(1) 1 110–500 300 50(1) 1 * Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок — при отключенных вторичных цепях; в скобках — совместно с подключенными вторичными цепями. Таблица 1.8.16 Испытательное напряжение промышленной частоты для внешней изоляции аппаратов Испытательное напряжение, кВ, для аппаратов с изоляцией Класс напряжения, кВ 3 6 10 15 20 35 нормальной керамической нормальной органической облегченной керамической облегченной органической 24 32 42 55 65 95 21,6 28,8 37,8 49,5 58,5 85,5 13 21 32 48 — — 11,7 18,9 28,8 43,2 — — Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 107 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний или от измеренного на других фазах не должно превышать 2%. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления должно приводиться к температуре заводских испытаний. При сравнении с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре. 1.4. Испытание трансформаторного масла. При вводе в эксплуатацию трансформаторов напряжения масло должно быть испытано в соответствии с требованиями пп. 1–6 табл. 1.8.32. У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени. 2. Емкостные трансформаторы напряжения. 2.1. Испытание конденсаторов делителей напряжения. Испытание конденсаторов делителей напряжения проводится в соответствии с требованиями 1.8.27. 2.2. Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устройства. Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаомметром на 2500 В. Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30% в худшую сторону, но составлять не менее 300 МОм. 2.3. Испытание электромагнитного устройства повышенным напряжением частоты 50 Гц. Испытаниям подвергается изоляция вторичных обмоток электромагнитного устройства. Испытательное напряжение —1,8 кВ. Длительность приложения напряжения — 1 мин. 2.4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. При вводе в эксплуатацию измерение сопротивления обмоток постоянному току производится на всех положениях переключающего устройства. Измеренные значения, приведенные к температуре при заводских испытаниях, не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 5%. 2.5. Измерение тока и потерь холостого хода. Измерение тока и потерь холостого хода производится при напряжениях, указанных в заводской документации. Измеренные значения не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 10%. 2.6. Испытание трансформаторного масла из электромагнитного устройства. Значение пробивного напряжения масла должно быть не менее 30 кВ. При вводе в эксплуатацию свежее сухое трансформаторное масло для заливки (доливки) электромагнитного устройства должно быть испытано в соответствии с требованиями пп. 1–6 табл. 1.8.33. 2.7. Испытание вентильных разрядников. Проводится согласно указаниям 1.8.31. 1.8.19. Масляные выключатели 1. Измерение сопротивления изоляции: а) подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции не должно быть меньше значений, приведенных ниже: Номинальное напряжение выключателя, кВ 3–10 15–150 220–500 Сопротивление изоляции, МОм 1000 3000 5000 б) вторичных цепей, электромагнитов включения и отключения и т.п. Производится в соответствии с 1.8.37. 2. Испытание вводов. Производится в соответствии с 1.8.34. 3. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств. Оценка производится у баковых масляных выключателей на напряжение 35 кВ в том случае, если при измерении tg δ вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравнению с нормами, приведенными в табл. 1.8.30. Внутрибаковая изоляция и изоляция дугогасительных устройств подлежат сушке, если исключение влияния этой изоляции снижает измеренный tg δ более чем на 4% (абсолютное значение). 4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции выключателей относительно корпуса или опорной изоляции. Производится для выключателей напряжением до 35 кВ. Испытательное напряжение для выключателей принимается в соответствии с данными табл. 1.8.16. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. Аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межконтактных разрывов масляных выключателей 6–10 кВ; б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов включения и отключения. Значение испытательного напряжения — 1 кВ. Продолжи- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 108 ПУЭ тельность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. 5. Измерение сопротивления постоянному току: а) контактов масляных выключателей. Измеряется сопротивление токоведущей системы полюса выключателя и отдельных его элементов. Значение сопротивления контактов постоянному току должно соответствовать данным заводаизготовителя; б) шунтирующих резисторов дугогасительных устройств. Измеренное значение сопротивления должно отличаться от заводских данных не более чем на 3%; в) обмоток электромагнитов включения и отключения, значение сопротивлений обмоток должно соответствовать указаниям заводовизготовителей. 6. Измерение временных характеристик выключателей. Измерение временных характеристик производится для выключателей всех классов напряжения. Измерение скорости включения и отключения следует производить для выключателей 35 кВ и выше, когда это требуется инструкцией завода-изготовителя. Измеренные характеристики должны соответствовать указаниям заводов-изготовителей. 7. Измерение хода подвижных частей (траверс) выключателя, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов. Полученные значения должны соответствовать указаниям заводов-изготовителей. 8. Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов, приводов и выключателей. Производится в объеме и по нормам инструкций заводов-изготовителей и паспортов для каждого типа привода и выключателя. 9. Проверка действия механизма свободного расцепления. Механизм свободного расцепления привода должен позволять производить операции отключения на всем ходе контактов, т. е. в любой момент от начала операции включения. 10. Проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей. Проверка минимального напряжения срабатывания производится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами. Минимальное напряжение срабатывания должно соответствовать нормам, установленным заводами-изготовителями выключателей. Значение давления срабатывания пневмоприводов должно быть на 20–30% меньше нижнего предела рабочего давления. 11. Испытание выключателей многократными опробованиями. Многократные опробования выключателей — выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязательны для всех выключателей; ОВ и ОВО обязательны для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны производиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателем, должно составлять: 3–5 операций включения и отключения; 2–3 цикла каждого вида. 12. Испытание трансформаторного масла выключателей. У баковых выключателей всех классов напряжений и малообъемных выключателей 110 кВ и выше испытание масла производится до и после заливки масла в выключатели. У малообъемных выключателей до 35 кВ масло испытывается до заливки в дугогасительные камеры. Испытание масла производится в соответствии с пп.1, 3, 4, 5 табл. 1.8.33. 13. Испытание встроенных трансформаторов тока. Производится в соответствии с 1.8.17. 1.8.20. Воздушные выключатели 1. Измерение сопротивления изоляции: а) опорных изоляторов, изоляторов гасительных камер и отделителей, изолирующих тяг и воздухопроводов выключателей всех классов напряжений. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Таблица 1.8.17 Наименьшее допустимое сопротивление опорной изоляции и изоляции подвижных частей воздушных выключателей Испытуемый объект Сопротивление изоляции, МОм, при номинальном напряжении выключателя, кВ Опорный изолятор, воздухопровод и тяга (каждое в отдельности), изготовленные из фарфора до 10 15–150 220 и выше 1000 3000 5000 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 109 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний В случае необходимости измерение сопротивления изоляции опорных изоляторов, изоляторов гасительных камер и отделителей следует производить с установкой охранных колец на внешней поверхности. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в табл. 1.8.17; б) вторичных цепей, обмоток электромагнитов включения и отключения. Производится в соответствии с 1.8.37. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции выключателей. Обязательно для выключателей до 35 кВ. Опорную фарфоровую изоляцию выключателей следует испытывать повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с табл. 1.8.16. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин; б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 3. Измерение сопротивления постоянному току: а) контактов воздушных выключателей всех классов напряжения. Измерению подлежит сопротивление контактов каждого элемента гасительной камеры, отделителя в отдельности. Наибольшие допустимые значения сопротивления контактов воздушных выключателей приведены в табл. 1.8.18; б) обмоток электромагнитов включения и отключения выключателей. Устанавливается для каждого типа выключателей согласно данным завода-изготовителя; в) результаты измерений сопротивления элементов делителей напряжения и шунтирующих резисторов должны соответствовать заводским нормам, приведенным в табл. 1.8.19. 4. Проверка характеристик выключателя. Характеристики выключателя, снятые при номинальном, минимальном и максимальном рабочих давлениях при простых операциях и сложных циклах, должны соответствовать данным завода-изготовителя. 5. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя. Электромагниты управления воздушных выключателей должны срабатывать при напряжении не более 0,7Uном. при питании привода от источника постоянного тока и не более 0,65Uном. при питании от сети переменного тока через выпрямительные устройства и наибольшем рабочем давлении сжатого воздуха в резервуарах выключателя. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком. 6. Испытание выключателя многократным включением и отключением. Количество операций и сложных циклов, выполняемых каждым выключателем, устанавливается согласно табл. 1.8.20. Таблица 1.8.18 Предельные значения сопротивлений постоянному току контактных систем воздушных выключателей Тип выключателя Сопротивление контура полюса, мкОм, не более ВВН-330-15 ВВ-330Б ВВ-500Б ВВБ-110, ВВБМ-110Б, ВВБК-110Б ВВД-220Б, ВВБК-220Б ВВБ-500А ВВБ-750А ВНВ-330-40, ВНВ-330-63, ВНВ-500-40, ВНВ-500-63 ВНВ-750 460 380 500 80 300 600 900 1200 150 230 При м еча ния: 1. Предельные значения сопротивлений одного элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя и одного дугогасительного устройства модуля: выключателей серии ВВН — 20 мкОм, серий ВВУ, ВВБ, ВВД, ВВБК — 80 мкОм, серии ВНВ — 70 мкОм. 2. У выключателей типа ВВ напряжением 330–500 кВ значения сопротивлений следующих участков токоведущих контуров не должны превышать: 50 мкОм — для шин, соединяющих гасительную камеру с отделением; 80 мкОм — для шины, соединяющей две половины отделителя; 110 мкОм — для перехода с аппаратного вывода отделителя на соединительную шину. 3. Значения сопротивлений каждого разрыва дугогасительного устройства выключателей 330–750 кВ серии ВНВ не должны превышать 35 мкОм. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 110 ПУЭ Таблица 1.8.19 Нормируемые значения сопротивлений постоянному току омических делителей напряжения и шунтирующих резисторов Тип выключателя Сопротивления одного элемента, Ом ВВН-110-6 ВВШ-110Б, ВВШ-150Б ВВН-154-8, ВВН-220-10, ВВН-220-15, ВВН-330-15 ВВ-330, ВВ-500 ВВУ-35 ВВУ-110Б ВВБ-110, ВВБ-220Б ВВБМ-110Б, ВВД-220Б ВВБК-110Б, ВВБК-220Б ВНВ-330-63, ВНВ-500-63 150 ±5 +4 150–2 15 000 ±150 14 140 ±140 4,6–0,25 5 ± 0,3 (нижний модуль) 100 ± 2 (верхний модуль) 100 ±2 50 ± 1 +1 47,5–0,5 +1 75–3 Примеча ние. Сопротивления шунтирующих резисторов, подлежащих установке на одном полюсе выключателя, не должны отличаться друг от друга более, чем допускается заводской инструкцией. Таблица 1.8.20 Условия и число опробований выключателей при наладке Давление при опробовании Напряжение на выводах Число операций и циклов 1. Включение Наименьшее срабатывание Номинальное 3 2. Отключение То же То же 3 Операция или цикл —«— —«— 2 4. Включение 3. ВО Наименьшее рабочее —к— 3 5. Отключение То же —«— 3 —«— —«— 2 7. Включение 6. ВО Номинальное —«— 3 8. Отключение То же —«— 3 —«— —«— 2 10. Включение 9. ОВ Наибольшее рабочее 0,7 номинального 2 11. Отключение То же То же 2 12. ВО —«— Номинальное 2 13. ОВО —«— То же 2 14. ОВО Наименьшее для АПВ —«— 2 Примеча ние. При выполнении операций и сложных циклов (пп. 4–9, 12–14) должны быть сняты зачетные осциллограммы. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 111 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 7. Испытание конденсаторов делителей напряжения воздушных выключателей. Производится в соответствии с 1.8.30. 1.8.21. Элегазовые выключатели 1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Измерение должно выполняться согласно указаниям раздела 1.8.37. 2. Испытание изоляции выключателя. 2.1. Испытание изоляции должно выполняться напряжением промышленной частоты согласно табл. 1.8.16. Допускается не производить испытание выключателей, заполненных элегазом на заводе-изготовителе и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы. 2.2. Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с указаниями 1.8.37. 3. Измерение сопротивления постоянному току. 3.1. Измерение сопротивления главной цепи. Сопротивление главной цепи должно измеряться как в целом всего токоведущего контура полюса, так и отдельно каждого разрыва дугогасительного устройства. Измеренные значения должны соответствовать нормам завода-изготовителя. Измерения не производятся у выключателей, заполненных элегазом на заводе-изготовителе и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы. 3.2 Измерение сопротивления обмоток электромагнитов управления и добавочных резисторов в их цепи. Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать нормам завода-изготовителя. 4. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателей. Выключатели должны срабатывать при напряжении не более 0,85Uном. при питании привода от источника постоянного тока; 0,7Uном. при питании привода от сети переменного тока при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком. 5. Испытание конденсаторов делителей напряжения. Испытания должны выполняться согласно указаниям 1.8.30. Значение измеренной емкости должно соответствовать норме завода-изготовителя. 6. Проверка характеристик выключателя. При проверке работы элегазовых выключателей должны определяться характеристики, предписанные заводскими инструкциями. Результаты проверок и измерений должны соответствовать паспортным данным. 7. Испытание выключателей многократными опробованиями. Многократные опробования — выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени между операциями — для всех выключателей; ОВ и ОВО — для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) — должны производиться при различных давлениях сжатого воздуха в приводе и напряжениях на выводах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно табл. 1.8.20. Производятся при номинальном напряжении на выводах электромагнитов привода или при номинальном давлении сжатого воздуха привода. Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателем, должно составлять: 3–5 операций включения и отключения; 2–3 цикла каждого вида. 8. Проверка герметичности. Проверка герметичности производится с помощью течеискателя. При испытании на герметичность щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов выключателя. Результат испытания на герметичность считается удовлетворительным, если течеискатель не показывает утечки. Испытание производится при номинальном давлении элегаза. 9. Проверка содержания влаги в элегазе. Содержание влаги в элегазе определяется перед заполнением выключателя элегазом на основании измерения точки росы. Температура точки росы элегаза должна быть не выше минус 50 °С. 10. Испытание встроенных трансформаторов тока. Испытания должны выполняться в соответствии с 1.8.17. 1.8.22. Вакуумные выключатели 1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Измерение производится согласно указаниям 1.8.37. 2. Испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц. 2.1. Испытание изоляции выключателя. Значение испытательного напряжения принимается согласно табл. 1.8.16. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 112 ПУЭ 2.2. Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Испытания производятся согласно указаниям 1.8.37. 3. Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя. Электромагниты управления вакуумных выключателей должны срабатывать: электромагниты включения — при напряжении не более 0,85 Uном.; электромагниты отключения — при напряжении не более 0,7 Uном. 4. Испытание выключателей многократными опробованиями. Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателем при номинальном напряжении на выводах электромагнитов, должно составлять: 3–5 операций включения и отключения; 2–3 цикла ВО без выдержки времени между операциями. 5. Измерение сопротивления постоянному току, измерение временных характеристик выключателей, измерение хода подвижных частей и одновременности замыкания контактов. Производятся, если это требуется инструкцией завода-изготовителя. 1.8.23. Выключатели нагрузки 1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции выключателя нагрузки. Производится в соответствии с табл. 1.8.16; б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 3. Измерение сопротивления постоянному току: а) контактов выключателя. Производится измерение сопротивления токоведущей системы полюса и каждой пары рабочих контактов. Зна- чение сопротивления должно соответствовать данным завода-изготовителя; б) обмоток электромагнитов управления. Значение сопротивления должно соответствовать данным завода-изготовителя: 4. Проверка действия механизма свободного расцепления. Механизм свободного расцепления проверяется в работе в соответствии с 1.8.19, п. 9. 5. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении. Производится в соответствии с 1.8.19, п. 10. 6. Испытание выключателя нагрузки многократным опробованием. Производится в соответствии с 1.8.19, п. 11. 1.8.24. Разъединители, отделители и короткозамыкатели 1. Измерение сопротивления изоляции: а) поводков и тяг, выполненных из органических материалов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в 1.8.19, п. 1а; б) многоэлементных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.35; в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. Производится в соответствии с табл. 1.8.16; б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 3. Измерение сопротивления постоянному току: а) измерение должно выполняться между точками «контактный вывод — контактный вывод». Результаты измерений сопротивлений должны соответствовать заводским нормам, а при их отсутствии — данным табл. 1.8.21; Таблица 1.8.21 Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей Тип разъединителя (отделителя) РОНЗ РЛН Остальные типы Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Сопротивление, мкОм 500 2000 200 35–200 600 220 Все классы напряжения 600 1000 1500–2000 175 120 50 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 113 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний б) обмоток электромагнитов управления. Значения сопротивления обмоток должны соответствовать данным заводов-изготовителей. 4. Измерение вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных. Производится у разъединителей и отделителей 35 кВ. Измерение значения вытягивающих усилий при обезжиренном состоянии контактных поверхностей должны соответствовать данным завода-изготовителя. 5. Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя. Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выполнением 5 операций включения и 5 операций отключения. Аппараты с дистанционным управлением должны быть также проверены выполнением 5 операций включения и такого же числа операций отключения при номинальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвигателей управления. 6. Определение временных характеристик. Производится у короткозамыкателей при включении и у отделителей при отключении. Измеренные значения должны соответствовать данным завода-изготовителя. 7. Проверка работы механической блокировки. Блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах, и наоборот. 1.8.25. Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН) Нормы испытаний элементов КРУ (масляных выключателей, измерительных трансформаторов, выключателей нагрузки, вентильных разрядников, предохранителей, разъединителей, силовых трансформаторов и трансформаторного масла) приведены в соответствующих параграфах настоящей главы. 1. Измерение сопротивления изоляции: а) первичных цепей. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции полностью собранных первичных цепей КРУ с установленным в них оборудованием и узлами должно быть не менее 100 МОм. При неудовлетворительных результатах испытаний измерение сопротивления производится поэлементно, при этом сопротивление изоляции каждого элемента должно быть не менее 1000 МОм; испытание комплектных распределительных устройств, заполненных элегазом на заводе-изготовителе и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы, не производится; б) вторичных цепей. Производится мегаомметром на напряжение 500–1000 В. Сопротивление изоляции каждого присоединения вторичных цепей со всеми присоединенными аппаратами (реле, приборами, вторичными обмотками трансформаторов тока и напряжения и т.п.) должно быть не менее 0,5 МОм. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции первичных цепей ячеек КРУ и КРУН. Испытательное напряжение полностью смонтированных ячеек КРУ и КРУН при вкаченных в рабочее положение тележках и закрытых дверях указано в табл. 1.8.22. Длительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин; б) изоляции вторичных цепей. Производится напряжением 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. 3. Измерение сопротивления постоянному току. Сопротивление разъемных и болтовых соединений постоянному току должно быть не более значений, приведенных в табл. 1.8.23. 4. Механические испытания. Производятся в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. К механическим испытаниям относятся: Таблица 1.8.22 Испытательное напряжение промышленной частоты изоляции ячеек КРУ и КРУН Испытательное напряжение, кВ, ячейки с изоляцией Испытательное напряжение, кВ, ячейки с изоляцией Класс напряжения, кВ Класс напряжения, кВ До 0,69 3 6 10 керамической из твердых органических материалов 1 24 32 42 1 21,6 28,8 37,8 15 20 35 керамической из твердых органических материалов 55 65 95 49,5 58,5 85,5 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 114 ПУЭ а) вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой взаимного вхождения разъединяющих контактов, а также работы шторок, блокировок, фиксаторов и т.п.; б) проверка работы и состояния контактов заземляющего разъединителя. 1.8.26. Комплектные токопроводы (шинопроводы) Объем и нормы испытаний оборудования, присоединенного к токопроводу и шинопроводу (генератор, силовые и измерительные трансформаторы и т.п.), приведены в соответствующих параграфах настоящей главы. 1. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение изоляции токопровода при отсоединенных обмотках генератора, силовых трансформаторов напряжения устанавливается согласно табл. 1.8.24. Длительность приложения нормированного испытательного напряжения к токопроводу — 1 мин. 2. Проверка качества выполнения болтовых и сварных соединений. Выборочно проверяется затяжка болтовых соединений токопровода, производится вы- борочная разборка 1–2 болтовых соединений токопровода с целью проверки качества выполнения контактных соединений. Сварные соединения подвергаются осмотру в соответствии с инструкцией по сварке алюминия или при наличии соответствующей установки — контролю методом рентгено- или гаммадефектоскопии или другим рекомендованным заводом-изготовителем способом. 3. Проверка состояния изоляционных прокладок. Производится у токопроводов, оболочки которых изолированы от опорных металлоконструкций. Проверка целости изоляционных прокладок осуществляется путем сравнительных измерений падения напряжения на изоляционных прокладках секции фазы или измерения тока, проходящего в металлоконструкциях между станинами секций. Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах генераторного напряжения приведены в табл. 1.8.25. 4. Осмотр и проверка устройства искусственного охлаждения токопровода. Производится согласно инструкции заводаизготовителя. Таблица 1.8.23 Допустимые значения сопротивлений постоянному току элементов КРУ Измеряемый элемент* Допустимые значения сопротивления 1. Втычные контакты первичной цепи Допустимые значения сопротивления контактов приведены в заводских инструкциях. В случаях, если значения сопротивления контактов не приведены в заводских инструкциях, они должны быть не более: для контактов на 400 А — 75 мкОм; для контактов на 630 А — 60 мкОм; для контактов на 1000 А — 50 мкОм; для контактов на 1600 А — 40 мкОм; для контактов на 2000 А и выше — 33 мкОм 2. Связь заземления выдвижного элемента с корпусом Не более 0,1 Ом * Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ. Таблица 1.8.24 Испытательное напряжение промышленной частоты изоляции токопровода Испытательное напряжение, кВ, токопровода с изоляцией Класс напряжения, Кв До 0,69 6 10 15 35 фарфоровой смешанной (керамической и из твердых органических материалов) 1 32 42 55 95 1 28,8 37,8 49,5 85,5 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 1.8.27. Сборные и соединительные шины Шины испытываются в объеме: на напряжение до 1 кВ — по пп.1, 3–5; на напряжение выше 1 кВ — по пп. 2–6. 1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительной температуре окружающего воздуха. Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 Мом. 2. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание изоляции проводится согласно табл. 1.8.24. Продолжительность испытания — 1 мин. 3. Проверка качества выполнения болтовых контактных соединений. Производится выборочная проверка качества затяжки контактов и вскрытие 2–3% соединений. Измерение переходного сопротивления контактных соединений следует производить выборочно на 2–3% соединений. Контактные соединения на ток более 1000 А рекомендуется проверять в полном объеме. Падение напряжения или сопротивление на участке шины (0,7–0,8 м) в месте контактного соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления участка шин той же длины более чем в 1,2 раза. 4. Проверка качества выполнения спрессованных контактных соединений. Спрессованные контактные соединения бракуются, если: а) их геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа; б) на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений; в) кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины; г) стальной сердечник опрессованного соединителя смещен относительно симметричного положения более чем на 15% длины прессуемой части провода. Следует произвести выборочное измерение переходного сопротивления 3–5% опрессованных контактных соединений. Падение напряжения или сопротивление на участке соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления на участке провода той же длины более чем в 1,2 раза. 115 5. Контроль сварных контактных соединений. Сварные контактные соединения бракуются, если непосредственно после выполнения сварки будут обнаружены: а) пережог провода наружного повива или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов; б) усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода. 6. Испытание проходных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.34. 1.8.28. Сухие токоограничивающие реакторы 1. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. 2. Испытание опорной изоляции реакторов повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение опорной изоляции полностью собранного реактора принимается согласно табл. 1.8.24. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с изоляторами ошиновки ячейки. 1.8.29. Электрофильтры 1. Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания. Сопротивление изоляции обмоток напряжением 380/220 В с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм. Сопротивление изоляции обмоток высокого напряжения не должно быть ниже 50 МОм при температуре 25 °С или не должно быть менее 70% значения, указанного в паспорте агрегата. 2. Испытание изоляции цепей 380/220 В агрегата питания. Испытание изоляции производится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин. Элементы, работающие при напряжении 60 В и ниже, должны быть отключены. 3. Измерение сопротивления изоляции кабеля высокого напряжения. Сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром на напряжение 2500 В, должно быть не менее 10 МОм. 4. Испытание изоляции кабеля высокого напряжения. Испытание производится напряжением 75 кВ постоянного тока в течение 30 мин. Электротехническая библиотека Elec.ru Изоляционные прокладки станин экранов Междуфазные тяги разъединителей и заземлителей Все типы Тяги должны иметь изоляционные вставки или другие элементы, исключающие образование короткозамкнутого контура Сопротивление изоляции прокладок относительно металлоконструкций должно быть не менее 10 кОм Сопротивление изоляции экрана относительно металлоконструкций при демонтированных стяжных шпильках должно быть не менее 10 кОм Изоляция резиновых уплотнений съемных и подвижных экранов Сопротивление изоляции съемного экрана или короба относительно корпуса трансформатора и генератора при демонтированных стяжных шпильках и заземляющих проводниках должно быть не менее 10 кОм двухсторонней изоляции уплотнений съемных экранов и коробов токопровода, подсоединенных к корпусу трансформатора и генератора Зазор в свету между болтами соседних нажимных колец резинового компенсатора должен быть не менее 5 мм Целостность изоляционных втулок, отсутствие касания поверхностями экранов или коробов (в местах изолировки) корпусов трансформатора и генератора односторонней изоляции уплотнений экранов и коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора Изоляция резиновых компенсаторов экранов токопроводов от корпуса трансформатора и генератора Отсутствие металлического замыкания между экранами и корпусом генератора Критерий оценки состояния непрерывном воздушном зазоре (щели) между экранами токопровода и корпусом генератора Изоляция экранов или коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора при: Проверяемый узел Все типы с двухслойными прокладками станин экранов Секционированные С непрерывными экранами Конструкция токопровода Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах При визуальном осмотре 2. Состояние изоляционных втулок болтов крепления станин проверяется визуально 1. Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В При визуальном осмотре Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В При визуальном осмотре При визуальном осмотре Примечание Таблица 1.8.25 Электротехническая библиотека Elec.ru 116 ПУЭ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 117 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 5. Испытания трансформаторного масла. Предельно допустимые значения пробивного напряжения масла: до заливки — 40 кВ, после — 35 кВ. В масле не должно содержаться следов воды. 6. Проверка исправности заземления элементов оборудования. Производится проверка надежности крепления заземляющих проводников к заземлителю и следующим элементам оборудования: осадительным электродам, положительному полюсу агрегата питания, корпусу электрофильтра, корпусам трансформаторов и электродвигателей, основанию переключателей, каркасам панелей и щитов управления, кожухам кабеля высокого напряжения, люкам лазов, дверкам изоляторных коробок, коробкам кабельных муфт, фланцам изоляторов и другим металлическим конструкциям согласно проекту. 7. Проверка сопротивления заземляющих устройств. Сопротивление заземлителя не должно превышать 4 Ом, а сопротивление заземляющих проводников (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) — 0,1 Ом. 8. Снятие вольтамперных характеристик. Вольтамперные характеристики электрофильтра (зависимость тока короны полей от приложенного напряжения) снимаются на воздухе и дымовом газе согласно указаниям табл. 1.8.26. 1.8.30. Конденсаторы Конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением ниже 1 кВ испытываются по пп. 1, 4, 5; конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением 1 кВ и выше испытываются по пп. 1, 2, 4, 5; конденсаторы связи, отбора мощности и делительные конденсаторы испытываются по пп. 1–4; конденсаторы для защиты от перенапряжений и конденсаторы продольной компенсации испытываются по пп. 1, 2, 4, 5. 1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора. Таблица 1.8.26 Указания по снятию характеристик электрофильтров Требования к результатам испытаний Испытуемый объект Порядок снятия вольтамперных характеристик Каждое поле на воздухе Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения с интервалами изменения токовой нагрузки 5–10% номинального значения до предпробойного уровня. Она снимается при включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов и дымососах Пробивное напряжение на электродах должно быть не менее 40 кВ при номинальном токе короны в течение 15 мин Все поля электрофильтра на воздухе То же Характеристики, снятые в начале и конце 24 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10% Все поля электрофильтра на дымовом газе Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения до предпробойного уровня (восходящая ветвь) с интервалами изменения токовой нагрузки 5–10% номинального значения и при плавном снижении напряжения (нисходящая ветвь) с теми же интервалами токовой нагрузки. Она снимается при номинальной паровой нагрузке котла и включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов Характеристики, снятые в начале и конце 72 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10% Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 118 ПУЭ Таблица 1.8.27 Допустимое изменение емкости конденсатора Допустимое изменение измеренной емкости конденсатора относительно паспортного значения,% Наименование Конденсаторы связи отбора мощности и делительные ±5 Конденсаторы для повышения коэффициента мощности и конденсаторы, используемые для защиты от перенапряжения ±5 Конденсаторы продольной компенсации +5 –10 2. Измерение емкости. Производится при температуре 15–35 °С. Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и приведенных в табл. 1.8.27 допусков. 3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Измерение производится на конденсаторах связи, конденсаторах отбора мощности и конденсаторах делителей напряжения. Измеренное значение tg δ не должно превышать 0,3% (при температуре 20 °С). 4. Испытание повышенным напряжением. Испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах конденсатора. Значение и продолжительность приложения испытательного напряжения регламентируется заводскими инструкциями. Испытательные напряжения промышленной частоты для различных конденсаторов приведены ниже: Конденсаторы для повышения коэффициента мощности с номинальным напряжением, кВ 0,22 0,38 0,5 1,05 3,15 6,3 10,5 Испытательное напряжение, кВ 2,1 2,1 2,1 4,3 15,8 22,3 30,0 Конденсаторы для защиты от перенапряжения типа СММ-20/3-0,107 Испытательное напряжение, кВ 22,5 КМ2-10,5-24 22,5–25,0 Испытания напряжением промышленной частоты могут быть заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанным испытательным напряжениям. 5. Испытание батареи конденсаторов трехкратным включением. Производится включением на номинальное напряжение с контролем значений токов по каждой фазе. Токи в различных фазах должны отличаться один от другого не более чем на 5%. 1.8.31. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений1 1. Измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения. Измерение проводится: на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением менее 3 кВ — мегаомметром на напряжение 1000 В; на разрядниках и ОПН с номинальным напряжением 3 кВ и выше — мегаомметром на напряжение 2500 В; Сопротивление разрядников РВН, РВП, РВО, CZ должно быть не менее 1000 МОм. Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответствовать требованиям заводской инструкции. Сопротивление элементов разрядников РВМ, РВРД, РВМГ, РВМК должно соответствовать значениям, указанным в табл. 1.8.28. Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на ± 30% от данных, приведенных в паспорте. Сопротивление изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение измеренного сопротивления изоляции должно быть не менее 1 МОм. 1 Испытания ОПН, не указанных в настоящем разделе, следует проводить в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 119 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Таблица 1.8.28 Значение сопротивлений вентильных разрядников Сопротивление, МОм Тип разрядника или элемента РВМ-3 РВМ-6 РВМ-10 РВМ-3 РВМ-6 РВМ-10 РВМ-15 РВМ-20 Элемент разрядника РВМГ 110М 150М 220М 330М 400 500 Основной элемент разрядника РВМК-330, 500 Вентильный элемент разрядника РВМК-330, 500 Искровой элемент разрядника РВМК-330, 500 Элемент разрядника РВМК-750М Элемент разрядника РВМК-1150 (при температуре не менее 10°С в сухую погоду) не менее не более 15 100 170 15 100 170 600 1000 40 250 450 40 250 450 2000 10000 400 400 400 400 400 400 150 0,010 600 1300 2000 2500 2500 2500 2500 2500 2500 500 0,035 1000 7000 8000 Таблица 1.8.29 Допустимые токи проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении Тип разрядника или элемента Испытательное выпрямленное напряжение, кВ Ток проводимости при температуре разрядника 20 °С, мкА не менее не более РВС-15 РВС-20 РВС-33 РВС-35 16 20 32 32 200 200 450 200 340 340 620 340 РВМ-3 РВМ-6 РВМ-10 РВМ-15 РВМ-20 4 6 10 18 28 380 120 200 500 500 450 220. 280 700 700 РВЭ-25М РВМЭ-25 28 32 400 450 650 600 РВРД-3 РВРД-6 РВРД-10 3 6 10 30 30 30 85 85 85 Элемент разрядника РВМГ-110М, 150М, 220М, 330М, 400, 500 30 1000 1350 Основной элемент разрядника РВМК-330, 500 18 1000 1350 Искровой элемент разрядника РВМК-330, 500 28 900 1300 Элемент разрядника РВМК-750М 64 220 330 Элемент разрядника РВМК-1150 64 180 320 Примечание. Для приведения токов проводимости разрядников к температуре +20 °С следует внести поправку, равную 3% на каждые 10 градусов отклонения (при температуре больше 20 °С поправка отрицательная). Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 120 ПУЭ Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением до 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм. Сопротивление ограничителей перенапряжения с номинальным напряжением 3–35 кВ должно соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей. Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на ± 30% от данных, приведенных в паспорте. 2. Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении. Измерение проводится у разрядников с шунтирующими сопротивлениями. При отсутствии указаний заводов-изготовителей токи проводимости должны соответствовать приведенным в табл. 1.8.29. 3. Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений. Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений производится: для ограничителей класса напряжения 3–110 кВ — при приложении наибольшего длительно допустимого фазного напряжения; для ограничителей класса напряжения 150, 220, 330, 500 кВ — при напряжении 100 кВ частоты 50 Гц. Предельные значения токов проводимости ОПН должны соответствовать инструкции завода-изготовителя. 4. Проверка элементов, входящих в комплект приспособления для измерения тока проводимости ограничителя перенапряжений под рабочим напряжением. Проверка электрической прочности изолированного вывода производится для ограничителей ОП 330 и 500 кВ перед вводом в эксплуатацию. Проверка производится при плавном подъеме напряжения частоты 50 Гц до 10 кВ без выдержки времени. Проверка электрической прочности изолятора ОФР-10-750 производится напряжением 24 кВ частоты 50 Гц в течение 1 мин. Измерение тока проводимости защитного резистора производится при напряжении 0,75 кВ частоты 50 Гц. Значение тока должно находиться в пределах 1,8–4,0 мА. 1.8.32. Трубчатые разрядники 1. Проверка состояния поверхности разрядника. Производится путем осмотра перед установкой разрядника на опору. Наружная поверхность разрядника не должна иметь трещин и отслоений. 2. Измерение внешнего искрового промежутка. Производится на опоре установки разрядника. Искровой промежуток не должен отличаться от заданного. 3. Проверка расположения зон выхлопа. Производится после установки разрядников. Зоны выхлопа не должны пересекаться и охватывать элементы конструкции и проводов, имеющих потенциал, отличающийся от потенциала открытого конца разрядника. 1.8.33. Предохранители, предохранителиразъединители напряжением выше 1 кВ 1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение устанавливается согласно табл. 1.8.24. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки. 2. Проверка целости плавких вставок и токоограничивающих резисторов. Проверяются: омметром — целостность плавкой вставки; визуально — наличие маркировки на патроне и соответствие тока проектным данным. 3. Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителяразъединителя. Измеренное значение сопротивления должно соответствовать значению, указанному заводомизготовителем. 4. Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя. Измеренное значение контактного нажатия должно соответствовать указанным заводомизготовителем. 5. Проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. 6. Проверка работы предохранителя-разъединителя. Выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя-разъединителя. Выполнение каждой операции должно быть успешным с первой попытки. 1.8.34. Вводы и проходные изоляторы 1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ у вводов с бумажно-масляной изоляцией. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 121 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний Измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм. 2. Измерение tg δ и емкости изоляции. Производится измерение tg δ и емкости изоляции: основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ; изоляции измерительного конденсатора ПИН (С2) и/или последних слоев изоляции (С3) при напряжении 5 кВ. Предельные значения tg δ приведены в табл. 1.8.30. Предельное увеличение емкости основной изоляции составляет 5% относительно измеренной на заводе-изготовителе. Нормируются значения tg δ, приведенные к температуре 20 °С. Приведение производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации ввода. 3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание является обязательным для вводов и проходных изоляторов на напряжение до 35 кВ. Испытательное напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве, принимается согласно табл. 1.8.31. Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, следует производить совместно с испытанием обмоток по нормам, принятым для силовых трансформаторов (см. табл. 1.8.12). Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов — 1 мин. Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблюдалось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции. 4. Проверка качества уплотнений вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110 кВ и выше с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 0,1 МПа. Продолжительность испытания — 30 мин. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла. Допустимое снижение давления за время испытаний — не более 5%. Таблица 1.8.30 Предельные значения tg δ Предельные значения tg δ,%, для вводов номинальным напряжением, кВ Тип и зона изоляции ввода 35 110–150 220 330–750 — — 0,7 1,2 0,6 1,0 0,6 0,8 Твердая изоляция ввода с масляным заполнением, основная изоляция (С) 1,0 1,0 — — Бумажно-бакелитовая изоляция ввода с мастичным заполнением, основная изоляция (С) 3,0 — — — Бумажно-масляная изоляция ввода: основная изоляция (С) и изоляция конденсатора ПИН (С2) последние слои изоляции (С2) Таблица 1.8.31 Испытательное напряжение промышленной частоты вводов и проходных изоляторов Испытательное напряжение, кВ Номинальное напряжение, кВ 3 6 10 15 20 35 керамические изоляторы, испытываемые отдельно аппаратные вводы и проходные изоляторыс основной керамической или жидкой изоляцией аппаратные вводы и проходные изоляторы с основной бакелитовой изоляцией 25 32 42 57 68 100 24 32 42 55 65 95 21,6 28,8 37,8 49,5 58,5 85,5 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 122 ПУЭ 5. Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов. Производится испытание залитого масла по показателям пп. 1–6 табл. 1.8.33. У герметичных вводов испытание масла не производится. 1.8.35. Подвесные и опорные изоляторы Для опорно-стержневых изоляторов испытание повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно. Электрические испытания стеклянных подвесных изоляторов не производятся. Контроль их состояния осуществляется путем внешнего осмотра. 1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов следует производить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах и на линиях электропередачи. Сопротивление изоляции каждого подвесного фарфорового изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) опорных одноэлементных изоляторов. Для изоляторов внутренней и наружной установок значения испытательного напряжения приводятся в табл. 1.8.32; б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора. Допускается не производить испытание подвесных изоляторов. Длительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. 1.8.36. Трансформаторное масло 1. Анализ масла перед заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в табл. 1.8.33. Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в таблице. 2. Анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, указанном в соответствующих параграфах данной главы и указаниях заводов-изготовителей. 1.8.37. Электрические аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1 кВ Электрические аппараты и вторичные цепи схем защит, управления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Электропроводки напряжением до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испытываются по п. 1. 1. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.34. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение для вторичных цепей схем защиты, управления, сигнализации и измерения со всеми присоединительными аппаратами (автоматические выключатели, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.) — 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения — 1 мин. 3. Проверка действия автоматических выключателей. 3.1. Проверка сопротивления изоляции. Производится у выключателей на номинальный ток 400 А и более. Значение сопротивления изоляции — не менее 1 Мом. 3.2. Проверка действия расцепителей. Проверяется действие расцепителя мгновенного действия. Выключатель должен срабатывать при Таблица 1.8.32 Испытательное напряжение опорных одноэлементных изоляторов Испытательное напряжение, кВ, для номинального напряжения электроустановки, кВ Испытуемые изоляторы 3 6 10 15 20 35 Изоляторы, испытываемые отдельно 25 32 42 57 68 100 Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов 24 32 42 55 65 95 Электротехническая библиотека Elec.ru 0,02 0,01 135 2. Кислотное число по ГОСТ 5985-79, мг КОН на 1 г масла, не более, для электрооборудования: до 220 кВ выше 220 кВ 3. Температура вспышки в закрытом тигле по ГОСТ 6356-75, °С, не ниже 0,18 0,2 – 45 – 60 0,5 0,01 0,1 8. Содержание антиокислительной присадки по РД 34.43.105-89 9. Температура застывания по ГОСТ 20287-91: °С, не выше арктическое масло 10. Газосодержание,% объема, не более, по РД 34.43.107-95 11. Стабильность против окисления по ГОСТ 981-75 для силовых и измерительных трансформаторов от 110 до 220 кВ: а) содержание осадка,% массы, не более б) кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 1,0 — — 2,0 Отсутствие 7. Водорастворимые кислоты и щелочи по ГОСТ 6307-75 6. Тангенс угла диэлектрических потерь по ГОСТ 6581-75,%, не более, при 90 °С 1,7 Отсутствие 0,0008 0,0025 (25) Отсутствует 0,002 (20) Отсутствует Отсутствие 0,0008 0,001 (10) 0,001 (10) 0,001% (10 г/т) 135 0,02 0,01 25 30 55 60 Отсутствие 5. Содержание механических примесей по ГОСТ 6370-83 и РТМ 17216-71,%, не более, для электрооборудования: до 220 кВ включительно свыше 220 кВ а) трансформаторы с пленочной или азотной защитой, герметичные маслонаполненные вводы и измерительные трансформаторы б) силовые и измерительные трансформаторы без специальных защит масла, негерметичные вводы в) электрооборудование при отсутствии требований предприятий-изготовителей по количественному определению данного показателя 0,001% (10 г/т) 30 35 60 65 4. Влагосодержание по ГОСТ 7822-75,% массы (г/т), не более ГОСТ 1547-84 качественно Таблица 1.8.33 Свежее сухое масло перед Масло непосредственно заливкой в оборудование после заливки в оборудование 1. Пробивное напряжение по ГОСТ 6581-75, кВ не менее, для электрооборудования: до 15 кВ включительно до 35 кВ включительно от 60 кВ до 150 кВ от 220 кВ до 500 кВ Показатель качества масла и номер стандарта на метод испытания Предельно допустимые значения показателей качества трансформаторного масла Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 123 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 124 ПУЭ Таблица 1.8.34 Допустимые значения сопротивления изоляции Напряжение мегаомметра, В Наименьшее допустимое значение сопротивления изоляции, МОм Шины постоянного тока на щитах управления и в распределительных устройствах (при отсоединенных цепях) 500–1000 10 Вторичные цепи каждого присоединения и цепи питания приводов выключателей и разъединителей* 500–1000 1 Цепи управления, защиты, автоматики и измерений, а также цепи возбуждения машин постоянного тока, присоединенные к силовым цепям 500–1000 1 Вторичные цепи и элементы при питании от отдельного источника или через разделительный трансформатор, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже** 500 0,5 Электропроводки, в том числе осветительные сети*** 1000 0,5 500–1000 0,5 Испытуемый элемент Распределительные устройства****, щиты и токопроводы (шинопроводы) * Измерение производится со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, контакторы, пускатели, автоматические выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т.п.). ** Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности микроэлектронных и полупроводниковых элементов. *** Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами. **** Измеряется сопротивление изоляции каждой секции распределительного устройства. Таблица 1.8.35 Испытание контакторов и автоматических выключателей многократными включениями и отключениями Напряжение оперативного тока,% номинального Количество операций Включение Операция 90 5 Отключение 80 5 Таблица 1.8.36 Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем Испытуемый объект Схемы защиты и сигнализации в установках напряжением выше 1 кВ Напряжение оперативного тока, % номинального Примечание 80, 100 — Схемы управления в установках напряжением выше 1 кВ: — испытание на включение 90, 100 то же, но на отключение 80, 100 Релейно-контакторные схемы в установках напряжением до 1 кВ 90, 100 Бесконтактные схемы на логических элементах 85, 100, 110 Для простых схем «кнопка — магнитный пускатель» проверка работы на пониженном напряжении не производится Изменение напряжения производится на входе в блок питания Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 125 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний токе не более 1,1 верхнего значения тока срабатывания выключателя, указанного заводомизготовителем. В электроустановках, выполненных по требованиям раздела 6, глав 7.1 и 7.2, проверяются все вводные и секционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 2% выключателей распределительных и групповых сетей. В других электроустановках испытываются все вводные и секционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 1% остальных выключателей. Проверка производится в соответствии с указаниями заводов-изготовителей. При выявлении выключателей, не отвечающих установленным требованиям, дополнительно проверяется удвоенное количестве выключателей. 4. Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока. Значение напряжения срабатывания и количество операций при испытании автоматических выключателей и контакторов многократными включениями и отключениями приведены в табл. 1.8.35. 5. Устройства защитного отключения (УЗО), выключатели дифференциального тока (ВДТ) проверяются в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 6. Проверка релейной аппаратуры. Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации и других устройств производится в соответствии с действующими инструкциями. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным. 7. Проверка правильности функционирования полностью собранных схем при различных значениях оперативного тока. Все элементы схем должны надежно функционировать в предусмотренной проектом последовательности при значениях оперативного тока, приведенных в табл. 1.8.36. 1.8.38. Аккумуляторные батареи Сопротивление изоляции Rx вычисляется по формуле: Rx = Rq ( U − 1), U1 + U 2 где Rq — внутреннее сопротивление вольтметра; U — напряжение на зажимах батареи; U1 и U2 — напряжение между положительным зажимом и землей и отрицательным зажимом и землей. Сопротивление изоляции батареи должно быть не менее указанного ниже: Номинальное напряжение, В 24 48 110 220 Сопротивление, кОм 60 60 60 150 2. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи. Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима. Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре плюс 25 °С, должна соответствовать данным завода-изготовителя. 3. Проверка электролита. Плотность электролита каждого элемента в конце заряда и разряда батареи должна соответствовать данным завода-изготовителя. Температура электролита при заряде должна быть не выше плюс 40 °С. 4. Химический анализ электролита. Электролит для заливки кислотных аккумуляторных батарей должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты сорта А по ГОСТ 667-73 и дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72. Содержание примесей и нелетучего остатка в разведенном электролите не должно превышать значений, приведенных в табл. 1.8.37. 5. Измерение напряжения на элементах. Напряжение отстающих элементов в конце разряда не должно отличаться более чем на 1–1,5% от среднего напряжения остальных элементов, а количество отстающих элементов должно быть не более 5% их общего количества в батарее. Значение напряжения в конце разряда должно соответствовать данным завода-изготовителя. 1.8.39. Заземляющие устройства 1. Измерение сопротивления изоляции. Измерение производится вольтметром (внутреннее сопротивление вольтметра должно быть точно известно, класс не ниже 1). При полностью снятой нагрузке должно быть измерено напряжение батареи на зажимах и между каждым из зажимов и землей. 1. Проверка элементов заземляющего устройства. Проверку следует производить путем осмотра элементов заземляющего устройства в пределах доступности осмотру. Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства, включая главную заземляющую шину, должны соответ- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 126 ПУЭ ствовать требованиям настоящих Правил и проектным данным. 2. Проверка цепи между заземлителями и заземляемыми элементами. Следует проверить сечения, целостность и прочность проводников, их соединений и присоединений. Не должно быть обрывов и видимых дефектов в заземляющих проводниках, соединяющих аппараты с заземлителем. Надежность сварки проверяется ударом молотка. 3. Проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках до 1 кВ. Пробивные предохранители должны быть исправны и соответствовать номинальному напряжению электроустановки. 4. Проверка цепи фаза — нуль в электроустановках до 1 кВ с системой TN. Проверка производится одним из следующих способов: непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или нулевой защитный проводник; измерением полного сопротивления цепи фаза — нулевой защитный проводник с последующим вычислением тока однофазного замыкания. Кратность тока однофазного замыкания на землю по отношению к номинальному току предохранителя или расцепителя автоматического выключателя должно быть не менее значения, указанного в гл. 3.1. 5. Измерение сопротивления заземляющих устройств. Значения сопротивления заземляющих устройств с подсоединенными естественными заземлителями должны удовлетворять значениям, приведенным в соответствующих главах настоящих Правил и табл. 1.8 38. Таблица 1.8.37 Нормы на характеристики серной кислоты и электролита для аккумуляторных батарей Нормы для серной кислоты Нормы для электролита Показатель Высшего сорта 1. Внешний вид Прозрачная Разведенная свежая кислота для заливки в аккумуляторы Электролит из работающего аккумулятора Прозрачная 2. Интенсивность окраски (определяется колориметрическим способом), мл 0,6 0,6 1,0 3. Плотность при температуре 20 °С, г/см3 1,83–1,34 1,18 ± 0,005 1,20–1,21 4. Содержание железа,%, не более 0,005 0,006 0,008 5. Содержание нелетучего остатка после прокаливания,%, не более 0,02 0,03 — 6. Содержание окислов азота,%, не более 0,00003 0,00005 — 7. Содержание мышьяка,%, не более 0,00005 0,00005 — 8. Содержание хлористых соединений, %, не более 0,0002 0,0003 0,0005 9. Содержание марганца,%, не более 0,00005 0,00005 — 10. Содержание меди,%, не более 0,0005 0,0005 — 11. Содержание веществ, восстанавливающих марганцевокислый калий, мл 0,01Н раствора КМn04, не более 4,5 — — 12. Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец,%, не более 0,01 — — П р и м ечани е. Для дистиллированной воды допускается наличие тех же примесей, что допускает ГОСТ 667-73 для аккумуляторной кислоты, но в 10 раз меньшей концентрации. Электротехническая библиотека Elec.ru Характеристика электроустановки Заземляющие устройства опор ВЛ с повторными заземлителями PEN (РЕ) проводника Электроустановки в электрических сетях с изолированной нейтралью (или средней точкой) источника питания (система IT) с учетом естественных заземлителей и повторных заземлителей отходящих линий в непосредственной близости от нейтрали Электроустановки с источниками питания в электрических сетях с глухозаземленной нейтралью (или средней точкой) источника питания (система ТN): Заземляющие устройства опор ВЛ с разрядниками на подходах к распределительным устройствам с вращающимися машинами до 100 более 100 до 500 более 500 до 1000 более 1000 до 5000 более 5000 Заземляющие устройства опор ВЛ (см. также 2.5.129–2.5.131) при удельном сопротивлении грунта, ρ, Ом·м: Электроустановки электрических сетей с изолированной нейтралью, с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор Электроустановки электрических сетей с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью * Iр — расчетный ток замыкания на землю. ** Соответственно при линейных напряжениях 660, 280, 220 В. *** I — полный ток замыкания на землю. 4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ 3. Электроустановки напряжением до 1 кВ 2. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 1. Подстанции и распределительные пункты напряжением выше 1 кВ Вид электроустановки Наибольшие допустимые значения сопротивлений заземляющих устройств 30 50/I***, более 4 Ом не требуется 2/4/8** 15/30/60** ρ·6·10-3 См. гл. 4.2 10 15 20 30 250 / Iр* 0,5 Сопротивление, Ом Таблица 1.8.38 Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний 127 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 128 ПУЭ Таблица 1.8.39 Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей Кабели с бумажной изоляцией на напряжение, кВ 2 3 6 10 20 35 110 150 220 330 500 12 18 36 60 100 175 285 347 510 670 865 Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение, кВ Кабели с резиновой изоляцией на напряжение, кВ 1* 3 6 10 110 3 6 10 5,0 15 36 60 285 6 12 20 * Испытание выпрямленным напряжением одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией без брони (экранов), проложенных на воздухе, не производится. Таблица 1.8.40 Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей Кабели напряжением, кВ Испытательное напряжение, кВ Допустимые значения токов утечки, мА Допустимые значения коэффициента асимметрии (Iмах/Imin) 6 10 20 35 110 150 220 330 500 36 60 100 175 285 347 610 670 865 0,2 0,5 1,5 2,5 Не нормируется То же —«— —«— —«— 8 8 10 10 Не нормируется То же —«— —«— — «— 6. Измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения). Измерение напряжения прикосновения производится при присоединенных естественных заземлителях. Напряжение прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти значения определены расчетом при проектировании (см. также 1.7.91). 1.8.40. Силовые кабельные линии Силовые кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются по пп. 1, 2, 7, 13, напряжением выше 1 кВ и до 35 кВ — по пп. 1–3, 6, 7, 11, 13, напряжением 110 кВ и выше — в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. 1. Проверка целостности и фазировки жил кабеля. Проверяются целостность и совпадение обозначений фаз подключаемых жил кабеля. 2. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Для силовых кабелей до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. Для силовых кабелей выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется. Измерение следует производить до и после испытания кабеля повышенным напряжением. 3. Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока. Испытательное напряжение принимается в соответствии с табл. 1.8.39. Для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 10 мин. Для кабелей с резиновой изоляцией на напряжение 3–10 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 5 мин. Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются. Для кабелей на напряжение 110–500 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 15 мин. Допустимые токи утечки в зависимости от испытательного напряжения и допустимые значения коэффициента асимметрии при измерении тока утечки приведены в табл. 1.8.40. Абсолютное значение тока утечки не является браковочным показателем. Кабельные линии с удовлетворительной изоляцией должны иметь стабильные значения токов утечки. При проведении испытания ток утечки должен уменьшаться. Если не происходит уменьшения значения тока утечки, а также при его увеличении или нестабильности тока испытание производить до выявления дефекта, но не более чем 15 мин. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 129 Глава 1.8. Нормы приемосдаточных испытаний При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного напряжения для всей кабельной линии принимать наименьшее из испытательных напряжений по табл. 1.8.39. 4. Испытание напряжением переменного тока частоты 50 Гц. Такое испытание допускается для кабельных линий на напряжение 110–500 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением. Испытание производится напряжением (1,00– 1,73)Uном.. Допускается производить испытания путем включения кабельной линии на номинальное напряжение Uном. Длительность испытания — согласно указаниям завода-изготовителя. 5. Определение активного сопротивления жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре плюс 20 °С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы. Измеренное сопротивление (приведенное к удельному значению) может отличаться от указанных значений не более чем на 5%. 6. Определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Измеренная емкость не должна отличаться от результатов заводских испытаний более чем на 5%. 7. Проверка защиты от блуждающих токов. Производится проверка действия установленных катодных защит. 8. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание). Производится для маслонаполненных кабельных линий 110–500 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1%. 9. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110–500 кВ. 10. Проверка антикоррозийных защит. При приемке линий в эксплуатацию и в процессе эксплуатации проверяется работа антикоррозионных защит для: кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта выше 20 Ом/м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2; кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта менее 20 Ом/м) при любой среднесуточной плотности тока в землю; кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами; стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности фунта и видов изоляционных покрытий. При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с руководящими указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии. Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89. 11. Определение характеристик масла и изоляционной жидкости. Пробы масел марок С-220, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм табл. 1.8.41 и 1.8.42. Таблица 1.8.41 Нормы на показатели качества масел марок С-220, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС Для вновь вводимой линии Показатель качества масла С-220, 5РА МН-3, МН-4 ПМС Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ, не менее 45 45 35 Степень дегазации (растворенный газ), не более 0,5 0,1 — П р и м е чани е. Испытания масел, не указанных в табл. 1.8.39, производить в соответствии с требованием изготовителя. Таблица 1.8.42 Тангенс угла диэлектрических потерь масла и изоляционной жидкости (при 100 °С), %, не более, для кабелей на напряжение, кВ Напряжение, кВ 110 150–220 330–00 tg δ,%, не более 0,5/0,8* 0,5/0,8* 0,5/— * В числителе указано значение для масел марок С-220, в знаменателе — для МН-3, МН-4 и ПМС. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 130 ПУЭ Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам, а значения tg δ, измеренные по методике ГОСТ 6581-75, превышают указанные в табл. 1.8.42, пробу масла дополнительно выдерживают при температуре 100 °С в течение 2 ч, периодически измеряя tg δ. При уменьшении значения tg δ проба масла выдерживается при температуре 100 °С до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное значение. 12. Измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110–500 кВ, кроме того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. 1.8.41. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 1. Проверка изоляторов. Производится внешним осмотром. 2. Проверка соединений проводов. Производится согласно 1.8.27. 3. Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов. Производится в соответствии с 1.8.39 и указаниями главы 2.4. Глава 1.9 ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 8 июля 2002 г. № 204 Введено в действие с 1 января 2003 г. Область применения. Определения 1.9.1. Настоящая глава распространяется на выбор изоляции электроустановок переменного тока на номинальное напряжение 6–750 кВ. 1.9.2. Длина пути утечки изоляции (изолятора) или составной изоляционной конструкции (L) — наименьшее расстояние по поверхности изоляционной детали между металлическими частями разного потенциала. 1.9.3. Эффективная длина пути утечки — часть длины пути утечки, определяющая электрическую прочность изолятора или изоляционной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения. Удельная эффективная длина пути утечки (λэ) — отношение эффективной длины пути утечки к наибольшему рабочему межфазному напряжению сети, в которой работает электроустановка. 1.9.4. Коэффициент использования длины пути утечки (k) — поправочный коэффициент, учитывающий эффективность использования длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции. 1.9.5. Степень загрязнения (СЗ) — показатель, учитывающий влияние загрязненности атмосферы на снижение электрической прочности изоляции электроустановок. 1.9.6. Карта степеней загрязнения (КСЗ) — географическая карта, районирующая территорию по СЗ. Общие требования 1.9.7. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производиться по удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроустановки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора может производиться также по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии. Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения электроустановки должен производиться по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии. 1.9.8. Определение СЗ должно производиться в зависимости от характеристик источников загрязнения и расстояния от них до электроустановки (табл. 1.9.3–1.9.18). В случаях, когда использование табл. 1.9.3–1.9.18 по тем или иным причинам невозможно, определение СЗ следует производить по КСЗ. Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с наложением загрязнений от крупных промышленных предприятий, ТЭС и источников увлажнения с высокой электрической проводимостью определение СЗ, как правило, должно производиться по КСЗ. 1.9.9. Длина пути утечки L (см) изоляторов и изоляционных конструкций из стекла и фарфора должна определяться по формуле L = λ э · U · k, где λэ — удельная эффективная длина пути утечки по табл. 1.9.1, см/кВ; U — наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ (по ГОСТ 721); k — коэффициент использования длины пути утечки (1.9.44–1.9.53). Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 131 Глава 1.9. Изоляция электроустановок Изоляция ВЛ 1.9.10. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на высоте более 1000 м над уровнем моря должна быть увеличена по сравнению с нормированной в табл. 1.9.1: от 1000 до 2000 м — на 5%; от 2000 до 3000 м — на 10%; от 3000 до 4000 м — на 15%. 1.9.11. Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должны соответствовать требованиям гл. 2.5. 1.9.12. Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах и в последовательной цепи гирлянд специальной конструкции (V-образных, Λ-образных, -образных, Y-образных и др., составленных из изоляторов одного типа) для ВЛ на металлических и железобетонных опорах должно определяться по формуле L m= , Lи где Lи — длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техническим условиям на изолятор конкретного типа, см. Если расчет m не дает целого числа, то выбирают следующее целое число. 1.9.13. На ВЛ напряжением 6–20 кВ с металлическими и железобетонными опорами количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих и натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12 и независимо от материала опор должно составлять не менее двух. На ВЛ напряжением 35–110 кВ с металлическими, железобетонными и деревянными опорами с заземленными креплениями гирлянд количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех типов в районах с 1–2-й СЗ следует увеличивать на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению с количеством, полученным по 1.9.12. На ВЛ напряжением 150–750 кВ на металлических и железобетонных опорах количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.12. 1.9.14. На ВЛ напряжением 35–220 кВ с деревянными опорами в районах с 1–2-й СЗ количество подвесных тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора допускается принимать на один меньше, чем для ВЛ на металлических или железобетонных опорах. На ВЛ напряжением 6–20 кВ с деревянными опорами или деревянными траверсами на металлических и железобетонных опорах в районах с 1–2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изоляторов должна быть не менее 1,5 см/кВ. 1.9.15. В гирляндах опор больших переходов должно предусматриваться по одному дополнительному тарельчатому изолятору из стекла или фарфора на каждые 10 м превышения высоты опоры сверх 50 м по отношению к количеству изоляторов нормального исполнения, определенному для одноцепных гирлянд при λэ = 1,9 см/кВ для ВЛ напряжением 6–35 кВ и λэ = 1,4 см/кВ для ВЛ напряжением 110–750 кВ. При этом количество изоляторов в гирляндах этих опор должно быть не менее требуемого по условиям загрязнения в районе перехода. 1.9.16. В гирляндах тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора, подвешенных на высоте более 100 м, должны предусматриваться сверх определенного в соответствии с 1.9.12 и 1.9.15 два дополнительных изолятора. 1.9.17. Выбор изоляции ВЛ с изолированными проводами должен производиться в соответствии с 1.9.10–1.9.16. Таблица 1.9.1 Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ Степень загрязнения 1 2 3 4 λэ, см/кВ (не менее), при номинальном напряжении, кВ до 35 включительно 110–750 1,90 2,35 3,00 3,50 1,60 2,00 2,50 3,10 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 132 ПУЭ Внешняя стеклянная и фарфоровая изоляция электрооборудования и ОРУ 1.9.18. Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфоровой изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6–750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по табл. 1.9.1. Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6–220 кВ, расположенных на высоте более 1000 м, должна приниматься: на высоте до 2000 м — по табл. 1.9.1, а на высоте от 2000 до 3000 м — на одну степень загрязнения выше по сравнению с нормированной. 1.9.19. При выборе изоляции ОРУ изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих частей ОРУ до заземленных конструкций должны соответствовать требованиям гл. 4.2. 1.9.20. В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число тарельчатых изоляторов следует определять по 1.9.12–1.9.13 с добавлением в каждую цепь гирлянды напряжением 110–150 кВ — одного, 220–330 кВ — двух, 500 кВ — трех, 750 кВ — четырех изоляторов. 1.9.21. При отсутствии электрооборудования, удовлетворяющего требованиям табл. 1.9.1 для районов с 3–4-й СЗ, необходимо применять оборудование, изоляторы и вводы на более высокие номинальные напряжения с изоляцией, удовлетворяющей табл. 1.9.1. 1.9.22. В районах с условиями загрязнения, превышающими 4-ю СЗ, как правило, следует предусматривать сооружение ЗРУ. 1.9.23. ОРУ напряжением 500–750 кВ и, как правило, ОРУ напряжением 110–330 кВ с большим количеством присоединений не должны располагаться в зонах с 3–4-й СЗ. 1.9.24. Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,2 см/кВ в районах с 1-й СЗ и не менее 1,5 см/кВ в районах с 2–4-й СЗ. 1.9.25. В районах с 1–3-й СЗ должны применяться КРУН и КТП с изоляцией по табл. 1.9.1. В районах с 4-й СЗ допускается применение только КРУН и КТП с изоляторами специального исполнения. 1.9.26. Изоляторы гибких и жестких наружных открытых токопроводов должны выбираться с удельной эффективной длиной пути утечки по табл. 1.9.1: λэ = 1,9 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 1–3-й СЗ; λэ = 3,0 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 4-й СЗ; λэ = 2,0 см/кВ на номинальное напряжение 35 кВ для токопроводов 13,8–24 кВ в районах с 1–4-й СЗ. Выбор изоляции по разрядным характеристикам 1.9.27. Гирлянды ВЛ напряжением 6–750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ напряжением 6–750 кВ должны иметь 50%-ные разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в табл. 1.9.2. Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься (не менее): для 1-й СЗ — 5 мкСм, 2-й СЗ — 10 мкСм, 3-й СЗ — 20 мкСм, 4-й СЗ — 30 мкСм. Определение степени загрязнения 1.9.28. В районах, не попадающих в зону влияния промышленных источников загрязнения (леса, тундра, лесотундра, луга), может применяться изоляция с меньшей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в табл. 1.9.1 для 1-й СЗ. 1.9.29. К районам с 1-й СЗ относятся территории, не попадающие в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений (болота, высокогорные районы, районы со слабозасоленными почвами, сельскохозяйственные районы). 1.9.30. В промышленных районах при наличии обосновывающих данных может применяться изоляция с большей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в табл. 1.9.1 для 4-й СЗ. 1.9.31. Степень загрязнения вблизи промышленных предприятий должна определяться по табл. 1.9.3–1.9.12 в зависимости от вида и расчетного объема выпускаемой продукции и расстояния до источника загрязнений. Расчетный объем продукции, выпускаемой промышленным предприятием, определяется суммированием всех видов продукции. СЗ в зоне уносов действующего или сооружаемого предприятия должна определяться по наибольшему годовому объему продукции с учетом перспективного плана развития предприятия (не более чем на 10 лет вперед). 1.9.32. Степень загрязнения вблизи ТЭС и промышленных котельных должна определяться по табл. 1.9.13 в зависимости от вида топлива, мощности станции и высоты дымовых труб. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 133 Глава 1.9. Изоляция электроустановок Таблица 1.9.2 50%-ные разрядные напряжения гирлянд ВЛ 6–750 кВ, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ 6–750 кВ в загрязненном и увлажненном состоянии Номинальное напряжение электроустановки, кВ 50%-ные разрядные напряжения, кВ (действующие значения) 6 10 35 110 150 220 330 500 750 8 13 42 110 150 220 315 460 685 Таблица 1.9.3 СЗ вблизи химических предприятий и производств СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 1500 от 1500 до 2000 от 2000 до 2500 от 2500 до 3000 от 3000 до 5000 от 5000 1 2 3 3 4 4 1 1 2 3 3 4 1 1 1 2 3 3 1 1 1 1 2 3 1 1 1 1 2 3 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 До 10 От 10 до 500 От 500 до 1500 От 1500 до 2500 От 2500 до 3500 От 3500 до 5000 Таблица 1.9.4 СЗ вблизи нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий и производств Подотрасль Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м до 500 от 500 до 1000 от 1000 от 1500 от 2000 до 1500 до 2000 до 3500 от 3500 Нефтеперерабатывающие заводы До 1000 От 1000 до 5000 От 5000 до 9000 От 9000 до 18 000 1 2 3 3 1 1 2 3 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Нефтехимические заводы и комбинаты До 5000 От 5000 до 10 000 От 10 000 до 15 000 От 15 000 до 20 000 3 3 4 4 2 3 3 4 1 2 3 3 1 1 2 3 1 1 1 2 1 1 1 1 Заводы синтетического каучука До 50 От 50 до 150 От 150 до 500 От 500 до 1000 1 2 3 3 1 1 2 3 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Заводы резинотехнических изделий До 100 От 100 до 300 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 134 ПУЭ Таблица 1.9.5 СЗ вблизи предприятий по производству газов и переработке нефтяного газа СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Расчетный объем выпускаемой продукции Подотрасль до 500 от 500 до 1000 от 1000 Производство газов Независимо от объема 2 1 1 Переработка нефтяного газа Независимо от объема 3 2 1 Таблица 1.9.6 СЗ вблизи предприятий по производству целлюлозы и бумаги СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год Подотрасль до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 1500 от 1500 Производство целлюлозы и полуцеллюлозы До 75 От 75 до 150 От 150 до 500 От 500 до 1000 1 2 3 4 1 1 2 3 1 1 1 2 1 1 1 1 Производство бумаги Независимо от объема 1 1 1 1 Таблица 1.9.7 СЗ вблизи предприятий и производств черной металлургии Подотрасль Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год 1 Выплавка чугуна и стали Горнообогатительные комбинаты Коксохимпроизводство Ферросплавы 2 До 1500 СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м до 500 от 500 до от 1000 1000 до 1500 от 1500 до 2000 от 2000 до 2500 от 2500 3 4 5 6 7 8 2 1 1 1 1 1 От 1500 до 7500 2 2 2 1 1 1 От 7500 до 12 000 3 2 2 2 1 1 До 2000 1 1 1 1 1 1 От 2000 до 5500 2 1 1 1 1 1 От 5500 до 10 000 3 2 1 1 1 1 От 10 000 до 13 000 3 3 2 1 1 1 До 5000 2 2 2 2 2 1 От 5000 до 12 000 3 2 2 2 2 1 До 500 1 1 1 1 1 1 От 500 до 700 2 2 1 1 1 1 От 700 до 1000 3 3 2 1 1 1 Производство магнезиальных изделий Независимо от объема 3 2 2 2 1 1 Прокат и обработка чугуна и стали Независимо от объема 2 1 1 1 1 1 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 135 Глава 1.9. Изоляция электроустановок Таблица 1.9.8 СЗ вблизи предприятий и производств цветной металлургии Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год Производство алюминия Подотрасль СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 1500 от 1500 до 2000 от 2000 до 2500 от 2500 до 3500 от 3500 До 100 От 100 до 500 От 500 до 1000 От 1000 до 2000 1 2 3 3 1 2 3 3 1 1 2 3 1 1 2 2 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 Производство никеля От 1 до 5 От 5 до 25 От 25 до 1000 1 2 3 1 2 2 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Производство редких металлов Независимо от объема 4 4 3 3 2 2 1 Производство цинка Независимо от объема 3 2 1 1 1 1 1 Производство и обработка цветных металлов Независимо от объема 2 1 1 1 1 1 1 Таблица 1.9.9 СЗ вблизи предприятий по производству строительных материалов СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Подотрасль Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год до 250 от 250 до 500 от 500 до 1000 от 1000 до 1500 от 1500 до 2000 от 2000 до 3000 от 3000 Производство цемента До 100 От 100 до 500 От 500 до 1500 От 1500 до 2500 От 2500 до 3500 От 3500 1 2 3 3 4 4 1 2 3 3 4 4 1 1 2 3 3 4 1 1 1 2 3 3 1 1 1 1 2 3 1 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 Производство асбеста и др. Независимо от объема 3 2 1 1 1 1 1 Производство бетонных изделий и др. Независимо от объема 2 1 1 1 1 1 1 Таблица 1.9.10 СЗ вблизи машиностроительных предприятий и производств СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Расчетный объем выпускаемой продукции до 500 от 500 2 1 Независимо от объема Таблица 1.9.11 СЗ вблизи предприятий легкой промышленности Подотрасль Расчетный объем выпускаемой продукции СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м до 250 от 250 до 500 от 500 Обработка тканей Независимо от объема 3 2 1 Производство искусственных кож и пленочных материалов Независимо от объема 2 1 1 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 136 ПУЭ Таблица 1.9.12 СЗ вблизи предприятий по добыче руд и нерудных ископаемых СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Расчетный объем выпускаемой продукции Подотрасль до 250 от 250 до 500 от 500 Железная руда и др. Независимо от объема 2 1 1 Уголь* Независимо от объема 3 2 1 * Распространяется на определение СЗ вблизи терриконов. Таблица 1.9.13 СЗ вблизи ТЭС и промышленных котельных СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м Вид топлива Мощность, МВт Высота дымовых труб, м до 250 от 250 от 500 от 1000 до 500 до 1000 до 1500 от 1500 до 3000 от 3000 ТЭС и котельные на углях при зольности менее 30%, мазуте, газе Независимо от мощности Любая 1 1 1 1 1 1 ТЭС и котельные на углях при зольности более 30% До 1000 От 1000 до 4000 Любая До 180 От 180 1 2 2 1 2 2 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ТЭС и котельные на сланцах До 500 От 500 до 2000 Любая До 180 От 180 3 4 3 2 3 3 2 2 2 2 2 2 1 2 2 1 1 1 Таблица 1.9.14 СЗ вблизи отвалов пылящих материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений (золоотвалы, солеотвалы, шлакоотвалы, крупные промышленные свалки, предприятия по сжиганию мусора, склады и элеваторы пылящих материалов, склады для хранения минеральных удобрений и ядохимикатов, гидрошахты и обогатительные фабрики, станции аэрации и другие канализационно-очистные сооружения) СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м до 200 от 200 до 600 от 600 3 2 1 Таблица 1.9.15 СЗ вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств СЗ при расстоянии от автодорог, м до 25 от 25 до 100 от 100 3 2 1 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 137 Глава 1.9. Изоляция электроустановок 1.9.33. При отсчете расстояний по табл. 1.9.3– 1.9.13 границей источника загрязнения является кривая, огибающая все места выбросов в атмосферу на данном предприятии (ТЭС). 