Об утверждении Правил устройства электроустановок

Обновленный

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 20 марта 2015 года № 230. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 29 апреля 2015 года № 10851.

      В соответствии с подпунктом 19) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года "Об электроэнергетике" ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить прилагаемые Правила устройства электроустановок.

      2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

      1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

      2) направление на официальное опубликование копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней после его государственной регистрации в Министерстве юстиции Республики Казахстан в периодических печатных изданиях и в информационно-правовой системе "Әділет";

      3) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и на интранет-портале государственных органов;

      4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2) и 3) настоящего пункта.

      3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

      4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики


Республики Казахстан

В. Школьник


  Утверждены
приказом Министра энергетики
Республики Казахстан
от 20 марта 2015 года № 230

Правила устройства электроустановок
Раздел 1. Порядок устройства электроустановок
1. Общие положения

      1. Настоящие Правила устройства электроустановок (далее - Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 19) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике" (далее - Закон) и определяют устройства электроустановок.

      2. В настоящих Правилах применяются следующие понятия и термины:

      1) электроустановки – совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации и передачи 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);

      2) открытые или наружные электроустановки – электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий.

      Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями, рассматриваются как наружные;

      3) закрытые или внутренние электроустановки – электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий;

      4) электропомещения – помещения или отгороженные части помещения, доступные только для квалифицированного обслуживающего персонала, в которых расположены электроустановки;

      5) сухие помещения – помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %. При отсутствии в таких помещениях условий, приведенных в подпунктах 9) – 11) пункта 2 настоящих Правил они называются нормальными;

      6) сырые помещения – помещения, в которых относительная влажность воздуха длительно превышает 75 %;

      7) особо сырые помещения – помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100 % (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой);

      8) пыльные помещения – помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов.

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

      9) помещения с химически активной или органической средой – помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования;

      10) маслонаполненные аппараты – 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;

      11) номинальные значения параметра (номинальный параметр) – указанное изготовителем электротехнического устройства значение параметра, являющееся исходным для отсчета отклонений от этого значения при эксплуатации и испытаниях устройства;

      12) квалифицированный обслуживающий персонал – 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, утверждаемым в соответствии с подпунктом 17) статьи 5 Закона;

      13) энергетическая система (энергосистема) – 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;

      14) электрическая часть энергосистемы – совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы;

      15) электроэнергетическая система – электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии;

      16) электроснабжение – обеспечение потребителей электрической энергией;

      17) система электроснабжения – совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией;

      18) централизованное электроснабжение – электроснабжение потребителей от энергосистемы;

      19) электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории;

      20) приемник электрической энергии (электроприемник) – аппарат, агрегат, механизм, предназначенные для преобразования электрической энергии в другой вид энергии;

      21) потребитель - физическое или юридическое лицо, потребляющее на основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;

      22) независимый источник питания электроприемника или группы электроприемников – 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:

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

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

      23) коммерческий учет электроэнергии – определение значений электроэнергии с целью проведения коммерческих расчетов между субъектами рынка;

      24) контроль мощности – текущий (в режиме реального времени) контроль за выполнением графика выработки и потребления электрической мощности;

      25) счетчик коммерческого учета – техническое устройство, разрешенное к применению в установленном законодательством порядке, предназначенное для коммерческого учета электрической энергии;

      26) коммерческий измерительный комплекс учета электроэнергии (далее – ИКУЭ) – совокупность средств измерительной техники (масштабных измерительных преобразователей – трансформаторов тока (далее – ТТ) и напряжения (далее – ТН), автоматизированного средства измерений – счетчика электроэнергии), соединенных между собой линиями связи (вторичными цепями) в соответствии с технической и нормативной документацией и образующих непрерывный путь прохождения измерительного сигнала для измерения значения электроэнергии и других электрических величин в точке учета;

      27) автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (далее – АСКУЭ) – комплекс технических средств, в котором ИКУЭ, установленные на энергообъектах, объединены соответствующим оборудованием сбора, передачи и обработки результатов измерения для автоматизированного определения значения электроэнергии, перемещаемой через точки учета.

      Коммерческие счетчики должны выполнять функции накопления, хранения, кодирования информации и с заданным интервалом времени автоматически передавать в устройства сбора и хранения данные коммерческого учета и информацию об учтенной электроэнергии, зафиксированную на каждый заданный момент замера мощности;

      28) технический (контрольный) учет электроэнергии – учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий;

      29) электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью – трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.

      Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети определяется отношением 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;

      30) глухозаземленная нейтраль – нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление;

      31) изолированная нейтраль – нейтраль трансформатора или генератора, неприсоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через приборы сигнализации, измерения, защиты и подобные им устройства, имеющие большое сопротивление;

      32) заземление – преднамеренное электрическое соединение какой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляющим устройством;

      33) защитное заземление – заземление, выполняемое с целью обеспечения электробезопасности;

      34) рабочее заземление – заземление какой-либо точки токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы электроустановки;

      35) зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ – 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 заземленной точкой источника в сетях постоянного тока, выполняемое в целях электробезопасности;

      36) замыкание на землю – случайное соединение находящихся под напряжением токоведущих частей электроустановки с землей. Замыканием на корпус называется случайное соединение находящихся под напряжением частей электроустановки с их конструктивными частями, нормально не находящимися под напряжением;

      37) заземляющее устройство – совокупность заземлителя и заземляющих проводников;

      38) заземлитель – проводник или совокупность металлически соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей;

      39) искусственный заземлитель – заземлитель, специально выполняемый для целей заземления;

      40) естественный заземлитель – находящиеся в соприкосновении с землей электропроводящие части коммуникаций, зданий и сооружений производственного или иного назначения, используемые для целей заземления;

      41) главная заземляющая шина – шина, являющаяся частью заземляющего устройства электроустановки напряжением до 1 кВ и предназначенная для присоединения нескольких проводников с целью заземления и уравнивания потенциалов;

      42) открытая проводящая часть – электропроводящая часть электроустановки, доступная прикосновению человека, нормально не находящаяся под напряжением, но которая может оказаться под напряжением при нарушении изоляции;

      43) сторонняя проводящая часть – электропроводящая часть, которая не является частью электроустановки;

      44) токоведущая часть – электропроводящая часть электроустановки, находящаяся в процессе работы под рабочим напряжением;

      45) заземляющий проводник – проводник, соединяющий заземляемые части с заземлителем;

      46) защитный проводник – проводник, предназначенный для целей электробезопасности;

      47) защитный заземляющий проводник – защитный проводник, предназначенный для защитного заземления;

      48) защитный проводник уравнивания потенциалов – защитный проводник, предназначенный для защитного уравнивания потенциалов;

      49) нулевой защитный проводник – защитный проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, предназначенный для присоединения открытых проводящих частей к глухозаземленной нейтрали источника питания;

      50) нулевой рабочий проводник – проводник, используемый для питания электроприемников напряжением до 1 кВ, соединенный с глухозаземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозаземленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной точкой источника в сетях постоянного тока;

      51) совмещенный нулевым рабочим и нулевым защитным проводник – проводник, сочетающий функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводника;

      52) зона растекания – область земли между заземлителем и зоной нулевого потенциала;

      53) зона нулевого потенциала – область земли, находящаяся вне зоны влияния какого-либо заземлителя, электрический потенциал которой принимается равным нулю;

      54) напряжение на заземляющем устройстве – напряжение, возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземляющее устройство и зоной нулевого потенциала;

      55) напряжение прикосновения – напряжение между двумя электропроводящими частями или между проводящей частью и землей при одновременном прикосновении к ним человека;

      56) напряжение шага – напряжение между двумя точками на поверхности земли на расстоянии 1 метра одна от другой, которое принимается равным длине шага человека;

      57) защита от прямого прикосновения – защита для предотвращения прикосновения к токоведущим частям, находящимся под напряжением;

      58) защита при косвенном прикосновении – защита от поражения электрическим током при прикосновении к открытым проводящим частям, оказавшимся под напряжением при повреждении изоляции;

      59) сопротивление заземляющего устройства – отношение напряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземлителя в землю;

      60) эквивалентное удельное сопротивление земли с неоднородной структурой – 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";

      61) защитное автоматическое отключение – автоматическое размыкание цепи одного или нескольких фазных проводников и, при необходимости, нулевого рабочего проводника в целях электробезопасности.

      Термин "автоматическое отключение питания", используемый в настоящих Правилах, следует понимать как "защитное автоматическое отключение питания";

      62) уравнивание потенциалов – электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов;

      63) защитное уравнивание потенциалов – уравнивание потенциалов, выполняемое в целях электробезопасности.

      Термин "уравнивание потенциалов", используемый в настоящих Правилах, следует понимать как "защитное уравнивание потенциалов";

      64) выравнивание потенциалов – снижение разности потенциалов (напряжения шага) на поверхности земли или пола при помощи защитных проводников, проложенных в земле, в полу или на их поверхности и присоединенных к заземляющему устройству, или путем применения специальных покрытий земли;

      65) основная изоляция – изоляция токоведущих частей, обеспечивающая, помимо основного назначения, защиту от прямого прикосновения;

      66) дополнительная изоляция – независимая изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, выполняемая дополнительно к основной изоляции для защиты при косвенном прикосновении;

      67) двойная изоляция – совокупность основной и дополнительной изоляций;

      68) усиленная изоляция – изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, обеспечивающая степень защиты от поражения электрическим током, равноценную защите, обеспеченной двойной изоляцией;

      69) малое напряжение – напряжение не более 42 В переменного тока и 110 В – постоянного;

      70) разделительный трансформатор – трансформатор, первичная обмотка которого отделена от вторичных обмоток при помощи защитного электрического разделения цепей;

      71) безопасный разделительный трансформатор – разделительный трансформатор, предназначенный для питания цепей малым напряжением;

      72) защитный экран – проводящий экран, предназначенный для отделения электрической цепи или проводников от токоведущих частей других цепей;

      73) защитное электрическое разделение цепей – отделение одной электрической цепи от других цепей в электроустановках напряжением до 1 кВ с помощью:

      двойной изоляции;

      основной изоляции и защитного экрана;

      усиленной изоляции;

      74) непроводящие (изолирующие) помещения (зоны) – помещения, зоны, площадки, в которых (на которых) защита при косвенном прикосновении обеспечивается высоким сопротивлением пола и стен, и в которых отсутствуют заземленные электропроводящие части;

      75) испытательное напряжение промышленной частоты – действующее значение напряжения частотой 50 Гц, практически синусоидальной формы, которое должна выдерживать внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания в течении заданного времени;

      76) электрооборудование с нормальной изоляцией – электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжений при обычных мерах по грозозащите;

      77) электрооборудование с облегченной изоляцией – электрооборудование, предназначенное для применения лишь в электроустановках, 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;

      78) аппараты – выключатели всех классов напряжения, разъединители, отделители, короткозамыкатели, предохранители, разрядники, токоограничивающие реакторы, конденсаторы, комплектные экранированные токопроводы;

      79) 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;

      80) класс напряжения электрооборудования – номинальное напряжение электрической системы, для работы в которой предназначено данное электрооборудование;

      81) эффективная длина пути утечки – часть длины пути утечки, определяющая электрическую прочность изолятора или изоляционной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения;

      ) удельная эффективная длина пути утечки (

э) – отношение эффективной длины пути утечки к наибольшему рабочему межфазному напряжению сети, в которой работает электроустановка;

      83) коэффициент использования длины пути утечки (k) – поправочный коэффициент, учитывающий эффективность использования длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции;

      84) степень загрязнения (далее – СЗ) – показатель, учитывающий влияние загрязненности атмосферы на снижение электрической прочности изоляции электроустановок;

      85) карта степеней загрязнения (далее – КСЗ) – географическая карта, районирующая территорию по СЗ;

      86) распределительное устройство (далее – РУ) – электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы;

      87) открытое распределительное устройство (далее – ОРУ) – РУ, все или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе;

      88) закрытое распределительное устройство (далее – ЗРУ) – РУ, оборудование которого расположено в здании.

