Раздел 1. Общие правила

РАЗДЕЛ 1.

ОБЩИЕ ПРАВИЛА

ГЛАВА 1.1*

--------------------- * Согласована с Госстроем СССР 13 января 1977 г.; утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 5 октября 1979 г.

ОБЩАЯ ЧАСТЬ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Пыльные помещения разделяются на помещения с токо-проводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью.

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

1.1.13. В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:

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

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

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

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

в) высокой температуры (см. 1.1.10);

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

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

а) особой сырости (см. 1.1.9);

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТРОЙСТВУ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Шины должны быть обозначены:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3. При постоянном токе шины должны располагаться:

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

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

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

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

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

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

применения надлежащей изоляции, а в отдельных случаях — повышенной;

применения двойной изоляции;

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

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

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

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

выравнивания потенциалов;

применения разделительных трансформаторов;

применения напряжении 42 В и ниже переменного тока частотой 50 Гц и 110 В и ниже постоянного тока:

применения предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;

применения устройств, снижающих напряженность электрических полей;

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

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

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

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

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

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

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

 

ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

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

 

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

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

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

 

ГЛАВА 1.2

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.2.1. Настоящая глава1 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 Согласована с Госстроем СССР 3 августа 1976 г.; утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 5 июля 1977 г.

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

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

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

1.2.5. Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией.

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

1.2.6. Централизованным электроснабжением называется электроснабжение потребителей от энергосистемы.

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

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

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

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

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

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

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

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

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

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

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

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

4) снижение потерь электрической энергии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на ВЛ: при напряжении 3 - 6 кВ — более 30 А; при 10 кВ - более 20 А; при 15-20 кВ - более 15 А;

в схемах 6 - 20 кВ блоков генератор - трансформатор (на генера-торном напряжения — более 5 А.

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

 

КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УРОВНИ И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ, КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

1.2.21. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-67* “Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения”.

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

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

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

ГЛАВА 1.3

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.3.1. Настоящая глава1 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.

------------- 1 Утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 10 декабря 1979 г.

 

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ

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

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

1) для медных проводников сечением до 6 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 Image47.gif, где Тп.в — выраженная в относительных единицах длительность рабочего периода (продолжительность включения по отношению к продолжительности цикла).

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

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

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

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

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

Коэффициент предварительной нагрузки Вид прокладки Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение, ч
0,5 1,0 3,0
0,6 В земле 1,35 1,30 1,15
В воздухе 1,25 1,15 1,10
В трубах (в земле) 1,20 1,10 1,0
0,8 В земле 1,20 1,15 1,10
В воздухе 1,15 1,10 1,05
В трубах (в земле) 1,10 1,05 1,00

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

Коэффициент предварительной нагрузки Вид прокладки Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч
1 3 6
0,6 В земле 1,5 1,35 1,25
В воздухе 1,35 1,25 1,25
В трубах (в земле) 1,30 1,20 1,15
0,8 В земле 1,35 1,25 1,20
В воздухе 1,30 1,25 1,25
В трубах (в земле) 1,20 1,15 1,10

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

Перегрузка кабельных линий напряжением 20 - 35 кВ не допускается.

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

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

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

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

Условная температура среды, ° С Нормированная температура жил, ° С Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды
-5 и ниже 0 +5 +10 +15 +20 +25 +30 +35 +40 +45 +50
15 80 1,14 1,11 1,08 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 0,83 0,78 0,73 0,68
25 80 1,24 1,20 1,17 1,13 1,09 1,04 1,00 0,95 0,90 0,85 0,80 0,74
25 70 1,29 1,24 1,20 1,15 1,11 1,05 1,00 0,94 0,88 0,81 0,74 0,67
15 65 1,18 1,14 1,10 1,05 1,00 0,95 0,89 0,84 0,77 0,71 0,63 0,55
25 65 1,32 1,27 1,22 1,17 1,12 1,06 1,00 0,94 0,87 0,79 0,71 0,61
15 60 1,20 1,15 1,12 1,06 1,00 0,94 0,88 0,82 0,75 0,67 0,75 0,47
25 60 1,36 1,31 1,25 1,20 1,13 1,07 1,00 0,93 0,85 0,76 0,66 0,54
15 55 1,22 1,17 1,12 1,07 1,00 0,93 0,86 0,79 0,71 0,61 0,50 0,36
25 55 1,41 1,35 1,29 1,23 1,15 1,08 1,00 0,91 0,82 0,71 0,58 0,41
15 50 1,25 1,20 1,14 1,07 1,00 0,93 0,84 0,76 0,66 0,54 0,37 -
25 50 1,48 1,41 1,34 1,26 1,18 1,09 1,00 0,89 0,78 0,63 0,45 -

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

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

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

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

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

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.

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.

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для проводов, проложенных
открыто в одной трубе
двух одножильных трех одножильных четырех одножильных одного двухжильного одного трехжильного
0,5 11 - - - - -
0,75 15 - - - - -
1 17 16 15 14 15 14
1,2 20 18 16 15 16 14,5
1,5 23 19 17 16 18 15
2 26 24 22 20 23 19
2,5 30 27 25 25 25 21
3 34 32 28 26 28 24
4 41 38 35 30 32 27
5 46 42 39 34 37 31
6 50 46 42 40 40 34
8 62 54 51 46 48 43
10 80 70 60 50 55 50
16 100 85 80 75 80 70
25 140 115 100 90 100 85
35 170 135 125 115 125 100
50 215 185 170 150 160 135
70 270 225 210 185 195 175
95 330 275 255 225 245 215
120 385 315 290 260 295 250
150 440 360 330 - - -
185 510 - - - - -
240 605 - - - - -
300 695 - - - - -
400 830 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для проводов, проложенных
открыто в одной трубе
двух одножильных трех одножильных четырех одножильных одного двухжильного одного трехжильного
2 21 19 18 15 17 14
2,5 24 20 19 19 19 16
3 27 24 22 21 22 18
4 32 28 28 23 25 21
5 36 32 30 27 28 24
6 39 36 32 30 31 26
8 46 43 40 37 38 32
10 60 50 47 39 42 38
16 75 60 60 55 60 55
25 105 85 80 70 75 65
35 130 100 95 85 95 75
50 165 140 130 120 125 105
70 210 175 165 140 150 135
95 255 215 200 175 190 165
120 295 245 220 200 230 190
150 340 275 255 - - -
185 390 - - - - -
240 465 - - - - -
300 535 - - - - -
400 645 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток*, А, для проводов и кабелей
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 как с нулевой жилой, так 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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для проводов и кабелей
одножильных двухжильных трехжильных
при прокладке
в воздухе в воздухе в земле в воздухе в земле
2,5 23 21 34 19 29
4 31 29 42 27 38
6 38 38 55 32 46
10 60 55 80 42 70
16 75 70 105 60 90
25 105 90 135 75 115
35 130 105 160 90 140
50 165 135 205 110 175
70 210 165 245 140 210
95 250 200 295 170 255
120 295 230 340 200 295
150 340 270 390 235 335
185 390 310 440 270 385
240 465 - - - -

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

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток*, А, для шнуров, проводов и кабелей
одножильных двухжильных трехжильных
0,5 - 12 -
0,75 - 16 14
1,0 - 18 16
1,5 - 23 20
2,5 40 33 28
4 50 43 36
6 65 55 45
10 90 75 60
16 120 95 80
25 160 125 105
35 190 150 130
50 235 185 160
70 290 235 200

---------------- * 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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ
0,5 3 6
6 44 45 47
10 60 60 65
16 80 80 85
25 100 105 105
35 125 125 130
50 155 155 160
70 190 195 -

----------------- * 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 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ
3 6 3 6
16 85 90 70 215 220
25 115 120 95 260 265
35 140 145 120 305 310
50 175 180 150 345 350

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

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 20 16 115 120 390
1,5 25 25 150 150 445
2,5 40 35 185 185 505
4 50 50 230 240 590
6 65 70 285 300 670
10 90 95 340 350 745

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

Способ прокладки Количество проложенных проводов и кабелей Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, 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 - До 4 1,0 -
2 5-6 0,85 -
3-9 7-9 0,75 -
10-11 10-11 0,7 -
12-14 12-14 0,65 -
15-18 15-18 0,6 -
Однослойно 2-4 2-4 - 0,67
5 5 - 0,6

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

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

Номинальное напряжение, кВ До 3 6 10 20 и 35

Допустимая температура жилы

кабеля, ° С + 80 + 65 + 60 + 50

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

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ четырехжильных до 1 кВ
до 3 6 10
6 - 80 70 - - -
10 140 105 95 80 - 85
16 175 140 120 105 95 115
25 235 185 160 135 120 150
35 285 225 190 160 150 175
50 360 270 235 200 180 215
70 440 325 285 245 215 265
95 520 380 340 295 265 310
120 595 435 390 340 310 350
150 675 500 435 390 355 395
185 755 - 490 440 400 450
240 880 - 570 510 460 -
300 1000 - - - - -
400 1220 - - - - -
500 1400 - - - - -
625 1520 - - - - -
800 1700 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
трехжильных напряжением, кВ четырехжильных до 1 кВ
до 3 6 10
16 - 135 120 -
25 210 170 150 195
35 250 205 180 230
50 305 255 220 285
70 375 310 275 350
95 440 375 340 410
120 505 430 395 470
150 565 500 450 -
185 615 545 510 -
240 715 625 585 -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ четырехжильных до 1 кВ
до 3 6 10
6 - 55 45 - - -
10 95 75 60 55 - -
16 120 95 80 65 60 80
25 160 130 105 90 85 100
35 200 150 125 110 105 120
50 245 185 155 145 135 145
70 305 225 200 175 165 185
95 360 275 245 215 200 215
120 415 320 285 250 240 260
150 470 375 330 290 270 300
185 525 - 375 325 305 340
240 610 - 430 375 350 -
300 720 - - - - -
400 880 - - - - -
500 1020 - - - - -
625 1180 - - - - -
800 1400 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ четырехжильных до 1 кВ
до 3 6 10
6 - 60 55 - - -
10 110 80 75 60 - 65
16 135 110 90 80 75 90
25 180 140 125 105 90 115
35 220 175 145 125 115 135
50 275 210 180 155 140 165
70 340 250 220 190 165 200
95 400 290 260 225 205 240
120 460 335 300 260 240 270
150 520 385 335 300 275 305
185 580 - 380 340 310 345
240 675 - 440 390 355 -
300 770 - - - - -
400 940 - - - - -
500 1080 - - - - -
625 1170 - - - - -
800 1310 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей трехжильных напряжением, кВ Четырехжильных до 1 кВ
До 3 6 10
16 - 105 90 -
25 160 130 115 150
35 190 160 140 175
50 235 195 170 220
70 290 240 210 270
95 340 290 260 315
120 390 330 305 360
150 435 385 345 -
185 475 420 390 -
240 550 480 450 -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А, для кабелей
одножильных до 1 кВ двухжильных до 1 кВ трехжильных напряжением, кВ четырехжильных до 1 кВ
до 3 6 10
6 - 42 35 - - -
10 75 55 46 42 - 45
16 90 75 60 50 46 60
25 125 100 80 70 65 75
35 155 115 95 85 80 95
50 190 140 120 110 105 110
70 235 175 155 135 130 140
95 275 210 190 165 155 165
120 320 245 220 190 185 200
150 360 290 255 225 210 230
185 405 - 290 250 235 260
240 470 - 330 290 270 -
300 555 - - - - -
400 675 - - - - -
500 785 - - - - -
625 910 - - - - -
800 1080 - - - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А
в земле в воздухе в земле в воздухе
16 90 65 70 220 170
25 120 90 95 265 210
35 145 110 120 310 245
50 180 140 150 355 290

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток, А
в земле в воздухе в земле в воздухе
16 70 50 70 170 130
25 90 70 95 205 160
35 110 85 120 240 190
50 140 110 150 275 225

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

Сечение токопроводящей жилы, мм Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ
20 35
при прокладке
в земле в воде в воздухе в земле в воде в воздухе
25 110 120 85 - - -
35 135 145 100 - - -
50 165 180 120 - - -
70 200 225 150 - - -
95 240 275 180 - - -
120 275 315 205 270 290 205
150 315 350 230 310 - 230
185 355 390 265 - - -

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

Сечение токопроводящей жилы, мм Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ
20 35
при прокладке
в земле в воде в воздухе в земле в воде в воздухе
25 85 90 65 - - -
35 105 110 75 - - -
50 125 140 90 - - -
70 155 175 115 - - -
95 185 210 140 - - -
120 210 245 160 210 225 160
150 240 270 175 240 - 175
185 275 300 205 - - -

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

Характеристика земли Удельное сопротивление см К/Вт Поправочный коэффициент
Песок влажностью более 9 %, песчано-глинистая почва влажностью более 1 % 80 1,05
Нормальная почва и песок влажностью 7 - 9 %, песчано-глинистая почва влажностью 12 - 14 % 120 1,00
Песок влажностью более 4 и менее 7 %, песчано-глинистая почва влажностью 8 - 12 % 200 0,87
Песок влажностью до 4 %, каменистая почва 300 0,75

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

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

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

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

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

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ
до 3 20 35
10 85/- - -
16 120/- - -
25 145/- 105/110 -
35 170/- 125/135 -
50 215/- 155/165 -
70 260/- 185/205 -
95 305/- 220/255 -
120 330/- 245/290 240/265
150 360/- 270/330 265/300
185 385/- 290/360 285/335
240 435/- 320/395 315/380
300 460/- 350/425 340/420
400 485/- 370/450 -
500 505/- - -
625 525/- - -
800 550/- - -

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

1.3.17. При смешенной 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 10 мм в свету не рекомендуется.

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

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

Image48.gif,

где Io - допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, определяемый по табл. 1.3.27; a - 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

c - коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока:

Среднесуточная загрузка Sср.сут/Sном 1 0,85 0,7

Коэффициент c 1 1,07 1,16

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

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 Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ
до 3 20 35
10 65/- - -
16 90/- - -
25 110/- 80/85 -
35 130/- 95/105 -
50 165/- 120/130 -
70 200/- 140/160 -
95 235/- 170/195 -
120 255/- 190/225 185/205
150 275/- 210/255 205/230
185 295/- 225/275 220/255
240 335/- 245/305 245/290
300 355/- 270/330 260/330
400 375/- 285/350 -
500 390/- - -
625 405/- - -
800 425/- - -

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

Расстояние между кабелями в свету, мм2 Коэффициент при количестве кабелей
1 2 3 4 5 6
100 1,00 0,90 0,85 0,80 0,78 0,75
200 1,00 0,92 0,87 0,84 0,82 0,81
300 1,00 0,93 0,90 0,87 0,86 0,85

Таблица 1.3.27. Допустимый длительный ток для кабелей 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм2, прокладываемых в блоках

Груп-
па
Конфигурация блоков № ка-
нала
Ток I0, А для кабелей
мед-
ных
алю-
мини-
евых
I Image49.gif 1 191 147
II Image50.gif 2

3

173

167

133

129

III Image25.gif Image26.gif 2 154 119
IV Image27.gif 2

3

147

138

113

106

V Image28.gif 2

3

4

143

135

131

110

104

101

VI Image29.gif 2

3

4

140

132

118

103

102

91

VII Image30.gif 2

3

4

136

132

119

105

102

92

VIII Image31.gif 2

3

4

135

124

104

104

96

80

IX Image51.gif 2

3

4

135

118

100

104

91

77

X Image52.gif 2

3

4

133

116

81

102

90

62

XI Image53.gif 2

3

4

129

114

79

99

88

55

Таблицы 1.3.28. Поправочный коэффициент а на сечение кабеля

Сечение токопроводящей жилы, мм2 Коэффициент для номера канала в блоке
1 2 3 4
25 0,44 0,46 0,47 0,51
35 0,54 0,57 0,57 0,60
50 0,67 0,69 0,69 0,71
70 0,81 0,84 0,84 0,85
95 1,00 1,00 1,00 1,00
120 1,14 1,13 1,13 1,12
150 1,31 1,30 1,29 1,26
185 1,50 1,46 1,45 1,38
240 1,78 1,70 1,68 1,55

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

Расстояние между блоками, мм 500 1000 1500 2000 2500 3000
Коэффициент 0,85 0,89 0,91 0,93 0,95 0,96