1.9.34. В случае превышения объема выпускаемой продукции и мощности ТЭС, по сравнению с указанными в табл. 1.9.3–1.9.13, следует увеличивать СЗ не менее чем на одну ступень. 1.9.35. Объем выпускаемой продукции при наличии на одном предприятии нескольких источников загрязнения (цехов) должен определяться суммированием объемов продукции отдельных цехов. Если источник выброса загрязняющих веществ отдельных производств (цехов) отстоит от других источников выброса предприятия больше чем на 1000 м, годовой объем продукции должен определяться для этих производств и остальной части предприятия отдельно. В этом случае расчетная СЗ должна определяться согласно 1.9.43. 1.9.36. Если на одном промышленном предприятии выпускается продукция нескольких отраслей (или подотраслей) промышленности, указанных в табл. 1.9.3–1.9.12, то СЗ следует определять согласно 1.9.43. 1.9.37. Границы зоны с данной СЗ следует корректировать с учетом розы ветров по формуле S = S0 W , W0 где S — расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ, скорректированное с учетом розы ветров, м; S0 — нормированное расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ при круговой розе ветров, м; W — среднегодовая повторяемость ветров рассматриваемого румба,%; W0 — повторяемость ветров одного румба при круговой розе ветров,%. Значения S/S0 должны ограничиваться пределами 0,5 < S/S0 ≤ 2. 1.9.38. Степень загрязнения вблизи отвалов пылящих материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений следует определять по табл. 1.9.14. 1.9.39. Степень загрязнения вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств следует определять по табл. 1.9.15. 1.9.40. Степень загрязнения в прибрежной зоне морей, соленых озер и водоемов должна определяться по табл. 1.9.16 в зависимости от солености воды и расстояния до береговой линии. Расчетная соленость воды определяется по гидрологическим картам как максимальное значение солености поверхностного слоя воды в зоне до 10 км в глубь акватории. Степень загрязнения над поверхностью засоленных водоемов следует принимать на одну ступень выше, чем в табл. 1.9.16 для зоны до 0,1 км. 1.9.41. В районах, подверженных ветрам со скоростью более 30 м/с со стороны моря (периодичностью не реже одного раза в 10 лет), расстояния от береговой линии, приведенные в табл. 1.9.16, следует увеличить в 3 раза. Для водоемов площадью 1000–10 000 м2 СЗ допускается снижать на одну ступень по сравнению с данными табл. 1.9.16. 1.9.42. Степень загрязнения вблизи градирен или брызгальных бассейнов должна определяться по табл. 1.9.17 при удельной проводимости циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см и по табл. 1.9.18 при удельной проводимости от 1000 до 3000 мкСм/см. 1.9.43. Расчетную СЗ в зоне наложения загрязнений от двух независимых источников, определенную с учетом розы ветров по 1.9.37, следует определять по табл. 1.9.19 независимо от вида промышленного или природного загрязнения. Таблица 1.9.16 СЗ в прибрежной зоне морей и озер площадью более 10 000 м2 Тип водоема Расчетная соленость воды, г/л Расстояние от береговой линии, км СЗ Незасоленный До 2 До 0,1 1 Слабозасоленный От 2 до 10 До 0,1 От 0,1 до 1,0 2 1 Среднезасоленный От 10 до 20 До 0,1 От 0,1 до 1,0 От 1,0 до 5,0 3 2 1 Сильнозасоленный От 20 до 40 До 1,0 От 1,0 до 5,0 От 5,0 до 10,0 3 2 1 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 138 ПУЭ Таблица 1.9.17 СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов с удельной проводимостью циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см Расстояние от градирен (брызгального бассейна), м СЗ района 1 2 3 4 до 150 от 150 2 3 4 4 1 2 3 4 Таблица 1.9.18 СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов с удельной проводимостью циркуляционной воды от 1000 до 3000 мкСм/см Расстояние от градирен (брызгального бассейна), м СЗ района 1 2 3 4 до 150 от 150 до 600 от 600 3 4 4 4 2 3 4 4 1 2 3 4 Таблица 1.9.19 Расчетная СЗ при наложении загрязнений от двух независимых источников Расчетная СЗ при степени загрязнения от второго источника СЗ от первого источника 2 3 4 2 3 4 2 3 4 3 4 4 4 4 4 Таблица 1.9.20 Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов со слабо развитой нижней поверхностью изоляционной детали Lи/D kи От 0,90 до 1,05 включ. От 1,05 до 1,10 включ. От 1,10 до 1,20 включ. От 1,20 до 1,30 включ. От 1,30 до 1,40 включ. 1,00 1,05 1,10 1,15 1,20 Таблица 1.9.21 Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения Конфигурация изолятора Двукрылая С увеличенным вылетом ребра на нижней поверхности Аэродинамического профиля (конусная, полусферическая) Колоколообразная с гладкой внутренней и ребристой наружной поверхностями Электротехническая библиотека Elec.ru kи 1,20 1,25 1,00 1,15 Электротехническая библиотека Elec.ru 139 Глава 1.9. Изоляция электроустановок Коэффициенты использования основных типов изоляторов и изоляционных конструкций (стеклянных и фарфоровых) 1.9.44. Коэффициенты использования k изоляционных конструкций, составленных из однотипных изоляторов, следует определять как k = kи · kк, где kи — коэффициент использования изолятора; kк — коэффициент использования составной конструкции с параллельными или последовательно-параллельными ветвями. 1.9.45. Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов по ГОСТ 27661 со слабо развитой нижней поверхностью изоляционной детали следует определять по табл. 1.9.20 в зависимости от отношения длины пути утечки изолятора Lи к диаметру его тарелки D. 1.9.46. Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения с сильно развитой поверхностью следует определять по табл. 1.9.21. 1.9.47. Коэффициенты использования kи штыревых изоляторов (линейных, опорных) со слабо развитой поверхностью должны приниматься равными 1,0, с сильно развитой поверхностью —1,1. 1.9.48. Коэффициенты использования kи внешней изоляции электрооборудования наружной установки, выполненной в виде одиночных изоляционных конструкций, в том числе опорных изоляторов наружной установки на номинальное напряжение до 110 кВ, а также подвесных изоляторов стержневого типа на номинальное напряжение 110 кВ, следует определять по табл. 1.9.22 в зависимости от отношения длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции Lи к длине их изоляционной части h. 1.9.49. Коэффициенты использования kк одноцепных гирлянд и одиночных опорных коло- нок, составленных из однотипных изоляторов, следует принимать равными 1,0. 1.9.50. Коэффициенты использования kк составных конструкций с параллельными ветвями (без перемычек), составленных из однотипных элементов (двухцепных и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд, двух- и многостоечных колонок), следует определять по табл. 1.9.23. 1.9.51. Коэффициенты использования kк Λ-образных и V-образных гирлянд с одноцепными ветвями следует принимать равными 1,0. 1.9.52. Коэффициенты использования kк составных конструкций с последовательнопараллельными ветвями, составленными из изоляторов одного типа (гирлянд типа Y или Λ, опорных колонок с различным числом параллельных ветвей по высоте, а также подстанционных аппаратов с растяжками), следует принимать равными 1,1. 1.9.53. Коэффициенты использования kи одноцепных гирлянд и одиночных опорных колонок, составленных из разнотипных изоляторов с коэффициентами использования kи1 и kи2, должны определяться по формуле k= L1 + L2 , L1 L2 + K И1 K И2 где L1 и L2 — длина пути утечки участков конструкции из изоляторов соответствующего типа. Аналогичным образом должна определяться величина kи для конструкций указанного вида при числе разных типов изоляторов, большем двух. 1.9.54. Конфигурация подвесных изоляторов для районов с различными видами загрязнений должна выбираться по табл. 1.9.24. Таблица 1.9.22 Коэффициенты использования kк одиночных изоляционных колонок, опорных и подвесных стержневых изоляторов Lи /h менее 2,5 2,5–3,00 3,01–3,30 3,31–3,50 3,51–3,71 3,71–4,00 kК 1,00 1,10 1,15 1,20 1,25 1,30 Таблица 1.9.23 Коэффициенты использования kк составных конструкций с электрически параллельными ветвями (без перемычек) Количество параллельных ветвей kк 1 2 3–5 1,00 1,05 1,10 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 140 ПУЭ Таблица 1.9.24 Рекомендуемые области применения подвесных изоляторов различной конфигурации Конфигурация изолятора Характеристика районов загрязнения Тарельчатый с ребристой нижней поверхностью (Lи/D ≤ 1,4) Районы с 1–2-й СЗ при любых видах загрязнения Тарельчатый гладкий полусферический, тарельчатый гладкий конусный Районы с 1–2-й СЗ при любых видах загрязнения, районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями не выше 3-й СЗ Тарельчатый фарфоровый Районы с 4-й СЗ вблизи цементных и сланцевоперерабатывающих предприятий, предприятий черной металлургии, предприятий по производству калийных удобрений, химических производств, выпускающих фосфаты, алюминиевых заводов при наличии цехов производства электродов (цехов анодной массы) Стержневой фарфоровый нормального исполнения (Lи / h ≤ 2,5) Районы с 1-й СЗ, в том числе с труднодоступными трассами ВЛ Тарельчатый двукрылый Районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями (2–4-я СЗ) Тарельчатый с сильно выступающим ребром на нижней поверхности (Lи/D > 1,4) Побережья морей и соленых озер (2–4-я СЗ) Стержневой фарфоровый специального исполнения (Lи / h > 2,5) Районы с 2–4-й СЗ при любых видах загрязнения; районы с труднодоступными трассами ВЛ (2–3-я СЗ) Стержневой полимерный нормального исполнения Районы с 1–2-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ Стержневой полимерный специального исполнения Районы с 2–3-й СЗ при любых видах загрязнения, в том числе районы с труднодоступными трассами ВЛ П ри м ечани е. D — диаметр тарельчатого изолятора, см; h — высота изоляционной части стержневого изолятора, см; Lи — длина пути утечки, см. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Ðàçäåë 2. ÏÅÐÅÄÀ×À ÝËÅÊÒÐÎÝÍÅÐÃÈÈ Глава 2.1 ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ Область применения, определения 2.1.1. Настоящая глава Правил распространяется на электропроводки силовых, осветительных и вторичных цепей напряжением до 1 кВ переменного и постоянного тока, выполняемые внутри зданий и сооружений, на наружных их стенах, территориях предприятий, учреждений, микрорайонов, дворов, приусадебных участков, на строительных площадках с применением изолированных установочных проводов всех сечений, а также небронированных силовых кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в металлической, резиновой или пластмассовой оболочке с сечением фазных жил до 16 мм2 (при сечении более 16 мм2 — см. гл. 2.3). Линии, выполняемые неизолированными проводами внутри помещений, должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.2, вне зданий — в гл. 2.4. Ответвления от ВЛ к вводам (см. 2.1.6 и 2.4.2), выполняемые с применением изолированных или неизолированных проводов, должны сооружаться с соблюдением требований гл. 2.4, а ответвления, выполняемые с применением проводов (кабелей) на несущем тросе, — в соответствии с требованиями настоящей главы. Кабельные линии, проложенные непосредственно в земле, должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.3. Дополнительные требования к электропроводкам приведены в гл. 1.5, 3.4, 5.4, 5.5 и в разд. 7. 2.1.2. Электропроводкой называется совокупность проводов и кабелей с относящимися к ним креплениями, поддерживающими защитными конструкциями и деталями, установленными в соответствии с настоящими Правилами. 2.1.3. Кабель, шнур, провод защищенный, незащищенный, кабель и провод специальный — определения по ГОСТ. 2.1.4. Электропроводки разделяются на следующие виды: 1. Открытая электропроводка — проложенная по поверхности стен, потолков, по фермам и другим строительным элементам зданий и сооружений, по опорам и т.п. При открытой электропроводке применяются следующие способы прокладки проводов и кабелей: непосредственно по поверхности стен, потолков и т.п., на струнах тросах, роликах, изоляторах, в трубах, коробах, гибких металлических рукавах, на лотках, в электротехнических плинтусах и наличниках, свободной подвеской и т.п. Открытая электропроводка может быть стационарной, передвижной и переносной. 2. Скрытая электропроводка — проложенная внутри конструктивных элементов зданий и сооружений (в стенах, полах, фундаментах, перекрытиях), а также по перекрытиям в подготовке пола, непосредственно под съемным полом и т.п. При скрытой электропроводке применяются следующие способы прокладки проводов и кабелей: в трубах, гибких металлических рукавах, коробах, замкнутых каналах и пустотах строительных конструкций, в заштукатуриваемых бороздах, под штукатуркой, а также замоноличиванием в строительные конструкции при их изготовлении. 2.1.5. Наружной электропроводкой называется электропроводка, проложенная по наружным стенам зданий и сооружений, под навесами и т.п., а также между зданиями на опорах (не более четырех пролетов длиной до 25 м каждый) вне улиц, дорог и т.п. Наружная электропроводка может быть открытой и скрытой. 2.1.6. Вводом от воздушной линии электропередачи называется электропроводка, соединяющая ответвление от ВЛ с внутренней электропроводкой, считая от изоляторов, установленных на наружной поверхности (стене, крыше) здания или сооружения, до зажимов вводного устройства. 2.1.7. Струной как несущим элементом электропроводки называется стальная проволока, натянутая вплотную к поверхности стены, потолка и т.п., предназначенная для крепления к ней проводов, кабелей или их пучков. 2.1.8. Полосой как несущим элементом электропроводки называется металлическая полоса, закрепленная вплотную к поверхности стены, потолка и т.п., предназначенная для крепления к ней проводов, кабелей или их пучков. 2.1.9. Тросом как несущим элементом электропроводки называется стальная проволока Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 142 ПУЭ Таблица 2.1.1 Наименьшие сечения токопроводящих жил проводов и кабелей в электропроводках Сечение жил, мм2 Проводники медных алюминиевых Шнуры для присоединения бытовых электроприемников 0,35 — Кабели для присоединения переносных и передвижных электроприемников в промышленных установках Скрученные двухжильные провода с многопроволочными жилами для стационарной прокладки на роликах Незащищенные изолированные провода для стационарной электропроводки внутри помещений: непосредственно по основаниям, на роликах, клицах и тросах 0,75 — 1 — 1 2,5 1 2 однопроволочных 0,5 — многопроволочных (гибких) 0,35 — на изоляторах 1,5 4 на лотках, в коробах (кроме глухих): для жил, присоединяемых к винтовым зажимам для жил, присоединяемых пайкой: Незащищенные изолированные провода в наружных электропроводках: по стенам, конструкциям или опорам на изоляторах 2,5 4 вводы от воздушной линии под навесами на роликах 1,5 2,5 1 2 1 2 однопроволочных 0,5 — многопроволочных (гибких) 0,35 — 1 2 Незащищенные и защищенные изолированные провода и кабели в трубах, металлических рукавах и глухих коробах Кабели и защищенные изолированные провода для стационарной электропроводки (без труб, рукавов и глухих коробов): для жил, присоединяемых к винтовым зажимам для жил, присоединяемых пайкой: Защищенные и незащищенные провода и кабели, прокладываемые в замкнутых каналах или замоноличенно (в строительных конструкциях или под штукатуркой) или стальной канат, натянутые в воздухе, предназначенные для подвески к ним проводов, кабелей или их пучков. 2.1.10. Коробом называется закрытая полая конструкция прямоугольного или другого сечения, предназначенная для прокладки в ней проводов и кабелей. Короб должен служить защитой от механических повреждений проложенных в нем проводов и кабелей. Короба могут быть глухими или с открываемыми крышками, со сплошными или перфорированными стенками и крышками. Глухие короба должны иметь только сплошные стенки со всех сторон и не иметь крышек. Короба могут применяться в помещениях и наружных установках. 2.1.11. Лотком называется открытая конструкция, предназначенная для прокладки на ней проводов и кабелей. Лоток не является защитой от внешних механических повреждений проложенных на нем проводов и кабелей. Лотки должны изготовляться из несгораемых материалов. Они могут быть сплошными, перфорированными или решетчатыми. Лотки могут применяться в помещениях и наружных установках. 2.1.12. Чердачным помещением называется такое непроизводственное помещение над верхним этажом здания, потолком которого является крыша здания и которое имеет несущие конструкции (кровлю, фермы, стропила, балки и т.п.) из сгораемых материалов. Аналогичные помещения и технические этажи, расположенные непосредственно над крышей, перекрытия и конструкции которых выполнены из несгораемых материалов, не рассматриваются как чердачные помещения. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 143 Глава 2.1. Электропроводки Общие требования 2.1.13. Допустимые длительные токи на провода и кабели электропроводок должны приниматься по гл. 1.3 с учетом температуры окружающей среды и способа прокладки. 2.1.14. Сечения токопроводящих жил проводов и кабелей в электропроводках должны быть не менее приведенных в табл. 2.1.1. Сечения жил для зарядки осветительных арматур должны приниматься по 6.5.12–6.5.14. Сечения заземляющих и нулевых защитных проводников должны быть выбраны с соблюдением требований гл. 1.7. 2.1.15. В стальных и других механических прочных трубах, рукавах, коробах, лотках и замкнутых каналах строительных конструкций зданий допускается совместная прокладка проводов и кабелей (за исключением взаиморезервируемых): 1. Всех цепей одного агрегата. 2. Силовых и контрольных цепей нескольких машин, панелей, щитов, пультов и т.п., связанных технологическим процессом. 3. Цепей, питающих сложный светильник. 4. Цепей нескольких групп одного вида освещения (рабочего или аварийного) с общим числом проводов в трубе не более восьми. 5. Осветительных цепей до 42 В с цепями выше 42 В при условии заключения проводов цепей до 42 В в отдельную изоляционную трубу. 2.1.16. В одной трубе, рукаве, коробе, пучке, замкнутом канале строительной конструкции или на одном лотке запрещается совместная прокладка взаиморезервируемых цепей, цепей рабочего и аварийного эвакуационного освещения, а также цепей до 42 В с цепями выше 42 В (исключения см. 2.1.15, п. 5 и 6.1.16, п. 1). Прокладка этих цепей допускается лишь в разных отсеках коробов и лотков, имеющих сплошные продольные перегородки из несгораемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч. Допускается прокладка цепей аварийного (эвакуационного) и рабочего освещения по разным наружным сторонам профиля (швеллера, уголка и т.п.). 2.1.17. В кабельных сооружениях, производственных помещениях и электропомещениях для электропроводок следует применять провода и кабели с оболочками только из трудносгораемых или несгораемых материалов, а незащищенные провода — с изоляцией только из трудносгораемых или несгораемых материалов. 2.1.18. При переменном или выпрямленном токе прокладка фазных и нулевого (или прямого и обратного) проводников в стальных трубах или в изоляционных трубах со стальной оболочкой должна осуществляться в одной общей трубе. Допускается прокладывать фазный и нулевой рабочий (или прямой и обратный) проводники в отдельных стальных трубах или в изоляционных трубах со стальной оболочкой, если длительный ток нагрузки в проводниках не превышает 25 А. 2.1.19. При прокладке проводов и кабелей в трубах, глухих коробах, гибких металлических рукавах и замкнутых каналах должна быть обеспечена возможность замены проводов и кабелей. 2.1.20. Конструктивные элементы зданий и сооружений, замкнутые каналы и пустоты которых используются для прокладки проводов и кабелей, должны быть несгораемыми. 2.1.21. Соединение, ответвление и оконцевание жил проводов и кабелей должны производиться при помощи опрессовки, сварки, пайки или сжимов (винтовых, болтовых и т.п.) в соответствии с действующими инструкциями, утвержденными в установленном порядке. 2.1.22. В местах соединения, ответвления и присоединения жил проводов или кабелей должен быть предусмотрен запас провода (кабеля), обеспечивающий возможность повторного соединения, ответвления или присоединения. 2.1.23. Места соединения и ответвления проводов и кабелей должны быть доступны для осмотра и ремонта. 2.1.24. В местах соединения и ответвления провода и кабели не должны испытывать механических усилий тяжения. 2.1.25. Места соединения и ответвления жил проводов и кабелей, а также соединительные и ответвительные сжимы и т.п. должны иметь изоляцию, равноценную изоляции жил целых мест этих проводов и кабелей. 2.1.26. Соединение и ответвление проводов и кабелей, за исключением проводов, проложенных на изолирующих опорах, должны выполняться в соединительных и ответвительных коробках, в изоляционных корпусах соединительных и ответвительных сжимов, в специальных нишах строительных конструкций, внутри корпусов электроустановочных изделий, аппаратов и машин. При прокладке на изолирующих опорах соединение или ответвление проводов следует выполнять непосредственно у изолятора, клицы или на них, а также на ролике. 2.1.27. Конструкция соединительных и ответвительных коробок и сжимов должна соответствовать способам прокладки и условиям окружающей среды. 2.1.28. Соединительные и ответвительные коробки и изоляционные корпуса соединительных и ответвительных сжимов должны быть, как Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 144 ПУЭ правило, изготовлены из несгораемых или трудносгораемых материалов. 2.1.29. Металлические элементы электропроводок (конструкции, короба, лотки, трубы, рукава, коробки, скобы и т.п.) должны быть защищены от коррозии в соответствии с условиями окружающей среды. 2.1.30. Электропроводки должны быть выполнены с учетом возможных перемещений их в местах пересечений с температурными и осадочными швами. Выбор вида электропроводки, выбор проводов и кабелей и способа их прокладки 2.1.31. Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. Электропроводка должна обеспечивать возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам: голубого цвета — для обозначения нулевого рабочего или среднего проводника электрической сети; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета — для обозначения защитного или нулевого защитного проводника; двухцветной комбинации зелено-желтого цвета по всей длине с голубыми метками на концах линии, которые наносятся при монтаже — для обозначения совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводника; черного, коричневого, красного, фиолетового, серого, розового, белого, оранжевого, бирюзового цвета — для обозначения фазного проводника. 2.1.32. При выборе вида электропроводки и способа прокладки проводов и кабелей должны учитываться требования электробезопасности и пожарной безопасности. 2.1.33. Выбор видов электропроводки, выбор проводов и кабелей и способа их прокладки следует осуществлять в соответствии с табл. 2.1.2. При наличии одновременно двух или более условий, характеризующих окружающую среду, электропроводка должна соответствовать всем этим условиям. 2.1.34. Оболочки и изоляция проводов и кабелей, применяемых в электропроводках, должны соответствовать способу прокладки и условиям окружающей среды. Изоляция, кроме того, должна соответствовать номинальному напряжению сети. При наличии специальных требований, обусловленных характеристиками установки, изо- ляция проводов и защитные оболочки проводов и кабелей должны быть выбраны с учетом этих требований (см. также 2.1.50 и 2.1.51). 2.1.35. Нулевые рабочие проводники должны иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников. В производственных нормальных помещениях допускается использование стальных труб и тросов открытых электропроводок, а также металлических корпусов открыто установленных токопроводов, металлических конструкций зданий, конструкций производственного назначения (например, фермы, колонны, подкрановые пути) и механизмов в качестве одного из рабочих проводников линии в сетях напряжением до 42 В. При этом должны быть обеспечены непрерывность и достаточная проводимость этих проводников, видимость и надежная сварка стыков. Использование указанных выше конструкций в качестве рабочего проводника не допускается, если конструкции находятся в непосредственной близости от сгораемых частей зданий или конструкций. 2.1.36. Прокладка проводов и кабелей, труб и коробов с проводами и кабелями по условиям пожарной безопасности должна удовлетворять требованиям табл. 2.1.3. 2.1.37. При открытой прокладке защищенных проводов (кабелей) с оболочками из сгораемых материалов и незащищенных проводов расстояние в свету от провода (кабеля) до поверхности оснований, конструкций, деталей из сгораемых материалов должно составлять не менее 10 мм. При невозможности обеспечить указанное расстояние провод (кабель) следует отделять от поверхности слоем несгораемого материала, выступающим с каждой стороны провода (кабеля) не менее чем на 10 мм. 2.1.38. При скрытой прокладке защищенных проводов (кабелей) с оболочками из сгораемых материалов и незащищенных проводов в закрытых нишах, в пустотах строительных конструкций (например, между стеной и облицовкой), в бороздах и т.п. с наличием сгораемых конструкций необходимо защищать провода и кабели сплошным слоем несгораемого материала со всех сторон. 2.1.39. При открытой прокладке труб и коробов из трудносгораемых материалов по несгораемым и трудносгораемым основаниям и конструкциям расстояние в свету от трубы (короба) до поверхности конструкций, деталей из сгораемых материалов должно составлять не менее 100 мм. При невозможности обеспечить указанное расстояние трубу (короб) следует отделять со всех сторон от этих поверхностей Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 145 Глава 2.1. Электропроводки Таблица 2.1.2 Выбор видов электропроводок, способов прокладки проводов и кабелей Условия окружающей среды Вид электропроводки и способ прокладки Провода и кабели Открытые электропроводки Сухие и влажные помещения На роликах и клицах Незащищенные одножильные провода Сухие помещения То же Скрученные двухжильные провода Помещения всех видов и наружные установки На изоляторах, а также на роликах, предназначенных для применения в сырых местах. В наружных установках ролики для сырых мест (больших размеров) допускается применять только в местах, где исключена возможность непосредственного попадания на электропроводку дождя или снега (под навесами) Незащищенные одножильные провода Наружные установки Непосредственно по поверхности стен, потолков и на струнах, полосах и других несущих конструкциях Кабель в неметаллической и металлической оболочках Помещения всех видов То же Незащищенные и защищенные одно- и многожильные провода. Кабели в неметаллической и металлической оболочках Помещения всех видов и наружные установки На лотках и в коробах с открываемыми крышками То же Помещения всех видов и наружные установки (только специальные провода с несущим тросом для наружных установок или кабели) На тросах Специальные провода с несущим тросом. Незащищенные и защищенные одно- и многожильные провода. Кабели в неметаллической и металлической оболочках Помещения всех видов и наружные установки В неметаллических трубах из сгораемых материалов (несамозатухающий полиэтилен и т.п.). В замкнутых каналах строительных конструкций. Под штукатуркой Исключения: 1. Запрещается применение изоляционных труб с металлической оболочкой в сырых, особо сырых помещениях и наружных установках 2. Запрещается применение стальных труб и стальных глухих коробов с толщиной стенок 2 мм и менее в сырых, особо сырых помещениях и наружных установках Незащищенные и защищенные, однои многожильные провода. Кабели в неметаллической оболочке Сухие, влажные и сырые помещения Замоноличенно в строительных конструкциях при их изготовлении Незащищенные провода Помещения всех видов и наружные установки В металлических гибких рукавах. В стальных трубах (обыкновенных и тонкостенных) и глухих стальных коробах. В неметаллических трубах и неметаллических глухих коробах из трудносгораемых материалов. В изоляционных трубах с металлической оболочкой Исключения: 1. Запрещается применение изоляционных труб с металлической оболочкой в сырых, особо сырых помещениях и наружных установках 2. Запрещается применение стальных труб и стальных глухих коробов с толщиной стенок 2 мм и менее в сырых, особо сырых помещениях и наружных установках Скрытые электропроводки Открытые и скрытые электропроводки Незащищенные и защищенные одно- и многожильные провода. Кабели в неметаллической оболочке Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 146 ПУЭ сплошным слоем несгораемого материала (штукатурка, алебастр, цементный раствор, бетон и т.п.) толщиной не менее 10 мм. 2.1.40. При скрытой прокладке труб и коробов из трудносгораемых материалов в закрытых нишах, в пустотах строительных конструкций (например, между стеной и облицовкой), в бороздах и т.п. трубы и короба следует отделять со всех сторон от поверхностей конструкций, деталей из сгораемых материалов сплошным слоем несгораемого материала толщиной не менее 10 мм. 2.1.41. При пересечениях на коротких участках электропроводки с элементами строительных конструкций из сгораемых материалов эти участки должны быть выполнены с соблюдением требований 2.1.36–2.1.40. 2.1.42. В местах, где вследствие высокой температуры окружающей среды применение проводов и кабелей с изоляцией и оболочками нормальной теплостойкости невозможно или приводит к нерациональному повышению расхода цветного металла, следует применять провода и кабели с изоляцией и оболочками повышенной теплостойкости. 2.1.43. В сырых и особо сырых помещениях и наружных установках изоляция проводов и изолирующие опоры, а также опорные и несущие конструкции, трубы, короба и лотки должны быть влагостойкими. 2.1.44. В пыльных помещениях не рекомендуется применять способы прокладки, при которых на элементах электропроводки может скапливаться пыль, а удаление ее затруднительно. 2.1.45. В помещениях и наружных установках с химически активной средой все элементы электропроводки должны быть стойкими по отношению к среде либо защищены от ее воздействия. 2.1.46. Провода и кабели, имеющие несветостойкую наружную изоляцию или оболочку, должны быть защищены от воздействия прямых солнечных лучей. 2.1.47. В местах, где возможны механические повреждения электропроводки, открыто проложенные провода и кабели должны быть защищены от них своими защитными оболочками, а если такие оболочки отсутствуют или недостаточно стойки по отношению к механическим воздействиям, — трубами, коробами, ограждениями или применением скрытой электропроводки. 2.1.48. Провода и кабели должны применяться лишь в тех областях, которые указаны в стандартах и технических условиях на кабели (провода). 2.1.49. Для стационарных электропроводок должны применяться преимущественно провода и кабели с алюминиевыми жилами. Исключе- ния см. в 2.1.70, 3.4.3, 3.4.12, 5.5.6, 6.5.12–6.5.14, 7.2.53 и 7.3.93. Не допускается применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами для присоединения к электротехническим устройствам, установленным непосредственно на виброизолирующих опорах. В музеях, картинных галереях, библиотеках, архивах и других хранилищах союзного значения следует применять провода и кабели только с медными жилами. 2.1.50. Для питания переносных и передвижных электроприемников следует применять шнуры и гибкие кабели с медными жилами, специально предназначенные для этой цели, с учетом возможных механических воздействий. Все жилы указанных проводников, в том числе заземляющая, должны быть в общей оболочке, оплетке или иметь общую изоляцию. Для механизмов, имеющих ограниченное перемещение (краны, передвижные пилы, механизмы ворот и пр.), следует применять такие конструкции токопровода к ним, которые защищают жилы проводов и кабелей от излома (например, шлейфы гибких кабелей, каретки для подвижной подвески гибких кабелей). 2.1.51. При наличии масел и эмульсий в местах прокладки проводов следует применять провода с маслостойкой изоляцией либо защищать провода от их воздействия. Открытые электропроводки внутри помещений 2.1.52. Открытую прокладку незащищенных изолированных проводов непосредственно по основаниям, на роликах, изоляторах, на тросах и лотках следует выполнять: 1. При напряжении выше 42 В в помещениях без повышенной опасности и при напряжении до 42 В в любых помещениях — на высоте не менее 2 м от уровня пола или площадки обслуживания. 2. При напряжении выше 42 В в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных — на высоте не менее 2,5 м от уровня пола или площадки обслуживания. Данные требования не распространяются на спуски к выключателям, розеткам, пусковым аппаратам, щиткам, светильникам, устанавливаемым на стене. В производственных помещениях спуски незащищенных проводов к выключателям, розеткам, аппаратам, щиткам и т.п. должны быть защищены от механических воздействий до высоты не менее 1,5 м от уровня пола или площадки обслуживания. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 147 Глава 2.1. Электропроводки Таблица 2.1.3 Выбор видов электропроводок и способов прокладки проводов и кабелей по условиям пожарной безопасности Вид электропроводки и способ прокладки по основаниям и конструкциям из сгораемых материалов Провода и кабели из несгораемых или трудносгораемых материалов Открытые электропроводки На роликах, изоляторах или с подкладкой несгораемых материалов* Непосредственно Незащищенные провода: защищенные провода и кабели в оболочке из сгораемых материалов Непосредственно —«— Защищенные провода и кабели в оболочке из несгораемых и трудносгораемых материалов В трубах и коробах из несгораемых материалов В трубах и коробах из трудносгораемых и несгораемых материалов Незащищенные и защищенные провода и кабели в оболочке из сгораемых, трудносгораемых материалов С подкладкой несгораемых материалов* и последующим оштукатуриванием или защитой со всех сторон сплошным слоем других несгораемых материалов Непосредственно Незащищенные провода; защищенные провода и кабели в оболочке из сгораемых материалов С подкладкой несгораемых материалов* —«— Защищенные провода и кабели в оболочке из трудносгораемых материалов Непосредственно —«— То же из несгораемых В трубах и коробах из трудносгораемых материалов — с подкладкой под трубы и короба из несгораемых материалов* и последующим заштукатуриванием** В трубах и коробах: из сгораемых материалов — замоноличенно, в бороздах и т.п.; в сплошном слое несгораемых материалов*** Незащищенные провода и кабели в оболочке из сгораемых, трудносгораемых и несгораемых материалов То же из несгораемых материалов — непосредственно То же из трудносгораемых и несгораемых материалов — непосредственно —«— Скрытые электропроводки * Подкладка из несгораемых материалов должна выступать с каждой стороны провода, кабеля, трубы или короба не менее чем на 10 мм. ** Заштукатуривание трубы осуществляется сплошным слоем штукатурки, алебастра и т.п. толщиной не менее 10 мм над трубой. *** Сплошным слоем несгораемого материала вокруг трубы (короба) может быть слой штукатурки, алебастрового, цементного раствора или бетона толщиной не менее 10 мм. В бытовых помещениях промышленных предприятий, в жилых и общественных зданиях указанные спуски допускается не защищать от механических воздействий. В помещениях, доступных только для специально обученного персонала, высота расположения открыто проложенных незащищенных изолированных проводов не нормируется. 2.1.53. В крановых пролетах незащищенные изолированные провода следует прокладывать на высоте не менее 2,5 м от уровня площадки тележки крана (если площадка расположена выше настила моста крана) или от настила моста крана (если настил расположен выше площадки тележки). Если это невозможно, то должны быть выполнены защитные устройства для предохранения персонала, находящегося на тележке и мосту крана, от случайного прикосновения к проводам. Защитное устройство должно быть установлено на всем протяжении проводов или на самом мосту крана в пределах расположения проводов. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 148 ПУЭ 2.1.54. Высота открытой прокладки защищенных изолированных проводов, кабелей, а также проводов и кабелей в трубах, коробах со степенью защиты не ниже IP20, в гибких металлических рукавах от уровня пола или площадки обслуживания не нормируется. 2.1.55. Если незащищенные изолированные провода пересекаются с незащищенными или защищенными изолированными проводами с расстоянием между проводами менее 10 мм, то в местах пересечения на каждый незащищенный провод должна быть наложена дополнительная изоляция. 2.1.56. При пересечении незащищенных и защищенных проводов и кабелей с трубопроводами расстояния между ними в свету должны быть не менее 50 мм, а с трубопроводами, содержащими горючие или легковоспламеняющиеся жидкости и газы, — не менее 100 мм. При расстоянии от проводов и кабелей до трубопроводов менее 250 мм провода и кабели должны быть дополнительно защищены от механических повреждений на длине не менее 250 мм в каждую сторону от трубопровода. При пересечении с горячими трубопроводами провода и кабели должны быть защищены от воздействия высокой температуры или должны иметь соответствующее исполнение. 2.1.57. При параллельной прокладке расстояние от проводов и кабелей до трубопроводов должно быть не менее 100 мм, а до трубопроводов с горючими или легковоспламеняющимися жидкостями и газами — не менее 400 мм. Провода и кабели, проложенные параллельно горячим трубопроводам, должны быть защищены от воздействия высокой температуры либо должны иметь соответствующее исполнение. 2.1.58. В местах прохода проводов и кабелей через стены, междуэтажные перекрытия или выхода их наружу необходимо обеспечивать возможность смены электропроводки. Для этого проход должен быть выполнен в трубе, коробе, проеме и т.п. С целью предотвращения проникновения и скопления воды и распространения пожара в местах прохода через стены, перекрытия или выхода наружу следует заделывать зазоры между проводами, кабелями и трубой (коробом, проемом и т.п.), а также резервные трубы (короба, проемы и т.п.) легко удаляемой массой из несгораемого материала. Заделка должна допускать замену, дополнительную прокладку новых проводов и кабелей и обеспечивать предел огнестойкости проема не менее предела огнестойкости стены (перекрытия). 2.1.59. При прокладке незащищенных проводов на изолирующих опорах провода должны быть дополнительно изолированы (например, изоляционной трубой) в местах проходов через стены или перекрытия. При проходе этих проводов из одного сухого или влажного помещения в другое сухое или влажное помещение все провода одной линии допускается прокладывать в одной изоляционной трубе. При проходе проводов из сухого или влажного помещения в сырое, из одного сырого помещения в другое сырое или при выходе проводов из помещения наружу каждый провод должен прокладываться в отдельной изоляционной трубе. При выходе из сухого или влажного помещения в сырое или наружу здания соединения проводов должны выполняться в сухом или влажном помещении. 2.1.60. На лотках, опорных поверхностях, тросах, струнах, полосах и других несущих конструкциях допускается прокладывать провода и кабели вплотную один к другому пучками (группами) различной формы (например, круглой, прямоугольной в несколько слоев). Провода и кабели каждого пучка должны быть скреплены между собой. 2.1.61. В коробах провода и кабели допускается прокладывать многослойно с упорядоченным и произвольным (россыпью) взаимным расположением. Сумма сечений проводов и кабелей, рассчитанных по их наружным диаметрам, включая изоляцию и наружные оболочки, не должна превышать: для глухих коробов — 35% сечения короба в свету; для коробов с открываемыми крышками — 40%. 2.1.62. Допустимые длительные токи на провода и кабели, проложенные пучками (группами) или многослойно, должны приниматься с учетом снижающих коэффициентов, учитывающих количество и расположение проводников (жил) в пучке, количество и взаимное расположение пучков (слоев), а также наличие ненагруженных проводников. 2.1.63. Трубы, короба и гибкие металлические рукава электропроводок должны прокладываться так, чтобы в них не могла скапливаться влага, в том числе от конденсации паров, содержащихся в воздухе. 2.1.64. В сухих непыльных помещениях, в которых отсутствуют пары и газы, отрицательно воздействующие на изоляцию и оболочку проводов и кабелей, допускается соединение труб, коробов и гибких металлических рукавов без уплотнения. Соединение труб, коробов и гибких металлических рукавов между собой, а также с коробами, корпусами электрооборудования и т.п. должно быть выполнено: в помещениях, которые содержат пары или газы, отрицательно воздействующие на изоляцию или оболочки проводов и кабелей, в на- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 149 Глава 2.1. Электропроводки ружных установках и в местах, где возможно попадание в трубы, короба и рукава масла, воды или эмульсии, — с уплотнением; короба в этих случаях должны быть со сплошными стенками и с уплотненными сплошными крышками либо глухими, разъемные короба — с уплотнениями в местах разъема, а гибкие металлические рукава — герметичными; в пыльных помещениях — с уплотнением соединений и ответвлений труб, рукавов и коробов для защиты от пыли. 2.1.65. Соединение стальных труб и коробов, используемых в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников, должно соответствовать требованиям, приведенным в настоящей главе и гл. 1.7. Скрытые электропроводки внутри помещений 2.1.66. Скрытые электропроводки в трубах, коробах и гибких металлических рукавах должны быть выполнены с соблюдением требований, приведенных в 2.1.63–2.1.65, причем во всех случаях — с уплотнением. Короба скрытых электропроводок должны быть глухими. 2.1.67. Выполнение электропроводки в вентиляционных каналах и шахтах запрещается. Допускается пересечение этих каналов и шахт одиночными проводами и кабелями, заключенными в стальные трубы. 2.1.68. Прокладку проводов и кабелей за подвесными потолками следует выполнять в соответствии с требованиями настоящей главы и гл. 7.1. Электропроводки в чердачных помещениях Провода и кабели с алюминиевыми жилами допускаются в чердачных помещениях: зданий с несгораемыми перекрытиями — при открытой прокладке их в стальных трубах или скрытой прокладке их в несгораемых стенах и перекрытиях; производственных зданий сельскохозяйственного назначения со сгораемыми перекрытиями — при открытой прокладке их в стальных трубах с исключением проникновения пыли внутрь труб и соединительных (ответвительных) коробок; при этом должны быть применены резьбовые соединения. 2.1.71. Соединение и ответвление медных или алюминиевых жил проводов и кабелей в чердачных помещениях должны осуществляться в металлических соединительных (ответвительных) коробках сваркой, опрессовкой или с применением сжимов, соответствующих материалу, сечению и количеству жил. 2.1.72. Электропроводка в чердачных помещениях, выполненная с применением стальных труб, должна отвечать также требованиям, приведенным в 2.1.63–2.1.65. 2.1.73. Ответвления от линий, проложенных в чердачных помещениях, к электроприемникам, установленным вне чердаков, допускаются при условии прокладки линий и ответвлений открыто в стальных трубах или скрыто в несгораемых стенах (перекрытиях). 2.1.74. Коммутационные аппараты в цепях светильников и других электроприемников, установленных непосредственно в чердачных помещениях, должны быть установлены вне этих помещений. Наружные электропроводки 2.1.69. В чердачных помещениях могут применяться следующие виды электропроводок: открытая; проводами и кабелями, проложенными в трубах, а также защищенными проводами и кабелями в оболочках из несгораемых или трудносгораемых материалов — на любой высоте; незащищенными изолированными одножильными проводами на роликах или изоляторах (в чердачных помещениях производственных зданий — только на изоляторах) — на высоте не менее 2,5 м; при высоте до проводов менее 2,5 м они должны быть защищены от прикосновения и механических повреждений; скрытая: в стенах и перекрытиях из несгораемых материалов — на любой высоте. 2.1.70. Открытые электропроводки в чердачных помещениях должны выполняться проводами и кабелями с медными жилами. 2.1.75. Незащищенные изолированные провода наружной электропроводки должны быть расположены или ограждены таким образом, чтобы они были недоступны для прикосновения с мест, где возможно частое пребывание людей (например, балкон, крыльцо). От указанных мест эти провода, проложенные открыто по стенам, должны находиться на расстоянии не менее, м: При горизонтальной прокладке: под балконом, крыльцом, а также над крышей промышленного здания ........ 2,5 над окном .................................................... 0,5 под балконом ............................................... 1,0 под окном (от подоконника) ....................... 1,0 При вертикальной прокладке до окна ......... 0,75 То же, но до балкона ....................................... 1,0 От земли ........................................................ 2,75 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 150 ПУЭ При подвеске проводов на опорах около зданий расстояния от проводов до балконов и окон должны быть не менее 1,5 м при максимальном отклонении проводов. Наружная электропроводка по крышам жилых, общественных зданий и зрелищных предприятий не допускается, за исключением вводов в здания (предприятия) и ответвлений к этим вводам (см. 2.1.79). Незащищенные изолированные провода наружной электропроводки в отношении прикосновения следует рассматривать как неизолированные. 2.1.76. Расстояния от проводов, пересекающих пожарные проезды и пути для перевозки грузов, до поверхности земли (дороги) в проезжей части должны быть не менее 6 м, в непроезжей части — не менее 3,5 м. 2.1.77. Расстояния между проводами должно быть: при пролете до 6 м — не менее 0,1 м, при пролете более 6 м — не менее 0,15 м. Расстояния от проводов до стен и опорных конструкций должны быть не менее 50 мм. 2.1.78. Прокладка проводов и кабелей наружной электропроводки в трубах, коробах и гибких металлических рукавах должна выполняться в соответствии с требованиями, приведенными в 2.1.63–2.1.65, причем во всех случаях с уплотнением. Прокладка проводов в стальных трубах и коробах в земле вне зданий не допускается. 2.1.79. Вводы в здания рекомендуется выполнять через стены в изоляционных трубах таким образом, чтобы вода не могла скапливаться в проходе и проникать внутрь здания. Расстояние от проводов перед вводом и проводов ввода до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м (см. также 2.4.37 и 2.4.56). Расстояние между проводами у изоляторов ввода, а также от проводов до выступающих частей здания (свесы крыши и т.п.) должно быть не менее 0,2 м. Вводы допускается выполнять через крыши в стальных трубах. При этом расстояние по вертикали от проводов ответвления к вводу и от проводов ввода до крыши должно быть не менее 2,5 м. Для зданий небольшой высоты (торговые павильоны, киоски, здания контейнерного типа, передвижные будки, фургоны и т.п.), на крышах которых исключено пребывание людей, расстояние в свету от проводов ответвлений к вводу и проводов ввода до крыши допускается принимать не менее 0,5 м. При этом расстояние от проводов до поверхности земли должно быть не менее 2,75 м. Глава 2.2 ТОКОПРОВОДЫ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 35 КВ Область применения, определения 2.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на токопроводы переменного и постоянного тока напряжением до 35 кВ. Дополнительные требования к токопроводам, устанавливаемым во взрывоопасных и пожароопасных зонах, приведены соответственно в гл. 7.3 и 7.4. Глава не распространяется на специальные токопроводы для электролизных установок, короткой сети электротермических установок, а также на токопроводы, устройство которых определяется специальными правилами или нормами. 2.2.2. Токопроводом называется устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии, состоящее из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций. 2.2.3. В зависимости от вида проводников токопроводы подразделяются на гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при использовании жестких шин). Жесткий токопровод до 1 кВ заводского изготовления, поставляемый комплектными секциями, называется шинопроводом. В зависимости от назначения шинопроводы подразделяются на: магистральные, предназначенные в основном для присоединения к ним распределительных шинопроводов и силовых распределительных пунктов, щитов и отдельных мощных электроприемников; распределительные, предназначенные в основном для присоединения к ним электроприемников; троллейные, предназначенные для питания передвижных электроприемников; осветительные, предназначенные для питания светильников и электроприкмников небольшой мощности. 2.2.4. Токопровод напряжением выше 1 кВ, выходящий за пределы одной электроустановки, называется протяженным. Общие требования 2.2.5. В сетях 6–35 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15–20 MB·А при напряжении 6 кВ, более 25–35 MB·А при напряжении 10 кВ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 151 Глава 2.2. Токопроводы напряжением до 35 кВ и более 35 MB·А при напряжении 35 кВ следует применять, как правило, гибкие или жесткие токопроводы преимущественно перед линиями, выполненными из большого числа параллельно прокладываемых кабелей. Открытую прокладку токопроводов следует применять во всех случаях, когда она возможна по условиям генплана объекта электроснабжения и окружающей среды. 2.2.6. В местах, где в воздухе содержатся химически активные вещества, воздействующие разрушающе на токоведущие части, поддерживающие конструкции и изоляторы, токопроводы должны иметь соответствующее исполнение или должны быть приняты другие меры их защиты от указанных воздействий. 2.2.7. Расчет и выбор проводников, изоляторов, арматуры, конструкций и аппаратов токопроводов следует производить как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току), так и по условиям работы при коротких замыканиях (см. гл. 1.4). 2.2.8. Токоведущие части должны иметь обозначение и расцветку в соответствии с требованиями гл. 1.1. 2.2.9. Токоведущие части токопроводов следует выполнять, как правило, из алюминиевых, сталеалюминиевых и стальных проводов, труб и шин профильного сечения. 2.2.10. Для заземления токоведущих частей токопроводов должны предусматриваться стационарные заземляющие ножи или переносные заземления в соответствии с требованиями 4.2.25 (см. также 2.2.30, п. 3). 2.2.11. Механические нагрузки на токопроводы, а также расчетные температуры окружающей среды следует определять в соответствии с требованиями, приведенными в 4.2.46–4.2.49. 2.2.12. Компоновка и конструктивное выполнение токопроводов должны предусматривать возможность удобного и безопасного производства монтажных и ремонтных работ. 2.2.13. Токопроводы выше 1 кВ на открытом воздухе должны быть защищены от грозовых перенапряжений в соответствии с требованиями 4.2.167 и 4.2.168. 2.2.14. В токопроводах переменного тока с симметричной нагрузкой при токе 1 кА и более рекомендуется, а при токе 1,6 кА и более следует предусматривать меры по снижению потерь электроэнергии в шинодержателях, арматуре и конструкциях от воздействия магнитного поля. При токах 2,5 кА и более должны быть, кроме того, предусмотрены меры по снижению и выравниванию индуктивного сопротивления (например, расположение полос в пакетах по сторонам квадрата, применение спаренных фаз, профильных шин, круглых и квадратных полых труб, транспозиции). Для протяженных гибких токопроводов рекомендуется также применение внутрифазных транспозиций, количество которых должно определяться расчетным путем в зависимости от длины токопровода. При несимметричных нагрузках значение тока, при котором необходимо предусматривать меры по снижению потерь электроэнергии от воздействия магнитного поля, должно в каждом отдельном случае определяться расчетом. 2.2.15. В случаях, когда изменение температуры, вибрация трансформаторов, неравномерная осадка здания и т.п. могут повлечь за собой опасные механические напряжения в проводниках, изоляторах или других элементах токопроводов, следует предусматривать меры к устранению этих напряжений (компенсаторы или подобные им приспособления). На жестких токопроводах компенсаторы должны устанавливаться также в местах пересечений с температурными и осадочными швами зданий и сооружений. 2.2.16. Неразъемные соединения токопроводов рекомендуется выполнять при помощи сварки. Для соединения ответвлений с гибкими токопроводами допускается применение прессуемых зажимов. Соединения проводников из разных материалов должны выполняться так, чтобы была предотвращена коррозия контактных поверхностей. 2.2.17. Выбор сечения токопроводов выше 1 кВ по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах следует производить с учетом ожидаемого роста нагрузок, но не более чем на 25–30% выше расчетных. 2.2.18. Для токопроводов, выполняемых с применением неизолированных проводов, длительно допустимые токи следует определять по гл. 1.3 с применением коэффициента 0,8 при отсутствии внутрифазной транспозиции проводов, 0,98 при наличии внутрифазной транспозиции проводов. Токопроводы напряжением до 1 кВ 2.2.19. Места ответвлений от токопроводов должны быть доступны для обслуживания. 2.2.20. В производственных помещениях токопроводы исполнения IP00 следует располагать на высоте не менее 3,5 м от уровня пола или площадки обслуживания, а токопроводы исполнения до IP31 — не менее 2,5 м. Высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше с изолированными шинами, а также токопроводов исполнения IP4C и выше не нормируется. Не нормируется также высо- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 152 ПУЭ та установки токопроводов любого исполнения при напряжении сети 42 В и ниже переменного тока и 110 В и ниже постоянного тока. В помещениях, посещаемых только квалифицированным обслуживающим персоналом (например, в технических этажах зданий и т.п.), высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше не нормируется. В электропомещениях промышленных предприятий высота установки токопроводов исполнения IP00 и выше не нормируется. Места, где возможны случайные прикосновения к токопроводам исполнения IP00, должны быть ограждены. Токопроводы должны иметь дополнительную защиту в местах, где возможны механические повреждения. Токопроводы и ограждения, размещаемые над проходами, должны быть установлены на высоте не менее 1,9 м от пола или площадки обслуживания. Сетчатые ограждения токопроводов должны иметь сетку с ячейками не более 25 × 25 мм. Конструкции, на которые устанавливают токопроводы, должны быть выполнены из несгораемых материалов и иметь предел огнестойкости не менее 0,25 ч. Узлы прохода токопроводов через перекрытия, перегородки и стены должны исключать возможность распространения пламени и дыма из одного помещения в другое. 2.2.21. Расстояние от токоведущих частей токопроводов без оболочек (исполнение IP00) до трубопроводов должно быть не менее 1 м, а до технологического оборудования — не менее 1,5 м. Расстояние от шинопроводов, имеющих оболочки (исполнение IP21; IP31; IР51; IP65), до трубопроводов и технологического оборудования не нормируется. 2.2.22. Расстояние в свету между проводниками разных фаз или полюсов токопроводов без оболочек (IP00) и от них до стен зданий и заземленных конструкций должно быть не менее 50 мм, а до сгораемых элементов зданий — не менее 200 мм. 2.2.23. Коммутационная и защитная аппаратура для ответвлений от токопроводов должна устанавливаться непосредственно на токопроводах или вблизи пункта ответвления (см. также 3.1.16). Эта аппаратура должна быть расположена и ограждена так, чтобы исключалась возможность случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением. Для оперативного управления с уровня пола или площадки обслуживания аппаратами, установленными на недоступной высоте, должны быть предусмотрены соответствующие устройства (тяги, тро- сы). Аппараты должны иметь различимые с пола или площадки обслуживания, признаки, указывающие положение аппарата (включено, отключено). 2.2.24. Для токопроводов следует применять изоляторы из несгораемых материалов (фарфор, стеатит и т.п.). 2.2.25. По всей трассе токопроводов без защитных оболочек (IP00) через каждые 10–15 м, а также в местах, посещаемых людьми (посадочные площадки для крановщиков и т.п.), должны быть укреплены предупреждающие плакаты по технике безопасности. 2.2.26. Должны быть предусмотрены меры (например, изоляционные распорки) для предотвращения недопустимого сближения проводников фаз между собой и с оболочкой токопровода при прохождении токов КЗ. 2.2.27. На токопроводы в крановых пролетах распространяются следующие дополнительные требования: 1. Неогражденные токопроводы без защитных оболочек (IP00), прокладываемые по фермам, следует размещать на высоте не менее 2,5 м от уровня настила моста и тележки крана; при прокладке токопроводов ниже 2,5 м, но не ниже уровня нижнего пояса фермы перекрытия должны быть предусмотрены ограждения от случайного прикосновения к ним с настила моста и тележки крана на всем протяжении токопроводов. Допускается устройство ограждения в виде навеса на самом кране под токопроводом. 2. Участки токопроводов без защитных оболочек (IP00) над ремонтными загонами для кранов (см. 5.4.16) должны иметь ограждения, предотвращающие прикосновение к токоведущим частям с настила тележки крана. Ограждение не требуется, если токопровод расположен над этим настилом на уровне не менее 2,5 м или если в этих местах применяются изолированные проводники; в последнем случае наименьшее расстояние до них определяют, исходя из ремонтных условий. 3. Прокладка токопроводов под краном без применения специальных мер защиты от механических повреждений допускается в мертвой зоне крана. Специальных мер защиты от механических повреждений не требуется предусматривать для шинопроводов в оболочке любого исполнения на ток до 630 А, расположенных вблизи технологического оборудования вне мертвой зоны крана. Токопроводы напряжением выше 1 кВ 2.2.28. В производственных помещениях допускается применение токопроводов исполнения IP41 и выше, токопроводы должны быть Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 153 Глава 2.2. Токопроводы напряжением до 35 кВ расположены от уровня пола или площадки обслуживания на высоте не менее 2,5 м. В производственных помещениях, посещаемых только квалифицированным обслуживающим персоналом (например, в технических этажах зданий и т.п.), высота установки токопроводов исполнения IP41 и выше не нормируется. В электропомещениях допускается применение токопроводов любого исполнения. Высота установки от уровня пола или площадки обслуживания для токопроводов исполнения ниже IP41 — не менее 2,5 м; IP41 и выше — не нормируется. 2.2.29. На открытом воздухе могут применяться токопроводы всех исполнений (см. также 2.2.5 и 2.2.13). 2.2.30. При размещении токопроводов в туннелях и галереях должны быть выполнены требования 4.2.82, а также следующие требования: 1. Ширина коридоров обслуживания токопроводов, не имеющих оболочки (IP00), должна быть не менее 1 м при одностороннем расположении и 1,2 м при двустороннем расположении. При длине токопровода более 150 м ширина коридора обслуживания как при одностороннем, так и при двустороннем обслуживании оборудования должна быть увеличена по сравнению с приведенной не менее чем на 0,2 м. 2. Высота ограждения токопроводов, не имеющих оболочки, от уровня пола должна быть не менее 1,7 м. 3. В начале и в конце токопровода, а также в промежуточных точках следует предусматривать стационарные заземляющие ножи или устройства для присоединения переносных заземлений. Число мест установки переносных заземлений должно выбираться таким, чтобы наведенное от соседних токопроводов при КЗ напряжение между двумя соседними точками установки заземлений не превышало 250 В. 2.2.31. В туннелях и галереях, где размещены токопроводы, должно быть выполнено освещение в соответствии с требованиями разд. 6. Освещение туннелей и галерей должно питаться от двух источников с чередованием присоединений ламп к обоим источникам. Там, где прокладываются токопроводы без оболочек (IP00), осветительная арматура должна быть установлена так, чтобы было обеспечено безопасное ее обслуживание. В этом случае осветительная электропроводка в туннелях и галереях должна быть экранирована (кабели с металлической оболочкой, электропроводки в стальных трубах и др.). 2.2.32. При выполнении туннелей и галерей для токопроводов должны быть соблюдены следующие требования: 1. Сооружения должны выполняться из несгораемых материалов. Несущие строительные конструкции из железобетона должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч, а из стального проката — не менее 0,25 ч. 2. Вентиляция должна быть выполнена такой, чтобы разность температур входящего и выходящего воздуха при номинальной нагрузке не превышала 15 °С. Вентиляционные отверстия должны быть закрыты жалюзи или сетками и защищены козырьками. 3. Внутреннее пространство туннелей и галерей не должно пересекаться какими-либо трубопроводами. 4. Туннели и галереи токопроводов должны быть оборудованы устройствами связи. Аппаратура средств связи и места ее установки должны определяться при конкретном проектировании. Гибкие токопроводы напряжением выше 1 кВ 2.2.33. Гибкие токопроводы на открытом воздухе должны прокладываться на самостоятельных опорах. Совмещенная прокладка токопроводов и технологических трубопроводов на общих опорах не допускается. 2.2.34. Расстояние между проводами расщепленной фазы рекомендуется принимать равным не менее чем шести диаметрам применяемых проводов. 2.2.35. Расстояние между токоведущими частями и от них до заземленных конструкций, зданий и других сооружений, а также до полотна автомобильной или железной дороги должно приниматься по гл. 2.5. 2.2.36. Сближение токопроводов со зданиями и сооружениями, содержащими взрывоопасные помещения, а также со взрывоопасными наружными установками должно выполняться в соответствии с требованиями гл. 7.3. 2.2.37. Проверку расстояний от токопроводов до пересекаемых сооружений следует производить с учетом дополнительных весовых нагрузок на провода от междуфазных и внутрифазных распорок и возможной максимальной температуры провода в послеаварийном режиме. Максимальная температура при работе токопровода в послеаварийном режиме принимается равной +70 °С. 2.2.38. Располагать фазы цепи протяженного токопровода рекомендуется по вершинам равностороннего треугольника. 2.2.39. Конструкция протяжного токопровода должна предусматривать возможность применения переносных заземлений, позволяющих безопасно выполнять работы на отключенной цепи. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 154 ПУЭ Число мест установки переносных заземлений выбирается по 2.2.30, п. 3. 2.2.40. При расчете проводов гибких токопроводов необходимо руководствоваться следующим: 1. Тяжение и напряжение в проводах при различных сочетаниях внешних нагрузок должны приниматься в зависимости от допустимого нормативного тяжения на фазу, обусловленного прочностью применяемых опор и узлов, воспринимающих усилия. Нормативное тяжение на фазу следует принимать, как правило, не более 9,8 кН (10 тс). 2. Должны учитываться дополнительные весовые нагрузки на провода от междуфазных и внутрифазных распорок. 3. Давление ветра на провода должно рассчитываться по 2.5.30. Глава 2.3 КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 220 КВ Внесено изменение решением Минтопэнерго от 13.07.98 (2.3.24) Область применения, определения 2.3.1. Настоящая глава Правил распространяется на кабельные силовые линии до 220 кВ, а также линии, выполняемые контрольными кабелями. Кабельные линии более высоких напряжений выполняются по специальным проектам. Дополнительные требования к кабельным линиям приведены в гл. 7.3, 7.4 и 7.7. 2.3.2. Кабельной линией называется линия для передачи электроэнергии или отдельных импульсов ее, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла. 2.3.3. Кабельным сооружением называется сооружение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы маслонаполненных кабельных линий. К кабельным сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты. Кабельным туннелем называется закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий. Кабельным каналом называется закрытое и заглубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т.п. непроходное сооружение, предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии. Кабельной шахтой называется вертикальное кабельное сооружение (как правило, прямоугольного сечения), у которого высота в несколько раз больше стороны сечения, снабженное скобами или лестницей для передвижения вдоль него людей (проходные шахты) или съемной полностью или частично стенкой (непроходные шахты). Кабельным этажом называется часть здания, ограниченная полом и перекрытием или покрытием, с расстоянием между полом и выступающими частями перекрытия или покрытия не менее 1,8 м. Двойным полом называется полость, ограниченная стенами помещения, междуэтажным перекрытием и полом помещения со съемными плитами (на всей или части площади). Кабельным блоком называется кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами. Кабельной камерой называется подземное кабельное сооружение, закрываемое глухой съемной бетонной плитой, предназначенное для укладки кабельных муфт или для протяжки кабелей в блоки. Камера, имеющая люк для входа в нее, называется кабельным колодцем. Кабельной эстакадой называется надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной. Кабельной галереей называется надземное или наземное закрытое полностью или частично (например, без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное проходное кабельное сооружение. 2.3.4. Коробом называется — см. 2.1.10. 2.3.5. Лотком называется — см. 2.1.11. 2.3.6. Кабельной маслонаполненной линией низкого или высокого давления называется линия, в которой длительно допустимое избыточное давление составляет: 0,0245–0,294 МПа (0,25–3,0 кгс/см2) для кабелей низкого давления в свинцовой оболочке; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ 0,0245–0,49 МПа (0,25–5,0 кгс/см2) для кабелей низкого давления в алюминиевой оболочке; 1,08–1,57 МПа (11–16 кгс/см2) для кабелей высокого давления. 2.3.7. Секцией кабельной маслонаполненной линии низкого давления называется участок линии между стопорными муфтами или стопорной и концевой муфтами. 2.3.8. Подпитывающим пунктом называется надземное, наземное или подземное сооружение с подпитывающими аппаратами и оборудованием (баки питания, баки давления, подпитывающие агрегаты и др.). 2.3.9. Разветвительным устройством называется часть кабельной линии высокого давления между концом стального трубопровода и концевыми однофазными муфтами. 2.3.10. Подпитывающим агрегатом называется автоматически действующее устройство, состоящее из баков, насосов, труб, перепускных клапанов, вентилей, щита автоматики и другого оборудования, предназначенного для обеспечения подпитки маслом кабельной линии высокого давления. Общие требования 2.3.11. Проектирование и сооружение кабельных линий должны производиться на основе технико-экономических расчетов с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей и т.п. 2.3.12. При выборе трассы кабельной линии следует по возможности избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей (см. также 2.3.44). 2.3.13. Над подземными кабельными линиями в соответствии с действующими правилами охраны электрических сетей должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями: для кабельных линий выше 1 кВ — по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей; для кабельных линий до 1 кВ — по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами — на 0,6 м в сторону зданий сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы. Для подводных кабельных линий до и выше 1 кВ в соответствии с указанными правилами должна быть установлена охранная зона, определяемая параллельными прямыми на расстоянии 100 м от крайних кабелей. Охранные зоны кабельных линий используются с соблюдением требований правил охраны электрических сетей. 155 2.3.14. Трасса кабельной линии должна выбираться с учетом наименьшего расхода кабеля, обеспечения его сохранности при механических воздействиях, обеспечения защиты от коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений соседних кабелей электрической дугой при возникновении КЗ на одном из кабелей. При размещении кабелей следует избегать перекрещиваний их между собой, с трубопроводами и пр. При выборе трассы кабельной маслонаполненной линии низкого давления принимается во внимание рельеф местности для наиболее рационального размещения и использования на линии подпитывающих баков. 2.3.15. Кабельные линии должны выполняться так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них опасных механических напряжений и повреждений, для чего: кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены; укладывать запас кабеля в виде колец (витков) запрещается; кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям и т.п., должны быть жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон изгибов и у соединительных и стопорных муфт; кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам, должны быть закреплены так, чтобы была предотвращена деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах под действием собственного веса кабелей; конструкции, на которые укладываются небронированные кабели, должны быть выполнены таким образом, чтобы была исключена возможность механического повреждения оболочек кабелей; в местах жесткого крепления оболочки этих кабелей должны быть предохранены от механических повреждений и коррозии при помощи эластичных прокладок; кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта, механизмов и грузов, доступность для посторонних лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и на 0,3 м в земле; при прокладке кабелей рядом с другими кабелями, находящимися в эксплуатации, должны быть приняты меры для предотвращения повреждения последних; кабели должны прокладываться на расстоянии от нагретых поверхностей, предотвращаю- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 156 ПУЭ щем нагрев кабелей выше допустимого, при этом должна предусматриваться защита кабелей от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и фланцевых соединений. 2.3.16. Защита кабельных линий от блуждающих токов и почвенной коррозии должна удовлетворять требованиям настоящих Правил и СНиП 3-04.03-85 «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии» Госстроя России. 2.3.17. Конструкции подземных кабельных сооружений должны быть рассчитаны с учетом массы кабелей, грунта, дорожного покрытия и нагрузки от проходящего транспорта. 2.3.18. Кабельные сооружения и конструкции, на которых укладываются кабели, должны выполняться из несгораемых материалов. Запрещается выполнение в кабельных сооружениях каких-либо временных устройств, хранение в них материалов и оборудования. Временные кабели должны прокладываться с соблюдением всех требований, предъявляемых к кабельным прокладкам, с разрешения эксплуатирующей организации. 2.3.19. Открытая прокладка кабельных линий должна производиться с учетом непосредственного действия солнечного излучения, а также теплоизлучений от различного рода источников тепла. При прокладке кабелей на географической широте более 65° защита от солнечного излучения не требуется. 2.3.20. Радиусы внутренней кривой изгиба кабелей должны иметь по отношению к их наружному диаметру кратности не менее указанных в стандартах или технических условиях на соответствующие марки кабелей. 2.3.21. Радиусы внутренней кривой изгиба жил кабелей при выполнении кабельных заделок должны иметь по отношению к приведенному диаметру жил кратности не менее указанных в стандартах или технических условиях на соответствующие марки кабелей. 2.3.22. Усилия тяжения при прокладке кабелей и протягивании их в трубах определяются механическими напряжениями, допустимыми для жил и оболочек. 2.3.23. Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. Если кабельная линия состоит из нескольких параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же номер с добавлением букв А, Б, В и т.д. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии; на бирках соединительных муфт — номера муфты и даты монтажа. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях, бирки должны располагаться по длине не реже чем через каждые 50 м. 2.3.24. Охранные зоны кабельных линий, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками. Информационные знаки следует устанавливать не реже чем через 500 м, а также в местах изменения направления кабельных линий. На информационных знаках должны быть указаны ширина охранных зон кабельных линий и номера телефонов владельцев кабельных линий. (см. приложение «Требования к информационным знакам и их установке».) Выбор способов прокладки 2.3.25. При выборе способов прокладки силовых кабельных линий до 35 кВ необходимо руководствоваться следующим: 1. При прокладке кабелей в земле рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей рекомендуется прокладывать их в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 м или в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях. 2. Прокладка кабелей в туннелях, по эстакадам и в галереях рекомендуется при количестве силовых кабелей, идущих в одном направлении, более 20. 3. Прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе, в местах пересечений с железнодорожными путями и проездами, при вероятности разлива металла и т.п. 4. При выборе способов прокладки кабелей по территориям городов должны учитываться первоначальные капитальные затраты и затраты, связанные с производством эксплуатационноремонтных работ, а также удобство и экономичность обслуживания сооружений. 2.3.26. На территориях электростанций кабельные линии должны прокладываться в туннелях, коробах, каналах, блоках, по эстакадам и в галереях. Прокладка силовых кабелей в траншеях допускается только к удаленным вспомогательным объектам (склады топлива, мастерские) при количестве не более шести. На территориях электростанций общей мощностью до 25 МВт допускается также прокладка кабелей в траншеях. 2.3.27. На территориях промышленных предприятий кабельные линии должны прокладываться в земле (в траншеях), туннелях, блоках, каналах, по эстакадам, в галереях и по стенам зданий. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 157 Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ 2.3.28. На территориях подстанций и распределительных устройств кабельные линии должны прокладываться в туннелях, коробах, каналах, трубах, в земле (в траншеях), наземных железобетонных лотках, по эстакадам и в галереях. 2.3.29. В городах и поселках одиночные кабельные линии следует, как правило, прокладывать в земле (в траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов. 2.3.30. По улицам и площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий в количестве 10 и более в потоке рекомендуется производить в коллекторах и кабельных туннелях. При пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах. 2.3.31. При сооружении кабельных линий в районах многолетней мерзлоты следует учитывать физические явления, связанные с природой многолетней мерзлоты: пучинистый грунт, морозобойные трещины, оползни и т.п. В зависимости от местных условий кабели могут прокладываться в земле (в траншеях) ниже деятельного слоя, в деятельном слое в сухих, хорошо дренирующих фунтах, в искусственных насыпях из крупноскелетных сухих привозных грунтов, в лотках по поверхности земли, на эстакадах. Рекомендуется совместная прокладка кабелей с трубопроводами теплофикации, водопровода, канализации и т.п. в специальных сооружениях (коллекторах). 2.3.32. Осуществление разных видов прокладок кабелей в районах многолетней мерзлоты должно производиться с учетом следующего: 1. Для прокладки кабелей в земляных траншеях наиболее пригодными фунтами являются дренирующие фунты (скальные, галечные, гравийные, щебенистые и крупнопесчаные); пучинистые и просадочные фунты непригодны для прокладки в них кабельных линий. Прокладку кабелей непосредственно в фунте допускается осуществлять при числе кабелей не более четырех. По грунтово-мерзлотным и климатическим условиям запрещается прокладка кабелей в трубах, проложенных в земле. На пересечениях с другими кабельными линиями, дорогами и подземными коммуникациями кабели следует защищать железобетонными плитами. Прокладка кабелей вблизи зданий не допускается. Ввод кабелей из траншеи в здание при отсутствии вентилируемого подполья должен выполняться выше нулевой отметки. 2. Прокладку кабелей в каналах допускается применять в местах, где деятельный слой со- стоит из непучинистых грунтов и имеет ровную поверхность с уклоном не более 0,2%, обеспечивающим сток поверхностных вод. Кабельные каналы следует выполнять из водонепроницаемого железобетона и покрывать снаружи надежной гидроизоляцией. Сверху каналы необходимо закрывать железобетонными плитами. Каналы могут выполняться заглубленными в фунт и без заглубления (поверх грунта). В последнем случае под каналом и вблизи него должна быть выполнена подушка толщиной не менее 0,5 м из сухого грунта. 2.3.33. Внутри зданий кабельные линии можно прокладывать непосредственно по конструкциям зданий (открыто и в коробах или трубах), в каналах, блоках, туннелях, трубах, проложенных в полах и перекрытиях, а также по фундаментам машин, в шахтах, кабельных этажах и двойных полах. 