      Комбинированным выключателем называется выключатель, который в разомкнутом положении удовлетворяет требованиям, предъявляемым к разъединителям в части прочности изоляции, и в котором конструктивно предусмотрены стационарный заземлитель (заземлители), механические и электрические блокировки приводов выключателя и заземлителя (заземлителей), исключающие самопроизвольное или несанкционированное включение выключателя и отключение заземлителя (заземлителей);

      89) комплектное распределительное устройство – РУ, состоящее из полностью или частично закрытых шкафов или блоков со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде.

      Комплектное распределительное устройство, предназначенное для внутренней установки, Комплектное распределительное устройство, предназначенное для наружной установки, (далее – КРУН);

      90) подстанция – электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных сооружений.

      В зависимости от преобладания той или иной функции подстанций они называются трансформаторными или преобразовательными;

      91) пристроенная подстанция (пристроенное РУ) – подстанция (РУ), непосредственно примыкающая (примыкающее) к основному зданию;

      92) встроенная подстанция (встроенное РУ) – закрытая подстанция (закрытое РУ), вписанная (вписанное) в контур основного здания;

      93) внутрицеховая подстанция – подстанция, расположенная внутри производственного здания (открыто или в отдельном закрытом помещении);

      94) комплектная трансформаторная (преобразовательная) подстанция – подстанция, состоящая из трансформаторов (преобразователей) и блоков (комплектная распределительная устроиство (далее - КРУ) или комплектная распределительная устроиство наружней установки (далее – КРУН) и других элементов), поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Комплектные трансформаторные (преобразовательные) подстанции (далее - КТП, КПП) или части их, устанавливаемые в закрытом помещении, относятся к внутренним установкам, устанавливаемые на открытом воздухе – к наружным установкам;

      95) столбовая (мачтовая) трансформаторная подстанция – открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установлено на конструкциях или на опорах ВЛ на высоте, не требующей ограждения подстанции;

      96) распределительный пункт (далее – РП) – РУ, предназначенное для приема и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации, не входящее в состав подстанции;

      97) камера – помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин;

      98) закрытая камера – камера, закрытая со всех сторон и имеющая сплошные (не сетчатые) двери;

      99) огражденная камера – камера, которая имеет проемы, защищенные полностью или частично несплошными ограждениями.

      Под смешанными ограждениями понимаются ограждения из сеток и сплошных листов;

      100) взрывная камера – закрытая камера, предназначенная для локализации возможных аварийных последствий при повреждении установленных в ней аппаратов и имеющая выход наружу или во взрывной коридор;

      101) коридор обслуживания – коридор вдоль камер или шкафов КРУ, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин;

      102) взрывной коридор – коридор, в который выходят двери взрывных камер;

      103) преобразовательный агрегат – комплект оборудования, состоящий из одного или нескольких полупроводниковых преобразователей, трансформатора, а также приборов и аппаратуры, необходимых для пуска и работы агрегата;

      104) полупроводниковый преобразователь – комплект полупроводниковых вентилей (неуправляемых или управляемых), смонтированных на рамах или в шкафах, с системой воздушного или водяного охлаждения, а также приборов и аппаратуры, необходимых для пуска и работы преобразователя;

      105) питающая осветительная сеть – сеть от распределительного устройства подстанции или ответвления от воздушных линий электропередачи до ВУ, ВРУ, ГРЩ;

      106) распределительная сеть – сеть от ВУ, ВРУ, ГРЩ до распределительных пунктов, щитков и пунктов питания наружного освещения;

      107) групповая сеть – сеть от щитков до светильников, штепсельных розеток и других электроприемников;

      108) пункт питания наружного освещения – электрическое распределительное устройство для присоединения групповой сети наружного освещения к источнику питания;

      109) фаза ночного режима – фаза питающей или распределительной сети наружного освещения, не отключаемая в ночные часы;

      110) каскадная система управления наружным освещением – система, осуществляющая последовательное включение (отключение) участков групповой сети наружного освещения;

      111) провода зарядки светильника – провода, прокладываемые внутри светильника от установленных в нем контактных зажимов или штепсельных разъемов для присоединения к сети (для светильника, не имеющего внутри контактных зажимов или штепсельного разъема – провода или кабели от места присоединения светильника к сети) до установленных в светильнике аппаратов и ламповых патронов;

      112) кабельная линия – линия для передачи электроэнергии или отдельных ее импульсов, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями, а для маслонаполненных линий, кроме того, с подпитывающими аппаратами и системой сигнализации давления масла;

      113) кабельное сооружение – сооружение, специально предназначенное для размещения в нем кабелей, кабельных муфт, а также маслоподпитывающих аппаратов и другого оборудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы маслонаполненных кабельных линий. К кабельным сооружениям относятся: кабельные туннели, каналы, короба, блоки, шахты, этажи, двойные полы, кабельные эстакады, галереи, камеры, подпитывающие пункты;

      114) кабельный туннель – закрытое сооружение (коридор) с расположенными в нем опорными конструкциями для размещения на них кабелей и кабельных муфт, со свободным проходом по всей длине, позволяющим производить прокладку кабелей, ремонты и осмотры кабельных линий;

      115) кабельный канал – закрытое и заглубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие, непроходное сооружение, предназначенное для размещения в нем кабелей, укладку, осмотр и ремонт которых возможно производить лишь при снятом перекрытии;

      116) кабельная шахта – вертикальное кабельное сооружение (прямоугольного сечения), у которого высота в несколько раз больше стороны сечения, снабженное скобами или лестницей для передвижения вдоль него людей (проходные шахты) или съемной полностью или частично стенкой (непроходные шахты);

      117) кабельный этаж – часть здания, ограниченная полом и перекрытием или покрытием, с расстоянием между полом и выступающими частями перекрытия или покрытия не менее 1,8 м.;

      118) кабельный блок – кабельное сооружение с трубами (каналами) для прокладки в них кабелей с относящимися к нему колодцами;

      119) кабельная камера – подземное кабельное сооружение, закрываемое глухой съемной бетонной плитой, предназначенное для укладки кафельных муфт или для протяжки кабелей в блоки. Камера, имеющая люк для входа в нее, называется кабельным колодцем;

      120) кабельная эстакада – надземное или наземное открытое горизонтальное или наклонное протяженное кабельное сооружение. Кабельная эстакада может быть проходной или непроходной;

      121) кабельная галерея – надземное или наземное закрытое полностью или частично (без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное проходное кабельное сооружение;

      122) двойной пол – полость, ограниченная стенами помещения, междуэтажным перекрытием и полом помещения со съемными плитами (на всей или части площади);

      123) кабельная маслонаполненная линия низкого или высокого давления – линия, в которой длительно допустимое избыточное давление составляет:

      0,0245–0,294 МПа (0,25–3,0 кгс/см2) для кабелей низкого давления в свинцовой оболочке;

      0,0245–0,49 МПа (0,25–5,0 кгс/см2) для кабелей низкого давления в алюминиевой оболочке;

      1,08–1,57 МПа (11–16 кгс/см2) для кабелей высокого давления;

      124) секция кабельной маслонаполненной линии низкого давления – участок линии между стопорными муфтами или стопорной и концевой муфтами;

      125) подпитывающий пункт – надземное, наземное или подземное сооружение с подпитывающими аппаратами и оборудованием (баки питания, баки давления, подпитывающие агрегаты);

      126) разветвительное устройство – часть кабельной линии высокого давления между концом стального трубопровода и концевыми однофазными муфтами;

      127) подпитывающий агрегат – автоматически действующее устройство, состоящее из баков, насосов, труб, перепускных клапанов, вентилей, щита автоматики и другого оборудования, предназначенного для обеспечения подпитки маслом кабельной линии высокого давления;

      128) зоны класса В-I – зоны, расположенные в помещениях, в которых выделяются горючие газы или пары ЛВЖ в таком количестве и с такими свойствами, что они могут образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах работы, при загрузке или разгрузке технологических аппаратов, хранении или переливании ЛВЖ, находящихся в открытых емкостях;

      129) зоны класса В-Iа – зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов (независимо от нижнего концентрационного предела воспламенения) или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны в результате аварий или неисправностей;

      130) зоны класса В-Iб – зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси горючих газов или паров ЛВЖ с воздухом не образуются, а возможны в результате аварий или неисправностей и которые отличаются одной из следующих особенностей:

      горючие газы в этих зонах обладают высоким нижним концентрационным пределом воспламенения (15 % и более) и резким запахом при предельно допустимых концентрациях;

      помещения производств, связанных с обращением газообразного водорода, в которых по условиям технологического процесса исключается образование взрывоопасной смеси в объеме, превышающем 5 % свободного объема помещения, имеют взрывоопасную зону в верхней части помещения. Взрывоопасная зона условно принимается от отметки 0,75 общей высоты помещения, считая от уровня пола, но не выше кранового пути, если таковой имеется (помещения электролиза воды, зарядные станции тяговых и статерных аккумуляторных батарей).

      К классу В-Iб относятся также зоны лабораторных и других помещений, в которых горючие газы и ЛВЖ имеются в небольших количествах, недостаточных для создания взрывоопасной смеси в объеме, превышающем 5 % свободного объема помещения, и в которых работа с горючими газами и ЛВЖ производится без применения открытого пламени. Эти зоны не относятся к взрывоопасным, если работа с горючими газами и ЛВЖ производится в вытяжных шкафах или под вытяжными зонтами;

      131) зоны класса В-Iг – пространства у наружных установок: технологических установок, содержащих горючие газы или ЛВЖ (за исключением наружных аммиачных компрессорных установок, выбор электрооборудования для которых производится согласно пункту 1388 настоящих Правил) надземных и подземных резервуаров с ЛВЖ или горючими газами (газгольдеры), эстакад для слива и налива ЛВЖ, открытых нефтеловушек, прудов-отстойников с плавающей нефтяной пленкой.

      К зонам класса В-Iг также относятся: пространства у проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений со взрывоопасными зонами классов В-I, В-Iа и В-II (исключение – проемы окон с заполнением стеклоблоками); пространства у наружных ограждающих конструкций, если на них расположены устройства для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений со взрывоопасными зонами любого класса или если они находятся в пределах наружной взрывоопасной зоны; пространства у предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов с горючими газами и ЛВЖ;

      132) зоны класса В-II – зоны, расположенные в помещениях, в которых выделяются переходящие во взвешенное состояние горючие пыли или волокна в таком количестве и с такими свойствами, что они способны образовать с воздухом взрывоопасные смеси при нормальных режимах работы;

      Зоны класса В-IIа – зоны, расположенные в помещениях, в которых опасные состояния, указанные в настоящем пункте, не имеют места при нормальной эксплуатации, а возможны только в результате аварий или неисправностей.

      Сноска. Пункт 2 с изменениями, внесенными приказом Министра энергетики РК от 31.05.2016 № 228 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования); от 25.12.2017 № 471 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      3. Применяемые в электроустановках электрооборудование и материалы должны соответствовать требованиям законодательства в области электроэнергетики.

      4. 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 настоящих Правил.

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

      В эксплуатации обеспечиваются условия нормальной работы устройств и аппаратуры управления и автоматизации технологических процессов, защиты и вторичных цепей (допустимые температура, влажность, вибрация, отклонения рабочих параметров от номинальных, уровень помех).

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

      7. Строительная и санитарно-техническая части электроустановок (конструкции здания и его элементов, отопление, вентиляция и водоснабжение) должны выполняться в соответствии с действующими строительными нормами и правилами (далее – СНиП) при обязательном выполнении дополнительных требований, приведенных в настоящих Правилах.

      8. Электроустановки должны соответствовать требованиям законодательства в области охраны окружающей среды.

      9. В электроустановках должны быть предусмотрены сбор и удаление отходов: химических веществ, масла, мусора, технических вод. В соответствии с 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.

      10. Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок производятся 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.

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

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

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

      Шины обозначаются:

      1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А – желтым цветом, фазы В – зеленым, фазы С – красным, нулевая рабочая – 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.