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ И ШИН

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

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

Марка провода ПА500 ПА6000
Ток, А 1340 1680

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

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

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

Номинальное
сечение, мм2
Селение (алюминий/
сталь), мм2
Ток, А, для проводов марок
AC, ACKC, АСК, АСКП M A и АКП M A и АКП
вне помещений внутри помещений вне помещений внутри помещений
10 10/1,8 84 53 95 60
16 16/2,7 111 79 133 105 102 75
25 25/4,2 142 109 183 136 137 106
35 35/6,2 175 135 223 170 173 130
50 50/8 210 165 275 215 219 165
70 70/11 265 210 337 265 268 210
95 95/16 330 260 422 320 341 255
120 120/19 390 313 485 375 395 300
  120/27 375        
  150/19 450 365 570 440 465 355
150 150/24 450 365        
  150/34 450        
  185/24 520 430 650 500 540 410
185 185/29 510 425        
  185/43 515        
  240/32 605 505 760 590 685 490
240 240/39 610 505        
  240/56 610        
  300/39 710 600 880 680 740 570
300 300/48 690 585        
  300/66 680        
330 330/27 730
  400/22 830 713 1050 815 895 690
400 400/51 825 705        
  400/64 860      
500 500/27 960 830 980 820
  500/64 945 815        
600 600/72 1050 920 1100 955
700 700/86 1180 1040

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

Диаметр,
мм
Круглые шины Медные трубы Алюминиевые трубы Стальные трубы
Ток*, А Внутрен-
ний
  Внутрен-
ний
  Услов-
ный
Толщина Наруж-
ный
Переменный ток, A
медные алюми-
ниевые
и наружный диаметры, мм Ток, A и наружный диаметры, мм Ток, A проход, мм стенки, мм диаметр, мм без раз-
реза
с продоль-
ным
разре-
зом
6 155/155 120/120 12/15 340 13/16 295 8 2,8 13,5 75
7 195/195 150/150 14/18 460 17/20 345 10 2,8 17,0 90
8 235/235 180/180 16/20 505 18/22 425 15 3,2 21,3 118
10 320/320 245/245 18/22 555 27/30 500 20 3,2 26,8 145
12 415/415 320/320 20/24 600 26/30 575 25 4,0 33,5 180
14 505/505 390/390 22/26 650 25/30 640 32 4,0 42,3 220
15 565/565 435/435 25/30 830 36/40 765 40 4,0 48,0 255
16 610/615 475/475 29/34 925 35/40 850 50 4,5 60,0 320
18 720/725 560/560 35/40 1100 40/45 935 65 4,5 75,5 390
19 780/785 605/610 40/45 1200 45/50 1040 80 4,5 88,5 455
20 835/840 650/655 45/50 1330 50/55 1150 100 5,0 114 670 770
21 900/905 695/700 49/55 1580 54/60 1340 125 5,5 140 800 890
22 955/965 740/745 53/60 1860 64/70 1545 150 5,5 165 900 1000
25 1140/1165 885/900 62/70 2295 74/80 1770
27 1270/1290 980/1000 72/80 2610 72/80 2035
28 1325/1360 1025/1050 75/85 3070 75/85 2400
30 1450/1490 1120/1155 90/95 2460 90/95 1925
35 1770/1865 1370/1450 95/100 3060 90/100 2840
38 1960/2100 1510/1620
40 2080/2260 1610/1750
42 2200/2430 1700/1870
45 2380/2670 1850/2060

_____________

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

Таблица 1.3.31. Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения

Раз-
меры,
мм
Медные шины Алюминиевые шины Стальные шины
Ток*, А, при количестве полос на полюс или фазу Размеры, Ток*,
1 2 3 4 1 2 3 4 мм A
15 х 3 210 165 16 х 2,5 55/70
20 х 3 275 215 20 х 2,5 60/90
25 х 1 340 265 25 х 2,5 75/110
30 х 4 475 365/370 20 х 3 65/100
40 х 4 625 — /1090 480 — /855 25 х 3 80/120
40 х 5 700/705 — /1250 540/545 — /965 30 х 3 95/140
50 х 5 860/870 — /1525 — /1895 665/670 — /1180 — /1470 40 х 3 125/190
50 х 6 955/960 — /1700 — /2145 740/745 — /1315 — /1655 50 х 3 155/230
60 х 6 1125/1145 1740/1990 2240/2495 870/880 1350/1555 1720/1940 60 х 3 185/280
80 х 6 1480/1510 2110/2630 2720/3220 1150/1170 1630/2055 2100/2460 70 х 3 215/320
100 х 6 1810/1875 2470/3245 3170/3940 1425/1455 1935/2515 2500/3040 75 х 3 230/345
60 х 8 1320/1345 2160/2485 2790/3020 1025/1040 1680/1840 2180/2330 80 х 3 245/365
80 х 8 1690/1755 2620/3095 3370/3850 1320/1355 2040/2400 2620/2975 90 х 3 275/410
100 х 8 2080/2180 3060/3810 3930/4690 1625/1690 2390/2945 3050/3620 100 х 3 305/460
120 х 8 2400/2600 3400/4400 4340/5600 1900/2040 2650/3350 3380/4250 20 x4 70/115
60 х 10 1475/1525 2560/2725 3300/3530 1155/1180 2010/2110 2650/2720 22 x4 75/125
80 х 10 1900/1990 3100/3510 3990/4450 1480/1540 2410/2735 3100/3440 25 x4 85/140
100 х 10 2310/2470 3610/4325 4650/5385 5300/6060 1820/1910 2860/3350 3650/4160 4150/4400 30х4 100/165
120 х 10 2650/2950 4100/5000 5200/6250 5900/6800 2070/2300 3200/3900 4100/4860 4650/5200 40 х 4 130/220
                  50 x4 165/270
                  60х4 195/325
                  70х4 225/375
                  80х4 260/430
                  90х4 290/480
                  100 x4 325/535

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

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

Провод Марка провода Ток*, А Провод Марка провода Ток*,, А
Бронзовый Б-50 215 Бронзовый Б-240 600
  Б-70 265   Б-300 700
  Б-95 330 Сталебронзовый БС-185 515
  Б-120 380   БС-240 640
  Б-150 410   БС-300 750
  Б-185 500   БС-400 890
        БС-500 980

_____________ * Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением r 20 = 0,03 Ом· мм2/м.

Таблица 1.3.33. Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов

Марка провода Ток, А Марка провода Ток, А
ПСО-3 23 ПС-25 60
ПСО-3,5 26 ПС-35 75
ПСО-4 30 ПС-50 90
ПСО-5 35 ПС-70 125
    ПС-95 135

Таблица 1.3.34. Допустимый длительный ток для четырехполосных шин с расположением полос по сторонам квадрата (“полый пакет”)

Image35.gif

Размеры, мм Поперечное сечение Ток А, на пакет шин
h b h1 H четырех- полосной шины, мм медных алюминиевых
80 8 140 157 2560 5750 4550
80 10 144 160 3200 6400 5100
100 8 160 185 3200 7000 5550
100 10 164 188 4000 7700 6200
120 10 184 216 4800 9050 7300

Таблица 1.3.35. Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения

Image36.gif

Размеры, мм Поперечное сечение Ток, А, на две шины
а b c r одной шины, мм2 медные алюминиевые
75 35 4 6 520 2730
75 35 5,5 6 695 3250 2670
100 45 4,5 8 775 3620 2820
100 45 6 8 1010 4300 3500
125 55 6,5 10 1370 5500 4640
150 65 7 10 1785 7000 5650
175 80 8 12 2440 8550 6430
200 90 10 14 3435 9900 7550
200 90 12 16 4040 10 500 8830
225 105 12,5 16 4880 12 500 10 300
250 115 12,5 16 5450 10 800

 

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

Image54.gif

где I — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, 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 значении, приведенных в табл. 1.3.36.

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

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

Таблица 1.3.36. Экономическая плотность тока

Проводники Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год
более 1000 до 3000 более 3000 до 5000 более 5000
Неизолированные провода и шины:      
медные 2,5 2,1 1,8
алюминиевые 1,3 1,1 1,0
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинил-хлоридной изоляцией с жилами:      
медными 3,0 2,5 2,0
алюминиевыми 1,6 1,4 1,2
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:      
медными 3,5 3,1 2,7
алюминиевыми 1,9 1,7 1,6

1.3.28. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

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

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

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

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

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

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

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

2. Для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40 %.

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

Image55.gif

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

Image56.gif

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

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

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

ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ И РАДИОПОМЕХ

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

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

Проверку следует проводить в соответствии с действующими руководящими указаниями.

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

 

ГЛАВА 1.4

ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.4.1. Настоящая глава1 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 1кВ:

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.

_____________ 1 Согласована с Госстроем СССР 5 октября 1973 г.; утверждена Главтехуправлением Минэнерго СССР 26 февраля 1974 г.

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, оборудованных 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 могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.

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

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

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

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

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

3. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 М· 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 вьющего напряжения в цепях силовых трансформаторов рекомендуется избегать применения трансформаторов тока, не стойких к току КЗ, а приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на стороне низшего напряжения.

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

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

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

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

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

1.4.5. В качестве расчетного вида КЗ следует принимать:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

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

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

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

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

4. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.

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

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

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

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

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

1.4.13. 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 iу с учетом сдвига между токами в фазах и без учета механических колебаний шинной конструкции. В отдельных случаях (например, при предельных расчетных механических напряжениях) могут быть учтены механические колебания шин и шинных конструкций.

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

Гибкие токопроводы должны проверяться на схлестывание.

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

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

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

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ

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

Шины:
медные 300
алюминиевые 200
стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратами 400
стальные с непосредственным присоединением к аппаратам 300
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, кВ:
до 10 200
20 - 220 125
Кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией:
поливинилхлоридной и резиновой 150
полиэтиленовой 120
Медные неизолированные провода при тяжениях, Н/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

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 вос-танавливающегося напряжения;

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

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

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

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

ГЛАВА 1.5

УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.5.1. Настоящая глава1 Правил содержит требования к учету электроэнергии в электроустановках. Дополнительные требования к учету электроэнергии в жилых и общественных зданиях приведены в гл. 7.1.

_____________ 1 Утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 20 октября 1977 г.

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

Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.

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

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

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

1) выработанной генераторами электростанций;

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

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

4) переданной в другие энергосистемы или полученной от них;

5) отпущенной потребителям из электрической сети.

Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;

составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;

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

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

ПУНКТЫ УСТАНОВКИ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

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

1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

3) на трансформаторах СН;

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

5) для каждого обходного выключателя или для шиносоедини-тельного (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. 4и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.

1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

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

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

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

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

ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТНЫМ СЧЕТЧИКАМ

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

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

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

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

Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы мощностью 63 MB· А и более 0,5 (0,7)*
Генераторы мощностью 12—50 МВт, межсистемные линии электропередачи 110—150 кВ, трансформаторы мощностью 10— 40 MB· А 1,0
Прочие объекты учета 2,0

_____________ * Значение, указанное в скобках относится к импортируемым счетчикам

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- 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 ё+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 устройств (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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для линий электропередачи с двусторонним питанием напряжением 220 кВ и выше, трансформаторов мощностью 63 МВ· А  и более 1,0
Для прочих объектов учета 2,0

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

 

ГЛАВА 1.6

ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.6.1. Настоящая глава1 Правил распространяется на измерения электрических величин, осуществляемые 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.

_____________ 1 Утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 13 мая 1976 г.

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;

Таблица 1.6.1. Классы точности средств измерений

Класс точности прибора Класс точности шунта, добавочного резистора Класс точности измерительного преобразователя Класс точности измерительного трансформатора
1,0 0,5 0,5 0,5
1,5 0,5 0,5* 0,5*
2,5 0,5 1,0 1,0**

_____________ * Допускается 1,0.

_____________ ** Допускается 3,0.

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.

ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА

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

1.6.7. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях:

1) генераторов постоянного тока и силовых преобразователей,

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

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

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

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

Измерение тока каждой, фазы должно производиться:

1) для синхронных турбогенераторов мощностью 12 МВт и более;

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

3) для дуговых электропечей.

ИЗМЕРЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

1.6.9. Измерение напряжения, как правило, должно производиться:

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

Допускается установка одного прибора с переключением на несколько точек измерения.

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

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

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

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

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

5) в цепях дугогасящих реакторов.

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

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

 

КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ

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

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

ИЗМЕРЕНИЕ МОЩНОСТИ

1.6.13. Измерение мощности должно производиться в цепях:

1) генераторов — активной и реактивной мощности.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.6.15. Должна производиться регистрация:

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

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

ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ

1.6.16. Измерение частоты должно производиться:

1) на каждой секции шин генераторного напряжения;

2) на каждом генераторе блочной тепловой или атомной 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.

Таблица 1.6.2. Рекомендации по расстановке автоматических аварийных осциллографов на объектах энергосистем

Напряжение распределительного устройства, кВ Схема распределительного устройства Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства Количество устанавливаемых осциллографов
750 Любая Любое Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима)
500 Одна или две Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)
500 Три или более Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предаварийного режима)
330 Одна Не устанавливается
330 Две или более Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)
220 С секциями или системами шин Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)
220 То же Три или четыре на каждую секцию или рабочую систему шин Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
220 ” ” Пять или более на каждую секцию или рабочую систему шин Один-два для каждой секции или рабочей системы шин с одним пусковым устройством (без записи предаварийного режима)
220 Полуторная или многоугольник Три или более Один для трех-четырех линий или для каждой системы шин (без записи предаварийного режима)
220 Без выключателей 220 кВ или с одним выключателем Одна или две Не устанавливается
220 Треугольник, четырехугольник, мостик То же Допускается установка одного автоматического осциллографа, если на противоположных концах линий 220 кВ нет автоматических осциллографов
110 С секциями или системами шин Одна — три на каждую секцию или систему шин Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)
110 С секциями или системами шин Четыре — шесть на каждую секцию или рабочую систему шин Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
110 С секциями или системами шин Семь или более на каждую секцию или рабочую систему шин Один для каждой секции или рабочей системы шин Допускается установка двух автоматических осциллографов для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
110 Без выключателей на стороне 110 кВ, мостик, треугольник, четырехугольник Одна или две Не устанавливается

Таблица 1.6.3. Рекомендации по выбору электрических параметров, регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами

Напряжение распределительного устройства, кВ Параметры, рекомендуемые для регистрации автоматическими осциллографами
750,500, 330 Фазные напряжения трех фаз линий. Напряжение и ток нулевой последовательности линий. Токи двух или трех фаз линий. Ток усилителя мощности, ток приема высокочастотного приемопередатчика и положение контактов выходного промежуточного реле высокочастотной защиты.
220, 110 Фазные напряжения и напряжение нулевой последовательности секции или рабочей системы шин. Токи нулевой последовательности линий, присоединенных к секции или рабочей системе шин. Фазные токи (двух или трех фаз) наиболее ответственных линий. Токи приема высокочастотных приемопередатчиков дифференциально-фазных защит межсистемных линий электропередачи.

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

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

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

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

ГЛАВА 1.7

ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.7.1. Настоящая глава1 Правил распространяется на все электроустановки переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ и выше и содержит общие требования к их заземлению и защите людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции.

_____________ 1 Согласована с Госстроем СССР 1 февраля 1980 г.; утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 30 апреля 1980 г.

Дополнительные требования приведены в соответствующих главах ПУЭ.

1.7.2. Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

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

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

электроустановки до 1кВ с глухозаземленной нейтралью;

электроустановки до1 кВ с изолированной нейтралью.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.7.11. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

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

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

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

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

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

1.7.17. Нулевым защитным проводником в электроустановках напряжением до 1 кВ называется проводник, соединяющий зануляемые части с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной средней точкой источника в сетях постоянного тока.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

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

1.7.33. Заземление или зануление электроустановок следует выполнять:

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

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

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

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

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

1) 1.7.571.7.59 — в электроустановках выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью;

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

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

4) 2.5.76 — в сетях 110 кВ и выше.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При применении этих трансформаторов необходимо руководствоваться следующим:

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

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

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

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

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

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

ЧАСТИ, ПОДЛЕЖАЩИЕ ЗАНУЛЕНИЮ ИЛИ ЗАЗЕМЛЕНИЮ

1.7.46. К частям, подлежащим занулению или заземлению согласно 17 33, относятся:

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

2) приводы электрических аппаратов,

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

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

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

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

7) металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников;

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

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

1.7.48. Не требуется преднамеренно заземлять или занулять:

1) корпуса электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, установленных на заземленных (зануленных) металлических конструкциях, распределительных устройствах, на щитах, шкафах, щитках, станинах станков, машин и механизмов, при условии обеспечения надежного электрического контакта с заземленными или зануленными основаниями (исключение — см. гл. 7 3);

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

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

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

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

5) корпуса электроприемников с двойной изоляцией;

6) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали, в том числе протяжные и ответвительные коробки размером до 100 см2, электропроводок, выполняемых кабелями или изолированными проводами, прокладываемыми по стенам, перекрытиям и другим элементам строений.

 

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ СЕТИ С ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

1.7.49. Заземляющие устройства электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению (см. 1.7.51), либо к напряжению прикосновения (см. 1.7.52), а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению (см. 1.7.53 и 1.7.54) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (см. 1.7.50). Требования 1.7.491.7.54 не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ.