2.3.34. Маслонаполненные кабели могут прокладываться (при любом количестве кабелей) в туннелях и галереях и в земле (в траншеях); способ их прокладки определяется проектом. Выбор кабелей 2.3.35. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей следует производить по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины кабеля. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них следует выбирать соответствующие конструкции и сечения кабелей. 2.3.36. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Допускается для кабельных линий до 10 кВ, за исключением подводных, применение кабелей разных сечений, но не более трех при условии, что длина наименьшего отрезка составляет не менее 20 м (см. также 2.3.70). 2.3.37. Для кабельных линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно бронированные кабели. Металлические оболочки этих кабелей должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий. Кабели с другими конструкциями внешних защитных покрытий (небронированные) должны обладать необходимой стойкостью к механическим воздействиям при прокладке во всех видах фунтов, при протяжке в Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 158 ПУЭ блоках и трубах, а также стойкостью по отношению к тепловым и механическим воздействиям при эксплуатационно-ремонтных работах. 2.3.38. Трубопроводы кабельных маслонаполненных линий высокого давления, прокладываемые в земле или воде, должны иметь защиту от коррозии в соответствии с проектом. 2.3.39. В кабельных сооружениях и производственных помещениях при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации рекомендуется прокладывать небронированные кабели, а при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации должны применяться бронированные кабели или защита их от механических повреждений. Вне кабельных сооружений допускается прокладка небронированных кабелей на недоступной высоте (не менее 2 м); на меньшей высоте прокладка небронированных кабелей допускается при условии защиты их от механических повреждений (коробами, угловой сталью, трубами и т.п.). При смешанной прокладке (земля — кабельное сооружение или производственное помещение) рекомендуется применение тех же марок кабелей, что и для прокладки в земле (см. 2.3.37), но без горючих наружных защитных покровов. 2.3.40. При прокладке кабельных линий в кабельных сооружениях, а также в производственных помещениях бронированные кабели не должны иметь поверх брони, а небронированные кабели — поверх металлических оболочек защитных покровов из горючих материалов. Для открытой прокладки не допускается применять силовые и контрольные кабели с горючей полиэтиленовой изоляцией. Металлические оболочки кабелей и металлические поверхности, по которым они прокладываются, должны быть защищены негорючим антикоррозийным покрытием. При прокладке в помещениях с афессивной средой должны применяться кабели, стойкие к воздействию этой среды. 2.3.41. Для кабельных линий электростанций, распределительных устройств и подстанций, указанных в 2.3.76, рекомендуется применять кабели, бронированные стальной лентой, защищенной негорючим покрытием. На электростанциях применение кабелей с горючей полиэтиленовой изоляцией не допускается. 2.3.42. Для кабельных линий, прокладываемых в кабельных блоках и трубах, как правило, должны применяться небронированные кабели в свинцовой усиленной оболочке. На участках блоков и труб, а также ответвлений от них длиной до 50 м допускается прокладка брониро- ванных кабелей в свинцовой или алюминиевой оболочке без наружного покрова из кабельной пряжи. Для кабельных линий, прокладываемых в трубах, допускается применение кабелей в пластмассовой или резиновой оболочке. 2.3.43. Для прокладки в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком и строительным материалом и т.п.), а также в зонах, опасных из-за воздействия электрокоррозии, должны применяться кабели со свинцовыми оболочками и усиленными защитными покровами типов Бл, Б2л или кабели с алюминиевыми оболочками и особо усиленными защитными покровами типов Бв, Бп (в сплошном влагостойком пластмассовом шланге). 2.3.44. В местах пересечения кабельными линиями болот кабели должны выбираться с учетом геологических условий, а также химических и механических воздействий. 2.3.45. Для прокладки в почвах, подверженных смещению, должны применяться кабели с проволочной броней или приниматься меры по устранению усилий, действующих на кабель при смещении почвы (укрепление грунта шпунтовыми или свайными рядами и т.п.). 2.3.46. В местах пересечения кабельными линиями ручьев, их пойм и канав должны применяться такие же кабели, как и для прокладки в земле (см. также 2.3.99). 2.3.47. Для кабельных линий, прокладываемых по железнодорожным мостам, а также по другим мостам с интенсивным движением транспорта, рекомендуется применять бронированные кабели в алюминиевой оболочке. 2.3.48. Для кабельных линий передвижных механизмов должны применяться гибкие кабели с резиновой или другой аналогичной изоляцией, выдерживающей многократные изгибы (см. также 1.7.111). 2.3.49. Для подводных кабельных линий следует применять кабели с броней из круглой проволоки, по возможности одной строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей. В местах перехода кабельных линий с берега в море при наличии сильного морского прибоя, при прокладке кабеля на участках рек с сильным течением и размываемыми берегами, а также на больших глубинах (до 40–60 м) следует применять кабель с двойной металлической броней. Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке, а также кабели в алюминиевой оболочке без специальных водонепроницаемых покрытий для прокладки в воде не допускаются. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ При прокладке кабельных линий через небольшие несудоходные и несплавные реки шириной (вместе с затопляемой поймой) не более 100 м, с устойчивыми руслом и дном допускается применение кабелей с ленточной броней. 2.3.50. Для кабельных маслонаполненных линий напряжением 110–220 кВ тип и конструкция кабелей определяются проектом. 2.3.51. При прокладке кабельных линий до 35 кВ на вертикальных и наклонных участках трассы с разностью уровней, превышающей допустимую по ГОСТ для кабелей с вязкой пропиткой, должны применяться кабели с нестекающей пропиточной массой, кабели с обедненнопропитанной бумажной изоляцией и кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией. Для указанных условий кабели с вязкой пропиткой допускается применять только со стопорными муфтами, размещенными по трассе, в соответствии с допустимыми разностями уровней для этих кабелей по ГОСТ. Разность вертикальных отметок между стопорными муфтами кабельных маслонаполненных линий низкого давления определяется соответствующими техническими условиями на кабель и расчетом подпитки при предельных тепловых режимах. 2.3.52. В четырехпроводных сетях должны применяться четырехжильные кабели. Прокладка нулевых жил отдельно от фазных не допускается. Допускается применение трехжильных силовых кабелей в алюминиевой оболочке напряжением до 1 кВ с использованием их оболочки в качестве нулевого провода (четвертой жилы) в четырехпроводных сетях переменного тока (осветительных, силовых и смешанных) с глухозаземленной нейтралью, за исключением установок со взрывоопасной средой и установок, в которых при нормальных условиях эксплуатации ток в нулевом проводе составляет более 75% допустимого длительного тока фазного провода. Использование для указанной цели свинцовых оболочек трехжильных силовых кабелей допускается лишь в реконструируемых городских электрических сетях 220/127 и 380/220 В. 2.3.53. Для кабельных линий до 35 кВ допускается применять одножильные кабели, если это приводит к значительной экономии меди или алюминия в сравнении с трехжильными или если отсутствует возможность применения кабеля необходимой строительной длины. Сечение этих кабелей должно выбираться с учетом их дополнительного нагрева токами, наводимыми в оболочках. Должны быть также выполнены мероприятия по обеспечению равного распределения тока 159 между параллельно включенными кабелями и безопасного прикосновения к их оболочкам, исключению нагрева находящихся в непосредственной близости металлических частей и надежному закреплению кабелей в изолирующих клицах. Подпитывающие устройства и сигнализация давления масла кабельных маслонаполненных линий 2.3.54. Маслоподпитывающая система должна обеспечивать надежную работу линии в любых нормальных и переходных тепловых режимах. 2.3.55. Количество масла, находящегося в маслоподпитывающей системе, должно определяться с учетом расхода на подпитку кабеля. Кроме того, должен быть запас масла для аварийного ремонта и заполнения маслом наиболее протяженной секции кабельной линии. 2.3.56. Подпитывающие баки линий низкого давления рекомендуется размещать в закрытых помещениях. Небольшое количество подпитывающих баков (5–6) на открытых пунктах питания рекомендуется располагать в легких металлических ящиках на порталах, опорах и т.п. (при температуре окружающего воздуха не ниже минус 30 °С). Подпитывающие баки должны быть снабжены указателями давления масла и защищены от прямого воздействия солнечного излучения. 2.3.57. Подпитывающие агрегаты линий высокого давления должны быть размещены в закрытых помещениях, имеющих температуру не ниже +10 °С, и расположены возможно ближе к месту присоединения к кабельным линиям (см. также 2.3.131). Присоединение нескольких подпитывающих агрегатов к линии производится через масляный коллектор. 2.3.58. При параллельной прокладке нескольких кабельных маслонаполненных линий высокого давления рекомендуется подпитку маслом каждой линии производить от отдельных подпитывающих агрегатов или следует устанавливать устройство для автоматического переключения агрегатов на ту или другую линию. 2.3.59. Подпитывающие агрегаты рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания с обязательным устройством автоматического включения резерва (АВР). Подпитывающие агрегаты должны быть отделены один от другого несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. 2.3.60. Каждая кабельная маслонаполненная линия должна иметь систему сигнализации давления масла, обеспечивающую регистрацию и Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 160 ПУЭ передачу дежурному персоналу сигналов о понижении и повышении давления масла сверх допустимых пределов. 2.3.61. На каждой секции кабельной маслонаполненной линии низкого давления должно быть установлено по крайней мере два датчика, на линии высокого давления — датчик на каждом подпитывающем агрегате. Аварийные сигналы должны передаваться на пункт с постоянным дежурством персонала. Система сигнализации давления масла должна иметь защиту от влияния электрических полей силовых кабельных линий. 2.3.62. Подпитывающие пункты на линиях низкого давления должны быть оборудованы телефонной связью с диспетчерскими пунктами (электросети, сетевого района). 2.3.63. Маслопровод, соединяющий коллектор подпитывающего агрегата с кабельной маслонаполненной линией высокого давления, должен прокладываться в помещениях с положительной температурой. Допускается прокладка его в утепленных траншеях, лотках, каналах и в земле ниже зоны промерзания при условии обеспечения положительной температуры окружающей среды. 2.3.64. Вибрация в помещении щита с приборами для автоматического управления подпитывающим агрегатом не должна превышать допустимых пределов. Соединения и заделки кабелей 2.3.65. При соединении и оконцевании силовых кабелей следует применять конструкции муфт, соответствующие условиям их работы и окружающей среды. Соединения и заделки на кабельных линиях должны быть выполнены так, чтобы кабели были защищены от проникновения в них влаги и других вреднодействующих веществ из окружающей среды и чтобы соединения и заделки выдерживали испытательные напряжения для кабельной линии и соответствовали требованиям ГОСТ. 2.3.66. Для кабельных линий до 35 кВ концевые и соединительные муфты должны применяться в соответствии с действующей технической документацией на муфты, утвержденной в установленном порядке. 2.3.67. Для соединительных и стопорных муфт кабельных маслонаполненных линий низкого давления необходимо применять только латунные или медные муфты. Длина секций и места установки стопорных муфт на кабельных маслонаполненных линиях низкого давления определяются с учетом подпитки линий маслом в нормальном и переходных тепловых режимах. Стопорные и полустопорные муфты на кабельных маслонаполненных линиях должны размещаться в кабельных колодцах; соединительные муфты при прокладке кабелей в земле рекомендуется размещать в камерах, подлежащих последующей засыпке просеянной землей или песком. В районах с электрифицированным транспортом (метрополитен, трамваи, железные дороги) или с агрессивными по отношению к металлическим оболочкам и муфтам кабельных линий почвами соединительные муфты должны быть доступны для контроля. 2.3.68. На кабельных линиях, выполняемых кабелями с нормально пропитанной бумажной изоляцией и кабелями, пропитанными нестекающей массой, соединения кабелей должны производиться при помощи стопорно-переходных муфт, если уровень прокладки кабелей с нормально пропитанной изоляцией выше уровня прокладки кабелей, пропитанных нестекающей массой (см. также 2.3.51). 2.3.69. На кабельных линиях выше 1 кВ, выполняемых гибкими кабелями с резиновой изоляцией в резиновом шланге, соединения кабелей должны производиться горячим вулканизированием с покрытием противосыростным лаком. 2.3.70. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий должно быть не более: для трехжильных кабелей 1–10 кВ сечением до 3 × 95 мм2 — 4 шт.; для трехжильных кабелей 1–10 кВ сечениями 3 × 120 — 3 × 240 мм2 — 5 шт.; для трехфазных кабелей 20–35 кВ — 6 шт.; для одножильных кабелей — 2 шт. Для кабельных линий 110–220 кВ число соединительных муфт определяется проектом. Использование маломерных отрезков кабелей для сооружения протяженных кабельных линий не допускается. Заземление 2.3.71. Кабели с металлическими оболочками или броней, а также кабельные конструкции, на которых прокладываются кабели, должны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями, приведенными в гл. 1.7. 2.3.72. При заземлении или занулении металлических оболочек силовых кабелей оболочка и броня должны быть соединены гибким медным проводом между собой и с корпусами муфт (концевых, соединительных и др.). На кабелях 6 кВ и выше с алюминиевыми оболочками заземление оболочки и брони должно выполняться отдельными проводниками. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ Применять заземляющие или нулевые защитные проводники с проводимостью большей, чем проводимость оболочек кабелей, не требуется, однако сечение во всех случаях должно быть не менее 6 мм2. Сечения заземляющих проводников контрольных кабелей следует выбирать в соответствии с требованиями 1.7.76–1.7.78. Если на опоре конструкции установлены наружная концевая муфта и комплект разрядников, то броня, металлическая оболочка и муфта должны быть присоединены к заземляющему устройству разрядников. Использование в качестве заземляющего устройства только металлических оболочек кабелей в этом случае не допускается. Эстакады и галереи должны быть оборудованы молниезащитой согласно РД 34.21.122-87 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений» Минэнерго СССР. 2.3.73. На кабельных маслонаполненных линиях низкого давления заземляются концевые, соединительные и стопорные муфты. На кабелях с алюминиевыми оболочками подпитывающие устройства должны подсоединяться к линиям через изолирующие вставки, а корпуса концевых муфт должны быть изолированы от алюминиевых оболочек кабелей. Указанное требование не распространяется на кабельные линии с непосредственным вводом в трансформаторы. При применении для кабельных маслонаполненных линий низкого давления бронированных кабелей в каждом колодце броня кабеля с обеих сторон муфты должна быть соединена сваркой и заземлена. 2.3.74. Стальной трубопровод маслонаполненных кабельных линий высокого давления, проложенных в земле, должен быть заземлен во всех колодцах и по концам, а проложенных в кабельных сооружениях — по концам и в промежуточных точках, определяемых расчетами в проекте. При необходимости активной защиты стального трубопровода от коррозии заземление его выполняется в соответствии с требованиями этой защиты, при этом должна быть обеспечена возможность контроля электрического сопротивления антикоррозийного покрытия. 2.3.75. При переходе кабельной линии в воздушную (ВЛ) и при отсутствии у опоры ВЛ заземляющего устройства кабельные муфты (мачтовые) допускается заземлять присоединением металлической оболочки кабеля, если кабельная муфта на другом конце кабеля присоединена к заземляющему устройству или сопротивление заземления кабельной оболочки соответствует требованиям гл. 1.7. 161 Специальные требования к кабельному хозяйству электростанций, подстанций и распределительных устройств 2.3.76. Требования, приведенные в 2.3.77– 2.3.82, распространяются на кабельные хозяйства тепловых и гидроэлектростанций мощностью 25 МВт и более, распределительных устройств и подстанций напряжением 220– 500 кВ, а также распределительных устройств и подстанций, имеющих особое значение в энергосистеме (см. также 2.3.113). 2.3.77. Главная схема электрических соединений, схема собственных нужд и схема оперативного тока, управление оборудованием и компоновка оборудования и кабельного хозяйства электростанции или подстанции должны выполняться таким образом, чтобы при возникновении пожаров в кабельном хозяйстве или вне его были исключены нарушения работы более чем одного блока электростанции, одновременная потеря взаимно резервирующих присоединений распределительных устройств и подстанций, а также выход из работы систем обнаружения и тушения пожаров. 2.3.78. Для основных кабельных потоков электростанций должны предусматриваться кабельные сооружения (этажи, туннели, шахты и др.), изолированные от технологического оборудования и исключающие доступ к кабелям посторонних лиц. При размещении потоков кабелей на электростанциях трассы кабельных линий должны выбираться с учетом: предотвращения перегрева кабелей от нагретых поверхностей технологического оборудования; предотвращения повреждений кабелей при выхлопах (возгораниях и взрывах) пыли через предохранительные устройства пылесистем; недопущения прокладки транзитных кабелей в технологических туннелях гидрозолоудаления, помещениях химводоочистки, а также в местах, где располагаются трубопроводы с химически агрессивными жидкостями. 2.3.79. Взаимно резервирующие ответственные кабельные линии (силовые, оперативного тока, средств связи, управления, сигнализации, систем пожаротушения и т.п.) должны прокладываться так, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаимно резервирующих кабельных линий. На участках кабельного хозяйства, где возникновение аварии угрожает ее большим развитием, кабельные потоки следует делить на изолированные одна от другой группы. Распределение кабелей по группам принимается в зависимости от местных условий. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 162 ПУЭ 2.3.80. В пределах одного энергоблока разрешается выполнение кабельных сооружений с пределом огнестойкости 0,25 ч. При этом технологическое оборудование, которое может служить источником пожара (баки с маслом, маслостанции и т.п.), должно иметь ограждения с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч, исключающие возможность загорания кабелей при возникновении пожара на этом оборудовании. В пределах одного энергоблока электростанции разрешается прокладка кабелей вне специальных кабельных сооружений при условии надежной их защиты от механических повреждений и заноса пылью, от искр и огня при производстве ремонта технологического оборудования, обеспечения нормальных температурных условий для кабельных линий и удобства их обслуживания. Для обеспечения доступа к кабелям при расположении их на высоте 5 м и более должны сооружаться специальные площадки и проходы. Для одиночных кабелей и небольших групп кабелей (до 20) эксплуатационные площадки могут не сооружаться, но при этом должна быть обеспечена возможность быстрой замены и ремонта кабелей в условиях эксплуатации. При прокладке кабелей в пределах одного энергоблока вне специальных кабельных сооружений должно обеспечиваться по возможности разделение их на отдельные группы, проходящие по различным трассам. 2.3.81. Кабельные этажи и туннели, в которых размещаются кабели различных энергоблоков электростанции, включая кабельные этажи и туннели под блочными щитами управления, должны быть разделены поблочно и отделены от других помещений, кабельных этажей, туннелей, шахт, коробов и каналов несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч, в том числе в местах прохода кабелей. В местах предполагаемого прохода кабелей через перегородки и перекрытия в целях обеспечения возможности замены и дополнительной прокладки кабелей должна предусматриваться перегородка из несгораемого, легко пробиваемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В протяженных кабельных сооружениях тепловых электростанций должны предусматриваться аварийные выходы, расположенные, как правило, не реже чем через 50 м. Кабельные хозяйства электростанций должны быть отделены от отходящих сетевых кабельных туннелей и коллекторов несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. 2.3.82. Места входа кабелей в помещения закрытых распределительных устройств и в помещения щитов управления и защиты открытых распределительных устройств должны иметь перегородки с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Места входа кабелей на блочные щиты управления электростанцией должны быть закрыты перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Кабельные шахты должны быть отделены от кабельных туннелей, этажей и других кабельных сооружений несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч и иметь перекрытия вверху и внизу. Протяженные шахты при проходе через перекрытия, но не реже чем через 20 м, должны делиться на отсеки несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Проходные кабельные шахты должны иметь входные двери и быть оборудованы лестницами или специальными скобами. Прокладка кабельных линий в земле 2.3.83. При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака. Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем покрытия при напряжении 35 кВ и выше железобетонными плитами толщиной не менее 50 мм; при напряжении ниже 35 кВ — плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей; при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля — вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается. При прокладке на глубине 1–1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений. Кабели до 1 кВ должны иметь такую защиту лишь на участках, где вероятны механические повреждения (например, в местах частых раскопок). Асфальтовые покрытия улиц и т.п. рассматриваются как места, где разрытия производятся в редких случаях. Для кабельных линий до 20 кВ, кроме линий выше 1 кВ, питающих электроприемники I категории, допускается в траншеях с количеством кабельных линий не более двух применять вместо кирпича сигнальные Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ пластмассовые ленты1, удовлетворяющие техническим требованиям, утвержденным Минэнерго. Не допускается применение сигнальных лент в местах пересечений кабельных линий с инженерными коммуникациями и над кабельными муфтами на расстоянии по 2 м в каждую сторону от пересекаемой коммуникации или муфты, а также на подходах линий к распределительным устройствам и подстанциям в радиусе 5 м. Сигнальная лента должна укладываться в траншее над кабелями на расстоянии 250 мм от их наружных покровов. При расположении в траншее одного кабеля лента должна укладываться по оси кабеля, при большем количестве кабелей края ленты должны выступать за крайние кабели не менее чем на 50 мм. При укладке по ширине траншеи более одной ленты смежные ленты должны прокладываться с нахлестом шириной не менее 50 мм. При применении сигнальной ленты прокладка кабелей в траншее с устройством подушки для кабелей, присыпка кабелей первым слоем земли и укладка ленты, включая присыпку ленты слоем земли по всей длине, должны производиться в присутствии представителя электромонтажной организации и владельца электросетей. 2.3.84. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее: линий до 20 кВ — 0,7 м; 35 кВ — 1 м; при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения — 1 м. Кабельные маслонаполненные линии 110– 220 кВ должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м. Допускается уменьшение глубины до 0,5 м на участках длиной до 5 м при вводе линий в здания, а также в местах пересечения их с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений (например, прокладка в трубах). Прокладка кабельных линий 6–10 кВ по пахотным землям должна производиться на глубине не менее 1 м, при этом полоса земли над трассой может быть занята под посевы. 2.3.85. Расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно быть не менее 0,6 м. Прокладка кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается. При прокладке транзитных кабелей в подвалах и технических подпольях жилых и общественных зданий следует руководствоваться СНиП Госстроя России. 1 По местным условиям, при согласии владельца линий, допускается расширение области применения сигнальных лент. 163 2.3.86. При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее: 1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями; 2) 250 мм между кабелями 20–35 кВ и между ними и другими кабелями; 3) 500 мм2 между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи; 4) 500 мм между маслонаполненными кабелями 110–220 кВ и другими кабелями; при этом кабельные маслонаполненные линии низкого давления отделяются одна от другой и от других кабелей железобетонными плитами, поставленными на ребро; кроме того, следует производить расчет электромагнитного влияния на кабели связи. Допускается в случаях необходимости по согласованию между эксплуатирующими организациями с учетом местных условий уменьшение расстояний, указанных в п. 2 и 3, до 100 мм, а между силовыми кабелями до 10 кВ и кабелями связи, кроме кабелей с цепями, уплотненными высокочастотными системами телефонной связи, до 250 мм при условии защиты кабелей от повреждений, могущих возникнуть при КЗ в одном из кабелей (прокладка в трубах, установка несгораемых перегородок и т.п.). Расстояние между контрольными кабелями не нормируемся. 2.3.87. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2 м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся зеленые насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабелей в трубах, проложенных путем подкопки. При прокладке кабелей в пределах зеленой зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояния допускается уменьшить до 0,75 м. 2.3.88. При параллельной прокладке расстояние по горизонтали в свету от кабельных линий напряжением до 35 кВ и маслонаполненных кабельных линий до трубопроводов, водопровода, канализации и дренажа должно быть не менее 1 м; до газопроводов низкого (0,0049 МПа), среднего (0,294 МПа) и высокого давления (более 0,294 до 0,588 МПа) — не менее 1 м; до газопроводов высокого давления (более 0,588 до 1,176 МПа) — не менее 2 м; до теплопроводов — см. 2.3.89. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний для кабельных линий 2 Согласовано с Министерством связи. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 164 ПУЭ до 35 кВ, за исключением расстояний до трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м без специальной защиты кабелей и до 0,25 м при прокладке кабелей в трубах. Для маслонаполненных кабельных линий 110–220 кВ на участке сближения длиной не более 50 м допускается уменьшение расстояния по горизонтали в свету до трубопроводов, за исключением трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м при условии устройства между маслонаполненными кабелями и трубопроводом защитной стенки, исключающей возможность механических повреждений. Параллельная прокладка кабелей над и под трубопроводами не допускается. 2.3.89. При прокладке кабельной линии параллельно с теплопроводом расстояние в свету между кабелем и стенкой канала теплопровода должно быть не менее 2 м или теплопровод на всем участке сближения с кабельной линией должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы дополнительный нагрев земли теплопроводом в месте прохождения кабелей в любое время года не превышал 10 °С для кабельных линий до 10 кВ и 5 °С — для линий 20–220 кВ. 2.3.90. При прокладке кабельной линии параллельно с железными дорогами кабели должны прокладываться, как правило, вне зоны отчуждения дороги. Прокладка кабелей в пределах зоны отчуждения допускается только по согласованию с организациями Министерства путей сообщения, при этом расстояние от кабеля до оси пути железной дороги должно быть не менее 3,25 м, а для электрифицированной дороги — не менее 10,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний, при этом кабели на всем участке сближения должны прокладываться в блоках или трубах. При электрифицированных дорогах на постоянном токе блоки или трубы должны быть изолирующими (асбестоцементные, пропитанные гудроном или битумом и др.)1. 2.3.91. При прокладке кабельной линии параллельно с трамвайными путями расстояние от кабеля до оси трамвайного пути должно быть не менее 2,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этого расстояния при условии, что кабели на всем участке сближения будут проложены в изолирующих блоках или трубах, указанных в 2.3.90. 2.3.92. При прокладке кабельной линии параллельно с автомобильными дорогами категорий I и II (см. 2.5.145) кабели должны прокладываться с внешней стороны кювета или подошвы насыпи на расстоянии не менее 1 м от бровки или не 1 Согласовано с Министерством путей сообщения. менее 1,5 м от бордюрного камня. Уменьшение указанного расстояния допускается в каждом отдельном случае по согласованию с соответствующими управлениями дорог. 2.3.93. При прокладке кабельной линии параллельно с ВЛ 110 кВ и выше расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через крайний провод линии, должно быть не менее 10 м. Расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10 м при напряжении 110 кВ и выше. В стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м; при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется. Расстояние в свету от кабельной линии до опоры ВЛ до 1 кВ должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля на участке сближения в изолирующей трубе — 0,5 м. На территориях электростанций и подстанций в стесненных условиях допускается прокладывать кабельные линии на расстояниях не менее 0,5 м от подземной части опор воздушных связей (токопроводов) и ВЛ выше 1 кВ, если заземляющие устройства этих опор присоединены к контуру заземления подстанций. 2.3.942. При пересечении кабельными линиями других кабелей они должны быть разделены слоем земли толщиной не менее 0,5 м; это расстояние в стесненных условиях для кабелей до 35 кВ может быть уменьшено до 0,15 м при условии разделения кабелей на всем участке пересечения плюс по 1 м в каждую сторону плитами или трубами из бетона или другого равнопрочного материала; при этом кабели связи должны быть расположены выше силовых кабелей. 2.3.95. При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах. При пересечении кабельной маслонаполненной линией трубопроводов расстояние между ними в свету должно быть не менее 1 м. Для стесненных условий допускается принимать расстояние не менее 0,25 м, но при условии размещения кабелей в трубах или железобетонных лотках с крышкой. 2 Согласовано с Министерством связи. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ 2.3.96. При пересечении кабельными линиями до 35 кВ теплопроводов расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода в свету должно быть не менее 0,5 м, а в стесненных условиях — не менее 0,25 м. При этом теплопровод на участке пересечения плюс по 2 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 10 °С по отношению к высшей летней температуре и на 15 °С по отношению к низшей зимней. В случаях, когда указанные условия не могут быть соблюдены, допускается выполнение одного из следующих мероприятий: заглубление кабелей до 0,5 м вместо 0,7 м (см. 2.3.84); применение кабельной вставки большего сечения; прокладка кабелей под теплопроводом в трубах на расстоянии от него не менее 0,5 м, при этом трубы должны быть уложены таким образом, чтобы замена кабелей могла быть выполнена без производства земляных работ (например, ввод концов труб в камеры). При пересечении кабельной маслонаполненной линией теплопровода расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода должно быть не менее 1 м, а в стесненных условиях — не менее 0,5 м. При этом теплопровод на участке пересечения плюс по 3 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 5 °С в любое время года. 2.3.97. При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги. При пересечении кабельными линиями электрифицированных и подлежащих электрификации на постоянном токе1 железных дорог блоки и трубы должны быть изолирующими (см. 2.3.90). Место пересечения должно находиться на расстоянии не менее 10 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей. Пересечение кабелей с путями электрифицированного рельсового транспорта должно производиться под углом 75–90° к оси пути. Концы блоков и труб должны быть утоплены джутовыми плетеными шнурами, обмазанными водонепроницаемой (мятой) глиной на глубину не менее 300 мм. 1 Согласовано с Министерством путей сообщения. 165 При пересечении тупиковых дорог промышленного назначения с малой интенсивностью движения, а также специальных путей (например, на слипах и т.п.) кабели, как правило, должны прокладываться непосредственно в земле. При пересечении трассы кабельных линий вновь сооружаемой железной неэлектрифицированной дорогой или автомобильной дорогой перекладки действующих кабельных линий не требуется. В месте пересечения должны быть заложены на случай ремонта кабелей в необходимом количестве резервные блоки или трубы с плотно заделанными торцами. В случае перехода кабельной линии в воздушную кабель должен выходить на поверхность на расстоянии не менее 3,5 м от подошвы насыпи или от кромки полотна. 2.3.98. При пересечении кабельными линиями трамвайных путей кабели должны прокладываться в изолирующих блоках или трубах (см. 2.3.90). Пересечение должно выполняться на расстоянии не менее 3 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей. 2.3.99. При пересечении кабельными линиями въездов для автотранспорта во дворы, гаражи и т.д. прокладка кабелей должна производиться в трубах. Таким же способом должны быть защищены кабели в местах пересечения ручьев и канав. 2.3.100. При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм. При прокладке кабельных линий на крутонаклонных трассах установка на них кабельных муфт не рекомендуется. При необходимости установки на таких участках кабельных муфт под ними должны выполняться горизонтальные площадки. Для обеспечения возможности перемонтажа муфт в случае их повреждения на кабельной линии требуется укладывать кабель с обеих сторон муфт с запасом. 2.3.101. При наличии по трассе кабельной линии блуждающих токов опасных величин необходимо: 1. Изменить трассу кабельной линии с тем, чтобы обойти опасные зоны. 2. При невозможности изменить трассу: предусмотреть меры по максимальному снижению уровней блуждающих токов; применить кабели с повышенной стойкостью к воздействию коррозии; осуществить активную защиту кабелей от воздействия электрокоррозии. При прокладках кабелей в агрессивных грунтах и зонах с наличием блуждающих токов Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 166 ПУЭ недопустимых значений должна применяться катодная поляризация (установка электродренажей, протекторов, катодная защита). При любых способах подключения электродренажных устройств должны соблюдаться нормы разностей потенциалов на участках отсасывания, предусмотренные СНиП 3.04.03-85 «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии» Госстроя России. Применять катодную защиту внешним током на кабелях, проложенных в солончаковых грунтах или засоленных водоемах, не рекомендуется. Необходимость защиты кабельных линий от коррозии должна определяться по совокупным данным электрических измерений и химических анализов проб грунта. Защита кабельных линий от коррозии не должна создавать условий, опасных для работы смежных подземных сооружений. Запроектированные мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода новой кабельной линии в эксплуатацию. При наличии в земле блуждающих токов необходимо устанавливать на кабельных линиях контрольные пункты в местах и на расстояниях, позволяющих определять границы опасных зон, что необходимо для последующего рационального выбора и размещения защитных средств. Для контроля потенциалов на кабельных линиях допускается использовать места выходов кабелей на трансформаторные подстанции, распределительные пункты и т.д. Прокладка кабельных линий в кабельных блоках, трубах и железобетонных лотках 2.3.102. Для изготовления кабельных блоков, а также для прокладки кабелей в трубах допускается применять стальные, чугунные асбестоцементные, бетонные, керамические и тому подобные трубы. При выборе материала для блоков и труб следует учитывать уровень грунтовых вод и их агрессивность, а также наличие блуждающих токов. Маслонаполненные однофазные кабели низкого давления необходимо прокладывать только в асбестоцементных и других трубах из немагнитного материала, при этом каждая фаза должна прокладываться в отдельной трубе. 2.3.103. Допустимое количество каналов в блоках, расстояния между ними и их размер должны приниматься согласно 1.3.20. 2.3.104. Каждый кабельный блок должен иметь до 15% резервных каналов, но не менее одного канала. 2.3.105. Глубина заложения в земле кабельных блоков и труб должна приниматься по местным условиям, но быть не менее расстояний, приведенных в 2.3.84, считая до верхнего кабеля. Глубина заложения кабельных блоков и труб на закрытых территориях и в полах производственных помещений не нормируется. 2.3.106. Кабельные блоки должны иметь уклон не менее 0,2% в сторону колодцев. Такой же уклон необходимо соблюдать и при прокладке труб для кабелей. 2.3.107. При прокладке труб для кабельных линий непосредственно в земле наименьшие расстояния в свету между трубами и между ними и другими кабелями и сооружениями должны приниматься, как для кабелей, проложенных без труб (см. 2.3.86). При прокладке кабельных линий в трубах в полу помещения расстояния между ними принимаются как для прокладки в земле. 2.3.108. В местах, где изменяется направление трассы кабельных линий, проложенных в блоках, и в местах перехода кабелей и кабельных блоков в землю должны сооружаться кабельные колодцы, обеспечивающие удобную протяжку кабелей и удаление их из блоков. Такие колодцы должны сооружаться также и на прямолинейных участках трассы на расстоянии один от другого, определяемом предельно допустимым тяжением кабелей. При числе кабелей до 10 и напряжении не выше 35 кВ переход кабелей из блоков в землю допускается осуществлять без кабельных колодцев. При этом места выхода кабелей из блоков должны быть заделаны водонепроницаемым материалом. 2.3.109. Переход кабельных линий из блоков и труб в здания, туннели, подвалы и т.п. должен осуществляться одним из следующих способов: непосредственным вводом в них блоков и труб, сооружением колодцев или приямков внутри зданий либо камер у их наружных стен. Должны быть предусмотрены меры, исключающие проникновение через трубы или проемы воды и мелких животных из траншей в здания, туннели и т.п. 2.3.110. Каналы кабельных блоков, трубы, выход из них, а также их соединения должны иметь обработанную и очищенную поверхность для предотвращения механических повреждений оболочек кабелей при протяжке. На выходах кабелей из блоков в кабельные сооружения и камеры должны предусматриваться меры, предотвращающие повреждение оболочек от истирания и растрескивания (применение эластичных подкладок, соблюдение необходимых радиусов изгиба и др.). 2.3.111. При высоком уровне грунтовых вод на территории ОРУ следует отдавать предпочтение надземным способам прокладки кабелей Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ (в лотках или коробках). Надземные лотки и плиты для их покрытия должны быть выполнены из железобетона. Лотки должны быть уложены на специальных бетонных подкладках с уклоном не менее 0,2% по спланированной трассе таким образом, чтобы не препятствовать стоку ливневых вод. При наличии в днищах надземных лотков проемов, обеспечивающих выпуск ливневых вод, создавать уклон не требуется. При применении кабельных лотков для прокладки кабелей должны обеспечиваться проезд по территории ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для этой цели должны быть устроены переезды через лотки при помощи железобетонных плит с учетом нагрузки от проходящего транспорта, с сохранением расположения лотков на одном уровне. При применении кабельных лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами и переездами в трубах, каналах и траншеях, расположенных ниже лотков. Выход кабелей из лотков к шкафам управления и защиты должен выполняться в трубах, не заглубляемых в землю. Прокладка кабельных перемычек в пределах одной ячейки ОРУ допускается в траншее, причем применение в этом случае труб для защиты кабелей при подводке их к шкафам управления и релейной защиты не рекомендуется. Защита кабелей от механических повреждений должна выполняться другими способами (с применением уголка, швеллера и др.). Прокладка кабельных линий в кабельных сооружениях 2.3.112. Кабельные сооружения всех видов должны выполняться с учетом возможности дополнительной прокладки кабелей в размере 15% количества кабелей, предусмотренного проектом (замена кабелей в процессе монтажа, дополнительная прокладка в последующей эксплуатации и др.). 2.3.113. Кабельные этажи, туннели, галереи, эстакады и шахты должны быть отделены от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных кабелей. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м2. Двери в кабельных сооружениях и перегородках с пределом огнестойкости 0,75 ч должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч в 167 электроустановках, перечисленных в 2.3.76, и 0,6 ч в остальных электроустановках. Выходы из кабельных сооружений должны предусматриваться наружу или в помещения с производствами категорий Г и Д. Количество и расположение выходов из кабельных сооружений должно определяться исходя из местных условий, но их должно быть не менее двух. При длине кабельного сооружения не более 25 м допускается иметь один выход. Двери кабельных сооружений должны быть самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Выходные двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и должны иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении. Проходные кабельные эстакады с мостиками обслуживания должны иметь входы с лестницами. Расстояние между входами должно быть не более 150 м. Расстояние от торца эстакады до входа на нее не должно превышать 25 м. Входы должны иметь двери, предотвращающие свободный доступ на эстакады лицам, не связанным с обслуживанием кабельного хозяйства. Двери должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны эстакады. Расстояние между входами в кабельную галерею при прокладке в ней кабелей не выше 35 кВ должно быть не более 150 м, а при прокладке маслонаполненных кабелей — не более 120 м. Наружные кабельные эстакады и галереи должны иметь основные несущие строительные конструкции (колонны, балки) из железобетона с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч или из стального проката с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч. Несущие конструкции зданий и сооружений, которые могут опасно деформироваться или снизить механическую прочность при горении групп (потоков) кабелей, проложенных вблизи этих конструкций на наружных кабельных эстакадах и галереях, должны иметь защиту, обеспечивающую предел огнестойкости защищаемых конструкций не менее 0,75 ч. Кабельные галереи должны делиться на отсеки несгораемыми противопожарными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Длина отсеков галерей должна быть не более 150 м при прокладке в них кабелей до 35 кВ и не более 120 м при прокладке маслонаполненных кабелей. На наружные кабельные галереи, закрытые частично, указанные требования не распространяются. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 168 ПУЭ 2.3.114. В туннелях и каналах должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них технологических вод и масла, а также должен быть обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. Полы в них должны иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников или ливневой канализации. Проход из одного отсека туннеля в другой при их расположении на разных уровнях должен быть осуществлен с помощью пандуса с углом подъема не выше 15°. Устройство ступеней между отсеками туннелей запрещается. В кабельных каналах, сооружаемых вне помещений и расположенных выше уровня грунтовых вод, допускается земляное дно с дренирующей подсыпкой толщиной 10–15 см из утрамбованного гравия или песка. В туннелях должны быть предусмотрены дренажные механизмы; при этом рекомендуется применять автоматический их пуск в зависимости от уровня воды. Пусковые аппараты и электродвигатели должны иметь исполнение, допускающее их работу в особо сырых местах. При переходах эстакады и галереи проходного типа с одной отметки на другую должен быть выполнен пандус с уклоном не более 15°. Как исключение, допускается устройство лестницы с уклоном 1:1. 2.3.115. Кабельные каналы и двойные полы в распределительных устройствах и помещениях должны перекрываться съемными несгораемыми плитами. В электромашинных и тому подобных помещениях каналы рекомендуется перекрывать рифленой сталью, а в помещениях щитов управления с паркетными полами — деревянными щитами с паркетом, защищенными снизу асбестом и по асбесту жестью. Перекрытие каналов и двойных полов должно быть рассчитано на передвижение по нему соответствующего оборудования. 2.3.116. Кабельные каналы вне зданий должны быть засыпаны поверх съемных плит слоем земли толщиной не менее 0,3 м. На огражденных территориях засыпка кабельных каналов землей поверх съемных плит не обязательна. Масса отдельной плиты перекрытия, снимаемой вручную, не должна превышать 70 кг. Плиты должны иметь приспособление для подъема. 2.3.117. На участках, где могут быть пролиты расплавленный металл, жидкости с высокой температурой или же вещества, разрушающе действующие на металлические оболочки кабелей, сооружение кабельных каналов не допускается. На указанных участках не допускается также устройство люков в коллекторах и туннелях. 2.3.118. Подземные туннели вне зданий должны иметь поверх перекрытия слой земли толщиной не менее 0,5 м. 2.3.120. В кабельных сооружениях кабели рекомендуется прокладывать целыми строительными длинами, а размещение кабелей в сооружениях должно производиться в соответствии со следующим: 1. Контрольные кабели и кабели связи следует размещать только под или только над силовыми кабелями; при этом их следует отделять перегородкой. В местах пересечения и ответвления допускается прокладка контрольных кабелей и кабелей связи над и под силовыми кабелями. 2. Контрольные кабели допускается прокладывать рядом с силовыми кабелями до 1 кВ. 3. Силовые кабели до 1 кВ рекомендуется прокладывать над кабелями выше 1 кВ; при этом их следует отделять перегородкой. 4. Различные группы кабелей: рабочие и резервные кабели выше 1 кВ генераторов, трансформаторов и т.п., питающие электроприемники I категории, рекомендуется прокладывать на разных горизонтальных уровнях и разделять перегородками. 5. Разделительные перегородки, указанные в п. 1, 3 и 4, должны быть несгораемыми с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч. При применении автоматического пожаротушения с использованием воздушно-механической пены или распыленной воды перегородки, указанные в п. 1, 3 и 4, допускается не устанавливать. На наружных кабельных эстакадах и в наружных закрытых частично кабельных галереях установка разделительных перегородок, указанных в п. 1, 3 и 4, не требуется. При этом взаимно резервирующие силовые кабельные линии (за исключением линий к электроприемникам особой группы I категории) следует прокладывать с расстоянием между ними не менее 600 мм и рекомендуется располагать: на эстакадах по обе стороны пролетной несущей конструкции (балки, фермы); в галереях по разным сторонам от прохода. 2.3.121. Маслонаполненные кабели следует прокладывать, как правило, в отдельных кабельных сооружениях. Допускается их прокладка совместно с другими кабелями; при этом маслонаполненные кабели следует размещать в нижней части кабельного сооружения и отделять от других кабелей горизонтальными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками следует отделять одну от другой маслонаполненные кабельные линии. 2.3.122. Необходимость применения и объем автоматических стационарных средств обнаружения и тушения пожаров в кабельных сооружениях должны определяться на основании ведомственных документов, утвержденных в установленном порядке. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ В непосредственной близости от входа, люков и вентиляционных шахт (в радиусе не более 25 м) должны быть установлены пожарные краны. Для эстакад и галерей пожарные гидранты должны располагаться с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки оси трассы эстакады и галереи до ближайшего гидранта не превышало 100 м. 2.3.123. В кабельных сооружениях прокладку контрольных кабелей и силовых кабелей сечением 25 мм2 и более, за исключением небронированных кабелей со свинцовой оболочкой, следует выполнять по кабельным конструкциям (консолям). Контрольные небронированные кабели, силовые небронированные кабели со свинцовой оболочкой и небронированные силовые кабели всех исполнений сечением 16 мм2 и менее следует прокладывать по лоткам или перегородкам (сплошным или несплошным). Допускается прокладка кабелей по дну канала при глубине его не более 0,9 м; при этом расстояние между группой силовых кабелей выше 1 кВ и группой контрольных кабелей должно быть не менее 100 мм или эти группы кабелей должны быть разделены несгораемой перегородкой с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч. Расстояния между отдельными кабелями приведены в табл. 2.3.1. Засыпка силовых кабелей, проложенных в каналах, песком запрещается (исключение см. в 7.3.110). В кабельных сооружениях высота, ширина проходов и расстояние между конструкциями и кабелями должны быть не менее приведенных в табл. 2.3.1. По сравнению с приведенными в таблице расстояниями допускается местное сужение проходов до 800 мм или снижение высоты до 1,5 м на длине 1,0 м с соответствующим уменьшением расстояния между кабелями по вертикали при одностороннем и двустороннем расположении конструкций. 2.3.124. Прокладка контрольных кабелей допускается пучками на лотках и многослойно в металлических коробах при соблюдении следующих условий: 1. Наружный диаметр пучка кабелей должен быть не более 100 мм. 2. Высота слоев в одном коробе не должна превышать 150 мм. 3. В пучках и многослойно должны прокладываться только кабели с однотипными оболочками. 4. Крепление кабелей в пучках, многослойно в коробах, пучков кабелей к лоткам следует выполнять так, чтобы была предотвращена 169 деформация оболочек кабелей под действием собственного веса и устройств крепления. 5. В целях пожарной безопасности внутри коробов должны устанавливаться огнепреградительные пояса: на вертикальных участках — на расстоянии не более 20 м, а также при проходе через перекрытие; на горизонтальных участках — при проходе через перегородки. 6. В каждом направлении кабельной трассы следует предусматривать запас емкости не менее 15% общей емкости коробов. Прокладка силовых кабелей пучками и многослойно не допускается. 2.3.1251. В местах, насыщенных подземными коммуникациями, допускается выполнение полупроходных туннелей высотой, уменьшенной по сравнению с предусмотренной в табл. 2.3.1, но не менее 1,5 м, при условии выполнения следующих требований: напряжение кабельных линий должно быть не выше 10 кВ; протяженность туннеля должна быть не более 100 м; остальные расстояния должны соответствовать приведенным в табл. 2.3.1; на концах туннеля должны быть выходы или люки. 2.3.126. Маслонаполненные кабели низкого давления должны крепиться на металлических конструкциях таким образом, чтобы была исключена возможность образования вокруг кабелей замкнутых магнитных контуров; расстояние между местами крепления должно быть не более 1 м. Стальные трубопроводы кабельных маслонаполненных линий высокого давления могут прокладываться на опорах или подвешиваться на подвесках; расстояние между опорами или подвесками определяется проектом линии. Кроме того, трубопроводы должны закрепляться на неподвижных опорах для предотвращения возникновения в трубопроводах температурных деформаций в условиях эксплуатации. Воспринимаемые опорами нагрузки от веса трубопровода не должны приводить к какимлибо перемещениям или разрушениям фундаментов опор. Количество указанных опор и места их расположения определяются проектом. Механические опоры и крепления разветвительных устройств на линиях высокого давления должны предотвращать раскачивание труб разветвлений, образование замкнутых магнитных контуров вокруг них, а в местах креплений или касаний опор должны быть предусмотрены изолирующие прокладки. 2.3.127. Высота кабельных колодцев должна быть не менее 1,8 м; высота камер не нормируется. 1 Согласовано с ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 170 ПУЭ Таблица 2.3.1 Наименьшее расстояние для кабельных сооружений Наименьшие размеры, мм, при прокладке в туннелях, галереях, кабельных этажах и на эстакадах Расстояние в кабельных каналах и двойных полах Высота в свету 1800 Не ограничивается, но не более 1200 мм По горизонтали в свету между конструкциями при двустороннем их расположении (ширина прохода) 1000 300 при глубине до 0,6 м; 450 при глубине более 0,6 до 0,9 м; 600 при глубине более 0,9 м По горизонтали в свету от конструкции до стены при одностороннем расположении (ширина прохода) 900 То же 200 250 300** 150 200 250 По вертикали между горизонтальными конструкциями*: для силовых кабелей напряжением: до 10 кВ до 20–35 кВ до 110 кВ и выше для контрольных кабелей и кабелей связи, а также силовых сечением до 3 × 25 мм2 напряжением до 1 кВ 100 Между опорными конструкциями (консолями) по длине сооружения 800–1000 По вертикали и горизонтали в свету между одиночными силовыми кабелями напряжением до 35 кВ*** Не менее диаметра кабеля По горизонтали между контрольными кабелями и кабелями связи *** Не нормируется По горизонтали в свету между кабелями напряжением 110 кВ и выше 100 Не менее диаметра кабеля * Полезная длина консоли должна быть не более 500 мм на прямых участках трассы. ** При расположении кабелей треугольником 250 мм. *** В том числе для кабелей, прокладываемых в кабельных шахтах. Кабельные колодцы для соединительных, стопорных и полустопорных муфт должны иметь размеры, обеспечивающие монтаж муфт без разрытия. Береговые колодцы на подводных переходах должны иметь размеры, обеспечивающие размещение резервных кабелей и подпитывающих аппаратов. В полу колодца должен быть устроен приямок для сбора грунтовых и ливневых вод; должно быть также предусмотрено водоотливное устройство в соответствии с требованиями, приведенными в 2.3.114. Кабельные колодцы должны быть снабжены металлическими лестницами. В кабельных колодцах кабели и соединительные муфты должны быть уложены на конструкциях, лотках или перегородках. 2.3.128. Люки кабельных колодцев и туннелей должны иметь диаметр не менее 650 мм и закрываться двойными металлическими крышками, из которых нижняя должна иметь приспособление для закрывания на замок, открываемый со стороны туннеля без ключа. Крышки должны иметь приспособления для их снятия. Внутри помещений применение второй крышки не требуется. 2.3.129. На соединительных муфтах силовых кабелей напряжением 6–35 кВ в туннелях, кабельных этажах и каналах должны быть установлены специальные защитные кожухи для локализации пожаров и взрывов, которые могут возникнуть при электрических пробоях в муфтах. 2.3.130. Концевые муфты на кабельных маслонаполненных линиях высокого давления должны располагаться в помещениях с положительной температурой воздуха или быть оборудованы автоматическим обогревом при Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 171 Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ снижении температуры окружающего воздуха ниже +5 °С. 2.3.131. При прокладке маслонаполненных кабелей в галереях необходимо предусмотреть отопление галерей в соответствии с техническими условиями на маслонаполненные кабели. Помещения маслоподпитывающих агрегатов линий высокого давления должны иметь естественную вентиляцию. Подземные подпитывающие пункты допускается совмещать с кабельными колодцами; при этом колодцы должны быть оборудованы водоотливными устройствами в соответствии с 2.3.127. 2.3.132. Кабельные сооружения, за исключением эстакад, колодцев для соединительных муфт, каналов и камер, должны быть обеспечены естественной или искусственной вентиляцией, причем вентиляция каждого отсека должна быть независимой. Расчет вентиляции кабельных сооружений определяется исходя из перепада температур между поступающим и удаляемым воздухом не более 10 °С. При этом должно быть предотвращено образование мешков горячего воздуха в сужениях туннелей, поворотах, обходах и т.д. Вентиляционные устройства должны быть оборудованы заслонками (шиберами) для прекращения доступа воздуха в случае возникновения возгорания, а также для предупреждения промерзания туннеля в зимнее время. Исполнение Таблица 2.3.2 Наименьшее расстояние от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений Сооружение Нормируемое расстояние Наименьшие размеры, м При параллельном следовании, по горизонтали Здания и сооружения с глухими стенами От конструкции эстакады и галереи до стены здания и сооружения Не нормируется Здания и сооружения, имеющие стены с проемами То же Внутризаводская неэлектрифицированная железная дорога От конструкции эстакады и галереи до габарита приближения строений Внутризаводская автомобильная дорога и пожарные проезды От конструкции эстакады и галереи до бордюрного камня, внешней бровки или подошвы кювета дороги 2 Канатная дорога От конструкции эстакады и галереи до габарита подвижного состава 1 Надземный трубопровод От конструкции эстакады и галереи до ближайших частей трубопровода 0,5 Воздушная линия электропередачи От конструкции эстакады и галереи до проводов См. 2.5.114 2 1 м для галерей и проходных эстакад; 3 м для непроходных эстакад При пересечении, по вертикали Внутризаводская неэлектрифицированная железная дорога От нижней отметки эстакады и галереи до головки рельса 5,6 Внутризаводская электрифицированная железная дорога От нижней отметки эстакады и галереи: до головки рельса 7,1 до наивысшего провода или несущего троса контактной сети 3 Внутризаводская автомобильная дорога (пожарный проезд) От нижней отметки эстакады и галереи до полотна автомобильной дороги (пожарного проезда) 4,5 Надземный трубопровод От конструкции эстакады и галереи до ближайших частей трубопровода 0,5 Воздушная линия электропередачи От конструкции эстакады и галереи до проводов См. 2.5.113 Воздушная линия связи и радиофикации То же 1,5 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 172 ПУЭ вентиляционных устройств должно обеспечивать возможность применения автоматики прекращения доступа воздуха в сооружения. При прокладке кабелей внутри помещений должен быть предотвращен перегрев кабелей за счет повышенной температуры окружающего воздуха и влияний технологического оборудования. Кабельные сооружения, за исключением колодцев для соединительных муфт, каналов, камер и открытых эстакад, должны быть оборудованы электрическим освещением и сетью для питания переносных светильников и инструмента. На тепловых электростанциях сеть для питания инструмента допускается не выполнять. 2.3.133. Прокладка кабелей в коллекторах, технологических галереях и по технологическим эстакадам выполняется в соответствии с требованиями СНиП Госстроя России. Наименьшие расстояния в свету от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений должны соответствовать приведенным в табл. 2.3.2. Пересечение кабельных эстакад и галерей с воздушными линиями электропередачи, внутризаводскими железными и автомобильными дорогами, пожарными проездами, канатными дорогами, воздушными линиями связи и радиофикации и трубопроводами рекомендуется выполнять под углом не менее 30°. Расположение эстакад и галерей во взрывоопасных зонах — см. гл. 7.3, расположение эстакад и галерей в пожароопасных зонах — см. гл. 7.4. При параллельном следовании эстакад и галерей с воздушными линиями связи и радиофикации наименьшие расстояния между кабелями и проводами линии связи и радиофикации определяются на основании расчета влияния кабельных линий на линии связи и радиофикации. Провода связи и радиофикации могут располагаться под и над эстакадами и галереями. Наименьшая высота кабельной эстакады и галереи в непроезжей части территории промышленного предприятия должна приниматься из расчета возможности прокладки нижнего ряда кабелей на уровне не менее 2,5 м от планировочной отметки земли. Прокладка кабельных линий в производственных помещениях 2.3.134. При прокладке кабельных линий в производственных помещениях должны быть выполнены следующие требования: 1. Кабели должны быть доступны для ремонта, а открыто проложенные — и для осмотра. Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где производится пере- мещение механизмов, оборудования, грузов и транспорта, должны быть защищены от повреждений в соответствии с требованиями, приведенными в 2.3.15. 2. Расстояние в свету между кабелями должно соответствовать приведенному в табл. 2.3.1. 3. Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводами, как правило, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями — не менее 1 м. При меньших расстояниях сближения и при пересечениях кабели должны быть защищены от механических повреждений (металлическими трубами, кожухами и т.п.) на всем участке сближения плюс по 0,5 м с каждой его стороны, а в необходимых случаях защищены от перегрева. Пересечения кабелями проходов должны выполняться на высоте не менее 1,8 м от пола. Параллельная прокладка кабелей над и под маслопроводами и трубопроводами с горючей жидкостью в вертикальной плоскости не допускается. 2.3.135. Прокладка кабелей в полу и междуэтажных перекрытиях должна производиться в каналах или трубах; заделка в них кабелей наглухо не допускается. Проход кабелей через перекрытия и внутренние стены может производиться в трубах или проемах; после прокладки кабелей зазоры в трубах и проемах должны быть заделаны легко пробиваемым несгораемым материалом. Прокладка кабелей в вентиляционных каналах запрещается. Допускается пересечение этих каналов одиночными кабелями, заключенными в стальные трубы. Открытая прокладка кабеля по лестничным клеткам не допускается. Подводная прокладка кабельных линий 2.3.136. При пересечении кабельными линиями рек, каналов и т.п. кабели должны прокладываться преимущественно на участках с дном и берегами, мало подверженными размыванию (пересечение ручьев — см. 2.3.46). При прокладке кабелей через реки с неустойчивым руслом и берегами, подверженными размыванию, заглубление кабелей в дно должно быть сделано с учетом местных условий. Глубина заложения кабелей определяется проектом. Прокладка кабелей в зонах пристаней, причалов, гаваней, паромных переправ, а также зимних регулярных стоянок судов и барж не рекомендуется. 2.3.137. При прокладке кабельных линий в море должны учитываться данные о глубине, скорости Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ и стиле перемещения воды в месте перехода, господствующих ветрах, профиле и химическом составе дна, химическом составе воды. 2.3.138. Прокладка кабельных линий должна производиться по дну таким образом, чтобы в неровных местах они не оказались на весу; острые выступы должны быть устранены. Отмели, каменные гряды и другие подводные препятствия на трассе следует обходить или предусматривать в них траншеи или проходы. 2.3.139. При пересечении кабельными линиями рек, каналов и т.п. кабели, как правило, должны заглубляться в дно на глубину не менее 1 м на прибрежных и мелководных участках, а также на судоходных и сплавных путях; 2 м при пересечении кабельными маслонаполненными линиями. В водоемах, где периодически производятся дноуглубительные работы, кабели заглубляются в дно до отметки, определяемой по согласованию с организациями водного транспорта. При прокладке кабельных маслонаполненных линий 110–220 кВ на судоходных реках и каналах в целях защиты их от механических повреждений рекомендуется заполнять траншеи мешками с песком с последующей наброской камней. 2.3.140. Расстояние между кабелями, заглубляемыми в дно рек, каналов и т.п. с шириной водоема до 100 м, рекомендуется принимать не менее 0,25 м. Вновь сооружаемые подводные кабельные линии должны прокладываться на расстоянии от действующих кабельных линий не менее 1,25 глубины водоема, исчисленной для многолетнего среднего уровня воды. При прокладке в воде кабелей низкого давления на глубине 5–15 м и при скорости течения, не превышающей 1 м/с, расстояния между отдельными фазами (без специальных креплений фаз между собой) рекомендуется принимать не менее 0,5 м, а расстояния между крайними кабелями параллельных линий — не менее 5 м. При подводных прокладках на глубине более 15 м, а также при скоростях течения более 1 м/с расстояния между отдельными фазами и линиями принимаются в соответствии с проектом. При параллельной прокладке под водой кабельных маслонаполненных линий и линий до 35 кВ расстояние по горизонтали между ними в свету должно быть не менее 1,25 глубины, исчисленной для многолетнего среднего уровня воды, но не менее 20 м. Расстояние по горизонтали от кабелей, заглубляемых в дно рек, каналов и других водоемов, до трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов и т.п.) должно определяться проектом в зависимости от вида дноуглубительных работ, выполняемых при прокладках трубопроводов и кабелей, и быть не менее 50 м. Допускается 173 уменьшение этого расстояния до 15 м по согласованию с организациями, в ведении которых находятся кабельные линии и трубопроводы. 2.3.141. На берегах без усовершенствованных набережных в месте подводного кабельного перехода должен быть предусмотрен резерв длиной не менее 10 м при речной и 30 м при морской прокладке, который укладывается восьмеркой. На усовершенствованных набережных кабели должны прокладываться в трубах. В месте выхода кабелей, как правило, должны быть устроены кабельные колодцы. Верхний конец трубы должен входить в береговой колодец, а нижний находиться на глубине не менее 1 м от наименьшего уровня воды. На береговых участках трубы должны быть прочно заделаны. 2.3.142. В местах, где русло и берега подвержены размыву, необходимо принять меры против обнажения кабелей при ледоходах и наводнениях путем укрепления берегов (замощение, отбойные дамбы, сваи, шпунты, плиты и т.д.). 2.3.143. Пересечение кабелей между собой под водой запрещается. 2.3.144. Подводные кабельные переходы должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками согласно действующим правилам плавания по внутренним судоходным путям и морским проливам. 2.3.145. При прокладке в воде трех и более кабелей до 35 кВ должен быть предусмотрен один резервный кабель на каждые три рабочих. При прокладке в воде кабельных маслонаполненных линий из однофазных кабелей должен быть предусмотрен резерв: для одной линии — одна фаза, для двух линий — две фазы, для трех и более — по проекту, но не менее двух фаз. Резервные фазы должны быть проложены таким образом, чтобы они могли быть использованы взамен любой из действующих рабочих фаз. Прокладка кабельных линий по специальным сооружениям 2.3.146. Прокладка кабельных линий по каменным, железобетонным и металлическим мостам должна выполняться под пешеходной частью моста в каналах или в отдельных для каждого кабеля несгораемых трубах; необходимо предусмотреть меры по предотвращению стока ливневых вод по этим трубам. По металлическим и железобетонным мостам и при подходе к ним кабели рекомендуется прокладывать в асбестоцементных трубах. В местах перехода с конструкций моста в грунт кабели рекомендуется прокладывать также в асбестоцементных трубах. Все подземные кабели при прохождении по металлическим и железобетонным мостам Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 174 ПУЭ должны быть электрически изолированы от металлических частей моста. 2.3.147. Прокладка кабельных линий по деревянным сооружениям (мостам, причалам, пирсам и т.п.) должна выполняться в стальных трубах. 2.3.148. В местах перехода кабелей через температурные швы мостов и с конструкций мостов на устои должны быть приняты меры для предотвращения возникновения в кабелях механических усилий. 2.3.149. Прокладка кабельных линий по плотинам, дамбам, пирсам и причалам непосредственно в земляной траншее допускается при толщине слоя земли не менее 1 м. 2.3.150. Прокладка кабельных маслонаполненных линий по мостам не допускается. Глава 2.4 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 20 мая 2003 г. № 187 Введено в действие с 1 октября 2003 г. Область применения. Определения 2.4.1. Настоящая глава Правил распространяется на воздушные линии электропередачи переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые с применением изолированных или неизолированных проводов. Дополнительные требования к ВЛ до 1 кВ приведены в гл. 2.5, 6.3 и 7.7. Кабельные вставки в линию и кабельные ответвления от линии должны выполняться в соответствии с требованиями гл. 2.3. 2.4.2. Воздушная линия (ВЛ) электропередачи напряжением до 1 кВ — устройство для передачи и распределения электроэнергии по изолированным или неизолированным проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным линейной арматурой к опорам, изоляторам или кронштейнам, к стенам зданий и к инженерным сооружениям. Воздушная линия электропередачи напряжением до 1 кВ с применением самонесущих изолированных проводов (СИП) обозначается ВЛИ. Самонесущий изолированный провод — скрученные в жгут изолированные жилы, причем несущая жила может быть как изолированной, так и неизолированной. Механическая нагрузка может восприниматься или несущей жилой, или всеми проводниками жгута. 2.4.3. Магистраль ВЛ — участок линии от питающей трансформаторной подстанции до концевой опоры. К магистрали ВЛ могут быть присоединены линейные ответвления или ответвления к вводу. Линейное ответвление от ВЛ — участок линии, присоединенной к магистрали ВЛ, имеющий более двух пролетов. Ответвление от ВЛ к вводу — участок от опоры магистрали или линейного ответвления до зажима (изолятора ввода). Ответвление от ВЛИ допускается выполнять в пролете. 2.4.4. Состояние ВЛ в расчетах механической части: нормальный режим — режим при необорванных проводах; аварийный режим — режим при оборванных проводах; монтажный режим — режим в условиях монтажа опор и проводов. Механический расчет ВЛ до 1 кВ в аварийном режиме не производится. Общие требования 2.4.5. Механический расчет элементов ВЛ должен производиться по методам, изложенным в гл. 2.5. 2.4.6. Воздушные линии электропередачи должны размещаться так, чтобы опоры не загораживали входы в здания и въезды во дворы и не затрудняли движения транспорта и пешеходов. В местах, где имеется опасность наезда транспорта (у въездов во дворы, вблизи съездов с дорог, при пересечении дорог), опоры должны быть защищены от наезда (например, отбойными тумбами). 2.4.7. На опорах ВЛ на высоте не менее 2 м от земли через 250 м на магистрали ВЛ должны быть установлены (нанесены): порядковый номер опоры; плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на расстоянии менее 4 м до кабелей связи), ширина охранной зоны и телефон владельца ВЛ. 2.4.8. При прохождении ВЛИ по лесным массивам и зеленым насаждениям вырубка просек не требуется. При этом расстояние от проводов до деревьев и кустов при наибольшей стреле провеса СИП и наибольшем их отклонении должно быть не менее 0,3 м. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 175 Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ При прохождении ВЛ с неизолированными проводами по лесным массивам и зеленым насаждениям вырубка просеки не обязательна. При этом расстояние от проводов при наибольшей стреле провеса или наибольшем отклонении до деревьев и кустов должно быть не менее 1 м. Расстояние от изолированных проводов до зеленых насаждений должно быть не менее 0,5 м. 2.4.9. Конструкции опор ВЛ должны быть защищены от коррозии с учетом требований 2.5.25, 2.5.26 и строительных норм и правил. 2.4.10. Защиту ВЛ от электрических перегрузок следует выполнять в соответствии с требованиями гл. 3.1. γр = 1,0 и К1 = 1,0 — во всех случаях. 2.4.12. Расчет длины пролета ответвления от ВЛ к вводу по 2.4.20 должен выполняться в гололедном режиме для двух случаев: 1) направление ветра под углом 90° к оси ВЛ, провода ВЛ покрыты гололедом bэ, толщина стенки гололеда на проводах ответвления bо = 0,5bэ; 2) направление ветра вдоль ВЛ (угол 0°), толщина стенки гололеда на проводах ответвления b0 = bэ. При этом в обоих случаях следует учитывать редукцию тяжения проводов ответвления при отклонении верха опоры. Климатические условия Провода. Линейная арматура 2.4.11. Климатические условия для расчета ВЛ до 1 кВ в нормальном режиме должны приниматься как для ВЛ до 20 кВ в соответствии с 2.5.38–2.5.74. При этом для ВЛ до 1 кВ следует принимать: при расчете по 2.5.52: Сх = 1,1 — для СИП, свободных или покрытых гололедом; при расчете по 2.5.54 и 2.5.55: γnw = γnг = 0,8 — для одноцепных ВЛ; γnw = γnг = 0,9 — для одноцепных ВЛ с подвеской на опорах ПВ; γnw = 1,0 и γnг = 1,2 — для двухцепных и многоцепных ВЛ, а также при подвеске на опорах ВЛ самонесущего неметаллического оптического кабеля (ОКСН); 2.4.13. На ВЛ должны, как правило, применяться самонесущие изолированные провода (СИП). СИП должен относиться к категории защищенных, иметь изоляцию из трудносгораемого светостабилизированного синтетического материала, стойкого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона. 2.4.14. По условиям механической прочности на магистралях ВЛ, на линейном ответвлении от ВЛ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в табл. 2.4.1 и 2.4.2. 2.4.15. При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение проТаблица 2.4.1 Минимально допустимые сечения изолированных проводов Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм Сечение несущей жилы, мм2, на магистрали ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ Сечение жилы на ответвлениях от ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм2 35 (25)* 50 (25)* 16 16 10 15 и более * В скобках дано сечение жилы самонесущих изолированных проводов, скрученных в жгут, без несущего провода. Таблица 2.4.2 Минимально допустимые сечения неизолированных и изолированных проводов Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм Материал провода Алюминий (А), нетермообработанный алюминевый сплав (АН) 10 15 и более Сечение провода на магистрали и линейном ответвлении, мм 25 Сталеалюминий (АС), термообработанный алюминиевый сплав (АЖ) 25 Медь (М) 16 35 А, АН, АС, АЖ, М 25 16 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 176 ПУЭ Таблица 2.4.3 Допустимое механическое напряжение в проводах ВЛ до 1 кВ Допустимое напряжение,% предела прочности при растяжении Провод при наибольшей нагрузке и низшей температуре tг = t_ при среднегодовой температуре tcг СИП сечением 25–120 мм2 40 30 Алюминиевый сечением, мм2: 25–95 120 35 40 30 30 Из термообработанного и нетермообработанного алюминиевого сплава сечением, мм2: 25–95 120 40 45 30 30 Сталеалюминиевый сечением, мм2: 25 35–95 35 40 30 30 водов от коррозии (побережья морей, соленых озер, промышленные районы и районы засоленных песков), а также в местах, где на основании данных изысканий оно возможно, следует применять самонесущие изолированные провода с изолированной жилой. 2.4.16. Магистраль ВЛ, как правило, следует выполнять проводами неизменного сечения. Сечения фазных проводов магистрали ВЛ рекомендуется принимать не менее 50 мм2. 2.4.17. Механический расчет проводов должен производиться по методу допускаемых напряжений для условий, указанных в 2.5.38–2.5.74. При этом напряжения в проводах не должны превышать допускаемых напряжений, приведенных в табл. 2.4.3, а расстояния от проводов до поверхности земли, пересекаемых сооружений и заземленных элементов опор должны отвечать требованиям настоящей главы. При расчете используются параметры проводов, приведенные в табл. 2.5.8. 2.4.18. Все виды механических нагрузок и воздействий на СИП с несущей жилой должна воспринимать эта жила, а на СИП без несущего провода — должны воспринимать все жилы скрученного жгута 2.4.19. Длина пролета ответвления от ВЛ к вводу должна определяться расчетом в зависимости от прочности опоры, на которой выполняется ответвление, высоты подвески проводов ответвления на опоре и на вводе, количества и сечения жил проводов ответвления. При расстояниях от магистрали ВЛ до здания, превышающих расчетные значения пролета ответвления, устанавливается необходимое число дополнительных опор. 2.4.20. Выбор сечения токоведущих проводников по длительно допустимому току следует выполнять с учетом требований гл. 1.3. Сечение токоведущих проводников должно проверяться по условию нагрева при коротких замыканиях (КЗ) и на термическую стойкость. 2.4.21. Крепление, соединение СИП и присоединение к СИП следует производить следующим образом: 1) крепление провода магистрали ВЛИ на промежуточных и угловых промежуточных опорах — с помощью поддерживающих зажимов; 2) крепление провода магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа, а также концевое крепление проводов ответвления на опоре ВЛИ и на вводе — с помощью натяжных зажимов; 3) соединение провода ВЛИ в пролете — с помощью специальных соединительных зажимов; в петлях опор анкерного типа допускается соединение неизолированного несущего провода с помощью плашечного зажима. Соединительные зажимы, предназначенные для соединения несущего провода в пролете, должны иметь механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода; 4) соединение фазных проводов магистрали ВЛИ — с помощью соединительных зажимов, имеющих изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку; 5) соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допускается; 6) соединение заземляющих проводников — с помощью плашечных зажимов; 7) ответвительные зажимы следует применять в случаях: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ ответвления от фазных жил, за исключением СИП со всеми несущими проводниками жгута; ответвления от несущей жилы. 2.4.22. Крепление поддерживающих и натяжных зажимов к опорам ВЛИ, стенам зданий и сооружениям следует выполнять с помощью крюков и кронштейнов. 2.4.23. Расчетные усилия в поддерживающих и натяжных зажимах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не должны превышать 40% их механической разрушающей нагрузки. 2.4.24. Соединения проводов в пролетах ВЛ следует производить при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода. В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод. В пролетах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями соединение проводов ВЛ не допускается. Соединение проводов в петлях анкерных опор должно производиться при помощи зажимов или сваркой. Провода разных марок или сечений должны соединяться только в петлях анкерных опор. 2.4.25. Крепление неизолированных проводов к изоляторам и изолирующим траверсам на опорах ВЛ, за исключением опор для пересечений, рекомендуется выполнять одинарным. Крепление неизолированных проводов к штыревым изоляторам на промежуточных опорах следует выполнять, как правило, на шейке изолятора с внутренней его стороны по отношению к стойке опоры. 