      14. 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:

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

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

      в электроустановках напряжением до 1 кВ в пяти- и четырехпроводных цепях трехфазного переменного тока:

      при вертикальном расположении – А – В – С – N – RE (REN) сверху вниз;

      при расположении горизонтально или наклонно – наиболее удаленная шина – А, ближайшая к коридору обслуживания – RE (REN) при последовательности расположения А – В – С – N – RE (REN);

      ответвления от сборных шин – слева направо, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров – из центрального), начиная с шины RE (REN);

      2) в открытых распределительных устройствах при переменном трехфазном токе шины должны располагаться:

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

      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:

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

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

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

      В отдельных случаях допускаются отступления от требований, приведенных в подпунктах 1) – 3) пункта 13 настоящих Правил, если их выполнение связано с существенным усложнением электроустановок (вызывает необходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транспозиции проводов воздушных линий (далее – ВЛ) или, если применяются на подстанции две или более ступени трансформации.

      15. 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. При этом, доступные части должны быть расположены так, чтобы нормальное обслуживание не было сопряжено с опасностью прикосновения к ним.

      16. 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, должны быть введены в машины, аппараты и приборы.

2. Электроснабжение и электрические сети
Параграф 1. Общие положения

      17. При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок рассматриваются 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 коротокого замыкания (далее – КЗ) предельными уровнями, определяемыми на перспективу;

      4) снижение потерь электрической энергии.

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

      При решении вопросов резервирования учитывается перегрузочная способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.

      18. При решении вопросов развития систем электроснабжения учитываются ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.

      19. При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, учитывается 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.

      20. Проектирование электрических сетей осуществляется с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады).

      21. Работа электрических сетей напряжением 3–35 кВ предусматривается как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор.

      Работа электрических сетей 110 кВ должна предусматриваться как с глухо заземленной, так и с эффективно заземленной нейтралью.

      Работа электрических сетей 220 кВ должна предусматриваться только с глухо заземленной нейтралью.

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

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

      2) 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;

      3) в схемах 6–20 кВ блоков генератор–трансформатор (на генераторном напряжении) – более 5 А.

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

Параграф 2. Категории электроприемников и обеспечение
надежности электроснабжения

      22. 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 экономики предприятий, 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 безаварийной остановки 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.

      23. Электроприемники I категории обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допускается лишь на время автоматического восстановления питания.

      Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории предусматривается 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 используются местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи.

      Если резервированием электроснабжения недопускается обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или, если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, осуществляется технологическое резервирование.

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

      24. Электроприемники II категории обеспечиваются 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.

      25. Для электроприемников III категории электроснабжение выполняется от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 календарного дня.

Параграф 3. Уровни и регулирование напряжения, компенсация
реактивной мощности

      26. 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.

      27. 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.

      28. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях производится в соответствии с инструкцией по компенсации реактивной мощности.

3. Выбор проводников по нагреву, экономической плотности
тока и по условиям короны
Параграф 1. Область применения

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

Параграф 2. Выбор сечений проводников по нагреву

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

      При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы электроприемников (с общей длительностью цикла до 10 минут и длительностью рабочего периода не более 4 минут) в качестве расчетного тока для проверки сечения проводников по нагреву принимается 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

, где ТП.В. – длительность рабочего периода выраженная в относительных единицах (продолжительность включения по отношению к продолжительности цикла).

      31. Для кратковременного режима работы с длительностью включения не более 4 минут и перерывами между включениями, достаточными для охлаждения проводников до температуры окружающей среды, наибольшие допустимые токи определяются по нормам повторно-кратковременного режима. При длительности включения более 4 минут, а также при перерывах недостаточной длительности между включениями, наибольшие допустимые токи определяются, как для установок с длительным режимом работы.

      32. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, допускается кратковременная перегрузка, указанная в таблице 1 приложения к настоящим Правилам.

      33. 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 часов в сутки в течение 5 суток, 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 суток в пределах, указанных в таблице 2 приложения к настоящим Правилам.

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

      Перегрузка кабельных линий напряжением 20–35 кВ не допускается.

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

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

      36. 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 таблицах 1215 и 22 приложения к настоящим Правилам, применяются коэффициенты, приведенные в таблице 3 приложения к настоящим Правилам.

Параграф 3. Допустимые длительные токи для проводов,
шнуров и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией

      37. 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 таблицах 4 и 11приложения к настоящим Правилам. Приняты для температур: жил +65, окружающего воздуха +25 и земли +150 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 таблицах 4 и 5 приложения к настоящим Правилам, применяются 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 таблицам 4 и 5 приложения к настоящим Правилам, как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей – по таблицам 6 и 8приложения, 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 таблицам 4 и 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.

      38. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лотках, при однорядной прокладке (не в пучках) принимаются, как для проводов, проложенных в воздухе.

      Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, принимаются по таблицам 4 и 7 приложения к настоящим Правилам, как для одиночных проводов и кабелей, проложенных открыто (в воздухе), с применением снижающих коэффициентов, указанных в таблице 12 приложения к настоящим Правилам.

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

Номинальное напряжение, кВ

до 3

6

10

20 и 35

Допустимая температура жилы кабеля, 0С

+80

+65

+60

+50


      40. Для кабелей, проложенных в земле, допустимые длительные токи приведены в таблицах 13, 16, 1922 приложения к настоящим Правилам. Они приняты из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7–1,0 м не более одного кабеля при температуре земли +150 С и удельном сопротивлении земли 120 см*К/Вт.

      При удельном сопротивлении земли, отличающемся от 120 см*К/Вт, необходимо к токовым нагрузкам, указанным в таблицах, применять поправочные коэффициенты, указанные в таблице 23 приложения к настоящим Правилам.

      41. Для кабелей, проложенных в воде, допустимые длительные токи приведены в таблицах 13, 16, 22 и 21 приложения к настоящим Правилам. Они приняты из расчета температуры воды +150 С.

      42. Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, при любом количестве кабелей и температуре воздуха +250 С допустимые длительные токи приведены в таблицах 14, 19, 20, 21, 23 и 24 приложения к настоящим Правилам.

      43. 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.

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

      45. При прокладке нескольких кабелей в земле (включая прокладку в трубах) допустимые длительные токи должны быть уменьшены путем введения коэффициентов, приведенных в таблице 26 приложения к настоящим Правилам. При этом, не должны учитываться резервные кабели.

      Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями между ними менее 10 мм в свету не допускается.

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

      47. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, определяются по эмпирической формуле

      I = a b c I0,

      где I0 – допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, определяемый по таблице 27 приложения к настоящим Правилам; а – коэффициент, выбираемый по таблице 28 приложения к настоящим Правилам в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке b – коэффициент, выбираемый в зависимости от напряжения кабеля:

Номинальное напряжение кабеля,кВ

До 3

6

10

Коэффициент b

1,09

1,05

1,0


      с – коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока:

Среднесуточная загрузка

Sср.сут/Sном

1

0,85

0,7

Коэффициент с

1

1,07

1,16


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

      48. 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


      49. Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и окрашенных шин приведены в таблицах 2935 приложения к настоящим Правилам. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева +700 С при температуре воздуха +250 С.

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

Марка провода

ПА500

ПА6000

Ток, А

1340

1680


      50. При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи, приведенные в таблице 33 приложения к настоящим Правилам, должны быть уменьшены на 5 % для шин с шириной полос до 60 мм и на 8 % для шин с шириной полос более 60 мм.

      51. 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).

      52. Сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, мм2 определяется из соотношения:


,

      где I – расчетный ток в час максимума энергосистемы, А Jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы, выбираемое по таблице 36 приложения к настоящим Правилам.

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

      53. 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.

      54. Увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. При этом, во избежание увеличения количества линий или цепей, допускается двукратное превышение нормированных значений, приведенных в таблице 36 приложения к настоящим Правилам.

      В технико-экономических расчетах учитываются все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Также проверяется целесообразность повышения напряжения линии.

      Данными указаниями необходимо 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 полная стоимость всех работ по демонтажу и монтажу оборудования линии, включая стоимость аппаратов и материалов.

      55. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

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

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

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

      4) проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам;

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

      56. При пользовании таблицы 36 приложения к настоящим Правилам необходимо руководствоваться следующим:

      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 n ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии увеличивается в kу раз, причем kу определяется по формуле:

      ky


      где I1, I2,..., In – нагрузки отдельных участков линии; l1, l2,..., ln – длины отдельных участков линии; L – полная длина линии;

      4) при выборе сечений проводников для питания n однотипных, взаиморезервируемых электроприемников (насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов), из которых m одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока увеличивается против значений, приведенных в таблице 36 приложения настоящих Правил, в kn раз, где kn равно:



      57. 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. Расчетная нагрузка при выборе сечений проводов принимается 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.

      58. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, производятся 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.

      59. Для линий электропередачи напряжением 6–20 кВ значения плотности тока, приведенные в таблице 36 приложения к настоящим Правилам, 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.

      60. 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.

      Для проводников необходима проверка по условиям допустимого уровня радиопомех от короны.

4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания
Параграф 1. Общие требования

      61. По режиму КЗ должны проверяться:

      1) в электроустановках выше 1 кВ:

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

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

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

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

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

      Аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ или могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, 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.

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

      1) аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, – по электродинамической стойкости;

      2) аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, – по термической стойкости.

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

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

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

      повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

      возможна замена проводника без значительных затруднений;

      4) проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в подпункте 3) настоящего пункта, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;

      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 точностей присоединенных измерительных приборов; при этом на стороне высшего напряжения в цепях силовых трансформаторов необходимо избегать применения трансформаторов тока, не стойких к току КЗ, а приборы учета необходимо присоединять к трансформаторам тока на стороне низшего напряжения;

      6) провода ВЛ;

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

      63. При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ 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. 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.

      64. В качестве расчетного вида КЗ принимается:

      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.

      65. Расчетный ток КЗ определяется, исходя из условия повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях. Со случаями одновременного замыкания на землю различных фаз в двух разных точках схемы допустимо не считаться.

      66. 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, выбираются по току КЗ за реактором, если последний расположен в том же здании и соединение выполнено шинами.

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

      67. При расчете термической стойкости в качестве расчетного времени принимается сумма времен, получаемая от сложения времени действия основной защиты (с учетом действия АП3), 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) 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 принимается то значение, 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 секунды.

Параграф 2. Определение токов короткого замыкания для
выбора аппаратов и проводников

      68. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

      В электроустановках до 1 кВ и выше при определении токов КЗ для выбора аппаратов и проводников и определения воздействия на несущие конструкции 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).

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

      70. В электроустановках до 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений принимаются 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 %.

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

      72. Элементы цепи, защищенной плавким предохранителем с токоограничивающим действием, проверяются на электродинамическую стойкость по наибольшему мгновенному значению тока КЗ, пропускаемого предохранителем.

Параграф 3. Выбор проводников и изоляторов, проверка несущих
конструкций по условиям динамического действия токов короткого замыкания

      73. Усилия, действующие на жесткие шины и передающиеся ими на изоляторы и поддерживающие жесткие конструкции, 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 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.

      74. Найденные расчетом в соответствии с 110 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) 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.

Параграф 4. Выбор проводников по условиям нагрева при
коротком замыкании

      75. Температура нагрева проводников при КЗ должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, 0С:

1) шины:


медные

300;

алюминиевые

200;

стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратами

400;

стальные с непосредственным присоединением к аппаратам

300;

2) кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, кВ:


до 10

200;

20–220

125;

3) кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами и изоляцией:


поливинилхлоридной и резиновой

150;

полиэтиленовой

120;

4) медные неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2:


менее 20

250;

20 и более

200;

5) алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2:


менее 10

200;

10 и более

160;

6) алюминиевая часть сталеалюминевых проводов

200:


      76. Проверка кабелей на нагрев токами КЗ в тех случаях, когда это требуется в соответствии с пунктами 60 и 61 настоящих Правил, 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).

      77. 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.

Параграф 5. Выбор аппаратов по коммутационной способности

      78. Выключатели выше 1 кВ выбираются:

      1) по отключающей способности с учетом параметров восстанавливающегося напряжения;

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

      79. Предохранители выбираются по отключающей способности. При этом, в качестве расчетного тока ринимается действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ без учета токоограничивающей способности предохранителей.

      80. Выключатели нагрузки и короткозамыкатели выбираются по предельно допустимому току, возникающему при включении на КЗ.

      81. 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 проверяются по режиму такого отключения – включения.