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

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

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

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

Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5-0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0: 11,0; 13,5; 16,0 и 20,0 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6х6 м2.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.7.55. Если заземляющее устройстве промышленной или другой электроустановки соединено с заземлителем электроустановки выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью кабелем с металлической оболочкой или броней или посредством других металлических связей, то для выравнивания потенциалов вокруг такой электроустановки или вокруг здания, в котором она размещена, необходимо соблюдение одного из следующих условий:

1) укладка в землю на глубине 1 м и на расстоянии 1 м от фундамента здания или от периметра территории, занимаемой оборудованием, заземлителя, соединенного с металлическими конструкциями строительного и производственного назначения и сетью заземления (зануления), 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 1.7.35 и 1.7.70, если при этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечение условий выравнивания потенциалов с помощью железобетонных фундаментов, используемых в качестве заземлителей, определяется на основе требований специальных директивных документов.

Не требуется выполнение условий, указанных в пп. 1 и 2, если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и 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 п. 1, или соблюдено условие по п. 2. При этом во всех случаях должны выполняться требования 1.7.56.

1.7.56. Во избежание выноса потенциала не допускается питание электропроводников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью, от обмоток до 1 кВ с заземленной нейтралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземляющего устройства. При необходимости питание таких электроприемников может осуществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне до 1кВ по кабельной линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ. Питание таких электроприемников может осуществляться также через разделительный трансформатор. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электроустановки, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве. При невозможности выполнения указанных условий на территории, занимаемой такими электроприемниками, должно быть выполнено выравнивание потенциалов.

 

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ СЕТИ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

1.7.57. В электроустановках выше 1 кВ сети с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устройства R, Ом, при прохождении расчетного тока замыкания на землю в любое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть не более:

при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ

Image57.gif

где I — расчетный, ток замыкания на землю, А.

При этом должны также выполняться требования, предъявляемые к заземлению (занулению) электроустановок до 1 кВ;

при использовании заземляющего устройства только для электроустановок выше 1 кВ

Image58.gif но не более 10 Ом.

1.7.58. В качестве расчетного тока принимается:

1) в сетях без компенсации емкостных токов — полный ток замыкания на землю;

2) в сетях с компенсацией емкостных токов для заземляющих устройств, к которым присоединены компенсирующие аппараты, — ток, равный 125 % номинального тока этих аппаратов;

для заземляющих устройств, к которым не присоединены компенсирующие аппараты, — остаточный ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов или наиболее разветвленного участка сети.

В качестве расчетного тока может быть принят ток плавления предохранителей или ток срабатывания релейной защиты от однофазных замыканий на землю или междуфазных замыканий, если в последнем случае защита обеспечивает отключение замыканий на землю. При этом ток замыкания на землю должен быть не менее полуторакратного тока срабатывания релейной защиты или трехкратного номинального тока предохранителей.

Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой этот ток имеет наибольшее значение.

1.7.59. В открытых электроустановках выше 1 кВ сетей с изолированной нейтралью вокруг площади, занимаемой оборудованием, на глубине не менее 0,5 м должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), к которому подсоединяется заземляемое оборудование. Если сопротивление заземляющего устройства выше 10 Ом (в соответствии с 1.7.69 для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом· м), то следует дополнительно проложить горизонтальные заземлители вдоль рядов оборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 м и на расстоянии 0,8—1,0 м от фундаментов или оснований оборудования.

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

1.7.60. Нейтраль генератора, трансформатора на стороне до 1 кВ должна быть присоединена к заземлителю при помощи заземляющего проводника. Сечение заземляющего проводника должно быть не менее указанного в табл. 1.7.1.

Использование нулевого рабочего проводника, идущего от нейтрали генератора или трансформатора на щит распределительного устройства, в качестве заземляющего проводника не допускается.

Указанный заземлитель должен быть расположен в непосредственной близости от генератора или трансформатора. В отдельных случаях, например, во внутрицеховых подстанциях заземлитель допускается сооружать непосредственно около стены здания.

1.7.61. Вывод нулевого рабочего проводника от нейтрали генератора или трансформатора на щит распределительного устройства должен быть выполнен при выводе фаз шинами — шиной на изоляторах, при выводе фаз кабелем (проводом) — жилой кабеля (провода). В кабелях с алюминиевой оболочкой допускается использовать оболочку в качестве нулевого рабочего проводника вместо четвертой жилы.

Проводимость нулевого рабочего проводника, идущего от нейтрали генератора или трансформатора, должна быть не менее 50 % проводимости вывода фаз.

1.7.62. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генераторов или трансформаторов 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 нулевого провода ВЛ до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной 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 r земли более 100 Ом· м допускается увеличивать указанные выше нормы в 0,01 r раз, но не более десятикратного.

1.7.63. На ВЛ зануление должно быть осуществлено нулевым рабочим проводом, проложенным на тех же опорах, что и фазные провода.

На концах ВЛ (или ответвлений от них) длиной более 200 м, а также на вводах от ВЛ к электроустановкам, которые подлежат занулению, должны быть выполнены повторные заземления нулевого рабочего провода. При этом в первую очередь следует использовать естественные заземлители, например подземные части опор (см 1.7.70), а также заземляющие устройства, выполненные для защиты от грозовых перенапряжений (см. 2.4.26).

Указанные повторные заземления выполняются, если более частые заземления не требуются по условиям защиты от грозовых перенапряжений.

Повторные заземления нулевого провода в сетях постоянного тока должны быть осуществлены при помощи отдельных искусственных заземлителей, которые не должны иметь металлических соединений с подземными трубопроводами. Заземляющие устройства на ВЛ постоянного тока, выполненные для защиты от грозовых перенапряжений (см. 2.4.26), рекомендуется использовать для повторного заземления нулевого рабочего провода.

Заземляющие проводники для повторных заземлений нулевого провода должны быть выбраны из условия длительного прохождения тока не менее 25 А. По механической прочности эти проводники должны иметь размеры не менее приведенных в табл. 1.7.1.

1.7.64. Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений нулевого рабочего провода каждой ВЛ в любое время года должно 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 r более 100 Ом· м допускается увеличивать указанные нормы в 0,01 r раз, но не более десятикратного.

 

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ НАПРЯЖЕНИЕМ до 1 кВ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

1.7.65. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для заземления электрооборудования, должно быть не более 4 Ом.

При мощности генераторов и трансформаторов 100 кВ А и менее заземляющие устройства могут иметь сопротивление не более 10 Ом. Если генераторы или трансформаторы работают параллельно, то сопротивление 10 Ом допускается при суммарной их мощности не более 100 кВ· А.

ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ В РАЙОНАХ С БОЛЬШИМ УДЕЛЬНЫМ СОПРОТИВЛЕНИЕМ ЗЕМЛИ

1.7.66. 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 (см. 1.7.52).

В скальных структурах допускается прокладывать горизонтальные заземлители на меньшей глубине, чем этого требуют 1.7.52-1.7.54, но не менее чем 0,15 м. Кроме того, допускается не выполнять требуемых 1.7.51 вертикальных заземлителей у входов и въездов.

1.7.67. 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.

1.7.68. В районах многолетней мерзлоты кроме рекомендаций, приведенных в 1.7.67, следует.

1) помещать заземлители в непромерзающие водоемы и талые зоны;

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 путем покрытия грунта над заземлителем слоем торфа или другого теплоизоляционного материала на зимний период и раскрытия их на летний период.

1.7.69. В электроустановках выше 1 кВ, а также в электроустановках до 1 кВ с изолированной нейтралью для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом· м, если мероприятия, предусмотренные 1.7.66-1.7.68, не позволяют получить приемлемые по экономическим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002 r раз, где r — эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом· м. При этом увеличение требуемых настоящей главой сопротивлений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного.

ЗАЗЕМЛИТЕЛИ

1.7.70. В качестве естественных заземлителей рекомендуется использовать :

1) проложенные в земле водопроводные и другие металлические трубопроводы, за исключением трубопроводов горючих жидкостей, горючих или взрывчатых газов и смесей;

2) обсадные трубы скважин;

3) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей;

4) металлические шунты гидротехнических сооружений, водоводы, затворы и т. п.;

5) свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле. Алюминиевые оболочки кабелей не допускается использовать в качестве естественных заземлителей.

Если оболочки кабелей служат единственными заземлителями, то в растете заземляющих устройств они должны учитываться при количестве кабелей не менее двух;

6) заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устройством электроустановки при помощи грозозащитного троса ВЛ, если трос не изолирован от опор ВЛ;

7) нулевые провода ВЛ до 1 кВ с повторными заземлителями при количестве ВЛ не менее двух;

8) рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных железных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устройства перемычек между рельсами.

1.7.71. Заземлители должны быть связаны с магистралями заземлений не менее чем двумя проводниками, присоединенными к заземлителю в разных местах. Это требование не распространяется на опоры ВЛ, повторное заземление нулевого провода и металлические оболочки кабелей.

1.7.72. Для искусственных заземлителей следует применять сталь.

Искусственные заземлители не должны иметь окраски.

Наименьшие размеры стальных искусственных заземлителей приведены ниже:

Диаметр круглых (прутковых) заземлителей, мм:

неоцинкованных 10
оцинкованных 6
Сечение прямоугольных заземлителей, мм2 48
Толщина прямоугольных заземлителей, мм 4
Толщина полок угловой стали, мм 4

Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ выбирается по термической стойкости (исходя из допустимой температуры нагрева 400 С° ).

Не следует располагать (использовать) заземлители в местах, где земля подсушивается под действием тепла трубопроводов и т. п. Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора.

В случае опасности коррозии заземлителей должно выполняться одно из следующих мероприятий:

увеличение сечения заземлителей с учетом расчетного срока их службы;

применение оцинкованных заземлителей;

применение электрической защиты.

В качестве искусственных заземлителей допускается применение заземлителей из электропроводящего бетона.

 

ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ И НУЛЕВЫЕ ЗАЩИТНЫЕ ПРОВОДНИКИ

1.7.73. В качестве нулевых защитных проводников должны быть в первую очередь использованы нулевые рабочие проводники (см. также 1.7.82).

В качестве заземляющих и нулевых защитных проводников могут быть использованы (исключения см. в гл. 7.3):

1) специально предусмотренные для этой цели проводники;

2) металлические конструкции зданий (фермы, колонны и т. п.);

3) арматура железобетонных строительных конструкций и фундаментов;

4) металлические конструкции производственного назначения (подкрановые пути, каркасы распределительных устройств, галереи, площадки, шахты лифтов, подъемников, элеваторов, обрамления каналов и т п.);

5) стальные трубы электропроводок;

6) алюминиевые оболочки кабелей;

7) металлические кожухи и опорные конструкции шинопроводов, металлические короба и лотки электроустановок;

8) металлические стационарные открыто проложенные трубопроводы всех назначений, кроме трубопроводов горючих и взрывоопасных веществ и смесей, канализации и центрального отопления.

Приведенные в пп. 2—8 проводники, конструкции и другие элементы могут служить единственными заземляющими или нулевыми защитными проводниками, если они по проводимости удовлетворяют требованиям настоящей главы и если обеспечена непрерывность электрической цепи на всем протяжении использования.

Заземляющие и нулевые защитные проводники должны быть защищены от коррозии.

1.7.74. Использование металлических оболочек трубчатых проводов, несущих тросов при тросовой электропроводке, металлических оболочек изоляционных трубок, металлорукавов, а также брони и свинцовых оболочек проводов и кабелей в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников запрещается. Использование для указанных целей свинцовых оболочек кабелей допускается лишь в реконструируемых городских электрических сетях 220/127 и 380/220 В.

В помещениях и в наружных установках, в которых требуется применение заземления или зануления, эти элементы должны быть заземлены или занулены и иметь надежные соединения на всем протяжении. Металлические соединительные муфты и коробки должны быть присоединены к броне и к металлическим оболочкам пайкой или болтовыми соединениями.

1.7.75. Магистрали заземления или зануления и ответвления от них в закрытых помещениях и в наружных установках должны быть доступны для осмотра и иметь сечения не менее приведенных в 1.7.76-1.7.79.

Требование о доступности для осмотра не распространяется на нулевые жилы и оболочки кабелей, на арматуру железобетонных конструкций, а также на заземляющие и нулевые защитные проводники, проложенные в трубах и в коробах, а также непосредственно в теле строительных конструкций (замоноличенные).

Ответвления от магистралей к электроприемникам до 1 кВ допускается прокладывать скрыто непосредственно в стене, под чистым полем и т. п. с защитой их от воздействия агрессивных сред. Такие ответвления не должны иметь соединений.

В наружных установках заземляющие и нулевые защитные проводники допускается прокладывать в земле, в полу или по краю площадок, фундаментов технологических установок и т. п.

Использование неизолированных алюминиевых проводников для прокладки в земле в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников не допускается.

1.7.76. Заземляющие и нулевые защитные проводники в электроустановках до 1 кВ должны иметь размеры не менее приведенных в табл. 1.7.1 (см. также 1.7.96 и 1.7.104).

Сечения (диаметры) нулевых защитных и нулевых рабочих проводников ВЛ должны выбираться в соответствии с требованиями гл. 2.4.

1.7.77. В электроустановках выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ температура заземляющих проводников не превысила 400 °С (кратковременный нагрев, соответствующий времени действия основной защиты и полного времени отключения выключателя).

Таблица 1.7.1. Наименьшие размеры заземляющих и нулевых защитных проводников

Наименование Медь Алюминий Сталь
в зданиях в наружных установках в земле
Неизолированные проводники:          
сечение, мм2 4 6
диаметр, мм 5 6 10
Изолированные провода: сечение, мм2 1,5* 2,5
Заземляющие и нулевые жилы кабелей и многожильных проводов в общей защитной оболочке с фазными жилами:          
сечение, мм2 1 2,5
Угловая сталь: толщина полки, мм 2 2,5 4
Полосовая сталь:          
сечение, мм2 24 48 48
толщина, мм 3 4 4
Водогазопроводные трубы (стальные): толщина стенки, мм 2,5 2,5 3,5
Тонкостенные трубы (сталь-ные): толщина стенки, мм 1,5 2,5 Не допускается

_____________ * При прокладке проводов а трубах сечение нулевых защитных проводников допускается применять равным 1 мм2, если фазные проводники имеют то же сечение.

1.7.78. В электроустановках до 1 кВ и выше с изолированной нейтралью проводимость заземляющих проводников должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников, а сечение — не менее приведенных в табл. 1.7.1 (см. также 1.7.96 и 1.7.104). Не требуется применения медных проводников сечением более 25 мм2, алюминиевых — 35 мм2, стальных — 120 мм2. В производственных помещениях с такими электрическими магистралями заземления из стальной полосы должны иметь сечение не менее 100 мм2. Допускается применение круглой стали того же сечения.

1.7.79. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с целью обеспечения автоматического отключения аварийного участка проводимость фазных и нулевых защитных проводников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток КЗ, превышающий не менее чем:

в 3 раза номинальный ток плавкого элемента ближайшего предохранителя;

в 3 раза номинальный ток нерегулируемого расцепителя или уставку тока регулируемого расцепителя автоматического выключателя, имеющего обратно зависимую от тока характеристику.

При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку), проводимость указанных проводников должна обеспечивать ток не ниже уставки тока мгновенного срабатывания, умноженной на коэффициент, учитывающий разброс (по заводским данным), и на коэффициент запаса 1,1. При отсутствии заводских данных для автоматических выключателей с номинальным током до 100 А кратность тока КЗ относительно уставки следует принимать не менее 1,4, а для автоматических выключателей с номинальным током более 100 А — не менее 1,25.

Полная проводимость нулевого защитного проводника во всех случаях должна быть не менее 50 % проводимости фазного проводника.

Если требования настоящего параграфа не удовлетворяются в отношении значения тока замыкания на корпус или на нулевой защитный проводник, то отключение при этих замыканиях должно обеспечиваться при помощи специальных защит.

1.7.80. В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью в целях удовлетворения требований, приведенных в 1.7.79, нулевые защитные проводники рекомендуется прокладывать совместно или в непосредственной близости с фазными.

1.7.81. Нулевые рабочие проводники должны быть рассчитаны на длительное протекание рабочего тока.

Рекомендуется в качестве нулевых рабочих проводников применять проводники с изоляцией, равноценной изоляции фазных проводников. Такая изоляция обязательна как для нулевых рабочих, так и для нулевых защитных проводников в тех местах, где применение неизолированных проводников может привести к образованию электрических пар или к повреждению изоляции фазных проводников в результате искрения между неизолированным нулевым проводником и оболочкой или конструкцией (например, при прокладке проводов в трубах, коробах, лотках). Такая изоляция не требуется, если в качестве нулевых рабочих и нулевых защитных проводников применяются кожухи и опорные конструкции комплектных шинопроводов и шины комплектных распределительных устройств (щитов, распределительных пунктов, сборок и т. п.), а также алюминиевые или свинцовые оболочки кабелей (см. 1.7.74 и 2.3.52).