2.4.26. Крюки и штыри должны рассчитываться в нормальном режиме работы ВЛ по методу разрушающих нагрузок. При этом усилия не должны превышать значений, приведенных в 2.5.101. Расположение проводов на опорах 2.4.27. На опорах допускается любое расположение изолированных и неизолированных проводов ВЛ независимо от района климатических условий. Нулевой провод ВЛ с неизолированными проводами, как правило, следует располагать ниже фазных проводов. Изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛИ, могут размещаться выше или ниже СИП, а также быть скрученными в жгут СИП. Неизолированные и изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛ, должны располагаться, как правило, над PEN (РЕ)-проводником ВЛ. 177 2.4.28. Устанавливаемые на опорах аппараты для подключения электроприемников должны размещаться на высоте не менее 1,6 м от поверхности земли. Устанавливаемые на опорах защитные и секционирующие устройства должны размещаться ниже проводов ВЛ. 2.4.29. Расстояния между неизолированными проводами на опоре и в пролете по условиям их сближения в пролете при наибольшей стреле провеса до 1,2 м должны быть не менее: при вертикальном расположении проводов и расположении проводов с горизонтальным смещением не более 20 см: 40 см в I, II и III районах по гололеду, 60 см в IV и особом районах по гололеду; при других расположениях проводов во всех районах по гололеду при скорости ветра при гололеде: до 18 м/с — 40 см, более 18 м/с — 60 см. При наибольшей стреле провеса более 1,2 м указанные расстояния должны быть увеличены пропорционально отношению наибольшей стрелы провеса к стреле провеса, равной 1,2 м. 2.4.30. Расстояние по вертикали между изолированными и неизолированными проводами ВЛ разных фаз на опоре при ответвлении от ВЛ и при пересечении разных ВЛ на общей опоре должно быть не менее 10 см. Расстояния от проводов ВЛ до любых элементов опоры должно быть не менее 5 см. 2.4.31. При совместной подвеске на общих опорах ВЛИ и ВЛ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м. 2.4.32. При совместной подвеске на общих опорах двух или более ВЛИ расстояние между жгутами СИП должно быть не менее 0,3 м. 2.4.33. При совместной подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и проводов ВЛ до 20 кВ расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛ разных напряжений на общей опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха плюс 15 °С без ветра должно быть не менее: 1,0 м — при подвеске СИП с изолированным несущим и со всеми несущими проводами; 1,75 м — при подвеске СИП с неизолированным несущим проводом; 2,0 м — при подвеске неизолированных и изолированных проводов ВЛ до 1 кВ. 2.4.34. При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и защищенных проводов ВЛЗ 6–20 кВ (см. 2.5.1) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛ до 1 кВ и ВЛЗ 6–20 кВ на опоре и в пролете при темпера- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 178 ПУЭ туре плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 0,3 м для СИП и 1,5 м для неизолированных и изолированных проводов ВЛ до 1 кВ. Изоляция 2.4.35. Самонесущий изолированный провод крепится к опорам без применения изоляторов. 2.4.36. На ВЛ с неизолированными и изолированными проводами независимо от материала опор, степени загрязнения атмосферы и интенсивности грозовой деятельности следует применять изоляторы либо траверсы из изоляционных материалов. Выбор и расчет изоляторов и арматуры выполняются в соответствии с 2.5.100. 2.4.37. На опорах ответвлений от ВЛ с неизолированными и изолированными проводами следует, как правило, применять многошейковые или дополнительные изоляторы. Заземление. Защита от перенапряжений 2.4.38. На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защиты от грозовых перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах ВЛ. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом. 2.4.39. Металлические опоры, металлические конструкции и арматура железобетонных элементов опор должны быть присоединены к РENпроводнику. 2.4.40. На железобетонных опорах PENпроводник следует присоединять к арматуре железобетонных стоек и подкосов опор. 2.4.41. Крюки и штыри деревянных опор ВЛ, а также металлических и железобетонных опор при подвеске на них СИП с изолированным несущим проводником или со всеми несущими проводниками жгута заземлению не подлежат, за исключением крюков и штырей на опорах, где выполнены повторные заземления и заземления для защиты от атмосферных перенапряжений. 2.4.42. Крюки, штыри и арматура опор ВЛ напряжением до 1 кВ, ограничивающих пролет пересечения, а также опор, на которых производится совместная подвеска, должны быть заземлены. 2.4.43. На деревянных опорах ВЛ при переходе в кабельную линию заземляющий проводник должен быть присоединен к PEN-проводнику ВЛ и к металлической оболочке кабеля. 2.4.44. Защитные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ для защиты от грозовых перена- пряжений, должны быть присоединены к заземлителю отдельным спуском. 2.4.45. Соединение заземляющих проводников между собой, присоединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетонных опор, к крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлоконструкциям и к заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должны выполняться сваркой или болтовыми соединениями. Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлителю в земле также должно выполняться сваркой или иметь болтовые соединения. 2.4.46. В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от атмосферных перенапряжений. Сопротивления этих заземляющих устройств должны быть не более 30 Ом, а расстояния между ними должны быть не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40, 100 м — для районов с числом грозовых часов в году более 40. Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены: 1) на опорах с ответвлениями к вводам в здания, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы) или которые представляют большую материальную ценность (животноводческие и птицеводческие помещения, склады); 2) на концевых опорах линий, имеющих ответвления к вводам, при этом наибольшее расстояние от соседнего заземления этих же линий должно быть не более 100 м для районов с числом грозовых часов в году до 40 и 50 м — для районов с числом грозовых часов в году более 40. 2.4.47. В начале и конце каждой магистрали ВЛИ на проводах рекомендуется устанавливать зажимы для присоединения приборов контроля напряжения и переносного заземления. Заземляющие устройства защиты от грозовых перенапряжений рекомендуется совмещать с повторным заземлением PEN-проводника. 2.4.48. Требования к заземляющим устройствам повторного заземления и защитным проводникам приведены в 1.7.102, 1.7.103, 1.7.126. В качестве заземляющих проводников на опорах ВЛ допускается применять круглую сталь, имеющую антикоррозионное покрытие диаметром не менее 6 мм. 2.4.49. Оттяжки опор ВЛ должны быть присоединены к заземляющему проводнику. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ Опоры 2.4.50. На ВЛ могут применяться опоры из различного материала. Для ВЛ следует применять следующие типы опор: 1) промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны воспринимать усилий, направленных вдоль ВЛ; 2) анкерные, устанавливаемые для ограничения анкерного пролета, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры должны воспринимать в нормальных режимах работы усилия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ; 3) угловые, устанавливаемые в местах изменения направления трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы должны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов. Угловые опоры могут быть промежуточными и анкерного типа; 4) концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в местах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами анкерного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов. Опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ, называются ответвительными; опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ разных направлений или пересечение ВЛ с инженерными сооружениями, — перекрестными. Эти опоры могут быть всех указанных типов. 2.4.51. Конструкции опор должны обеспечивать возможность установки: светильников уличного освещения всех типов; концевых кабельных муфт; защитных аппаратов; секционирующих и коммутационных аппаратов; шкафов и щитков для подключения электроприемников. 2.4.52. Опоры независимо от их типа могут быть свободностоящими, с подкосами или оттяжками. Оттяжки опор могут прикрепляться к анкерам, установленным в земле, или к каменным, кирпичным, железобетонным и металлическим элементам зданий и сооружений. Сечение оттяжек определяется расчетом. Они могут быть многопроволочными или из круглой стали. Сечение однопроволочных стальных оттяжек должно быть не менее 25 мм2. 2.4.53. Опоры ВЛ должны рассчитываться по первому и второму предельному состоянию в нормальном режиме работы ВЛ на климатические условия по 2.4.11 и 2.4.12. 179 Промежуточные опоры должны быть рассчитаны на следующие сочетания нагрузок: одновременное воздействие поперечной ветровой нагрузки на провода, свободные или покрытые гололедом, и на конструкцию опоры, а также нагрузки от тяжения проводов ответвлений к вводам, свободных от гололеда или частично покрытых гололедом (по 2.4.12); на нагрузку от тяжения проводов ответвлений к вводам, покрытых гололедом, при этом допускается учет отклонения опоры под действием нагрузки; на условную расчетную нагрузку, равную 1,5 кН, приложенную к вершине опоры и направленную вдоль оси ВЛ. Угловые опоры (промежуточные и анкерные) должны быть рассчитаны на результирующую нагрузку от тяжения проводов и ветровую нагрузку на провода и конструкцию опоры. Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжения проводов смежных пролетов и поперечную нагрузку от давления ветра при гололеде и без гололеда на провода и конструкцию опоры. За наименьшее значение разности тяжения следует принимать 50% наибольшего значения одностороннего тяжения всех проводов. Концевые опоры должны быть рассчитаны на одностороннее тяжение всех проводов. Ответвительные опоры рассчитываются на результирующую нагрузку от тяжения всех проводов. 2.4.54. При установке опор на затапливаемых участках трассы, где возможны размывы грунта или воздействие ледохода, опоры должны быть укреплены (подсыпка земли, замощение, устройство банкеток, установка ледорезов). Габариты, пересечения и сближения 2.4.55. Расстояние по вертикали от проводов ВЛИ до поверхности земли в населенной и ненаселенной местности до земли и проезжей части улиц должно быть не менее 5 м. Оно может быть уменьшено в труднодоступной местности до 2,5 м и в недоступной (склоны гор, скалы, утесы) — до 1 м. При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам в здания расстояния от СИП до тротуаров пешеходных дорожек допускается уменьшить до 3,5 м. Расстояние от СИП и изолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводу должно быть не менее 2,5 м. Расстояние от неизолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводам должно быть не менее 2,75 м. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 180 ПУЭ Таблица 2.4.4 Наименьшее допустимое расстояние по горизонтали от подземных частей опор или заземляющих устройств опор до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок Объект сближения Расстояние, м Водо-, паро- и теплопроводы, распределительные газопроводы, канализационные трубы 1 Пожарные гидранты, колодцы, люки канализации, водоразборные колонки 2 Кабели (кроме кабелей связи, сигнализации и проводного вещания, см. также 2.4.77) 1 То же, но при прокладке их в изолирующей трубе 2.4.56. Расстояние от проводов ВЛ в населенной и ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса проводов до земли и проезжей части улиц должно быть не менее 6 м. Расстояние от проводов до земли может быть уменьшено в труднодоступной местности до 3,5 м и в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы) — до 1 м. 2.4.57. Расстояние по горизонтали от СИП при наибольшем их отклонении до элементов зданий и сооружений должно быть не менее: 1,0 м — до балконов, террас и окон; 0,2 м — до глухих стен зданий, сооружений. Допускается прохождение ВЛИ и ВЛ с изолированными проводами над крышами зданий и сооружениями (кроме оговоренных в гл. 7.3 и 7.4), при этом расстояние от них до проводов по вертикали должно быть не менее 2,5 м. 2.4.58. Расстояние по горизонтали от проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до зданий и сооружений должно быть не менее: 1,5 м — до балконов, террас и окон; 1,0 м — до глухих стен. Прохождение ВЛ с неизолированными проводами над зданиями и сооружениями не допускается. 2.4.59. Наименьшее расстояние от СИП и проводов ВЛ до поверхности земли или воды, а также до различных сооружений при прохождении ВЛ над ними определяется при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов ВЛ электрическим током. 2.4.60. При прокладке по стенам зданий и сооружениям минимальное расстояние от СИП должно быть: — при горизонтальной прокладке: над окном, входной дверью — 0,3 м; под балконом, окном, карнизом — 0,5 м; до земли — 2,5 м; — при вертикальной прокладке: до окна — 0,5 м; до балкона, входной двери — 1,0 м. Расстояние в свету между СИП и стеной здания или сооружением должно быть не менее 0,06 м. 0,5 2.4.61. Расстояния по горизонтали от подземных частей опор или заземлителей опор до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок различного назначения должны быть не менее приведенных в табл. 2.4.4. 2.4.62. При пересечении ВЛ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями населенных пунктов угол пересечения не нормируется. 2.4.63. Пересечение ВЛ с судоходными реками и каналами не рекомендуется. При необходимости выполнения такого пересечения ВЛ должны сооружаться в соответствии с требованиями 2.5.268– 2.5.272. При пересечении несудоходных рек и каналов наименьшие расстояния от проводов ВЛ до наибольшего уровня воды должны быть не менее 2 м, а до уровня льда — не менее 6 м. 2.4.64. Пересечения и сближения ВЛ напряжением до 1 кВ с ВЛ напряжением выше 1 кВ, а также совместная подвеска их проводов на общих опорах должны выполняться с соблюдением требований, приведенных в 2.5.220–2.5.230. 2.4.65. Пересечение ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ между собой рекомендуется выполнять на перекрестных опорах; допускается также их пересечение в пролете. Расстояние по вертикали между проводами пересекающихся ВЛ (ВЛИ) должно быть не менее: 0,1 м на опоре, 1 м в пролете, 2.4.66. В местах пересечения ВЛ до 1 кВ между собой могут применяться промежуточные опоры и опоры анкерного типа. При пересечении ВЛ до 1 кВ между собой в пролете место пересечения следует выбирать возможно ближе к опоре верхней пересекающей ВЛ, при этом расстояние по горизонтали от опор пересекающей ВЛ до проводов пересекаемой ВЛ при наибольшем их отклонении должно быть не менее 2 м. 2.4.67. При параллельном прохождении и сближении ВЛ до 1 кВ и ВЛ выше 1 кВ расстояние между ними по горизонтали должно быть не менее указанных в 2.5.230. 2.4.68. Совместная подвеска проводов ВЛ до 1 кВ и неизолированных проводов ВЛ до 20 кВ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ на общих опорах допускается при соблюдении следующих условий: 1) ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ; 2) провода ВЛ до 20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ; 3) провода ВЛ до 20 кВ, закрепляемые на штыревых изоляторах, должны иметь двойное крепление. 2.4.69. При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и защищенных проводов ВЛЗ 6–20 кВ должны соблюдаться следующие требования: 1) ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ; 2) провода ВЛЗ 6–20 кВ должны располагаться, как правило, выше проводов ВЛ до 1 кВ; 3) крепление проводов ВЛЗ 6–20 кВ на штыревых изоляторах должно выполняться усиленным. 2.4.70. При пересечении ВЛ (ВЛИ) с ВЛ напряжением выше 1 кВ расстояние от проводов пересекающей ВЛ до пересекаемой ВЛ (ВЛИ) должно соответствовать требованиям, приведенным в 2.5.221 и 2.5.227. Сечение проводов пересекаемой ВЛ должно приниматься в соответствии с 2.5.223. Пересечения, сближения, совместная подвеска ВЛ с линиями связи, проводного вещания и РК 2.4.71. Угол пересечения ВЛ с ЛС и ЛПВ1 должен быть по возможности близок к 90°. Для 1 Под ЛС следует понимать линии связи Министерства связи РФ и других ведомств, а также линии сигнализации Министерства путей сообщения. Под ЛПВ следует понимать линии проводного вещания. Воздушные линии связи по своему назначению разделяются на линии междугородной телефонной связи (МТС), линии сельской телефонной связи (СТС), линии городской телефонной связи (ГТС), линии проводного вещания (ЛПВ). По значимости воздушные линии связи и проводного вещания подразделяются на классы: линии МТС и СТС: магистральные линии МТС, соединяющие Москву с республиканскими, краевыми и областными центрами и последние между собой, и линии Министерства путей сообщения, проходящие вдоль железных дорог и по территории железнодорожных станций (класс I); внутризоновые линии МТС, соединяющие республиканские, краевые и областные центры с районными центрами и последние между собой, и соединительные линии СТС (класс II); абонентские линии СТС (класс III); линии ГТС на классы не подразделяются; линии проводного вещания: фидерные линии с номинальным напряжением выше 360 В (класс I); фидерные линии с номинальным напряжением до 360 В и абонентские линии с напряжением 15 и 30 В (класс II). 181 стесненных условий угол пересечения не нормируется. 2.4.72. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС и ЛПВ в пролете пересечения при наибольшей стреле провеса провода ВЛ должно быть: от СИП и изолированных проводов — не менее 1 м; от неизолированных проводов — не менее 1,25 м. 2.4.73. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до 1 кВ до проводов или подвесных кабелей ЛС или ЛПВ при пересечении на общей опоре должно быть: между СИП и ЛС или ЛПВ — не менее 0,5 м; между неизолированным проводом ВЛ и ЛПВ — не менее 1,5 м. 2.4.74. Место пересечения проводов ВЛ с проводами или подвесными кабелями ЛС и ЛПВ в пролете должно находиться по возможности ближе к опоре ВЛ, но не менее 2 м от нее. 2.4.75. Пересечение ВЛ с ЛС и ЛПВ может быть выполнено по одному из следующих вариантов: 1) проводами ВЛ и изолированными проводами ЛС и ЛПВ; 2) проводами ВЛ и подземным или подвесным кабелем ЛС и ЛПВ; 3) проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ; 4) подземной кабельной вставкой в ВЛ с изолированными и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ. 2.4.76. При пересечении проводов ВЛ с изолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования: 1) пересечение ВЛИ с ЛС и ЛПВ может выполняться в пролете и на опоре; 2) пересечение неизолированных проводов ВЛ с проводами ЛС, а также с проводами ЛПВ напряжением выше 360 В должно выполняться только в пролете. Пересечение неизолированных проводов ВЛ с проводами ЛПВ напряжением до 360 В может выполняться как в пролете, так и на общей опоре; 3) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и соединительными линиями СТС, а также ЛПВ напряжением выше 360 В, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС и ЛПВ допускаются опоры ВЛ промежуточного типа, усиленные дополнительной приставкой или подкосом; 4) провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные и изолированные провода ВЛ должны иметь двойное крепление, СИП закрепляется анкер- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 182 ПУЭ ными зажимами. Провода ЛС и ЛПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление. В городах и поселках городского типа вновь строящиеся ЛС и ЛПВ допускается располагать над проводами ВЛ напряжением до 1 кВ. 2.4.77. При пересечении проводов ВЛ с подземным или подвесным кабелем ЛС и ЛПВ должны выполняться следующие требования: 1) расстояние от подземной части металлической или железобетонной опоры и заземлителя деревянной опоры до подземного кабеля ЛС и ЛПВ в населенной местности должно быть, как правило, не менее 3 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этих расстояний до 1 м (при условии допустимости мешающих влияний на ЛС и ЛПВ); при этом кабель должен быть проложен в стальной трубе или покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры не менее 3 м; 2) в ненаселенной местности расстояние от подземной части или заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ должно быть не менее значений, приведенных в табл. 2.4.5; 3) провода ВЛ должны располагаться, как правило, над подвесным кабелем ЛС и ЛПВ (см. также 2.4.76, п. 4); 4) соединение проводов ВЛ в пролете пересечения с подвесным кабелем ЛС и ЛПВ не допускается. Сечение несущей жилы СИП должно быть не менее 35 мм2. Провода ВЛ должны быть многопроволочными сечением не менее: алюминиевые — 35 мм2; сталеалюминиевые — 25 мм2; сечение жилы СИП со всеми несущими проводниками жгута — не менее 25 мм2; 5) металлическая оболочка подвесного кабеля и трос, на котором подвешен кабель, должны быть заземлены на опорах, ограничивающих пролет пересечения; 6) расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции ближайшего провода ВЛ на горизонтальную плоскость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересечения. 2.4.78. При пересечении ВЛИ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования: 1) пересечение ВЛИ с ЛС и ЛПВ может выполняться в пролете и на опоре; 2) опоры ВЛИ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линиями СТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС и ЛПВ на ВЛИ допускается применение промежуточных опор, усиленных дополнительной приставкой или подкосом; 3) несущая жила СИП или жгута со всеми несущими проводниками на участке пересечения должна иметь коэффициент запаса прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 2,5; 4) провода ВЛИ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, несущие провода СИП должны закрепляться натяжными зажимами. Провода ВЛИ допускается располагать под проводами ЛПВ. При этом провода ЛПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление; 5) соединение несущей жилы и несущих проводников жгута СИП, а также проводов ЛС и ЛПВ в пролетах пересечения не допускается. 2.4.79. При пересечении изолированных и неизолированных проводов ВЛ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования: 1) пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС, а также проводами ЛПВ напряжением выше 360 В должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с абонентскими и фидерными линиями ЛПВ напряжением до 360 В допускается выполнять на опорах ВЛ; 2) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа; 3) провода ЛС, как стальные, так и из цветного металла, должны иметь коэффициент запаса Таблица 2.4.5 Наименьшее расстояние от подземной части и заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ в ненаселенной местности Эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом · м До 100 Более 100 до 500 Более 500 до 1000 Более 1000 Наименьшее расстояние, м, от подземного кабеля ЛС и ЛПВ до заземлителя или подземной части железобетонной и металлической опоры до подземной части деревянной опоры, не имеющей заземляющего устройства 10 15 20 30 5 10 15 25 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 2,2; 4) провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, провода ВЛ должны иметь двойное крепление. Провода ВЛ напряжением 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами ЛПВ и линий ГТС. При этом провода ЛПВ и линий ГТС на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление; 5) соединение проводов ВЛ, а также проводов ЛС и ЛПВ в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечениями не менее: алюминиевые — 35 мм2, сталеалюминиевые — 25 мм2. 2.4.80. При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ с неизолированными и изолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования: 1) расстояние от подземной кабельной вставки в ВЛ до опоры ЛС и ЛПВ и ее заземлителя должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля в изолирующей трубе — не менее 0,5 м; 2) расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ до проекции ближайшего провода ЛС и ЛПВ на горизонтальную плоскость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересечения. 2.4.81. Расстояние по горизонтали между проводами ВЛИ и проводами ЛС и ЛПВ при параллельном прохождении или сближении должно быть не менее 1 м. При сближении ВЛ с воздушными ЛС и ЛПВ расстояние по горизонтали между изолированными и неизолированными проводами ВЛ и проводами ЛС и ЛПВ должно быть не менее 2 м. В стесненных условиях это расстояние допускается уменьшить до 1,5 м. Во всех остальных случаях расстояние между линиями должно быть не менее высоты наиболее высокой опоры ВЛ, ЛС и ЛПВ. При сближении ВЛ с подземными или подвесными кабелями ЛС и ЛПВ расстояния между ними должны приниматься в соответствии с 2.4.77, пп. 1 и 5. 2.4.82. Сближение ВЛ с антенными сооружениями передающих радиоцентров, приемными радиоцентрами, выделенными приемными пунктами проводного вещания и местных радиоузлов не нормируется. 2.4.83. Провода от опоры ВЛ до ввода в здание не должны пересекаться с проводами ответвлений от ЛС и ЛПВ, и их следует располагать на одном уровне или выше ЛС и ЛПВ. Расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и проводами ЛС и ЛПВ, телевизионными кабелями и спу- 183 сками от радиоантенн на вводах должно быть не менее 0,5 м для СИП и 1,5 м для неизолированных проводов ВЛ. 2.4.84. Совместная подвеска подвесного кабеля сельской телефонной связи и ВЛИ допускается при выполнении следующих требований: 1) нулевая жила СИП должна быть изолированной; 2) расстояние от СИП до подвесного кабеля СТС в пролете и на опоре ВЛИ должно быть не менее 0,5 м; 3) каждая опора ВЛИ должна иметь заземляющее устройство, при этом сопротивление заземления должно быть не более 10 Ом; 4) на каждой опоре ВЛИ должно быть выполнено повторное заземление РEN-проводника; 5) несущий канат телефонного кабеля вместе с металлическим сетчатым наружным покровом кабеля должен быть присоединен к заземлителю каждой опоры отдельным самостоятельным проводником (спуском). 2.4.85. Совместная подвеска на общих опорах неизолированных проводов ВЛ, ЛС и ЛПВ не допускается. На общих опорах допускается совместная подвеска неизолированных проводов ВЛ и изолированных проводов ЛПВ. При этом должны соблюдаться следующие условия: 1) номинальное напряжение ВЛ должно быть не более 380 В; 2) номинальное напряжение ЛПВ должно быть не более 360 В; 3) расстояние от нижних проводов ЛПВ до земли, между цепями ЛПВ и их проводами должно соответствовать требованиям действующих правил Минсвязи России; 4) неизолированные провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛПВ; при этом расстояние по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода ЛПВ должно быть на опоре не менее 1,5 м, а в пролете — не менее 1,25 м; при расположении проводов ЛПВ на кронштейнах это расстояние принимается от нижнего провода ВЛ, расположенного на той же стороне, что и провода ЛПВ. 2.4.86. На общих опорах допускается совместная подвеска СИП ВЛИ с неизолированными или изолированными проводами ЛС и ЛПВ. При этом должны соблюдаться следующие условия: 1) номинальное напряжение ВЛИ должно быть не более 380 В; 2) номинальное напряжение ЛПВ должно быть не более 360 В; 3) номинальное напряжение ЛС, расчетное механическое напряжение в проводах ЛС, расстояния от нижних проводов ЛС и ЛПВ до земли, между цепями и их проводами должны соот- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 184 ПУЭ ветствовать требованиям действующих правил Минсвязи России; 4) провода ВЛИ до 1 кВ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ; при этом расстояние по вертикали от СИП до верхнего провода ЛС и ЛПВ независимо от их взаимного расположения должно быть не менее 0,5 м на опоре и в пролете. Провода ВЛИ и ЛС и ЛПВ рекомендуется располагать по разным сторонам опоры. 2.4.87. Совместная подвеска на общих опорах неизолированных проводов ВЛ и кабелей ЛС не допускается. Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ напряжением не более 380 В и кабелей ЛПВ допускается при соблюдении условий, оговоренных в 2.4.85. Оптические волокна ОКНН должны удовлетворять требованиям 2.5.192 и 2.5.193. 2.4.88. Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ напряжением не более 380 В и проводов телемеханики допускается при соблюдении требований, приведенных в 2.4.85 и 2.4.86, а также если цепи телемеханики не используются как каналы проводной телефонной связи. 2.4.89. На опорах ВЛ (ВЛИ) допускается подвеска волоконно-оптических кабелей связи (ОК): неметаллических самонесущих (ОКСН); неметаллических, навиваемых на фазный провод или жгут СИП (ОКНН). Механические расчеты опор ВЛ (ВЛИ) с ОКСН и ОКНН должны производиться для исходных условий, указанных в 2.4.11 и 2.4.12. Опоры ВЛ, на которых подвешивают ОК, и их закрепления в грунте должны быть рассчитаны с учетом дополнительных нагрузок, возникающих при этом. Расстояние от ОКСН до поверхности земли в населенной и ненаселенной местностях должно быть не менее 5 м. Расстояния между проводами ВЛ до 1 кВ и ОКСН на опоре и в пролете должны быть не менее 0,4 м. Пересечения и сближения ВЛ с инженерными сооружениями 2.4.90. При пересечении и параллельном следовании ВЛ с железными и автомобильными дорогами должны выполняться требования, изложенные в гл. 2.5. Пересечения могут выполняться также при помощи кабельной вставки в ВЛ. 2.4.91. При сближении ВЛ с автомобильными дорогами расстояние от проводов ВЛ до дорожных знаков и их несущих тросов должно быть не менее 1 м. Несущие тросы должны быть заземлены с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом. 2.4.92. При пересечении и сближении ВЛ с контактными проводами и несущими тросами трамвайных и троллейбусных линий должны быть выполнены следующие требования: 1) ВЛ должны, как правило, располагаться вне зоны, занятой сооружениями контактных сетей, включая опоры. В этой зоне опоры ВЛ должны быть анкерного типа, а неизолированные провода иметь двойное крепление; 2) провода ВЛ должны располагаться над несущими тросами контактных проводов. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее: алюминиевые — 35 мм2, сталеалюминиевые — 25 мм2, несущая жила СИП — 35 мм2, сечение жилы СИП со всеми несущими проводниками жгута — не менее 25 мм2. Соединение проводов ВЛ в пролетах пересечения не допускается; 3) расстояние от проводов ВЛ при наибольшей стреле провеса должно быть не менее 8 м до головки рельса трамвайной линии и 10,5 м до проезжей части улицы в зоне троллейбусной линии. При этом во всех случаях расстояние от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода должно быть не менее 1,5 м; 4) пересечение ВЛ с контактными проводами в местах расположения поперечин запрещается; 5) совместная подвеска на опорах троллейбусных линий контактных проводов и проводов ВЛ напряжением не более 380 В допускается при соблюдении следующих условий: опоры троллейбусных линий должны иметь механическую прочность, достаточную для подвески проводов ВЛ, расстояние между проводами ВЛ и кронштейном или устройством крепления несущего троса контактных проводов должно быть не менее 1,5 м. 2.4.93. При пересечении и сближении ВЛ с канатными дорогами и надземными металлическими трубопроводами должны выполняться следующие требования: 1) ВЛ должна проходить под канатной дорогой; прохождение ВЛ над канатной дорогой не допускается; 2) канатные дороги должны иметь снизу мостки или сетки для ограждения проводов ВЛ; 3) при прохождении ВЛ под канатной дорогой или под трубопроводом провода ВЛ должны находиться от них на расстоянии: не менее 1 м — при наименьшей стреле провеса проводов до мостков или ограждающих сеток канатной дороги или до трубопровода; не менее 1 м — при наибольшей стреле провеса и наибольшем отклонении проводов до элементов канатной дороги или до трубопровода; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 4) при пересечении ВЛ с трубопроводом расстояние от проводов ВЛ при их наибольшей стреле провеса до элементов трубопровода должно быть не менее 1 м. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с трубопроводом, должны быть анкерного типа. Трубопровод в пролете пересечения должен быть заземлен, сопротивление заземлителя — не более 10 Ом; 5) при параллельном следовании ВЛ с канатной дорогой или трубопроводом расстояние по горизонтали от проводов ВЛ до канатной дороги или трубопровода должно быть не менее высоты опоры, а на стесненных участках трассы при наибольшем отклонении проводов — не менее 1 м. 2.4.94. При сближении ВЛ с пожаро- и взрывоопасными установками и с аэродромами следует руководствоваться требованиями, приведенными в 2.5.278, 2.5.291 и 2.5.292. 2.4.95. Прохождение ВЛ до 1 кВ с изолированными и неизолированными проводами не допускается по территориям спортивных сооружений, школ (общеобразовательных и интернатов), технических училищ, детских дошкольных учреждений (детских яслей, детских садов, детских комбинатов), детских домов, детских игровых площадок, а также по территориям детских оздоровительных лагерей. По вышеуказанным территориям (кроме спортивных и игровых площадок) допускается прохождение ВЛИ при условии, что нулевая жила СИП должна быть изолированной, а полная ее проводимость должна быть не менее проводимости фазной жилы СИП. Глава 2.5 ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ Утверждено Министерством энергетики Российской Федерации Приказ от 20 мая 2003 г. № 187 Введено в действие с 1 октября 2003 г. Область применения. Определения 2.5.1. Настоящая глава Правил распространяется на воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ и до 750 кВ, выполняемые неизолированными проводами (ВЛ), и напряжением выше 1 кВ и до 20 кВ, выполняемые проводами с защитной изолирующей оболочкой — защищенными проводами (ВЛЗ). 185 Требования к ВЛ с неизолированными проводами распространяются и на ВЛ соответствующего напряжения, выполняемые проводами с защитной изолирующей оболочкой, кроме требований, специально оговоренных в настоящих Правилах. Настоящая глава не распространяется на электрические воздушные линии, сооружение которых определяется специальными правилами, нормами и постановлениями (контактные сети электрифицированных железных дорог, трамвая, троллейбуса; ВЛ для электроснабжения сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ); ВЛ напряжением 6–35 кВ, смонтированные на опорах контактной сети, и т.п.). Кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соответствии с требованиями, приведенными в 2.5.124 и гл. 2.3. 2.5.2. Воздушная линия электропередачи выше 1 кВ — устройство для передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи изолирующих конструкций и арматуры к опорам, несущим конструкциям, кронштейнам и стойкам на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.п.). За начало и конец ВЛ (ВЛЗ) принимаются: у ЗРУ — место выхода провода из аппаратного зажима, присоединяемого к проходному изолятору; у ОРУ с линейными порталами — место выхода провода из зажима натяжной гирлянды изоляторов на линейном портале в сторону ВЛ; у КТП — место крепления провода к изолятору КТП или место выхода провода из аппаратного зажима; у ТП с выносным разъединителем — место выхода провода из аппаратного зажима, присоединяемого к разъединителю. 2.5.3. Пролет ВЛ — участок ВЛ между двумя опорами или конструкциями, заменяющими опоры. Длина пролета — горизонтальная проекция этого участка ВЛ. Габаритный пролет lгаб — пролет, длина которого определяется нормированным вертикальным расстоянием от проводов до земли при установке опор на идеально ровной поверхности. Ветровой пролет lветр — длина участка ВЛ, с которого давление ветра на провода и грозозащитные тросы1 воспринимается опорой. Весовой пролет lвес —длина участка ВЛ, вес проводов (тросов) которого воспринимается опорой. 1 Далее — тросы. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 186 ПУЭ Стрела провеса провода f — расстояние по вертикали от прямой, соединяющей точки крепления провода, до провода. Габаритная стрела провеса провода fгаб— наибольшая стрела провеса провода в габаритном пролете. Анкерный пролет — участок ВЛ между двумя ближайшими анкерными опорами. Подвесной изолятор — изолятор, предназначенный для подвижного крепления токоведущих элементов к опорам, несущим конструкциям и различным элементам инженерных сооружений. Гирлянда изоляторов — устройство, состоящее из нескольких подвесных изоляторов и линейной арматуры, подвижно соединенных между собой. Тросовое крепление — устройство для прикрепления грозозащитных тросов к опоре; если в состав тросового крепления входит один или несколько изоляторов, то оно называется изолированным. Штыревой изолятор — изолятор, состоящий из изоляционной детали, закрепляемой на штыре или крюке опоры. Усиленное крепление провода с защитной оболочкой — крепление провода на штыревом изоляторе или к гирлянде изоляторов, которое не допускает проскальзывания проводов при возникновении разности тяжений в смежных пролетах в нормальном и аварийном режимах ВЛЗ. Пляска проводов (тросов) — устойчивые периодические низкочастотные (0,2–2 Гц) колебания провода (троса) в пролете с односторонним или асимметричным отложением гололеда (мокрого снега, изморози, смеси), вызываемые ветром скоростью 3–25 м/с и образующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3–5 м. Вибрация проводов (тросов) — периодические колебания провода (троса) в пролете с частотой от 3 до 150 Гц, происходящие в вертикальной плоскости при ветре и образующие стоячие волны с размахом (двойной амплитудой), который может превышать диаметр провода (троса). 2.5.4. Состояние ВЛ в расчетах механической части: нормальный режим — режим при необорванных проводах, тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплениях; аварийный режим — режим при оборванных одном или нескольких проводах или тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплений; монтажный режим — режим в условиях монтажа опор, проводов и тросов. 2.5.5. Населенная местность — земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития на 10 лет, курортные и пригородные зоны, зеленые зоны вокруг городов и других населенных пунктов, земли поселков городского типа в пределах поселковой черты и сельских населенных пунктов в пределах черты этих пунктов, а также территории садово-огородных участков. Труднодоступная местность — местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин. Ненаселенная местность — земли, не отнесенные к населенной и труднодоступной местности. Застроенная местность — территории городов, поселков, сельских населенных пунктов в границах фактической застройки. Трасса ВЛ в стесненных условиях — участки трассы ВЛ, проходящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подземными коммуникациями, сооружениями, строениями. 2.5.6. По условиям воздействия ветра на ВЛ различают три типа местности: А — открытые побережья морей, озер, водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра; В — городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой не менее 2/3 высоты опор; С — городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м, просеки в лесных массивах с высотой деревьев более высоты опор, орографически защищенные извилистые и узкие склоновые долины и ущелья. Воздушная линия считается расположенной в местности данного типа, если эта местность сохраняется с наветренной стороны ВЛ на расстоянии, равном тридцатикратной высоте опоры при высоте опор до 60 м и 2 км при большей высоте. 2.5.7. Большими переходами называются пересечения судоходных участков рек. каналов, озер и водохранилищ, на которых устанавливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения ущелий, оврагов, водных пространств и других препятствий с пролетом пересечения более 700 м независимо от высоты опор ВЛ. Общие требования 2.5.8. Все элементы ВЛ должны соответствовать государственным стандартам, строительным нормам и правилам Российской Федерации и настоящей главе Правил. При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуатации ВЛ должны соблюдаться требования «Правил охраны электри- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ ческих сетей напряжением свыше 1000 В» и действующих санитарно-эпидемиологических правил и нормативов. 2.5.9. Механический расчет проводов и тросов ВЛ производится по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры — по методу разрушающих нагрузок. По обоим методам расчеты производятся на расчетные нагрузки. Расчет строительных конструкций ВЛ (опор, фундаментов и оснований) производится по методу предельных состояний на расчетные нагрузки для двух групп предельных состояний (2.5.137) в соответствии с государственными стандартами и строительными нормами и правилами. Применение других методов расчета в каждом отдельном случае должно быть обосновано в проекте. 2.5.10. Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, действующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах. Сочетания климатических и других факторов в различных режимах работы ВЛ (наличие ветра, гололеда, значение температуры, количество оборванных проводов или тросов и пр.) определяются в соответствии с требованиями 2.5.71–2.5.74, 2.5.141, 2.5.144–2.5.147. 2.5.11. Основными характеристиками нагрузок являются их нормативные значения, которые устанавливаются настоящими Правилами, а для нагрузок, не регламентированных ими, — в соответствии со строительными нормами и правилами. Расчетные значения нагрузок определяются как произведение их нормативных значений на коэффициенты надежности по нагрузке уf, надежности по ответственности уn, условий работы yd, региональные ур. При расчете элементов ВЛ расчетные нагрузки могут дополнительно умножаться на коэффициент сочетаний. Необходимость применения коэффициентов и их значения устанавливаются настоящими Правилами. При отсутствии указаний о значениях коэффициентов они принимаются равными единице. 2.5.12. Нормативные значения нагрузок от веса оборудования, материалов, от тяжения проводов, грозозащитных тросов принимаются на основании государственных стандартов или в соответствии с указаниями настоящих Правил. 2.5.13. Основной характеристикой сопротивления материала элементов ВЛ являются: разрывное усилие (для проводов и тросов), механическая (электромеханическая) разрушающая нагрузка (для изоляторов), механическая разрушающая нагрузка (для линейной армату- 187 ры), указанные в стандартах или технических условиях на эти изделия; нормативные и расчетные сопротивления материала опор и фундаментов, устанавливаемые нормами проектирования строительных конструкций. 2.5.14. На ВЛ 110 кВ и выше длиной более 100 км для ограничения несимметрии токов и напряжений должен выполняться один полный цикл транспозиции. Двухцепные ВЛ 110 кВ и выше рекомендуется выполнять с противоположным чередованием фаз цепей (смежные фазы разных цепей должны быть разноименными). Схемы транспозиции обеих цепей рекомендуется выполнять одинаковыми. Допускаются увеличение длины нетранспонированной ВЛ, выполнение неполных циклов транспозиции, различные длины участков в цикле и увеличение числа циклов. Вносимая при этом данной ВЛ расчетная несимметрия по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты не должна превышать 0,5% по напряжению и 2% по току обратной последовательности. Шаг транспозиции по условию влияния на линии связи не нормируется. Для ВЛ с горизонтальным расположением фаз рекомендуется упрощенная схема транспозиции (в месте транспозиции поочередно меняются местами только две смежные фазы). 2.5.15. На ВЛ с горизонтальным расположением фаз и двумя тросами, используемыми для высокочастотной связи, для снижения потерь от токов в тросах в нормальном режиме рекомендуется выполнять скрещивание (транспозицию) тросов. Количество скрещиваний должно выбираться из условий самопогасания дуги сопровождающего тока промышленной частоты при грозовых перекрытиях искровых промежутков на изоляторах тросов. Схема скрещивания должна быть симметрична относительно каждого шага транспозиции фаз и точек заземления тросов, при этом крайние участки рекомендуется принимать равными половине длины остальных участков. 2.5.16. Для ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и более, а также с частыми образованиями гололеда или изморози в сочетании с сильными ветрами и в районах с частой и интенсивной пляской проводов, рекомендуется предусматривать плавку гололеда на проводах и тросах. Для сетевых предприятий, у которых свыше 50% ВЛ проходят в указанных районах, рекомендуется разрабатывать общую схему плавки гололеда. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 188 ПУЭ При обеспечении плавки гололеда без перерыва электроснабжения потребителей толщина стенки гололеда может быть снижена на 15 мм, при этом нормативная толщина стенки гололеда должна быть не менее 20 мм. На ВЛ с плавкой гололеда должно быть организовано наблюдение за гололедом, при этом предпочтительно применение сигнализаторов появления гололеда и устройств контроля окончания плавки гололеда. Требования настоящего параграфа не распространяются на ВЛЗ. 2.5.17. Интенсивность электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля, создаваемого ВЛ при максимальных рабочих параметрах (напряжении и токе) и при абсолютной максимальной температуре воздуха для населенной местности, не должна превышать предельно допустимых значений, установленных в действующих санитарно-эпидемиологических правилах и нормативах. Для ненаселенной и труднодоступной местности температура воздуха при предельно допустимой напряженности электрического поля принимается равной температуре воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,99. 2.5.18. По окончании сооружения или реконструкции ВЛ необходимо выполнять: землевание земель, отводимых в постоянное пользование; рекультивацию земель, отводимых во временное пользование; природоохранительные мероприятия, направленные на минимальное нарушение естественных форм рельефа и сохранение зеленых насаждений и естественного состояния грунта; противоэрозионные мероприятия. Требования к проектированию ВЛ, учитывающие особенности их ремонта и технического обслуживания 2.5.19. Ремонт и техническое обслуживание ВЛ должны предусматриваться централизованно, специализированными бригадами с производственных баз предприятия (структурной единицы). Размещение производственных баз, состав необходимых помещений, оснащение средствами механизации работ, транспортом и складами аварийного резерва, оборудование средствами связи должны производиться на основании перспективных схем организации эксплуатации с учетом существующей материальной базы энергопредприятия. Обеспечение ВЛ аварийным запасом материалов и оборудования предусматривается в объеме действующих нормативов. Для эксплуатации ВЛ в труднодоступной местности, участков ВЛ, доступ к которым наземным транспортом невозможен, а также ВЛ, проходящих в безлюдной местности с суровыми климатическими условиями, следует предусматривать пункты временного пребывания персонала или использование вертолетов. Расположение пунктов временного пребывания персонала и вертолетных площадок, состав помещений для персонала и экипажа вертолетов, механизмов обосновывается в проекте. Вертолетные площадки должны удовлетворять действующим нормативным требованиям. 2.5.20. Численность ремонтно-эксплуатационного персонала и площадь производственножилых помещений ремонтных баз, а также количество транспортных средств и механизмов, необходимых для эксплуатации ВЛ, определяются в соответствии с действующими нормативами. 2.5.21. При проектировании ВЛ должна быть предусмотрена технологическая связь между ремонтными бригадами и диспетчерскими пунктами, базами, с которых осуществляется ремонт и техническое обслуживание ВЛ, а также между бригадами и отдельными монтерами. Если ВЛ обслуживается с нескольких баз, необходимо предусмотреть связь между последними. Технологической связью должны быть обеспечены и пункты временного пребывания на трассе ВЛ. 2.5.22. К ВЛ должен быть обеспечен в любое время года подъезд на возможно близкое расстояние, но не далее чем на 0,5 км от трассы ВЛ. Для проезда вдоль трассы ВЛ и для подъезда к ним должна быть расчищена от насаждений, пней, камней и т.п. полоса земли шириной не менее 2,5 м. Исключения допускаются на участках ВЛ, проходящих: по топким болотам и сильно пересеченной местности, где проезд невозможен. В этих случаях необходимо выполнять вдоль трассы ВЛ пешеходные тропки с мостиками шириной 0,8– 1,0 м, оборудованные перилами, или насыпные земляные дорожки шириной не менее 0,8 м; по территориям, занятым под садовые и ценные сельскохозяйственные культуры, а также под насаждения защитных полос вдоль железных дорог, автомобильных дорог и запретных полос по берегам рек, озер, водохранилищ, каналов и других водных объектов. На трассах ВЛ, проходящих по местности, пересеченной мелиоративными каналами, должны предусматриваться пешеходные мостики шириной 0,8–1,0 м, оборудованные перилами. 2.5.23. На опорах ВЛ на высоте 2–3 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ порядковый номер опоры, номер ВЛ или ее условное обозначение — на всех опорах: на двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена соответствующая цепь; информационные знаки с указанием ширины охранной зоны ВЛ, расстояние между информационными знаками в населенной местности должно быть не более 250 м, при большей длине пролета знаки устанавливаются на каждой опоре; в ненаселенной и труднодоступной местности — 500 м, допускается более редкая установка знаков; расцветка фаз — на ВЛ 35 кВ и выше на концевых опорах, опорах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от ВЛ; предупреждающие плакаты — на всех опорах ВЛ в населенной местности; плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи — на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи. Допускается совмещать на одном знаке всю информацию, устанавливаемую требованиями настоящего параграфа. Плакаты и знаки должны устанавливаться сбоку опоры поочередно с правой и с левой стороны, а на переходах через дороги плакаты должны быть обращены в сторону дороги. На ВЛ 110 кВ и выше, обслуживание которых будет осуществляться с использованием вертолетов, в верхней части каждой пятой опоры устанавливаются номерные знаки, видимые с вертолета. При этом для ВЛ 500–750 кВ знаки должны быть эмалированными размером 400 × 500 мм. 2.5.24. Линейные разъединители, переключательные пункты, высокочастотные заградители, установленные на ВЛ, должны иметь соответствующие порядковые номера и диспетчерские наименования. Защита ВЛ от воздействия окружающей среды 2.5.25. Металлические опоры и подножники, металлические детали железобетонных и деревянных опор, бетонные и железобетонные конструкции, а также древесина элементов деревянных опор должны быть защищены от коррозии с учетом требований строительных норм и правил по защите строительных конструкций от коррозии. В необходимых случаях следует предусматривать защиту от электрокоррозии. Стальные опоры, а также стальные элементы и детали железобетонных и деревянных опор, как правило, должны защищаться от коррозии горячей оцинковкой. 189 Защита от коррозии должна производиться в заводских условиях. Допускается выполнение ее на специально оборудованных полигонах. 2.5.26. Стальные канаты, применяемые в качестве грозозащитных тросов, оттяжек и элементов опор, должны иметь коррозионно-стойкое исполнение с учетом вида и степени агрессивности среды в условиях эксплуатации. На грозозащитный трос и оттяжки в процессе сооружения ВЛ должна быть нанесена защитная смазка. 2.5.27. На участках ВЛ в горных условиях в необходимых случаях должны быть предусмотрены: очистка склонов от опасных для ВЛ нависающих камней; расположение ВЛ вне зоны схода снежных лавин и камнепадов, а если это невозможно, то провода и тросы должны размещаться вне зоны действия воздушной волны лавины, а также расчетной траектории полета падающих камней. 2.5.28. Трассы ВЛ следует располагать вне зоны распространения оползневых процессов. При невозможности обхода таких зон должна предусматриваться инженерная защита ВЛ от оползней в соответствии со строительными нормами и правилами по защите территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов. 2.5.29. При прохождении ВЛ в условиях пересеченной местности с солифлюкционными явлениями при размещении опор на косогорах подземная часть опор и фундаментов должна рассчитываться на дополнительную нагрузку от давления слоя сползающего грунта. 2.5.30. При прохождении ВЛ по просадочным грунтам опоры, как правило, должны устанавливаться на площадках с минимальной площадью водосбора с выполнением комплекса противопросадочных мероприятий. Нарушение растительности и почвенного покрова должно быть минимальным. 2.5.31. При прохождении ВЛ по полузакрепленным и незакрепленным пескам необходимо выполнение пескозакрепительных мероприятий. Нарушение растительного покрова должно быть минимальным. 2.5.32. Опоры ВЛ рекомендуется устанавливать на безопасном расстоянии от русла реки с интенсивным размывом берегов, с учетом прогнозируемых перемещений русла и затопляемости поймы, а также вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, ледоходы и т.п. При обоснованной невозможности установки опор в безопасных местах необходимо выполнить мероприятия по защите опор от повреждений (специальные фундаменты, укрепление Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 190 ПУЭ берегов, откосов, склонов, устройство водоотвода, струенаправляющих дамб, ледорезов и иных сооружений). Установка опор в зоне прохождения прогнозируемых грязекаменных селевых потоков не допускается. 2.5.33. Применение опор с оттяжками на участках ВЛ до 330 кВ, проходящих по обрабатываемым землям, не допускается. 2.5.34. На участках трассы, проходящих по обрабатываемым землям, в населенной местности и в местах стесненных подходов к электростанциям и подстанциям, рекомендуется применять двухцепные и многоцепные свободностоящие опоры. 2.5.35. При прохождении ВЛ с деревянными опорами по лесам, сухим болотам и другим местам, где возможны низовые пожары, должна быть предусмотрена одна из следующих мер: устройство канавы глубиной 0,4 м и шириной 0,6 м на расстоянии 2 м вокруг каждой стойки опоры; уничтожение травы и кустарника и очистка от них площадки радиусом 2 м вокруг каждой опоры; применение железобетонных приставок, при этом расстояние от земли до нижнего торца стойки должно быть не менее 1 м. Установка деревянных опор ВЛ 110 кВ и выше в местностях, где возможны низовые или торфяные пожары, не рекомендуется. 2.5.36. В районах расселения крупных птиц для предохранения изоляции от загрязнения, независимо от степени загрязнения окружающей среды (см. гл. 1.9), а также для предотвращения гибели птиц следует: не использовать опоры ВЛ со штыревыми изоляторами; на траверсах опор ВЛ 35–220 кВ, в том числе в местах крепления поддерживающих гирлянд изоляторов, а также на тросостойках для исключения возможности посадки или гнездования птиц предусматривать установку противоптичьих заградителей; закрывать верхние отверстия полых стоек железобетонных опор наголовниками. 2.5.37. В районах сильноагрессивной степени воздействия среды, в районах солончаков, засоленных песков, песчаных пустынь, в прибрежных зонах морей и соленых озер площадью более 10 000 м2, а также в местах, где в процессе эксплуатации установлено коррозионное разрушение металла изоляторов, линейной арматуры, проводов и тросов, заземлителей, следует предусматривать: изоляторы и линейную арматуру в тропическом исполнении, при необходимости с дополнительными защитными мероприятиями; коррозионно-стойкие провода (см. также 2.5.80), тросы и тросовые элементы опор (см. также 2.5.26); увеличение сечения элементов заземляющих устройств, применение оцинкованных заземлителей. Климатические условия и нагрузки 2.5.38. При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия — ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация. Определение расчетных условий по ветру и гололеду должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ (рис. 2.5.1, 2.5.2 — см. цветную вклейку) с уточнением при необходимости их параметров в сторону увеличения или уменьшения по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололедноизморозевых отложений. В малоизученных районах1 для этой цели могут организовываться специальные обследования и наблюдения. При отсутствии региональных карт значения климатических параметров уточняются путем обработки соответствующих данных многолетних наблюдений согласно методическим указаниям (МУ) по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Основой для районирования по ветровому давлению служат значения максимальных скоростей ветра с 10-минутным интервалом осреднения скоростей на высоте Юме повторяемостью 1 раз в 25 лет. Районирование по гололеду производится по максимальной толщине стенки отложения гололеда цилиндрической формы при плотности 0,9 г/см3 на проводе диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10 м над поверхностью земли, повторяемостью 1 раз в 25 лет. Температура воздуха определяется на основании данных метеорологических станций с учетом положений строительных норм и правил и указаний настоящих Правил. Интенсивность грозовой деятельности должна определяться по картам районирования тер1 К малоизученным районам относятся горная местность и районы, где на 100 км трассы ВЛ для характеристики климатических условий имеется только одна репрезентативная метеорологическая станция. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 191 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.1 Нормативное ветровое давление W0 на высоте 10 м над поверхностью земли Район по ветру Нормативное ветровое давление W0, Па (скорость ветра v0, м/с) I II III IV V VI VII Особый 400 (25) 500 (29) 650 (32) 800 (36) 1000 (40) 1250 (45) 1500 (49) Выше 1500 (выше 49) ритории РФ по числу грозовых часов в году (рис. 2.5.3 — см. цветную вклейку), региональным картам с уточнением при необходимости по данным метеостанций о среднегодовой продолжительности гроз. Степень агрессивного воздействия окружающей среды определяется с учетом положений СНиПов и государственных стандартов, содержащих требования к применению элементов ВЛ, гл. 1.9 и указаний настоящей главы. Определение районов по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов должно производиться по карте районирования территории РФ (рис. 2.5.4 — см. цветную вклейку) с уточнением по данным эксплуатации. По частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов территория РФ делится на районы с умеренной пляской проводов (частота повторяемости пляски 1 раз в 5 лет и менее) и с частой и интенсивной пляской проводов (частота повторяемости более 1 раза в 5 лет). 2.5.39. При определении климатических условий должно быть учтено влияние на интенсивность гололедообразования и на скорость ветра особенностей микрорельефа местности (небольшие холмы и котловины, высокие насыпи, овраги, балки и т.п.), а в горных районах — особенностей микро- и мезорельефа местности (гребни, склоны, платообразные участки, днища долин, межгорные долины и т.п.). 2.5.40. Значения максимальных ветровых давлений и толщин стенок гололеда для ВЛ определяются на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 25 лет (нормативные значения). 2.5.41. Нормативное ветровое давление W0, соответствующее 10-минутному интервалу осреднения скорости ветра (ν0), на высоте 10 м над поверхностью земли принимается по табл. 2.5.1 в соответствии с картой районирования территории России по ветровому давлению (рис. 2.5.1) или по региональным картам районирования. Полученное при обработке метеоданных нормативное ветровое давление следует округлять до ближайшего большего значения, приведенного в табл. 2.5.1. Ветровое давление W определяется по формуле, Па: ν2 W= . 1,6 Ветровое давление более 1500 Па должно округляться до ближайшего большего значения, кратного 250 Па. Для ВЛ 110–750 кВ нормативное ветровое давление должно приниматься не менее 500 Па. Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, ветровое давление рекомендуется принимать соответствующим району на один выше, чем принято для данного региона по региональным картам районирования или на основании обработки материалов многолетних наблюдений. 2.5.42. Для участков ВЛ, сооружаемых в условиях, способствующих резкому увеличению скоростей ветра (высокий берег большой реки, резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышенность, гребневые зоны хребтов, межгорные долины, открытые для сильных ветров, прибрежная полоса морей и океанов, больших озер и водохранилищ в пределах 3–5 км), при отсутствии данных наблюдений нормативное ветровое давление следует увеличивать на 40% по сравнению с принятым для данного района. Полученные значения следует округлять до ближайшего значения, указанного в табл. 2.5.1. 2.5.43. Нормативное ветровое давление при гололеде Wг с повторяемостью 1 раз в 25 лет определяется по формуле 2.5.41 по скорости ветра при гололеде νг. Скорость ветра νг принимается по региональному районированию ветровых нагрузок при гололеде или определяется по данным наблюдений согласно методическим указаниям по расчету климатических нагрузок. При отсутствии региональных карт и данных наблюдений Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 192 ПУЭ Таблица 2.5.2 Изменение коэффициента Kw по высоте в зависимости от типа местности Коэффициент Кw для типов местности Высота расположения приведенного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор ВЛ над поверхностью земли, мм А В С До 15 20 40 60 80 100 150 200 250 300 350 и выше 1,00 1,25 1,50 1,70 1,85 2,00 2,25 2,45 2,65 2,75 2,75 0,65 0,85 1,10 1,30 1,45 1,60 1,90 2,10 2,30 2,50 2,75 0,40 0,55 0,80 1,00 1,15 1,25 1,55 1,80 2,00 2,20 2,35 П р и м ечани е. Типы местности соответствуют определениям, приведенным в 2.5.6. Wг = 0,25 W0. Для ВЛ до 20 кВ нормативное ветровое давление при гололеде должно приниматься не менее 200 Па, для ВЛ 330–750 кВ — не менее 160 Па. Нормативные ветровые давления (скорости ветра) при гололеде округляются до ближайших следующих значений, Па (м/с): 80 (11), 120 (14), 160 (16), 200 (18), 240 (20), 280 (21), 320 (23), 360 (24). Значения более 360 Па должны округляться до ближайшего значения, кратного 40 Па. 2.5.44. Ветровое давление на провода ВЛ определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тросы — по высоте расположения центра тяжести тросов, на конструкции опор ВЛ — по высоте расположения средних точек зон, отсчитываемых от отметки поверхности земли в месте установки опоры. Высота каждой зоны должна быть не более 10 м. Для различных высот расположения центра тяжести проводов, тросов, а также средних точек зон конструкции опор ВЛ ветровое давление определяется умножением его значения на коэффициент Kw, принимаемый по табл. 2.5.2. Полученные значения ветрового давления должны быть округлены до целого числа. Для промежуточных высот значения коэффициентов Kw определяются линейной интерполяцией. Высота расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов hпр для габаритного пролета определяется по формуле, м: 2 hпр = hср − f , 3 где hср — среднеарифметическое значение высоты крепления проводов к изоляторам или среднеарифметическое значение высоты крепления тросов к опоре, отсчитываемое от отметок земли в местах установки опор, м; f — стрела провеса провода или троса в середине пролета при высшей температуре, м. 2.5.45. При расчете проводов и тросов ветер следует принимать направленным под углом 90° к оси ВЛ. При расчете опор ветер следует принимать направленным под углом 0°, 45° и 90° к оси ВЛ, при этом для угловых опор за ось ВЛ принимается направление биссектрисы внешнего угла поворота, образованного смежными участками линии. 2.5.46. Нормативную толщину стенки гололеда bэ плотностью 0,9 г/см3 следует принимать по табл. 2.5.3 в соответствии с картой районирования территории России по толщине стенки гололеда (см. рис. 2.5.2) или по региональным картам районирования. Полученные при обработке метеоданных нормативные толщины стенок гололеда рекомендуется округлять до ближайшего большего значения, приведенного в табл. 2.5.3. В особых районах по гололеду следует принимать толщину стенки гололеда, полученную при обработке метеоданных, округленную до 1 мм. Для ВЛ 330–750 кВ нормативная толщина стенки гололеда должна приниматься не менее 15 мм. Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, толщину стенки гололеда рекомендуется принимать соответствующей району на один выше, чем принято для данного региона по региональным картам районирования или на основании обработки метеоданных. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 193 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.3 Нормативная толщина стенки гололеда bэ для высоты 10 м над поверхностью земли Район по гололеду Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм I II III IV V VI VII Особый 10 15 20 25 30 35 40 Выше 40 Таблица 2.5.4 Коэффициенты Кi и Kd, учитывающие изменение толщины стенки гололеда Высота расположения приведенного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор над поверхностью земли, м Коэффициент Ki, учитывающий изменение толщины стенки гололеда по высоте над поверхностью земли Диаметр провода (троса), мм Коэффициент Kd, учитывающий изменение толщины стенки гололеда в зависимости от диаметра провода (троса) 25 30 50 70 100 1,0 1,4 1,6 1,8 2,0 10 20 30 50 70 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 П ри м е чани е. Для промежуточных высот и диаметров значения коэффициентов Ki, и Kd определяются линейной интерполяцией. 2.5.47. При отсутствии данных наблюдений для участков ВЛ, проходящих по плотинам и дамбам гидротехнических сооружений, вблизи прудов-охладителей, башенных градирен, брызгальных бассейнов в районах с низшей температурой выше минус 45 °С, нормативную толщину стенки гололеда bэ следует принимать на 5 мм больше, чем для прилегающих участков ВЛ, а для районов с низшей температурой минус 45 °С и ниже — на 10 мм. 2.5.48. Нормативная ветровая нагрузка при гололеде на провод (трос) определяется по 2.5.52 с учетом условной толщины стенки гололеда by, которая принимается по региональному районированию ветровых нагрузок при гололеде или рассчитывается согласно методическим указаниям по расчету климатических нагрузок. При отсутствии региональных карт и данных наблюдений by = bэ. 2.5.49. Толщина стенки гололеда (bэ, by) на проводах ВЛ определяется на высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тросах — на высоте расположения центра тяжести тросов. Высота приведенного центра тяжести проводов и тросов определяется в соответствии с 2.5.44. Толщина стенки гололеда на проводах (тросах) при высоте расположения приведенного их центра тяжести более 25 м определяется умножением ее значения на коэффициенты Ki и Kd, принимаемые по табл. 2.5.4. При этом исходную толщину стенки гололеда (для высоты 10 м и диаметра 10 мм) следует принимать без увеличения, предусмотренного 2.5.47. Полученные значения толщины стенки гололеда округляются до 1 мм. При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м поправки на толщину стенки гололеда на проводах и тросах в зависимости от высоты и диаметра проводов и тросов не вводятся. 2.5.50. Для участков ВЛ, сооружаемых в горных районах по орографически защищенным извилистым и узким склоновым долинам и ущельям, независимо от высот местности над уровнем моря, нормативную толщину стенки гололеда bэ рекомендуется принимать не более 15 мм. При этом не следует учитывать коэффициент Ki. 2.5.51. Температуры воздуха — среднегодовая, низшая, которая принимается за абсолютно минимальную, высшая, которая принимается за абсолютно максимальную, — определяются по строительным нормам и правилам и по данным наблюдений с округлением до значений, кратных пяти. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 194 ПУЭ Температуру воздуха при нормативном ветровом давлении W0 следует принимать равной минус 5 °С, за исключением районов со среднегодовой температурой минус 5 °С и ниже, для которых ее следует принимать равной минус 10 °С. Температуру воздуха при гололеде для территории с высотными отметками местности до 1000 м над уровнем моря следует принимать равной минус 5 °С, при этом для районов со среднегодовой температурой минус 5 °С и ниже температуру воздуха при гололеде следует принимать равной минус 10 °С. Для горных районов с высотными отметками выше 1000 м и до 2000 м температуру следует принимать равной минус 10 °С, более 2000 м — минус 15 °С. В районах, где при гололеде наблюдается температура ниже минус 15 °С, ее следует принимать по фактическим данным. 2.5.52. Нормативная ветровая нагрузка на провода и тросы, P WH , Н, действующая перпендикулярно проводу (тросу), для каждого рассчитываемого условия определяется по формуле: P WH = αW Kl KW CX W F sin2 ϕ, где αW — коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый равным: Ветровое давление, Па До 200 240 280 300 320 Коэффициент aW 1 0,94 0,88 0,85 0,83 Ветровое давление, Па 360 400 500 580 и более Коэффициент aW 0,80 0,76 0,71 0,70 Промежуточные значения aw определяются линейной интерполяцией; Kl — коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку, равный: 1,2 при длине пролета до 50 м, 1,1 — при 100 м, 1,05 — при 150 м, 1,0 — при 250 м и более (промежуточные значения Кl определяются интерполяцией); KW — коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по табл. 2.5.2; СX — коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным: 1,1 — для проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром 20 мм и более; 1,2 — для всех проводов и тросов, покрытых гололедом, и для всех проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром менее 20 мм; W — нормативное ветровое давление, Па, в рассматриваемом режиме: W = W0 — определяется по табл. 2.5.1 в зависимости от ветрового района; W = Wr — определяется по 2.5.43; F — площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда by); ϕ — угол между направлением ветра и осью ВЛ. Площадь продольного диаметрального сечения провода (троса) F, м2, определяется по формуле: F = (d + 2Ki Kd by) l·10–3, где d — диаметр провода, мм; Ki и Kd — коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода и определяемые по табл. 2.5.4; bу — условная толщина стенки гололеда, мм, принимается согласно 2.5.48; l — длина ветрового пролета, м. 2.5.53. Нормативная линейная гололедная нагрузка на 1 м провода и трос P Hг, Н/м, определяется по формуле: P Hг = πKi Kd bэ(d + Ki Kd bэ)ρg·10–3, где Кi, Kd — коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода и принимаемые по табл. 2.5.4; bэ — толщина стенки гололеда, мм, по 2.5.46; d — диаметр провода, мм; ρ — плотность льда, принимаемая равной 0,9 г/см3; g — ускорение свободного падения, принимаемое равным 9,8 м/с2. 2.5.54. Расчетная ветровая нагрузка на провода (тросы)P HWп , Н, при механическом расчете проводов и тросов по методу допускаемых напряжений определяется по формуле: PWп = P HW γnw γp γf , где P HW — нормативная ветровая нагрузка по 2.5.52; γnw — коэффициент надежности по ответственности, принимаемый равным: 1,0 — для ВЛ до 220 кВ; 1,1 — для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах независимо от напряжения, а также для отдельных особо ответственных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования; γр — региональный коэффициент, принимаемый от 1 до 1,3. Значение коэффициента при- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ нимается на основании опыта эксплуатации и указывается в задании на проектирование ВЛ; γf — коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,1. 2.5.55. Расчетная линейная гололедная нагрузка на 1 м провода (троса) Рг.п, Н/м, при механическом расчете проводов и тросов по методу допускаемых напряжений определяется по формуле: Рг.п = P Hг γnw γp γf γd , где P Hг — нормативная линейная гололедная нагрузка, принимаемая по 2.5.53; γnw — коэффициент надежности по ответственности, принимаемый равным: 1,0 — для ВЛ до 220 кВ; 1,3 — для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах независимо от напряжения, а также для отдельных особо ответственных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования; γр — региональный коэффициент, принимаемый равным от 1 до 1,5. Значение коэффициента принимается на основании опыта эксплуатации и указывается в задании на проектирование ВЛ; γf — коэффициент надежности по гололедной нагрузке, равный: 1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 — для районов по гололеду III и выше; γd— коэффициент условий работы, равный 0,5. 2.5.56. При расчете приближений токоведущих частей к сооружениям, насаждениям и элементам опор расчетная ветровая нагрузка на провода (тросы) определяется по 2.5.54. 2.5.57. При определении расстояний от проводов до поверхности земли и до пересекаемых объектов и насаждений расчетная линейная гололедная нагрузка на провода принимается по 2.5.55. 2.5.58. Нормативная ветровая нагрузка на конструкцию опоры определяется как сумма средней и пульсационной составляющих. 2.5.59. Нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки на опору QHc , Н, определяется по формуле: QHc = KW W Cx A, где КW — принимается по 2.5.44; W — принимается по 2.5.52; Сх — аэродинамический коэффициент, определяемый в зависимости от вида конструкции, согласно строительным нормам и правилам; А — площадь проекции, ограниченная контуром конструкции, ее части или элемента с наветренной стороны на плоскость перпендикулярно ветровому потоку, вычисленная по наружному габариту, м2. Для конструкций опор из стального проката, покрытых гололедом, при определении А учи- 195 тывается обледенение конструкции с толщиной стенки гололеда bу при высоте опор более 50 м, а также для районов по гололеду V и выше независимо от высоты опор. Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб обледенение конструкций при определении нагрузки QHc не учитывается. 2.5.60. Нормативная пульсационная составляющая ветровой нагрузки QHс для опор высотой до 50 м принимается: для свободностоящих одностоечных стальных опор: QHп = 0,5 QHc, для свободностоящих портальных стальных опор: QHп = 0,6 QHc; для свободностоящих железобетонных опор (портальных и одностоечных) на центрифугированных стойках: QHп = 0,5 QHc; для свободностоящих одностоечных железобетонных опор ВЛ до 35 кВ: QHп = 0,8 QHc; для стальных и железобетонных опор с оттяжками при шарнирном креплении к фундаментам: QHп = 0,6 QHc. Нормативное значение пульсационной составляющей ветровой нагрузки для свободностоящих опор высотой более 50 м, а также для других типов опор, не перечисленных выше, независимо от их высоты определяется в соответствии со строительными нормами и правилами на нагрузки и воздействия. В расчетах деревянных опор пульсационная составляющая ветровой нагрузки не учитывается. 2.5.61. Нормативная гололедная нагрузка на конструкции металлических опор J Н, Н, определяется по формуле: JH =Ki bэ μг ρ g A0, где Кi, bэ, p, g — принимаются согласно 2.5.53; μг — коэффициент, учитывающий отношение площади поверхности элемента, подверженной обледенению, к полной поверхности элемента и принимаемый равным 0,6 для районов по гололеду до IV при высоте опор более 50 м и для районов по гололеду V и выше независимо от высоты опор; А0 — площадь общей поверхности элемента, м2. Для районов по гололеду до IV при высоте опор менее 50 м гололедные отложения на опорах не учитываются. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 196 ПУЭ Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб гололедные отложения не учитываются. Гололедные отложения на траверсах рекомендуется определять по вышеприведенной формуле с заменой площади общей поверхности элемента на площадь горизонтальной проекции консоли траверсы. 2.5.62. Расчетная ветровая нагрузка на провода (тросы), воспринимаемая опорами Pwo, Н, определяется по формуле: Pwo = P HW γnw γp γf , где P HW — нормативная ветровая нагрузка по 2.5.52; γnw, γp — принимаются согласно 2.5.54; γf — коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный для проводов (тросов), покрытых гололедом и свободных от гололеда: 1,3 — при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 — при расчете по второй группе предельных состояний. 2.5.63. Расчетная ветровая нагрузка на конструкцию опоры Q, Н, определяется по формуле: Q = (Q Hc + Q Hп) γnw γp γf , 2.5.65. Расчетная линейная гололедная нагрузка на 1 м провода (троса) Рг.о., Н/м, воспринимаемая опорами, определяется по формуле: Рг.о. = P Hг γnг γp γf γd, H г где P — нормативная линейная гололедная нагрузка, принимается по 2.5.53; γnг; γp— принимаются согласно 2.5.55; γf — коэффициент надежности по гололедной нагрузке при расчете по первой и второй группам предельных состояний, принимается равным 1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 — для районов по гололеду III и выше; γd — коэффициент условий работы, равный: 1,0 — при расчете по первой группе предельных состояний; 0,5 — при расчете по второй группе предельных состояний. 2.5.66. Гололедная нагрузка от проводов и тросов, приложенная к точкам их крепления на опорах, определяется умножением соответствующей линейной гололедной нагрузки (2.5.53, 2.5.55, 2.5.65) на длину весового пролета. 2.5.67. Расчетная гололедная нагрузка на конструкции опор J, Н, определяется по формуле: J = J H γnг γp γf γd , H где Q Hc — нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки, принимаемая по 2.5.59; Qп — нормативная пульсационная составляющая ветровой нагрузки, принимаемая по 2.5.60; γnw, γp — принимаются согласно 2.5.54; γf — коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный: 1,3 — при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 — при расчете по второй группе предельных состояний. 2.5.64. Расчетная ветровая нагрузка на гирлянду изоляторов Ри, Н, определяется по формуле: Pи= γnwγp KWCXFиW0γf, где γnw, γp — принимаются согласно 2.5.54; KW— принимается согласно 2.5.44; СХ — коэффициент лобового сопротивления цепи изоляторов, принимаемый равным 1,2; γf — коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,3; W0 — нормативное ветровое давление (см. 2.5.41); Fи — площадь диаметрального сечения цепи гирлянды изоляторов, м2, определяется по формуле: Fи = 0,7Dи Hи n N · 10–6, где Dи — диаметр тарелки изоляторов, мм; Ни — строительная высота изолятора, мм; n — число изоляторов в цепи; N — число цепей изоляторов в гирлянде. где J — нормативная гололедная нагрузка, принимаемая по 2.5.61; γnг, γp — принимаются согласно 2.5.55; γf , γd — принимаются согласно 2.5.65. 2.5.68. В районах по гололеду III и выше обледенение гирлянд изоляторов учитывается увеличением их веса на 50%. В районах по гололеду II и менее обледенение не учитывается. Воздействие ветрового давления на гирлянды изоляторов при гололеде не учитывается. 2.5.69. Расчетная нагрузка на опоры ВЛ от веса проводов, тросов, гирлянд изоляторов, конструкций опор по первой и второй группам предельных состояний определяется при расчетах как произведение нормативной нагрузки на коэффициент надежности по весовой нагрузке yf, принимаемый равным для проводов, тросов и гирлянд изоляторов 1,05, для конструкций опор — в соответствии с указаниями строительных норм и правил на нагрузки и воздействия. 2.5.70. Нормативные нагрузки на опоры ВЛ от тяжения проводов и тросов определяются при расчетных ветровых и гололедных нагрузках по 2.5.54 и 2.5.55. Расчетная горизонтальная нагрузка от тяжения проводов и тросов Тmax, свободных от гололеда или покрытых гололедом, при расчете конструкций опор, фундаментов и оснований определяется как произведение нормативной нагрузки от тяжения проводов и тросов на коэффициент надежности по нагрузке от тяжения γf , равный: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 1,3 — при расчете по первой группе предельных состояний; 1,0 — при расчете по второй группе предельных состояний. 2.5.71. Расчет ВЛ по нормальному режиму работы необходимо производить для сочетания следующих условий: 1. Высшая температура t+, ветер и гололед отсутствуют. 2. Низшая температура t–, ветер и гололед отсутствуют. 3. Среднегодовая температура tсг, ветер и гололед отсутствуют. 4. Провода и тросы покрыты гололедом по 2.5.55, температура при гололеде по 2.5.51, ветер отсутствует. 5. Ветер по 2.5.54, температура при W0 по 2.5.51, гололед отсутствует. 6. Провода и тросы покрыты гололедом по 2.5.55, ветер при гололеде на провода и тросы по 2.5.54, температура при гололеде по 2.5.51. 7. Расчетная нагрузка от тяжения проводов по 2.5.70. 2.5.72. Расчет ВЛ по аварийному режиму работы необходимо производить для сочетания следующих условий: 1. Среднегодовая температура tcг, ветер и гололед отсутствуют. 2. Низшая температура t—, ветер и гололед отсутствуют. 