5. Учет электроэнергии и контроль мощности
Параграф 1. Общие требования

      82. Учет активной электроэнергии обеспечивает определение количества энергии:

      1) выработанной генераторами электростанций;

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

      3) отпущенной непосредственно оптовым покупателям и потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций;

      4) переданной в другие энергосистемы и государства или полученной от них;

      5) отпущенной непосредственно оптовым покупателям и потребителям из электрической сети.

      83. Учет активной электроэнергии обеспечивает возможность:

      1) определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;

      2) составления балансов электроэнергии хозяйствующими субъектами в границах балансовой принадлежности;

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

      84. Контроль мощности обеспечивает измерение (в режиме реального времени, с заданным интервалом), накопление, хранение и передачу на верхний уровень управления информации об активной мощности:

      1) вырабатываемой генераторами электростанций;

      2) потребляемой на собственные и хозяйственные нужды электростанций и подстанций;

      3) отпускаемой непосредственно оптовым покупателям и потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;

      4) передаваемой в другие энергосистемы и государства или полученной от них;

      5) отпускаемой непосредственно оптовым покупателям и потребителям из электрической сети.

      85. Учет реактивной электроэнергии обеспечивает возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.

Параграф 2. Пункты установки средств учета электроэнергии

      86. Коммерческие счетчики (в том числе входящие в состав систем коммерческого учета) необходимо устанавливать на границе раздела сети электроснабжающей организации и потребителя и в точках купли – продажи электроэнергии субъектами рынка электроэнергии.

      87. Коммерческие 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 возможно изменение направления потока электроэнергии, – двунаправленный счетчик электроэнергии;

      3) для межсистемных и межгосударственных линий электропередачи – двунаправленный счетчик электроэнергии, учитывающий отпущенную и полученную электроэнергию;

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

      Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, необходимо выполнить цепи учета, сборки зажимов, а также предусмотреть 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 и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;

      7) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих коммерческий учет, – двунаправленный счетчик электроэнергии.

      На электростанциях, оборудуемых автоматизированными системами коммерческого учета, указанные системы используются как для централизованного коммерческого, так и для технического учета электроэнергии.

      88. На электростанциях мощностью до 1 МВт коммерческие счетчики активной электроэнергии разрешается устанавливать для генераторов и трансформаторов СН или для генераторов и отходящих линий.

      89. Коммерческие счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы устанавливаются:

      1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям;

      2) для межсистемных линий электропередачи – двунаправленный счетчик электроэнергии, учитывающий отпущенную и полученную электроэнергию, при наличии ответвлений от этих линии в другие энергосистемы – двунаправленный счетчик электроэнергии, учитывающий полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;

      3) на трансформаторах СН;

      4) для линии хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок), присоединенных к шинам СН;

      5) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих коммерческий учет – двунаправленный счетчик электроэнергии.

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

      90. Коммерческие счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, устанавливаюся:

      1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя 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 коммерческих счетчиков невозможна (КРУ, КРУН) допускается организация учета на отходящих линиях 6–10 кВ.

      При наличии у потребителя двух или более пунктов учета, а также при суммарной потребляемой мощности более 1 МВт необходимо применять автоматизированную систему коммерческого 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 необходимо 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 устанавливаются отдельные коммерческие счетчики.

      91. При применении для коммерческого учета коммерческих счетчиков, одновременно учитывающих активную и реактивную энергию, установка отдельных счетчиков реактивной энергии не требуется.

      При применении для коммерческого учета активной энергии микропроцессорных счетчиков, одновременно учитывающих реактивную энергию, установка отдельных счетчиков реактивной энергии не требуется. В остальных случаях счетчики реактивной электроэнергии устанавливаются:

      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 потребителя, с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, устанавливается двунаправленный счетчик реактивной электроэнергии в тех элементах схемы, где установлен коммерческий счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях устанавливается нереверсивный счетчик реактивной электроэнергии.

Параграф 3. Требования к коммерческим счетчикам

      92. Счетчик электроэнергии, используемый в качестве коммерческого, должен быть сертифицирован и включен в реестр Государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан.

      Каждый установленный коммерческий счетчик должен иметь на устройстве крепления кожуха, пломбы с клеймом поверителя, а на зажимной крышке или другом устройстве, исключающем доступ к ряду зажимов электросчетчика, пломбу электроснабжающей и (или) энергопередающей организации.

      На вновь устанавливаемых счетчиках должны быть пломбы поверки с давностью не более 12 месяцев.

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

      94. Класс точности счетчиков коммерческого учета активной и реактивной электроэнергии для различных объектов учета приведены в таблице 37 приложения к настоящим Правилам.

      Общая погрешность комплекса коммерческого учета, включая погрешности счетчиков, трансформаторов тока и напряжения, с учетом падения напряжения в проводах в соответствии с пунктами 94–103 настоящих Правил, коэффициента мощности нагрузки, должна быть не более приведенной в таблице 38 приложения к настоящим Правилам.

Параграф 4. Учет с применением измерительных
трансформаторов

      95. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения счетчиков коммерческого учета электроэнергии должен быть не ниже приведенного в таблице 39 приложения к настоящим Правилам.

      Для присоединения измерительных приборов, счетчиков технического учета необходимо использовать трансформаторы тока и напряжения класса точности 0,5.

      96. 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%.

      97. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока проводится 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 зашиты.

      Использование промежуточных трансформаторов тока для включения коммерческих счетчиков не допускается.

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

      Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения коммерческих 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 0,5 % номинального напряжения.

      Счетчики электрической энергии межгосударственных ВЛ, ВЛ 110 кВ и выше, генераторов, трансформаторов 10 МВ*А и выше должны быть подключены к трансформаторам напряжения отдельными кабелями (на группу счетчиков данной секции РУ или отдельный кабель для счетчиков каждого присоединения).

      99. Для присоединения коммерческих 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).

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

      Цепи учета выводятся 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 коммерческих счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.

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

      102. 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.

      103. Конструкция решеток и дверей камер подстанции, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для коммерческого учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования.

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

Параграф 5. Установка счетчиков и электропроводка к ним

      104. 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 00 С.

      Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура часто превышается до +400 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 +200 С.

      105. Счетчики общепромышленного исполнения, предназначенные для учета электроэнергии, устанавливаются в помещениях с температурой окружающей среды, находящейся в диапазоне, обозначенном заводом-изготовителем. При отсутствии таких помещений счетчики помещаются в специальных шкафах, где должна поддерживаться необходимая температура в течение всего года.

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

      Допускается крепление счетчиков на 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.

      107. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки), 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).

      108. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 10. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.

      109. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в параграфе 2 главы 15 настоящих Правил.

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

      111. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с пунктом 837 настоящих Правил.

      112. 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.

      113. 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.

      114. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями параграфа 2 главы 7 настоящих Правил. При этом, заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.

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

Параграф 6. Технический учет

      116. На тепловых и атомных электростанциях с агрегатами (блоками), не оборудованными информационными или управляющими вычислительными комплексами, устанавливаются стационарные или применять инвентарные переносные счетчики технического учета в системе СП 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.

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

      118. Счетчики активной электроэнергии для технического учета устанавливаются на подстанциях напряжением 35 кВ и выше: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергопередающей организации.

      Технический учет реактивной электроэнергии организовывается на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше. При применении для учета активной электроэнергии микропроцессорных счетчиков установка отдельных счетчиков реактивной энергии не требуется.

      119. На предприятиях предусматривается техническая 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 (контрольного) учета на вводе предприятия, если коммерческий учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергоснабжающей организации.

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

      120. Приборы технического учета на предприятиях (счетчики и измерительные трансформаторы) должны находиться в ведении самих потребителей и должны соответствовать требованиям пункта 91 (за исключением требования о наличии пломбы энергопередающей организации), 92 и 93 настоящих Правил.

      121. Класс точности счетчиков и приборов технического учета активной электроэнергии должен быть не более 0,5. Для электроустановок мощностью менее 1 МВ*А допускается использование приборов технического учета класса точности 1,0.

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

6. Измерения электрических величин
Параграф 1. Общие требования

      122. Все средства измерений должны быть разрешены к применению в Республике Казахстан в установленном законом порядке. Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

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

      2) классы точности измерительных шунтов, добавочных резисторов, трансформаторов и преобразователей должны быть не более приведенных в таблице 40 приложения к настоящим Правилам;

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

      123. Установка измерительных приборов должна 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.

      124. Измерения на линиях электропередачи 110 кВ и выше, а также на генераторах и трансформаторах должны производиться непрерывно.

      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.

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

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

      127. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях:

      1) генераторов постоянного тока и силовых преобразователей;

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

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

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

      128. В цепях переменного трехфазного тока измеряется 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, в обоснованных случаях, предусмотривается измерение тока каждой фазы линий электропередачи 220 кВ и выше с трехфазным управлением;

      3) для дуговых электропечей.

      129. Измерение напряжения 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 100 кВт 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.

      130. В трехфазных сетях производится измерение 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).

      131. 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.

      132. 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 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.

      133. Измерение мощности должно производиться в соответствии с пунктом 122 настоящих Правил, в цепях:

      1) генераторов активной и реактивной мощности.

      При установке на генераторах мощностью 50 МВт и более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не более 1,0.

      На электростанциях необходимо измерять суммарную активную мощность 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 производится в цепи генератора;

      5) понижающих трансформаторов 110 кВ и выше – активной и реактивной мощности.

      В цепях понижающих двухобмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны высшего и низшего напряжения, в цепях понижающих трехобмоточных трансформаторов – со стороны, среднего и низшего, а при необходимости и высшего напряжения.

      На подстанциях 110 кВ и выше, без выключателей на стороне высшего напряжения, при невозможности установки трансформаторов тока и напряжения, измерение мощности производится по низкой стороне. Также должны предусматриваться места для присоединения контрольных показывающих или регистрирующих приборов;

      6) линий напряжением 110 кВ и выше, а также обходных выключателей – активной и реактивной мощности. На линиях напряжением 35 кВ и ниже – где для контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности;

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

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

      135. Должна производиться регистрация:

      1) активной мощности турбогенераторов;

      2) суммарной мощности электростанций.

      136. Измерение частоты производиться:

      1) на каждой секции шин генераторного напряжения;

      2) на каждом генераторе блочной тепловой или атомной электростанций;

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

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

      137. 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.

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

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

      140. Для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться регистраторы аварийных событий (автоматические цифровые осциллографы), либо другие микропроцессорные устройства, выполняющие данную функцию.

      Расстановку регистраторов аварийных событий на объектах, а также выбор регистрируемых ими электрических параметров производится в соответствии с требованиями, приведенными в таблице 41 приложения к настоящим Правилам.

      141. На электрических станциях, принадлежащих потребителю и имеющих связь с энергосистемой (блок-станциях), должны предусматриваться регистраторы аварийных событий (автоматические цифровые осциллографы). Эти приборы должны регистрировать напряжения (фазные и нулевой последовательности) соответствующей системы шин, токи (фазные и нулевой последовательности) линий электропередачи, связывающих блок-станцию с системой.

      142. Для определения мест повреждений на линиях напряжением 110 кВ и выше должны предусматриваться фиксирующие приборы или микропроцессорные устройства РЗА со встроенной функцией определения места повреждения.

7. Заземление и защитные меры электробезопасности
Параграф 1. Общие положения

      143. Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:

      1) электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью;

      2) электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью;

      3) электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью;

      4) электроустановки напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью.

      144. Токоведущие части электроустановки не должны быть доступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющем опасность поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.

      145. Для защиты от поражения электрическим током в нормальном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:

      1) основная изоляция токоведущих частей;

      2) ограждения и оболочки;

      3) установка барьеров;

      4) размещение вне зоны досягаемости;

      5) применение малого напряжения.

      146. Для защиты от поражения электрическим током в случае повреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:

      1) защитное заземление;

      2) автоматическое отключение питания;

      3) уравнивание потенциалов;

      4) выравнивание потенциалов;

      5) двойная или усиленная изоляция;

      6) малое напряжение;

      7) защитное электрическое разделение цепей;

      8) непроводящие (изолирующие) помещения, зоны, площадки.