В производственных помещениях с нормальной средой допускается использовать в качестве нулевых рабочих проводников указанные в 1.7.73 металлические конструкции, трубы, кожухи и опорные конструкции шинопроводов для питания одиночных однофазных электроприемников малой мощности, например: в сетях до 42 В; при включении на фазное напряжение одиночных катушек магнитных пускателей или контакторов; при включении на фазное напряжение электрического освещения и цепей управления и сигнализации на кранах.

1.7.82. Не допускается использовать в качестве нулевых защитных проводников нулевые рабочие проводники, идущие к переносным электроприемникам однофазного и постоянного тока. Для зануления таких электроприемников должен быть применен отдельный третий проводник, присоединяемый во втычном соединителе ответвительной коробки, в щите, щитке, сборке и т. п. к нулевому рабочему или нулевому защитному проводнику (см. также 6.1.20).

1.7.83. В цепи заземляющих и нулевых защитных проводников не должно быть разъединяющих приспособлений и предохранителей.

В цепи нулевых рабочих проводников, если они одновременно служат для целей зануления, допускается применение выключателей, которые одновременно с отключением нулевых рабочих проводников отключают все провода, находящиеся под напряжением (см. также 1.7.84).

Однополюсные выключатели следует устанавливать в фазных проводниках, а не в нулевом рабочем проводнике.

1.7.84. Нулевые защитные проводники линий не допускается использовать для зануления электрооборудования, питающегося по другим линиям.

Допускается использовать нулевые рабочие проводники осветительных линий для зануления .электрооборудования, питающегося по другим линиям, если все указанные линии питаются от одного трансформатора, проводимость их удовлетворяет требованиям настоящей главы и исключена возможность отсоединения нулевых рабочих проводников во время работы других линий. В таких случаях не должны применяться выключатели, отключающие нулевые рабочие проводники вместе с фазными.

1.7.85. В помещении сухих, без агрессивной среды, заземляющие и нулевые защитные проводники допускается прокладывать непосредственно по стенам.

Во влажных, сырых и особо сырых помещениях и в помещениях с агрессивной средой заземляющие и нулевые защитные проводники следует прокладывать на расстоянии от стен не менее чем 10 мм.

1.7.86. Заземляющие и нулевые защитные проводники должны быть предохранены от химических воздействий. В местах перекрещивания этих проводников с кабелями, трубопроводами, железнодорожными путями, в местах их ввода в здания и в других местах, где возможны механические повреждения заземляющих и нулевых защитных проводников, эти проводники должны быть защищены.

1.7.87. Прокладка заземляющих и нулевых защитных проводников в местах прохода через стены и перекрытия должна выполняться как правило, с их непосредственной заделкой. В этих местах проводники не должны иметь соединений и ответвлений.

1.7.88. У мест ввода заземляющих проводников в здания должны быть предусмотрены опознавательные знаки.

1.7.89. Использование специально проложенных заземляющих или нулевых защитных проводников для иных целей не допускается.

СОЕДИНЕНИЯ И ПРИСОЕДИНЕНИЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ И НУЛЕВЫХ ЗАЩИТНЫХ ПРОВОДНИКОВ

1.7.90. Соединения заземляющих и нулевых защитных проводников между собой должны обеспечивать надежный контакт и выполняться посредством сварки.

Допускается в помещениях и в наружных установках без агрессивных сред выполнять соединения заземляющих и нулевых защитных проводников другими способами, обеспечивающими требования ГОСТ 10434-82 “Соединения контактные электрические. Общие технические требования” ко 2-му классу соединений. При этом должны быть предусмотрены меры против ослабления и коррозии контактных соединений. Соединения заземляющих и нулевых защитных проводников электропроводок и ВЛ допускается выполнять теми же методами, что и фазных проводников.

Соединения заземляющих и нулевых защитных проводников должны быть доступны для осмотра.

1.7.91. Стальные трубы электропроводок, короба, лотки и другие конструкции, используемые в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников, должны иметь соединения, соответствующие требованиям ГОСТ 10434-82, предъявляемым ко 2-му классу соединений. Должен быть также обеспечен надежный контакт стальных труб с корпусами электрооборудования, в которые вводятся трубы, и с соединительными (ответвительными) металлическими коробками.

1.7.92. Места и способы соединения заземляющих проводников с протяженными естественными заземлителями (например, с трубопроводами) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ было обеспечено расчетное значение сопротивления заземляющего устройства. Водомеры, задвижки и т. п. должны иметь обходные проводники, обеспечивающие. непрерывность цепи заземления.

1.7.93. Присоединение заземляющих и нулевых защитных проводников к частям оборудования, подлежащим заземлению или занулению, должно быть выполнено сваркой или болтовым соединением. Присоединение должно быть доступно для осмотра. Для болтового присоединения должны быть предусмотрены меры против ослабления и коррозии контактного соединения.

Заземление или зануление оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся частях или частях, подверженных сотрясениям или вибрации, должно выполняться гибкими заземляющими или нулевыми защитными проводниками.

1.7.94. Каждая часть электроустановки, подлежащая заземлению или занулению, должна быть присоединена к сети заземления или зануления при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в заземляющий или нулевой защитный проводник заземляемых или зануляемых частей электроустановки не допускается.

ПЕРЕНОСНЫЕ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ

1.7.95. Питание переносных электроприемников 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) переносные электроприемники могут питаться либо непосредственно от сети, либо через разделительные или понижающие трансформаторы (см. 1.7.44).

Металлические корпуса переносных электроприемников выше 42 В переменного тока и выше 110 В постоянного тока в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках должны быть заземлены или занулены, за исключением электроприемников с двойной изоляцией или питающихся от разделительных трансформаторов.

1.7.96. Заземление или зануление переносных электроприемников должно осуществляться специальной жилой (третья — для электроприемников однофазного и постоянного тока, четвертая — для электроприемников трехфазного тока), расположенной в одной оболочке с фазными жилами переносного провода и присоединяемой к корпусу электроприемника и к специальному контакту вилки втычного соединителя (см. 1.7.97). Сечение этой жилы должно быть равным сечению фазных проводников. Использование для этой цели нулевого рабочего проводника, в том числе расположенного в общей оболочке, не допускается.

В связи с тем, что ГОСТ на некоторые марки кабелей предусматривает уменьшенное сечение четвертой жилы, разрешается для трехфазных переносных электроприемников применение таких кабелей впредь до соответствующего изменения ГОСТ.

Жилы проводов и кабелей, используемые для заземления или зануления переносных электроприемников, должны быть медными, гибкими, сечением не менее 1,5 мм2 для переносных электроприемников в промышленных установках и не менее 0,75 мм2 для бытовых переносных электроприемников.

1.7.97. Переносные электроприемники испытательных и экспериментальных установок, перемещение которых в период их работы не предусматривается, допускается заземлять с использованием стационарных или отдельных переносных заземляющих проводников. При этом стационарные заземляющие проводники должны удовлетворять требованиям 1.7.73-1.7.89, а переносные заземляющие проводники должны быть гибкими, медными, сечением не менее сечения фазных проводников, но не менее указанного в 1.7.96.

Во втычных соединителях переносных электроприемников, удлинительных проводов и кабелей к розетке должны быть подведены проводники со стороны источника питания, а к вилке — со стороны электроприемников.

Втычные соединители должны иметь специальные контакты, ккоторым присоединяются заземляющие и нулевые защитные проводники.

Соединение между этими контактами при включении должно устанавливаться до того, как войдут в соприкосновение контакты фазных проводников. Порядок разъединения контактов при отключении должен быть обратным.

Конструкция втычных соединителей должна быть такой, чтобы была исключена возможность соединения контактов фазных проводников с контактами заземления (зануления).

Если корпус втычного соединителя выполнен из металла, он должен быть электрически соединен с контактом заземления (зануления).

1.7.98. Заземляющие и нулевые защитные проводники переносных проводов и кабелей должны иметь отличительный признак.

ПЕРЕДВИЖНЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

1.7.99. Автономным передвижным источником питания электроэнергией называется такой источник, который позволяет осуществлять питание потребителей электроэнергией независимо от стационарных источников электроэнергии (энергосистемы).

1.7.100. Электроприемники передвижных установок могут получать питание от стационарных или передвижных источников питания электроэнергией с глухозаземленной или изолированной нейтралью.

1.7.101. Передвижные источники могут использоваться для питания электроприемников стационарных или передвижных установок.

1.7.102. При питании стационарных электроприемников от автономных передвижных источников режим нейтрали источника питания и защитные меры должны соответствовать режиму нейтрали и защитным мерам, принятым в сетях стационарных электроприемников.

1.7.103. При питании электроприемников передвижных установок от стационарных или передвижных источников с глухозаземленной нейтралью должны выполняться следующие защитные меры: зануление, зануление в сочетании с повторным заземлением, защитное отключение или зануление в сочетании с защитным отключением.

При выполнении зануления передвижных электроустановок проводимость фазных и нулевых защитных проводников должна соответствовать требованиям 1.7.79.

1.7.104. При питании электроприемников передвижных установок от стационарных и передвижных источников питания электроэнергией с изолированной нейтралью в качестве защитной меры должно выполняться защитное заземление в сочетании с металлической связью корпусов установки и источника электроэнергии или с защитным отключением (исключения — см. 1.7.107).

Сопротивление заземляющего устройства передвижных установок в этом случае должно соответствовать 1.7.57 и 1.7.65 (см. также 1.7.106).

Проводимость фазных проводников и проводников металлической связи должна соответствовать 1.7.79 при двухфазном замыкании на разные корпуса электрооборудования.

Допускается также не выполнять металлическую связь корпусов источника электроэнергии и установки, если как источник питания электроэнергией, так и передвижная установка имеют собственные контуры защитного заземления, обеспечивающие допустимый уровень напряжения прикосновения при двойном замыкании на разные корпуса электрооборудования.

1.7.105. При питании электроприемников передвижных установок от передвижных автономных источников питания нейтраль трехпроводных и четырехпроводных сетей трехфазного тока и выводы двухпроводных сетей однофазного тока, как правило, должны быть изолированы. В этом случае допускается выполнять защитное заземление только источника питания, а в качестве заземляющих проводников для заземления электроприемников использовать проводники металлической связи корпусов электрооборудования.

1.7.106. При питании электроприемников передвижных установок от передвижных автономных источников с изолированной нейтралью заземляющее устройство должно выполняться с соблюдением требований либо к его сопротивлению, либо к напряжению прикосновения при однополюсном замыкании на корпус. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к сопротивлению значение его сопротивления не должно превышать 25 Ом.

Допускается повышение указанного значения сопротивления заземляющего устройства в соответствии с 1.7.69.

При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к напряжению прикосновения сопротивление не нормируется.

1.7.107. Допускается не выполнять защитное заземление электроприемников передвижных электроустановок, питающихся от автономных передвижных источников питания с изолированной нейтралью, в следующих случаях: .

1) если источник питания электроэнергией и электроприемники расположены непосредственно на передвижной установке, их корпуса соединены металлической связью, а от источника не питаются другие электроустановки;

2) если установки (не более двух) питаются от специально предназначенного для них источника электроэнергии, не питающего другие электроустановки, и находятся на расстоянии не более 50 м от источника электроэнергии, а корпуса источника и установки соединены при помощи проводников металлической связи.

Количество электроустановок и длина питающих их кабелей не нормируются, если значения напряжений прикосновения при однополюсном замыкании на землю не превышают нормированных. Эти значения должны быть определены специальным расчетом или экспериментально;

3) если сопротивление заземляющего устройства, рассчитанного по напряжению прикосновения при однополюсных замыканиях на корпус, выше сопротивления рабочего заземления устройства постоянного контроля сопротивления изоляции.

1.7.108. Автономные передвижные источники питания с изолированной нейтралью должны иметь устройство постоянного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса источника электроэнергии (земли). Должна быть обеспечена возможность проверки исправности устройства контроля изоляции и его отключения.

1.7.109. Корпуса электроприемников передвижной установки должны иметь надежную металлическую связь с корпусом этой установки. При этом прокладка специальных проводников металлической связи не требуется при выполнении условия 1.7.48, п. 1.

1.7.110. При выполнении металлической связи корпуса источника питания с корпусом передвижной установки в качестве проводников металлической связи корпусов электрооборудования могут применяться:

1) пятая жила кабеля в трехфазных сетях с нулевым рабочий проводником;

2) четвертая жила кабеля в трехфазных сетях без нулевого рабочего проводника;

3) третья жила кабеля в однофазных сетях.

Проводимость фазных проводников и проводимость металлической связи должна соответствовать 1.7.79.

1.7.111. Заземляющие и нулевые защитные проводники, а также проводники металлической связи корпусов оборудования должны быть медными, гибкими, как правило, находиться в общей оболочке с фазными проводниками и иметь равное с ними сечение.

В сетях с изолированной нейтралью допускается прокладка заземляющих проводников металлической связи корпусов оборудования отдельно от фазных проводников. При этом их сечение должно быть не менее 2,5 мм2.

Для трехфазных электроприемников передвижных установок допускается применение кабелей с сечением четвертой жилы меньше сечения фазной жилы до изменения ГОСТ на соответствующие кабели

1.7.112. В автономных передвижных источниках электроэнергии трехфазного тока допускается использование кулевого рабочего проводника в качестве заземляющего проводника на участке от нейтрали генератора до зажимов на щите распределительного устройства.

1.7.113. В передвижных электроустановках с автономными передвижными источниками питания допускается наличие разъединяющих приспособлений в цепях всех проводников трехфазной и однофазной сети и проводников металлической связи корпусов электрооборудования.

1.7.114. При использовании защитного отключения в качестве защитной меры в передвижных электроустановках питающее напряжение должно отключаться устройствами, установленными до ввода в установку.

ГЛАВА 1.8*

НОРМЫ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.8.1. Электрооборудование до 500 кВ, вновь вводимое в эксплуатацию в энергосистемах и у потребителей, должно быть подвергнуто приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с требованиями настоящей главы.

В случаях, кода указаниями Минэнерго СССР предусматриваются повышенные требования по сравнению с требованиями настоящей главы, при испытаниях электрооборудования, вводимого в эксплуатацию энергосистемами, следует руководствоваться указаниями Министерства. Этими же указаниями следует руководствоваться при испытаниях электрооборудования напряжением выше 500 кВ.

При проведении приемо-сдаточных 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 Минэнерго СССР.

Устройства защиты и автоматики электропривода и других электроустановок (кроме электростанций и подстанций) потребителей проверяются по инструкциям Минмонтажспецстроя СССР и других заинтересованных министерств и ведомств. При этом типовые инструкции при необходимости должны быть согласованы с Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР.

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 рассмотрения результатов всех испытаний, относящихся к данной единице оборудования.

1.8.5. Все измерения, испытания и опробования в соответствии с действующими директивными документами, инструкциями заводов-изготовителей и настоящими нормами, произведенные монтажным персоналом в процессе монтажу, а также наладочным персоналом непосредственно перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и протоколами

1.8.6. Испытание повышенным напряжением обязательно для всего электрооборудования 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств — и для электрооборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных в настоящей главе.

_____________ * Согласована с Госстроем СССР 28 мая 1974 г.; утверждена Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 21 января 1975 г.

1.8.7. Изоляторы и оборудование с номинальным напряжением, превышающим номинальное напряжение установки, в которой они применены, могут испытываться повышенным напряжением по нормам для соответствующего класса изоляции электроустановки.

1.8.8. Изоляция электрооборудования иностранных фирм (кроме вращающихся машин), имеющая электрическую прочность ниже предусмотренной нормами настоящей главы, должна испытываться напряжением, составляющим 90 % заводского испытательного напряжения, если нет других указаний поставщика.

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 2,5 кВ. Если при этом значение сопротивления меньше приведенного в нормах, испытание напряжением 1 кВ промышленной частоты является обязательным.

Испытание напряжением промышленной частоты изоляции вторичных цепей с рабочим напряжением более 60 В электроустановок энергосистем 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 в течение 1 мин (или 5 мин) внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания.

2. Электрооборудование с нормальной изоляцией — электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжениипри обычных мерах по грозозащите.

3. Электрооборудование с облегченной изоляцией — электрооборудование, предназначенное для применения лишь в установках, не подверженных действию атмосферных перенапряжений или оборудованных специальными устройствами грозозащиты, ограничивающими амплитудное значение атмосферных 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 электрической системы, для работы в которой предназначено данное электрооборудование.

СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ И КОМПЕНСАТОРЫ

1.8.13. 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. При решении вопроса о необходимости сушки компаундированной, термореактивной и гильзовой изоляции обмотки статора синхронного генератора или синхронного компенсатора следует руководствоваться указаниями разд. 3 “Силовое электрооборудование” СНиП III-33-76* “Правила производства и приемки работ. Электротехнические устройства” Госстроя СССР.

Для генераторов с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

Для турбогенераторов типа ТГВ-300 допускается включение без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если остальные характеристики изоляции (R60/R15 и R60) удовлетворяют установленным нормам.

2. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1.

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 типов ТГВ-200 и ТГВ-300 следует принимать в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих генераторов.

Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения — от 0,2 Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжения выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.

Оценки полученной характеристики производятся в соответствии с требованиями разд. 3 “Силовое электрооборудование” СНиП III-33-76* Госстроя СССР.

Таблица 1.8.1. Допустимое сопротивление изоляции

Испытуемый объект Напряжение мегаом-мегра, кВ Сопротивление изоляции
Обмотка статора напряжением до 1 к В (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз) 1 Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 ° С
То же напряжением выше 1 кВ 2,5 Должно соответствовать требованиям, приведенным в разд. 3 “Силовое электрооборудование” СНиП III-33-76*. У генераторов с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется без воды в обмотке статора при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения
Обмотка ротора 1 (допускается 0,5) Не менее 0,5 МОм при температуре 10—30 ° С. Допускается ввод в эксплуатацию неявнополюсных роторов, имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре +75 ° С или 20 кОм при +20 ° С
Подшипники генератора и сопряженного с ним возбудителя 1 Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах, должно быть не менее 0,3 МОм для гидрогенератора и не менее 1 МОм для турбогенератора. Для гидрогенератора измерение производится, если позволяет конструкция генератора
Водородные уплотнения вала 1 Не менее 1 МОм
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТВВ 1 Сопротивление изоляции, измеренное относительно внутреннего щита и между полущитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм
Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТГВ   Сопротивление изоляции, измеренное между частями диффузоров, должно быть не менее 1 МОм
Доступные изолированные стяжные, болты стали статора 1 Не менее 1 МОм
Диффузор и обтекатель у турбогенераторов серии ТГВ 0,5 Сопротивление изоляции, измеренное между уплотнением и задним диском диффузора, диффузором и внутренним щитом, обтекателем и внутренним щитом, двумя половинками обтекателя, должно быть не менее 1 МОм
Термоиндикаторы генераторов и синхронных компенсаторов:

с косвенным охлаждением обмоток статора

 

0,25

 

Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением Соединительных проводов, должно быть не менее 1 МОм

с непосредственным охлаж-дением обмоток статора

0,5 Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 0,5 МОм
Цепи возбуждения генератора и возбудителя (без обмоток ротора и электромашинного возбу-дителя) 1 (допускается 0,5) Сопротивление изоляции, измеренное с сопротивлением всей присоединенной аппаратуры, должно быть не менее 1 МОм

Таблица 1.8.2. Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов

Мощность генератора, МВт, компенсатора, МВ· А Номинальное напряжение, кВ Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Менее 1 Все напряжения 2,4 Uном + 1,2
1 и более До 3,3 2,4 Uном + 1,2
Выше 3,3 до 6,6 3 Uном
Выше 6,6 2,4 Uном + 3,6

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.

Таблица 1.8.3. Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов

Испытуемый объект Характеристика электрической машины Испытательное напряжение, кВ
Обмотка статора синхронного генератора и компенсатора Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В 1,6 Uном + 0,8, но не менее 1,2
Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ 1,6 Uном + 0,8
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ 2 Uном
Цепи возбуждения генератора со всей присоединенной аппаратурой (без обмоток ротора и возбудителя) 1
Реостат возбуждения 1
Резистор гашения поля 2
Заземляющий резистор 1,5 Uном генератора
Обмотка статора синхронных генераторов, у которых стыковка частей Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение выше 6,6 кВ 1,6 Uном + 2,4
статора производится на месте монтажа (гидроге-нераторы) по окончании Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В 2 Uном + 1, но не менее 1,5
полной сборки обмотки и изолировки соединений Мощность более 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ 2 Uном +1
То же, но номинальное напряжение выше 3,3 кВ до 6,6 кВ 2,5 Uном
То же, но номинальное напряжение выше 6,6 кВ 2 Uном + 3
Обмотка явнополюсного ротора 7,5 Uном возбуждения генератора, но не менее 1,1 и не более 2,8
Обмотка неявнополюсного ротора 1 (в том случае, если это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя)

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 торцовых 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 75 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.

5. Измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4.

Таблица 1.8.4. Допустимое отклонение сопротивления постоянному току

Испытуемый объект Норма
Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности) 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 %.
Обмотка ротора Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2 %. У явно-полюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно
Резистор гашения поля, реостаты возбуждения Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10 %

6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Измерение следует производить при напряжении не более 220 В на трех-четырех ступенях частот вращения, включая номинальную, а также в неподвижном состоянии. Для явнополюсных машин при неизолированных местах соединений в неподвижном состоянии измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно. Отклонения измеренных значений от данных завода-изготовителя или от среднего сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения.

7. Измерение воздушного зазора между статором и ротором генератора. Если инструкциями на генераторы отдельных типов не предусмотрены более жесткие нормы, то зазоры в диаметрально противоположных точках могут отличаться друг от друга не более чем:

на 5 % среднего значения (равного их полусумме) — для турбогенераторов 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников;

на 10 % — для остальных турбогенераторов;

на 20 % — для гидрогенераторов.

Измерение зазора у явнополюсных машин производится под всеми полюсами.

8. Проверка и испытание системы возбуждения. Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14. Проверка и испытание полупроводниковых высокочастотных возбудителей производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

9. Определение характеристик генератора:

а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах точности измерения.

Снижение измеренной характеристики, которое превышает точность 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 не имеется характеристики, снятой 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 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 точности измерения.

10. 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. 9. При этом следует проверить симметрию напряжении по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении — 5 мин. Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостою хода.

11. Измерение вибрации. Вибрация (удвоенная амплитуда колебаний) подшипников синхронных генераторов и компенсаторов, измеренная в трех направлениях (у гидрогенераторов вертикального исполнения производится измерение вибрации крестовины со встроенными в нее направляющими подшипниками), и их возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл. 1.8.5.

12. Проверка и испытание системы охлаждения. Производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

13. Проверка и испытание системы маслоснабжения. Производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

14. 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.

Таблица 1.8.5. Наибольшая допустимая вибрация подшипников (крестовины) синхронных генераторов, компенсаторов и их возбудителей

Номинальная частота вращения ротора, мин– 1 3000* 1500-500** 375-214 187 До 100
Вибрация, мкм 40 70 100 150 180

_____________ * Для генераторов блоков мощностью 150 МВт и более вибрация не должна превышать 30 мкм.

_____________ **Для синхронных компенсаторов с частотой вращения ротора 750-1000 мин– 1 вибрация не должна превышать 80 мкм.

15. Испытание генератора (компенсатора) под нагрузкой. Нагрузка определяется практическими возможностями в период приемо-сдаточных испытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать паспортным данным.

16. Измерение остаточного напряжения генератора при отключении АГП в цепи ротора. Значение остаточного напряжения не нормируется.

17. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора. Значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени не нормируются.

МАШИНЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА

1.8.14. Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440 В следует испытывать по пп. 1, 2, 4, в, 8; все остальные — дополнительно по пп. 3, 4, а, 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.

1. Определение возможности без сушки машин постоянного тока. Следует производить в соответствии с разд. 3 “Силовое электрооборудование” СНиП III-33-76* Госстроя СССР.

2. Измерение сопротивления изоляции. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса и бандажей машины, а также между обмотками производится мегаомметром на напряжение 1 кВ.

Сопротивление изоляции должно быть не ниже:

между обмотками и каждой обмотки относительно корпуса при температуре 10-30 ° С 0,5 МОм:

бандажей якоря (кроме возбудителей) не нормируется;

бандажей якоря возбудителя 1 МОм.

3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание производится по нормам, приведенным в табл. 1.8.6. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления постоянному току:

а) обмоток возбуждения. Значение сопротивления должно отличаться от данных завода-изготовителя 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 закономерные колебания этих величин обусловлены схемой соединения обмоток;

в) реостатов и пускорегулировочных резисторов. Измеряется общее сопротивление и проверяется целость отпаек. Значения сопротивлений должны отличаться от данных завода изготовителя не более чем на 10 %.

Таблица 1.8.6. Испытательное напряжете промышленной частоты для изоляции машин постоянного тока

Испытуемый объект Характеристика электрической машины Испытательное напряжение, кВ
Обмотка машины постоянного тока (кроме возбудителя синхронной машины) Номинальное напряжение до 100 В 1,6 Uном + 0,8
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В 1,6 Uном + 0,8, но не менее 1,2
Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение выше 100 В 1,6 Uном + 0,8
Обмотки возбудителя синхронного генератора 8 Uном, но не менее 1,2 и не более 2,8
Обмотки возбудителя синхронного двигателя (синхронного компенсатора) 8 Uном, но не менее 1,2
Бандажи якоря 1
Реостаты и пускорегулиро-вочные резисторы (испытание может проводиться совместно с цепями возбуждения) 1

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 5 мин.

Отклонение полученных значений характеристики от значений заводской характеристики должно находиться в пределах точности 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. Размеры зазора в диаметрально противоположных точках должны отличаться один от другого не более чем на 10 % среднего размера зазора. Для возбудителей турбогенераторов 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.

При работе под нагрузкой проверяется степень искрения, которая оценивается по шкале, приведенной в табл. 1.8.7.

Таблица 1.8.7. Характеристика искрения коллектора

Степень искрения Характеристика степени искрения Состояние коллектора и щеток
1 Отсутствие искрения Отсутствие почернения на коллекторе и нагара на щетках
1,25 Слабое точечное искренне под небольшой частью щетки То же
1,5 Слабое искренне под большей частью щетки Появление следов почернения на коллекторе, легко устраняемых при протирании поверхности коллектора бензином, а также появление следов нагара на щетках
2 Искрение под всем краем щетки появляется только при кратковременных толчках нагрузки и перегрузки Появление следов почернения на коллекторе, не устраняемых при протирании поверхности коллектора бензином, а также появление следов нагара на щетках
3 Значительное искрение под всем краем щетки с наличием крупных и вылетающих искр. Допускается только для моментов прямого (без реостатных ступеней) включения или реверсирования машин, если при этом коллектор и щетки остаются в состоянии, пригодном для дальнейшей работы Значительное почернение на коллекторе, не устраняемое протиранием поверхности коллектора бензином, а также подгар и разрушение щеток

Если степень искрения специально не оговорена заводом-изготовителем, то при номинальном режиме она должна быть не выше 1,5.

ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

1.8.15. Электродвигатели переменного тока до 1 кВ испытываются по пп. 2, 4, б, 10, 11.

Электродвигатели переменного тока выше 1 кВ испытываются по пп. 1-4, 7, 9-11.

По пп. 5, 6, 8 испытываются электродвигатели, поступающие на монтаж в разобранном виде.

1. Определение возможности включения без сушки электродвигателей напряжением выше 1 кВ. Следует производить в соответствии с разд. 3 “Силовое электрооборудование” СНиП-33-76* Госстроя СССР.

2. Измерение сопротивления изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать требованиям инструкции, указанной в п. 1. В остальных случаях сопротивление изоляции должно соответствовать нормам, приведенным в табл. 1.8.8.

Таблица 1.8.8. Допустимое сопротивление изоляции электродвигателей переменного тока

Испытуемый объект Напряжение мегаомметра, кВ Сопротивление изоляции
Обмотка статора напряжением до 1 кВ 1 Не менее 0,5 МОм при температуре 10—30 ° С
Обмотка ротора синхронного электродвигателя и электро-двигателя с фазным ротором 0,5 Не менее 0,2 МОм при температуре 10-30 ° С (допускается не ниже 2 кОм при +75 ° С или 20 кОм при +20 ° С для неявнополюсных роторов)
Термоиндикатор 0,25 Не нормируется
Подшипники синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ   Не нормируется (измерение производится относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах)

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 производить испытание всей обмотки относительно корпуса.

Значения испытательных напряжении приведены в табл. 1.8.9. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления постоянному току:

а) обмоток статора и ротора. Производится при мощности электродвигателей 300 кВт и более.

Измеренные сопротивления обмоток различных фаз должны отличатся друг от друга или от заводских данных не более чем на 2 %;

б) реостатов и пускорегулировочных резисторов. Измеряется общее сопротивление и проверяется целость отпаек. Значение сопротивления должно отличаться от паспортных данных не более чем на 10 %.

5. Измерение зазоров между сталью ротора и статора. Размеры воздушных зазоров в диаметрально противоположных точках или точках, сдвинутых относительно оси ротора на 90° , должны отличаться не более чем на 10 % среднего размера.

6. Измерение зазоров в подшипниках скольжения. Размеры зазоров приведены в табл. 1.8.10.

Таблица 1.8.9. Испытательное напряжение промышленной частоты для электродвигателей переменного тока

Испытуемый объект Характеристика электродвигателя Испытательное напряжение, к В
Обмотка статора Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 1 кВ 1,6 Uном + 0,8
Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ 1,6 Uном + 0,8
Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение выше 3,3 до 6,6 кВ 2 Uном
Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение выше 6,6 кВ 1,6 Uном + 2,4
Обмотка ротора синхронного электродвигателя 8 Uном системы возбуж-дения, но не менее 1,2
Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором 1
Реостат и пускорегулиро-вочный резистор 1
Резистор гашения поля синхронного электродвигателя 2

7. Измерение вибрации подшипников электродвигателя. Значения вибрации, измеренной на каждом подшипнике, должны быть не более значений, приведенных ниже:

Синхронная частота вращения электродвигателя, Гц 50 25 16,7 12,5 и ниже
Допустимая вибрация, мкм 50 100 130 160

8. Измерение разбега ротора в осевом направлении. Производится для электродвигателей, имеющих подшипники скольжения. Осевой разбег не должен превышать 2—4 мм.

9. Испытание воздухоохладителя гидравлическим давлением. Производится избыточным гидравлическим давлением 0,2—0,25 МПа (2—2,5 кгс/см2). Продолжительность испытания 10 мин. При этом не должно наблюдаться снижение давления или утечки жидкости, применяемой при испытании.

10. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом. Продолжительность проверки не менее 1 ч.

11. 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.

Таблица 1.8.10. Наибольший допустимый зазор в подшипниках скольжения электродвигателей

Номинальный диаметр вала, мм Зазор, мм, при частоте вращения, Гц
Менее 16,7 16,7 — 25 более 25
18-30 0,040-0,093 0,060-0,130 0,140-0,280
30-50 0,050-0,112 0,075-0,160 0,170-0,340
50-80 0,065-0,135 0,095-0,195 0,200-0,400
80-120 0,080-0,160 0,120-0,235 0,230-0,460
120-180 0,100-0,195 0,150-0,285 0,260-0,580
180-260 0,120-0,225 0,180-0,300 0,300-0,600
260-360 0,140-0,250 0,210-0,380 0,340-0,680
360-500 0,170-0,305 0,250-0,440 0,380-0,760

СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ, АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ, МАСЛЯНЫЕ РЕАКТОРЫ И ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ (ДУГОГАСЯЩИЕ КАТУШКИ)

1.8.16. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ· А испытываются по пп. 1, 2, 4, 8, 9, 11—14.

Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ· А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по пп. 1—8, 12, 14.

1. Определение условий включения трансформаторов. Следует производить в соответствии с инструкцией “Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию” (РТМ 16.800.723-80).

2. Измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R60, коэффициент абсорбции R60/R15, тангенс угла диэлектрических потерь и отношения С2/С50и D С/С регламентируются инструкцией по п. 1.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.11. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не обязательно.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.11 для аппаратов с облегченной изоляцией.

Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.11, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

Таблица 1.8.11. Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

Класс напряжения обмотки, кВ Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции Класс напряжения обмотки, кВ Испытательное напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ, для изоляции
нормальной облегченной нормальной облегченной
До 0,69 4,5 2,7 35 76,5
3 16,2 9 110 180
6 22,5 15,4 150 207
10 31,5 21,6 220 292,5
15 40,5 33,3 330 414
20 49,5 500 612

Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ 18472-82, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.

Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса.

Изоляция линейного вывода обмотки трансформаторов классов напряжения 110 кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ), испытывается только индуктированным напряжением, а изоляция нейтрали — приложенным напряжением;

б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1—2 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях, если для этого не потребуется выемки сердечника. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2 % от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.

5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 1°/ц от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.

6. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.

7. Измерение тока и потерь холостого хода. Производится одно из измерений, указанных ниже:

а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;

б) при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

8. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы. Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.

9. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков 0,6 м; для баков волнистых, радиаторных или с охладителями 0,3 м.

Продолжительность испытания 3 ч при температуре масла не ниже +10 ° С. При испытании не должно наблюдаться течи масла.

10. Проверка системы охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.

11. Проверка состояния силикагеля. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.

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, 2, 4—12 табл. 1.8.38.

Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна).

Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110—220 кВ должна быть не ниже 35 кВ и в трансформаторах напряжением 330 — 500 кВ — не ниже 45 кВ.

Масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытывается по показателям пп. 1-6 и 12 табл. 1.8.38.

Испытание масла из трансформаторов с массой масла более 1 т, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытания масла перед включением в работу производится по показателям пп. 1-11 табл. 1.8.38, а масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, кроме того, по п. 12 табл. 1.8.38.

Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его под напряжение после монтажа производится по показателям пп. 1-6 табл. 1.8.38.

При испытании масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям пп. 1—6 табл. 1.8.38 следует производить и измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла следует производить также у трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.

Масло из трансформаторов I и II габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 мес до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1. и 2 табл. 1.8.38.

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 1.8.31.

16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17.

ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ

1.8.17. Измерительные трансформаторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления изоляции:

а) первичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение сопротивления изоляции не нормируется.

Для трансформаторов тока напряжением 330 кВ типа ТФКН-330 измерение сопротивления изоляции производится по отдельным зонам; при этом значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в табл. 1.8.12.

б) вторичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 500 или 1000 В.

Сопротивление изоляции вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.

2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Производится для трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше.

Таблица 1.8.12. Наименьшее допустимое сопротивление изоляции первичных обмоток трансформаторов тока типа ТФКН-330

Измеряемый участок изоляции Сопротивление изоляции, МОм
Основная изоляция относительно предпоследней обкладки 5000
Измерительный конденсатор (изоляция между предпоследней и последней обкладками) 3000
Наружный слой первичной обмотки (изоляция последней обкладки относительно корпуса) 1000

Таблица 1.8.13. Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока

Наименование испытуемого объекта Тангенс угла диэлектрических потерь, %, при номинальном напряжении, кВ
110 150 — 220 330 500
Маслонаполненные трансформаторы тока (основная изоляция) 2,0 1,5 1,0
Трансформаторы тока типа ТФКН-330:        
основная изоляция относительно предпоследней обкладки 0,6
Измерительный конденсатор (изоляция между предпоследней и последней обкладками) 0,8
Наружный слой первичной обмотки (изоляция последней обкладки относительно корпуса) 1,2

Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока при температуре +20 ° С не должен превышать значений, приведенных в табл. 1.8.13.

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции первичных обмоток. Испытание является обязательным для трансформаторов тока и трансформаторов напряжения до 35 кВ (кроме трансформаторов напряжения с ослабленной изоляцией одного из выводов).

Значения испытательных напряжений для измерительных трансформаторов указаны в табл. 1.8.14.

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения: для трансформаторов напряжения 1 мин; для трансформаторов тока с керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией 1 мин; для трансформаторов тока с изоляцией из твердых органических материалов или кабельных масс 5 мин;

б) изоляции вторичных обмоток. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями составляет 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

4. Измерение тока холостого хода. Производится для каскадных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше на вторичной обмотке при номинальном напряжении. Значение тока холостого хода не нормируется.

5. Снятие характеристик намагничивания магнитопровода трансформаторов тока. Следует производить при изменении тока от нуля до номинального, если для этого не требуется напряжение выше 380 В.

Таблица 1.8.14. Испытательное напряжение промышленной частоты для измерительных трансформаторов

Исполнение изоляции измерительного трансформатора Испытательное напряжение, кВ, при номинальном напряжении, кВ
3 6 10 15 20 35
Нормальная 21,6 28,8 37,8 49,5 58,5 85,5
Ослабленная 9 14 22 33

Для трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов и т. п., когда необходимо проведение расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки применительно к условиям прохождения токов выше номинального, снятие характеристик производится при изменении тока от нуля до такого значения, при котором начинается насыщение магнитопровода.

При наличии у обмоток ответвлений характеристики следует снимать на рабочем ответвлении.

Снятые характеристики сопоставляются с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания других однотипных исправных трансформаторов тока.

6. Проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных) измерительных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Полярность и группа соединений должны соответствовать паспортным данным.

7. Измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Производится для встроенных трансформаторов тока и трансформаторов, имеющих переключающее устройство (на всех положениях переключателя). Отклонение найденного значения коэффициента от паспортного должно быть в пределах точности измерения.

8. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится у первичных обмоток трансформаторов тока напряжением 10 кВ и выше, имеющих переключающее устройство, и у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения. Отклонение измеренного значения сопротивления обмотки от паспортного или от сопротивления обмоток других фаз не должно превышать 2 %.

9. Испытание трансформаторного масла. Производится у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше согласно 1.8.33.

Для измерительных трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, следует произвести испытание масла по п. 12 табл. 1.8.38.

У маслонаполненных каскадных измерительных трансформаторов оценка состояния масла в отдельных ступенях производится по нормам, соответствующим номинальному рабочему напряжению ступени (каскада).

10. Испытание емкостных трансформаторов напряжения типа НДЕ. Производится согласно инструкции завода-изготовителя.

11. Испытание вентильных разрядников трансформаторов напряжения типа НДЕ. Производится в соответствии с 1.8.28.

МАСЛЯНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

1.8.18. Масляные выключатели всех классов напряжения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления изоляции:

а) подвижных и направляющих частей, выполненных из органических материалов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5кВ.

Сопротивление изоляции не должно быть менее 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 1.8.34.

2. Испытание вводов. Производится в соответствии с 1.8.31.

3. Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств. Производится для выключателей 35 кВ с установленными вводами путем измерения тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Внутрибаковая изоляция подлежит сушке, если измеренное значение тангенса в 2 раза превышает тангенс угла диэлектрических потерь вводов, измеренный при полном исключении влияния внутрибаковой изоляции дугогасительных устройств, т. е. до установки вводов в выключатель.

Таблица 1.8.15. Испытательное напряжение промышленной частоты для внешней изоляции аппаратов

Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ, для аппаратов с изоляцией
нормальной керамической нормальной из органических материалов облегченной керамической облегченной из органических материалов
3 24 21,6 13 11,7
6 32 28,8 21 18,9
10 42 37,8 32 28,8
15 . 55 49,5 48 43,2
20 65 58,5
35 95 85,5

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 8.15. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин;

б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов включения и отключения. Значение испытательного напряжения 1кВ. Продолжительность 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 завода-изготовителя;

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 данным заводов-изготовителей.

6. Измерение скоростных и 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, а также независимо от класса напряжения в тех случаях, когда это требуется инструкцией завода-изготовителя. Измеренные характеристики должны соответствовать данным заводов-изготовителей.

7. Измерение хода подвижных частей (траверс) выключателя, вжима контактов при включении, одновременности замыкания и размыкания контактов. Полученные значения должны соответствовать данным 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. Производится на участке хода подвижных контактов при выключении — от момента замыкания первичной цепи выключателя (с учетом промежутка между его контактами, пробиваемого при сближении последних) до полного включения положения. При этом должны учитываться специфические требования, обусловленные конструкцией привода и определяющие необходимость проверки действия механизма свободного расцепления при поднятом до упора сердечнике электромагнита включения или при незаведенных пружинах (грузе) и т. д.

10. Проверка напряжения (давления) срабатывания приводов выключателей. Производится (без тока в первичной цепи выключателя) с целью определения фактических замечаний напряжения на зажимах электромагнитов приводов или давления сжатого воздуха пневмоприводов, при которых выключатели сохраняют работоспособность, т. е. выполняют операции включения и отключения от начала до конца. При этом временные и скоростные характеристики могут не соответствовать нормируемым значениям.

Напряжение срабатывания должно быть на 15—20 % меньше нижнего предела рабочего напряжения на зажимах электромагнитов приводов, а давление срабатывания пневмоприводов — на 20—30 % меньше нижнего предела рабочего давления. Работоспособность выключателя с пружинным приводом необходимо проверить при уменьшенном натяге включающих пружин согласно указаниям инструкций заводов-изготовителей.

Масляные выключатели должны обеспечивать надежную работу при следующих значениях напряжения на зажимах электромагнитов приводов: при отключении 65—120 %, номинального; при включении выключателей 80—110 %, номинального (с номинальным током включения до 50 кА) и 85—110 % номинального (с номинальным током включения более 50 кА). Для выключателей с пневмоприводами диапазон изменения рабочего давления должен быть не менее 90—110 % номинального. При указанных значениях нижних пределов рабочего напряжения (давления) приводов выключатели (без тока в первичной цепи) должны обеспечивать нормируемые заводами-изготовителями для соответствующих условий временные и скоростные характеристики.

11. Испытание выключателя многократными включениями и отключениями. Многократные опробования масляных выключателей производятся при напряжении на зажимах электромагнитов: включения 110, 100, 80 (85) % номинального и минимальном напряжении срабатывания; отключения 120, 100, 65 % номинального и минимальном напряжении срабатывания.

Количество операций при пониженном и повышенном напряжениях должно быть 3—5, а при номинальном напряжении—10.

Кроме того, выключатели следует подвергнуть 3— 5-кратному опробованию в цикле В — О (без выдержки времени), а выключатели, предназначенные для работы в режиме АПВ, также 2—3-кратному опробованию в циклах О—В и О—В—О. Работа выключателя в сложных циклах должна проверяться при номинальном и пониженном до 80 % (85 %) номинального напряжения на зажимах электромагнитов приводов.

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 1.8.33.

13. Испытание встроенных трансформаторов тока. Производится в соответствиис 1.8.17.

ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ

1.8.19. Воздушные выключатели всех классов напряжения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

Таблица 1.8.16. Наименьшее допустимое сопротивление опорной изоляции и изоляции подвижных частей воздушных выключателей

Испытуемый объект Сопротивление изоляции, МОм, при номинальном напряжении выключателя, кВ
До 15 20 — 35 110 и выше
Опорный изолятор, воздухопровод и тяга (каждое в отдельности), изготовленные из фарфора 1000 5000 5000
Тяга, изготовленная из органических материалов 3000

1. Измерение сопротивления изоляции:

а) опорных изоляторов, изоляторов гасительных камер и отделителей и изолирующих тяг выключателей всех классов напряжений. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ или от источника напряжения выпрямленного тока.

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. 1.8.16;

б) вторичных цепей, обмоток электромагнитов включения и отключения. Производится в соответствии с 1.8.34.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции выключателей. Обязательно для выключателей до 35 кВ.

Опорную цельнофарфоровую изоляцию выключателей следует испытывать повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с табл. 1.8.17. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Изоляция выключателей, состоящая из многоэлементных изоляторов, испытывается в соответствии с 1.8.32;

б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.34.

3. Измерение сопротивления постоянному току:

а) контактов воздушных выключателей всех классов напряжения. Измерению подлежит сопротивление контактов каждого элемента гасительной камеры, отделителя, ножа и т. п. в отдельности. Наибольшие допустимые значения сопротивления контактов воздушных выключателей приведены в табл. 1.8.17.

б) обмоток электромагнитов включения и отключения выключателей. Устанавливается для каждого типа выключателей согласно табл. 1.8.18 или данным завода-изготовителя.

в) делителей напряжения и шунтирующих резисторов выключателя. Для них нормы устанавливаются по данным завода-изготовителя.

Таблица 1.8.17. Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактов воздушных выключателей на номинальный ток 2 кА

Тип выключателя Номинальное напряжение, кВ Сопротивление контактов, мкОм
всего контура полюса гасительной камеры одного элемента гасительной камеры ножа (отделителя) одного элемента отделителя
ВВН-110-6 110 120 40 20 40 20
ВВН-154-8 150 160 60 20 60 20
ВВН-220-10 220 200 80 20 80 20
ВВ-500-2000/25 500 500* 18 18
ВВН-35-2 35 60

_____________ * Для выключателей с воздухонаполненным отделителем производятся измерения переходных сопротивлении контактного соединения:

шины, соединяющей гасительную камеру с отделителем (не должно превышать 50 мкОм);

шины, соединяющей две половины отделителя (не должно превышать 80 мкОм);

перехода с аппаратного вывода отделителя на шину, соединяющую фланцы отделителей (не должно превышать 10 мкОм).

Таблица 1.8.18. Сопротивление постоянному току обмоток электромагнитов воздушных выключателей

Тип выключателя Соединение электромагнитов трех фаз Напряжение, В Сопротивление обмотки, Ом
ВВН-110-6, ВВН-154-8, ВВН-220-10, ВВ-330Б, ВВ-500, ВВМ-500М Раздельное или параллельное (электромагниты с форсировкой) 220 1-я обмотка: 10 ± 1,5;
2-я обмотка: 45 ± 2,0; обе обмотки: 55 ± 3,5
110 1-я обмотка: 2,4 ± 0,05;
2-я обмотка: 11,3 ± 0,55;
обе обмотки: 13,7 ± 0,55

4. Проверка характеристик выключателя. Характеристики выключателя, снятые при номинальном, минимальном и максимальном рабочих давлениях при простых операциями сложных циклах, должны соответствовать данным завода-изготовителя.

5. Проверка срабатывания привода выключателя при пониженном напряжении. Напряжение срабатывания электромагнитов управления при максимальном давлении воздуха в баках 2,06 МПа (21,0 кгс/см2) должно быть не более 65 % номинального.

6. Испытание выключателя многократным включением и отключением. Количество операций и сложных циклов, выполняемых каждым выключателем, устанавливается согласно табл. 1.8.19.

Таблица 1.8.19. Количество операций при испытаниях воздушных выключателей многократными опробованиями

Наименование операций или цикла Давление опробования выключателя Количество выполняемых операций и циклов
Включение и отключение Минимальное давление срабатывания 3
Минимальное рабочее давление 3
Номинальное 3
Максимальное рабочее 2
Цикл В - О Минимальное срабатывания 2
Минимальное рабочее* 2
Максимальное рабочее* 2
Цикл О - В (АПВ успешное) Минимальное для АПВ 2
Номинальное* 2
Цикл О - В - О (АПВ неуспешное) Минимальное для АПВ 2
Максимальное рабочее 2

_____________ * Должны сниматься осциллограммы работы выключателей.

7. Испытание конденсаторов делителей напряжения воздушных выключателей. Производится в соответствии с 1.8.27.

8. Проверки хода якоря электромагнита управления. Ход якоря электромагнитов с форсировкой должен быть равен 8– 1 мм.

 

ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ

1.8.20. Полностью собранный и отрегулированный выключатель нагрузки испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

1. Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.34.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции выключателя нагрузки. Производится в соответствии с табл. 1.8.15;

б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.34.

3. Измерение сопротивления постоянному току:

а) контактов выключателя. Производится измерение сопротивления токоведущей системы полюса и каждой пары рабочих контактов. Значение 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 1.8.18, п. 9.

5. Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении. Производится в соответствии с 1.8.18, п. 10.

6. Испытание выключателя нагрузки многократным опробованием. Производится в соответствии с 1.8.18. п. 11.

7. Испытание предохранителей. Производится в соответствии с 1.8.30.

 

РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ И КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ

1.8.21. Полностью собранные и отрегулированные разъединители, отделители и короткозамыкатели всех классов напряжений испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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 1.8.18, п. 1, а.

б) многоэлементных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.32.

в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.34.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. Производится в соответствии с табл. 1.8.15;

б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.34.

3. Измерение сопротивления постоянному току:

а) контактной системы разъединителей и отделителей напряжением 110 кВ и выше. Измеренные значения должны соответствовать данным заводов-изготовителей или приведенным в табл. 1.8.20.

б) обмоток электромагнитов управления. Значения сопротивления обмоток должны соответствовать данным заводов-изготовителей.

Таблица 1.8.20. Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей

Тип разьединителя (отделителя) Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А Сопротивление, мкОм
РОНЗ 400-500 2000 200
РЛН 110-220 600 220
Остальные типы 110-500 600 175
    1000 120
    1500— 2000 50

Таблица 1.8.21. Нормы вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных (для одного ножа) для разъединителей и отделителей

Тип аппарата Номинальный ток, А Усилие, Н (кгс)
Разъединители
РВК-10 3000: 4000; 5000 490-540 (50-55)
РВК-20 5000; 6000 490-540 (50-55)
  7000 830-850 (85-87)
РВ(З)-20 400 118-157 (12-16)
РВ(З)-35 600 137-176 (14-18)
  1000 176-225 (18-23)
РЛНД-110 . 600 157-176 (16-18)
  1000 176-196 (18-20)
Отделители
ОД-110М; ОД-150М 600 157-176 (16-18)
ОД-220М 1000 176-196 (18-20)

Таблица 1.8.22. Наибольшее допустимое время отключения отделителей и включения короткозамыкателей

Тип аппарата Время отключения, не более, с Тип аппарата Время включения,

не более, с

Отделители Короткозамыкатели
ОД-35 0,5 КЗ-35 0,4
ОД-110 0,7-0,9 КЗ-110 0,4
ОД-110М 0,5 КЗ-110М 0,35
ОД-150 1,0 КЗ-220, КЗ-150 0,5
ОД-150М 0,7 КЗ-150М 0,4
ОД-220 1,0 КЗ-220М 0,4
ОД-220М 0,7    

4. Измерение вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных. Производится у разъединителей и отделителей 35 кВ, а в электроустановках энергосистем — независимо от класса напряжения. Измерение значения вытягивающих усилий при обезжиренном состоянии контактных поверхностей должны соответствовать данным завода-изготовителя, а при их отсутствии — данным, приведенным в табл. 1.8.21.