3. Провода и тросы покрыты гололедом по 2.5.55, температура при гололеде по 2.5.51, ветер отсутствует. 4. Расчетная нагрузка от тяжения проводов по 2.5.70. 2.5.73. При расчете приближения токоведущих частей к кронам деревьев, элементам опор ВЛ и сооружениям необходимо принимать следующие сочетания климатических условий: 1) при рабочем напряжении: расчетная ветровая нагрузка по 2.5.54, температура при W0 по 2.5.51, гололед отсутствует; 2) при грозовых и внутренних перенапряжениях: температура плюс 15 °С, ветровое давление, равное 0,06 W0, но не менее 50 Па; 3) для обеспечения безопасного подъема на опору при наличии напряжения на линии: для ВЛ 500 кВ и ниже — температура минус 15 °С, гололед и ветер отсутствуют; для ВЛ 750 кВ — температура минус 15 °С, ветровое давление 50 Па, гололед отсутствует. При расчете приближений угол отклонения γ поддерживающей гирлянды изоляторов от вертикали определяется по формуле: tgγ = (Kg P + Ри ± Ро)/(Gпр + 0,5Gг), где Р — расчетная ветровая нагрузка на провода фазы, направленная поперек оси ВЛ (или по биссектрисе угла поворота ВЛ), Н; 197 Kg — коэффициент инерционности системы «гирлянда — провод в пролете», при отклонениях под давлением ветра принимается равным: Ветровое давление, Па Коэффициент Kg До 310 350 425 500 От 615 1 0,95 0,9 0,85 0,8 Промежуточные значения определяются линейной интерполяцией: Ро — горизонтальная составляющая от тяжения проводов на поддерживающую гирлянду промежуточно-угловой опоры (принимаемая со знаком плюс, если ее направление совпадает с направлением ветра, и со знаком минус, если она направлена в наветренную сторону), Н; Gпр — расчетная нагрузка от веса провода, воспринимаемая гирляндой изоляторов, Н; Gг — расчетная нагрузка от веса гирлянды изоляторов, Н; Ри — расчетная ветровая нагрузка на гирлянды изоляторов, H, принимаемая по 2.5.64. 2.5.74. Проверку опор ВЛ по условиям монтажа необходимо производить по первой группе предельных состояний на расчетные нагрузки при следующих климатических условиях: температура минус 15 °С, ветровое давление на высоте 15 м над поверхностью земли 50 Па, гололед отсутствует. Провода и грозозащитные тросы 2.5.75. Воздушные линии могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе, во втором случае фаза называется расщепленной. Провода расщепленной фазы могут быть изолированы друг от друга. Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также расстояние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом. 2.5.76. На проводах расщепленной фазы в пролетах и петлях анкерных опор должны быть установлены дистанционные распорки. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из двух или трех проводов, не должны превышать 60 м, а при прохождении ВЛ по местности типа А (2.5.6) — 40 м. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из четырех и более проводов, не должны превышать 40 м. При прохождении ВЛ по местности типа С эти расстояния допускается увеличивать до 60 м. 2.5.77. На ВЛ должны применяться многопроволочные провода и тросы. Минимально допустимые сечения проводов приведены в табл. 2.5.5. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 198 ПУЭ Таблица 2.5.5 Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности Сечение проводов, мм2 алюминиевых и из нетермообработанного алюминиевого сплава из термообработанного алюминиевого сплава сталеалюминиевых стальных ВЛ без пересечений в районах по гололеду: до II в III—IV в V и более 70 95 — 50 50 — 35/6,2 50/8 70/11 35 35 35 Пересечения ВЛ с судоходными реками и инженерными сооружениями в районах по гололеду: до II в III—IV в V и более 70 95 — 50 70 — 50/8 50/8 70/11 35 50 50 ВЛ, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах: до 20 кВ 35 кВ и выше — — — — 70/11 120/19 — — Характеристика ВЛ Примеча ния: 1. В пролетах пересечений с автомобильными дорогами, троллейбусными и трамвайными линиями, железными дорогами необщего пользования допускается применение проводов таких же сечений, как на ВЛ без пересечений. 2. В районах, где требуется применение проводов с антикоррозионной защитой, минимально допустимые сечения проводов принимаются такими же, как и сечения соответствующих марок без антикоррозионной защиты. 2.5.78. Для снижения потерь электроэнергии на перемагничивание стальных сердечников в сталеалюминиевых проводах и в проводах из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником рекомендуется применять провода с четным числом повивов алюминиевых проволок. 2.5.79. В качестве грозозащитных тросов следует, как правило, применять стальные канаты, изготовленные из оцинкованной проволоки для особо жестких агрессивных условий работы (ОЖ) и по способу свивки нераскручивающиеся (Н) сечением не менее: 35 мм2 — на ВЛ 35 кВ без пересечений; 35 мм2 — на ВЛ 35 кВ в пролетах пересечений с железными дорогами общего пользования и электрифицированными в районах по гололеду I—II; 50 мм2 — в остальных районах и на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах; 50 мм2 — на ВЛ 110–150 кВ; 70 мм2 — на ВЛ 220 кВ и выше. Сталеалюминевые провода или провода из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником в качестве грозозащитного троса рекомендуется применять: 1) на особо ответственных переходах через инженерные сооружения (электрифицированные железные дороги, автомобильные дороги категории IA (2.5.256), судоходные водные преграды и т.п.); 2) на участках ВЛ, проходящих в районах с повышенным загрязнением атмосферы (промышленные зоны с высокой химической активностью уносов, зоны интенсивного земледелия с засоленными почвами и водоемами, побережья морей и т.п.), а также проходящих по населенной и труднодоступной местностям; 3) на ВЛ с большими токами однофазного короткого замыкания по условиям термической стойкости и для уменьшения влияния ВЛ на линии связи. При этом для ВЛ, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, независимо от напряжения суммарное сечение алюминиевой (или алюминиевого сплава) и стальной частей троса должно быть не менее 120 мм2. При использовании грозозащитных тросов для организации многоканальных систем высокочастотной связи при необходимости применяются одиночные или сдвоенные изолированные друг от друга тросы или тросы со встроенным Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 199 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ оптическим кабелем связи (2.5.178–2.5.200). Между составляющими сдвоенного троса в пролетах и петлях анкерных опор должны быть установлены дистанционные изолирующие распорки. Расстояния между распорками в пролете не должны превышать 40 м. 2.5.80. Для сталеалюминиевых проводов с площадью поперечного сечения алюминиевых проволок А и стальных проволок С рекомендуются следующие области применения: 1) районы с толщиной стенки гололеда 25 мм и менее: А до 185 мм2 — при отношении А/С от 6,0 до 6,25; А от 240 мм2 и более — при отношении А/С более 7,71; 2) районы с толщиной стенки гололеда более 25 мм: А до 95 мм2 — при отношении А/С 6,0; А от 120 до 400 мм2 — при отношении А/С от 4,29 до 4,39; А от 450 мм2 и более — при отношении А/С от 7,71 до 8,04; 3) на больших переходах с пролетами более 700 м — отношение А/С более 1,46. Выбор марок проводов из других материалов обосновывается расчетами. При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение прово- дов от коррозии (побережья морей, соленых озер, промышленные районы и районы засоленных песков, прилежащие к ним районы с атмосферой воздуха типа II и III), а также в местах, где на основании данных изысканий возможны такие разрушения, следует применять провода, которые в соответствии с государственными стандартами и техническими условиями предназначены для указанных условий. На равнинной местности при отсутствии данных эксплуатации ширину прибрежной полосы, к которой относится указанное требование, следует принимать равной 5 км, а полосы от химических предприятий — 1,5 км. 2.5.81. При выборе конструкции ВЛ, количества составляющих и площади сечения проводов фазы и их расположения необходимо ограничение напряженности электрического поля на поверхности проводов до уровней, допустимых по короне и радиопомехам (см. гл. 1.3). По условиям короны и радиопомех при отметках до 1000 м над уровнем моря рекомендуется применять на ВЛ провода диаметром не менее указанных в табл. 2.5.6. При отметках более 1000 м над уровнем моря для ВЛ 500 кВ и выше рекомендуется рассматривать целесообразность изменения конструкции средней фазы по сравнению с крайними фазами. Таблица 2.5.6 Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех, мм Напряжение ВЛ, кВ Фаза с проводами одиночными два и более 110 11,4 (АС 70/11) — 150 15,2 (АС 120/19) — 220 21,6 (АС 240/32) 24,0 (АС 300/39) — 330 33,2 (АС 600/72) 2 × 21,6 (2 × АС 240/32) 3 × 15,2 (3 × АС 120/19) 3 × 17,1 (3 × АС 150/24) 500 — 2 × 36,2 (2 × АС 700/86) 3 × 24,0 (3 × АС 300/39) 4 × 18,8 (4 × АС 185/29) 750 — 4 × 29,1 (4 × АС 400/93) 5 × 21,6 (5 × АС 240/32) Примеча ния: 1. Для ВЛ 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм относится к горизонтальному расположению фаз, а в остальных случаях допустим с проверкой по радиопомехам. 2. Для ВЛ 330 кВ минимальный диаметр провода 15,2 мм (три провода в фазе) относится к одноцепным опорам. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 200 ПУЭ Таблица 2.5.7 Допустимое механическое напряжение в проводах и тросах ВЛ напряжением выше 1 кВ Допустимое напряжение,% предела прочности при растяжении Провода и тросы Допустимое напряжение, Н/мм2 при наибольшей нагрузке и низшей температуре при среднегодовой температуре при наибольшей нагрузке и низшей температуре при среднегодовой температуре 35 40 45 30 30 30 56 64 72 48 51 51 40 45 30 30 83 94 62 62 40 45 30 30 114 128 85 85 45 45 45 45 40 45 45 45 45 45 40 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 104 96 117 126 120 135 153 205 254 272 308 69 64 78 84 90 90 102 137 169 204 231 45 45 30 30 292 279 195 186 Стальные провода 50 35 310 216 Стальные канаты 50 35 Защищенные провода 40 30 Алюминиевые с площадью поперечного сечения, мм2: 70–95 120–240 300–750 Из нетермообработанного алюминиевого сплава площадью поперечного сечения, мм2: 50–95 120–185 Из термообработанного алюминиевого сплава площадью поперечного сечения, мм2: 50–95 120–185 Сталеалюминиевые площадью поперечного сечения алюминиевой части провода, мм2: 400 и 400 при А/С 20,27 и 18,87 400, 500 и 1000 при А/С 17,91, 18,08 и 17,85 330 при А/С 11,51 150–800 при А/С от 7,8 до 8,04 35–95 при А/С от 5,99 до 6,02 185 и более при А/С от 6,14 до 6,28 120 и более при А/С от 4,29 до 4,38 500 при А/С 2,43 185, 300 и 500 при А/С 1,46 70 при А/С 0,95 95 при А/С 0,65 Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником площадью поперечного сечения алюминиевого сплава, мм2: 500 при А/С 1,46 70 при А/С 1,71 По стандартным и техническим условиям 114 Электротехническая библиотека Elec.ru 85 Электротехническая библиотека Elec.ru 201 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 2.5.82. Сечение грозозащитного троса, выбранное по механическому расчету, должно быть проверено на термическую стойкость в соответствии с указаниями гл. 1.4 и 2.5.193, 2.5.195, 2.5.196. 2.5.83. Провода и тросы должны рассчитываться на расчетные нагрузки нормального, аварийного и монтажного режимов ВЛ для сочетаний условий, указанных в 2.5.71–2.5.74. При этом напряжения в проводах (тросах) не должны превышать допустимых значений, приведенных в табл. 2.5.7. Указанные в табл. 2.5.7 напряжения следует относить к той точке провода на длине пролета, в которой напряжение наибольшее. Допускается указанные напряжения принимать для низшей точки провода при условии превышения напряжения в точках подвеса не более 5%. 2.5.84. Расчет монтажных напряжений и стрел провеса проводов (тросов) должен выполняться с учетом остаточных деформаций (вытяжки). В механических расчетах проводов (тросов) следует принимать физико-механические характеристики, приведенные в табл. 2.5.8. 2.5.85. Защищать от вибрации следует: одиночные провода и тросы при длинах пролетов, превышающих значения, приведенные в табл. 2.5.9, и механических напряжениях при среднегодовой температуре, превышающих приведенные в табл. 2.5.10; расщепленные провода и тросы из двух составляющих при длинах пролетов, превышающих 150 м, и механических напряжениях, превышающих приведенные в табл. 2.5.11; Таблица 2.5.8 Физико-механические характеристики проводов и тросов Модуль упругости, 104 Н/мм2 Температурный коэффициент линейного удлинения, 10–6 град—1 Предел прочности при растяжении σp*, Н/мм2, провода и троса в целом Алюминиевые 6,30 23,0 16 Сталеалюминиевые с отношением площадей поперечных сечений А/С: 20,27 16,87–17,82 11,51 8,04–7,67 6,28–5,99 4,36–4,28 2,453 1,46 0,95 0,65 7,04 7,04 7,45 7,70 8,25 8,90 10,3 11,4 13,4 13,4 21,5 21,2 21,0 19,8 19,2 18,3 16,8 15,5 14,5 14,5 210 220 240 270 290 340 460 565 690 780 Из нетермообработанного алюминиевого сплава 6,3 23,0 208 Из термообработанного алюминиевого сплава 6,3 23,0 285 Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с отношением площадей поперечных сечений А/С: 1,71 1,46 11,65 12,0 15,83 15,5 620 650 Стальные канаты 18,5 12,0 1200** Стальные провода 20,0 12,0 620 Защищенные провода 6,25 23,0 294 Провода и тросы * Предел прочности при растяжении sp определяется отношением разрывного усилия провода (троса) Рр, нормированного государственным стандартом или техническими условиями, к площади поперечного сечения sn, σр=Pp/sn. Для сталеалюминиевых проводов sn = sA + sC. ** Принимается по соответствующим стандартам, но не менее 1200 Н/мм2. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 202 ПУЭ Таблица 2.5.9 Длины пролетов для одиночных проводов и тросов, требующих защиты от вибрации Пролеты длиной более, м, местности типа Провода, тросы Площадь сечения*, мм2 А В Сталеалюминиевые, из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него* 35–95 120–240 300 и более 80 100 120 95 120 145 Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава 50–95 120–240 300 и более 60 100 120 95 120 145 Стальные 25 и более 120 145 * Приведены площади сечения алюминиевой части. Таблица 2.5.10 Механические напряжения, Н/мм2, одиночных проводов и тросов при среднегодовой температуре tсг, требующих защиты от вибрации Тип местности Провода, тросы а в Более 70 » 60 » 45 » 40 » 35 Более 85 » 70 » 55 » 45 » 40 Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех марок » 35 » 40 Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него всех марок » 40 » 45 Стальные всех марок » 170 » 195 Сталеалюминиевые марок АС при А/С: 0,65–0,95 1,46 4,29–4,39 6,0–8,05 11,5 и более Таблица 2.5.11 Механические напряжения, Н/мм2, расщепленных проводов и тросов из двух составляющих, при среднегодовой температуре tсг, требующих защиты от вибрации Тип местности Провода, тросы А В Более 75 » 65 » 50 » 45 » 40 Более 85 » 70 » 55 » 50 » 45 Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех марок » 40 » 45 Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него всех марок » 45 » 50 Стальные всех марок » 195 » 215 Сталеалюминиевые марок АС при А /С: 0,65–0,95 1,46 4,29–439 6,0–8,05 11,5 и более Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ провода расщепленной фазы из трех и более составляющих при длинах пролетов, превышающих 700 м; провода ВЛЗ при прохождении трассы на местности типа А, если напряжение в проводе при среднегодовой температуре превышает 40 Н/мм2. В табл. 2.5.9, 2.5.10 и 2.5.11 тип местности принимается согласно 2.5.6. При длинах пролетов менее указанных в табл. 2.5.9 и в местности типа С защита от вибрации не требуется. Защищать от вибрации рекомендуется: провода алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава площадью сечения до 95 мм2, из термообработанного алюминиевого сплава и сталеалюминиевые провода площадью сечения алюминиевой части до 70 мм2, стальные тросы площадью сечения до 35 мм2 — гасителями вибрации петлевого типа (демпфирующие петли) или армирующими спиральными прутками, протекторами, спиральными вязками; провода (тросы) большего сечения — гасителями вибрации типа Стокбриджа; провода ВЛЗ в местах их крепления к изоляторам — гасителями вибрации спирального типа с полимерным покрытием. Гасители вибрации следует устанавливать с обеих сторон пролета. Для ВЛ, проходящих в особых условиях (районы Крайнего Севера, орографически незащищенные выходы из горных ущелий, отдельные пролеты в местности типа С и др.), защита от вибрации должна производиться по специальному проекту. Защита от вибрации больших переходов выполняется согласно 2.5.163. Расположение проводов и тросов и расстояния между ними 203 3) по условиям защиты от грозовых перенапряжений согласно 2.5.120 и 2.5.121; 4) по условиям короны и допустимых уровней радиопомех и акустических шумов согласно гл. 1.3, 2.5.81, государственным стандартам, строительным нормам и правилам. Расстояния между проводами, а также между проводами и тросами выбираются по стрелам провеса, соответствующим габаритному пролету; при этом стрела провеса троса должна быть не более стрелы провеса провода. В отдельных пролетах (не более 10% общего количества), полученных при расстановке опор и превышающих габаритные пролеты не более чем на 25%, увеличения расстояний, вычисленных для габаритного пролета, не требуется. Для пролетов, превышающих габаритные более чем на 25%, следует производить проверку расстояний между проводами и между проводами и тросами согласно указаниям 2.5.88–2.5.90, 2.5.92–2.5.95, 2.5.120 и 2.5.121, при этом допускается не учитывать требования таблиц приложения 1. При различии стрел провеса, конструкций проводов и гирлянд изоляторов в разных фазах ВЛ дополнительно должны проверяться расстояния между проводами (тросами) в пролете. Проверка производится при наиболее неблагоприятных статических отклонениях при нормативном ветровом давлении W0, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ. При этом расстояния между проводами или проводами и тросами в свету для условий наибольшего рабочего напряжения должны быть не менее указанных в 2.5.125 и 2.5.126. 2.5.88. На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при горизонтальном расположении проводов минимальное расстояние между проводами в пролете определяется по формуле: dгор = dэл + K в f + λ − δ , 2.5.86. На ВЛ может применяться любое расположение проводов на опоре: горизонтальное, вертикальное, смешанное. На ВЛ 35 кВ и выше с расположением проводов в несколько ярусов предпочтительной является схема со смещением проводов соседних ярусов по горизонтали; в районах по гололеду IV и более рекомендуется применять горизонтальное расположение проводов. 2.5.87. Расстояния между проводами ВЛ, а также между проводами и тросами должны выбираться: 1) по условиям работы проводов (тросов) в пролетах согласно 2.5.88–2.5.94; 2) по допустимым изоляционным расстояниям: между проводами согласно 2.5.126; между проводами и элементами опоры согласно 2.5.125; где dгор — расстояние по горизонтали между неотклоненными проводами (для расщепленных проводов — между ближайшими проводами разных фаз), м; dэл — расстояние согласно 2.5.126 для условий внутренних перенапряжений, м; Кв — коэффициент, значение которого принимается по табл. 2.5.12; f — наибольшая стрела провеса при высшей температуре или при гололеде без ветра, соответствующая действительному пролету, м; λ — длина поддерживающей гирлянды изоляторов, м: — для пролета, ограниченного анкерными опорами, λ = 0; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 204 ПУЭ — для пролетов с комбинированными гирляндами изоляторов λ принимается равной ее проекции на вертикальную плоскость; — для пролетов с различной конструкцией гирлянд изоляторов λ принимается равной полусумме длин гирлянд изоляторов смежных опор; δ — поправка на расстояние между проводами, м, принимается равной 0,25 на ВЛ 35 кВ и 0,5 на ВЛ 110 кВ и выше в пролетах, ограниченных анкерными опорами, в остальных случаях δ = 0. PWп — расчетная ветровая нагрузка на провод согласно 2.5.54, Н; Рl — расчетная нагрузка от веса провода, Н. Для промежуточных значений PWп / Рl, указанных в табл. 2.5.12, Кв определяется линейной интерполяцией. 2.5.89. На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при вертикальном расположении проводов минимальное расстояние между неотклоненными проводами в середине пролета определяется по формуле: ( ) dверт = dэл + K г f + λ − δ / cos θ, где dверт — расстояние между неотклоненными проводами (для расщепленных проводов — между ближайшими проводами разноименных фаз) по вертикали, м; dэл, f, λ, δ — то же, что и в 2.5.88; Кг — коэффициент, значение которого принимается по табл. 2.5.13; θ — угол наклона прямой, соединяющей точки крепления проводов (тросов), к горизонтали; при углах наклона до 10° допускается принимать cos θ = 1. Рг.п. — расчетная гололедная нагрузка на провод, Н/м, определяется по 2.5.55; Рl — то же, что и в 2.5.88. Для промежуточных значений Pг.п. /Pl, указанных в табл. 2.5.13, Кг определяется линейной интерполяцией. 2.5.90. На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при смешанном расположении проводов (имеются смещения проводов друг относительно друга как по горизонтали, так и по вертикали) минимальное смещение по горизонтали drop (при заданном расстоянии между проводами по вертикали) или минимальное расстояние по вертикали dверт (при заданном смещении по горизонтали) определяется в середине пролета в зависимости от наименьших расстояний между проводами ВЛ drop и dверт, рассчитанных согласно 2.5.88 и 2.5.89 для фактических условий, и принимается в соответствии с табл. 2.5.14 (при dгоp < dверт) или табл. 2.5.15 (при dгop > dверт). Таблица 2.5.12 Значение коэффициента Кв Pwп /PI 0,5 1 2 3 5 7 10 и более Кв 0,65 0,70 0,73 0,75 0,77 0,775 0,78 Таблица 2.5.13 Значение коэффициента Кг Значение стрел провеса, м Менее 12 От 12 до 20 Выше 20 Значение коэффициента Кг при отношении Рг.п /PI 0,5 1 2 3 4 5 7 10 и более 0,4 0,5 0,55 0,7 0,85 0,95 0,9 1,15 1,4 1,1 1,4 1,75 1,2 1,5 2,0 1,25 1,6 2,1 1,3 1,75 2,3 1,4 1,9 2,4 Таблица 2.5.14 Соотношения между горизонтальным и вертикальным смещениями проводов при dгop < dверт Горизонтальное смещение 0 0,25dгор 0,50dгор 0,75dгop dгор Вертикальное расстояние dверт 0,95dверт 0,85dверт 0,65dверт 0 Таблица 2.5.15 Соотношения между горизонтальным и вертикальным смещениями проводов при dгор > dверт Вертикальное расстояние 0 0,25dверт 0,50dверт 0,75dверт dверт Горизонтальное смещение dгop 0,95dгор 0,85dгор 0,65 dгор 0 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Промежуточные значения смещений и расстояний определяются линейной интерполяцией. Расстояния, определенные по 2.5.88, 2.5.89, 2.5.90, допускается округлять до 0,1 м для стрел провеса до 4 м, до 0,25 м для стрел провеса 4–12 м и до 0,5 м при стрелах более 12 м. 2.5.91. Выбранные согласно 2.5.89, 2.5.90 расстояния между проводами должны быть также проверены на условия пляски (см. табл. П1—П8 приложения 1). Из двух расстояний следует принимать наибольшее. 2.5.92. На ВЛ 35 кВ и выше с подвесными изоляторами при непараллельном расположении проводов минимальные расстояния между ними следует определять: 1) в середине пролета — в соответствии с 2.5.88–2.5.91; 2) на опоре: горизонтальные расстояния dгop — согласно 2.5.88 при стреле провеса провода f/16, длине поддерживающей гирлянды изоляторов λ/16 и Kв = 1; вертикальные расстояния dверт — согласно 2.5.89 при стреле провеса f = 0 и Кг = 1. Расстояния между проводами ВЛ с металлическими и железобетонными опорами должны также удовлетворять требованиям: на одноцепных опорах — 2.5.125, 2.5.126, на двухцепных опорах — 2.5.95, а на ВЛ с деревянными опорами — требованиям 2.5.123; 3) на расстоянии от опоры 0,25 длины пролета: горизонтальные расстояния dгop определяются интерполяцией расстояния на опоре и в середине пролета; вертикальные расстояния dверт принимаются как для середины пролета. При изменении взаимного расположения проводов в пролете наименьшее расстояние между проводами определяется линейной интерполяцией минимальных расстояний dгop или dверт, рассчитанных в точках, ограничивающих первую или вторую четверти пролета от опоры, в которой имеется пересечение. 2.5.93. Расстояния между проводами и тросами определяются согласно 2.5.88–2.5.90 дважды: по параметрам провода и по параметрам троса, и из двух расстояний выбирается наибольшее. При этом допускается определять расстояния по фазному напряжению ВЛ. Выбор расстояний между проводами и тросами по условиям пляски производится по стрелам провеса провода при среднегодовой температуре (см. приложение 1). При двух и более тросах на ВЛ выбор расстояний между ними производится по параметрам тросов. 2.5.94. На ВЛ 35 кВ и ниже со штыревыми и стержневыми изоляторами при любом расположении проводов расстояние между ними, м, по 205 условиям их сближения в пролете должно быть не менее значений, определенных по формуле: d = dэл + 0,6f, где dэл — то же, что и в 2.5.88; f — стрела провеса при высшей температуре после вытяжки провода в действительном пролете, м. При f > 2 м расстояние d допускается определять согласно 2.5.88 и 2.5.89 при δ = 0. Расстояние между проводами на опоре и в пролете ВЛЗ независимо от расположения проводов на опоре и района по гололеду должно быть не менее 0,4 м. 2.5.95. На двухцепных опорах расстояние между ближайшими проводами разных цепей по условию работы проводов в пролете должно удовлетворять требованиям 2.5.88–2.5.91, 2.5.96; при этом указанные расстояния должны быть не менее: 2 м — для ВЛ до 20 кВ со штыревыми и 2,5 м с подвесными изоляторами; 2,5 м — для ВЛ 35 кВ со штыревыми и 3 м с подвесными изоляторами; 4 м — для ВЛ 110 кВ; 5 м — для ВЛ 150 кВ; 6 м — для ВЛ 220 кВ; 7 м — для ВЛ 330 кВ; 8,5 м — для ВЛ 500 кВ; 10 м — для ВЛ 750 кВ. На двухцепных опорах ВЛЗ расстояние между ближайшими проводами разных цепей должно быть не менее 0,6 м для ВЛЗ со штыревыми изоляторами и 1,5 м — с подвесными изоляторами. 2.5.96. Провода ВЛ разных напряжений выше 1 кВ могут быть подвешены на общих опорах. Допускается подвеска на общих опорах проводов ВЛ до 10 кВ и ВЛ до 1 кВ при соблюдении следующих условий: 1) ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ высшего напряжения; 2) провода ВЛ до 10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ, причем расстояние между ближайшими проводами ВЛ разных напряжений на опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 2 м; 3) крепление проводов высшего напряжения на штыревых изоляторах должно быть двойным. В сетях до 35 кВ с изолированной нейтралью, имеющих участки совместной подвески с ВЛ более высокого напряжения, электромагнитное и электростатическое влияние последних не должно вызвать смещение нейтрали при нормальном режиме сети более 15% фазного напряжения. К сетям с заземленной нейтралью, подверженным влиянию ВЛ более высокого напряжения, специальных требований в отношении наведенного напряжения не предъявляется. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 206 ПУЭ Провода ВЛЗ могут быть подвешены на общих опорах с проводами ВЛ 6–20 кВ, а также с проводами ВЛ и ВЛИ1 до 1 кВ. Расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ и ВЛ 6–20 кВ на общей опоре и в пролете при температуре плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 1,5 м. При подвеске на общих опорах проводов ВЛЗ 6–20 кВ и ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны соблюдаться следующие требования: 1) ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны выполняться по расчетным условиям ВЛЗ; 2) провода ВЛЗ 6–20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ или ВЛИ; 3) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ 6–20 кВ и проводами ВЛ до 1 кВ или ВЛИ на общей опоре и в пролете при температуре плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м для ВЛИ и 1,5 м для ВЛ; 4) крепление проводов ВЛЗ 6–20 кВ на штыревых и подвесных изоляторах должно выполняться усиленным. Изоляторы и арматура 2.5.97. На ВЛ 110 кВ и выше должны применяться подвесные изоляторы, допускается применение стержневых и опорно-стержневых изоляторов. На ВЛ 35 кВ должны применяться подвесные или стержневые изоляторы. Допускается применение штыревых изоляторов. На ВЛ 20 кВ и ниже должны применяться: 1) на промежуточных опорах — любые типы изоляторов; 2) на опорах анкерного типа — подвесные изоляторы, допускается применение штыревых изоляторов в районе по гололеду I и в ненаселенной местности. 2.5.98. Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные материалы) изоляторов производится с учетом климатических условий (температуры и увлажнения) и условий загрязнения. На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять, как правило, стеклянные изоляторы; на ВЛ 35–220 кВ — стеклянные, полимерные и фарфоровые, преимущество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам. На ВЛ, проходящих в особо сложных для эксплуатации условиях (горы, болота, районы Крайнего Севера и т.п.), на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах, на ВЛ, питающих тяговые подстанции электрифицирован1 Здесь и далее ВЛИ — воздушная линия электропередачи с самонесущими изолированными проводами. ных железных дорог, и на больших переходах независимо от напряжения следует применять стеклянные изоляторы или, при наличии соответствующего обоснования, полимерные. 2.5.99. Выбор количества изоляторов в гирляндах производится в соответствии с гл. 1.9. 2.5.100. Изоляторы и арматура выбираются по нагрузкам в нормальных и аварийных режимах работы ВЛ при климатических условиях, указанных в 2.5.71 и 2.5.72 соответственно. Горизонтальная нагрузка в аварийных режимах поддерживающих гирлянд изоляторов определяется согласно 2.5.141, 2.5.142 и 2.5.143. Расчетные усилия в изоляторах и арматуре не должны превышать значений разрушающих нагрузок (механической или электромеханической для изоляторов и механической для арматуры), установленных государственными стандартами и техническими условиями, деленных на коэффициент надежности по материалу γм. Для ВЛ, проходящих в районах со среднегодовой температурой минус 10 °С и ниже или в районах с низшей температурой минус 50 °С и ниже, расчетные усилия в изоляторах и арматуре умножаются на коэффициент условий работы γd = 1,4, для остальных ВЛ γd = 1,0. 2.5.101. Коэффициенты надежности по материалу γм для изоляторов и арматуры должны быть не менее: 1) в нормальном режиме: при наибольших нагрузках ........................ 2,5 при среднеэксплуатационных нагрузках для изоляторов для поддерживающих гирлянд .................. 5,0 для натяжных гирлянд ............................... 6,0 2) в аварийном режиме: для ВЛ 500 кВ и 750 кВ .............................. 2,0 для ВЛ 330 кВ и ниже ................................. 1,8 3) в нормальном и аварийных режимах: для крюков и штырей ................................ 1,1 2.5.102. В качестве расчетного аварийного режима работы двух- и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд изоляторов с механической связкой между цепями изоляторов (2.5.111) следует принимать обрыв одной цепи. При этом расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются для климатических условий, указанных в 2.5.71, в режимах, дающих наибольшие значения нагрузок, а расчетные усилия в оставшихся в работе цепях изоляторов не должны превышать 90% механической (электромеханической) разрушающей нагрузки изоляторов. 2.5.103. Конструкции поддерживающих и натяжных гирлянд изоляторов должны обе- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ спечивать возможность удобного производства строительно-монтажных и ремонтных работ. 2.5.104. Крепление проводов к подвесным изоляторам и крепление тросов следует производить при помощи глухих поддерживающих или натяжных зажимов. Крепление проводов к штыревым изоляторам следует производить проволочными вязками или специальными зажимами. 2.5.105. Радиопомехи, создаваемые гирляндами изоляторов и арматурой при наибольшем рабочем напряжении ВЛ, не должны превышать значения, нормируемые государственными стандартами. 2.5.106. Поддерживающие гирлянды изоляторов ВЛ 750 кВ должны выполняться двухцепными с раздельным креплением к опоре. 2.5.107. Поддерживающие гирлянды изоляторов для промежуточно-угловых опор ВЛ 330 кВ и выше должны выполняться двухцепными. 2.5.108. На ВЛ 110 кВ и выше в условиях труднодоступной местности рекомендуется применение двухцепных поддерживающих и натяжных гирлянд изоляторов с раздельным креплением к опоре. 2.5.109. В двухцепных поддерживающих гирляндах изоляторов цепи следует располагать вдоль оси ВЛ. 2.5.110. Для защиты проводов шлейфов (петель) от повреждений при соударении с арматурой натяжных гирлянд изоляторов ВЛ с фазами, расщепленными на три провода и более, на них должны быть установлены предохранительные муфты в местах приближения проводов шлейфа к арматуре гирлянды. 2.5.111. Двух- и трехцепные натяжные гирлянды изоляторов следует предусматривать с раздельным креплением к опоре. Допускается натяжные гирлянды с количеством цепей более трех крепить к опоре не менее чем в двух точках. Конструкции натяжных гирлянд изоляторов расщепленных фаз и их узел крепления к опоре должны обеспечивать раздельный монтаж и демонтаж каждого провода, входящего в расщепленную фазу. 2.5.112. На ВЛ 330 кВ и выше в натяжных гирляндах изоляторов с раздельным креплением цепей к опоре должна быть предусмотрена механическая связка между всеми цепями гирлянды, установленная со стороны проводов. 2.5.113. В натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 330 кВ и выше со стороны пролета должна быть установлена экранная защитная арматура. 2.5.114. В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод и трос. 207 В пролетах пересечения ВЛ с улицами (проездами), инженерными сооружениями, перечисленными в 2.5.231–2.5.268, 2.5.279, водными пространствами одно соединение на провод (трос) допускается: при сталеалюминиевых проводах с площадью сечения по алюминию 240 мм2 и более независимо от содержания стали; при сталеалюминиевых проводах с отношениям А/С ≤ 1,49 для любой площади сечения алюминия; при стальных тросах с площадью сечения 120 мм2 и более; при расщеплении фазы на три сталеалюминиевых провода с площадью сечения по алюминию 150 мм2 и более. Не допускается соединение проводов (тросов) в пролетах пересечения ВЛ между собой на пересекающих (верхних) ВЛ, а также в пролетах пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов. 2.5.115. Прочность заделки проводов и тросов в соединительных и натяжных зажимах должна составлять не менее 90% разрывного усилия проводов и канатов при растяжении. Защита от перенапряжений, заземление 2.5.116. Воздушные линии 110–750 кВ с металлическими и железобетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине. Сооружение ВЛ 110–500 кВ или их участков без тросов допускается: 1) в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в горных районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км2 в год; 2) на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами (ρ ≥ 103 Ом·м); 3) на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда более 25 мм; 4) для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземленных частей опоры при обеспечении расчетного числа грозовых отключений линии, соответствующего расчетному числу грозовых отключений ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой. Число грозовых отключений линии для случаев, приведенных в пп. 1–3, определенное расчетом с учетом опыта эксплуатации, не должно превышать без усиления изоляции трех в год для ВЛ 110–330 кВ и одного в год — для ВЛ 500 кВ. Воздушные линии 110–220 кВ, предназначенные для электроснабжения объектов добычи и транспорта нефти и газа, должны быть защище- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 208 ПУЭ ны от прямых ударов молнии тросами по всей длине (независимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного эквивалентного сопротивления земли). 2.5.117. Защита подходов ВЛ к подстанциям должна выполняться в соответствии с требованиями гл. 4.2. 2.5.118. Для ВЛ до 35 кВ применение грозозащитных тросов не требуется. На ВЛЗ 6–20 кВ рекомендуется устанавливать устройства защиты изоляции проводов при грозовых перекрытиях. Воздушные линии 110 кВ на деревянных опорах в районах с числом грозовых часов до 40, как правило, не должны защищаться тросами, а в районах с числом грозовых часов более 40 защита их тросами обязательна. На ВЛ 6–20 кВ на деревянных опорах по условиям молниезащиты применение металлических траверс не рекомендуется. 2.5.119. Гирлянды изоляторов единичных металлических и железобетонных опор, а также крайних опор участков с такими опорами и другие места с ослабленной изоляцией на ВЛ с деревянными опорами должны защищаться защитными аппаратами, в качестве которых могут использоваться вентильные разрядники (РВ), ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН), трубчатые разрядники (РТ) и искровые промежутки (ИП). Устанавливаемые ИП должны соответствовать требованиям, приведенным в гл. 4.2. 2.5.120. При выполнении защиты ВЛ от грозовых перенапряжений тросами необходимо руководствоваться следующим: 1) одностоечные металлические и железобетонные опоры с одним тросом должны иметь угол защиты не более 30°, а опоры с двумя тросами — не более 20°; 2) на металлических опорах с горизонтальным расположением проводов и с двумя тросами угол защиты по отношению к внешним проводам для ВЛ 110–330 кВ должен быть не более 20°, для ВЛ 500 кВ — не более 25°, для ВЛ 750 кВ — не более 22°. В районах по гололеду IV и более и в районах с частой и интенсивной пляской проводов для ВЛ 110–330 кВ допускается угол защиты до 30°; 3) на железобетонных и деревянных опорах портального типа допускается угол защиты по отношению к крайним проводам не более 30°; 4) при защите ВЛ двумя тросами расстояние между ними на опоре должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали от тросов до проводов, а при высоте подвеса тросов на опоре более 30 м расстояние между тросами должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре, умноженного на коэффициент, равный 5,5 / h , где h — высота подвеса троса на опоре. 2.5.121. Расстояния по вертикали между тросом и проводом ВЛ в середине пролета без учета отклонения их ветром по условиям защиты от грозовых перенапряжений должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.16 и не менее расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре. При промежуточных значениях длин пролетов расстояния определяются интерполяцией. 2.5.122. Крепление тросов на всех опорах ВЛ 220–750 кВ должно быть выполнено при помощи изоляторов, шунтированных ИП размером не менее 40 мм. На каждом анкерном участке длиной до 10 км тросы должны быть заземлены в одной точке путем устройства специальных перемычек на анкерной опоре. При большей длине анкерных пролетов количество точек заземления в пролете выбирается таким, чтобы при наибольшем значении продольной электродвижущей силы, наводимой в тросе при коротком замыкании (КЗ) на ВЛ, не происходил пробой ИП. Изолированное крепление троса рекомендуется выполнять стеклянными подвесными изоляторами. На подходах ВЛ 220–330 кВ к подстанциям на длине 1–3 км и на подходах ВЛ 500–750 кВ на длине 3–5 км, если тросы не используются для Таблица 2.5.16 Наименьшие расстояния между тросом и проводом в середине пролета Длина пролета, м Наименьшее расстояние между тросом и проводом по вертикали, м Длина пролета, м Наименьшее расстояние между тросом и проводом по вертикали, м 100 150 200 300 400 500 600 2,0 3,2 4,0 5,5 7,0 8,5 10,0 700 800 900 1000 1200 1500 11,5 13,0 14,5 16,0 18,0 21,0 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 209 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ емкостного отбора, плавки гололеда или связи, их следует заземлять на каждой опоре (см. также 2.5.192). На ВЛ 150 кВ и ниже, если не предусмотрена плавка гололеда или организация каналов высокочастотной связи на тросе, изолированное крепление троса следует выполнять только на металлических и железобетонных анкерных опорах. На участках ВЛ с неизолированным креплением троса и током КЗ на землю, превышающим 15 кА, а также на подходах к подстанциям заземление троса должно быть выполнено с установкой перемычки, шунтирующей зажим. При использовании тросов для устройства каналов высокочастотной связи они изолируются от опор на всем протяжении каналов высокочастотной связи и заземляются на подстанциях и усилительных пунктах через высокочастотные заградители. Количество изоляторов в поддерживающем тросовом креплении должно быть не менее двух и определяться условиями обеспечения требуемой надежности каналов высокочастотной связи. Количество изоляторов в натяжном тросовом креплении следует принимать удвоенным по сравнению с количеством изоляторов в поддерживающем тросовом креплении. Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы искровым промежутком. Размер ИП выбирается минимально возможным по следующим условиям: 1) разрядное напряжение ИП должно быть ниже разрядного напряжения изолирующего тросового крепления не менее чем на 20%; 2) ИП не должен перекрываться при однофазном КЗ на землю на других опорах; 3) при перекрытиях ИП от грозовых разрядов должно происходить самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты. На ВЛ 500–750 кВ для улучшения условий самопогасания дуги сопровождающего тока промышленной частоты и снижения потерь электроэнергии рекомендуется применять скрещивание тросов. Если на тросах ВЛ предусмотрена плавка гололеда, то изолированное крепление тросов выполняется по всему участку плавки. В одной точке участка плавки тросы заземляются с помощью специальных перемычек. Тросовые изоляторы шунтируются ИП, которые должны быть минимальными, выдерживающими напряжение плавки и иметь разрядное напряжение меньше разрядного напряжения тросовой гирлянды. Размер ИП должен обеспечивать самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты при его перекрытии во время КЗ или грозовых разрядов. 2.5.123. На ВЛ с деревянными опорами портального типа расстояние между фазами по дереву должно быть не менее: 3 м — для ВЛ 35 кВ; 4 м — для ВЛ 110 кВ; 4,8 м — для ВЛ 150 кВ; 5 м — для ВЛ 220 кВ. В отдельных случаях для ВЛ 110–220 кВ при наличии обоснований (небольшие токи КЗ, районы со слабой грозовой деятельностью и т.п.) допускается уменьшение указанных расстояний до значения, рекомендованного для ВЛ напряжением на одну ступень ниже. На одностоечных деревянных опорах допускаются следующие расстояния между фазами по дереву: 0,75 м — для ВЛ 3–20 кВ; 2,5 м — для ВЛ 35 кВ при условии соблюдения расстояний в пролете согласно 2.5.94. Таблица 2.5.17 Наименьшее изоляционное расстояние по воздуху (в свету) от токоведущих до заземленных частей опоры Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ Расчетное условие до 10 20 35 110 150 220 330 500 750 20 20 30 35 40 40 — 100 — 130 — 180 — 260 — 320 — Не нормируется Внутренние перенапряжения 10 15 30 80 110 160 215 300 450/500* Обеспечение безопасного подъема на опору без отключения ВЛ — — 150 150 200 250 350 450 540/580* Рабочее напряжение — 7 10 25 35 55 80 115 160 Грозовые перенапряжения для изоляторов: штыревых подвесных * В знаменателе — промежуток «провод шлейфа — стойка анкерно-угловой опоры», в числителе — все промежутки, кроме промежутка «провод — опора» для средней фазы, который должен быть не менее 480 см. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 210 ПУЭ 2.5.124. Кабельные вставки в ВЛ должны быть защищены по обоим концам кабеля от грозовых перенапряжений защитными аппаратами. Заземляющий зажим защитных аппаратов, металлические оболочки кабеля, корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим защитного аппарата должен быть соединен с заземлителем отдельным проводником. Не требуют защиты от грозовых перенапряжений: 1) кабельные вставки 35–220 кВ длиной 1,5 км и более в ВЛ, защищенные тросами; 2) кабельные вставки в ВЛ напряжением до 20 кВ, выполненные кабелями с пластмассовой изоляцией и оболочкой, длиной 2,5 км и более и кабелями других конструкций длиной 1,5 км и более. 2.5.125. Для ВЛ, проходящих на высоте до 1000 м над уровнем моря, изоляционные расстояния по воздуху от проводов и арматуры, находящейся под напряжением, до заземленных частей опор должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.17. Допускается уменьшение изоляционных расстояний по грозовым перенапряжениям, указанных в табл. 2.5.17, при условии снижения общего уровня грозоупорности ВЛ не более чем на 20%. Для ВЛ 750 кВ, проходящих на высоте до 500 м над уровнем моря, расстояния, указанные в табл. 2.5.17, могут быть уменьшены на 10% для промежутка «провод шлейфа — стойка анкерно-угловой опоры», «провод — оттяжка» и на 5% для остальных промежутков. Наименьшие изоляционные расстояния по внутренним перенапряжениям приведены для следующих значений расчетной кратности: 4,5 — для ВЛ 6–10 кВ; 3,5 — для ВЛ 20–35 кВ; 3,0— для ВЛ 110–220 кВ; 2,7 — для ВЛ 330 кВ; 2,5 — для ВЛ 500 кВ; 2,1 — для ВЛ 750 кВ. При других, более низких значениях расчетной кратности внутренних перенапряжений допустимые изоляционные расстояния по ним пересчитываются пропорционально. Изоляционные расстояния по воздуху между токоведущими частями и деревянной опорой, не имеющей заземляющих спусков, допускается уменьшать на 10%, за исключением расстояний, выбираемых по условию безопасного подъема на опору. При прохождении ВЛ в горных районах наименьшие изоляционные расстояния по рабочему напряжению и по внутренним перенапряжениям должны быть увеличены по сравнению с приведенными в табл. 2.5.17 на 1% на каждые 100 м выше 1000 м над уровнем моря. 2.5.126. Наименьшие расстояния на опоре между проводами ВЛ в месте их пересечения между собой при транспозиции, ответвлениях, переходе с одного расположения проводов на другое должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.18. 2.5.127. Дополнительные требования к защите от грозовых перенапряжений ВЛ при пересеТаблица 2.5.18 Наименьшее расстояние между фазами на опоре Расчетное условие Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ до 10 20 35 110 150 220 330 500 750 Грозовые перенапряжения 20 45 50 135 175 250 310 400 Не нормируется Внутренние перенапряжения 22 33 44 100 140 200 280 420 640 Наибольшее рабочее напряжение 10 15 20 45 60 95 140 200 280 * При значениях расчетной кратности внутренних перенапряжений менее 2,1 допустимые изоляционные расстояния пересчитываются пропорционально. Таблица 2.5.19 Наибольшее сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ Удельное эквивалентное сопротивление грунта ρ, Ом·м До 100 Более 100 до 500 Более 500 до 1000 Более 1000 до 5000 Более 5000 Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом 10 15 20 30 6·10–3ρ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ чении их между собой и при пересечении ими различных сооружений приведены в 2.5.229, 2.5.238, 2.5.267. 2.5.128. На двухцепных ВЛ 110 кВ и выше, защищенных тросом, для снижения количества двухцепных грозовых перекрытий допускается усиление изоляции одной из цепей на 20–30% по сравнению с изоляцией другой цепи. 2.5.129. На ВЛ должны быть заземлены: 1) опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства молниезащиты; 2) железобетонные и металлические опоры ВЛ 3–35 кВ; 3) опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты; 4) металлические и железобетонные опоры ВЛ 110–500 кВ без тросов и других устройств молниезащиты, если это необходимо по условиям обеспечения работы релейной защиты и автоматики. Деревянные опоры и деревянные опоры с металлическими траверсами ВЛ без грозозащитных тросов или других устройств молниезащиты не заземляются. Сопротивления заземляющих устройств опор, приведенных в п. 1, при их высоте до 50 м должны быть не более приведенных в табл. 2.5.19; при высоте опор более 50 м — в 2 раза ниже по сравнению с приведенными в табл. 2.5.19. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, независимо от напряжения линии и высоты опор, рекомендуется снижать сопротивления заземляющих устройств в 2 раза по сравнению с приведенными в табл. 2.5.19. Допускается превышение сопротивлений заземления части опор по сравнению с нормируемыми значениями, если имеются опоры с пониженными значениями сопротивлений заземления, а ожидаемое число грозовых отключений не превышает значений, получаемых при выполнении требований табл. 2.5.19 для всех опор ВЛ. Для опор горных ВЛ, расположенных на высотах более 700 м над уровнем моря, указанные в табл. 2.5.19 значения сопротивлений заземления могут быть увеличены в 2 раза. Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в п. 2 для ВЛ 3–20 кВ, проходящих в населенной местности, а также всех ВЛ 35 кВ должны быть не более приведенных в табл. 2.5.19: для ВЛ 3–20 кВ в ненаселенной местности в фунтах с удельным сопротивлением ρ до 100 Ом·м — не более 30 Ом, а в фунтах ср выше 100 Ом·м — не более 0,3р Ом. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 110 кВ и выше, указанных в п. 3, должны 211 быть не более приведенных в табл. 2.5.19, а для ВЛ 3–35 кВ не должны превышать 30 Ом. Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в п. 4, определяются при проектировании ВЛ. Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивления заземляющих устройств, выполненных по условиям молниезащиты, должны обеспечиваться при отсоединенном тросе, а по остальным условиям — при неотсоединенном тросе. Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспечиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. Допускается производить измерение в другие периоды с корректировкой результатов путем введения сезонного коэффициента, однако не следует производить измерение в период, когда на значение сопротивления заземляющих устройств оказывает существенное влияние промерзание фунта. Место присоединения заземляющего устройства к железобетонной опоре должно быть доступно для выполнения измерений. 2.5.130. Железобетонные фундаменты опор ВЛ 110 кВ и выше могут быть использованы в качестве естественных заземлителей (исключение 2.5.131 и 2.5.253) при осуществлении металлической связи между анкерными болтами и арматурой фундамента и отсутствии гидроизоляции железобетона полимерными материалами. Битумная обмазка на железобетонных опорах и фундаментах не влияет на их использование в качестве естественных заземлителей. 2.5.131. При прохождении ВЛ 110 кВ и выше в местности с глинистыми, суглинистыми, супесчаными и тому подобными грунтами с удельным сопротивлением ρ ≤ 1000 Ом·м следует использовать арматуру железобетонных фундаментов, опор и пасынков в качестве естественных заземлителей без дополнительной укладки или в сочетании с укладкой искусственных заземлителей. В грунтах с более высоким удельным сопротивлением естественная проводимость железобетонных фундаментов не должна учитываться, а требуемое значение сопротивления заземляющего устройства должно обеспечиваться только применением искусственных заземлителей. Требуемые сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 35 кВ должны обеспечиваться применением искусственных заземлителей, а естественная проводимость фундаментов, подземных частей опор и пасынков (приставок) при расчетах не должна учитываться. 2.5.132. Для заземления железобетонных опор в качестве заземляющих проводников следует использовать те элементы напряженной Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 212 ПУЭ и ненапряженной продольной арматуры стоек, металлические элементы которых соединены между собой и могут быть присоединены к заземлителю. В качестве заземляющего проводника вне стойки или внутри может быть проложен при необходимости специальный проводник. Элементы арматуры, используемые для заземления, должны удовлетворять термической стойкости при протекании токов КЗ. За время КЗ стержни должны нагреваться не более чем на 60 °С. Оттяжки железобетонных опор должны использоваться в качестве заземляющих проводников дополнительно к арматуре. Тросы, заземляемые согласно 2.5.122, и детали крепления гирлянд изоляторов к траверсе железобетонных опор должны быть металлически соединены с заземляющим спуском или заземленной арматурой. 2.5.133. Сечение каждого из заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм2, а для однопроволочных спусков диаметр должен быть не менее 10 мм (сечение 78,5 мм2). Количество спусков должно быть не менее двух. Для районов со среднегодовой относительной влажностью воздуха 60% и более, а также при средне- и сильноагрессивных степенях воздействия среды заземляющие спуски у места их входа в грунт должны быть защищены от коррозии в соответствии с требованиями строительных норм и правил. В случае опасности коррозии заземлителей следует увеличивать их сечение или применять оцинкованные заземлители. На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется болтовое соединение заземляющих спусков; на металлических и железобетонных опорах соединение заземляющих спусков может быть выполнено как болтовым, так и сварным. 2.5.134. Заземлители опор ВЛ, как правило, должны находиться на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле — 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,1 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлителей по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором. Опоры и фундаменты 2.5.135. Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкерные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспринимают тяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми. В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные, двухцепные и многоцепные. Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками. Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции; анкерные опоры должны быть жесткими. Допускается применение анкерных опор гибкой конструкции для ВЛ до 35 кВ. К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высоты опоры относятся к опорам гибкой конструкции. Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегченной конструкции (см. 2.5.145). 2.5.136. Анкерные опоры следует применять в местах, определяемых условиями работ на ВЛ при ее сооружении и эксплуатации, а также условиями работы конструкции опоры. Требования к применению анкерных опор нормальной конструкции устанавливаются настоящей главой. На ВЛ 35 кВ и выше расстояние между анкерными опорами должно быть не более 10 км, а на ВЛ, проходящих в труднодоступной местности и в местности с особо сложными природными условиями, — не более 5 км. На ВЛ 20 кВ и ниже с проводами, закрепленными на штыревых изоляторах, расстояние между анкерными опорами не должно превышать 1,5 км в районах по гололеду I—III и 1 км в районах по гололеду IV и более. На ВЛ 20 кВ и ниже с подвесными изоляторами расстояние между анкерными опорами не должно превышать 3 км. На ВЛ, проходящих по горной или сильно пересеченной местности в районах по гололеду III и более, рекомендуется устанавливать опоры анкерного типа на перевалах и в других точках, резко возвышающихся над окружающей местностью. 2.5.137. Предельные состояния, по которым производится расчет опор, фундаментов и оснований ВЛ, подразделяются на две группы. Первая группа включает предельные состояния, которые ведут к потере несущей способности элементов или к полной непригодности их в эксплуатации, т. е. к их разрушению любого характера. К этой группе относятся состояния при Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ наибольших внешних нагрузках и при низшей температуре, т. е. при условиях, которые могут привести к наибольшим изгибающим или крутящим моментам на опоры, наибольшим сжимающим или растягивающим усилиям на опоры и фундаменты. Вторая группа включает предельные состояния, при которых возникают недопустимые деформации, перемещения или отклонения элементов, нарушающие нормальную эксплуатацию, к этой группе относятся состояния при наибольших прогибах опор. Метод расчета по предельным состояниям имеет целью не допускать, с определенной вероятностью, наступления предельных состояний первой и второй групп при эксплуатации, а также первой группы при производстве работ по сооружению ВЛ. 2.5.138. Нагрузки, воздействующие на строительные конструкции ВЛ, в зависимости от продолжительности действия подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые). К постоянным нагрузкам относятся: собственный вес проводов, тросов, строительных конструкций, гирлянд изоляторов, линейной арматуры; тяжение проводов и тросов при среднегодовой температуре и отсутствии ветра и гололеда; воздействие предварительного напряжения конструкций, а также нагрузки от давления воды на фундаменты в руслах рек. К длительным нагрузкам относятся: нагрузки, создаваемые воздействием неравномерных деформаций оснований, не сопровождающихся изменением структуры фунта, а также воздействием усадки и ползучести бетона. К кратковременным нагрузкам относятся: давление ветра на провода, тросы и опоры — свободные от гололеда и покрытые гололедом; вес отложений гололеда на проводах, тросах, опорах; тяжение проводов и тросов сверх их значений при среднегодовой температуре; нагрузки от давления воды на опоры и фундаменты в поймах рек и от давления льда; нагрузки, возникающие при изготовлении и перевозке конструкций, а также при монтаже строительных конструкций, проводов и тросов. К особым нагрузкам относятся: нагрузки, возникающие при обрыве проводов и тросов, а также нагрузки при сейсмических воздействиях. 2.5.139. Опоры, фундаменты и основания ВЛ должны рассчитываться на сочетания расчетных нагрузок нормальных режимов по первой и второй группам предельных состояний и аварийных и монтажных режимов ВЛ по первой группе предельных состояний. 213 Расчет опор, фундаментов и оснований фундаментов на прочность и устойчивость должен производиться на нагрузки первой группы предельных состояний. Расчет опор, фундаментов и их элементов на выносливость и по деформациям производится на нагрузки второй группы предельных состояний. Расчет оснований по деформациям производится на нагрузки второй группы предельных состояний без учета динамического воздействия порывов ветра на конструкцию опоры. Опоры, фундаменты и основания должны рассчитываться также на нагрузки и воздействия внешней среды в конкретных условиях (воздействие размывающего действия воды, давления волн, навалов льда, давления грунта и т.п.), которые принимаются в соответствии со строительными нормами и правилами или другими нормативными документами. Дополнительно учитывается следующее: возможность временного усиления отдельных элементов конструкций в монтажных режимах; расчет железобетонных опор и фундаментов по раскрытию трещин в нормальных режимах производится на нагрузки второй группы предельных состояний, причем кратковременные нагрузки снижаются на 10%; при использовании опор и фундаментов в условиях агрессивной среды снижение кратковременных нагрузок не производится; отклонение верха опоры при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не должно приводить к нарушению установленных настоящими Правилами наименьших изоляционных расстояний от токоведущих частей (проводов) до заземленных элементов опоры и до поверхности земли и пересекаемых инженерных сооружений; расчет опор гибкой конструкции производится по деформированной схеме (с учетом дополнительных усилий, возникавших от весовых нагрузок при деформациях опоры, для первой и второй групп предельных состояний); расчет опор, устанавливаемых в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, на воздействие сейсмических нагрузок должен выполняться в соответствии со строительными нормами и правилами по строительству в сейсмических районах; при этом расчетные нагрузки от веса гололеда, от тяжения проводов и тросов в нормальных режимах умножаются на коэффициент сочетаний Ψ= 0,8. 2.5.140. Опоры должны рассчитываться в нормальном режиме по первой и второй группам предельных состояний на сочетания условий, указанных в 2.5.71, пп. 4, 5, 6, и в 2.5.73, пп. 1, 2, 3. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 214 ПУЭ Опоры анкерного типа и промежуточные угловые опоры должны рассчитываться также на условия 2.5.71, п. 2, если тяжение проводов или тросов в этом режиме больше, чем в режиме наибольших нагрузок. Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжений проводов и тросов, возникающую вследствие неравенства значений приведенных пролетов по обе стороны опоры. При этом условия для расчета разности тяжений устанавливаются при разработке конструкции опор. Концевые опоры должны рассчитываться также на одностороннее тяжение всех проводов и тросов. Двухцепные опоры во всех режимах должны быть рассчитаны также для условий, когда смонтирована только одна цепь. 2.5.141. Промежуточные опоры ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов и глухими зажимами должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на расчетные условные горизонтальные статические нагрузки Тав. Расчет производится при следующих условиях: 1) оборваны провод или провода одной фазы одного пролета (при любом числе проводов на опоре), тросы не оборваны: 2) оборван один трос пролета (для расщепленного троса — все его составляющие), провода не оборваны. Условные нагрузки прикладываются в местах крепления той фазы или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых элементах получаются наибольшими. При этом принимаются сочетания условий, указанных в 2.5.72, п. 1. 2.5.142. Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка Тав от проводов на опоры принимается равной: 1) на ВЛ с нерасщепленными фазами: для свободностоящих металлических опор, опор из любого материала на оттяжках, А-образных и других типов жестких опор с проводами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 — 0,5Тmax, площадью сечения алюминиевой части 205 мм2 и более — 0,4Тmax; для железобетонных свободностоящих опор с проводами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 — 0,3Тmax; площадью сечения алюминиевой части 205 мм2 и более — 0,25Тmax; для деревянных свободностоящих опор с проводами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 — 0,25Тmax; площадью сечения алюминиевой части 205 мм2 и более — 0,2Ттaх, где Тmax — наибольшая расчетная нагрузка от тяжения проводов (см 2.5.70); для других типов опор (опор из новых материалов, металлических гибких опор и т.п.) — в зависимости от гибкости рассчитываемых опор в пределах, указанных выше: 2) на ВЛ напряжением до 330 кВ с расщепленными фазами путем умножения значений, указанных в п. 1 для нерасщепленных фаз, на дополнительные коэффициенты: 0,8 — при расщеплении на два провода; 0,7 — на три провода; 0,6 — на четыре провода. На ВЛ 500 кВ с расщеплением на три и более проводов в фазе — 0,15Тmax, но не менее 18 кН. На ВЛ 750 кВ с расщеплением на четыре и более проводов в фазе — 27 кН. В расчетах допускается учитывать поддерживающее действие необорванных проводов и тросов при среднегодовой температуре без гололеда и ветра. При этом расчетные условные нагрузки следует определять как в п. 1 настоящего параграфа, а механические напряжения, возникающие в поддерживающих проводах и тросах, не должны превышать 70% их разрывного усилия. При применении средств, ограничивающих передачу продольной нагрузки на промежуточную опору (многороликовые подвесы, а также другие средства), расчет следует производить на нагрузки, возникающие при использовании этих средств, но не более расчетных условных нагрузок, принимаемых при подвеске проводов в глухих зажимах. 2.5.143. Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка на промежуточные опоры Тав от тросов принимается равной: 1) от одиночного троса — 0,5Тmax; 2) от расщепленного троса (из двух составляющих) — 0,4Tmax, но не менее 20 кН, где Тmax — наибольшая расчетная нагрузка от тяжения тросов (см. 2.5.70). 2.5.144. Промежуточные опоры со штыревыми изоляторами должны рассчитываться в аварийном режиме на обрыв одного провода, дающего наибольшие усилия в элементах опоры с учетом гибкости опор и поддерживающего действия необорванных проводов. Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка Тав для стоек и приставок принимается равной 0,37Тmax, но не менее 3 кН; для остальных элементов опоры — 0,15Тmax, но не менее 1,5 кН, где Тmax — то же, что и в 2.5.142. 2.5.145. Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех проводов и тросов, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими. Расчет производится на следующие условия: 1) для опор ВЛ с алюминиевыми и стальными проводами всех сечений, проводами из алю- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ миниевых сплавов всех сечений, сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2: а) оборваны провода двух фаз одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные нормальные опоры); б) оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные облегченные и концевые опоры); 2) для опор ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сечений, используемыми в качестве проводов: оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные нормальные и концевые опоры); 3) для опор ВЛ независимо от марок и сечений подвешиваемых проводов: оборван один трос одного пролета (при расщепленном тросе — все составляющие), провода не оборваны. Сочетания климатических условий принимаются согласно 2.5.72, пп. 2 и 3. 2.5.146. Опоры анкерного типа должны проверяться в монтажном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия: 1) в одном пролете смонтированы все провода и тросы, в другом пролете провода и тросы не смонтированы. Тяжение в смонтированных проводах и тросах принимается равным 0,67Тmax, где Тmax — наибольшее расчетное горизонтальное тяжение проводов и тросов (см. 2.5.70). При этом сочетания климатических условий принимаются по 2.5.74. В этом режиме металлические опоры и их закрепления должны иметь требуемую нормами прочность без установки временных оттяжек; 2) в одном из пролетов при любом числе проводов на опоре последовательно и в любом порядке монтируются провода одной цепи, тросы не смонтированы; 3) в одном из пролетов при любом числе тросов на опоре последовательно и в любом порядке монтируются тросы, провода не смонтированы. При проверках по пп. 2 и 3 допускается предусматривать временное усиление отдельных элементов опор и установку временных оттяжек. 2.5.147. Опоры ВЛ должны проверяться на расчетные нагрузки, соответствующие способу монтажа, принятому проектом, с учетом составляющих от усилий тягового троса, веса 215 монтируемых проводов (тросов), изоляторов, монтажных приспособлений и монтера с инструментами. Узел крепления каждого провода (проушина, диафрагма и др.) при раздельном креплении проводов расщепленной фазы должен рассчитываться с учетом перераспределения нагрузки от оборванной цепи подвески на оставшиеся провода фазы. Элементы опоры должны выдерживать вертикальную нагрузку от веса монтера с инструментами, расчетное значение которой равно 1,3 кН в сочетании с нагрузками нормального режима от проводов и тросов, свободных от гололеда, при среднегодовой температуре, а также с нагрузками аварийного и монтажного режимов. Расчетные нагрузки на опоры от веса монтируемых проводов (тросов) при климатических условиях согласно 2.5.74 и гирлянд изоляторов в условиях равнинной местности рекомендуется принимать: 1) на промежуточных опорах — равными удвоенному весу пролета проводов (тросов) без гололеда и гирлянды изоляторов, исходя из возможности подъема монтируемых проводов (тросов) и гирлянды через один блок; 2) на анкерных опорах и промежуточных опорах, при ограничении последними монтажного участка, — с учетом усилия в тяговом тросе, определяемого из условия расположения тягового механизма на расстоянии 2,5h от опоры, где h — высота подвеса провода средней фазы на опоре. При установке тягового механизма в условиях пересеченной местности необходимо дополнительно учитывать усилие от наклона тягового троса с учетом разности высотных отметок точки подвеса провода и тягового механизма. Расчетная вертикальная нагрузка от веса монтера и монтажных приспособлений, прикладываемая в месте крепления гирлянд изоляторов, для опор ВЛ 500–750 кВ принимается равной 3,25 кН, для опор анкерного типа ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами — 2,6 кН, для промежуточных опор ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами — 1,95 кН, для опор со штыревыми изоляторами — 1,3 кН. 2.5.148. Конструкции опор должны обеспечивать на отключенной ВЛ, а на ВЛ 110 кВ и выше и при наличии на ней напряжения: 1) производство их технического обслуживания и ремонтных работ; 2) удобные и безопасные подъем персонала на опору от уровня земли до вершины опоры и его перемещение по элементам опоры (стойкам, траверсам, тросостойкам, подкосам и др.). На опоре и ее элементах должна предусматриваться возможность крепления специальных Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 216 ПУЭ устройств и приспособлений для выполнения эксплуатационных и ремонтных работ. 2.5.149. Для подъема персонала на опору должны быть предусмотрены следующие мероприятия: 1) на каждой стойке металлических опор высотой до вершины до 20 м при расстояниях между точками крепления решетки к поясам стойки (ствола) более 0,6 м или при наклоне решетки к горизонтали более 30°, а для опор высотой более 20 и менее 50 м независимо от расстояний между точками крепления решетки и угла ее наклона должны быть выполнены специальные ступеньки (степ-болты) на одном поясе или лестницы без ограждения, доходящие до отметки верхней траверсы. Конструкция тросостойки на этих опорах должна обеспечивать удобный подъем или иметь специальные ступеньки (степ-болты); 2) на каждой стойке металлических опор высотой до вершины опоры более 50 м должны быть установлены лестницы с ограждениями, доходящие до вершины опоры. При этом через каждые 15 м по вертикали должны быть выполнены площадки (трапы) с ограждениями. Трапы с ограждениями должны выполняться также на траверсах этих опор. На опорах со шпренгельными траверсами должна быть обеспечена возможность держаться за тягу при перемещении по траверсе; 3) на железобетонных опорах любой высоты должна быть обеспечена возможность подъема на нижнюю траверсу с телескопических вышек, по инвентарным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъемных устройств. Для подъема по железобетонной центрифугированной стойке выше нижней траверсы на опорах ВЛ 35–750 кВ должны быть предусмотрены стационарные лазы (лестницы без ограждений и т.п.). Для подъема по железобетонной вибрированной стойке ВЛ 35 кВ и ниже, на которой установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители или другие аппараты, должна быть предусмотрена возможность крепления инвентарных лестниц или специальных инвентарных подъемных устройств. На железобетонные вибрированные стойки, на которых вышеуказанное электрооборудование не устанавливается, это требование не распространяется. Удобный подъем на тросостойки и металлические вертикальные части стоек железобетонных опор ВЛ 35–750 кВ должны обеспечивать их конструкция или специальные ступеньки (степболты); 4) железобетонные опоры, не допускающие подъема по инвентарным лестницам или с по- мощью специальных инвентарных подъемных устройств (опоры с оттяжками или внутренними связями, закрепленными на стойке ниже нижней траверсы и т.п.), должны быть снабжены стационарными лестницами без ограждений, доходящими до нижней траверсы. Выше нижней траверсы должны быть выполнены устройства, указанные в первом абзаце п. 3. Большие переходы 2.5.150. Участок большого перехода должен быть ограничен концевыми опорами (концевыми устройствами в виде бетонных якорей и др.), выделяющими большой переход в самостоятельную часть ВЛ, прочность и устойчивость которой не зависят от влияния смежных участков ВЛ. 2.5.151. В зависимости от типа крепления проводов опоры, устанавливаемые между концевыми (К) опорами (устройствами), могут быть: 1) промежуточными (П) — с креплением всех проводов на опоре с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов; 2) анкерными (А) — с креппением всех проводов на опоре с помощью натяжных гирлянд изоляторов; 3) комбинированными (ПА) — со смешанным креплением проводов на опоре с помощью как поддерживающих, так и натяжных гирлянд изоляторов. 2.5.152. Переходные опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми. Допускается применение промежуточных опор и анкерных опор облегченного типа для переходов со сталеалюминиевыми проводами или проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с сечением алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК в качестве проводов с сечением канатов 50 мм2 и более. При этом количество промежуточных опор между концевыми опорами должно соответствовать требованиям 2.5.153. 2.5.153. В зависимости от конкретных условий могут применяться следующие схемы переходов: 1) однопролетные на концевых опорах К-К: 2) двухпролетные с опорами К-П-К, К-ПА-К; 3) трехпролетные с опорами К-П-П-К, К-ПА-ПА-К; 4) четырехпролетные с опорами К-П-П-П-К, К-ПА-ПА-ПА-К (только для нормативной толщины стенки гололеда 15 мм и менее и длин переходных пролетов не более 1100 м); 5) многопролетные с опорами К-А...А-К; 6) при применении опор П или ПА переход должен быть разделен опорами А на участки Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 217 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ с числом опор П или ПА на каждом участке не более двух, т. е. К-П-П-А...А-П-П-К, К-ПА-ПАА...А-ПА-ПА-К (или не более трех по п. 4). 2.5.154. Ветровое давление на провода и тросы больших переходов через водные пространства определяется согласно 2.5.44, но с учетом следующих дополнительных требований. 1. Для перехода, состоящего из одного пролета, высота расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов определяется по формуле: hпр = hcр1 + hcр2 2 2 − f, 3 где hср1, hср2 — высота крепления тросов или средняя высота крепления проводов к изоляторам на опорах перехода, отсчитываемая от меженного уровня реки, нормального горизонта пролива, канала, водохранилища, а для пересечений ущелий, оврагов и других препятствий — от отметки земли в местах установки опор, м; f — стрела провеса провода или троса при высшей температуре в середине пролета, м. 2. Для перехода, состоящего из нескольких пролетов, ветровое давление на провода или тросы определяется для высоты hпр, соответствующей средневзвешенной высоте приведенных центров тяжести проводов или тросов во всех пролетах и вычисляемой по формуле: hпр = hпр1l1 + hпр2 l2 + ... + hпрn ln l1 + l2 + ... + ln , где hnp1, hпр2, ..., hпрn — высоты приведенных центров тяжести проводов или тросов над меженным уровнем реки, нормальным горизонтом пролива, канала, водохранилища в каждом из пролетов, а для пересечений ущелий, оврагов и других препятствий — над среднеарифметическим значением отметок земли в местах установки опор, м. При этом если пересекаемое водное пространство имеет высокий незатопляемый берег, на котором расположены как переходные, так и смежные с ними опоры, то высоты приведенных центров тяжести в пролете, смежном с переходным, отсчитываются от отметки земли в этом пролете; l1, l2 , ln — длины пролетов, входящих в переход, м. Нормативное ветровое давление на провода, тросы и конструкции опор больших переходов, сооружаемых в местах, защищенных от поперечных ветров, уменьшать не допускается. 2.5.155. Переходы могут выполняться одноцепными и двухцепными. Двухцепными рекомендуется выполнять переходы в населенной местности, в районах промышленной застройки, а также при потребности в перспективе второго перехода в ненаселенной или труднодоступной местности. 2.5.156. На одноцепных переходах для ВЛ 330 кВ и ниже рекомендуется применять треугольное расположение фаз, допускается горизонтальное расположение фаз; для ВЛ 500–750 кВ следует, как правило, применять горизонтальное расположение фаз. 2.5.157. На двухцепных переходах ВЛ до 330 кВ рекомендуется расположение проводов в трех ярусах, допускается также расположение проводов в двух ярусах. На двухцепных переходах ВЛ 500 кВ рекомендуется применение опор анкерного типа с расположением проводов в одном (горизонтальном) или в двух ярусах. 2.5.158. Расстояния между проводами, а также между проводами и тросами из условий работы в пролете должны выбираться в соответствии с 2.5.88–2.5.92 с учетом дополнительных требований: 1) значение коэффициента Кг в табл. 2.5.13 необходимо увеличивать на: 0,2 — при отношении нагрузок Pг.п/Pl в интервале от 2 до 6,99; 0,4 — при отношении нагрузок Ргп/Рl, равном 7 и более; 2) расстояния между ближайшими фазами одноцепных и двухцепных ВЛ должны также удовлетворять требованиям 2.5.159, 2.5.160. 2.5.159. Для обеспечения нормальной работы проводов в пролете в любом районе по пляске проводов, при расположении их в разных ярусах, расстояния между соседними ярусами промежуточных переходных опор высотой более 50 м и смещение по горизонтали должны быть: Расстояния, м, не менее Смещение по горизонтали, м, не менее ВЛ напряжением, кВ 7,5 8 9 11 14 18 2 2 2,5 3,5 5 7 35–110 150 220 330 500 750 2.5.160. На двухцепных опорах расстояние между осями фаз разных цепей должно быть не менее указанных ниже: Расстояние между осями фаз, м 8 9 10 12 15 19 ВЛ напряжением, кВ 35–110 150 220 330 500 750 2.5.161. На переходах с пролетами, превышающими пролеты основной линии не более чем в 1,5 раза, рекомендуется проверять целесообраз- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 218 ПУЭ ность применения провода той же марки, что и на основной линии. На переходах ВЛ до 110 кВ рекомендуется проверять целесообразность применения в качестве проводов стальных канатов, если это позволяет электрический расчет проводов. На переходах с расщепленными фазами рекомендуется рассматривать фазы с меньшим количеством проводов больших сечений с проверкой проводов на нагрев. 2.5.162. В качестве грозозащитных тросов следует применять стальные канаты и сталеалюминиевые провода по 2.5.79. В случае использования грозозащитных тросов для организации каналов высокочастотной связи рекомендуется применение в качестве тросов проводов из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и сталеалюминиевых проводов, а также тросов со встроенными оптическими кабелями. 2.5.163. Одиночные и расщепленные провода и тросы должны быть защищены от вибрации установкой с каждой стороны переходного пролета длиной до 500 м — одного гасителя вибрации на каждом проводе и тросе и длиной от 500 до 1500 м — не менее двух разнотипных гасителей вибрации на каждом проводе и тросе. Защита от вибрации проводов и тросов в пролетах длиной более 1500 м, а также независимо от длины пролета для проводов диаметром более 38 мм и проводов с тяжением при среднегодовой температуре более 180 кН должна производиться по специальному проекту. 2.5.164. На переходах ВЛ должны применяться, как правило, стеклянные изоляторы. 2.5.165. Количество изоляторов в гирляндах переходных опор определяется в соответствии с гл. 1.9. 2.5.166. Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов следует предусматривать с количеством цепей не менее двух с раздельным креплением к опоре. Многоцепные натяжные гирлянды должны крепиться к опоре не менее чем в двух точках. 2.5.167. Конструкция гирлянд изоляторов расщепленных фаз и крепление их к опоре должны, по возможности, обеспечивать раздельный монтаж и демонтаж каждого из проводов, входящих в расщепленную фазу. 2.5.168. Для крепления проводов и тросов к гирляндам изоляторов на переходных опорах рекомендуется применять глухие поддерживающие зажимы или поддерживающие устройства специальной конструкции (роликовые подвесы). 2.5.169. При выполнении защиты переходов ВЛ 110–750 кВ от грозовых перенапряжений необходимо руководствоваться следующим: 1) все переходы следует защищать от прямых ударов молнии тросами; 2) количество тросов должно быть не менее двух с углом защиты по отношению к крайним проводам не более 20°. При расположении перехода за пределами длины защищаемого подхода ВЛ к РУ и подстанциям с повышенным защитным уровнем в районах по гололеду III и более, а также в районах с частой и интенсивной пляской проводов допускается угол защиты до 30°; 3) рекомендуется установка защитных аппаратов (2.5.119) на переходах с пролетами длиной выше 1000 м или с высотой опор выше 100 м; 4) горизонтальное смещение троса от центра крайней фазы должно быть не менее: 1,5 м — для ВЛ 110 кВ; 2 м — для ВЛ 150 кВ; 2,5 м — для ВЛ 220 кВ; 3,5 м — для ВЛ 330 кВ; 4 м — для ВЛ 500–750 кВ; 5) выбор расстояния между тросами производится согласно 2.5.93 и 2.5.120, п. 4. 