      147. Меры защиты от поражения электрическим током должны быть предусмотрены в электроустановке или ее части, либо применены к отдельным электроприемникам и могут быть реализованы при изготовлении электрооборудования, либо в процессе монтажа электроустановки, либо в обоих случаях.

      Применение двух и более мер защиты в электроустановке не должно оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждой из них.

      148. Защита при косвенном прикосновении выполняется во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 42 В переменного и 110 В постоянного тока.

      В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных электроустановках выполнение защиты при косвенном прикосновении требуется, при более низких напряжениях и наличии требований настоящих Правил.

      Защита от прямого прикосновения не требуется, если электрооборудование находится в зоне уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности и 6 В переменного или 15 В постоянного тока – во всех случаях.

      149. Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимое значение, а также обеспечиваются нормированные значения напряжения на заземляющем устройстве и допустимые плотности токов в естественных заземлителях, выполнение искусственных заземлителей в электроустановках до 1 кВ не обязательно. Использование естественных заземлителей в качестве заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств, с которыми они связаны.

      150. Для заземления в электроустановках разных напряжений и разного назначения, территориально сближенных, применяется одно общее заземляющее устройство.

      Заземляющее устройство, используемое для заземления таких электроустановок, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению каждой из них: защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения в течение всего периода эксплуатации.

      Заземляющие устройства защитного заземления электроустановок зданий и сооружений и молниезащиты 2-й и 3-й категорий этих зданий и сооружений, должны быть общими.

      При выполнении отдельного (независимого) заземлителя для рабочего заземления по условиям работы информационного или другого чувствительного к воздействию помех оборудования должны быть приняты специальные меры защиты от поражения электрическим током, исключающие одновременное прикосновение к частям, которые могут оказаться под опасной разностью потенциалов при повреждении изоляции.

      Для объединения заземляющих устройств разных электроустановок могут быть использованы естественные и искусственные заземляющие проводники. Число их должно быть не менее двух.

      151. Требуемые значения напряжения прикосновения и сопротивления заземляющих устройств при стекании с них токов замыкания на землю и токов утечки должны быть обеспечены при наиболее неблагоприятных погодных условиях.

      Определение сопротивления заземляющих устройств должно выполняться с учетом как естественных, так и искусственных заземлителей.

      При определении удельного сопротивления земли в качестве расчетного принимается его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям.

      Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю.

      152. Электроустановки напряжением до 1 кВ переменного тока жилых, общественных и промышленных зданий, а также наружные электроустановки до 1 кВ должны, получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью при этом открытые проводящие части электроустановок должны быть присоединены к нейтрали.

      Для защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с пунктами 173174 настоящих Правил.

      153. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ переменного тока от источника с изолированной нейтралью, с заземлением открытых проводящих частей электроприемников выполняется, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с устройством контроля изоляции сети или применено устройство защитного отключения (далее - УЗО) с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.

      Для защиты электроустановки от двойного замыкания на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с пунктом 176 настоящих Правил.

      154. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых проводящих частей при помощи заземлителя, неприсоединенного к нейтрали, допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности присоединением заземлителей к глухозаземленной нейтрали не могут быть обеспечены. Для защиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания с применением УЗО. При этом должно быть соблюдено условие:

      RaIa < 50 В,

      где Ia – ток срабатывания защитного устройства;

      Ra – суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего проводника. При применении УЗО для защиты нескольких электроприемников – это сопротивление заземлителя и заземляющего проводника наиболее удаленного электроприемника.

      155. При применении автоматического отключения питания должна быть выполнена основная система уравнивания потенциалов в соответствии с пунктом 177 настоящих Правил, а при необходимости также дополнительная система уравнивания потенциалов в соответствии с пунктом 178 настоящих Правил.

      156. В электроустановках с присоединением защитных проводников к глухозаземленной нейтрали выполняется повторное заземление этих проводников на вводе в здания, а также в других доступных местах.

      Для повторного заземления в первую очередь используются естественные заземлители. Сопротивление заземлителя повторного заземления не нормируется.

      Внутри больших и многоэтажных зданий аналогичную функцию выполняет уравнивание потенциалов посредством присоединения нулевого защитного проводника к главной заземляющей шине.

      Повторное заземление электроустановок напряжением до 1 кВ, получающих питание по воздушным линиям, должно выполняться в соответствии с пунктами 198199 настоящих Правил.

      157. Если время автоматического отключения питания не удовлетворяет условия пунктов 173, 174, 176 настоящих Правил, то защита при косвенном прикосновении для отдельных частей электроустановки или отдельных электроприемников выполняется с применением двойной или усиленной изоляции (электрооборудование класса II), малого напряжения (электрооборудование класса III), электрического разделения цепей, изолирующих помещений, зон, площадок.

      Классификация оборудования по способу защиты человека от поражения электрическим током и условия его применения приведены в таблице 42 приложения к настоящим Правилам.

      158. Электросеть до 1 кВ с изолированной нейтралью, связанная через трансформатор с сетью напряжением выше 1 кВ, должна быть защищена пробивным предохранителем в случае повреждения изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений трансформатора. Пробивной предохранитель должен быть установлен в нейтрали или фазе на стороне низкого напряжения каждого трансформатора.

      159. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной или эффективно заземленной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей.

      160. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью должна быть предусмотрена возможность быстрого обнаружения замыканий на землю. Защита от замыканий на землю должна устанавливаться с действием на отключение по всей электрически связанной сети в тех случаях, когда это необходимо по условиям безопасности (для линий, питающих передвижные подстанции и механизмы).

      161. Защитное заземление (зануление) электрооборудования напряжением до 1 кВ, установленного на опорах ВЛ (силовые и измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители, конденсаторы и другие аппараты), должно быть выполнено с соблюдением требований настоящих Правил.

      Сопротивление заземляющего устройства опоры ВЛ, на которой установлено оборудование, должно соответствовать требованиям глав 11 и 12 настоящих Правил.

Параграф 2. Меры защиты от прямого прикосновения

      162. Основная изоляция токоведущих частей должна покрывать токоведущие части и сохранять свои свойства в процессе эксплуатации. Удаление изоляции должно быть возможно только путем ее разрушения. Лакокрасочные покрытия не являются изоляцией, защищающей от поражения электрическим током, за исключением случаев, специально оговоренных техническими условиями на конкретные изделия. При выполнении изоляции во время монтажа она должна быть испытана в соответствии с требованиями главы 8 настоящих Правил.

      В случаях, когда основная изоляция обеспечивается воздушным промежутком, защита от прямого прикосновения к токоведущим частям или приближения к ним на опасное расстояние должна быть выполнена посредством оболочек, ограждений, барьеров или размещением вне зоны досягаемости.

      163. Ограждения и оболочки в электроустановках напряжением до 1 кВ должны иметь степень защиты не менее IР2Х, за исключением случаев, когда большие зазоры необходимы для нормальной работы электрооборудования.

      Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную механическую прочность.

      Вход за ограждение или вскрытие оболочки должны быть возможны только при помощи специального ключа или инструмента, либо после снятия напряжения с токоведущих частей. При невозможности соблюдения этих условий должны быть установлены промежуточные ограждения со степенью защиты IР2Х, удаление которых также должно быть возможно только при помощи специального ключа или инструмента.

      164. Барьеры предназначены для защиты от случайного прикосновения к токоведущим частям в электроустановках напряжение до 1 кВ или приближения к токоведущим частям на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ. Барьеры должны быть закреплены так, чтобы их невозможно снять преднамеренно. Барьеры должны быть выполнены из изолирующего материала.

      165. Размещение вне зоны досягаемости применяется при невозможности выполнения мер, указанных в пунктах 161 – 163 настоящих Правил, или их недостаточности. При этом расстояние между доступными одновременному прикосновению проводящими частями в электроустановках напряжением до 1 кВ должно быть не менее 2,5 м. Внутри зоны досягаемости не должно быть частей, имеющих разные потенциалы и доступных одновременному прикосновению.

      В вертикальном направлении зона досягаемости в электроустановках напряжением до 1 кВ должна составлять 2,5 м от поверхности, на которой находятся люди.

      Указанные размеры даны без учета применения вспомогательных средств (инструмента, лестниц).

      166. Установка барьеров и размещение вне зоны досягаемости допускается только в помещениях, доступных квалифицированному персоналу.

      167. В помещениях электроустановок напряжением до 1 кВ не требуется защита от прямого прикосновения при одновременном выполнении следующих условий:

      1) эти помещения отчетливо обозначены, и доступ в них возможен только с помощью ключа;

      2) обеспечена возможность свободного выхода из помещения без ключа, даже если оно заперто на ключ снаружи;

      3) минимальные размеры проходов обслуживания соответствуют требованиям параграфа 2 главы 16 настоящих Правил.

      168. Малое напряжение (далее – МН) в электроустановках напряжением до 1 кВ применяется для защиты от поражения электрическим током как при прямом, так и при косвенном прикосновении в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в сочетании с автоматическим отключением питания.

      В качестве источника питания цепей МН в обоих случаях применяется безопасный разделительный трансформатор или другой источник МН, обеспечивающий равноценную степень безопасности.

      Токоведущие части цепей МН должны быть электрически отделены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое разделение цепей, равноценное разделению между первичной и вторичной обмотками разделительного трансформатора.

      Проводники цепей МН, должны быть проложены отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников, либо отделены от них заземленным металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции.

      Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях МН не должны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений.

      Штепсельные розетки цепей МН должны быть выполнены без защитного контакта.

      При значениях МН выше 25 В переменного и 60 В постоянного тока должна быть также применена защита от прямого прикосновения при помощи ограждений или оболочек или изоляции, соответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 минут.

      169. При применении МН в сочетании с электрическим разделением цепей открытые проводящие части не должны быть преднамеренно присоединены к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям других цепей и к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда соединение сторонних проводящих частей с электрооборудованием необходимо, а напряжение на этих частях не может превысить значение МН.

      МН в сочетании с электрическим разделением цепей применяется, когда при помощи МН необходимо обеспечить защиту от поражения электрическим током при повреждении изоляции в цепи МН, повреждении изоляции в других цепях.

      170. При применении МН в сочетании с автоматическим отключением питания один из выводов источника МН и его корпус должны быть присоединены к защитному проводнику цепи, питающему источник.

      171. В случаях, когда в электроустановке применено электрооборудование с наибольшим рабочим напряжением, не превышающим 42 В переменного или 110 В постоянного тока, такое напряжение используется в качестве меры защиты от прямого и косвенного прикосновения, если при этом соблюдены требования пунктов 167–169 настоящих Правил.

Параграф 3. Меры защиты при косвенном прикосновении

      172. Требования защиты при косвенном прикосновении распространяются на:

      1) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников;

      2) приводы электрических аппаратов;

      3) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемных или открывающихся частей, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 42 В переменного или 110 В постоянного тока (в случаях, предусмотренных соответствующими Правилами – выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока);

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

      5) металлические оболочки и броню контрольных и силовых кабелей и проводов на напряжения, не превышающие указанные в пункте 147 настоящих Правил, проложенные на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках, с кабелями и проводами на более высокие напряжения;

      6) металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников;

      7) электрооборудование, установленное на движущихся частях станков, машин и механизмов.

      При применении в качестве защитной меры автоматического отключения питания указанные открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали или заземлены при помощи заземляющего устройства.

      173. Не требуется преднамеренно присоединять к нейтрали и заземлять:

      1) корпуса электрооборудования и аппаратов, установленных на металлических основаниях (конструкциях, распределительных устройствах, щитах, шкафах, станинах станков, машин и механизмов), присоединенных к нейтрали источника питания или заземленных, при обеспечении надежного электрического контакта корпусов оборудования и аппаратов с основаниями;

      2) конструкции, перечисленные в пункте 172 настоящих Правил, при обеспечении надежного электрического контакта между этими конструкциями и установленным на них электрооборудованием, присоединенным к защитному проводнику;

      3) съемные или открывающиеся части металлических каркасов камер распределительных устройств, шкафов, ограждений, если на съемных (открывающихся) частях не установлено электрооборудование, или если напряжение установленного электрооборудования не превышает значений, указанных в пункте 147 настоящих Правил;

      4) арматуру изоляторов воздушных линий электропередачи и присоединяемые к ней крепежные детали;

      5) открытые проводящие части электрооборудования с двойной изоляцией;

      6) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали электропроводок площадью до 100 см2, в том числе протяжные и ответвительные коробки скрытых электропроводок.