Кроме указанных в табл. 1.8.21 норм для разъединителей наружной установки 35—220 кВ на номинальные токи 630—2000 А заводом-изготовителем установлена общая норма вытягивающего усилия на пару ламелей 78,5-98 Н (8-10 кгс).

5. Проверка работы. Проверку аппаратов с ручным управлением следует производить путем выполнения 10—15 операций включения и отключения. Проверка аппаратов с дистанционным управлением производится путем выполнения 25 циклов включения и отключения при номинальном напряжении управления и 5—10 циклов включения и отключения при пониженном до 80 % номинального напряжения на зажимах электромагнитов (электродвигателей) включения и отключения.

6. Определение временных характеристик. Производится у короткозамыкателей при включении и у отделителей при отключении. Измеренные значения должны соответствовать данным завода-изготовителя, а при их отсутствии — данным, приведенным в табл. 1.8.22.

КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ВНУТРЕННЕЙ И НАРУЖНОЙ УСТАНОВКИ (КРУ И КРУН)

1.8.22. Комплектные распределительные устройства после монтажа на месте установки испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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 целей. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ.

Сопротивление изоляции полностью собранных первичных цепей КРУ с установленными в них узлами и деталями, которые могут оказать влияние на результаты испытаний, должно быть не менее 1000 МОм.

При неудовлетворительных результатах испытаний измерение сопротивления производится поэлементно, при этом сопротивление изоляции каждого элемента должно быть не менее 1000 МОм;

б) вторичных цепей. Производится мегаомметром на напряжение 0,5—1 кВ. 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 1 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. 1.8.23.

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для ячеек с керамической изоляцией 1 мин; для ячеек с изоляцией из твердых органических материалов 5 мин;

б) изоляции вторичных цепей. Производится напряжением 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Таблица 1.8.23. Испытательное напряжение промышленной частоты изоляции ячеек КРУ и КРУН

Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ, ячейки с изоляцией Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ, ячейки с изоляцией
керамической из твердых органических материалов керамической из твердых органических материалов
3 24 21,6 15 55 49,5
6 32 28,8 20 65 58,5
10 42 37,8 35 95 85,5

Таблица 1.8.24. Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактов КРУ и КРУН

Измеряемый объект Сопротивление, Ом
Соединения сборных шин (выборочно) Не должно превышать более чем в 1,2 раза сопротивление участка шин той же длины без соединения
Разъемные соединения первичной цепи (выборочно, если позволяет конструкция КРУ) Определяется заводскими инструкциями. Для КРУ, у которых инструкции не нормируют сопротивление, их сопротивление должно быть не более, мкОм:

для контактов 400 А — 75

  ” 600 А — 60
  ” 900 А — 50
  ” 1200 А — 40
Разъединяющие контакты вторичной силовой цепи (выборочно, только для контактов скользящего типа). Сопротивление контактов должно быть не более 4000 мкОм

3. Измерение сопротивления постоянному току. Сопротивление разъемных и болтовых соединений постоянному току должно быть не более значений, приведенных в табл. 1.8.24.

4. Механические испытания. Производятся в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. К механическим испытаниям относятся:

а) вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой взаимного вхождения разъединяющих контактов, а также работы шторок, блокировок, фиксаторов и т. п.;

б) измерение контактного нажатия разъемных контактов первичной цепи;

в) проверка работы и состояния контактов заземляющего разъединителя.

 

КОМПЛЕКТНЫЕ ЭКРАНИРОВАННЫЕ ТОКОПРОВОДЫ С ВОЗДУШНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ И ШИНОПРОВОДЫ

1.8.23. Объем и нормы испытаний оборудования, присоединенного к токопроводу и шинопроводу (генератор, силовые и измерительные трансформаторы и т. п.) приведены в соответствующих параграфах настоящей главы.

Полностью смонтированные токопроводы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение изоляции токопровода при отсоединенных обмотках генератора, силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения устанавливается согласно табл. 1.8.25.

Таблица 1.8.25. Испытательное напряжение промышленной частоты для изоляции токопровода

Класс напряжения, кВ Испытательное напряжение, кВ, токопровода с изоляцией
фарфоровой смешанной (керамической и из твердых органических материалов)
6 32 28,8
10 42 37,8
15 55 49,5
20 65 58,5

Длительность приложения нормированного испытательного напряжения к токопроводу с чисто фарфоровой изоляцией 1 мин. Если изоляция токопровода содержит элементы из твердых органических материалов, продолжительность приложения испытательного напряжения 5 мин.

2. Проверка качества выполнения болтовых и сварных соединений. Выборочно проверяется затяжка болтовых соединений токопровода.

Если монтаж токопровода осуществлялся в отсутствие заказчика производится выборочная 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, кожухи 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.

4. Осмотр и проверка устройства искусственного охлаждение токопровода. Производится согласно инструкции завода-изготовителя.

СБОРНЫЕ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ШИНЫ

1.8.24. Шины испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом: на напряжение до 1 кВ — по пп. 1, 3—5; на напряжение выше 1 кВ — по пп. 2—6.

1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

2. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты:

а) опорных одноэлементных изоляторов. Керамические одноэлементные опорные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются в соответствии с 1.8.32;

б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Штыревые и подвесные изоляторы испытываются согласно 1.8.32, п. 2,б.

3. Проверка качества выполнения болтовых контактных соединений шин. Производится выборочная проверка качества затяжки контактов и вскрытие 2—3 % соединений. Измерение переходного сопротивления контактных соединений следует производить выборочно у сборных и соединительных шин на 1000 А и более на 2—3 % соединений. 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 и того же сечения более чем в 1,2 раза.

4. Проверка качества выполнения опрессованных контактных соединений шин. Опрессованные 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 спрессованного соединителя превышает 3 % его длины;

г) стальной сердечник спрессованного соединителя расположен несимметрично.

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.

5. Контроль сварных контактных соединений. Сварные контактные соединения бракуются, если непосредственно после выполнения сварки будут обнаружены:

а) пережог провода наружного навива 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 1.8.31.

СУХИЕ ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ РЕАКТОРЫ

1.8.25. Сухие токоограничивающие реакторы должны быть испытаны в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов креплении. Производится мсгаомметром на напряжение 1—2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

2. Испытание фарфоровой опорной изоляции реакторов повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение опорной изоляции полностью собранного реактора устанавливается согласно табл. 1.8.26.

Таблица 1.8.26. Испытательное напряжение промышленной частоты фарфоровой опорной изоляции сухих токоограничивающих реакторов и предохранителей

К.[асе напряжения реактора, кВ 3 6 10 15 20 35
Испытательное напряжение, кВ 24 32 42 55 65 95

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с изоляторами ошиновки ячейки.

СТАТИЧЕСКИЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЦЕЛЕЙ

1.8.26. Комплектные статические преобразователи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом: ионные нереверсивные — по пп. 1—8, 10, 11; ионные реверсивные — по пп. 1—11; полупроводниковые управляемые нереверсивные — по пп. 1—4, 6— 8, 10, 11; полупроводниковые управляемые реверсивные — по пп. 1—4 6—11; полупроводниковые неуправляемые — по пп. 1—4, 7, 10, 11.

Настоящий параграф не распространяется на тиристорные возбудители синхронных генераторов и компенсаторов.

1. Измерение сопротивления изоляции элементов и цепей преобразователя. Следует производить в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) изоляция узлов и цепей ионного преобразователя и преобразовательного трансформатора должна выдержать в течение 1 мин испытательное напряжение промышленной частоты.Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.27, где Ud —напряжение холостого хода преобразовательного агрегата.

Испытательные напряжения между катодом и корпусом вентиля относятся к преобразователям с изолированным катодом.

Таблица 1.8.27. Испытательное напряжение промышленной частоты для элементов и цепей статических преобразователей

Испытуемые узлы к цепи преобразователя Узлы, по отношению к которым испытывают изоляцию Испытательное напряжение, В, для схем
нулевых мостовых
Преобразователи
Цепи, связанные с анодами Заземленные детали 2,25 Ud + 3750 1,025 Ud + 3750
Катоды и корпуса вентилей и цепи, связанные с катодами, расположенными в шкафах То же 1,5 Ud + 750 1,025 Ud + 3750
Рамы ” ” 1,5 Ud + 750
Вторичные обмотки Первичные обмотки 1,5 Ud + 750 1,025 Ud + 3750
вспомогательных трансформаторов и цепи, связанные с ними вспомогательных трансформаторов и цепи, связанные с ними, а также заземленные детали (но не менее 2250 В)
Преобразовательные трансформаторы
Вентильные обмотки и их выводы Корпус и другие обмотки 2,25 Ud + 3750 1,025 Ud + 3750
Уравнительные реакторы (обмотки и выводы) и вторичные обмотки утроителей частоты Корпус 2,25 Ud + 3750
Ветви уравнительного реактора Один по отношению к другому 1,025 Ud + 750
Анодные делители (обмотки и выводы) Корпус или заземленные детали 2,25 Ud + 3750 1,025 Ud + 3750

Для встречно-параллельных схем преобразователей для электропривода и преобразователей с последовательным соединением вентилей в каждой фазе катоды и корпуса вентилей, а также цепи, связанные с катодами, должны испытываться напряжением 2,25 Ud + 3500;

б) изоляция узлов и цепей полупроводникового преобразователя (силовые цепи — корпус и силовые цепи — цепи собственных нужд) должна выдержать в течение 1 мин испытательное напряжение промышленной частоты, равное 1,8 кВ или указанное заводом-изготовителем.

Силовые цепи переменного и выпрямленного напряжения на время испытания должны быть электрически соединены между собой.

3. Проверка всех видов защит преобразователя. Пределы срабатывания защит должны соответствовать расчетным проектным данным.

4. Испытание преобразовательного трансформатора и реакторов. Производится в соответствии с 1.8.16.

5. Проверка зажигания. Зажигание должно происходить четко, без длительной пульсации системы зажигания.

6. Проверка фазировки. Фаза импульсов управления должна соответствовать фазе анодного напряжения в диапазоне регулирования.

7. Проверка системы охлаждения. Разность температур воды на входе и выходе системы охлаждения ртутного преобразователя должна соответствовать данным завода-изготовителя.

Скорость охлаждающего воздуха полупроводникового преобразователя с принудительным воздушным охлаждением должна соответствовать данным завода-изготовителя.

8. Проверка диапазона регулирования выпрямленного напряжения. Диапазон регулирования должен соответствовать данным завода-изготовителя, изменение значения выпрямленного напряжения должно происходить плавно. Снятие регулировочной характеристики производится при работе преобразователя на нагрузку не менее 0,1 номинальной. Характеристики нагрузки, применяемой при испытаниях, должны соответствовать характеристикам нагрузки, для которой предусмотрен преобразователь.

9. Измерение статического уравнительного тока. Измерение следует производить во всем диапазоне регулирования. Уравнительный ток не должен превосходить предусмотренного проектом.

10. Проверка работы преобразователя под нагрузкой (для регулируемых преобразователей во всем диапазоне регулирования). При этом производится проверка равномерности распределения токов по фазам и вентилям. Неравномерность не должна приводить к перегрузкам какой-либо фазы или вентиля преобразователя.

11. Проверка параллельной работы преобразователей. Должно иметь место устойчивое распределение нагрузки в соответствии с параметрами параллельно работающих выпрямительных агрегатов.

БУМАЖНО-МАСЛЯНЫЕ КОНДЕНСАТОРЫ

1.8.27. Бумажно-масляные конденсаторы связи, отбора мощности, делительные конденсаторы, конденсаторы продольной компенсации и конденсаторы для повышения коэффициента мощности испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом; конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением ниже 1 кВ — по пп. 1, 4, 5; конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением 1 кВ и выше — по пп. 1, 2, 4, 5; конденсаторы связи, отбора мощности и делительные конденсаторы — по пп. 1—4.

Таблица 1.8.28. Наибольшее допустимое отклонение емкости конденсаторов

Наименование или тип конденсатора Допустимое отклонение, %
Конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением:

до 1050 В

 

± 10

выше 1050 В +10
  – 5
Конденсаторы типов:

СМР-66 /Image60.gif, СМР-110 /Pue_1.5.gif

+10
  – 5
СМР-166 /Pue_1.6.gif, СМР-133 /Image60.gif, ОМР-15 ± 5
ДМР-80, ДМРУ-80, ДМРУ-60, ДМРУ-55, ДМРУ-110 ± 10

Таблица 1.8.29. Испытательное напряжение промышленной частоты конденсаторов для повышения коэффициента мощности

Испытуемая изоляция Испытательное напряжение, кВ, для конденсаторов с рабочим напряжением, кВ
  0,22 0,38 0,50 0,66 3,15 6,30 10,50
Между обкладками 0,42 0,72 0,95 1,25 5,9 11,8 20
Относительно корпуса 2,1 2,1 2,1 5,1 5,1 15,3 21,3

Таблица 1.8.30. Испытательное напряжение промышленной частоты для конденсаторов связи, отбора мощности и делительных конденсаторов

Тип конденсатора Испытательное напряжение элементов конденсатора, к В
СМР-66 /Image60.gif 90
СМР-110 /Image60.gif 193,5
СМР-166 /Image60.gif 235,8
ОМР-15 49,5
ДМР-80, ДМРУ-80, ДМРУ-60, ДМРУ-55 144
ДМРУ-110 252

1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора и отношение R60/R15 не нормируются.

2. Измерение емкости. Производится при температуре 15-35 ° С. Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и приведенных в табл. 1.8.28. допусков.

Таблица 1.8.31. Испытательное напряжение для конденсаторов продольной компенсации

Тип конденсатора Испытательное напряжение, кВ
промышленной частоты относительно корпуса постоянного тока между обкладками конденсатора
КПМ-0,6-50-1 16,2 4,2
КПМ-0,6-25-1 16,2 4,2
КМП-1-50-1 16,2 7,0
КМП-1-50-1-1 7,0

3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится для конденсаторов связи, конденсаторов отбора мощности и делительных конденсаторов. Измеренные значения тангенса угла диэлектрических потерь для конденсаторов всех типов при температуре 15—35 ° С не должны превышать 0,4 %.

4. Испытание повышенным напряжением. Испытательные напряжения конденсаторов для повышения коэффициента мощности приведены в табл. 1.8.29; для конденсаторов связи, конденсаторов отбора мощности и делительных конденсаторов — в табл. 1.8.30 и конденсаторов продольной компенсации — в табл. 1.8.31.

Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мни.

При отсутствии источника тока достаточной мощности испытания повышенным напряжением промышленной частоты могут быть заменены испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанному в табл. 1.8.29—1.8.31.

Испытание повышенным напряжением промышленной частоты относительно корпуса изоляции конденсаторов, предназначенных для повышения коэффициента мощности (или конденсаторов продольной компенсации) и имеющих вывод, соединенный с корпусом, не производится.

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 %.

ВЕНТИЛЬНЫЕ РАЗРЯДНИКИ

1.8.28. Вентильные разрядники после установки на месте монтажа испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления элемента разрядника. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции элемента не нормируется. Для оценки изоляции сопоставляются измеренные значения сопротивлений изоляции элементов одной и той же фазы разрядника; кроме того, эти значения сравниваются с сопротивлением изоляции элементов других фаз комплекта или данными завода-изготовителя.

Таблица 1.8.32. Ток проводимости (утечки) элементов вентильных разрядников

Тип разрядника или его элементов Выпрямленное напряжение, приложенное к элементу разрядника, кВ Ток проводимости элемента разрядника, мкА Верхний предел тока утечки, мкА
РВВМ-3
РВВМ-6
РВВМ-10
Image61.gif 400 — 620
РВС-15
РВС-20
РВС-33, РВС-35
Image62.gif 400 — 620
РВО-35 42 70 — 130
РВМ-3 4 380 — 450
РВМ-6 6 120 — 220
РВМ-10 10 200 — 280
РВМ-15 18 500 — 700
РВМ-20 24 500 — 700
РВП-3 4 10
РВП-6 6 10
РВП-10 10 10
Элемент разрядников РВМГ-110, РВМГ-150, РВМГ-220, РВМГ-330, РВМГ-500 30 9 — 1300
Основной элемент разрядника серии РВМК 18 900 — 1300
Искровой элемент разрядника серии РВМК 28 900 — 1300
Основной элемент разрядников РВМК-330П, РВМК-500П 24 900 — 1300

Таблица 1.8.33. Пробивное напряжение искровых промежутков элементов вентильных разрядников при промышленной частоте

Тип элемента Пробивное напряжение, кВ
Элемент разрядников РВМГ-110, РВМГ-150, РВМГ-220 59-73
Элемент разрядников РВМГ-330, РВМГ-500 60-75
Основной элемент разрядников РВМК-330, РВМК-500 40-53
Искровой элемент разрядников РВМК-330, РВМК-500, РВМК-500П 70-85
Основной элемент разрядников РВМК-500П 43-54

2. Измереяие тока проводимости (тока утечки). Допустимые токи проводимости (токи утечки) отдельных элементов вентильных разрядников приведены в табл. 1.8.32.