2.5.170. Крепление тросов на всех опорах перехода должно быть выполнено при помощи изоляторов с разрушающей механической нагрузкой не менее 120 кН. С целью уменьшения потерь электроэнергии в изолирующем тросовом креплении должно быть не менее двух изоляторов. Их количество определяется с учетом доступности местности и высоты опор. При использовании тросов для устройства каналов высокочастотной связи или для плавки гололеда количество изоляторов, определенное по условиям обеспечения надежности каналов связи или по условиям обеспечения плавки гололеда, должно быть увеличено на два. Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы искровым промежутком, размер которого выбирается в соответствии с 2.5.122 без учета установки дополнительных изоляторов. 2.5.171. Подвеска грозозащитных тросов для защиты переходов ВЛ 35 кВ и ниже не требуется. На переходных опорах должны устанавливаться защитные аппараты. Размер ИП при использовании их в качестве защитных аппаратов рекомендуется принимать в соответствии с гл. 4.2. При увеличении количества изоляторов изза высоты опоры электрическая прочность ИП должна быть скоординирована с электрической прочностью гирлянд. 2.5.172. Для обеспечения безопасного перемещения обслуживающего персонала по траверсам переходных опор высотой более 50 м с расположением фаз в разных ярусах наименьшее допустимое изоляционное расстояние по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должно быть не менее: 3,3 м — для ВЛ до 110 кВ; 3,8 м — для ВЛ 150 кВ; 4,3 м — для ВЛ Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 220 кВ; 5,3 м — для ВЛ 330 кВ; 6,3 м — для ВЛ 500 кВ; 7,6 м — для ВЛ 750 кВ. 2.5.173. Сопротивление заземляющих устройств опор должно выбираться в соответствии с табл. 2.5.19 и 2.5.129. Сопротивление заземляющего устройства опор с защитными аппаратами должно быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении земли не выше 1000 Ом·м и не более 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении. 2.5.174. При проектировании переходов через водные пространства необходимо провести следующие расчеты по гидрологии поймы реки: 1) гидрологический расчет, устанавливающий расчетный уровень воды, уровень ледохода, распределение расхода воды между руслом и поймами и скорости течения воды в руслах и по поймам; 2) русловой расчет, устанавливающий размер отверстия перехода и глубины после размыва у опор перехода; 3) гидравлический расчет, устанавливающий уровень воды перед переходом, струенаправляющими дамбами и насыпями, высоту волн на поймах; 4) расчет нагрузок на фундаменты, находящиеся в русле и пойме реки, с учетом воздействия давления льда и навалов судов. Высота фундаментов опор, находящихся в русле и пойме реки, должна превышать уровень ледохода на 0,5 м. Заглубление фундаментов опор переходов мелкого и глубокого заложения при возможности размыва грунта должно быть не менее 2,5 м (считая от отметки грунта после размыва). Глубина погружения свай в грунт при свайном основании должна быть не менее 4 м от уровня размыва. 2.5.175. Промежуточные и комбинированные опоры (П и ПА) с креплением проводов с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия: 1) оборваны одиночный провод или все провода одной фазы одного пролета, тросы не оборваны (одноцепные опоры); 2) оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 кв. мм); 3) оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса — все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не оборваны. В расчетах опор расчетная горизонтальная статическая нагрузка от проводов принимается равной: а) при нерасщепленной фазе и креплении ее в глухом зажиме — редуцированному тяжению, 219 возникающему при обрыве фазы. При этом принимаются сочетания условий согласно 2.5.72, п. 3. При расщепленной фазе и креплении ее в глухих зажимах значения для нерасщепленных фаз умножаются на дополнительные коэффициенты: 0,8 — при расщеплении на два провода; 0,7 — на три провода; 0,6 — на четыре провода; 0,5 — на пять и более; б) при нерасщепленной и расщепленной фазах провода и креплении их в поддерживающем устройстве специальной конструкции — условной нагрузке, равной 25 кН при одном проводе в фазе; 40 кН при двух проводах в фазе; 60 кН при трех и более проводах в фазе. Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в глухом зажиме, принимается равной наибольшему расчетному горизонтальному тяжению троса при сочетании условий, указанных в 2.5.72, п. 3. При этом для тросов, расщепленных на две составляющие, тяжение следует умножать на 0,8. Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в поддерживающем устройстве специальной конструкции, принимается равной 40 кН. Нагрузки прикладываются в местах крепления проводов тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых элементах получаются наибольшими. 2.5.176. Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими. Расчет производится на следующие условия: 1) оборваны провод или провода одной фазы одного пролета, тросы не оборваны (одноцепные опоры со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сечений, используемыми в качестве проводов); 2) оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные опоры со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2); 3) оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса — все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не оборваны. Расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются равными наибольшему расчетному горизонтальному тяжению провода или троса при сочетании условий согласно 2.5.72, пп. 2 и 3. При определении усилий в элементах опоры учитываются условные нагрузки или неуравновешенные тяжения, возникающие при обрывах Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 220 ПУЭ тех проводов или тросов, при которых эти усилия имеют наибольшие значения. 2.5.177. Опоры большого перехода должны иметь дневную маркировку (окраску) и сигнальное освещение в соответствии с 2.5.292. Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ 2.5.178. Волоконно-оптической линией связи на воздушных линиях электропередачи (ВОЛСВЛ) называется линия связи, для передачи информации по которой служит оптический кабель (ОК), размещаемый на элементах ВЛ. 2.5.179. Требования 2.5.180–2.5.200 распространяются на размещение на ВЛ оптических кабелей следующих типов: 1) ОКГТ — оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос; 2) ОКФП — оптический кабель, встроенный в фазный провод; 3) ОКСН — оптический кабель самонесущий неметаллический; 4) ОКНН — оптический кабель неметаллический, прикрепляемый или навиваемый на грозозащитный трос или фазный провод. 2.5.180. Все элементы ВОЛС-ВЛ должны соответствовать условиям работы ВЛ. 2.5.181. Для сооружения конкретной линии связи допускается использование нескольких ВЛ различного напряжения, совпадающих по направлению с ее трассой. 2.5.182. При сооружении вводов ОК на регенерационные пункты и узлы связи энергообъектов на отдельных самостоятельных опорах конструктивное выполнение и требования к параметрам и характеристикам вводов определяются в проекте. 2.5.183. Элементы ВОЛС-ВЛ, включая вводы ОК на регенерационные пункты, узлы связи энергообъектов должны проектироваться на те же климатические условия, что и ВЛ, на которой эта ВОЛС размещается, и соответствовать требованиям 2.5.38–2.5.74. 2.5.184. Оптические кабели, размещаемые на элементах ВЛ, должны удовлетворять требованиям: 1) механической прочности; 2) термической стойкости; 3) стойкости к воздействию грозовых перенапряжений; 4) обеспечения нагрузок на оптические волокна, не превышающих допускаемые; 5) стойкости к воздействию электрического поля. 2.5.185. Механический расчет ОКГТ, ОКФП, ОКСН должен производиться на расчетные нагрузки по методу допускаемых напряжений с учетом вытяжки кабелей и допустимых нагрузок на оптическое волокно. 2.5.186. Механический расчет грозозащитного троса или фазного провода, на которых размещается ОКНН, должен производиться с учетом дополнительных весовых и ветровых нагрузок от ОК во всех режимах, указанных в 2.5.71–2.5.74. 2.5.187. Механический расчет ОК всех типов следует выполнять для исходных условий по 2.5.71–2.5.74. Значения физико-механических параметров, необходимых для механического расчета ОК, и данные по вытяжке должны приниматься по техническим условиям на ОК или по данным изготовителей кабелей. 2.5.188. Оптические кабели должны быть защищены от вибрации в соответствии с условиями их подвески и требованиями изготовителя ОК. 2.5.189. При подвеске на ВЛ ОКГТ и ОКФП их расположение должно удовлетворять требованиям 2.5.86–2.5.96 и 2.5.121. 2.5.190. Независимо от напряжения ВЛ ОКГТ должен, как правило, быть заземлен на каждой опоре. Сопротивление заземляющих устройств опор, на которых подвешен ОКГТ, должно соответствовать табл. 2.5.19. Допускается увеличение этих сопротивлений при обеспечении термической стойкости ОК. При наличии плавки гололеда на грозозащитных тросах допускается изолированное крепление ОКГТ при условии, что стойкость оптических волокон по температурному режиму удовлетворяет условиям работы в режиме плавки гололеда и режиму протекания токов на этом участке (см. также 2.5.192, 2.5.193, 2.5.195). 2.5.191. Необходимость заземления (или возможность изолированной подвески) троса, на котором подвешен ОКНН, обосновывается в проекте. 2.5.192. Оптические кабели ОКГТ, ОКФП и ОКНН должны быть проверены на работоспособность по температурному режиму при протекании максимального полного тока КЗ, определяемого с учетом времени срабатывания резервных защит, дальнего резервирования, действия УРОВ и АПВ и полного времени отключения выключателей. Допускается не учитывать дальнее резервирование. 2.5.193. Оптические кабели ОКФП и ОКНН (при подвеске его на фазном проводе) следует проверять на работоспособность по температурному режиму при температурах провода, возникающих при его нагреве наибольшим рабочим током линии. 2.5.194. Напряженность электрического поля в точке подвеса ОКСН должна рассчитываться с учетом реального расположения кабеля, транспозиции фаз ВЛ, вероятности отключения одной цепи в случае двухцепной ВЛ, а также конструкции зажима (протектора). 2.5.195. Оптический кабель типа ОКНН следует проверять: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 221 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 1) при подвеске его на фазном проводе — на стойкость при воздействии электрического поля проводов: 2) при подвеске его на грозозащитном тросе — на стойкость к воздействию электрического напряжения, наведенного на тросе, и прямых ударов молнии в трос. 2.5.196. Токи КЗ, на которые производится проверка ОК (ОКГТ, ОКФП, ОКНН) на термическую стойкость, должны определяться с учетом перспективы развития энергосистемы. 2.5.197. Место крепления ОКСН на опоре с учетом его вытяжки в процессе эксплуатации определяется исходя из условий: 1) стойкости оболочки к воздействию электрического поля; 2) обеспечения наименьшего расстояния до поверхности земли не менее 5 м независимо от напряжения ВЛ и вида местности; 3) обеспечения расстояний от ОКСН до фазных проводов на опоре не менее 0,6 м для ВЛ до 35 кВ; 1 м — для ВЛ 110 кВ; 1,5 м—для ВЛ 150 кВ; 2 м — для ВЛ 220 кВ; 2,5 м — для ВЛ 330 кВ; 3,5 м — для ВЛ 500 кВ; 5 м — для ВЛ 750 кВ при отсутствии гололеда и ветра. С учетом указанных условий ОКСН может размещаться как выше фазных проводов, так и между фазами или ниже фазных проводов. 2.5.198. При креплении ОКНН к фазному проводу должны быть обеспечены следующие наименьшие расстояния от провода с прикрепленным или навитым ОК: 1) до конструкции опоры при отклонении от воздействия ветра в соответствии с табл. 2.5.17: 2) до земли и инженерных сооружений и естественных препятствий в соответствии с табл. 2.5.20–2.5.25, 2.5.30, 2.5.31, 2.5.34– 2.5.40. 2.5.199. При подвеске на ВЛ ОК любого типа должна быть выполнена проверка опор и их закреплений в грунте с учетом дополнительных нагрузок, возникающих при этом. 2.5.200. Соединение строительных длин ОК выполняется в специальных соединительных муфтах, которые рекомендуется размещать на анкерных опорах. Высота расположения соединительных муфт на опорах ВЛ должна быть не менее 5 м от основания опоры. К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты ОК, должен быть обеспечен в любое время года подъезд транспортных средств со сварочным и измерительным оборудованием. На опорах ВЛ при размещении на них муфт ОК дополнительно к 2.5.23 должны быть нанесены следующие постоянные знаки: условное обозначение ВОЛС; номер соединительной муфты. Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности 2.5.201. Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной и труднодоступной местностях в нормальном режиме ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.20. Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током: при высшей температуре воздуха для ВЛ 500 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.57 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.202. При прохождении ВЛ всех классов напряжений рекомендуется не занимать земли, орошаемые дождевальными установками. Допускается прохождение ВЛ по этим землям при условии выполнения требований строительных норм и правил на мелиоративные системы и сооружения. 2.5.203. В местах пересечения ВЛ со скотопрогонами наименьшее расстояние по вертикали от Таблица 2.5.20 Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной и труднодоступной местности Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Характеристика местности до 20 35–110 Ненаселенная местность; районы тундры, степей с почвами, непригодными для земледелия, и пустыни 6 6 150 220 330 500 750 ВЛЗ 6,5 7 7,5 8 12 5 Труднодоступная местность 5 5 5,5 6 6,5 7 10 5 Недоступные склоны гор, скалы, утесы и т.п. 3 3 3,5 4 4,5 5 7,5 3 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 222 ПУЭ Таблица 2.5.21 Наименьшее расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и кронами деревьев Напряжение ВЛ, кВ Наименьшее расстояние, м до 20 35–110 150–220 330–500 750 3 4 5 6 7 проводов до поверхности земли должно быть не менее чем при пересечении с автомобильными дорогами (см. 2.5.258). 2.5.204. В местах пересечения ВЛ с мелиоративными каналами наименьшее расстояние по вертикали от проводов при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током до подъемной или выдвижной частей землеройных машин, располагаемых на дамбе или берме каналов, в рабочем положении или до габаритов землесосов при наибольшем уровне высоких вод должно быть не менее: 2 м — для ВЛ до 20 кВ; 4 м — для ВЛ 35–110 кВ; 5 м — для ВЛ 150–220 кВ; 6 м — для ВЛ 330 кВ; 9 м — для ВЛ 500–750 кВ. Опоры должны располагаться вне полосы отвода земель в постоянное пользование для мелиоративных каналов. При параллельном следовании ВЛ с мелиоративными каналами крайние провода ВЛ при неотклоненном их положении должны располагаться вне полосы отвода земель в постоянное пользование для мелиоративных каналов. 2.5.205. Шпалерная проволока для подвески винограда, хмеля и других аналогичных сельскохозяйственных культур, пересекаемая ВЛ 110 кВ и выше под углом менее 70°, должна быть заземлена через каждые 50–70 м ее длины в пределах охранной зоны ВЛ. Сопротивление заземления не нормируется. Прохождение ВЛ по насаждениям1 2.5.206. Следует, как правило, избегать прокладки ВЛ по лесам I группы2. 2.5.207. Для прохождения ВЛ по насаждениям должны быть прорублены просеки. Ширина просек в насаждениях должна приниматься в зависимости от высоты3 насаждений 1 Под насаждениями понимаются естественные и искусственные древостой и кустарники, а также сады и парки. 2 Деление лесов на группы приведено в Лесном кодексе Российской Федерации. 3 Здесь и далее под высотой насаждения понимается увеличенная на 10% средняя высота преобладающей по запасам породы, находящейся в верхнем ярусе насаждения. В разновозрастных насаждениях под ней понимается увеличенная на 10% средняя высота преобладающего по запасу поколения. с учетом их перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию и группы лесов. 1. В насаждениях с перспективной высотой пород до 4 м ширина просек принимается равной расстоянию между крайними проводами ВЛ плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов. При прохождении ВЛ по территории фруктовых садов вырубка просек не обязательна. 2. При прохождении ВЛ в насаждениях лесов I группы, парках и фруктовых садах ширина просеки рассчитывается по формуле: А = D + 2 (В + a + К), где А — ширина просеки, м; D — расстояние по горизонтали между крайними, наиболее удаленными проводами фаз, м; В — наименьшее допустимое расстояние по горизонтали между крайним проводом ВЛ и кроной деревьев, м (эти расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.21); а — горизонтальная проекция стрелы провеса провода и поддерживающей гирлянды изоляторов, м, при наибольшем их отклонении согласно 2.5.73 (п. 1) с учетом типа местности согласно 2.5.6; К — радиус горизонтальной проекции кроны с учетом перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию, м. Радиусы проекций крон деревьев основных лесообразующих пород принимаются равными, м: сосна, лиственница ..................................... 7,0 ель, пихта .................................................... 5,0 дуб, бук ........................................................ 9,0 липа ............................................................. 4,5 береза .......................................................... 4,5 осина ........................................................... 5,0 Для других пород деревьев радиусы проекций крон определяются при конкретном проектировании по данным владельца насаждений. 3. В лесах II и III групп ширина просеки принимается равной большему из двух значений, рассчитанных по формуле, приведенной в п. 2, и по формуле: A = D + 2H, где Н — высота насаждений с учетом перспективного роста, м. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 4. Для ВЛЗ ширина просек в насаждениях должна приниматься не менее расстояния между крайними проводами плюс 1,25 м в каждую сторону независимо от высоты насаждений. При прохождении ВЛЗ по территории фруктовых садов с деревьями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до деревьев должно быть не менее 2 м. 5. Отдельные деревья или группы деревьев, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны вырубаться. 2.5.208. В понижениях рельефа, на косогорах и в оврагах просека прорубается с учетом перспективной высоты насаждений, при этом, если расстояние по вертикали от верха крон деревьев до провода ВЛ более 9 м, просека прорубается только под ВЛ по ширине, равной расстоянию между крайними проводами плюс по 2 м в каждую сторону. После окончания монтажа места нарушения склонов на просеках должны быть засажены кустарниковыми породами. 2.5.209. По всей ширине просеки по трассе ВЛ должны быть произведены ее очистка от вырубленных деревьев и кустарников, корчевка пней или срезка их под уровень земли и рекультивация. Прохождение ВЛ по населенной местности 2.5.210. Прохождение ВЛ по населенной местности следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил «Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений» (ВЛ 110 кВ и выше следует размещать за пределами селитебной территории). Угол пересечения с улицами (проездами) не нормируется. При прохождении ВЛ вдоль улицы допускается расположение проводов над проезжей частью. Для предотвращения вынужденных наездов транспортных средств на опоры ВЛ, устанавливаемые в пределах городских и сельских улиц и дорог, их следует ограждать в соответствии с требованиями строительных норм и правил. 2.5.211. Крепление проводов ВЛ на штыревых изоляторах должно быть двойным. При применении подвесных и полимерных изоляторов крепление проводов на промежуточных опорах должно выполняться глухими зажимами. Крепление проводов ВЛЗ на штыревых изоляторах должно выполняться усиленным с применением спиральных пружинных вязок с полимерным покрытием; при применении поддерживающих гирлянд изоляторов крепление 223 проводов следует выполнять с помощью глухих поддерживающих зажимов. 2.5.212. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в населенной местности в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.22. Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током: при высшей температуре воздуха для ВЛ 220 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 330 кВ и выше; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.57 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.213. В местах пересечения ВЛ с улицами, проездами и т.п. расстояния по вертикали от проводов площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до поверхности земли должны быть проверены также на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха, без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.22. При прохождении ВЛ в пределах специально отведенных в городской черте коридоров, а также для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка вертикальных расстояний при обрыве проводов не требуется. 2.5.214. Расстояние по горизонтали от основания опоры ВЛ до кювета или бортового камня проезжей части улицы (проезда) должно быть не менее 2,0 м; расстояние до тротуаров и пешеходных дорожек не нормируется. 2.5.215. Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями, как правило, не допускается. Допускается прохождение ВЛ над производственными зданиями и сооружениями промышленных предприятий I и II степени огнестойкости в соответствии со строительными нормами и правилами по пожарной безопасности зданий и сооружений с кровлей из негорючих материалов (для ВЛ 330–750 кВ только над производственными зданиями электрических станций и подстанций). При этом расстояние по вертикали от проводов ВЛ до вышеуказанных зданий и сооружений при наибольшей стреле провеса должно быть не менее приведенных в табл. 2.5.22. Металлические кровли, над которыми проходят ВЛ, должны быть заземлены. Сопротивление заземления должно быть не более указанного в табл. 2.5.19. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 224 ПУЭ Таблица 2.5.22 Наименьшее расстояние по вертикали от проводов ВЛ до поверхности земли, производственных зданий и сооружений в населенной местности Наименьшее расстояние, м, при напряжения ВЛ, кВ Условия работы ВЛ Нормальный режим: до поверхности земли до производственных зданий и сооружений Обрыв провода в смежном пролете до поверхности земли ВЛЗ до 35 110 150 220 330 500 750 6 3 7 3 7 4 7,5 4 8 5 11 7,5 15,5 8 23 12 5,0 5,5 5,5 5,5 5,5 6,0 — — Для ВЛ 330 кВ и выше должна быть обеспечена защита персонала, находящегося внутри производственных зданий электрических станций и подстанций, от влияния электрического поля, а заземление металлической кровли должно выполняться не менее чем в двух точках. 2.5.216. Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ до 220 кВ при наибольшем их отклонении до ближайших частей производственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений должны быть не менее: 2 м — для ВЛ до 20 кВ; 4 м — для ВЛ 35–110 кВ; 5 м — для ВЛ 150 кВ; 6 м — для ВЛ 220 кВ. Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ 330 кВ и выше должны быть не менее: до ближайших частей непроизводственных и производственных зданий и сооружений электрических станций и подстанций при наибольшем отклонении проводов: 8 м — для ВЛ 330 кВ; 10 м — для ВЛ 500–750 кВ; до ближайших частей производственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений (кроме электрических станций и подстанций) при неотклоненном положении проводов: 20 м — для ВЛ 330 кВ; 30 м — для ВЛ 500 кВ; 40 м — для ВЛ 750 кВ. Прохождение ВЛ по территориям стадионов, учебных и детских учреждений не допускается. 2.5.217. Расстояния от отклоненных проводов ВЛ, расположенных вдоль улиц, в парках и садах, до деревьев, а также до тросов подвески дорожных знаков должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.21. Расстояния по горизонтали от крайних проводов вновь сооружаемых ВЛ при неотклоненном их положении до границ земельных участков жилых и общественных зданий, до детских игровых площадок, площадок отдыха и занятий физкультурой, хозяйственных площадок или до ближайших выступающих частей жилых и общественных зданий при отсутствии земельных участков со стороны прохождения ВЛ, а также до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и коллективных садовых участков должно быть не менее расстояний для охранных зон ВЛ соответствующих напряжений. Допускается принимать для ВЛ до 20 кВ расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и коллективных садовых участков не менее 2 м. 2.5.218. Если при расстояниях, указанных в 2.5.216 и 2.5.217, от ВЛ до зданий и сооружений, имеющих приемную радио- или телевизионную аппаратуру, радиопомехи превышают значения, нормируемые государственными стандартами, и соблюдение требований стандартов не может быть достигнуто специальными мероприятиями (выносными антеннами, изменением конструкции ВЛ и др.) или эти мероприятия нецелесообразны, расстояния от крайних проводов ВЛ Таблица 2.5.23 Наименьшее расстояние между проводами и опорами пересекающихся ВЛ Напряжение ВЛ, кВ До 300 500 750 Наименьшее расстояние от проводов до ближней части опоры, м при наибольшем отклонении проводов при неотклоненном положении проводов 3 4 6 6 10 15 Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ при неотклоненном их положении до ближайших частей этих зданий и сооружений должны быть приняты не менее: 10 м — для ВЛ до 35 кВ; 50 м — для ВЛ 110–220 кВ; 100 м — для ВЛ 330 кВ и выше. Расчет уровня радиопомех должен выполняться с учетом гл. 1.3 и 2.5.81. 2.5.219. Расстояния от заземлителей опор ВЛ до проложенных в земле силовых кабелей должны приниматься в соответствии с гл. 2.1 и 2.3. Пересечение и сближение ВЛ между собой 2.5.220. Угол пересечения ВЛ (ВЛЗ) выше 1 кВ между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ не нормируется. 2.5.221. Место пересечения должно выбираться возможно ближе к опоре верхней (пересекающей) ВЛ (ВЛЗ). Расстояния от проводов нижней (пересекаемой) ВЛ до опор верхней (пересекающей) ВЛ по горизонтали и от проводов верхней (пересекающей) ВЛ до опор нижней (пересекаемой) ВЛ в свету должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.23, а также не менее 1,5 м для ВЛЗ и 0,5 м для ВЛИ. Допускается выполнение пересечений ВЛ и ВЛЗ между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ на общей опоре. 2.5.222. Опоры ВЛ 500–750 кВ, ограничивающие пролет пересечения с ВЛ 500–750 кВ, должны быть анкерного типа. Пересечения ВЛ 500–750 кВ с ВЛ 330 кВ и ниже, а также ВЛ 330 кВ и ниже между собой допускается осуществлять в пролетах, ограниченных как промежуточными, так и анкерными опорами. Одностоечные деревянные опоры пересекающей ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, как правило, должны быть с железобетонными приставками. Допускается применение одностоечных деревянных опор без приставок и, как исключение, повышенных деревянных опор с деревянными приставками. 2.5.223. При пересечении ВЛ 500–750 кВ с ВЛ 6–20 кВ и ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ опоры пересекаемых ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа, провода пересекаемых ВЛ в пролете пересечения должны быть: сталеалюминиевыми площадью сечения не менее 70 мм2 по алюминию — для ВЛ 6–20 кВ; сталеалюминиевыми площадью сечения по алюминию не менее 70 мм2 или из термоупроченного алюминиевого сплава площадью сечения не менее 70 мм2 —для ВЛЗ 6–20 кВ; алюминиевыми площадью сечения не менее 50 мм2 — для ВЛ до 1 кВ; 225 жгут СИП без несущего нулевого провода с площадью сечения фазной жилы не менее 25 мм2 или с несущим проводом из термообработанного алюминиевого сплава площадью сечения не менее 50 мм2. Провода в пролетах пересечений должны крепиться на опорах с помощью: подвесных стеклянных изоляторов — для ВЛ (ВЛЗ) 6–20 кВ; штыревых изоляторов с двойным креплением к ним — для ВЛ до 1 кВ; натяжных анкерных зажимов — для ВЛИ. 2.5.224. На промежуточных опорах пересекающей ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, а на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление провода. На промежуточных опорах существующей ВЛ 750 кВ, ограничивающих пролет пересечения с вновь сооружаемыми под ней ВЛ до 330 кВ, а также на существующих ВЛ до 500 кВ при площади сечения алюминиевой части проводов 300 мм2 и более при сооружении под ними других ВЛ допускается оставлять зажимы с ограниченной прочностью заделки и выпадающие зажимы. 2.5.225. Провода ВЛ более высокого напряжения, как правило, должны быть расположены выше проводов пересекаемых ВЛ более низкого напряжения. Допускается, как исключение, прохождение ВЛ 35 кВ и выше с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более над проводами ВЛ более высокого напряжения, но не выше 220 кВ1. При этом прохождение ВЛ более низкого напряжения над проводами двухцепных ВЛ более высокого напряжения не допускается. 2.5.226. Пересечение ВЛ 35–500 кВ с двухцепными ВЛ тех же напряжений, служащими для электроснабжения потребителей, не имеющих резервного питания, или с двухцепными ВЛ, цепи которых являются взаиморезервирующими, должно, как правило, осуществляться в разных пролетах пересекающей ВЛ, разделенных анкерной опорой. Пересечение ВЛ 750 кВ с такими ВЛ допускается выполнять в одном пролете, ограниченном как анкерными, так и промежуточными опорами. На участках стесненной трассы пересечение ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более с двухцепными ВЛ до1 В городах и поселках городского типа допускается прохождение ВЛИ или ВЛ с изолированными проводами напряжением до 1 кВ над проводами ВЛ напряжением до 20 кВ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 226 ПУЭ пускается осуществлять в одном пролете пересекающей ВЛ, ограниченном промежуточными опорами. При этом на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны быть применены двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов с раздельным креплением цепей к опоре. 2.5.227. Наименьшие расстояния между ближайшими проводами (или проводами и тросами) пересекающихся ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.24 при температуре воздуха плюс 15 °С без ветра. Для промежуточных длин пролетов соответствующие расстояния определяются линейной интерполяцией. Расстояние между ближайшими проводами пересекающей и пересекаемой ВЛ 6–20 кВ при условии, что хотя бы одна из них выполнена с защищенными проводами, при температуре плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 1,5 м. Расстояние по вертикали между ближайшими проводами пересекающей ВЛЗ и пересекаемой ВЛИ при температуре воздуха плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 1 м. Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 110 кВ под проводами пересекающих ВЛ до 500 кВ, если расстояние по вертикали от проводов пересекающей ВЛ до верха опоры пересекаемой ВЛ на 4 м больше значений, приведенных в табл. 2.5.24. Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 150 кВ под проводами пересекающих ВЛ 750 кВ, если расстояние по вертикали от проводов ВЛ 750 кВ до верха опоры пересекаемой ВЛ не менее 12 м при высшей температуре воздуха. 2.5.228. Расстояния между ближайшими проводами (или между проводами и тросами) пересекающихся ВЛ 35 кВ и выше подлежат дополнительной проверке на условия отклонения проводов (тросов) одной из пересекающихся ВЛ в пролете пересечения при ветровом давлении согласно 2.5.56, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ, и неотклоненном положении провода (троса) другой. При этом расстояния между проводами и тросами или проводами должны быть не менее указанных в табл. 2.5.17 или 2.5.18 для условий наибольшего рабочего напряжения, температура воздуха для неотклоненных проводов принимается по 2.5.51. Таблица 2.5.24 Наименьшее расстояние между проводами и тросами пересекающихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств Длина пролета пересекающей ВЛ, м Наименьшее расстояние, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м 30 50 70 100 120 150 При пересечении ВЛ 750 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения До 200 300 450 500 6,5 6,5 6,5 7,0 6,5 6,5 7,0 7,5 6,5 7,0 7,5 8,0 7,0 7,5 8,0 8,5 — 8,0 8,5 9,0 — 8,5 9,0 9,5 При пересечении ВЛ 500–330 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения До 200 300 450 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,5 5,0 5,5 6,0 5,5 6,0 7,0 — 6,5 7,5 — 7,0 8,0 При пересечении ВЛ 220–150 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения До 200 300 450 4 4 4 4 4 4 4 4 5 4 4,5 6 — 5 6,5 — 5,5 7 При пересечении ВЛ 110–20 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения До 200 300 3 3 3 3 3 4 4 4,5 — 5 — — При пересечении ВЛ 10 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения До 100 150 2 2 2 2,5 — 2,5 — — — — Электротехническая библиотека Elec.ru — — Электротехническая библиотека Elec.ru 227 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.25 Наименьшее расстояние по горизонтали между ВЛ Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Участки ВЛ и расстояния до 20 35 Участки нестесненной трассы, между осями ВЛ 110 150 220 330 500 750 Высота наиболее высокой опоры* ВЛЗ З Участки стесненной трассы, подходы к подстанциям: между крайними проводами в неотклоненном положении от отклоненных проводов одной ВЛ до ближайших частей опор другой ВЛ 2,5 4 5 6 7 10 15 20** 2 2 4 4 5 6 8 10 10 2 * Не менее 50 м для ВЛ 500 кВ и не менее 75 м для ВЛ 750 кВ. ** Для двух и более ВЛ 750 кВ фазировка смежных крайних фаз должна быть разноименной. 2.5.229. На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, на опорах, ограничивающих пролеты пересечения, должны устанавливаться защитные аппараты на обеих пересекающихся ВЛ. Расстояния между проводами пересекающихся ВЛ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.24. На опорах ВЛ 35 кВ и ниже при пересечении их с ВЛ 750 кВ и ниже допускается применять ИП. При этом для ВЛ 35 кВ должно быть предусмотрено автоматическое повторное включение. Искровые промежутки на одностоечных и А-образных опорах с деревянными траверсами выполняются в виде одного заземляющего спуска и заканчиваются бандажами на расстоянии 75 см (по дереву) от точки крепления нижнего изолятора. На П- и АП-образных опорах заземляющие спуски прокладываются по двум стойкам опор до траверсы. На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, при пересечении их с ВЛ 750 кВ металлические детали для крепления проводов (крюки, штыри, оголовки) должны быть заземлены на опорах, ограничивающих пролет пересечения, а количество подвесных изоляторов в гирляндах должно соответствовать изоляции для металлических опор. При этом на опорах ВЛ 35–220 кВ должны быть установлены защитные аппараты. Если расстояние от места пересечения до ближайших опор пересекающихся ВЛ составляет более 40 м, допускается защитные аппараты не устанавливать, а заземление деталей крепления проводов на опорах ВЛ 35 кВ и выше не требуется. Установка защитных аппаратов на опорах пересечения не требуется: для ВЛ с металлическими и железобетонными опорами; для ВЛ с деревянными опорами при расстояниях между проводами пересекающихся ВЛ, не менее: 9 м — при напряжении 750 кВ; 7 м — при напряжении 330–500 кВ; 6 м — при напряжении 150–220 кВ; 5 м — при напряжении 35–110 кВ; 4 м — при напряжении до 20 кВ. Сопротивления заземляющих устройств деревянных опор с защитными аппаратами должны приниматься в соответствии с табл. 2.5.19. 2.5.230. При параллельном следовании и сближении ВЛ одного напряжения между собой или с ВЛ других напряжений расстояния по горизонтали должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.25 и приниматься по ВЛ более высокого напряжения. Указанные расстояния подлежат дополнительной проверке: 1) на непревышение смещения нейтрали более 15% фазного напряжения в нормальном режиме работы ВЛ до 35 кВ с изолированной нейтралью за счет электромагнитного и электростатического влияния ВЛ более высокого напряжения; 2) на исключение возможности развития в отключенном положении ВЛ 500–750 кВ, оборудованных компенсирующими устройствами (шунтирующими реакторами, синхронными или тиристорными статическими компенсаторами и др.), резонансных перенапряжений. Степень компенсации рабочей емкости линии, расстояния между осями ВЛ и длины участков сближений должны определяться расчетами. Пересечение и сближение ВЛ с сооружениями связи, сигнализации и проводного вещания 2.5.231. Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с ЛС и ЛПВ должно быть выполнено по одному из следующих вариантов: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 228 ПУЭ 1) проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС1 и ЛПВ; 2) проводами ВЛ и воздушным кабелем ЛС и ЛПВ; . 3) подземной кабельной вставкой в ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ; 4) проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ. 2.5.232. Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ может применяться в следующих случаях: 1) если невозможно проложить ни подземный кабель ЛС и ЛПВ, ни кабель ВЛ; 2) если применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходимости установки дополнительного или переноса ранее установленного усилительного пункта ЛС; 3) если при применении кабельной вставки в ЛПВ общая длина кабельных вставок в линию превышает допустимые значения; 4) если на ВЛ применены подвесные изоляторы. При этом ВЛ на участке пересечения с неизолированными проводами ЛС и ПВ выполняются с повышенной механической прочностью проводов и опор (см. 2.5.240). 2.5.233. Пересечение ВЛ 110–500 кВ с ЛС и ЛПВ должно быть выполнено по одному из следующих вариантов: 1) проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС и ЛПВ; 2) проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ. 2.5.234. Пересечение ВЛ 750 кВ с ЛС и ЛПВ выполняется подземным кабелем ЛС и ЛПВ. При невозможности прокладки подземного кабеля ЛС и ЛПВ в условиях стесненной, труднопроходимой горной местности допускается выполнять пересечение ЛС и ЛПВ с ВЛ 750 кВ неизолированными проводами, но расстояние в свету от вершин опор ЛС и ЛПВ до неотклоненных проводов ВЛ должно быть не менее 30 м. 2.5.235. При пересечении ВЛ 110–500 кВ с воздушными проводами ЛС и ЛПВ применять кабельные вставки не следует, если: 1) применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходимости установки дополнительного усилительного пункта на ЛС, а отказ от применения этой кабельной вставки не приведет к увеличению мешающего влияния ВЛ на ЛС сверх допустимых норм; 2) применение кабельной вставки в ЛПВ приведет к превышению суммарной допустимой длины кабельных вставок в линии, а отказ от 1 В данной главе к кабелям связи относятся металлические и оптические кабели с металлическими элементами. этой кабельной вставки не приведет к увеличению мешающего влияния ВЛ на ЛПВ сверх допустимого значения. 2.5.236. В пролете пересечения ЛС и ЛПВ с ВЛ до 750 кВ, на которых предусматриваются каналы высокочастотной связи и телемеханики с аппаратурой, работающей в совпадающем с аппаратурой ЛС и ЛПВ спектре частот и имеющей мощность на один канал: 1) более 10 Вт — ЛС и ЛПВ должны быть выполнены подземными кабельными вставками. Длина кабельной вставки определяется по расчету мешающего влияния, при этом расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции крайнего провода ВЛ на горизонтальную плоскость должно быть не менее 100 м; 2) от 5 до 10 Вт — необходимость применения кабельной вставки в ЛС и ЛПВ или принятия других средств защиты определяется по расчету мешающего влияния. При этом, в случае применения кабельной вставки, расстояние в свету от неотклоненных проводов ВЛ до 500 кВ до вершин кабельных опор ЛС и ЛПВ должно быть не менее 20 м, а от неотклоненных проводов ВЛ 750 кВ до вершин кабельных опор ЛС и ЛПВ — не менее 30 м; 3) менее 5 Вт, или если высокочастотная аппаратура ВЛ работает в несовпадающем спектре частот, или ЛС и ЛПВ не уплотнена ВЧ аппаратурой — применение кабельной вставки при пересечении с ВЛ до 750 кВ по условиям мешающего влияния не требуется. Если кабельная вставка в ЛС и ЛПВ оборудуется не по условиям мешающего влияния от высокочастотных каналов ВЛ, то расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции на горизонтальную плоскость крайнего неотклоненного провода ВЛ до 330 кВ должно быть не менее 15 м. Для ВЛ 500 кВ расстояние в свету от крайних неотклоненных проводов ВЛ до вершины кабельных опор ЛС и ЛПВ должно быть не менее 20 м, а для ВЛ 750 кВ — не менее 30 м. 2.5.237. Пересечения проводов ВЛ с воздушными линиями городской телефонной связи не допускаются; эти линии в пролете пересечения с проводами ВЛ должны выполняться только подземными кабелями. 2.5.238. При пересечении ВЛ с подземным кабелем связи и ПВ (или с подземной кабельной вставкой) должны соблюдаться следующие требования: 1) угол пересечения ВЛ до 500 кВ с ЛС и ЛПВ не нормируется, угол пересечения ВЛ 750 кВ с ЛС и ЛПВ должен быть по возможности близок к 90°, но не менее 45°; 2) расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до ближайшего заземлителя опоры ВЛ на- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 229 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 500 кВ и 15 м для ВЛ 750 кВ, допускается уменьшение указанных в табл. 2.5.26 расстояний до 5 м для ВЛ до 500 кВ и до 10 м для ВЛ 750 кВ. Металлические покровы кабеля в этом случае следует соединять с трубой или другими металлическими защитными элементами. Это требование не относится к оптическим кабелям и кабелям с внешним изолирующим шлангом, в том числе с металлической оболочкой. Металлические покровы кабельной вставки должны быть заземлены по концам. При уменьшении расстояний между кабелем и опорами ВЛ, указанных в табл. 2.5.26, помимо приведенных мер защиты необходимо устройство дополнительной защиты от ударов молнии путем оконтуровки опор тросами в соответствии с требованиями нормативной документации по защите кабелей от ударов молнии; 5) вместо применения швеллера, уголка или стальной трубы допускается при строительстве новой ВЛ использовать два стальных троса сечением 70 мм2, прокладываемых симметрично на расстоянии не более 0,5 м от кабеля и на глубине 0,4 м. Тросы должны быть продлены с обеих сторон под углом 45° к трассе в сторону опоры ВЛ и заземлены на сопротивление не более 30 Ом. Соотношения между длиной отвода тросов l и сопротивлением R заземлителя должны соответствовать значениям Ki, и Кd, приведенным в табл. 2.5.27; 6) в пролете пересечения ВЛ с ЛС и ЛПВ крепление проводов ВЛ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должно осуществляться с помощью глухих зажимов, не допускающих пряжением до 35 кВ или ее подземной металлической или железобетонной части должно быть не менее: в населенной местности — 3 м; в ненаселенной местности — расстояний, приведенных в табл. 2.5.26. Расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до подземной части незаземленной деревянной опоры ВЛ напряжением до 35 кВ должно быть не менее: в населенной местности — 2 м, в стесненных условиях указанное расстояние может быть уменьшено до 1 м при условии прокладки кабеля в полиэтиленовой трубе на длине в обе стороны от опоры не менее 3 м; в ненаселенной местности: 5 м — при эквивалентном удельном сопротивлении земли до 100 Ом·м; 10 м — при эквивалентном удельном сопротивлении земли от 100 до 500 Ом·м; 15 м — при эквивалентном удельном сопротивлении земли от 500 до 1000 Ом·м; 25 м — при эквивалентном удельном сопротивлении земли более 1000 Ом·м; 3) расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до ближайшего заземлителя опоры ВЛ 110 кВ и выше и ее подземной части должно быть не менее значений, приведенных в табл. 2.5.26; 4) при прокладке подземного кабеля (кабельной вставки) в стальных трубах, или при покрытии его швеллером, уголком, или при прокладке его в полиэтиленовой трубе, закрытой с обеих сторон от попадания земли, на длине, равной расстоянию между проводами ВЛ плюс 10 м с каждой стороны от крайних проводов для ВЛ до Таблица 2.5.26 Наименьшее расстояние от подземных кабелей ЛС (ЛПВ) до ближайшего заземлителя опоры ВЛ и ее подземной части Эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м До 100 Более 100 до 500 Более 500 до 1000 Более 1000 Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ до 35 110–500 750 10 15 20 30 10 25 35 50 15 25 40 50 Таблица 2.5.27 Сопротивления заземлителей при защите кабеля ЛС и ЛПВ на участке пересечения с ВЛ Удельное сопротивление земли, Ом·м До 100 101–500 Более 500 Длина отвода l, м 20 30 50 Сопротивление заземлителя, Ом 30 30 20 П ри м е чани е. Защита кабеля от ударов молнии путем оконтуровки опор ВЛ или прокладки защитного троса в этом случае также обязательна. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 230 ПУЭ Таблица 2.5.28 Допустимое изменение места установки опор ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ Длина элемента скрещивания, м 35 40 50 60 70 80 100 125 170 Допустимое отклонение, м ±6 ±6,5 ±7 ±8 ±8,5 ±9 ±10 ±11 ±13 Таблица 2.5.29 Максимально допустимые длины пролетов ЛС и ПВ в месте пересечения с ВЛ Марки проводов, применяемых на ЛС и ЛПВ Диаметр провода, мм Максимально допустимые длины пролета ЛС и ЛПВ, м, для линий типов О Н У ОУ 6,9 5,6 4,5 150 85 85 85 65 50 65 40 40 50 35 35 4,0 3,0 2,0 1,6 1,2 180 180 150 100 85 125 100 85 65 35 100 85 65 40 — 85 65 40 40 — Биметаллические (сталеалюминиевые) БСА-КПЛ 5,1 4,3 180 180 125 100 90 85 85 65 Стальные 5,0 4,0 3,0 2,5 2,0 1,5 150 150 125 100 100 100 130 85 65 40 40 40 70 50 40 30 30 — 45 40 — — — — Сталеалюминиевые: АС 25/4,2 АС 16/2,7 АС 10/1,8 Биметаллические (сталемедные) БСМ-1, БСМ-2 П р и мечани е. О — обычный, Н — нормальный, У — усиленный, ОУ — особо усиленный, типы линий — в соответствии с «Правилами пересечения воздушных линий связи и радиотрансляционных сетей с линиями электропередачи». падения проводов на землю в случае их обрыва в соседних пролетах. 2.5.239. При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ до 35 кВ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования: 1) угол пересечения подземной кабельной вставки ВЛ с ЛС и ЛПВ не нормируется; 2) расстояние от подземной кабельной вставки до незаземленной опоры ЛС и ЛПВ должно быть не менее 2 м, а до заземленной опоры ЛС (ЛПВ) и ее заземлителя — не менее 10 м; 3) расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ, неуплотненной и уплотненной в несовпадающем и совпадающем спектрах частот в зависимости от мощности высокочастотной аппаратуры, до проекции проводов ЛС и ЛПВ должно выбираться в соответствии с требованиями, изложенными в 2.5.236; 4) подземные кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соответствии с требованиями, приведенными в гл. 2.3 и 2.5.124. 2.5.240. При пересечении проводов ВЛ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ необходимо соблюдать следующие требования: 1) угол пересечения проводов ВЛ с проводами ЛС и ЛПВ должен быть по возможности близок к 90°. Для стесненных условий угол не нормируется; 2) место пересечения следует выбирать по возможности ближе к опоре ВЛ. При этом расстояние по горизонтали от ближайшей части опоры ВЛ до проводов ЛС и ЛПВ должно быть не менее 7 м, а от опор ЛС и ЛПВ до проекции на горизонтальную плоскость ближайшего неотклоненного провода ВЛ должно быть не менее 15 м. Расстояние в свету от вершин опор ЛС и ПВ до неотклоненных проводов ВЛ должно быть Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 231 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ не менее: 15 м — для ВЛ до 330 кВ; 20 м — для ВЛ 500 кВ; 3) не допускается расположение опор ЛС и ЛПВ под проводами пересекающей ВЛ; 4) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС и ЛПВ, должны быть анкерного типа облегченной конструкции из любого материала как свободностоящие, так и на оттяжках. Деревянные опоры должны быть усилены дополнительными приставками или подкосами; 5) пересечения можно выполнять на промежуточных опорах при условии применения на ВЛ проводов с площадью сечения алюминиевой части не менее 120 мм2; 6) провода ВЛ должны быть расположены над проводами ЛС и ЛПВ и должны быть многопроволочными сечениями не менее приведенных в табл. 2.5.5; 7) провода ЛС и ЛПВ в пролете пересечения не должны иметь соединений; 8) в пролете пересечения ВЛ с ЛС и ЛПВ на промежуточных опорах ВЛ крепление проводов на опорах должно осуществляться только с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов с глухими зажимами; 9) изменение места установки опор ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ, допускается при условии, что отклонение средней длины элемента скрещивания на ЛС и ЛПВ не будет превышать значений, указанных в табл. 2.5.28; 10) длины пролетов ЛС и ЛПВ в месте пересечения с ВЛ не должны превышать значений, указанных в табл. 2.5.29; 11) опоры ЛС и ЛПВ, ограничивающие пролет пересечения или смежные с ним и находящиеся на обочине автомобильной дороги, должны быть защищены от наездов транспортных средств; 12) провода на опорах ЛС и ЛПВ, ограничивающие пролет пересечения с ВЛ, должны иметь двойное крепление: при траверсном профиле — только на верхней траверсе, при крюковом профиле — на двух верхних цепях; 13) расстояния по вертикали от проводов ВЛ до пересекаемых проводов ЛС и ЛПВ в нормальном режиме ВЛ и при обрыве проводов в смежных пролетах ВЛ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.30. Расстояния по вертикали определяются в нормальном режиме при наибольшей стреле провеса проводов (без учета их нагрева электрическим током). В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра. Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка по аварийному режиму не требуется. При разности высот точек крепления проводов ЛС и ЛПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения (например, на косогорах) с ВЛ 35 кВ и выше, вертикальные расстояния, определяемые по табл. 2.5.30, подлежат дополнительной проверке на условия отклонения проводов ВЛ при ветровом давлении, определенном согласно 2.5.56, направленном перпендикулярно оси ВЛ, и при неотклоненном положении проводов ЛС и ЛПВ. Расстояния между проводами следует принимать для наиболее неблагоприятного случая. При применении на ВЛ плавки гололеда следует проверять габариты до проводов ЛС и ЛПВ в режиме плавки гололеда. Эти габариты проверяются при температуре провода в режиме плавки гололеда и должны быть не меньше, чем при обрыве провода ВЛ в смежном пролете; 14) на деревянных опорах ВЛ без грозозащитного троса, ограничивающих пролет пересечения с ЛС и ЛПВ, при расстояниях между проводами пересекающихся линий менее указанных в п. «б» табл. 2.5.30 на ВЛ должны устаТаблица 2.5.30 Наименьшее расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов ЛС и ЛПВ Расчетный режим ВЛ Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ до 10 20–110 150 220 330 500 а) ВЛ на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств, а также на металлических и железобетонных опорах 2 3 4 4 5 5 б) ВЛ на деревянных опорах при отсутствии грозозащитных устройств 4 5 6 6 — — Обрыв проводов в смежных пролетах 1 1 1,5 2 2,5 3,5 Нормальный режим: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 232 ПУЭ Таблица 2.5.31 Наименьшие расстояния между проводами ВЛ при наибольшем отклонении их ветром и опорами ЛС и ЛПВ в условиях стесненной трассы Напряжение ВЛ, кВ Наименьшее расстояние, м до 20 35–110 150 220 330 500–750 2 4 5 6 8 10 Таблица 2.5.32 Наименьшие расстояния от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров Антенные сооружения Расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ до 110 Средневолновые и длинноволновые передающие антенны 150–750 За пределами высокочастотного заземляющего устройства, но не менее 100 Коротковолновые передающие антенны: в направлении наибольшего излучения в остальных направлениях Коротковолновые передающие слабонаправленные и ненаправленные антенны 200 50 300 50 150 200 Таблица 2.5.33 Наименьшие расстояния от ВЛ до границ приемных радиоцентров, радиорелейных КВ и УКВ станций, выделенных приемных пунктов радиофикации и местных радиоузлов Расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Радиоустройства до 35 110–220 330–750 Магистральные, областные, районные, связные радиоцентры и радиорелейные станции в диаграмме направленности антенны 500 1000 2000 Радиолокационные станции, радиотехнические системы ближней навигации 1000 1000 1000 Автоматические ультракоротковолновые радиопеленгаторы 800 800 800 Коротковолновые радиопеленгаторы 700 700 700 Станции проводного вещания 200 300 400 Радиорелейные станции вне зоны направленности их антенн и створы радиорелейных линий 100 200 250 навливаться защитные аппараты. Защитные аппараты должны устанавливаться в соответствии с требованиями 2.5.229. При установке ИП на ВЛ должно быть предусмотрено автоматическое повторное включение; 15) на деревянных опорах ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться молниеотводы в соответствии с требованиями, предъявляемыми в нормативной документации на ЛС и ЛПВ. 2.5.241. Совместная подвеска проводов ВЛ и проводов ЛС и ЛПВ на общих опорах не допускается. Это требование не распространяется на специальные оптические кабели, которые подвешиваются на конструкциях ВЛ. Эти кабели должны соответствовать требованиям настоящей главы и правил проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных линиях электропередачи. 2.5.242. При сближении ВЛ с ЛС и ЛПВ расстояния между их проводами и мероприятия по защите от влияния определяются в соответствии с правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи. 2.5.243. При сближении ВЛ с воздушными ЛС и ЛПВ наименьшие расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор ЛС и ЛП8 должны быть не менее высоты наиболее высо- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ кой опоры ВЛ, а на участках стесненной трассы расстояние от крайних проводов ВЛ при наибольшем отклонении их ветром расстояния должны быть не менее значений, указанных в табл. 2.5.31. При этом расстояние в свету от ближайшего неотклоненного провода ВЛ до вершин опор ЛС и ЛПВ должно быть не менее: 15 м — для ВЛ до 330 кВ; 20 м — для ВЛ 500 кВ; 30 м — для ВЛ 750 кВ. Шаг транспозиции ВЛ по условию влияния на ЛС и ЛПВ не нормируется. Опоры ЛС и ЛПВ должны быть укреплены дополнительными подпорами или устанавливаться сдвоенными в случае, если при их падении возможно соприкосновение между проводами ЛС и ЛПВ и проводами ВЛ. 2.5.244. При сближении ВЛ со штыревыми изоляторами на участках, имеющих углы поворота, с воздушными ЛС и ЛПВ расстояния между ними должны быть такими, чтобы провод, сорвавшийся с угловой опоры ВЛ, не мог оказаться от ближайшего провода ЛС и ЛПВ на расстояниях менее приведенных в табл. 2.5.31. При невозможности выполнить это требование провода ВЛ, отходящие с внутренней стороны поворота, должны иметь двойное крепление. 2.5.245. При сближении ВЛ с подземными кабелями ЛС и ЛПВ наименьшие расстояния между ними и меры защиты определяются в соответствии с правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи и рекомендациями по защите оптических кабелей с металлическими элементами от опасного влияния линий электропередачи, электрифицированных железных дорог переменного тока и энергоподстанций. Наименьшие расстояния от заземлителя и подземной части опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.26. 2.5.246. Расстояния от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров должны приниматься по табл. 2.5.32. 2.5.247. Наименьшие расстояния сближения ВЛ со створом радиорелейной линии и радиорелейными станциями вне зоны направленности антенны должны приниматься по табл. 2.5.33. Возможность пересечения ВЛ со створом радиорелейной линии устанавливается при проектировании ВЛ. 2.5.248. Расстояния от ВЛ до границ приемных радиоцентров и выделенных приемных пунктов радиофикации и местных радиоузлов должны приниматься по табл. 2.5.33. 233 В случае прохождения трассы проектируемой ВЛ в районе расположения особо важных приемных радиоустройств допустимое сближение устанавливается в индивидуальном порядке в процессе проектирования ВЛ. Если соблюдение расстояний, указанных в табл. 2.5.33, затруднительно, то в отдельных случаях допускается их уменьшение (при условии выполнения мероприятий на ВЛ, обеспечивающих соответствующее уменьшение помех). Для каждого случая в процессе проектирования ВЛ должен быть составлен проект мероприятий по соблюдению норм радиопомех. Расстояния от ВЛ до телецентров и радиодомов должны быть не менее: 400 м — для ВЛ до 20 кВ; 700 м— для ВЛ 35–150 кВ; 1000 м— для ВЛ 220–750 кВ. Пересечение и сближение ВЛ с железными дорогами 2.5.249. Пересечение ВЛ с железными дорогами следует выполнять, как правило, воздушными переходами. На железных дорогах с особо интенсивным движением1 и в некоторых технически обоснованных случаях (например, при переходе через насыпи, на железнодорожных станциях или в местах, где устройство воздушных переходов технически затруднено) переходы ВЛ следует выполнять кабелем. Пересечение ВЛ с железными дорогами в горловинах железнодорожных станций и в местах сопряжения анкерных участков контактной сети запрещается. Угол пересечения ВЛ с электрифицированными2 или подлежащими электрификации3 железными дорогами, а также угол пересечения ВЛ 750 кВ с железными дорогами общего пользования должен быть близким к 90°, но не менее 65°. В случае непараллельного прохождения воздушной ЛС МПС относительно железной дороги угол пересечения воздушной ЛС с ВЛ должен определяться расчетом опасного и мешающего влияний. 1 К особо интенсивному движению поездов относится такое движение, при котором количество пассажирских и грузовых поездов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 100 пар в сутки и на однопутных — 48 пар в сутки. 2 К электрифицированным железным дорогам относятся все электрифицированные дороги независимо от рода тока и значения напряжения контактной сети. 3 К дорогам, подлежащим электрификации, относятся дороги, которые будут электрифицированы в течение 10 лет, считая от года строительства ВЛ, намечаемого проектом. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 234 ПУЭ 2.5.250. При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами расстояния от основания опоры ВЛ до габарита приближения строений1 на неэлектрифицированных железных дорогах или до оси опор контактной сети электрифицированных или подлежащих электрификации дорог должны быть не менее высоты опоры плюс 3 м. На участках стесненной трассы допускается эти расстояния принимать не менее: 3 м — для ВЛ до 20 кВ; 6 м — для ВЛ 35–150 кВ; 8 м — для ВЛ 220–330 кВ; 10 м — для ВЛ 500 кВ; 20 м — для ВЛ 750 кВ. Защита пересечений ВЛ с контактной сетью защитными аппаратами осуществляется в соответствии с требованиями, приведенными в 2.5.229. 2.5.251. Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами от проводов до различных элементов железной дороги должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.34. Наименьшие расстояния по вертикали от проводов ВЛ до различных элементов железных дорог, а также до наивысшего провода или несущего троса электрифицированных железных дорог определяются в нормальном режиме ВЛ при наибольшей стреле провеса провода (при высшей температуре воздуха с учетом дополнительного нагрева провода электрическим током или при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55). При отсутствии данных об электрических нагрузках ВЛ температура проводов принимается равной плюс 70 °С. В аварийном режиме расстояния проверяются при пересечении ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 для условий среднегодовой температуры без гололеда и ветра, без учета нагрева проводов электрическим током. При площади сечения алюминиевой части проводов 185 мм2 и более проверка в аварийном режиме не требуется. Допускается расположение проводов пересекающей ВЛ над опорами контактной сети при расстоянии по вертикали от проводов ВЛ до верха опор контактной сети не менее: 7 м — для ВЛ напряжением до 110 кВ; 8 м — для ВЛ 150–220 кВ; 9 м — для ВЛ 330–500 кВ; 10 м — для ВЛ 750 кВ. В исключительных случаях на участках стесненной трассы допускается подвеска проводов ВЛ и контактной сети на общих опорах. При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами, вдоль которых проходят линии связи и сигнализации, необходимо, кроме табл. 2.5.34, руководствоваться также требованиями, предъявляемыми к пересечениям и сближениям ВЛ с сооружениями связи. 2.5.252. При пересечении ВЛ электрифицированных и подлежащих электрификации железных дорог общего пользования опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными нормальной конструкции. На участках с особо интенсивным и интенсивным движением2 поездов эти опоры должны быть металлическими. Допускается в пролете этого пересечения, ограниченного анкерными опорами, установка промежуточной опоры между путями, не предназначенными для прохождения регулярных пассажирских поездов, а также промежуточных опор по краям железнодорожного полотна путей любых дорог. Указанные опоры должны быть металлическими или железобетонными. Крепление проводов на этих опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами. Применение опор из любого материала с оттяжками и деревянных одностоечных опор не допускается. Деревянные промежуточные опоры должны быть П-образными (с Х- или Z-образными связями) или А-образными. При пересечении железных дорог необщего пользования допускается применение анкерных опор облегченной конструкции и промежуточных опор. Крепление проводов на промежуточных опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами. Опоры всех типов, устанавливаемых на пересечении железных дорог необщего пользования, могут быть свободностоящими или на оттяжках. 2.5.253. На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным проводом в фазе натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре. Крепление натяжных гирлянд изоляторов для расщепленного провода в фазе должно выполняться в соответствии с 2.5.112. Применение штыревых изоляторов в пролетах пересечений ВЛ с железными дорогами не допускается. 1 Габаритом приближения строений называется предназначенное для пропуска подвижного состава предельное поперечное перпендикулярное пути очертание, внутрь которого, помимо подвижного состава, не могут заходить никакие части строений, сооружений и устройств. 2 К интенсивному движению поездов относится такое движение, при котором количество пассажирских и грузовых поездов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 50 и до 100 пар в сутки, а на однопутных — более 24 и до 48 пар в сутки. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 235 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.34 Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Пересечение или сближение до 20 35–100 150 220 330 500 750 При пересечении Для неэлектрифицированных железных дорог от провода до головки рельса в нормальном режиме ВЛ по вертикали: железных дорог широкой и узкой колеи общего пользования железных дорог широкой колеи необщего пользования железных дорог узкой колеи необщего пользования от провода до головки рельса при обрыве провода ВЛ в смежном пролете по вертикали: железных дорог широкой колеи железных дорог узкой колеи 7,5 7,5 8 8,5 9 9,5 20 7,5 7,5 8 8,5 9 9,5 12 6,5 6,5 7 7,5 8 8,5 12 6 4,5 6 4,5 6,5 5 6,5 5 7 5,5 — — — — Для электрифицированных или подлежащих электрификации железных дорог от проводов ВЛ до наивысшего провода или несущего троса: в нормальном режиме по вертикали при обрыве провода в соседнем пролете Как при пересечении ВЛ между собой в соответствии с табл. 2.5.24 (см. также 2.5.229) 1 1 2 2 2,5 3,5 — 2,5 3,5 4,5 5,5 При сближении или параллельном следовании Для неэлектрифицированных железных дорог 1,5 на участках стесненной трассы от отклоненного провода ВЛ до габарита приближения строений по горизонтали 2,5 2,5 Для электрифицированных или подлежащих электрификации железных дорог Как при сближении ВЛ между собой в соответствии с табл. 2.5.25 от крайнего провода ВЛ до крайнего провода, подвешенного с полевой стороны опоры контактной сети, по горизонтали то же, но при отсутствии проводов с полевой стороны опор контактной сети Как при сближении ВЛ с сооружениями в соответствии с 2.5.216 Использование в качестве заземлителей арматуры железобетонных опор и железобетонных приставок у опор, ограничивающих пролет пересечения, не допускается. 2.5.254. При пересечении ВЛ с железной дорогой, имеющей лесозащитные насаждения, следует руководствоваться требованиями 2.5.207. 2.5.255. Минимальные расстояния от ВЛ до мостов железных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такими же, как до соответствующих железных дорог по табл. 2.5.34, а с пролетом более 20 м устанавливаются при проектировании ВЛ. Пересечение и сближение ВЛ с автомобильными дорогами 2.5.256. Требования, приведенные в 2.5.256– 2.5.263, распространяются на пересечения и сближения с автомобильными дорогами: общего пользования и подъездными к промпредприятиям (категорий IA, IB, II—V по строительным нормам и правилам на автомобильные дороги); внутрихозяйственными в сельскохозяйственных предприятиях (категорий I-C—III-C по строительным нормам и правилам на внутрихо- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 236 ПУЭ зяйственные автомобильные дороги в колхозах, совхозах и других сельскохозяйственных предприятиях и организациях). Пересечение и сближение ВЛ с федеральными дорогами общего пользования должны также соответствовать требованиям правил установления и использования придорожных полос федеральных автомобильных дорог общего пользования. Угол пересечения с автомобильными дорогами не нормируется. 2.5.257. При пересечении автомобильных дорог категорий IA и IБ опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа нормальной конструкции. На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре. Натяжные многоцепные гирлянды изоляторов для расщепленной фазы, состоящие из двух—пяти цепей, следует предусматривать с раздельным креплением каждой цепи к опоре. Допускается в пролете пересечения дорог категорий IA и IБ, ограниченном анкерными опорами, установка промежуточных опор за пределами водопропускной канавы у подошвы дорожного полотна с учетом требований 2.5.262. Крепление проводов на этих опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами. При пересечении автомобильных дорог категорий II—V, I-C—III-C опоры, ограничивающие пролет пересечения, могут быть анкерного типа облегченной конструкции или промежуточными. На промежуточных опорах с поддерживающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление проводов на ВЛ и усиленное крепление на ВЛЗ. При сооружении новых автомобильных дорог всех категорий и прохождении их под действующими ВЛ 500–750 кВ переустройство ВЛ не требуется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с табл. 2.5.35. 2.5.258. Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомобильными дорогами должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.35. Во всех случаях сближения с криволинейными участками автодорог, проходящих по насыпям, минимальные расстояния от проводов ВЛ до бровки земляного полотна должны быть не менее расстояний по вертикали, указанных в табл. 2.5.35. Наименьшие расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ от проводов до проезжей части дорог должны приниматься: без учета нагрева провода электрическим током при высшей температуре воздуха для ВЛ 500 кВ и ниже, при температуре воздуха по 2.5.17 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.259. Расстояния по вертикали от проводов ВЛ с площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с автомобильными дорогами должны быть проверены на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.35. 2.5.260. В местах пересечения ВЛ с автомобильными дорогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорожные знаки в соответствии с требованиями государственного стандарта. В местах пересечения ВЛ 330 кВ и выше с автомобильными дорогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорожные знаки, запрещающие остановку транспорта в охранных зонах этих линий. Подвеска дорожных знаков на тросахрастяжках в пределах охранных зон ВЛ не допускается. 2.5.261. При сближении или пересечении зеленых насаждений, расположенных вдоль автомобильных дорог, следует руководствоваться 2.5.207. 2.5.262. Для предотвращения наездов транспортных средств на опоры ВЛ, расположенные на расстоянии менее 4 м от кромки проезжей части, должны применяться дорожные ограждения I группы1. 2.5.263. Минимальные расстояния от ВЛ до мостов автомобильных дорог с пролетом 20 м и менее следует принимать такими же, как до соответствующих автомобильных дорог по табл. 2.5.35, а с пролетом более 20 м — устанавливаются при проектировании ВЛ. Пересечение, сближение или параллельное следование ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями 1 Определение дорожных ограждений I группы приведено в строительных нормах и правилах на автомобильные дороги. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 237 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.35 Наименьшие расстояния при пересечении и сближении Вл с автомобильными дорогами Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Пересечение, сближение или параллельное следование Расстояние по вертикали: а) от провода до покрытия проезжей части дорог всех категорий б) то же, при обрыве провода в смежном пролете до 20 35–100 150 220 330 500 750 7 7 7,5 8 8,5 9,5 16 5,5 5,5 5,5 5,5 6 — — 5 5 5 5 10 10 15 2,0 2,5 2,5 2,5 5 5 15 5 5 15 Расстояние по горизонтали: 1. При пересечении дорог всех категорий, за исключением III-C и V: а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи или до наружной бровки кювета дорог категорий IA, IБ и II в) то же, до дороги категорий III, IV, I-C, II-С 2. При пересечении дороги категорий III-C и V: а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи, наружной бровки, выемки или боковой водоотводящей канавы 3. При параллельном следовании с дорогами всех категорий: а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги б) от крайнего неотклоненного провода до бровки земляного полотна в) то же, в стесненных условиях Высота опоры Высота опоры 1,5 2,5 2,5 2,5 Высота опоры плюс 5 м 10 15 15 15 20* 30* 40* 2 4 5 6 8 10 15 * С учетом предельно допустимых уровней напряженности электрического поля. 2.5.264. Угол пересечения ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями следует принимать близким 90°, но не менее 60°. 2.5.265. При пересечении троллейбусных и трамвайных линий опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более или со стальными канатами типа ТК сечением 50 мм2 и более допускаются также промежуточные опоры с подвеской проводов в глухих зажимах или с двойным креплением на штыревых изоляторах. В случае применения анкерных опор на ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре. При сооружении новых троллейбусных и трамвайных линий и прохождении их под дей- ствующими ВЛ 500 кВ переустройство ВЛ не требуется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с табл. 2.5.36. Для ВЛЗ с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более допускается применение промежуточных опор с усиленным креплением защищенных проводов. 2.5.266. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трамвайными линиями в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.36: при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. Расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с проводами или Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 238 ПУЭ Таблица 2.5.36 Наименьшие расстояния от проводов ВЛ при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трамвайными линиями Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Пересечение, сближение или параллельное следование до 20 35–100 150–220 330 500 а) при пересечении с троллейбусной линией в нормальном режиме ВЛ: до высшей отметки проезжей части до проводов контактной сети или несущих тросов 11 3 11 3 12 4 13 5 13 5 б) при пересечении с трамвайной линией в нормальном режиме ВЛ: до головки рельса до проводов контактной сети или несущих тросов 9,5 3 9,5 3 10,5 4 11,5 5 11,5 5 1 1 2 2,5 — Расстояние по вертикали от проводов ВЛ: в) при обрыве провода ВЛ в смежном пролете до проводов или несущих тросов троллейбусной или трамвайной линии Расстояние по горизонтали: при сближении или параллельном следовании: а) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей Не менее высоты опоры б) от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей на участках стесненной трассы 3 4 6 8 10 в) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до остановочных пунктов трамваев и троллейбусов, разворотных колец с путями рабочими, отстоя, обгона и ремонта 10 20 25 30 30 несущими тросами троллейбусной или трамвайной линии должны быть проверены в аварийном режиме на обрыв провода ВЛ в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. При этом расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.36. При сближении ВЛ 110 кВ и выше с троллейбусными и трамвайными линиями расстояния между их проводами и мероприятия по защите от влияния должны быть определены в соответствии со строительными нормами и правилами на трамвайные и троллейбусные линии. 2.5.267. Защита пересечений ВЛ с контактной сетью осуществляется защитными аппаратами в соответствии с требованиями, приведенными в 2.5.229. Допускается размещение проводов пересекающей ВЛ над опорами контактной сети при расстояниях по вертикали от проводов ВЛ до верха опор контактной сети не менее: 7 м — для ВЛ напряжением до 110 кВ; 8 м—для ВЛ 150– 220 кВ; 9 м — для ВЛ 330–500 кВ. Пересечение ВЛ с водными пространствами 2.5.268. Угол пересечения ВЛ с водными пространствами (реками, каналами, озерами, водохранилищами и др.) не нормируется. Следует избегать по возможности пересечения ВЛ мест длительной стоянки судов (затонов, портов и других отстойных пунктов). Прохождение ВЛ над шлюзами не допускается. 2.5.269. При пересечении судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ независимо от длины пролета пересечения, а также несудоходных участков водных пространств с пролетом пересечения более 700 м (большие переходы) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК площадью сечения 50 мм2 и более Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 239 Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Таблица 2.5.37 Наименьшие расстояния при пересечении ВЛ с водными пространствами Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Расстояние Для судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ от проводов по вертикали: до максимального габарита судов или сплавов в нормальном режиме ВЛ то же, но при обрыве провода в соседнем пролете до верхних рабочих площадок обслуживания судов (крыша рубки и т.д.) в затонах, портах и других отстойных пунктах до уровня льда Для несудоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ от проводов по вертикали: до уровня высоких вод* до уровня льда до 110 150 220 330 500 750 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 5,5 0,5 — 1,0 — 1,0 — 1,5 11,0 — 15,5 — 23,0 6,0 6,5 7,0 7,5 8,0 12,0 5,5 6,0 6,0 6,5 6,5 7,0 7,0 7,5 7,5 8,0 10,0 12,0 * Наименьшее расстояние обеспечивает пропуск плавающих средств высотой до 3,5 м. допускается применение промежуточных опор и анкерных опор облегченного типа; при этом количество промежуточных опор между концевыми опорами должно соответствовать требованиям 2.5.153. При применении в пролете пересечения промежуточных опор провода и тросы должны крепиться к ним глухими или специальными зажимами (например, многороликовыми подвесами). На пересечениях ВЛ с судоходными водными пространствами, выполненных на промежуточных опорах с креплением проводов в глухих зажимах, расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до судов должны быть проверены на обрыв провода в соседнем пролете при среднегодовой температуре воздуха без ветра и гололеда без учета нагрева проводов электрическим током. При площади сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка в аварийном режиме не требуется. 2.5.270. Расстояние от нижней точки провеса проводов ВЛ в нормальном и аварийном режимах до уровня высоких (паводковых) вод на судоходных участках рек, каналов, озер и водохранилищ определяется как сумма максимального габарита судов и наименьшего расстояния от проводов ВЛ до габарита судов по табл. 2.5.37. Стрела провеса провода при этом определяется при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. Уровень высоких (паводковых) вод принимается с вероятностью превышения (обеспеченностью) 0,01 (повторяемость 1 раз в 100 лет) для ВЛ 500–750 кВ и 0,02 (повторяемость 1 раз в 50 лет) — для ВЛ 330 кВ и ниже. Расстояния от нижней точки провеса провода ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в табл. 2.5.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. При пересечении ВЛ 330 кВ и выше мест длительной стоянки судов (затонов, портов и других отстойных пунктов) должно быть обеспечено наименьшее расстояние до верхних рабочих площадок обслуживания судов согласно табл. 2.5.37. Стрела провеса провода при этом определяется при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля. 2.5.271. Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ в нормальном режиме до уровня высоких (паводковых) вод на несудоходных участках рек, каналов, озер и водохранилищ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.37. Стрела провеса провода при этом определяется при температуре воздуха 15 °С без учета нагрева проводов электрическим током. Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в табл. 2.5.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.272. Места пересечения ВЛ с судоходными и сплавными реками, озерами, водохранилищами и каналами должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками в соответствии Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 240 ПУЭ Таблица 2.5.38 Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей плотин и дамб Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ Части плотин и дамб до 110 150 220 330 500 750 Гребень и бровка откоса 6 6,5 7 7,5 8 12 Наклонная поверхность откоса 5 5,5 6 6,5 7 9 Поверхность переливающейся через плотину воды 4 4,5 5 5,5 6 7 с правилами плавания по внутренним водным путям. Знаки «Соблюдай надводный габарит» устанавливаются по одному на каждом берегу на расстоянии 100 м выше или ниже (по течению) оси воздушного перехода. При ширине реки до 100 м щиты знаков устанавливаются непосредственно на опоре ВЛ на высоте не менее 5 м. Предупреждающие навигационные знаки устанавливают владельцы ВЛ. Размеры знака, цвет и режим горения огней должны соответствовать государственным стандартам. Прохождение ВЛ по мостам 2.5.273. Прокладка ВЛ 1 кВ и выше на всех мостах, как правило, не допускается. При обоснованной необходимости допускается прохождение ВЛ по мостам, выполненным из негорючих материалов, при этом опоры или поддерживающие устройства, ограничивающие пролеты с берега на мост и через разводную часть моста, должны быть анкерными нормальной конструкции, все прочие поддерживающие устройства на мостах могут быть промежуточного типа, на этих устройствах с поддерживающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах. Применение штыревых изоляторов не допускается, кроме ВЛЗ, где допускается их применение с креплением проводов спиральными пружинными вязками. 2.5.274. На металлических железнодорожных мостах с ездой понизу, снабженных на всем протяжении верхними связями, провода допускается располагать непосредственно над пролетным строением моста выше связей или за его пределами; располагать провода в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицированных железных дорог, не допускается. Расстояния от проводов ВЛ до всех линий МПС, проложенных по конструкции моста, принимаются по 2.5.251, как для стесненных участков трассы. На городских и шоссейных мостах провода допускается располагать как за пределами пролетного строения, так и в пределах ширины пешеходной и проезжей частей моста. На охраняемых мостах допускается располагать провода ВЛ ниже отметки пешеходной части. 2.5.275. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей мостов должны приниматься в соответствии с требованиями организаций, в ведении которых находится данный мост. При этом определение наибольшей стрелы провеса проводов производится путем сопоставления стрел провеса при высшей температуре воздуха и при гололеде. Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам 2.5.276. При прохождении ВЛ по плотинам, дамбам и т.п. любые расстояния от неотклоненных и отклоненных проводов до различных частей плотин или дамб в нормальном режиме ВЛ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.38. Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.38: при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током для ВЛ 500 кВ и ниже, при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева проводов электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.277. При прохождении ВЛ по плотинам и дамбам, по которым проложены пути сообщения, ВЛ должна удовлетворять также требованиям, предъявляемым к ВЛ при пересечении и сближении с соответствующими объектами путей сообщения. При этом расстояния по горизонтали от любой части опоры до путей сообщения должны Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ приниматься как для ВЛ на участках стесненной трассы. Расстояния до пешеходных дорожек и тротуаров не нормируются. Располагать провода в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицированных железных дорог, не допускается. Допускается располагать провода в пределах полотна автомобильной дороги, пешеходных дорожек и тротуаров. Сближение ВЛ со взрывои пожароопасными установками 2.5.278. Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, транспортировкой, производством, изготовлением, использованием или хранением взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных веществ, а также со взрыво- и пожароопасными зонами должно выполняться в соответствии с нормами, утвержденными в установленном порядке. Если нормы сближения не предусмотрены нормативными документами, то расстояния от оси трассы ВЛ до указанных зданий, сооружений, наружных установок и зон должны составлять не менее полуторакратной высоты опоры. Пересечение и сближение ВЛ с надземными и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами 2.5.279. Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводами1, а также с пассажирскими канатными дорогами рекомендуется принимать близким к 90°. Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов, а также с промышленными канатными дорогами не нормируется. 2.5.280. Пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными и промысловыми трубопроводами2 для транспорта 1 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются «трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов». 2 Магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются «магистральные трубопроводы». 241 горючих жидкостей и газов, как правило, не допускается. Допускается пересечение этих ВЛ с действующими однониточными наземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов при прокладке трубопроводов в насыпи. В районах с вечномерзлыми фунтами допускается пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и наземными магистральными нефтепроводами, а также с их техническими коридорами без прокладки нефтепроводов в насыпи. При этом нефтепроводы на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения с ВЛ должны отвечать требованиям, предъявляемым к участкам трубопроводов категории I, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — категории В по строительным нормам и правилам на магистральные трубопроводы. В пролетах пересечения с ВЛ надземные и наземные трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями, исключающими попадание проводов на трубопровод как при их обрыве, так и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения. Ограждения должны быть рассчитаны на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опор ВЛ, ограничивающих пролет пересечения, и на термическую стойкость при протекании токов КЗ. Ограждение должно выступать по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры. 2.5.281. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с надземными и наземными трубопроводами, а также с канатными дорогами, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами площадью сечения по алюминию 120 мм2 и более или со стальными канатами площадью сечения 50 мм2 и более, кроме пересечений с пассажирскими канатными дорогами, допускаются анкерные опоры облегченной конструкции или промежуточные опоры. Поддерживающие зажимы на промежуточных опорах должны быть глухими. При сооружении новых трубопроводов и канатных дорог под действующими ВЛ 500 кВ и выше переустройство ВЛ не требуется, если выдерживается наименьшее расстояние в соответствии с табл. 2.5.39. В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 242 ПУЭ Таблица 2.5.39 Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог Пересечение, сближение или параллельное следование Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ до 20 35 110 150 220 330 500 750 от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубопровода или канатной дороги в нормальном режиме 3* 4 4 4,5 5 6 8 12 то же, при обрыве провода в смежном пролете 2* 2* 2* 2,5 3 4 — — Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении: Расстояния по горизонтали: 1) при сближении параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части: магистрального нефтепровода и нефтепродуктовода газопровода с избыточным давлением свыше 1,2 МПа (магистрального газопровода) 50 м, но не менее высоты опоры Не менее удвоенной высоты опоры, но не менее 50 м трубопровода сжиженных углеводородных газов Не менее 1000 м аммиакопровода 3-кратная высота опоры, но не менее 50 м немагистральных нефтепровода и нефтепродуктовода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостока, тепловой сети Не менее высоты опоры* помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок: компрессорных (КС) и газораспределительных (ГРС) станций: на газопроводах с давлением газа свыше 1,2 МПа 80 на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее нефтеперекачивающих станций (НПС) 80 100 120 140 160 180 200 Не менее высоты опоры плюс 3 м 40 40 60 80 100 120 150 150 6,5 15 2) при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части: трубопровода, защитных устройств трубопровода или канатной дороги то же, на участках трассы в стесненных условиях Не менее высоты опоры 3 4 4 4,5 5 6 * При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м. ** Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим сооружением и ВЛ следует принимать не менее высоты этого сооружения. П ри мечани е. Приведенные в таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 2.5.282. Провода ВЛ должны располагаться над надземными трубопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допускается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Крепление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается. Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (2.5.280) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. табл. 2.5.39). 2.5.283. В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопроводы, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограждения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом. 2.5.284. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании с надземными и наземными трубопроводами и канатными дорогами должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.391. Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее значений, приведенных в табл. 2.5.39: при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 500 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка при обрыве провода не требуется. Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном следовании с техническими коридорами надземных и наземных магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна проходить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. В районах Западной 1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами. 243 Сибири и Крайнего Севера2 при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиакопроводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м. 2.5.285. Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м. На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах. 2.5.286. На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми надземными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неотклоненного провода должны иметь для ВЛ до 20 кВ категорию, отвечающую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше — на одну категорию выше. Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами 2.5.287. Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными магистральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами3 не нормируется. Угол пересечения ВЛ 110 кВ и выше с вновь сооружаемыми подземными магистральными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°. Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопроводами 2 Здесь и далее к районам Западной Сибири относятся нефтегазодобывающие районы Тюменской и Томской областей и Ямало-Ненецкого и ХантыМансийского округов, к районам Крайнего Севера — территория, включенная в это понятие постановлением Совета Министров СССР от 10.10.67. 3 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются «трубопроводами для транспорта горючих, жидкостей и газов»; магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются «магистральными трубопроводами». Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 244 ПУЭ Таблица 2.5.40 Наименьшие расстояния от ВЛ до подземных сетей Пересечение, сближение или параллельное следование Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ до 20 35 110 150 220 330 500 750 10 15 20 25 25 30 0* 40 Расстояние по горизонтали: 1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части: магистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, аммиакопроводов, газопроводов с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы),трубопроводов сжиженных углеводородных газов 2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в п. 1 3) при пересечении, сближении и параллельном следовании от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры: до немагистральных нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, трубопроводов сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводов и до газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее до водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостоков, дренажей тепловых сетей Не менее 1000 м 5 5 10 10 10 15 25 25 5 5 10 10 10 10 10 25 2 2 3 3 3 3 3 10 * Так в оригинале. (Примеч. изд-ва.) для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется. 2.5.288. Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.401. В исключительных случаях допускается в процессе проектирования уменьшение до 50% расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т.п.), приведенных в п. 3 табл. 2.5.40 для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее. При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопроводов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы. В районах Западной Сибири и Крайнего Севера при параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами подземных магистральных трубопроводов для транспорта горючих жидкостей и газов расстояние от оси 1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных установок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами. ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м. 2.5.289. Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных трубопроводов по 2.5.285 и по табл. 2.5.39 соответственно. 2.5.290. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в п. 1 табл. 2.5.40 должны иметь категорию: для газопроводов и ВЛ 500 кВ и выше — не менее II; для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже — не менее III; для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ — не менее III. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответствовать строительным нормам и правилам. Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы, прокладываемые в районах Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ Западной Сибири и Крайнего Севера, при пересечении с ВЛ на расстоянии 1000 м в обе стороны от пересечения должны быть не ниже II категории, а в пределах охранной зоны ВЛ 500 кВ и выше — I категории. Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами 2.5.291. Размещение ВЛ в районах аэродромов, вертодромов и воздушных трасс производится в соответствии с требованиями строительных норм и правил на аэродромы и планировку и застройку городских и сельских поселений. 2.5.292. В соответствии с Руководством по эксплуатации гражданских аэродромов Российской Федерации (РЭГА РФ) в целях обеспечения безопасности полетов воздушных судов опоры ВЛ, расположенные на приаэродромной территории и на местности в пределах воздушных трасс и нарушающие или ухудшающие условия безопасности полетов, а также опоры высотой 100 м и более независимо от места их расположения должны иметь дневную маркировку (окраску) и светоограждение. Маркировку и светоограждение опор ВЛ должны выполнять предприятия и организации, которые их строят и эксплуатируют. Необходимость и характер маркировки и светоограждения проектируемых опор ВЛ определяются в каждом конкретном случае соответствующими органами гражданской авиации при согласовании строительства. Выполнение дневной маркировки и светоограждения опор ВЛ производится в соответствии с РЭГА РФ. При этом следует соблюдать следующие условия: 1) дневная маркировка должна иметь два маркировочных цвета: красный (оранжевый) и белый. Опоры высотой до 100 м маркируют от верхней точки на 1/3 высоты горизонтальными чередующимися по цвету полосами шириной 0,5–6 м. Число полос должно быть не менее трех, причем крайние полосы окрашивают в красный (оранжевый) цвет. На приаэродромной территории международных аэропортов и воздушных трассах международного значения опоры маркируются горизонтальными чередующимися по цвету полосами той же ширины сверху до основания. Опоры высотой более 100 м маркируются от верха до основания чередующимися по цвету полосами шириной, определяемой РЭГА РФ, но не более 30 м; 2) для светоограждения опор должны быть использованы заградительные огни, которые устанавливаются на самой верхней части (точке) 245 и ниже через каждые 45 м. Расстояния между промежуточными ярусами, как правило, должны быть одинаковыми. Опоры, расположенные внутри застроенных районов, светоограждаются сверху вниз до высоты 45 м над средним уровнем высоты застройки; 3) в верхних точках опор устанавливается по два огня (основной и резервный), работающих одновременно или по одному при наличии устройства для автоматического включения резервного огня при выходе из строя основного. Автомат включения резервного огня должен работать так, чтобы в случае выхода его из строя остались включенными оба заградительных огня; 4) заградительные огни должны быть установлены так, чтобы их можно было наблюдать со всех направлений в пределах от зенита до 5° ниже горизонта; 5) заградительные огни должны быть постоянного излучения красного цвета с силой света во всех направлениях не менее 10 кд. Для светоограждения опор, расположенных вне зон аэродромов и не имеющих вокруг себя посторонних огней, могут быть применены огни белого цвета, работающие в проблесковом режиме. Сила заградительного огня должна быть не менее 10 кд, а частота проблесков — не менее 60 1/мин. При установке на опоре нескольких проблесковых огней должна быть обеспечена одновременность проблесков; 6) средства светового ограждения аэродромных препятствий по условиям электроснабжения относятся к потребителям I категории, и их электроснабжение должно осуществляться по отдельным линиям, подключенным к подстанциям. Линии должны быть обеспечены аварийным (резервным) питанием. Рекомендуется предусмотреть АВР; 7) включение и отключение светового ограждения препятствий в районе аэродрома производится владельцами ВЛ и диспетчерским пунктом аэродрома по заданному режиму работы. На случай отказа автоматических устройств для включения заградительных огней следует предусматривать возможность включения заградительных огней вручную; 8) для обеспечения удобного и безопасного обслуживания должны предусматриваться площадки у мест размещения сигнальных огней и оборудования, а также лестницы для доступа к этим площадкам. Для этих целей следует использовать площадки и лестницы, предусматриваемые на опорах ВЛ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Ðàçäåë 3. ÇÀÙÈÒÀ È ÀÂÒÎÌÀÒÈÊÀ Глава 3.1 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ Область применения, определения 3.1.1. Настоящая глава Правил распространяется на защиту электрических сетей до 1 кВ, сооружаемых как внутри, так и вне зданий. Дополнительные требования к защите сетей указанного напряжения, вызванные особенностями различных электроустановок, приведены в других главах Правил. 3.1.2. Аппаратом защиты называется аппарат, автоматически отключающий защищаемую электрическую цепь при ненормальных режимах. Требования к аппаратам защиты 3.1.3. Аппараты защиты по своей отключающей способности должны соответствовать максимальному значению тока КЗ в начале защищаемого участка электрической сети (см. также гл. 1.4). Допускается установка аппаратов защиты, нестойких к максимальным значениям тока КЗ, а также выбранных по значению одноразовой предельной коммутационной способности, если защищающий их групповой аппарат или ближайший аппарат, расположенный по направлению к источнику питания, обеспечивает мгновенное отключение тока КЗ, для чего необходимо, чтобы ток уставки мгновенно действующего расцепителя (отсечки) указанных аппаратов был меньше тока одноразовой коммутационной способности каждого из группы нестойких аппаратов, и если такое неселективное отключение всей группы аппаратов не грозит аварией, порчей дорогостоящего оборудования и материалов или расстройством сложного технологического процесса. 3.1.4. Номинальные токи плавких вставок предохранителей и токи уставок автоматических выключателей, служащих для защиты отдельных участков сети, во всех случаях следует выбирать по возможности наименьшими по расчетным токам этих участков или по номинальным токам электроприемников, но таким образом, чтобы аппараты защиты не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках (пусковые токи, пики технологических нагрузок, токи при самозапуске и т.п.). 3.1.5. В качестве аппаратов защиты должны применяться автоматические выключатели или предохранители. Для обеспечения требований быстродействия, чувствительности или селективности допускается при необходимости применение устройств защиты с использованием выносных реле (реле косвенного действия). 3.1.6. Автоматические выключатели и предохранители пробочного типа должны присоединяться к сети так, чтобы при вывинченной пробке предохранителя (автоматического выключателя) винтовая гильза предохранителя (автоматического выключателя) оставалась без напряжения. При одностороннем питании присоединение питающего проводника (кабеля или провода) к аппарату защиты должно выполняться, как правило, к неподвижным контактам. 3.1.7. Каждый аппарат защиты должен иметь надпись, указывающую значения номинального тока аппарата, уставки расцепителя и номинального тока плавкой вставки, требующиеся для защищаемой им сети. Надписи рекомендуется наносить на аппарате или схеме, расположенной вблизи места установки аппаратов защиты. Выбор защиты 3.1.8. Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при КЗ в конце защищаемой пинии: одно-, двух- и трехфазных — в сетях с глухозаземленной нейтралью; двух- и трехфазных — в сетях с изолированной нейтралью. Надежное отключение поврежденного участка сети обеспечивается, если отношение наименьшего расчетного тока КЗ к номинальному току плавкой вставки предохранителя или расцепителя автоматического выключателя будет не менее значений, приведенных в 1.7.79 и 7.3.139. 3.1.9. В сетях, защищаемых только от токов КЗ (не требующих защиты от перегрузки согласно 3.1.10), за исключением протяженных сетей, например сельских, коммунальных, допускается Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.1. ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ не выполнять расчетной проверки приведенной в 1.7.79 и 7.3.139 кратности тока КЗ, если обеспечено условие, чтобы по отношению к длительно допустимым токовым нагрузкам проводников, приведенным в таблицах гл. 1.3, аппараты защиты имели кратность не более: 300% для номинального тока плавкой вставки предохранителя; 450% для тока уставки автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель (отсечку); 100% для номинального тока расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависящей от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки); 125% для тока трогания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратной зависящей от тока характеристикой; если на этом автоматическом выключателе имеется еще отсечка, то ее кратность тока срабатывания не ограничивается. Наличие аппаратов защиты с завышенными уставками тока не является обоснованием для увеличения сечения проводников сверх указанных в гл. 1.3. 3.1.10. Сети внутри помещений, выполненные открыто проложенными проводниками с горючей наружной оболочкой или изоляцией, должны быть защищены от перегрузки. Кроме того, должны быть защищены от перегрузки сети внутри помещений: осветительные сети в жилых и общественных зданиях, в торговых помещениях, служебнобытовых помещениях промышленных предприятий, включая сети для бытовых и переносных электроприемников (утюгов, чайников, плиток, комнатных холодильников, пылесосов, стиральных и швейных машин и т.п.), а также в пожароопасных зонах; силовые сети на промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях, торговых помещениях — только в случаях, когда по условиям технологического процесса или по режиму работы сети может возникать длительная перегрузка проводников; сети всех видов во взрывоопасных зонах — согласно требованиям 7.3.94. 3.1.11. В сетях, защищаемых от перегрузок (см. 3.1.10), проводники следует выбирать по расчетному току, при этом должно быть обеспечено условие, чтобы по отношению к длительно допустимым токовым нагрузкам, приведенным в таблицах гл. 1.3, аппараты защиты имели кратность не более: 80% для номинального тока плавкой вставки или тока уставки автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно 247 действующий расцепитель (отсечку), — для проводников с поливинилхлоридной, резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией; для проводников, прокладываемых в невзрывоопасных производственных помещениях промышленных предприятий, допускается 100%; 100% для номинального тока плавкой вставки или тока уставки автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель (отсечку), — для кабелей с бумажной изоляцией; 100% для номинального тока расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой обратно зависящей от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки) — для проводников всех марок; 100% для тока трогания расцепителя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависящей от тока характеристикой — для проводников с поливинилхлоридной, резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией; 125% для тока трогания расцепитепя автоматического выключателя с регулируемой обратно зависящей от тока характеристикой — для кабелей с бумажной изоляцией и изоляцией из вулканизированного полиэтилена. 3.1.12. Длительно допустимая токовая нагрузка проводников ответвлений к короткозамкнутым электродвигателям должна быть не менее: 100% номинального тока электродвигателя в невзрывоопасных зонах; 125% номинального тока электродвигателя во взрывоопасных зонах. Соотношения между длительно допустимой нагрузкой проводников к короткозамкнутым электродвигателям и уставками аппаратов защиты в любом случае не должны превышать указанных в 3.1.9 (см. также 7.3.97). 3.1.13. В случаях, когда требуемая допустимая длительная токовая нагрузка проводника, определенная по 3.1.9 и 3.1.11, не совпадает с данными таблиц допустимых нагрузок, приведенных в гл. 1.3, допускается применение проводника ближайшего меньшего сечения, но не менее, чем это требуется по расчетному току. Места установки аппаратов защиты 3.1.14. Аппараты защиты следует располагать по возможности в доступных для обслуживания местах таким образом, чтобы была исключена возможность их механических повреждений. Установка их должна быть выполнена так, чтобы при оперировании с ними или при их действии были исключены опасность для обслуживающего персонала и возможность повреждения окружающих предметов. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 248 ПУЭ Аппараты защиты с открытыми токоведущими частями должны быть доступны для обслуживания только квалифицированному персоналу. 3.1.15. Аппараты защиты следует устанавливать, как правило, в местах сети, где сечение проводника уменьшается (по направлению к месту потребления электроэнергии) или где это необходимо для обеспечения чувствительности и селективности защиты (см. также 3.1.16 и 3.1.19). 3.1.16. Аппараты защиты должны устанавливаться непосредственно в местах присоединения защищаемых проводников к питающей линии. Допускается в случаях необходимости принимать длину участка между питающей линией и аппаратом защиты ответвления до 6 м. Проводники на этом участке могут иметь сечение меньше, чем сечение проводников питающей линии, но не менее сечения проводников после аппарата защиты. Для ответвлений, выполняемых в труднодоступных местах (например, на большой высоте), аппараты защиты допускается устанавливать на расстоянии до 30 м от точки ответвления в удобном для обслуживания месте (например, на вводе в распределительный пункт, в пусковом устройстве электроприемника и др.). При этом сечение проводников ответвления должно быть не менее сечения, определяемого расчетным током, но должно обеспечивать не менее 10% пропускной способности защищенного участка питающей линии. Прокладка проводников ответвлений в указанных случаях (при длинах ответвлений до 6 и до 30 м) должна производиться при горючих наружных оболочке или изоляции проводников — в трубах, металлорукавах, или коробах, в остальных случаях, кроме кабельных сооружений, пожароопасных и взрывоопасных зон, — открыто на конструкциях при условии их защиты от возможных механических повреждений. 3.1.17. При защите сетей предохранителями последние должны устанавливаться на всех нормально незаземленных полюсах или фазах. Установка предохранителей в нулевых рабочих проводниках запрещается. 3.1.18. При защите сетей с глухозаземленной нейтралью автоматическими выключателями расцепители их должны устанавливаться во всех нормально незаземленных проводниках (см. также 7.3.99). При защите сетей с изолированной нейтралью в трехпроводных сетях трехфазного тока и двухпроводных сетях однофазного или постоянного тока допускается устанавливать расцепители автоматических выключателей в двух фазах при трехпроводных сетях и в одной фазе (полюсе) при двухпроводных. При этом в пределах одной и той же электроустановки защиту следует осуществлять в одних и тех же фазах (полюсах). Расцепители в нулевых проводниках допускается устанавливать лишь при условии, что при их срабатывании отключаются от сети одновременно все проводники, находящиеся под напряжением. 3.1.19. Аппараты защиты допускается не устанавливать, если это целесообразно по условиям эксплуатации, в местах: 1) ответвления проводников от шин щита к аппаратам, установленным на том же щите; при этом проводники должны выбираться по расчетному току ответвления; 2) снижения сечения питающей линии по ее длине и на ответвлениях от нее, если защита предыдущего участка линии защищает участок со сниженным сечением проводников или если незащищенные участки линии или ответвления от нее выполнены проводниками, выбранными с сечением не менее половины сечения проводников защищенного участка линии; 3) ответвления от питающей линии к электроприемникам малой мощности, если питающая их линия защищена аппаратом с уставкой не более 25 А для силовых электроприемников и бытовых электроприборов, а для светильников — согласно 6.2.2; 4) ответвления от питающей линии проводников цепей измерений, управления и сигнализации, если эти проводники не выходят за пределы соответствующих машин или щита или если эти проводники выходят за их пределы, но электропроводка выполнена в трубах или имеет негорючую оболочку. Не допускается устанавливать аппараты защиты в местах присоединения к питающей линии таких цепей управления, сигнализации и измерения, отключение которых может повлечь за собой опасные последствия (отключение пожарных насосов, вентиляторов, предотвращающих образование взрывоопасных смесей, некоторых механизмов собственных нужд электростанций и т.п.). Во всех случаях такие цепи должны выполняться проводниками в трубах или иметь негорючую оболочку. Сечение этих цепей должно быть не менее приведенных в 3.4.4. Глава 3.2 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА Область применения 3.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на устройства релейной защиты элементов электрической части энергосистем, промышленных и других электроустановок выше 1 кВ; генераторов, трансформаторов (автотрансфор- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 249 Глава 3.2. Релейная защита маторов), блоков генератор—трансформатор, линий электропередачи, шин и синхронных компенсаторов. Защита всех электроустановок выше 500 кВ, кабельных линий выше 35 кВ, а также электроустановок атомных электростанций и передач постоянного тока в настоящей главе Правил не рассматривается. Требования к защите электрических сетей до 1 кВ, электродвигателей, конденсаторных установок, электротермических установок см. соответственно в гл. 3.1, 5.3, 5.6 и 7.5. Устройства релейной защиты элементов электроустановок, не рассмотренные в этой и других главах, должны выполняться в соответствии с общими требованиями настоящей главы. Общие требования 3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для: а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие репейной защиты только на сигнал; б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения. 3.2.3. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они: могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.); обеспечивают требуемые селективность и чувствительность; не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т.п.), необходимой по условиям работы электроустановки. При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима. 3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента. 3.2.5. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент. Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР): а) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ (см. 3.2.4); б) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу. 3.2.6. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если: при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3.2.4; защита действует в качестве резервной (см. 3.2.15). 3.2.7. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств. При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности, схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой. 3.2.8. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, следует предусматривать устройства: автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 250 ПУЭ нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей; сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны). 3.2.9. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего: наименьшее время срабатывания релейной защиты до момента подачи сигнала на отключение должно быть больше времени однократного срабатывания разрядников, а именно около 0,06–0,08 с; пусковые органы защиты, срабатывающие от импульса тока разрядников, должны иметь возможно меньшее время возврата (около 0,01 с от момента исчезновения импульса). 3.2.10. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае следует рассматривать целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения и др.). 3.2.11. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне. Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений). Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты — около 1,5–2 с). 3.2.12. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит. 3.2.13. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует уста- навливать так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите — отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения и т.п.). 3.2.14. На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит. 3.2.15. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (например, высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Например, если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена трехступенчатая дистанционная защита. Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью (например, ступенчатые защиты с выдержками времени), то: отдельную резервную защиту допускается не предусматривать при условии, что дальнее резервное действие защит смежных элементов при КЗ на этой линии обеспечивается; должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечивается. 3.2.16. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований 3.2.26. 3.2.17. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается: 1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, в конце длинного смежного участка линии 6–35 кВ; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 251 Глава 3.2. Релейная защита 2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты; 3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР. 3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110–500 кВ. Допускается не предусматривать УРОВ в электроустановках 110–220 кВ при соблюдении следующих условий: 1) обеспечиваются требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения от устройств дальнего резервирования; 2) при действии резервных защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему выключателю (например, отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлением). На электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток статоров, для предотвращения повреждений генераторов при отказах выключателей 110–500 кВ следует предусматривать УРОВ независимо от прочих условий. При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим. Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем. Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах (например, только при КЗ на линиях); при напряжении 35–220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя. При недостаточной эффективности дальнего резервирования следует рассматривать необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ. 3.2.19. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять, как правило, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работаю- щем элементе. При этом основная и резервная защиты должны питаться, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока. Питание основных и резервных защит линий электропередачи 220 кВ и выше должно осуществляться, как правило, от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока. 3.2.20. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности, определяемого: для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, — как отношение расчетных значений этих величин (например, тока или напряжения) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит; для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, — как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (например, напряжения или сопротивления) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны. Расчетные значения величин должны устанавливаться исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. 3.2.21. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности: 1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей: для органов тока и напряжения — около 1,5; для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению; для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току. Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23–0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5. 2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности: для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия— около 1,5, а при на- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 252 ПУЭ личии надежно действующей селективной резервной ступени — около 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения; для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению; для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току. 3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ: для пускового органа любого типа и дистанционного органа третьей ступени — около 1,5; для дистанционного органа второй ступени, предназначенного для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии третьей ступени защиты — около 1,25; для указанного органа чувствительность по току должна быть около 1,3 (по отношению к току точной работы) при повреждении в той же точке. 4. Продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, линий и других элементов, а также полная дифференциальная защита шин — около 2,0; для токового пускового органа неполной дифференциальной дистанционной защиты шин генераторного напряжения чувствительность должна быть около 2,0, а для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, — около 1,5 (при КЗ на шинах). Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность следует проверять при КЗ на выводах. При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты следует принимать менее номинального тока генератора (см. 3.2.36). Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 MB·А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать менее номинального (для автотрансформаторов — менее тока, соответствующего типовой мощности). Для остальных трансформаторов мощностью 25 MB·А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора. Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор— трансформатор до значения около 1,5 в ледующих случаях (в которых обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно): при КЗ на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 MB·А (определяется с учетом регулирования напряжения); в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одной из питающих сторон). Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5. Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать. 5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий: для реле тока и реле напряжения пускового органа комплектов защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии; для органа направления мощности нулевой последовательности — около 4,0 по мощности и около 2,0 по току и напряжению при включенных выключателях с обеих сторон и около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны; для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, по мощности не нормируется, а по току — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны. 6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой: для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, — около 3,0 по мощности, около 2,0 по току и напряжению; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 253 Глава 3.2. Релейная защита для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению. 7. Дифференциально-фазные высокочастотные защиты: для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению. 8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты — около 2,0. 9. Защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение): для защит, реагирующих на токи основной частоты,—около 1,25; для защит, реагирующих на токи повышенных частот, — около 1,5. 10. Защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, — около 1,5. 3.2.22. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в 3.2.21, п. 1, 2, 5 и 7, необходимо учитывать следующее: 1. Чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей. 2. Чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение — по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей — по току и напряжению. 3.2.23. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А. Допускается как исключение увеличение тока срабатывания до 5,5 А. Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0; для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В. 3.2.24. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20% больше принимаемого для соответствующих защит (см. 3.2.21). 3.2.25. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть (см. также 3.2.17): для органов тока, напряжения, сопротивления — 1,2; для органов направления мощности обратной и нулевой последовательностей — 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению; для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и 1,2 по току. При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование (см. 3.2.15), следует исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в 3.2.21 для соответствующих защит. 3.2.26. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме. 3.2.27. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой. Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности защиты последующего элемента (например, защиты обратной последовательности генераторов, автотрансформаторов) может привести к тяжелым последствиям. 3.2.28. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т. е. размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы. Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 254 ПУЭ электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, как правило, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110–220 кВ с замыканием на землю одной фазы (см. 3.2.63). 3.2.29. Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям: 1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 10%. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться: для ступенчатых защит — при КЗ в конце зоны действия ступени защиты, а для направленных ступенчатых защит — также и при внешнем КЗ; для остальных защит — при внешнем КЗ. Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т.п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность. При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность. 2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать: по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока — значений, допустимых для выбранного типа реле; по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности — 50%. 3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА. 3.2.30. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, как правило, к разным обмоткам трансформаторов тока. Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований 1.5.18 и 3.2.29. При этом в цепи защит, которые по принципу действия могут работать неправильно при нарушении токовых цепей, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям 3.2.29 при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока. 3.2.31. Защиту с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе рекомендуется применять, если это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки. 3.2.32. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, как правило, следует использовать трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд. В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем: с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором. 3.2.33. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом. Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать, где это необходимо, испытательные блоки или измерительные зажимы. Защита турбогенераторов, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения1 3.2.34. Для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы: 1) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах; 2) однофазных замыканий на землю в обмотке статора; 1 Требованиями, приведенными в 3.2.34–3.2.50, можно руководствоваться и для других генераторов. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 255 Глава 3.2. Релейная защита 3) двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе — во внешней сети; 4) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки); 5) внешних КЗ; 6) перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВт); 7) симметричной перегрузки обмотки статора; 8) перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток); 9) замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения; 10) асинхронного режима с потерей возбуждения (в соответствии с 3.2.49). 3.2.35. Для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью 1 МВт и менее, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, следует предусматривать устройство релейной защиты в соответствии с 3.2.34, п. 1–3, 5, 7. Для турбогенераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, защиту рекомендуется выполнять в соответствии с 3.2.50. 3.2.36. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора турбогенераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита (исключение см. в 3.2.27). Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов турбины. В зону действия защиты кроме генератора должны входить соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя). Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена с током срабатывания не более 0,6 Iном. Для генераторов мощностью до 30 МВт с косвенным охлаждением допускается выполнять защиту с током срабатывания 1,3–1,4Iном. Контроль неисправности токовых цепей защиты следует предусматривать при токе срабатывания защиты более Iном. Продольная дифференциальная токовая защита должна быть осуществлена с отстройкой от переходных значений токов небаланса (например, реле с насыщающимися трансформаторами тока). Защиту следует выполнять трехфазной трехрелейной. Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю. 3.2.37. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих параллельно с другими генераторами или электроэнергетической системой, должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, вместо нее допускается устанавливать продольную дифференциальную токовую защиту. Применение токовой отсечки взамен дифференциальной защиты допускается и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали. Для одиночно работающих генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от многофазных замыканий в обмотке статора следует использовать защиту от внешних КЗ (см. 3.2.44). Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора и гашение его поля. 3.2.38. Для защиты генераторов выше 1 кВ от однофазных замыканий на землю в обмотке статора при естественном емкостном токе замыкания на землю 5 А и более (независимо от наличия или отсутствия компенсации) должна быть предусмотрена токовая защита, реагирующая на полный ток замыкания на землю или на его составляющие высших гармоник. При необходимости для ее включения могут быть установлены трансформаторы тока нулевой последовательности непосредственно у выводов генератора. Применение защиты рекомендуется и при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А. Защита должна быть отстроена от переходных процессов и действовать, как в 3.2.36 или 3.2.37. Когда защита от замыканий на землю не устанавливается (так как при емкостном токе замыкания на землю менее 5 А она нечувствительна) или не действует (например, при компенсации емкостного тока в сети генераторного напряжения), в качестве защиты генератора от замыканий на землю может использоваться установленное на шинах и действующее на сигнал устройство контроля изоляции. 3.2.39. При установке на генераторах трансформатора тока нулевой последовательности для защиты от однофазных замыканий на землю должна быть предусмотрена токовая защита от двойных замыканий на землю, присоединяемая к этому трансформатору тока. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 256 ПУЭ Для повышения надежности действия при больших значениях тока следует применять реле с насыщающимся трансформатором тока. Эта защита должна быть выполнена без выдержки времени и действовать как защита, указанная в 3.2.36 или 3.2.37. 3.2.40. Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора с выведенными параллельными ветвями должна предусматриваться односистемная поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, действующая как защита, указанная в 3.2.36. 3.2.41. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности следует предусматривать токовую защиту обратной последовательности, действующую на отключение с двумя выдержками времени (см. 3.2.45). Для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток защиту следует выполнять со ступенчатой или зависимой характеристикой выдержки времени. При этом ступенчатая и зависимая характеристики при вторых (более высоких) выдержках времени не должны быть выше характеристики допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности. Для генераторов с косвенным охлаждением проводников обмоток защиту следует выполнять с независимой выдержкой времени с током срабатывания не более допустимого для генератора при прохождении по нему тока обратной последовательности в течение 2 мин; меньшая выдержка времени защиты не должна превышать допустимой длительности двухфазного КЗ на выводах генератора. Токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение, должна быть дополнена более чувствительным элементом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени. Ток срабатывания этого элемента должен быть не более длительно допустимого тока обратной последовательности для данного типа генератора. 3.2.42. Для защиты генераторов мощностью более 30 МВт от внешних симметричных КЗ должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения, выполняемая одним реле тока, включенным на фазный ток, и одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение. Ток срабатывания защиты должен быть около 1,3–1,5 Iном, а напряжение срабатывания — около 0,5–0,6 Uном. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток вместо указанной защиты может быть установлена однорелейная дистанционная защита. 3.2.43. Для защиты генераторов мощностью более 1 МВт до 30 МВт от внешних КЗ следует применять максимальную токовую защиту с комбинированным пуском напряжения, выполненным с одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение, и одним устройством фильтр-реле напряжения обратной последовательности, разрывающим цепь минимального реле напряжения. Ток срабатывания защиты и напряжение срабатывания минимального органа напряжения следует принимать равными указанным в 3.2.42, напряжение срабатывания устройства фильтрреле напряжения обратной последовательности — 0,1–0,12 Uном. 3.2.44. Для генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от внешних КЗ должна быть применена максимальная токовая защита, присоединяемая к трансформаторам тока со стороны нейтрали. Уставку защиты следует выбирать по току нагрузки с необходимым запасом. Допускается также применение упрощенной минимальной защиты напряжения (без реле тока). 3.2.45. Защита генераторов мощностью более 1 МВт от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть выполнена с соблюдением следующих требований: 1. Защиту следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали. 2. При наличии секционирования шин генераторного напряжения защиту следует выполнять с двумя выдержками времени: с меньшей выдержкой — на отключение соответствующих секционных и шиносоединительного выключателей, с большей — на отключение выключателя генератора и гашение поля. 3.2.46. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена защита ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защиту следует выполнять с независимой или зависимой от тока выдержкой времени и реагирующей на повышение напряжения или тока в обмотке ротора. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля. С меньшей выдержкой времени от защиты должна производиться разгрузка ротора. 3.2.47. Защита генератора от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, должна быть выполнена в виде максимальной токовой Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 257 Глава 3.2. Релейная защита защиты, действующей на сигнал с выдержкой времени и использующей ток одной фазы статора. Для разгрузки и при необходимости для автоматического отключения генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток при симметричных перегрузках допускается использовать защиту ротора, выполняемую согласно 3.2.46 и реагирующую на перегрузки ротора, сопровождающие симметричные перегрузки турбогенераторов. 3.2.48. Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть предусмотрена в одном комплекте на несколько (но не более трех) генераторов с близкими параметрами цепей возбуждения. Защита должна включаться в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения, выявляемого при периодическом контроле изоляции (см. гл. 1.6). Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля на генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на сигнал или на отключение на генераторах с косвенным охлаждением. 3.2.49. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток рекомендуется устанавливать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения. Допускается вместо этого предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по положению устройств автоматического гашения поля. При действии указанных устройств защиты или при отключении АГП на генераторах, допускающих асинхронный режим, должен подаваться сигнал о потере возбуждения. Генераторы, не допускающие асинхронного режима, а в условиях дефицита реактивной мощности в системе и остальные генераторы, потерявшие возбуждение, должны отключаться от сети при действии указанных устройств (защиты или автоматического гашения поля). 3.2.50. Защиту генераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт с незаземленной нейтралью от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы следует осуществлять установкой на выводах автоматического выключателя с максимальными расцепителями или выключателя с максимальной токовой защитой в двухфазном исполнении. При наличии выводов со стороны нейтрали указанную защиту, если возможно, следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на этих выводах. Для указанных генераторов с глухозаземленной нейтралью эта защита должна быть предусмотрена в трехфазном исполнении. Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ 3.2.51. Для трансформаторов1 должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: 1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах; 2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; 3) витковых замыканий в обмотках; 4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; 5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; 6) понижения уровня масла; 7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ; 8) однофазных замыканий на землю в сетях 3–10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности (см. 3.2.96). Рекомендуется, кроме того, применение защиты от однофазных замыканий на землю на стороне 6–35 кВ автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ и выше. 3.2.52. Для шунтирующих реакторов 500 кВ следует предусматривать устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: 1) однофазных и двухфазных замыканий на землю в обмотках и на выводах; 2) витковых замыканий в обмотках; 3) понижение уровня масла; 4) частичного пробоя изоляции вводов. 3.2.53. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена: для трансформаторов мощностью 6,3 MB·А и более; для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ; для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ·А и более. Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1–4 MB·А. 1 Здесь и далее в разд. 3 термин «трансформаторы» распространяется и на автотрансформаторы (соответствующих напряжений и мощностей), если в тексте не делается специальной оговорки. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 258 ПУЭ Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления. Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора. Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления. Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле. Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала). Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал: на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям; на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 MB·А и менее, не имеющих выключателей со стороны высшего напряжения. 3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены: 1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 MB·А и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 MB·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора. Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 MB·А, если: токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с; трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям. 2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. 3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки). На трансформаторах мощностью до 25 MB·А допускается выполнение защиты с реле тока, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность. Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами. Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами. Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка трансформаторов тока со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора. 3.2.56. На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара. 3.2.57. Устройство контроля изоляции вводов (КИВ) 500 кВ должно быть выполнено с действием на сигнал при частичном пробое изоляции вводов, не требующем немедленного отключения, и на отключение при повреждении изоляции ввода (до того, как произойдет полный пробой изоляции). Должна быть предусмотрена блокировка, предотвращающая ложные срабатывания устройства КИВ при обрывах в цепях присоединения КИВ к выводам. 3.2.58. В случаях присоединения трансформаторов (кроме внутрицеховых) к линиям без выключателей (например, по схеме блока линия— трансформатор) для отключения повреждений в трансформаторе должно быть предусмотрено одно из следующих мероприятий: 1. Установка короткозамыкателя для искусственного замыкания на землю одной фазы (для Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 259 Глава 3.2. Релейная защита сети с глухозаземленной нейтралью) или двух фаз между собой (для сети с изолированной нейтралью) и, если это необходимо, отделителя, автоматически отключающегося в бестоковую паузу АПВ линии. Коротко замыкатель должен быть установлен вне зоны дифференциальной защиты трансформатора. 2. Установка на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора открытых плавких вставок, выполняющих функции короткозамыкателя и отделителя, в сочетании с АПВ линии. 3. Передача отключающего сигнала на выключатель (или выключатели) линии; при этом, если необходимо, устанавливается отделитель; для резервирования передачи отключающего сигнала допускается установка короткозамыкателя. При решении вопроса о необходимости применения передачи отключающего сигнала взамен мероприятий п. 1 и 2 должно учитываться следующее: ответственность линии и допустимость искусственного создания на ней металлического КЗ; мощность трансформатора и допустимое время ликвидации повреждения в нем; удаленность подстанции от питающего конца линии и способность выключателя отключать неудаленные КЗ; характер потребителя с точки зрения требуемой быстроты восстановления напряжения; вероятность отказов короткозамыкателя при низких температурах и гололеде. 4. Установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора. Мероприятия п. 1–4 могут не предусматриваться для блоков линия—трансформатор, если при двустороннем питании трансформатор защищается общей защитой блока (высокочастотной или продольной дифференциальной специального назначения), а также при мощности трансформатора 25 MB·А и менее при одностороннем питании, если защита питающей линии обеспечивает также защиту трансформатора (быстродействующая защита линии частично защищает трансформатор и резервная защита линии с временем не более 1 с защищает весь трансформатор); при этом газовая защита выполняется с действием отключающего элемента только на сигнал. В случае применения мероприятий п. 1 или 3 на трансформаторе должны быть установлены: при наличии на стороне высшего напряжения трансформатора (110 кВ и выше) встроенных трансформаторов тока — защиты по 3.2.53, 3.2.54, 3.2.59 и 3.2.60; при отсутствии встроенных трансформаторов тока — дифференциальная (в соответствии с 3.2.54) или максимальная токовая защита, выполненная с использованием накладных или магнитных трансформаторов тока, и газовая защита по 3.2.53. Повреждения на выводах высшего напряжения трансформаторов допускается ликвидировать защитой линии. В отдельных случаях при отсутствии встроенных трансформаторов тока допускается применение выносных трансформаторов тока, если при использовании накладных или магнитных трансформаторов тока не обеспечиваются требуемые характеристики защиты. Для защиты трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ в случае применения мероприятия п. 1 должны предусматриваться выносные трансформаторы тока; при этом целесообразность установки короткозамыкателя и выносных трансформаторов тока или выключателя с встроенными трансформаторами тока должна быть обоснована технико-экономическим расчетом. Если применены открытые плавкие вставки (см. п. 2), то для повышения чувствительности действие газовой защиты может осуществляться на выполнение механическим путем искусственного КЗ на вставках. Если в нагрузках трансформаторов подстанций содержатся синхронные электродвигатели, то должны быть приняты меры по предотвращению отключения отделителем (при КЗ в одном из трансформаторов) тока от синхронных электродвигателей, идущего через другие трансформаторы. 3.2.59. На трансформаторах мощностью 1 MB·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение: 1. На повышающих трансформаторах с двусторонним питанием — токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения (см. 3.2.43). 2. На понижающих трансформаторах — максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 260 ПУЭ При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов. На понижающих автотрансформаторах 330 кВ и выше следует предусматривать дистанционную защиту для действия при внешних многофазных КЗ в случаях, когда это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений; в этих случаях указанную защиту допускается устанавливать на автотрансформаторах 220 кВ. 3.2.60. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита. 3.2.61. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать: 1) на двухобмоточных трансформаторах — со стороны основного питания; 2) на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, — со всех сторон трансформатора; допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания, так чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует; 3) на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, — со стороны питания и со стороны каждой секции; 4) при применении накладных трансформаторов тока на стороне высшего напряжения — со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений на трехобомоточном трансформаторе. Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение ее для такого действия приводит к значительному усложнению защиты. При выполнении защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, по 3.2.59, п. 2, должны также рассматриваться необходимость и возможность дополнения ее токовой отсечкой, предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах среднего и низшего напряжений (исходя из уровня токов КЗ, наличия отдельной защиты шин, возможности согласования с защитами отходящих элементов). 3.2.62. Если защита повышающих трансформаторов от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, не обеспечивает требуемых чувствительности и селективности, то для защиты трансформатора допускается использовать реле тока соответствующей защиты генераторов. 3.2.63. На повышающих трансформаторах мощностью 1 MB·А и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах, а на автотрансформаторах, кроме того, и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю, устанавливаемая со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю. При наличии части трансформаторов (из числа имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны нулевого вывода) с изолированной нейтралью должно обеспечиваться предотвращение недопустимого режима нейтрали этих трансформаторов в соответствии с 3.2.28. С этой целью в случаях, когда на электростанции или подстанции установлены трансформаторы с заземленной и изолированной нейтралью, имеющие питание со сторон низших напряжений, должна быть предусмотрена защита, обеспечивающая отключение трансформатора с изолированной нейтралью или ее автоматическое заземление до отключения трансформаторов с за земленной нейтралью, работающих на те же шины или участок сети. 3.2.64. На автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон защиту от токов, вызванных внешними КЗ, необходимо выполнять направленной, если это требуется по условиям селективности. 3.2.65. На автотрансформаторах 220–500 кВ подстанций, блоках генератор—трансформатор 330–500 кВ и автотрансформаторах связи 220– 500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними КЗ, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты с выдержкой времени около 0,5 с. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 261 Глава 3.2. Релейная защита 3.2.66. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор—магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением: 1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении; 2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения; 3) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по п. 1 и 2). Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, допускается защиту по п. 3 не применять. При применении защиты по п. 3 допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения. Для схемы линия—трансформатор в случае применения защиты по п. 3 допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения. Требования настоящего параграфа распространяются также на защиту указанных трансформаторов предохранителями, установленными на стороне высшего напряжения. 3.2.67. На стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов с высшим напряжением 3–10 кВ, питающих сборки с присоединениями, защищенными предохранителями, следует устанавливать главный предохранитель или автоматический выключатель. Если предохранители на присоединениях низшего напряжения и предохранители (или релейная защита) на стороне высшего напряжения обслуживаются и находятся в ведении одного и того же персонала (например, только персонала энергосистемы или только персонала потребителя), то главный предохранитель или автоматический выключатель на стороне низшего напряжения трансформатора может не устанавливаться. 3.2.68. Защита от однофазных замыканий на землю по 3.2.51, п. 8, должна быть выполнена в соответствии с 3.2.97. 3.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 MB·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал. Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). 3.2.70. При наличии со стороны нейтрали трансформатора отдельного добавочного трансформатора для регулирования напряжения под нагрузкой необходимо предусматривать в дополнение к указанным в 3.2.51–3.2.57, 3.2.59, 3.2.63 следующие защиты: газовую защиту добавочного трансформатора; максимальную токовую защиту с торможением при внешних КЗ от повреждений в первичной обмотке добавочного трансформатора, за исключением случаев, когда эта обмотка включается в зону действия дифференциальной токовой защиты цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора; дифференциальную защиту, которая охватывает вторичную обмотку добавочного трансформатора. 3.2.71. Защиту линейного добавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения автотрансформатора, следует осуществлять: газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которая может быть выполнена с применением реле давления или отдельного газового реле; дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора. Защита блоков генератор— трансформатор 3.2.72. Для блоков генератор—трансформатор с генераторами мощностью более 10 МВт должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: 1) замыканий на землю на стороне генераторного напряжения; 2) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 262 ПУЭ 3) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора (в соответствии с 3.2.76); 4) многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора; 5) однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю; 6) замыканий между витками в обмотках трансформатора; 7) внешних КЗ; 8) перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами мощностью более 30 МВт); 9) симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора; 10) перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов); 11) повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока (для блоков с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более и для всех блоков с гидрогенераторами); 12) замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения (в соответствии с 3.2.85); 13) замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенератора мощностью менее 160 МВт; 14) асинхронного режима с потерей возбуждения1 (в соответствии с 3.2.86); 15) понижения уровня масла в баке трансформатора; 16) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ трансформаторов. 3.2.73. Указания по выполнению защиты генераторов и повышающих трансформаторов, относящихся к их раздельной работе, действительны и для того случая, когда они объединены в блок генератор—трансформатор (автотрансформатор), с учетом требований, приведенных в 3.2.74–3.2.90. 3.2.74. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт, как правило, должна быть предусмотрена защита от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения, охватывающая всю обмотку статора. При мощности генератора блоков 30 МВт и менее следует применять устройства, защищающие не менее 85% обмотки статора. Применение таких устройств допускается также на блоках с турбогенераторами мощностью от 30 до 160 МВт, если для защиты всей обмотки статора 1 О предотвращении асинхронного режима без потери возбуждения см. гл. 3.3. требуется включение в цепь генератора дополнительной аппаратуры. Защита должна быть выполнена с действием на отключение с выдержкой времени не более 0,5 с на всех блоках без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд. На блоках, имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей, питающихся по линиям от ответвлений между генератором и трансформатором, если емкостный ток замыканий на землю составляет 5 А и более, должны быть установлены действующие на отключение защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора и от двойных замыканий на землю, как это предусматривается на генераторах, работающих на сборные шины (см. 3.2.38 и 3.2.39); если емкостный ток замыкания на землю составляет менее 5 А, то защита от замыканий на землю может быть выполнена так же, как на блоках без ответвлений на генераторном напряжении, но с действием на сигнал. При наличии выключателя в цепи генератора должна быть дополнительно предусмотрена сигнализация замыканий на землю на стороне генераторного напряжения трансформатора блока. 3.2.75. На блоке с генератором, имеющим косвенное охлаждение, состоящем из одного генератора и одного трансформатора, при отсутствии выключателя в цепи генератора рекомендуется предусматривать одну общую продольную дифференциальную защиту блока. При наличии выключателя в цепи генератора на генераторе и трансформаторе должны быть установлены отдельные дифференциальные защиты. При использовании в блоке двух трансформаторов вместо одного, а также при работе двух и более генераторов без выключателей в блоке с одним трансформатором (укрупненный блок) на каждом генераторе и трансформаторе мощностью 125 MB·А и более должна быть предусмотрена отдельная продольная дифференциальная защита. При отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для двух трансформаторов. На блоке с генератором, имеющим непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать отдельную продольную дифференциальную защиту генератора. При этом, если в цепи генератора имеется выключатель, должна быть установлена отдельная дифференциальная защита трансформатора блока (или каждого трансформатора, если Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 263 Глава 3.2. Релейная защита в блоке с генератором работают два трансформатора или более; при отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для трансформаторов блока); при отсутствии выключателя для защиты трансформатора блока следует установить либо отдельную дифференциальную защиту, либо общую продольную дифференциальную защиту блока (для блоков, состоящих из одного генератора и одного трансформатора, предпочтительна общая дифференциальная защита блока). Со стороны высшего напряжения дифференциальная защита трансформатора (блока) может быть включена на трансформаторы тока, встроенные в трансформатор блока. При этом для защиты ошиновки между выключателями на стороне высшего напряжения и трансформатором блока должна быть установлена отдельная защита. Отдельная дифференциальная защита генераторов должна быть выполнена трехфазной трехрелейной с током срабатывания аналогично указанному в 3.2.36. Для резервирования указанных дифференциальных защит на блоках с генераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, следует предусматривать резервную дифференциальную защиту, охватывающую генератор и трансформатор блока вместе с ошиновкой на стороне высшего напряжения. Рекомендуется установка резервной дифференциальной защиты блоков и при мощности генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток менее 160 МВт. При применении резервной дифференциальной защиты на блоках без выключателя в цепи генератора рекомендуется предусматривать отдельные основные дифференциальные защиты генератора и трансформатора. При наличии выключателя в цепи генератора резервная дифференциальная защита должна выполняться с выдержкой времени 0,35–0,5 с. 3.2.76. На турбогенераторах с двумя или тремя параллельными ветвями обмотки статора должна быть предусмотрена односистемная поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в одной фазе, действующая без выдержки времени. 3.2.77. На блоках с генераторами мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой, соответствующей характеристике допустимых перегрузок защищаемого генератора токами обратной последовательности. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора, а при его отсутствии — на отключение блока от сети. Для резервирования защит смежных с блоками элементов указанная защита должна иметь орган с независимой выдержкой времени, действующий на отключение блока от сети и двухступенчатым действием согласно 3.2.81. На блоках с генераторами мощностью менее 160 МВт, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, а также на блоках с гидрогенераторами мощностью более 30 МВт, имеющими косвенное охлаждение, токовую защиту обратной последовательности следует выполнять со ступенчатой или зависимой выдержкой времени. При этом разные ступени защиты могут иметь одну или более выдержек времени (см. 3.2.81, п. 4). Указанная ступенчатая или зависимая выдержка времени должна быть согласована с характеристикой допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности (см. 3.2.41). На блоках с турбогенераторами с косвенным охлаждением мощностью более 30 МВт защита должна быть выполнена согласно 3.2.41. Кроме защит, действующих на отключение, на всех блоках с турбогенераторами мощностью более 30 МВт должна быть предусмотрена сигнализация перегрузки токами обратной последовательности, выполняемая в соответствии с 3.2.41. 3.2.78. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт защита от внешних симметричных КЗ должна быть выполнена, как указано в 3.2.42. При этом для гидрогенераторов напряжение срабатывания защиты следует принимать около 0,6–0,7 номинального. На блоках с турбогенераторами, имеющими резервный возбудитель, указанная защита должна быть дополнена токовым реле, включенным на ток со стороны высшего напряжения блока. На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более вместо указанной защиты рекомендуется применять дистанционную защиту. На блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, вместо резервной дифференциальной защиты (см. 3.2.75) допускается устанавливать двухступенчатую дистанционную защиту от междуфазных коротких замыканий. Первая ступень этой защиты, осуществляющая ближнее резервирование, должна выполняться с блокировкой при качаниях и действовать, как указано в 3.2.81, п. 3, с выдержкой времени не более 1 с. Первая ступень должна Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 264 ПУЭ надежно охватывать трансформатор блока при обеспечении селективности с защитами смежных элементов. Резервирование первой ступенью защит генератора обязательно, если на блоке применяются отдельные дифференциальные защиты трансформатора и генератора. Вторая ступень, осуществляющая дальнее резервирование, должна действовать, как указано в 3.2.81, п. 2. Рекомендуется установка двухступенчатой дистанционной защиты и при наличии резервной дифференциальной защиты с целью увеличения эффективности дальнего резервирования. Обе ступени дистанционной защиты в этом случае должны действовать, как указано в 3.2.81, п. 2. 3.2.79. Защиту от внешних КЗ на блоках с генераторами мощностью 30 МВт и менее следует выполнять в соответствии с 3.2.43. Параметры срабатывания защиты на блоках с гидрогенераторами следует принимать согласно 3.2.42, 3.2.43 и 3.2.78. 3.2.80. На блоках генератор—трансформатор с выключателем в цепи генератора при отсутствии резервной дифференциальной защиты блока должна быть предусмотрена максимальная токовая защита со стороны высшего напряжения блока, предназначенная для резервирования основных защит трансформатора блока при работе с отключенным генератором. 3.2.81. Резервная защита блоков генератор— трансформатор должна быть выполнена с учетом следующего: 1. На стороне генераторного напряжения трансформатора блока защита не устанавливается, а используется защита генератора. 2. При дальнем резервировании защита должна действовать, как правило, с двумя выдержками времени: с первой — на деление схемы на стороне высшего напряжения блока (например, на отключение шиносоединительного и секционного выключателей), со второй — на отключение блока от сети. 3. При ближнем резервировании должны производиться отключение блока (генератора) от сети, гашение поля генератора и останов блока, если это требуется по 3.2.89. 4. Отдельные ступени или устройства резервной защиты в зависимости от их назначения и целесообразности использования при дальнем и ближнем резервировании могут иметь одну, две или три выдержки времени. 5. Органы пуска напряжения защит по 3.2.78 и 3.2.79 рекомендуется предусматривать со стороны генераторного напряжения и со стороны сети. 6. Для основных и резервных защит блока, как правило, должны быть предусмотрены от- дельные выходные реле и питание оперативным постоянным током от разных автоматических выключателей. 3.2.82. На блоках с турбогенераторами защиту от симметричных перегрузок статора следует выполнять так же, как на генераторах, работающих на сборные шины (см. 3.2.47). На гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала кроме сигнализации симметричных перегрузок должна быть предусмотрена защита с независимой характеристикой, действующая с большей выдержкой времени на отключение блока (генератора) и с меньшей — на разгрузку. Вместо указанной защиты могут быть использованы соответствующие устройства в системе регулирования возбуждения. 3.2.83. На генераторах мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Эта защита должна действовать на отключение. При невозможности включения защиты на ток ротора (например, при бесщеточном возбуждении) допускается применение защиты с независимой выдержкой времени, реагирующей на повышение напряжения в цепи возбуждения. В защите должна быть предусмотрена возможность действия с меньшей выдержкой времени на снижение тока возбуждения. При наличии устройств, ограничения перегрузки в регуляторе возбуждения действие на разгрузку может осуществляться одновременно от этих устройств и от защиты ротора. Допускается также использовать устройство ограничения перегрузки в АРВ для действия на разгрузку (с двумя выдержками времени) и отключение. При этом защита с интегральной зависимой выдержкой времени может не устанавливаться. На турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток и на гидрогенераторах мощностью более 30 МВт с косвенным охлаждением защиту следует выполнять аналогично тому, как указано в 3.2.46. При наличии устройств группового управления возбуждением на генераторах рекомендуется выполнять защиту с зависимой выдержкой времени. При работе генераторов с резервным возбудителем защита ротора от перегрузки должна оставаться в работе. При невозможности использования защиты с зависимой выдержкой Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 265 Глава 3.2. Релейная защита времени допускается предусматривать на резервном возбудителе защиту с независимой выдержкой времени. 