      174. При выполнении автоматического отключения питания в электроустановках напряжением до 1 кВ все открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания или заземлены, в зависимости от принятой системы заземления.

      При этом, характеристики защитных аппаратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения цепи защитно-коммутационным аппаратом в соответствии с номинальным фазным напряжением питающей сети.

      В электроустановках, в которых в качестве защитной меры применено автоматическое отключение питания, должно быть выполнено уравнивание потенциалов.

      Для автоматического отключения питания могут быть применены защитно-коммутационные аппараты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток.

      175. При занулении открытых проводящих частей время автоматического отключения питания не должно превышать значений, указанных в таблице 43 приложения к настоящим Правилам.

      Приведенные значения времени отключения считаются достаточными для обеспечения электробезопасности, в том числе в групповых цепях, питающих передвижные и переносные электроприемники и ручной электроинструмент класса I.

      В цепях, питающих распределительные, групповые, этажные и другие щитки, время отключения не должно превышать 5 секунд.

      Допускаются значения времени отключения более указанных в таблице 43, но не более 5 секунд в цепях, питающих только стационарные электроприемники от распределительных щитов или щитков при выполнении следующих условий:

      1) полное сопротивление защитного проводника между главной заземляющей шиной и распределительным щитом (щитком) не превышает значения, определяемого формулой:

      Zп = 42 х Zц / U0,

      где Zп – полное сопротивление защитного проводника, Ом Zц – полное сопротивление цепи "фаза—нуль", Ом U0 – номинальное фазное напряжение цепи, В 42 – падение напряжения на участке защитного проводника между главной заземляющей шиной и распределительным щитом (щитком), В;

      2) к заземляющей шине распределительного щита (щитк1) присоединена дополнительная система уравнивания потенциалов, охватывающая те же сторонние проводящие части, что и основная система уравнивания потенциалов.

      Допускается применение УЗО, реагирующих на дифференциальный ток.

      176. Не допускается применять УЗО, реагирующие на дифференциальный ток, в четырехпроводных трехфазных цепях. В случае необходимости применения УЗО для защиты отдельных электроприемников, получающих питание от таких цепей, защитный проводник электроприемника должен быть подключен к нейтрали до защитно-коммутационного аппарата.

      177. В трехфазных сетях с изолированной нейтралью время автоматического отключения питания при двойном замыкании на открытые проводящие части должно соответствовать таблице 44 приложения к настоящим Правилам.

      178. Основная система уравнивания потенциалов в электроустановках напряжением до 1 кВ должна соединять между собой следующие проводящие части:

      1) глухозаземленную нейтраль питающей линии;

      2) заземляющие проводники открытых проводящих частей электроприемников;

      3) заземляющие проводники, присоединенные к заземлителю повторного заземления на вводе в здание;

      4) металлические трубы коммуникаций, входящих в здание (горячего и холодного водоснабжения, отопления, канализации, газоснабжения).

      Если трубопровод газоснабжения имеет изолирующую вставку на вводе в здание, к основной системе уравнивания потенциалов присоединяется только часть трубопровода, находящаяся внутри здания;

      5) металлические части каркаса здания;

      6) металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования. Металлические воздуховоды централизованных систем вентиляции и кондиционирования присоединяется к заземляющей шине щитов питания этих систем;

      7) заземляющее устройство системы молниезащиты 2-й и 3-й категорий;

      8) заземляющий проводник функционального (рабочего) заземления, если отсутствуют ограничения на присоединение сети рабочего заземления к заземляющему устройству защитного заземления;

      9) металлические оболочки телекоммуникационных кабелей.

      Проводящие части, входящие в здание извне, должны быть соединены ближе к точке их ввода в здание.

      Для соединения с основной системой уравнивания потенциалов все указанные части должны быть присоединены к главной заземляющей шине при помощи проводников системы уравнивания потенциалов.

      179. Система дополнительного уравнивания потенциалов должна соединять между собой все одновременно доступные прикосновению открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные прикосновению металлические части строительных конструкций здания, а также защитные заземляющие и нулевые проводники, включая защитные проводники штепсельных розеток.

      180. Для уравнивания потенциалов могут быть использованы специально предусмотренные проводники либо открытые и сторонние проводящие части, если они удовлетворяют требованиям пункта 214 настоящих Правил к защитным проводникам в отношении проводимости и непрерывности электрической цепи.

      181. Защита при помощи двойной или усиленной изоляции обеспечиваесся с применением электрооборудования класса II или заключением электрооборудования, имеющего основную изоляцию токоведущих частей, в изолирующую оболочку.

      Проводящие части оборудования с двойной или усиленной изоляцией не должны присоединяться к защитному проводнику и к системе уравнивания потенциалов.

      182. Защитное электрическое разделение цепей применяется для одной цепи.

      Наибольшее рабочее напряжение отделяемой цепи не должно превышать 500 В.

      Питание отделяемой цепи должно быть выполнено от разделительного трансформатора или от другого источника, обеспечивающего равноценную степень безопасности.

      Токоведущие части цепи, питающейся от разделительного трансформатора, не должны иметь соединений с заземленными частями и защитными проводниками других цепей.

      Проводники цепей, питающихся от разделительного трансформатора, прокладывается отдельно от других цепей. Если это невозможно, то для таких цепей необходимо использовать кабели без металлической оболочки, брони, экрана или изолированные провода, проложенные в изоляционных трубах, коробах и каналах при условии, что номинальное напряжение этих кабелей и проводов соответствует наибольшему напряжению совместно проложенных цепей, а каждая цепь защищена от сверхтоков.

      Открытые проводящие части электроприемников, питающихся от разделительного трансформатора, не должны быть присоединены к защитным проводникам и открытым проводящим частям других цепей.

      При питании нескольких электроприемников от одного разделительного трансформатора необходимо обеспечить выполнение следующих условий:

      1) открытые проводящие части электроприемников не должны иметь электрической связи с металлическим корпусом трансформатора;

      2) открытые проводящие части электроприемников должны быть соединены между собой изолированными незаземленными проводниками местной системы уравнивания потенциалов;

      3) все штепсельные розетки должны иметь защитный контакт, присоединенный к местной незаземленной системе уравнивания потенциалов;

      4) все гибкие кабели, за исключением питающих оборудование класса II, должны иметь защитный проводник, применяемый в качестве проводника уравнивания потенциалов;

      5) время отключения устройством защиты при двухфазном замыкании на открытые проводящие части не должно превышать значений, указанных в таблице 44 приложения к настоящим Правилам.

      183. Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны и площадки могут быть применены в электроустановках напряжением до 1 кВ, когда требования к автоматическому отключению питания не могут быть выполнены, а применение других защитных мер невозможно или нецелесообразно.

      Сопротивление относительно локальной земли изолирующего пола и стен таких помещений, зон и площадок в любой точке должно быть не менее:

      50 кОм при номинальном напряжении электроустановки до 500 В включительно, измеренное мегаомметром на напряжение 500 В;

      100 кОм при номинальном напряжении более 500 В, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В.

      Для изолирующих (непроводящих) помещений (зон, площадок) допускается использование электрооборудования класса 0 при соблюдении, по крайней мере, одного из трех следующих условий:

      1) открытые проводящие части удалены одна от другой и от сторонних проводящих частей не менее чем на 2 м. Допускается уменьшение этого расстояния вне зоны досягаемости до 1,25 м;

      2) открытые проводящие части отделены от сторонних проводящих частей барьерами из изоляционного материала. При этом должны быть обеспечены с одной стороны барьера расстоянием, не менее указанных в подпункте 1) настоящего пункта;

      3) сторонние проводящие части покрыты изоляцией, выдерживающей испытательное напряжение переменного тока не менее 2 кВ в течение 1 минуты.

      В изолирующих помещениях (зонах) не должен предусматриваться защитный проводник.

      Должны быть предусмотрены меры против заноса потенциала на сторонние проводящие части помещения извне.

      Пол и стены изолирующих помещений не должны подвергаться воздействию влаги.

Параграф 4. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью

      184. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью выполняется с соблюдением требований либо к их сопротивлению в соответствии с пунктом 185 настоящих Правил, либо к напряжению прикосновения в соответствии с пунктом 187 настоящих Правил, а также с соблюдением требований к конструктивному выполнению в соответствии с пунктами 188 и 189 настоящих Правил и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве согласно пункту 184 настоящих Правил. Требования пунктов 183189 настоящих Правил не распространяются на заземляющие устройства опор ВЛ.

      185. 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 электроустановок. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы электроустановки.

      186. 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 и искусственных заземлителей.

      В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, прокладываются 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 друг к другу, а расстояние между фундаментами или основаниями двух рядов не превышает 3,0 м.

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

      Горизонтальные заземлители прокладываются 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 выравнивается потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей, присоединенных к внешнему горизонтальному заземлителю напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3–5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.

      188. 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 при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю.

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

      Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляемого оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должны превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях выполняется подсыпка щебня слоем толщиной 0,1–0,2 м.

      189. При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения, дополнительно к требованиям пунктов 185 и 187 настоящих Правил:

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

      2) 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, прокладываются на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае выполняется в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.

      190. Внешнюю ограду электроустановок не допускается присоеденение к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят ВЛ 110 кВ и выше, то ограда заземляется 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, также в местах примыкания к внешней ограде внутренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпичные или деревянные вставки длиной не менее 1 м.

      При размещении электроприемников на внешней ограде их питание осуществляется 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 присоединяются к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сторон ограды не превышало допустимых значений. C этой целью при выполнении заземляющего устройства по допустимому сопротивлению должен быть проложен с внешней стороны ограды, на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м, горизонтальный заземлитель. Этот заземлитель присоединяется к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.

      191. Если заземляющее устройство электроустановки соединено с заземляющим устройством другой электроустановки кабелем с металлической оболочкой или броней или посредством других металлических связей, то для выравнивания потенциалов вокруг другой 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 системой уравнивания потенциалов этого здания или территории, а у входов и у въездов в здание – укладка проводников на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно и соединение этих проводников с заземлителем;

      2) использование железобетонных фундаментов в качестве заземлителей в соответствии с пунктом 204 настоящих Правил, если при этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания потенциалов.

      Не требуется выполнение условий, указанных в подпункте 1) и 2) пункта 189 настоящих Правил, если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и въездов. Если у какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, то у этого входа (въезда) должно быть выполнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в подпункте 1), или соблюдено условие подпункта 2) пункта 189 настоящих Правил. При этом, во всех случаях должны выполняться требования пункта 190 настоящих Правил.

      192. Во избежание выноса потенциала не допускается питание электроприемников, 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 электроустановки напряжением выше 1 кВ. При необходимости питание таких электроприемников осуществляется от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне до 1 кВ по линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ.

      При этом, напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать напряжение срабатывания пробивного предохранителя, установленного на стороне низшего напряжения трансформатора с изолированной нейтралью.

      Питание таких электроприемников осуществляется также через разделительный трансформатор. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электроустановки выше 1 кВ, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.

Параграф 5. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью

      193. 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:

      R < 250/I, но не более 10 Ом,

      где I – расчетный ток замыкания на землю, А.

      В качестве расчетного тока принимается:

      1) в сетях без компенсации емкостных токов – 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 наиболее мощного из этих аппаратов;

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

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

      194. При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с изолированной нейтралью должны быть выполнены условия пункта 200 настоящих Правил.

      При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не более указанного в пункте 197 настоящих Правил либо к заземляющему устройству должны быть присоединены оболочки и броня не менее двух кабелей (любого напряжения) при общей протяженности этих кабелей не менее 1 км.

      195. Для подстанций напряжением 6–10/0,4 кВ должно быть выполнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены:

      1) нейтраль трансформатора на стороне до 1 кВ;

      2) корпус трансформатора;

      3) металлические оболочки и броня кабелей;

      4) открытые проводящие части электроустановок напряжение до 1 кВ и выше;

      5) сторонние проводящие части.

      Вокруг площади, занимаемой подстанцией, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундамента здания подстанции или от края фундаментов открыто установленного оборудования должен быть проложен замкнутый горизонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству.