3. Измерение пробивных напряжений при промышленной частоте. Пробивное напряжение искровых промежутков элементов вентильных разрядников при промышленной частоте должно быть в пределах значений, указанных в табл. 1.8.33.

Измерение пробивных напряжений промышленной частоты разрядников с шунтирующими резисторами допускается производить на испытательной установке, позволяющей ограничивать ток через разрядник до 0,1 Аи время приложения напряжения до 0,5 с.

ТРУБЧАТЫЕ РАЗРЯДНИКИ

1.8.29. Трубчатые разрядники испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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 конструкций и проводов, имеющих потенциал, отличающийся от потенциала открытого конца разрядника.

ПРЕДОХРАНИТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ

1.8.30. Предохранители выше 1 кВ испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательноенапряжение устанавливается согласно табл. 1.8.26.

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 и соответствия их проектным данным. Плавкие вставки и токоограничивающие резисторы должны быть калиброванными и соответствовать проектным данным. У предохранителей с кварцевым песком дополнительно проверяется целость плавкой вставки.

ВВОДЫ И ПРОХОДНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ

1.8.31. Вводы и проходные изоляторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1—2,5 кВ у вводов с бумажно-масляной изоляцией. Измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм.

Таблица 1.8.34. Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора вводов и проходных изоляторов при температуре + 20 °С

Наименование объекта испытания и вид основной изоляции Тангенс угла диэлектрических потерь, %, при

номинальном напряжении, кВ

3-15 20-35 60-110 150-220 330 500
Маслонаполненные вводы и проходные изоляторы с изоляцией:

маслобарьерной

 

 

3,0

 

2,0

 

2,0

 

1,0

 

1,0

бумажно-масляной * 1,0 0,8 0,7 0,5
Вводы и проходные изоляторы с бакелитовой изоляцией (в том 3,0 3,0 2,0
числе маслонаполненные)            

_____________ * У трехзажимных вводов помимо измерения основной изоляции должен производиться и контроль изоляции отводов от регулировочной обмотки. Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции отводов должен быть не более 2,5 %.

2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится у вводов и проходных изоляторов с внутренней основной маслобарьерной, бумажно-масляной и бакелитовой изоляцией. Тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов не должен превышать значений, указанных в табл. 1.8.34.

У вводов и проходных изоляторов, имеющих специальный вывод к потенциометрическому устройству (ПИН), производится измерение тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора. Одновременно производится и измерение емкости.

Браковочные нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для основной изоляции.

У вводов, имеющих измерительный вывод от обкладки последних слоев изоляции (для измерения угла диэлектрических потерь), рекомендуется измерять тангенс угла диэлектрических потерь этой изоляции.

Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится при напряжении 3 кВ.

Для оценки состояния последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов и проходных изоляторов можно ориентироваться на средние опытные значения тангенса угла диэлектрических потерь: для вводов 110-115 кВ — 3 %; для вводов 220 кВ — 2 % и для вводов 330-500 кВ — предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь, принятые для основной изоляции.

Таблица 1.8.35. Испытательное напряжение промышленной частоты вводов и проходных изоляторов

Номинальное напряжение, кВ Испытательное напряжение, кВ
Керамические изоляторы, испытываемые отдельно Аппаратные вводы и проходные изоляторы с основной керамической или жидкой изоляцией Аппаратные вводы и проходные изоляторы с основной бакелитовой изоляцией
3 25 24 21,6
6 32 32 28,8
10 42 42 37,8
15 57 55 49,5
20 68 65 58,5
35 100 95 85,5

3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание является обязательным для вводов и проходных изоляторов на напряжении до 35 кВ.

Испытательное напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве на масляный выключатель и т. п., принимается согласно табл. 1.8.35.

Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, следует производить совместно с испытанием обмоток последних по нормам, принятым для силовых трансформаторов (см. табл. 1.8.11).

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов с основной керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией 1 мин, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических материалов 5 мин. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов, 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 уплотнении вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110— 500 кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 98 кПа (1 кг/см2). Продолжительность испытания 30 мин. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла.

5. Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов. Для вновь заливаемых вводов масло должно испытываться в соответствии с 1.8.33.

После монтажа производится испытание залитого масла по показателям пп. 1—6 табл. 1,8.38, а для вводов, имеющих повышенный тангенс угла диэлектрических потерь, и вводов напряжением 220 кВ и выше, кроме того, измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Значения показателей должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38, а значения тангенса угла диэлектрических потерь — не более приведенных в табл. 1.8.36.

Таблица 1.8.36. Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах при температуре +70 ° С

Конструкция ввода Тангенс угла диэлектрических потерь, % для напряжения вводов, кВ
110 — 220 330 — 500
Масло марки Т-750 Масло прочих марок Масло марки Т-750 Масло прочих марок
Маслобарьерный 7 7
Бумажно-масляный:

негерметичный

5 7 3 5
герметичный 5 7 3 5

ФАРФОРОВЫЕ ПОДВЕСНЫЕ И ОПОРНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ

1.8.32. Фарфоровые подвесные и опорные изоляторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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 м 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 изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.

2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

а) опорных одноэлементных изоляторов. Для этих изоляторов внутренней и наружной установок значения испытательного напряжения приводятся в табл. 1.8.37.

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин;

б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора.

Таблица 1.8.37. Испытательное напряжение опорных одноэлементных изоляторов

Испытуемые изоляторы Испытательное напряжение, кВ, для номинального напряжения электроустановки, кВ
3 6 10 15 20 35
Изоляторы, испытуемые отдельно 25 32 42 57 68 100
Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов 24 32 42 55 65 95

Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для изоляторов, у которых основной изоляцией являются твердые органические материалы, 5 мин, для керамических изоляторов — 1 мин.

 

ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО

1.8.33. Трансформаторное масло на месте монтажа оборудования испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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. 1.8.38, кроме п. 3. Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38.

Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 1.8.38, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.

Таблица 1.8.38. Предельные допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

Показатель качества масла Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование Масло непосредственно после заливки в оборудование
по ГОСТ 982-80* марки ТКп по ГОСТ 10121 --76* по ТУ 38-1-

-182-

-68

по ТУ 38-1-

-239-

-69

по ГОСТ 982-80* марки ТКп по ГОСТ 10121 -

-76*

по ТУ 38-1-

-182-

-68

по ТУ 38-1-

-239-

-69

1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением:                
до 15 кВ 30 30 30 25 25 25
выше 15 до 35 кВ 35 35 35 30 30 30
от 60 до 220 кВ 45 45 45 40 40 40
от 330 до 500 кВ 55 55 55 50 50 50 50
2. Содержание механических примесей Отсутствие (визуально)
3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях Отсутствие
4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,02 0,02 0,03 0,01 0,02 0,02 0,03 0,01
5. Реакция водной вытяжки Нейтральная
6. Температура вспышки, °С, не ниже 135 150 135 135 135 150 135 135
7. Кинематическая вязкость, 1· 10– 6 м2/с, не более:                
при 20 °С 28 30
при 50 °С 9,0 9,0 9,0 9,0
8. Температура застывания, °С, не выше1 – 45 – 45 – 45 – 53
9. Натровая проба, баллы, не более 1 1 1 1
10. Прозрачность при +5 ° С Прозрачно
11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*):                
количество осадка после окисления, %, не более 0,01 Отсутствие 0,03 Отсутствие
кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более 0,1 0,1 0,3 0,03
12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более2:                
при 20 °С 0,2 0,2 0,05 0,4 0,4 0,1
при 70 °С 1,5 2,0 0,7 0,3 2,0 2,5 1,0 0,5
при 90 °С 1,5 0,5 2,0 0,7

_____________ 1 Проверка не обязательна для трансформаторов, устанавливаемых в районах с умеренным климатом.

_____________ 2 Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. в табл. 1.8.36.

2. Анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в пп. 1—6 табл. 1.8.38, а для оборудования 110 кВ и выше, кроме того. по п. 12 табл. 1.8.38.

3. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного и” смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешения ингибированного и неингибированного масел.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ

1.8.34. 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. 1.8.39.

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 максимальных, минимальных или независимых расцепителей автоматических выключателей. Производится у автоматических выключателей с номинальным током 200 А и более. Пределы действия расцепителей должны соответствовать заводским данным.

4. Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока. Значения напряжения и количество операций при испытании автоматических выключателей и контакторов многократными включениями и отключениями приведены в табл. 1.8.40.

5. 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.

6. 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. 1.8.41.

Таблица 1.8.39. Наименьшее допустимое сопротивление изоляции аппаратов, вторичных цепей и электропроводки до 1 кВ

Испытуемые объект Напряжение мегаом-метра, В Сопротивление изоляции, МОм Примечание
Вторичные цепи управления, защиты, измерения, сигнализации и т. п. в электроустановках напряжением выше 1 кВ:      
шинки оперативного тока и шинки цепей напряжения на щите управления 500-1000 10 Испытания производятся при отсоединенных цепях
каждое присоединение вторичных цепей и цепей питания приводов выключателей и разъединителей 500-1000 1 Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (обмотки приводов, контакторы, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т. п.)
Вторичные цепи управления, зашиты, сигнализации в релейно-контакторных схемах установок напряжением до 1 кВ 500-1000 0,5 Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т. п.)
Цепи бесконтактных схем системы регулирования и управления, а также присоединенные к ним элементы По данным завода-изготовителя
Цепи управления, защиты и возбуждения машин постоянного тока напряжением до 1,1 кВ, присоединенных к цепям главного тока 500-1000 1
Силовые и осветительные электропроводки 1000 0,5 Испытания в осветительных проводках производятся до вворачивания ламп с присоединением нулевого провода к корпусу светильника. Изоляция измеряется между проводами и относительно земли
Распределительные устройства, щиты и токопроводы напряжением до 1 кВ 500-1000 0,5 Испытания производятся для каждой секции распределительного устройства

Таблица 1.8.40. Испытание контакторов и автоматических выключателей многократными включениями и отключениями

Операция Напряжение оперативного топа, %,номинального Количество операций
Включение 90 5
Включение и отключение 100 5
Отключение 80 10

Таблица 1.8.41. Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем

Испытуемый объект Напряжение оперативного тока, %номинального Примечание
Схемы защиты и сигнализации в установках напряжением выше 1 кВ 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 Для простых схем кнопка — магнитный пускатель проверка работы на пониженном напряжении не производится
Бесконтактные схемы на логических элементах 85, 100, 110 Изменение напряжения производится на входе в блок питания

АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

1.8.35. Законченная монтажом аккумуляторная батарея испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

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.

Сопротивление изоляции Rx вычисляется по формуле

Image63.gif

где Rq — внутреннее сопротивление вольтметра; U — напряжение на зажимах батареи; U1 и U2 напряжения 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 14 25 50 100

2. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи. Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима.

Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре +25 ° С, должна соответствовать данным завода-изготовителя.

3. Проверка плотности температуры электролита. Плотность и температура электролита каждого элемента в конце заряда и разряда батареи должны соответствовать данным завода-изготовителя. Температура электролита при заряде должна быть не выше +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 ниже.

Прозрачность Прозрачная
Окраска согласно колориметрическому определению, мл 0,6
Плотность, т/м3, при 20 ° С 1,18
Содержание, %:
моногидрата 24,8
железа 0,006
мышьяка 0,00005
марганца 0,00005
хлора 0,0005
окислов азота 0,00005
Нелетучий остаток, % 0,3
Реакция на металлы, осаждаемые сероводородом Выдерживает испытание по ГОСТ 667-73*, п. 19
Вещества, восстанавливающие марганцовокислый калий Выдерживает испытание по ГОСТ 667-73*, п. 18

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.

ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

1.8.36. Заземляющие устройства испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Проверка элементов заземляющего устройства. Ее следует производить путем осмотра элементов заземляющего устройства в пределах доступности осмотру. Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать требованиям настоящих Правил и проектным данным.

2. Проверка цепи между заземлителями н заземляющими элементами. Следует проверить сечения, целость и прочность проводников заземления и зануления, их соединений и присоединений. Не должно быть обрывов и видимых дефектов в заземляющих проводниках, соединяющих аппараты с контуром заземления. 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 глухим заземлением нейтрали. Проверку следует производить одним из способов: непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или провод с помощью специальных приборов: измерением полного сопротивления петли фаза — нуль с последующим вычислением тока однофазного замыкания.

Ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод должен обеспечивать надежное срабатывание защиты с учетом коэффициентов, приведенных в соответствующих главах настоящих Правил.

5. Измерение сопротивления заземляющих устройств. Значения сопротивления должны удовлетворять значениям, приведенным в соответствующих главах настоящих Правил.

СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

1.8.37. 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 целости и фазировки жил кабеля. Проверяются целость 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. Силовые кабели выше 1 кВ испытываются повышенным напряжением выпрямленного тока.

Таблица 1.8.42. Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей

Изоляция и марка кабеля Испытательное напряжение, кВ, для кабелей на рабочее напряжение, кВ Продолжительность испытания, мин
2 3 6 10 20 35 110 220
Бумажная 12 18 36 60 100 175 300 450 10
Резиновая марок ГТШ, КШЭ, КШВГ, КШВГЛ, КШБГД 6 12 5
Пластмассовая 15 10

Значения испытательного напряжения и длительность приложения нормированного испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.42.

В процессе испытания повышенным напряжением выпрямленного тока обращается внимание на характер изменения тока утечки.

Кабель считается выдержавшим испытания, если не произошло пробоя, не было скользящих разрядов и толчков тока утечки или его нарастания после того, как он достиг установившегося значения.

4. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Допускается производить для линий 110—220 кВ взамен испытания выпрямленным током; значение испытательного напряжения: для линий 110 кВ—220 кВ (130 кВ по отношению к земле); для линий 220 кВ—500 кВ (288 кВ по отношению к земле). Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 5 мин.

5. Определение активного сопротивления жил. Производится для линий 35 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре +20° С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы.

6. Определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 35 кВ и выше. Измеренная емкость, приведенная к удельным величинам, не должна отличаться от результатов заводских испытаний более чем на 5 %.

7. Измерение распределения тока по одножильным кабелям. Неравномерность в распределении токов на кабелях не должна быть более 10 %.

8. Проверка защиты от блуждающих токов. Производится проверка действия установленных катодных защит.

9. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание). Производится для маслонаполненных кабельных линий 110—220 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1 %.

10. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.

Таблица 1.8.43. Предельные значения показателей качества масла кабельных линий

Показатель масла Нормы для масла марки
С-220 МН-3
Электрическая прочность, кВ/см, не менее 180 180
Тангенс угла диэлектрических потерь при +100 °С, %, не более 0,005 0,008
Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более 0,02 0,02
Степень дегазации, %, не более 0,5 1,0

11. Контроль состояния антикоррозийного покрытия. Производится для стального трубопровода маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.

12. Проверка характеристик масла. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110—220 кВ. Отбор проб следует производить из всех элементов линии. Пробы масла марки С-220, отбираемые через 3 сут после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43.

Пробы масла марки МН-3, отбираемые из линий низкого и высокого давления через 5 сут после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43.

13. Измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110—220 кВ, кроме того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ

1.8.38. Воздушные линии электропередачи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

1. Проверка изоляторов. Производится согласно 1.8.32.

2. Проверка соединений проводов. Ее следует производить путем внешнего осмотра и измерения падения напряжения или сопротивления.

Опрессованные соединения проводов бракуются, если:

стальной сердечник расположен несимметрично;

геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа;

на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений;

падение напряжения или сопротивление на участке соединения (соединителе) более чем в 1,2 раза превышает падение напряжения или сопротивление на участке провода той же длины (испытание проводится выборочно на 5—10 % соединителей);

кривизна опрессованного соединителя превышает 3 % его длины, стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично.

Сварные соединения бракуются, если:

произошел пережог повива наружного провода или обнаружено нарушение сварки при перегибе соединенных проводов;

усадочная раковина в месте сварки имеет глубину более 1/3 диаметра провода, а для сталеалюминиевых проводов сечением 150—600 мм2 — более 6 мм;

падение напряжения или сопротивление превышает более чем в 1,2 раза падение напряжения или сопротивление на участке провода такой же длины.

3. Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов. Производится в соответствии с 1.8.36.

 


ОТДЕЛ 1.4  ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ
мкр. ВНИИПО, д. 12, г. Балашиха, Московская обл., 143903
Тел. (495) 524-82-21, 521-83-70     тел./факс (495) 529-75-19
E-mail: nsis@pojtest.ru

Материалы сборника могут быть использованы только с разрешения ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ
© ФГУ ВНИИПО МЧС РОССИИ, 2009  Все права защищены

Комментарии (0)

    Введите сумму 10 + 10