3.2.84. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более для предотвращения повышения напряжения в режиме холостого хода должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения, которая автоматически выводится из действия при работе генератора на сеть. При действии защиты должно быть обеспечено гашение поля генератора и возбудителя. На блоках с гидрогенераторами для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения. Защита должна действовать на отключение блока (генератора) и гашение поля генератора. Допускается действие защиты на останов агрегата. 3.2.85. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна быть предусмотрена на гидрогенераторах, на турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора и на всех турбогенераторах мощностью 300 МВт и выше. На гидрогенераторах защита должна действовать на отключение, а на турбогенераторах — на сигнал. Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть установлена на блоках мощностью менее 160 МВт в соответствии с 3.2.48. 3.2.86. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и с гидрогенераторами следует предусматривать устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения. Указанные устройства рекомендуется применять и на турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток. На этих турбогенераторах допускается также предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по отключенному положению устройств автоматического гашения поля (без применения защиты от асинхронного режима). При переводе в асинхронный режим турбогенератора, потерявшего возбуждение, указанные выше устройства защиты или автоматического гашения поля должны действовать на сигнал о потере возбуждения и производить автоматическое переключение нагрузки собственных нужд с ответвлением блока, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания. Все гидрогенераторы и турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима, а также остальные турбогенераторы в условиях дефи- цита реактивной мощности в системе при действии указанных устройств должны отключаться от сети. 3.2.87. При наличии выключателя в цепи генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток следует предусматривать резервирование при отказе этого выключателя (например, применением УРОВ). 3.2.88. УРОВ 110 кВ и выше на электростанциях должно быть выполнено с учетом следующего: 1. Для предотвращения излишнего отключения нескольких блоков резервной защитой при возникновении на одном из них неполнофазного режима в результате отказа выключателя с пофазным приводом при его отключении на электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, должен быть предусмотрен ускоренный запуск УРОВ (например, от токовой защиты нулевой последовательности трансформатора блока со стороны сети с большим током замыкания на землю). 2. Для электростанций, на которых блоки генератор—трансформатор и линии имеют общие выключатели (например, при применении полуторной схемы или схемы многоугольника), необходимо предусматривать устройство телеотключения для отключения выключателя и запрета АПВ на противоположном конце линии при действии УРОВ в случае его пуска от защиты блока. Кроме того, следует предусматривать действие УРОВ на останов передатчика высокочастотной защиты. 3.2.89. При действии на отключение защит статора генератора и трансформатора блока от внутренних повреждений, а также защит ротора генератора должно производиться отключение поврежденного элемента от сети, гашение поля генератора и возбудителя, пуск УРОВ и осуществляться воздействие на технологические защиты. Если отключение от защиты приводит к обесточиванию нагрузки собственных нужд, присоединенной ответвлением к блоку, защита должна действовать также на отключение выключателей в цепи рабочего источника питания собственных нужд для их перевода на питание от резервного источника с помощью АВР. Резервные защиты генератора и трансформатора блока при внешних повреждениях должны действовать в соответствии с 3.2.81, п. 2–4. На тепловых электростанциях с блочной схемой в тепловой части в случаях отключения блока при внутренних повреждениях должен обеспечиваться полный останов блока. При внешних повреждениях, а также при действии Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 266 ПУЭ защит в тех случаях, когда может быть быстро восстановлена работа блока, блок должен переводиться в режим холостого хода, если этот режим допускается тепломеханическим оборудованием. На гидроэлектростанциях при внутренних повреждениях блока кроме отключения блока должен производиться останов агрегата. Действие на останов агрегата допускается осуществлять также при отключении блока в результате внешних повреждений. 3.2.90. На блоках генератор—трансформатор—линия основная защита линии и резервная защита со стороны энергосистемы должны быть выполнены в соответствии с требованиями настоящей главы по защите линий, а со стороны блока функции резервной защиты линии должны выполняться резервными защитами блока. Защита блока должна быть выполнена согласно приведенным выше требованиям. Действие защиты блока на отключение выключателя и пуск УРОВ со стороны энергосистемы должно передаваться с помощью двух взаиморезервируемых устройств телеотключения по высокочастотному каналу или по проводам связи. Кроме того, рекомендуется предусматривать одновременное действие защиты блока на останов передатчика высокочастотной защиты. На блоках с турбогенераторами (при блочной схеме в тепловой части) со стороны энергосистемы должно передаваться с помощью устройства телеотключения на противоположный конец линии действие защиты шин (при двойной системе шин) или действие УРОВ (при полуторной схеме или схеме многоугольника) соответственно на перевод блока в режим холостого хода или на гашение поля генератора и останов блока. Кроме того, рекомендуется использовать устройство телеотключения для ускорения гашения поля генератора и отключение собственных нужд при действии резервных защит со стороны энергосистемы. При неполнофазном отключении выключателя со стороны сети с большим током замыкания на землю должен производиться ускоренный запуск УРОВ так же, как это предусмотрено в 3.2.88, п. 1. Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3–10 кВ с изолированной нейтралью 3.2.91. Для линий в сетях 3–10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. 3.2.92. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. Защита должна быть выполнена одно-, двухили трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности. 3.2.93. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая — в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. На нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки должны быть выполнены без выдержки времени и зона их действия должна быть определена из условия отключения КЗ, сопровождающихся остаточным напряжением на шинах указанных электростанций ниже 0,5–0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ или АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты. Допускается устанавливать указанные отсечки также на линиях, отходящих от шин подстанций и питающих крупные синхронные электродвигатели. Если на нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки не могут быть применены по требованиям селективности, то для обеспечения быстродействия допускается предусматривать защиты по 3.2.94, п. 2 или 3. Применение этих защит допускается также для рабочих линий собственных нужд тепловых электростанций. На реактированных линиях, выключатели которых не рассчитаны на отключение КЗ до реактора, токовые отсечки не допускаются. 3.2.94. На одиночных линиях с двусторонним питанием при наличии или отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием (см. 3.2.93), выполняя их при необходимости направленными. В целях упрощения защит и обеспечения их селективного действия допускается применять автоматическое деление сети на радиальные участки в момент возникновения повреждения Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 267 Глава 3.2. Релейная защита с последующим автоматическим ее восстановлением. Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, допускается предусматривать следующие защиты: 1) дистанционную защиту в простейшем исполнении; 2) поперечную дифференциальную токовую защиту (для сдвоенных кабельных линий); 3) продольную дифференциальную токовую защиту для коротких участков линий; при необходимости прокладки специального кабеля только для продольной дифференциальной защиты длина его должна быть не более 3 км. Для защит, указанных в п. 2 и 3, в качестве резервной защиты следует предусматривать токовую защиту. 3.2.95. При выполнении защиты параллельных линий 3–10 кВ следует руководствоваться указаниями для параллельных линий в сетях 35 кВ (см. 3.2.104). 3.2.96. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде: селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал; селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети; устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений. 3.2.97. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия. Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности (см. 3.2.96), должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети — системы (секции) шин или питающего трансформатора. Увеличение тока промышленной частоты специально для обеспечения действия защиты в сети с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор (например, с помощью расстройки реактора), как правило, не допускается предусматривать. Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью 3.2.98. Для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. 3.2.99. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты. Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции. 3.2.100. При выборе типа основной защиты следует учитывать требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителя аналогично тому, как это учитывается для защиты линий напряжением 110 кВ (см. 3.2.108). 3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, — дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, в целях упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения в сочетании с устройствами поочередного АПВ. 3.2.102. На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее — на линиях с ответвлениями), как при наличии, так Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 268 ПУЭ и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием (см. 3.2.101), выполняя их при необходимости направленными, а дистанционные — с пуском от реле сопротивления. При этом допускается неселективное отключение смежных элементов при КЗ в «мертвой» зоне по напряжению реле направления мощности, когда токовая отсечка, используемая в качестве дополнительной защиты (см. 3.2.101), не устанавливается, например из-за недостаточной ее чувствительности. Защита устанавливается, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание. 3.2.103. На коротких одиночных линиях с двухсторонним питанием, когда это требуется по условию быстроты действия, допускается применение продольной дифференциальной защиты в качестве основной. При этом длина кабеля, прокладываемого специально для этой защиты, не должна превышать 4 км. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты следует предусматривать специальные устройства. В дополнение к продольной дифференциальной защите в качестве резервной должна быть применена одна из защит по 3.2.102. 3.2.104. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.101 и 3.2.102). Для ускорения отключения повреждения, особенно при использовании токовых ступенчатых защит или ступенчатых защит тока и напряжения, на линиях с двусторонним питанием может быть применена дополнительно защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой направленной защиты или только в виде цепи ускорения установленных защит (максимальной токовой, дистанционной) с контролем направления мощности в параллельной линии. На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, должна быть использована поперечная дифференциальная направленная защита. 3.2.105. Если защита по 3.2.104 не удовлетворяет требованиям быстродействия (см. 3.2.108), а защита с контролем направления мощности в параллельной линии неприменима или нежелательна, в качестве основной защиты (при работе двух параллельных линий) на двух параллельных линиях с двусторонним питанием и на питающем конце двух параллельных линий с односторонним питанием следует применять поперечную дифференциальную направленную защиту. При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий следует использовать ступенчатую защиту по 3.2.101 и 3.2.102. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, резервной ступени в целях увеличения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах). Допускается также использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях, если по условию быстроты действия (см. 3.2.108) ее установка не обязательна. В отдельных случаях на коротких параллельных линиях допускается применение продольной дифференциальной защиты (см. 3.2.103). Защита воздушных линий в сетях напряжением 110–500 кВ с эффективно заземленной нейтралью 3.2.106. Для линий в сетях 110–500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю. 3.2.107. Защиты должны быть оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние срабатывания защиты. Допускается выполнение защиты без блокирующих устройств, если она отстроена от качаний по времени (около 1,5–2 с). 3.2.108. Для линий 330 кВ и выше в качестве основной должна быть предусмотрена защита, действующая без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка. Для линий напряжением 110–220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчетам устойчивости работы энергосистемы не предъявляются другие, более жесткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 269 Глава 3.2. Релейная защита 0,6–0,7 Uном, отключаются без выдержки времени. Меньшее значение остаточного напряжения (0,6 Uном) может быть допущено для линий 110 кВ, менее ответственных линий 220 кВ (в сильно разветвленных сетях, где питание потребителей надежно обеспечивается с нескольких сторон), а также для более ответственных линий 220 кВ в случаях, когда рассматриваемое КЗ не приводит к значительному сбросу нагрузки. При выборе типа защит, устанавливаемых на линиях 110–220 кВ, кроме требования сохранения устойчивости работы энергосистемы должно быть учтено следующее: 1. На линиях 110 кВ и выше, отходящих от АЭС, а также на всех элементах прилегающей сети, на которых при многофазных КЗ остаточное напряжение прямой последовательности на стороне высшего напряжения блоков АЭС может снижаться более чем до 0,45 номинального, следует обеспечивать резервирование быстродействующих защит с выдержкой времени, не превышающей 1,5 с с учетом действия УРОВ. 2. Повреждения, отключение которых с выдержкой времени может привести к нарушению работы ответственных потребителей, должны отключаться без выдержки времени (например, повреждения, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций будет ниже 0,6 Uном, если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением 0,6 Uном и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии). 3. При необходимости осуществления быстродействующего АПВ на линии должна быть установлена быстродействующая защита, обеспечивающая отключение поврежденной линии без выдержки времени с обеих сторон. 4. При отключении с выдержкой времени повреждений с токами, в несколько раз превосходящими номинальный, возможен недопустимый перегрев проводников. Допускается применение быстродействующих защит в сложных сетях и при отсутствии изложенных выше условий, если это необходимо для обеспечения селективности. 3.2.109. При оценке обеспечения требований устойчивости, исходя из значений остаточного напряжения по 3.2.108, необходимо руководствоваться следующим: 1. Для одиночной связи между электростанциями или энергосистемами указанное в 3.2.108 остаточное напряжение должно быть проверено на шинах подстанций и электростанций, входящих в данную связь, при КЗ на линиях, отходящих от этих шин, кроме линий, образующих связь; для одиночной связи, содержащей часть участков с параллельными линиями, — также при КЗ на каждой из этих параллельных линии. 2. При наличии нескольких связей между электростанциями или энергосистемами указанное в 3.2.108 значение остаточного напряжения должно быть проверено на шинах только тех подстанций или электростанций, где соединяются эти связи, при КЗ на связях и на других линиях, питающихся от этих шин, а также на линиях, питающихся от шин подстанций связей. 3. Остаточное напряжение должно быть проверено при КЗ в конце зоны, охватываемой первой ступенью защиты в режиме каскадного отключения повреждения, т. е. после отключения выключателя с противоположного конца линии защитой без выдержки времени. 3.2.110. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, или если это целесообразно по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. Защита должна быть установлена, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание. Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, с целью упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения (от многофазных замыканий) и ступенчатых токовых защит нулевой последовательности (от замыканий на землю) в сочетании с устройствами поочередного АПВ. 3.2.111. На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее — на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, от многофазных замыканий должна быть применена дистанционная защита (преимущественно трехступенчатая), используемая в качестве резервной или основной (последнее — только на линиях 110–220 кВ). В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 270 ПУЭ выдержки времени. В отдельных случаях допускается использовать токовую отсечку для действия при ошибочном включении на трехфазную закоротку в месте установки защиты, когда токовая отсечка, выполненная для действия в других режимах, не удовлетворяет требованию чувствительности (см. 3.2.26). От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. 3.2.112. В качестве основной защиты от многофазных замыканий на приемном конце головных участков кольцевой сети с одной точкой питания рекомендуется применять одноступенчатую токовую направленную защиту; на других одиночных линиях (преимущественно 110 кВ) допускается в отдельных случаях применять ступенчатые токовые защиты или ступенчатую защиту тока и напряжения, выполняя их в случае необходимости направленными. Защиту следует устанавливать, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание. 3.2.113. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.110 и 3.2.111). Для ускорения отключения замыканий на землю, а в отдельных случаях и замыканий между фазами на линиях с двусторонним питанием может быть применена дополнительная защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой защиты (с включением реле на ток нулевой последовательности или на фазные токи) или только в виде цепи ускорения установленных защит (токовой нулевой последовательности, максимальной токовой, дистанционной и т.п.) с контролем направления мощности в параллельных линиях. С целью повышения чувствительности защиты нулевой последовательности допускается предусматривать выведение из работы отдельных ее ступеней при отключении выключателя параллельной линии. На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, должна быть предусмотрена поперечная дифференциальная направленная защита. 3.2.114. Если защита по 3.2.113 не удовлетворяет требованиям быстродействия (см. 3.2.108), в качестве основной защиты (при работе двух параллельных линий) на питающем конце двух параллельных линий 110–220 кВ с односторон- ним питанием и на двух параллельных линиях 110 кВ с двусторонним питанием преимущественно в распределительных сетях может быть применена поперечная дифференциальная направленная защита. При этом в режиме работы одной линии, а также в качестве резервной при работе двух линий используется защита по 3.2.110 и 3.2.111. Допускается включение этой защиты или отдельных ее ступеней на сумму токов обеих линий (например, последней ступени токовой защиты нулевой последовательности) с целью повышения ее чувствительности к повреждениям на смежных элементах. Допускается использование поперечной дифференциальной направленной защиты в дополнение к ступенчатым токовым защитам параллельных линий 110 кВ для уменьшения времени отключения повреждения на защищаемых линиях в случаях, когда по условиям быстродействия (см. 3.2.108) ее использование не является обязательным. 3.2.115. Если защита по 3.2.111–3.2.113 не удовлетворяет требованию быстродействия (см. 3.2.108), в качестве основных защит одиночных и параллельных линий с двусторонним питанием следует предусматривать высокочастотные и продольные дифференциальные защиты. Для линий 110–220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием высокочастотной блокировки дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит, когда это целесообразно по условиям чувствительности (например, на линиях с ответвлениями) или упрощения защиты. При необходимости прокладки специального кабеля использование продольной дифференциальной защиты должно быть обосновано технико-экономическим расчетом. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты должны быть предусмотрены специальные устройства. На линиях 330–350 кВ в дополнение к высокочастотной защите следует предусматривать использование устройства передачи отключающего или разрешающего высокочастотного сигнала (для ускорения действия ступенчатой резервной защиты), если это устройство предусмотрено для других целей. На линиях 500 кВ допускается устанавливать указанное устройство специально для релейной защиты. Допускается в случаях, когда это требуется по условиям быстродействия (см. 3.2.108) или чувствительности (например, на линиях с ответвлениями), использование передачи отключающего сигнала для ускорения действия ступенчатых защит линий 110–220 кВ. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 271 Глава 3.2. Релейная защита 3.2.116. При выполнении основной защиты по 3.2.115 в качестве резервных следует применять: от многофазных КЗ, как правило, дистанционные защиты, преимущественно трехступенчатые; от замыканий на землю — ступенчатые токовые направленные или ненаправленные защиты нулевой последовательности. На случай длительного выведения из действия основной защиты, указанной в 3.2.115, когда эта защита установлена по требованию быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), допускается предусматривать неселективное ускорение резервной защиты от замыканий между фазами (например, с контролем значения напряжения прямой последовательности). 3.2.117. Основные защиты, быстродействующие ступени резервных защит от многофазных замыканий и измерительные органы устройства ОАПВ для линий 330–350 кВ должны быть специального исполнения, обеспечивающего их нормальное функционирование (с заданными параметрами) в условиях интенсивных переходных электромагнитных процессов и значительных емкостных проводимостей линий. Для этого должны быть предусмотрены: в комплектах защит и измерительных органах ОАПВ — мероприятия, ограничивающие влияние переходных электромагнитных процессов (например, низкочастотные фильтры); в дифференциально-фазной высокочастотной защите, установленной на линиях длиной более 150 км, — устройства компенсации токов, обусловленных емкостной проводимостью линии. При включении быстродействующих защит на сумму токов двух или более трансформаторов тока в случае невозможности выполнения требований 3.2.29 рекомендуется предусматривать специальные мероприятия для исключения излишнего срабатывания защит при внешних повреждениях (например, загрубление защит) или устанавливать в цепи линии отдельный комплект трансформаторов тока для питания защиты. В защитах, установленных на линиях 330– 500 кВ, оборудованных устройствами продольной емкостной компенсации, должны быть предусмотрены мероприятия для предотвращения излишнего срабатывания защиты при внешних повреждениях, обусловленного влиянием указанных устройств. Например, могут быть использованы реле направления мощности обратной последовательности или передача разрешающего сигнала. 3.2.118. В случае применения ОАПВ устройства релейной защиты должны быть выполнены так, чтобы: 1) при замыканиях на землю одной фазы, а в отдельных случаях и при замыканиях между двумя фазами было обеспечено отключение только одной фазы (с последующим ее автоматическим повторным включением); 2) при неуспешном повторном включении на повреждения, указанные в п. 1, производилось отключение одной или трех фаз в зависимости от того, предусматривается длительный неполнофазный режим работы линии или не предусматривается; 3) при других видах повреждения защита действовала на отключение трех фаз. Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях 3.2.119. Для сборных шин 110 кВ и выше электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены: 1) для двух систем шин (двойная система шин, полуторная схема и др.) и одиночной секционированной системы шин; 2) для одиночной несекционированной системы шин, если отключение повреждений на шинах действием защит присоединенных элементов недопустимо по условиям, которые аналогичны приведенным в 3.2.108, или если на линиях, питающих рассматриваемые шины, имеются ответвления. 3.2.120. Для сборных шин 35 кВ электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены: по условиям, приведенным в 3.2.108; для двух систем или секций шин, если при использовании для их разделения защиты, установленной на шиносоединительном (секционном) выключателе, или защит, установленных на элементах, которые питают данные шины, не удовлетворяются требования надежности питания потребителей (с учетом возможностей, обеспечиваемых устройствами АПВ и АВР). 3.2.121. В качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением). При присоединении трансформатора (автотрансформатора) 330 кВ и выше более чем через один выключатель рекомендуется преду- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 272 ПУЭ сматривать дифференциальную токовую защиту ошиновки. 3.2.122. Для двойной системы шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше с одним выключателем на присоединенный элемент дифференциальная защита должна быть предусмотрена в исполнении для фиксированного распределения элементов. В защите шин 110 кВ и выше следует предусматривать возможность изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую на рядах зажимов. 3.2.123. Дифференциальная защита, указанная в 3.2.121 и 3.2.122, должна быть выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал. 3.2.124. Для секционированных шин 6–10 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая — в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд. Если при указанном выполнении второй ступени защиты не обеспечивается требуемая чувствительность при КЗ в конце питаемых реактированных линий (нагрузка на шинах генераторного напряжения большая, выключатели питаемых линий установлены за реакторами), следует выполнять ее в виде отдельных комплектов максимальных токовых защит с пуском или без пуска напряжения, устанавливаемых в цепях реакторов; действие этих комплектов на отключение питающих элементов должно контролироваться дополнительным устройством, срабатывающим при возникновении КЗ. При этом на секционном выключателе должна быть предусмотрена защита (предназначенная для ликвидации повреждений между реактором и выключателем), вводимая в действие при отключении этого выключателя. При выделении части питающих элементов на резервную систему шин должна быть предусмотрена неполная дифференциальная защита шин в исполнении для фиксированного распределения элементов. Если возможны частые режимы работы с разделением питающих элементов на разные системы шин, допускается предусматривать отдельные дистанционные защиты, устанавливаемые на всех питающих элементах, кроме генераторов. 3.2.125. Для секционированных шин 6–10 кВ электростанций с генераторами мощностью 12 МВт и менее допускается не предусматривать специальную защиту; при этом ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием максимальных токовых защит генераторов. 3.2.126. Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6–10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. При наличии реакторов на линиях, отходящих от шин подстанций, допускается защиту шин выполнять по аналогии с защитой шин электростанций. 3.2.127. При наличии трансформаторов тока, встроенных в выключатели, для дифференциальной защиты шин и для защит присоединений, отходящих от этих шин, должны быть использованы трансформаторы тока, размещенные с разных сторон выключателя, чтобы повреждения в выключателе входили в зоны действия этих защит. Если выключатели не имеют встроенных трансформаторов тока, то в целях экономии следует предусматривать выносные трансформаторы тока только с одной стороны выключателя и устанавливать их по возможности так, чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. При этом в защите двойной системы шин с фиксированным распределением элементов должно быть предусмотрено использование двух сердечников трансформаторов тока в цепи шиносоединительного выключателя. При применении отдельных дистанционных защит в качестве защиты шин трансформаторы тока этих защит в цепи секционного выключателя должны быть установлены между секцией шин и реактором. 3.2.128. Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени. 3.2.129. На обходном выключателе 110 кВ и выше при наличии шиносоединительного (секционного) выключателя должны быть предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и трансформаторов тока любого из элементов, присоединенных к шинам): трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ; Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 273 Глава 3.2. Релейная защита четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыкания на землю. При этом на шиносоединительном (секционном) выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем или секций шин при отсутствии УРОВ или выведении его или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования); двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ; трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю. Допускается установка более сложных защит на шиносоединительном (секционном) выключателе, если это требуется для повышения эффективности дальнего резервирования. На шиносоединительном (секционном) выключателе 110 кВ и выше, предназначенном и для выполнения функции обходного выключателя, должны быть предусмотрены те же защиты, что на обходном и шиносоединительном (секционном) выключателях при их раздельном исполнении. Рекомендуется предусматривать перевод основных быстродействующих защит линий 110 кВ и выше на обходной выключатель. На шиносоединительном (секционном) выключателе 3–35 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ. 3.2.130. Отдельную панель защиты, предназначенную специально для использования вместо выводимой на проверку защиты линии, следует предусматривать при схемах электрических соединений, в которых отсутствует обходной выключатель (например, четырехугольник, полуторная схема и т.п.); такую отдельную панель защиты следует предусматривать для линий 220 кВ, не имеющих отдельной основной защиты, и для линий 330–500 кВ. Допускается предусматривать отдельную панель защиты для линий 110 кВ, не имеющих отдельной основной защиты, при схемах электрических соединений «мостик» с выключателями в цепях линий и «многоугольник», если при проверке защиты линии ликвидировать повреждения на ней в соответствии с предъявляемыми требованиями более простыми средствами технически невозможно. Защита синхронных компенсаторов 3.2.131. Устройства релейной защиты синхронных компенсаторов следует выполнять аналогично предусматриваемым для турбоге- нераторов соответствующих мощностей со следующими отличиями: 1. Защита от токов, обусловленных симметричной перегрузкой, действующая на сигнал, должна выводиться на период пуска, если в этом режиме возможно ее действие. 2. Следует предусматривать минимальную защиту напряжения, действующую на отключение выключателя синхронного компенсатора. Напряжение срабатывания защиты должно быть принято равным 0,1–0,2 Uном, выдержка времени — около 10 с. 3. Должна быть предусмотрена защита, действующая при кратковременном исчезновении питания подстанции (например, в бестоковую паузу АПВ питающей линии). Защита должна выполняться в виде минимальной защиты частоты и действовать на отключение выключателя синхронного компенсатора или на АГП. Допускается использование защиты, выполненной на других принципах, например реагирующей на скорость снижения частоты. 4. На синхронных компенсаторах мощностью 50 Мвар и более следует предусматривать защиту от потери возбуждения (снижения тока возбуждения ниже допустимого предела) с действием на отключение синхронного компенсатора или на сигнал. Для синхронных компенсаторов, на которых предусматривается возможность перевода на режим работы с отрицательным током ротора, эту защиту допускается не применять. 5. Для синхронного компенсатора, работающего в блоке с трансформатором, при замыкании на землю в обмотке статора должно быть предусмотрено действие защиты, установленной на стороне низшего напряжения трансформатора. Если ток замыкания на землю на стороне низшего напряжения трансформатора превышает 5 А, допускается не устанавливать дугогасящий реактор и выполнять защиту с двумя выдержками времени; с меньшей выдержкой времени предусматривается отключение выключателя синхронного компенсатора, а с большей — подача сигнала. При токе замыкания на землю до 5 А защита должна быть выполнена с одной выдержкой времени и с действием на сигнал. Для синхронных компенсаторов мощностью 50 Мвар и более должна быть предусмотрена возможность действия защиты на сигнал или на отключение. 3.2.132. На подстанциях без постоянного дежурства персонала защита от перегрузки синхронного компенсатора должна выполняться с независимой выдержкой времени и действовать с меньшей выдержкой времени на сигнал и снижение тока возбуждения, а с большей — на Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 274 ПУЭ отключение синхронного компенсатора (если предотвращение длительных перегрузок не обеспечивается устройствами автоматического регулирования возбуждения). 3.2.133. Защиту от замыканий на землю в цепи возбуждения синхронного компенсатора следует выполнять так же, как для гидрогенераторов (см. 3.2.85). В электрических сетях предприятий—потребителей электроэнергии следует применять такие устройства автоматики, которые по возможности не допускают нарушений наиболее ответственных технологических процессов при кратковременных перерывах электроснабжения, обусловленных действием защит и автоматики в сети внешнего и внутреннего электроснабжения (см. также 5.3.52, 5.3.53 и 5.3.58). Глава 3.3 АВТОМАТИКА И ТЕЛЕМЕХАНИКА. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Автоматическое повторное включение (АПВ) Общие требования 3.3.1. Настоящая глава Правил распространяется на автоматические и телемеханические устройства электростанций, энергосистем, сетей и электроснабжения промышленных и других электроустановок, предназначенные для осуществления: 1) АПВ линий или фаз линий, шин и прочих электроустановок после их автоматического отключения; 2) АВР резервного питания или оборудования; 3) включения синхронных генераторов и синхронных компенсаторов на параллельную работу; 4) регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности; 5) регулирования частоты и активной мощности; 6) предотвращения нарушений устойчивости; 7) прекращения асинхронного режима; 8) ограничения снижения частоты; 9) ограничения повышения частоты; 10) ограничения снижения напряжения; 11) ограничения повышения напряжения; 12) предотвращения перегрузки оборудования; 13) диспетчерского контроля и управления. Функции устройств по п. 4–11 определяются полностью или частично условиями работы энергосистемы в целом. Эти устройства должны проектироваться и эксплуатироваться соответствующими энергетическими предприятиями, энергообъединениями или по согласованию с ними. В энергосистемах и на энергообъектах могут устанавливаться устройства автоматического управления, не охватываемые настоящей главой Правил и регламентируемые другими документами. Действия этих устройств должны быть согласованы между собой, а также с действием устройств и систем, рассматриваемых в данной главе. 3.3.2. Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты. Должно предусматриваться автоматическое повторное включение: 1) воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован. На кабельных линиях 35 кВ и ниже АПВ рекомендуется применять в случаях, когда оно может быть эффективным в связи со значительной вероятностью повреждений с образованием открытой дуги (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций), а также с целью исправления неселективного действия защиты. Вопрос о применении АПВ на кабельных линиях 110 кВ и выше должен решаться при проектировании в каждом отдельном случае с учетом конкретных условий; 2) шин электростанций и подстанций (см. 3.3.24 и 3.3.25); 3) трансформаторов (см. 3.3.26); 4) ответственных электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей (см. 3.3.38). Для осуществления АПВ по п. 1–3 должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях. Допускается в целях экономии аппаратуры выполнение устройства группового АПВ на линиях, в первую очередь кабельных, и других присоединениях 6–10 кВ. При этом следует учитывать недостатки устройства группового АПВ, например возможность отказа в случае, если после отключения выключателя одного из присоединений отключение выключателя другого присоединения происходит до возврата устройства АПВ в исходное положение. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения 3.3.3. Устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы они не действовали при: 1) отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; 2) автоматическом отключении от релейной защиты непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления; 3) отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, устройствами противоаварийной автоматики, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо. АПВ после действия АЧР (ЧАПВ) должно выполняться в соответствии с 3.3.81. Устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы была исключена возможностью многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства. Устройства АПВ должны выполняться с автоматическим возвратом. 3.3.4. При применении АПВ должно, как правило, предусматриваться ускорение действия релейной защиты на случай неуспешного АПВ. Ускорение действия релейной защиты после неуспешного АПВ выполняется с помощью устройства ускорения после включения выключателя, которое, как правило, должно использоваться и при включении выключателя по другим причинам (от ключа управления, телеуправления или устройства АВР). При ускорении защиты после включения выключателя должны быть приняты меры против возможного отключения выключателя защитой под действием толчка тока при включении из-за неодновременного включения фаз выключателя. Не следует ускорять защиты после включения выключателя, когда линия уже включена под напряжение другим своим выключателем (т. е. при наличии симметричного напряжения на линии). Допускается не ускорять после АПВ действие защит линий 35 кВ и ниже, выполненных на переменном оперативном токе, если для этого требуется значительное усложнение защит и время их действия при металлическом КЗ вблизи места установки не превосходит 1,5 с. 3.3.5. Устройства трехфазного АПВ (ТАПВ) должны осуществляться преимущественно с пуском при несоответствии между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя; допускается также пуск устройства АПВ от защиты. 3.3.6. Могут применяться, как правило, устройства ТАПВ однократного или двукратного действия (последнее — если это допустимо по условиям работы выключателя). Устройство ТАПВ двукратного действия рекомендуется принимать 275 для воздушных линий, в особенности для одиночных с односторонним питанием. В сетях 35 кВ и ниже устройства ТАПВ двукратного действия рекомендуется применять в первую очередь для линий, не имеющих резервирования по сети. В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью, как правило, должна применяться блокировка второго цикла АПВ в случае замыкания на землю после АПВ первого цикла (например, по наличию напряжений нулевой последовательности). Выдержка времени ТАПВ во втором цикле должна быть не менее 15–20 с. 3.3.7. Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержка времени устройства ТАПВ (в особенности для первого цикла АПВ двукратного действия на линиях с односторонним питанием) должна приниматься минимально возможной с учетом времени погасания дуги и деионизации среды в месте повреждения, а также с учетом времени готовности выключателя и его привода к повторному включению. Выдержка времени устройства ТАПВ на линии с двусторонним питанием должна выбираться также с учетом возможного неодновременного отключения повреждения с обоих концов линии; при этом время действия защит, предназначенных для дальнего резервирования, учитываться не должно. Допускается не учитывать разновременности отключения выключателей по концам линии, когда они отключаются в результате срабатывания высокочастотной защиты. С целью повышения эффективности ТАПВ однократного действия допускается увеличивать его выдержку времени (по возможности с учетом работы потребителя). 3.3.8. На одиночных линиях 110 кВ и выше с односторонним питанием, для которых допустим в случае неуспешного ТАПВ переход на длительную работу двумя фазами, следует предусматривать ТАПВ двукратного действия на питающем конце линии. Перевод линии на работу двумя фазами может производиться персоналом на месте или при помощи телеуправления. Для перевода линии после неуспешного АПВ на работу двумя фазами следует предусматривать пофазное управление разъединителями или выключателями на питающем и приемном концах линии. При переводе линии на длительную работу двумя фазами следует при необходимости принимать меры к уменьшению помех в работе линий связи из-за неполнофазного режима работы линии. С этой целью допускается ограничение мощности, передаваемой по линии в неполнофазном режиме (если это возможно по условиям работы потребителя). Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 276 ПУЭ В отдельных случаях при наличии специального обоснования допускается также перерыв в работе линии связи на время неполнофазного режима. 3.3.9. На линиях, отключение которых не приводит к нарушению электрической связи между генерирующими источниками, например на параллельных линиях с односторонним питанием, следует устанавливать устройства ТАПВ без проверки синхронизма. 3.3.10. На одиночных линиях с двусторонним питанием (при отсутствии шунтирующих связей) должен предусматриваться один из следующих видов трехфазного АПВ (или их комбинаций): а) быстродействующее ТАПВ (БАПВ); б) несинхронное ТАПВ (НАПВ); в) ТАПВ с улавливанием синхронизма (ТАПВ УС). Кроме того, может предусматриваться однофазное АПВ (ОАПВ) в сочетании с различными видами ТАПВ, если выключатели оборудованы пофазным управлением и не нарушается устойчивость параллельной работы частей энергосистемы в цикле ОАПВ. Выбор видов АПВ производится, исходя из совокупности конкретных условий работы системы и оборудования с учетом указаний 3.3.11–3.3.15. 3.3.11. Быстродействующее АПВ, или БАПВ (одновременное включение с минимальной выдержкой времени с обоих концов), рекомендуется предусматривать на линиях по 3.3.10 для автоматического повторного включения, как правило, при небольшом расхождении угла между векторами ЭДС соединяемых систем. БАПВ может применяться при наличии выключателей, допускающих БАПВ, если после включения обеспечивается сохранение синхронной параллельной работы систем и максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины. Оценка максимального электромагнитного момента должна производиться для предельно возможного расхождения угла за время БАПВ. Соответственно запуск БАПВ должен производиться лишь при срабатывании быстродействующей защиты, зона действия которой охватывает всю линию. БАПВ должно блокироваться при срабатывании резервных защит и блокироваться или задерживаться при работе УРОВ. Если для сохранения устойчивости энергосистемы при неуспешном БАПВ требуется большой объем воздействий от противоаварийной автоматики, применение БАПВ не рекомендуется. 3.3.12. Несинхронное АПВ (НАПВ) может применяться на линиях по 3.3.10 (в основном 110– 220 кВ), если: а) максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов, возникающий при несинхронном включении, меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины, при этом в качестве практических критериев оценки допустимости НАПВ принимаются расчетные начальные значения периодических составляющих токов статора при угле включения 180°; б) максимальный ток через трансформатор (автотрансформатор) при угле включения 180° меньше тока КЗ на его выводах при питании от шин бесконечной мощности; в) после АПВ обеспечивается достаточно быстрая ресинхронизация; если в результате несинхронного автоматического повторного включения возможно возникновение длительного асинхронного хода, должны применяться специальные мероприятия для его предотвращения или прекращения. При соблюдении этих условий НАПВ допускается применять также в режиме ремонта на параллельных линиях. При выполнении НАПВ необходимо принять меры по предотвращению излишнего срабатывания защиты. С этой целью рекомендуется, в частности, осуществлять включение выключателей при НАПВ в определенной последовательности, например выполнением АПВ с одной из сторон линии с контролем наличия напряжения на ней после успешного ТАПВ с противоположной стороны. 3.3.13. АПВ с улавливанием синхронизма может применяться на линиях по 3.3.10 для включения линии при значительных (примерно до 4%) скольжениях и допустимом угле. Возможно также следующее выполнение АПВ. На конце линии, который должен включаться первым, производится ускоренное ТАПВ (с фиксацией срабатывания быстродействующей защиты, зона действия которой охватывает всю линию) без контроля напряжения на линии (УТАПВ БК) или ТАПВ с контролем отсутствия напряжения на линии (ТАПВ ОН), а на другом ее конце — ТАПВ с улавливанием синхронизма. Последнее производится при условии, что включение первого конца было успешным (это может быть определено, например, при помощи контроля наличия напряжения на линии). Для улавливания синхронизма могут применяться устройства, построенные по принципу синхронизатора с постоянным углом опережения. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения Устройства АПВ следует выполнять так, чтобы имелась возможность изменять очередность включения выключателей по концам линии. При выполнении устройства АПВ УС необходимо стремиться к обеспечению его действия при возможно большей разности частот. Максимальный допустимый угол включения при применении АПВ УС должен приниматься с учетом условий, указанных в 3.3.12. При применении устройства АПВ УС рекомендуется его использование для включения линии персоналом (полуавтоматическая синхронизация). 3.3.14. На линиях, оборудованных трансформаторами напряжения, для контроля отсутствия напряжения (КОН) и контроля наличия напряжения (КНН) на линии при различных видах ТАПВ рекомендуется использовать органы, реагирующие на линейное (фазное) напряжение и на напряжения обратной и нулевой последовательностей. В некоторых случаях, например на линиях без шунтирующих реакторов, можно не использовать напряжение нулевой последовательности. 3.3.15. Однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ) может применяться только в сетях с большим током замыкания на землю. ОАПВ без автоматического перевода линии на длительный неполнофазный режим при устойчивом повреждении фазы следует применять: а) на одиночных сильно нагруженных межсистемных или внутрисистемных линиях электропередачи; б) на сильно нагруженных межсистемных линиях 220 кВ и выше с двумя и более обходными связями при условии, что отключение одной из них может привести к нарушению динамической устойчивости энергосистемы; в) на межсистемных и внутрисистемных линиях разных классов напряжения, если трехфазное отключение линии высшего напряжения может привести к недопустимой перегрузке линий низшего напряжения с возможностью нарушения устойчивости энергосистемы; г) на линиях, связывающих с системой крупные блочные электростанции без значительной местной нагрузки; д) на линиях электропередачи, где осуществление ТАПВ сопряжено со значительным сбросом нагрузки вследствие понижения напряжения. Устройство ОАПВ должно выполняться так, чтобы при выводе его из работы или исчезновении питания автоматически осуществлялся перевод действия защит линии на отключение трех фаз помимо устройства. Выбор поврежденных фаз при КЗ на землю должен осуществляться при помощи избира- 277 тельных органов, которые могут быть также использованы в качестве дополнительной быстродействующей защиты линии в цикле ОАПВ, при ТАПВ, БАПВ и одностороннем включении линии оперативным персоналом. Выдержка временем ОАПВ должна отстраиваться от времени погасания дуги и деионизации среды в месте однофазного КЗ в неполнофазном режиме с учетом возможности неодновременного срабатывания защиты по концам линии, а также каскадного действия избирательных органов. 3.3.16. На линиях по 3.3.15 ОАПВ должно применяться в сочетании с различными видами ТАПВ. При этом должна быть предусмотрена возможность запрета ТАПВ во всех случаях ОАПВ или только при неуспешном ОАПВ. В зависимости от конкретных условий допускается осуществление ТАПВ после неуспешного ОАПВ. В этих случаях предусматривается действие ТАПВ сначала на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения на линии и с увеличенной выдержкой времени. 3.3.17. На одиночных линиях с двусторонним питанием, связывающих систему с электростанцией небольшой мощности, могут применяться ТАПВ с автоматической самосинхронизацией (АПВС) гидрогенераторов для гидроэлектростанций и ТАПВ в сочетании с делительными устройствами — для гидро- и теплоэлектростанций. 3.3.18. На линиях с двусторонним питанием при наличии нескольких обходных связей следует применять: 1) при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, если вероятно одновременное длительное отключение двух из этих связей (например, двухцепной линии): несинхронное АПВ (в основном для линий 110–220 кВ и при соблюдении условий, указанных в 3.3.12, но для случая отключения всех связей); АПВ с проверкой синхронизма (при невозможности выполнения несинхронного АПВ по причинам, указанным в 3.3.12, но для случая отключения всех связей). Для ответственных линий при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, две из которых — двухцепная линия, при невозможности применения НАПВ по причинам, указанным в 3.3.12, разрешается применять устройства ОАПВ, БАПВ или АПВ УС (см. 3.3.11, 3.3.13, 3.3.15). При этом устройства ОАПВ и БАПВ следует дополнять устройством АПВ с проверкой синхронизма; 2) при наличии четырех и более связей, а также при наличии трех связей, если в последнем случае одновременное длительное отключение двух из этих связей маловероятно (например, Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 278 ПУЭ если все линии одноцепные), — АПВ без проверки синхронизма. 3.3.19. Устройства АПВ с проверкой синхронизма следует выполнять на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения на линии и с контролем наличия синхронизма, на другом конце — только с контролем наличия синхронизма. Схемы устройства АПВ с проверкой синхронизма линии должны выполняться одинаковыми на обоих концах с учетом возможности изменения очередности включения выключателей линии при АПВ. Рекомендуется использовать устройство АПВ с проверкой синхронизма для проверки синхронизма соединяемых систем при включении линии персоналом. 3.3.20. Допускается совместное применение нескольких видов трехфазного АПВ на линии, например БАПВ и ТАПВ с проверкой синхронизма. Допускается также использовать различные виды устройств АПВ на разных концах линии, например УТАПВ БК (см. 3.3.13) на одном конце линии и ТАПВ с контролем наличия напряжения и синхронизма на другом. 3.3.21. Допускается сочетание ТАПВ с неселективными быстродействующими защитами для исправления неселективного действия последних. В сетях, состоящих из ряда последовательно включенных линий, при применении для них неселективных быстродействующих защит для исправления их действия рекомендуется применять поочередное АПВ; могут также применяться устройства АПВ с ускорением защиты до АПВ или с кратностью действия (не более трех), возрастающей по направлению к источнику питания. 3.3.22. При применении трехфазного однократного АПВ линий, питающих трансформаторы, со стороны высшего напряжения которых устанавливаются короткозамыкатели и отделители, для отключения отделителя в бестоковую паузу время действия устройства АПВ должно быть отстроено от суммарного времени включения короткозамыкателя и отключения отделителя. При применении трехфазного АПВ двукратного действия (см. 3.3.6) время действия АПВ в первом цикле по указанному условию не должно увеличиваться, если отключение отделителя предусматривается в бестоковую паузу второго цикла АПВ. Для линий, на которые вместо выключателей устанавливаются отделители, отключение отделителей в случае неуспешного АПВ в первом цикле должно производиться в бестоковую паузу второго цикла АПВ. 3.3.23. Если в результате действия АПВ возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если такое включение для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует предусматривать автоматическое отключение этих синхронных машин при исчезновении питания или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АПВ. Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие излишние срабатывания АЧР при действии АПВ. 3.3.24. АПВ шин электростанций и подстанций при наличии специальной защиты шин и выключателей, допускающих АПВ, должно выполняться по одному из двух вариантов: 1) автоматическим опробованием (постановка шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов); 2) автоматической сборкой схемы; при этом первым от устройства АПВ включается один из питающих элементов (например, линия, трансформатор), при успешном включении этого элемента производится последующее, возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима путем включения других элементов. АПВ шин по этому варианту рекомендуется применять в первую очередь для подстанций без постоянного дежурства персонала. При выполнении АПВ шин должны применяться меры, исключающие несинхронное включение (если оно является недопустимым). Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ. 3.3.25. На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях — АПВ (см. 3.3.42). Допускается для двухтрансформаторной подстанции, в нормальном режиме которой предусматривается параллельная работа трансформаторов на шинах данного напряжения, устанавливать дополнительно к устройству АПВ устройство АВР, предназначенное для режима, когда один из трансформаторов выведен в резерв. 3.3.26. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие транс- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения форматоры мощностью более 1 MB·А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей. Допускается в отдельных случаях действие АПВ и при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений. 3.3.27. При неуспешном АПВ включаемого первым выключателем элемента, присоединенного двумя или более выключателями, АПВ остальных выключателей этого элемента, как правило, должно запрещаться. 3.3.28. При наличии на подстанции или электростанции выключателей с электромагнитным приводом, если от устройства АПВ могут быть одновременно включены два или более выключателей, для обеспечения необходимого уровня напряжения аккумуляторной батареи при включении и для снижения сечения кабелей цепей питания электромагнитов включения следует, как правило, выполнять АПВ так, чтобы одновременное включение нескольких выключателей было исключено (например, применением на присоединениях АПВ с различными выдержками времени). Допускается в отдельных случаях (преимущественно при напряжении 110 кВ и большом числе присоединений, оборудованных АПВ) одновременное включение от АПВ двух выключателей. 3.3.29. Действие устройств АПВ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами аналогичного назначения. Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР) 3.3.30. Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса. Устройства АВР также рекомендуется предусматривать, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т.п. 279 Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т.п. 3.3.31. Устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе КЗ на этих шинах (последнее — при отсутствии АПВ шин, см. также 3.3.42). 3.3.32. Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания (см. также 3.3.41). При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства. 3.3.33. Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР в дополнение к указанному в 3.3.32 должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны. Пусковой орган напряжения АВР не должен предусматриваться, если рабочий и резервный элементы имеют один источник питания. 3.3.34. Для трансформаторов и линий малой протяженности с целью ускорения действия АВР целесообразно выполнять релейную защиту с действием на отключение не только выключателя со стороны питания, но и выключателя с приемной стороны. С этой же целью в наиболее ответственных случаях (например, на собственных нуждах электростанций) при отключении по каким-либо причинам выключателя только со стороны питания должно быть обеспечено немедленное отключение выключателя с приемной стороны по цепи блокировки. 3.3.35. Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться по возможности исходя из условия са- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 280 ПУЭ мозапуска электродвигателей. Время действия пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со стороны питания. Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, как правило, должен быть выполнен так, чтобы исключалась его ложная работа при перегорании одного из предохранителей трансформатора напряжения со стороны обмотки высшего или низшего напряжения; при защите обмотки низшего напряжения автоматическим выключателем при его отключении действие пускового органа должно блокироваться. Допускается не учитывать данное требование при выполнении устройств АВР в распределительных сетях 6–10 кВ, если для этого требуется специальная установка трансформатора напряжения. 3.3.36. Если при использовании пуска АВР по напряжению время его действия может оказаться недопустимо большим (например, при наличии в составе нагрузки значительной доли синхронных электродвигателей), рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (например, реагирующие на исчезновение тока, снижение частоты, изменение направления мощности и т.п.). В случае применения пускового органа частоты последний при снижении частоты со стороны рабочего источника питания до заданного значения и при нормальной частоте со стороны резервного питания должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания. При технологической необходимости может выполняться пуск устройства автоматического включения резервного оборудования от различных специальных датчиков (давления, уровня и т.п.). 3.3.37. Схема устройства АВР источников питания собственных нужд электростанций после включения резервного источника питания взамен одного из отключающихся рабочих источников должна сохранять возможность действия при отключении других рабочих источников питания. 3.3.38. При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ). 3.3.39. При выполнении АВР должна учитываться недопустимость его действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР. С этой целью должны применяться специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий допускается не предусматривать АВР. 3.3.40. При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя (см. также 3.3.4). При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения. С этой целью на выключателях источников резервного питания собственных нужд электростанций ускорение защиты должно предусматриваться только в случае, если ее выдержка времени превышает 1–1,2 с; при этом в цепь ускорения должна быть введена выдержка времени около 0,5 с. Для прочих электроустановок значения выдержек времени принимаются исходя из конкретных условий. 3.3.41. В случаях, если в результате действия АВР возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если оно для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует при исчезновении питания автоматически отключать синхронные машины или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АВР. Для предотвращения включения резервного источника от АВР до отключения синхронных машин допускается применять замедление АВР. Если последнее недопустимо для остальной нагрузки, допускается при специальном обосновании отключать от пускового органа АВР линию, связывающую шины рабочего питания с нагрузкой, содержащей синхронные электродвигатели. Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие неправильную работу АЧР при действии АВР (см. 3.3.79). 3.3.42. С целью предотвращения включения резервного источника питания на КЗ при неявном резерве, предотвращения его перегрузки, облегчения самозапуска, а также восстановления наиболее простыми средствами нормальной схемы электроустановки после аварийного Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения отключения и действия устройства автоматики рекомендуется применять сочетание устройств АВР и АПВ. Устройства АВР должны действовать при внутренних повреждениях рабочего источника, АПВ — при прочих повреждениях. После успешного действия устройств АПВ или АВР должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима (например, для подстанций с упрощенными схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения — отключение включенного при действии АВР секционного выключателя на стороне низшего напряжения после успешного АПВ питающей линии). Включение генераторов 3.3.43. Включение генераторов на параллельную работу должно производиться одним из следующих способов: точной синхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической) и самосинхронизацией (ручной, полуавтоматической и автоматической). 3.3.44. Способ точной автоматической или полуавтоматической синхронизации как основной способ включения на параллельную работу при нормальных режимах должен предусматриваться для: турбогенераторов с косвенным охлаждением обмоток мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, и при значении периодической составляющей переходного тока более 3,5 Iном; турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток типов ТВВ, ТВФ, ТГВ и ТВМ; гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более. При аварийных режимах в электрической системе включение на параллельную работу всех генераторов вне зависимости от системы охлаждения и мощности может производиться способом самосинхронизации. 3.3.45. Способ самосинхронизации как основной способ включения на параллельную работу может предусматриваться для: турбогенераторов мощностью до 3 МВт: турбогенераторов с косвенным охлаждением мощностью более 3 МВт, работающих непосредственно на сборные шины, если периодическая составляющая переходного тока при включении в сеть способом самосинхронизации не превосходит 3,5 Iном; турбогенераторов с косвенным охлаждением, работающих в блоке с трансформаторами; гидрогенераторов мощностью до 50 МВт; 281 гидрогенераторов, электрически жестко связанных между собой и работающих через общий выключатель при их суммарной мощности до 50 МВт. В указанных случаях могут не предусматриваться устройства полуавтоматической и автоматической точной синхронизации. 3.3.46. При использовании способа самосинхронизации как основного способа включения генераторов на параллельную работу следует предусматривать установку на гидрогенераторах устройств автоматической самосинхронизации, на турбогенераторах — устройств ручной или полуавтоматической самосинхронизации. 3.3.47. При использовании способа точной синхронизации в качестве основного способа включения генераторов на параллельную работу, как правило, следует предусматривать установку устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации. Для генераторов мощностью до 15 МВт допускается применение ручной точной синхронизации с блокировкой от несинхронного включения. 3.3.48. В соответствии с указанными положениями все генераторы должны быть оборудованы соответствующими устройствами синхронизации, расположенными на центральном пункте управления или на местном пункте управления для гидроэлектростанций, на главном щите управления или на блочных щитах управления для теплоэлектростанций. Вне зависимости от применяемого способа синхронизации все генераторы должны быть оборудованы устройствами, позволяющими в необходимых случаях производить ручную точную синхронизацию с блокировкой от несинхронного включения. 3.3.49. При включении в сеть способом точной синхронизации двух или более гидрогенераторов, работающих через один выключатель, генераторы предварительно синхронизируются между собой способом самосинхронизации и с сетью — способом точной синхронизации. 3.3.50. На транзитных подстанциях основной сети и электростанциях, где требуется синхронизация отдельных частей электрической системы, должны предусматриваться устройства для полуавтоматической или ручной точной синхронизации. Автоматическое регулирование возбуждения, напряжения и реактивной мощности 3.3.51. Устройства автоматического регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности предназначены для: Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 282 ПУЭ поддержания напряжения в электрической системе и у электроприемников по заданным характеристикам при нормальной работе электроэнергетической системы; распределения реактивной нагрузки между источниками реактивной мощности по заданному закону; повышения статической и динамической устойчивости электрических систем и демпфирования колебаний в переходных режимах. 3.3.52. Синхронные машины (генераторы, компенсаторы, электродвигатели) должны быть оборудованы устройствами АРВ. Автоматические регуляторы возбуждения должны соответствовать требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения. Для генераторов и синхронных компенсаторов мощностью менее 2,5 МВт, за исключением генераторов электростанций, работающих изолированно или в энергосистеме небольшой мощности, допускается применять только устройства релейной форсировки возбуждения. Синхронные электродвигатели должны быть оборудованы устройствами АРВ в соответствии с 5.3.12 и 5.3.13. 3.3.53. Должна быть обеспечена высокая надежность питания АРВ и других устройств системы возбуждения от трансформаторов напряжения, а также высокая надежность соответствующих цепей. При подключении АРВ к трансформатору напряжения, имеющему предохранители на первичной стороне: АРВ и другие устройства системы возбуждения, потеря питания которых может привести к перегрузке или недопустимому снижению возбуждения машины, должны присоединяться к их вторичным выводам без предохранителей и автоматических выключателей; устройство релейной форсировки должно выполняться так, чтобы исключалась возможность его ложной работы при перегорании одного из предохранителей с первичной стороны трансформаторов напряжения. При подключении АРВ к трансформатору напряжения, не имеющему предохранителей на первичной стороне: АРВ и другие устройства системы возбуждения должны присоединяться к их вторичным выводам через автоматические выключатели; должны быть предусмотрены мероприятия по использованию вспомогательных контактов автоматического выключателя, исключающие перегрузку или недопустимое снижение возбуждения машины в случае отключения автоматического выключателя. К трансформаторам напряжения, к которым подключаются АРВ и другие устройства системы возбуждения, как правило, не должны присоединяться другие устройства и приборы. В отдельных случаях допускается присоединение этих устройств и приборов через отдельные автоматические выключатели или предохранители. 3.3.54. Устройства АРВ гидрогенераторов должны быть выполнены так, чтобы в случае сброса нагрузки при исправном регуляторе скорости исключалось срабатывание защиты от повышения напряжения. При необходимости устройство АРВ может быть дополнено релейным устройством быстродействующего развозбуждения. 3.3.55. Схема устройства релейной форсировки возбуждения должна предусматривать возможность перевода его действия на резервный возбудитель при замене им основного возбудителя. 3.3.56. Устройства компаундирования возбуждения должны присоединяться к трансформаторам тока со стороны вывода генератора или синхронного компенсатора (со стороны шин). 3.3.57. Для синхронных генераторов и компенсаторов с непосредственным охлаждением, генераторов мощностью 15 МВт и более и компенсаторов мощностью 15 Мвар и более, электростанций и подстанций без постоянного дежурства персонала в помещении щита управления должно быть предусмотрено автоматическое ограничение перегрузки с выдержкой времени, зависящей от кратности перегрузки. До освоения серийного выпуска устройств автоматического ограничения перегрузки с зависимой выдержкой времени для машин мощностью до 200 МВт (Мвар) допускается устанавливать устройства ограничения с независимой по времени характеристикой. Устройство автоматического ограничения перегрузки не должно препятствовать форсировке возбуждения в течение времени, которое допускается для соответствующего исполнения машины. 3.3.58. Для генераторов мощностью 100 МВт и более и для компенсаторов мощностью 100 Мвар и более следует устанавливать быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия. В отдельных случаях, определяемых условиями работы электростанции в энергосистеме, допускается устанавливать АРВ другого типа, а также медленно действующие системы возбуждения. 3.3.59. Система возбуждения и устройства АРВ должны обеспечивать устойчивое регули- Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения рование в пределах от наименьшего допустимого до наибольшего допустимого значения тока возбуждения. Для синхронных компенсаторов с нереверсивной системой возбуждения регулирование должно обеспечиваться начиная от значения тока ротора, практически равного нулю, а для компенсаторов с реверсивной системой возбуждения — от наибольшего допустимого значения отрицательного тока возбуждения. Для машин, работающих в блоке с трансформаторами, должна быть предусмотрена возможность токовой компенсации потери напряжения в трансформаторе. 3.3.60. Генераторы мощностью 2,5 МВт и более гидро- и тепловых электростанций с числом агрегатов четыре и более должны оснащаться общестанционными АСУ технологическими процессами или (при их отсутствии) системами группового управления возбуждением. Эти системы на генераторах тепловых электростанций рекомендуется выполнять в зависимости от схемы, режима и мощности электростанции. 3.3.61. Трансформаторы с РПН распределительных подстанций и собственных нужд электростанций, а также линейные регуляторы распределительных подстанций для поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встроечное регулирование напряжения. Подстанции, на которых предусматривается параллельная работа трансформаторов (автотрансформаторов) с автоматическим регулированием коэффициента трансформации, должны оснащаться общеподстанционной автоматизированной системой управления технологическими процессами или системой группового регулирования, исключающей появление недопустимых уравнительных токов между трансформаторами. 3.3.62. Конденсаторные установки должны быть оборудованы устройствами автоматического регулирования в соответствии с гл. 5.6. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности (АРЧМ) 3.3.63. Системы автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) предназначены для: поддержания частоты в энергообъединениях и изолированных энергосистемах в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирования обменных мощностей энергообъединений и ограничения перетоков мощно- 283 сти по контролируемым внешним и внутренним связям энергообъединений и энергосистем; распределения мощности (в том числе экономичного) между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления (между объединенными энергосистемами в «ЕЭС России», энергосистемами в ОЭС, электростанциями в энергосистемах и агрегатами или энергоблоками в пределах электростанций). 3.3.64. Системы АРЧМ должны обеспечивать (при наличии необходимого регулировочного диапазона) на управляемых электростанциях поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах и ограничение перетока мощности по контролируемым связям с подавлением не менее чем на 70% амплитуды колебаний перетока мощности с периодом 2 мин и более. 3.3.65. В систему АРЧМ должны входить: устройства автоматического регулирования частоты, обменной мощности и ограничения перетоков на диспетчерских пунктах «ЕЭС России» и ОЭС; устройства распределения управляющих воздействий от вышестоящих систем АРЧМ между управляемым электростанциями и устройства ограничения перетоков по контролируемым внутренним связям на диспетчерских пунктах энергосистем; устройства управления активной мощностью на электростанциях, привлекаемых к участию в автоматическом управлении мощностью; датчики перетоков активной мощности и средства телемеханики. 3.3.66. Устройства АРЧМ на диспетчерских пунктах должны обеспечивать выявление отклонений фактического режима работы от заданного, формирование и передачу управляющих воздействий для диспетчерских пунктов нижнего уровня управления и для электростанций, привлекаемых к автоматическому управлению мощностью. 3.3.67. Устройства автоматического управления мощностью электростанций должны обеспечивать: прием и преобразование управляющих воздействий, поступающих с диспетчерских пунктов вышестоящего уровня управления, и сформирование управляющих воздействий на уровне управления электростанций; формирование управляющих воздействий на отдельные агрегаты (энергоблоки); поддержание мощности агрегатов (энергоблоков) в соответствии с полученными управляющими воздействиями. 3.3.68. Управление мощностью электростанции должно осуществляться со статизмом по частоте, изменяемым в пределах от 3 до 6%. Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru 284 ПУЭ 3.3.69. На гидроэлектростанциях системы управления мощностью должны иметь автоматические устройства, обеспечивающие пуск и останов агрегатов, а при необходимости также перевод агрегатов в режимы синхронного компенсатора и генераторный в зависимости от условий и режима работы электростанций и энергосистемы с учетом имеющихся ограничений в работе агрегатов. Гидроэлектростанции, мощность которых определяется режимом водотока, рекомендуется оборудовать автоматическими регуляторами мощности по водотоку. 3.3.70. Устройства АРЧМ должны допускать оперативное изменение параметров настройки при изменении режимов работы объекта управления, оснащаться элементами сигнализации, блокировками и защитами, предотвращающими неправильные их действия при нарушении нормальных режимов работы объектов управления, при неисправностях в самих устройствах, а также исключающими те действия, которые могут помешать функционированию устройств противоаварийной автоматики. На тепловых электростанциях устройства АРЧМ должны быть оборудованы элементами, предотвращающими те изменения технологических параметров выше допустимых пределов, которые вызваны действием этих устройств на агрегаты (энергоблоки). 3.3.71. Средства телемеханики должны обеспечивать ввод информации о перетоках по контролируемым внутрисистемным и межсистемным связям, передачу управляющих воздействий и сигналов от устройств АРЧМ на объекты управления, а также передачу необходимой информации на вышестоящий уровень управления. Суммарное значение сигналов в средствах телемеханики и устройствах АРЧМ не должно превышать 5 с. Автоматическое предотвращение нарушений устойчивости 3.3.72. Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости энергосистем должны предусматриваться в зависимости от конкретных условий гам, где это технически и экономически целесообразно, — для сохранения динамической устойчивости и обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах. Устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости могут предусматриваться для действия в случаях: а) отключения линии без повреждения, а также при повреждениях в результате однофазных КЗ при работе основной защиты и ОАПВ в возможных режимах повышенной загрузки электропередач и в ремонтных схемах сети; допускается применение устройств автоматики при этих повреждениях и в нормальных схемах и режимах энергосистемы, если нарушение устойчивости в результате отказа автоматики не может привести к потере значительной части нагрузки энергосистемы (например, за счет действия АЧР); б) отключения линий в результате многофазных КЗ при работе основной защиты в нормальной и ремонтной схемах сети; допускается не учитывать наиболее редкие режимы повышенной загрузки электропередач; в) отказов выключателя с действием УРОВ при КЗ в нормальном режиме работы энергосистемы и в нормальной схеме работы сети; г) полного разделения энергосистемы на несинхронно работающие части электропередач в нормальном режиме; д) значительного аварийного дефицита или избытка мощности в одной из соединяемых частей энергообъединения; е) работы устройств БАПВ или АПВ в нормальных схеме и режиме. 3.3.73. Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости могут воздействовать на: а) отключение части генераторов гидроэлектростанций и как исключение — генераторов или блоков тепловых электростанций; б) быстрое снижение или увеличение нагрузки паровыми турбинами в пределах возможностей теплосилового оборудования (без последующего автоматического восстановления прежней нагрузки); в) отключение (в исключительных случаях) части нагрузки потребителей, легко переносящих кратковременный перерыв электроснабжения (специальное автоматическое отключение нагрузки); г) деление энергосистем (если указанные выше мероприятия недостаточны); д) кратковременное быстрое снижение нагрузки паровых турбин (с последующим автоматическим восстановлением прежней нагрузки). Устройства автоматического предотвращения нарушений устойчивости могут изменять режим работы устройств продольной и поперечной емкостной компенсации и другого оборудования электропередачи, например шунтирующих реакторов, автоматических регуляторов возбуждения генераторов и т.п. Снижение активной мощности электростанций при повреждениях по 3.3.72, пп. а и б, желательно ограничивать тем Электротехническая библиотека Elec.ru Электротехническая библиотека Elec.ru Глава 3.3. Автоматика и телемеханика. Область применения объемом и в основном теми случаями, когда это не ведет к действию АЧР в энергосистеме или к другим неблагоприятным последствиям. 3.3.74. Интенсивность управляющих воздействий, подаваемых устройствами автоматического предотвращения нарушений устойчивости (например, мощность отключаемых генераторов или глубина разгрузки турбин), должна определяться интенсивность возмущающего воздействия (например, сброс передаваемой активной мощности при возникновении КЗ и продолжительность последнего) или переходного процесса, фиксируемых автоматически, а также тяжестью исходного режима, фиксируемой также автоматически или, в исключительных случаях, персоналом. Автоматическое прекращение асинхронного режима 3.3.75. Для прекращения асинхронного режима (АР) в случае его возникновения должны в основном применяться устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронных качаний, КЗ или других ненормальных режимов работы. По возможности указанные устройства следует выполнять так, чтобы они прежде всего способствовали осуществлению мероприятий, направленных на облегчение условий ресинхронизации, например