      196.Заземляющее устройство сети напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью, объединенное с заземляющим устройством сети напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетворять также требованиям пунктов 185 и 186 настоящих Правил.

Параграф 6. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью

      197. В электроустановках с глухозаземленной нейтралью нейтраль генератора или трансформатора трехфазного переменного тока, средняя точка источника постоянного тока, один из выводов источника однофазного тока должны быть присоединены к заземлителю.

      Искусственный заземлитель, предназначенный для заземления нейтрали, располагается вблизи генератора или трансформатора. Для внутрицеховых подстанций допускается располагать заземлитель около стены здания.

      Если фундамент здания, в котором размещается подстанция, используется в качестве естественных заземлителей, нейтраль трансформатора заземляется путем присоединения не менее чем к двум металлическим колоннам или к закладным деталям, приваренным к арматуре не менее двух железобетонных фундаментов.

      При расположении встроенных подстанций на разных этажах многоэтажного здания заземление нейтрали трансформаторов таких подстанций должно быть выполнено при помощи специально проложенного заземляющего проводника. В этом случае заземляющий проводник должен быть дополнительно присоединен к колонне здания, ближайшей к трансформатору, а его сопротивление должно быть учтено при определении сопротивления заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора.

      Во всех случаях должны быть приняты меры по обеспечению непрерывности цепи заземления и защите заземляющего проводника от механических повреждений.

      Если в проводнике, соединяющем нейтраль трансформатора или генератора с нулевой шиной распределительного устройства, установлен трансформатор тока, то заземляющий проводник должен быть присоединен не к нейтрали трансформатора или генератора непосредственно, а к нулевому проводнику, сразу за трансформатором тока. Также за трансформатором тока должно быть выполнено присоединение нулевого защитного проводника в случае работы электроустановки в системе с разделением нулевого рабочего и нулевого защитного проводников.

      Трансформатор тока необходимо размещать ближе к выводу нейтрали генератора (трансформатора).

      198. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали генератора или трансформатора или выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не более 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с учетом использования естественных заземлителей, а также эаземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ 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 земли с > 100 Ом допускается увеличивать указанные выше нормы в 0,01 с раз, но не более десятикратного.

      199. На концах ВЛ (или ответвлений от них) длиной более 200 м, а также на вводах от ВЛ к электроустановкам, в которых в качестве защитной меры при косвенном прикосновении применено автоматическое отключение питания, должны быть выполнены повторные заземления нулевого рабочего провода. При этом, в первую очередь, используются естественные заземлители, (подземные части опор, а также заземляющие устройства, выполненные для защиты от грозовых перенапряжений).

      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, используются для повторного заземления нулевого рабочего провода.

      Заземляющие проводники для повторных заземлений нулевого провода должны иметь размеры не менее приведенных в таблице 45 приложения к настоящим Правилам.

      200. Общее сопротивление 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 заземлителя каждого из повторных заземлений должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях.

      При удельном сопротивлении земли с > 100 Ом допускается увеличивать указанные нормы в 0,01 с раз, но не более десятикратного.

Параграф 7. Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью

      201. Сопротивление заземляющего устройства, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей в сетях до 1 кВ с изолированной нейтралью, должно соответствовать условию:

      R < Uпр /I,

      где R – сопротивление заземляющего устройства, Ом Uпр – напряжение прикосновения, значение которого принимается равным 42 В I – полный ток замыкания на землю, А.

      При мощности трансформаторов или генераторов, не превышающей 100 кВ*А, допускается сопротивление заземляющего устройства до 10 Ом. Это значение сопротивления также допускается для нескольких генераторов (трансформаторов), работающих параллельно, при их суммарной мощности не более 100 кВ*А.

Параграф 8. Заземляющие устройства в районах с большим
предельным сопротивлением земли

      202. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в районах с большим удельным сопротивлением земли выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения.

      В скальных структурах допускается прокладывать горизонтальные заземлители на меньшей глубине, чем в пунктах 188–190 настоящих Правил, но не менее чем 0,15 м. Кроме того, допускается не выполнять требуемых в пункте 185 настоящих Правил вертикальных заземлителей у входов и въездов.

      203. При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли выполняются следующие мероприятия:

      1) устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины, если с глубиной удельное сопротивление земли снижается, а естественные углубленные заземлители 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.

      204. В электроустановках напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью для земли с удельным сопротивлением более 500 Ом, если мероприятия, предусмотренные в пунктах 201–202 настоящих Правил, не позволяют получить приемлемые по экономическим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002с раз, где с – эквивалентное удельное сопротивление земли Ом. При этом, увеличение требуемых настоящей главой сопротивлений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного.

Параграф 9. Заземлители

      205. В качестве естественных заземлителей могут быть использованы:

      1) металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе железобетонные фундаменты, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах;

      2) металлические трубы водопровода, проложенные в земле;

      3) обсадные трубы буровых скважин;

      4) металлические шпунты гидротехнических сооружений, водоводы, закладные части затворов;

      5) рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных железных дорог и подъездные рельсовые пути при наличии преднамеренно установленных перемычек между рельсами;

      6) другие, находящиеся в земле, металлические конструкции и сооружения;

      7) металлические оболочки бронированных кабелей, проложенных в земле оболочки кабелей могут служить естественными заземлителями при количестве кабелей не менее двух.

      Не допускается использовать в качестве заземлителей алюминиевые оболочки кабелей.

      206. Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы канализации и центрального отопления, трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей. Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устройству с целью уравнивания потенциалов в соответствии с пунктом 178 настоящих Правил.

      Не используются в качестве заземлителей железобетонные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ.

      Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматурных стержней железобетонных фундаментов зданий и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобетонных фундаментов, а также возможность использования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом.

      207. Искусственные заземлители могут быть выполнены из черной или оцинкованной стали или медными.

      Искусственные заземлители не должны быть окрашены.

      Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответствовать приведенным в таблице 45 приложения к настоящим Правилам.

      208. Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ выбирается по условию термической стойкости при допустимой температуре нагрева 4000 С (кратковременный нагрев, соответствующий времени действия защиты и отключения выключателя).

      При наличии опасности коррозии заземляющих устройств необходимо либо увеличить сечения заземлителей и заземляющих проводников с учетом расчетного срока их службы, либо применить заземлители и заземляющие проводники с гальваническим покрытием или медные.

      При этом, учитывается возможное увеличение сопротивления заземляющих устройств, обусловленное коррозией.

      Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора.

      Не используются заземлители в местах, где земля подсушивается под действием тепла трубопроводов.

Параграф 10. Заземляющие проводники

      209. Сечения заземляющих проводников в электроустановках напряжением до 1 кВ должны соответствовать требованиям пункта 217 настоящих Правил к защитным проводникам.

      Наименьшие сечения заземляющих проводников, проложенных в земле, должны соответствовать приведенным в таблице 45 приложения к настоящим Правилам.

      Прокладка в земле алюминиевых неизолированных проводников не допускается.

      210. В электроустановках напряжением выше 1 кВ сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ в электроустановках с эффективно заземленной нейтралью или тока двухфазного КЗ в электроустановках с изолированной нейтралью температура заземляющих проводников не превысила 4000 С (кратковременный нагрев, соответствующий полному времени действия защиты и отключения выключателя).

      В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью проводимость заземляющих проводников сечением до 25 мм2 по меди или равноценным ему из других материалов должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников. Не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм2, алюминиевых – 35 мм2, стальных – 120 мм2.

      211. Для выполнения измерений сопротивления заземляющего устройства в удобном месте должна быть предусмотрена возможность отсоединения заземляющего проводника. В электроустановках напряжением до 1 кВ таким местом, является главная заземляющая шина. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно при помощи инструмента.

      Заземляющий проводник, присоединяющий заземлитель рабочего (функционального) заземления к главной заземляющей шине в электроустановках напряжением до 1 кВ, должен иметь сечение не менее: медный – 10 мм2, алюминиевый – 16 мм2, стальной – 75 мм2.

      У мест ввода заземляющих проводников в здание должен быть предусмотрен опознавательный знак.

Параграф 11. Главная заземляющая шина

      212. Главная заземляющая шина выполняется внутри вводного устройства электроустановки или отдельно от него.

      Внутри вводного устройства в качестве главной заземляющей шины используется нулевая защитная шина.

      При отдельной установке главная заземляющая шина располагается в доступном, удобном для обслуживания месте вблизи вводного устройства.

      Сечение отдельно установленной главной заземляющей шины должно быть не менее сечения нулевого проводника питающей линии.

      Главная заземляющая шина должна выполняется из меди. Допускается применение в этих целях стали. Применение алюминия не допускается.

      В конструкции шины должна быть предусмотрена возможность индивидуального отсоединения присоединенных к ней проводников. Отсоединение должно быть возможно только с использованием инструмента.

      В местах, доступных только квалифицированному персоналу, главная заземляющая шина устанавливается открыто. В местах, доступных посторонним лицам, она должна быть помещена в шкаф (ящик) с запираемой на ключ дверцей.

      На дверце или на стене над шиной должен быть нанесен опознавательный знак.

      213. Если здание имеет несколько обособленных вводов, главная заземляющая шина должна быть выполнена для каждого вводного устройства.

      При наличии встроенных трансформаторных подстанций главная заземляющая шина должна устанавливаться возле каждой из них. В этом случае все установленные заземляющие шины должны быть соединены проводником уравнивания потенциалов, сечение которого должно быть не менее половины сечения нулевого проводника той линии среди отходящих от щитов низкого напряжения подстанций, которая имеет наибольшее сечение. Для соединения нескольких главных заземляющих шин могут использоваться сторонние проводящие части, если они соответствуют требованиям к непрерывности и проводимости электрической цепи.

Параграф 12. Нулевые защитные проводники

      214. В качестве нулевых защитных проводников в электроустановках напряжение до 1 кВ могут использоваться:

      1) специально предусмотренные проводники:

      жилы многожильных кабелей;

      изолированные и неизолированные провода в общей оболочке с фазными проводами;

      стационарно проложенные изолированные или неизолированные проводники;

      2) открытые проводящие части электроустановок:

      алюминиевые оболочки кабелей;

      стальные трубы электропроводок;

      металлические оболочки и опорные конструкции шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления;

      металлические короба и лотки электропроводок разрешается использовать в качестве защитных проводников при условии, что конструкцией коробов и лотков предусмотрено такое использование, о чем имеется указание в документации изготовителя, а их расположение исключает возможность механического повреждения;

      металлические конструкции зданий (фермы, колонны);

      3) некоторые сторонние проводящие части:

      металлические строительные конструкции зданий и сооружений (фермы, колонны);

      арматура железобетонных строительных конструкций зданий при условии выполнения требований пункта 214 настоящего пункта;

      металлические конструкции производственного назначения (подкрановые рельсы, галереи, площадки, шахты лифтов, подъемников и элеваторов, обрамления каналов).

      215. Использование открытых и сторонних проводящих частей в качестве защитных проводников допускается, если они отвечают требованиям настоящей главы к проводимости и, если обеспечена непрерывность электрической цепи на всем протяжении.

      Сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве защитных проводников, если они, отвечают одновременно следующим требованиям:

      1) непрерывность электрической цепи обеспечивается либо конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений;

      2) демонтаж этих частей не допускается, если не предусмотрены меры по сохранению непрерывности цепи и ее проводимости.

      216. Не допускается использовать в качестве защитных проводников:

      1) металлические оболочки изоляционных трубок и трубчатых проводов, несущие тросы при тросовой электропроводке, металлорукава, а также свинцовые оболочки проводов и кабелей;

      2) трубопроводы газоснабжения и другие трубопроводы горючих и взрывоопасных веществ и смесей, трубы канализации и центрального отопления;

      3) водопроводные трубы при наличии в них изолирующих вставок.

      217. Не допускается использовать нулевые защитные проводники одних цепей для зануления электрооборудования, питающегося по другим цепям, а также использовать открытые проводящие части электрооборудования в качестве нулевых защитных проводников для другого электрооборудования, за исключением оболочек и опорных конструкций шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления, обеспечивающих возможность подключения к ним защитных проводников в нужном месте.

      Не допускается использовать специально проложенные защитные проводники для других целей.

      218. Наименьшие сечения защитных проводников должны соответствовать таблице 46 приложения к настоящим Правилам.

      Площади сечений приведены для случая, когда защитные проводники изготовлены из того же материала, что и фазные проводники. Сечения защитных проводников из других материалов должны быть эквивалентны по проводимости.

      Допускается, при необходимости, принимать сечение защитного проводника менее требуемых, если оно рассчитано (только для времени отключения < 5 с) по формуле:



      где S – площадь поперечного сечения защитного проводника, мм2; I – ток короткого замыкания, обеспечивающий время отключения цепи защитным аппаратом в соответствии с таблицей 43 и 44 приложения настоящих Правил или за время не более 5 секунд в соответствии с пунктом 174 настоящих Правил, А t – время срабатывания защитного аппарата, с k – коэффициент, значение которого зависит от материала защитного проводника, его изоляции, начальной и конечной температур. Значение k для защитных проводников в различных условиях приведены в таблице 4750 приложения к настоящим Правилам.

      Если при расчете получается сечение, отличное от приведенного в таблице 46 приложения к настоящим Правилам, то выбирается ближайшее большее значение, а при получении нестандартного сечения – применять проводники ближайшего большего стандартного сечения.

      Значения максимальной температуры при определении сечения защитного проводника не должны превышать предельно допустимых температур нагрева проводников при КЗ в соответствии с разделом 3 настоящих Правил.

      219. Во всех случаях сечение медных защитных проводников, не входящих в состав кабеля или проложенных не в общей оболочке (трубе, коробе), не на одном лотке с фазными проводниками, должно быть не менее:

      1) 2,5 мм2 – при наличии механической защиты;

      02) 4 мм2 – при отсутствии механической защиты.

      Сечение отдельно проложенных защитных алюминиевых проводников должно быть не менее 16 мм2.

      220. В электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью для обеспечения требований пункта 217 настоящих Правил нулевые защитные проводники прокладываются совместно или в непосредственной близости с фазными проводниками.

      221. В местах, где возможно повреждение изоляции фазных проводников в результате искрения между неизолированным нулевым защитным проводником и металлической оболочкой или конструкцией, нулевые защитные проводники должны иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников.

      222. Неизолированные защитные проводники должны быть защищены от коррозии. В местах пересечения проводников с кабелями, трубопроводами, железнодорожными путями, в местах их ввода в здания и в других местах, где возможны механические повреждения защитных проводников, проводники должны быть защищены.

      В местах пересечения температурных и осадочных швов должна быть предусмотрена компенсация длины защитных проводников.

Параграф 13. Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники

      223. В многофазных цепях с глухозаземленной нейтралью и занулением открытых проводящих частей для стационарно проложенных кабелей, жилы которых имеют сечение не менее 10 мм2 по меди или 16 мм2 по алюминию, функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников могут быть совмещены в одном проводнике.

      224. Не допускается совмещение функций нулевого защитного и нулевого рабочего проводников в цепях однофазного и постоянного тока.

      В качестве нулевого защитного проводника в таких цепях должен быть предусмотрен отдельный третий проводник. Это требование не распространяется на ответвления от ВЛ напряжением до 1 кВ к однофазным потребителям электроэнергии.

      225. Не допускается использование сторонних проводящих частей в качестве совмещенного нулевого проводника. Разрешается использовать открытые и сторонние проводящие части в качестве дополнительного совмещенного проводника при присоединении их к системе уравнивания потенциалов.

      226. Специально предусмотренные совмещенные нулевые проводники должны соответствовать требованиям пункта 217 настоящих Правил к сечению защитных проводников, а также к нулевому рабочему проводнику.

      Изоляция совмещенных нулевых проводников должна быть равноценна изоляции фазных проводников. Не требуется изолировать нулевую шину сборных шин комплектных устройств напряжением до 1 кВ.

      227. Когда нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделяются, начиная с какой-либо точки электроустановки, не допускается объединять их за этой точкой по ходу распределения электроэнергии. В месте разделения проводников необходимо предусмотреть отдельные зажимы или шины для разделяемых проводников. Совмещенный нулевой проводник питающей линии должен быть подключен к зажиму (шине) нулевого защитного проводника.

Параграф 14. Проводники системы уравнивания потенциалов

      228. В качестве проводников системы уравнивания потенциалов могут быть использованы открытые и сторонние проводящие части, указанные в пункте 213 настоящих Правил, или специально проложенные проводники, или их сочетание.

      229. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее половины наибольшего сечения защитного проводника электроустановки, если сечение проводника уравнивания потенциалов при этом не превышает 25 мм2 по меди или равноценное ему из других материалов. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов в любом случае должно быть не менее медных – 6 мм2, алюминиевых – 16 мм2, стальных – 50 мм2.

      230. Сечение проводников дополнительной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее:

      1) при соединении двух открытых проводящих частей – сечения меньшего из защитных проводников, подключенным к этим частям;

      2) при соединении открытой проводящей части и сторонней проводящей части – половины сечения защитного проводника, подключенного к открытой проводящей части.

      Сечения проводников дополнительного уравнивания потенциалов, не входящих в состав кабеля, должны соответствовать требованиям пункта 218 настоящих Правил.

Параграф 15. Соединения заземляющих и защитных проводников

      231. Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников выполняются посредством сварки.

      Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений.

      Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта.

      232. Соединения должны быть, доступны для осмотра и выполнения испытаний. Исключение составляют соединения, выполненные конструктивно закрытыми (герметизированные, заполненные компаундом), а также соединения в системах обогрева, размещенные в полах, стенах, перекрытиях и в земле.

      233. При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается разъединять защитные проводники.

      234. Присоединение заземляющих и защитных проводников к открытым проводящим частям должно быть выполнено при помощи болтовых соединений или сварки. Присоединение таких проводников к частям оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся либо подверженных сотрясениям и вибрации основаниях, должно выполняться при помощи гибких проводников.

      Соединения защитных проводников электропроводок и ВЛ выполняются теми же методами, что и соединения фазных проводников.

      235. Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяженным естественным заземлителям должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые величины напряжения прикосновения и расчетные значения сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений.

      Шунтирование водомеров, задвижек выполняется проводником соответствующего сечения в зависимости от того, как используется трубопровод в качестве защитного проводника системы уравнивания потенциалов, нулевого защитного проводника или защитного заземляющего проводника.

      236. Присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполено при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в защитный проводник открытых проводящих частей не допускается.

      Присоединение проводящих частей к основной системе уравнивания потенциалов должно быть выполнено при помощи отдельных ответвлений.

      Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов выполняется как при помощи отдельных ответвлений, так и присоединением к одному неразъемному проводнику.

      237. Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи защитных проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей.

      Одновременное отключение всех проводников допускается на вводе в электроустановки индивидуальных жилых, дачных домов и аналогичных им объектов, питающихся по однофазным ответвлениям от ВЛ. При этом, разделение нулевого проводника на защитный и рабочий должно быть выполнено до вводного коммутационного аппарата.

      238. При использовании штепсельного соединителя, одновременно разъединяющего фазный и защитный проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специальные защитные контакты для присоединения к ним защитных проводников.

      Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, он должен быть присоединен к защитному контакту розетки.

Параграф 16. Переносные электроприемники

      239. К переносным элетроприемникам относятся электроприемники, которые могут находиться в руках человека в процессе их эксплуатации (ручной электроинструмент, переносные бытовые электроприборы, переносная радиоэлектронная аппаратура).

      240. Питание переносных электроприемников выполняется от сети напряжением не выше 380/220 В.

      В зависимости от категории помещения по уровню опасности поражения людей электрическим током для защиты при косвенном прикосновении в цепях, питающих переносные электроприемники, могут быть применены автоматическое отключение питания, защитное электрическое разделение цепей, малое напряжение, двойная изоляция.

      241. При применении автоматического отключения питания металлические корпуса переносных электроприемников, за исключением электроприемников с двойной изоляцией, должны быть заземлены или занулены, для чего должен быть предусмотрен специальный защитный проводник, расположенный в одной оболочке с фазными проводниками (третья жила кабеля или провода для электроприемников однофазного и постоянного тока, четвертая или пятая жила – для электроприемников трехфазного тока), присоединяемый к корпусу электроприемника и к защитному контакту вилки штепсельного соединителя. Защитный проводник должен быть гибким, выполнен из меди, его сечение должно быть равным сечению фазных проводников. Использование для этой цели нулевого рабочего проводника, в том числе расположенного в общей оболочке с фазными проводниками, не допускается.

      242. Допускается применять стационарные и отдельные переносные защитные проводники для переносных электроприемников испытательных лабораторий и экспериментальных установок, перемещение которых в период их работы не предусматривается. При этом, стационарные проводники должны удовлетворять требованиям пунктов 213221 настоящих Правил, а переносные проводники должны быть гибкими, выполнены из меди и иметь сечение не меньше, чем у фазных проводников.

      243. Для дополнительной защиты от прямого прикосновения и при косвенном прикосновении штепсельные розетки с номинальным током не более 20 А наружной установки, а также розетки внутренней установки, к которым могут быть подключены переносные электроприемники, используемые вне зданий либо в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, защищаются устройствами защитного отключения с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА. Допускается применение ручного электроинструмента, оборудованного УЗО-вилками.

      При применении защитного электрического разделения цепей в особо опасных помещениях каждая розетка должна питаться от индивидуального разделительного трансформатора или от его отдельной обмотки.

      При применении малого напряжения питание переносных электроприемников должно осуществляться от безопасного разделительного трансформатора.

      244. Для присоединения переносных электроприемников к питающей сети применяются штепсельные соединители, соответствующие требованиям пункта 237 настоящих Правил. При этом, проводник со стороны источника питания должен быть присоединен к розетке, а со стороны электроприемника – к вилке.

      245. УЗО розеточных цепей размещают в распределительных (групповых, квартирных) щитках.

      Допускается применение УЗО-розеток.

      246. Защитные проводники переносных проводов и кабелей должны быть обозначены желто-зелеными полосами.

Параграф 17. Передвижные электроустановки

      247. Требования к передвижным электроустановкам не распространяются на:

      1) судовые электроустановки;

      2) электрооборудование, размещенное на движущихся частях станков, машин и механизмов;

      3) электрифицированный транспорт;

      4) жилые автофургоны.

      248. Передвижные электроустановки могут получать питание от стационарных или автономных передвижных источников электроэнергии. В качестве автономных источников подразумеваются такие источники, которые позволяют осуществлять питание потребителей независимо от стационарных источников электроэнергии.

      Питание передвижных электроустановок от стационарной электрической сети выполняются от источника с глухозаземленной нейтралью с разделением нулевых рабочего и защитного проводников. Разделение этих проводников должно быть выполнено в точке подключения установки к источнику питания. Объединение этих проводников внутри передвижной электроустановки не допускается.

      При питании передвижной электроустановки от автономного источника его нейтраль должна быть изолирована.

      249. При питании стационарных электроприемников от автономных передвижных источников питания режим нейтрали источника питания и меры защиты должны соответствовать режиму нейтрали и мерам защиты, принятым для стационарных электроприемников.

      250. Для защиты при косвенном прикосновении в передвижных электроустановках, питающихся от стационарного источника питания, должно быть выполнено автоматическое отключение питания с применением устройства защиты от сверхтоков. При этом, время отключения, приведенное в таблице 43 приложения к настоящим Правилам, должно быть уменьшено вдвое либо дополнительно к устройству защиты от сверхтоков должно быть применено устройство защитного отключения, реагирующее на дифференциальный ток.

      В специальных электроустановках допускается применение УЗО, реагирующих на потенциал корпуса относительно земли. В этом случае уставка по значению отключающего напряжения должна быть равной 25 В при времени отключения не более 5 секунд.

      251. В точке подключения передвижной электроустановки к источнику питания должно быть установлено устройство защиты от сверхтоков и УЗО, реагирующее на дифференциальный ток. Номинальный отключающий дифференциальный ток этого УЗО должен быть на 1–2 ступени больше соответствующего тока УЗО, установленного на вводе в передвижную электроустановку.

      При необходимости на вводе в передвижную электроустановку применяется защитное электрическое разделение цепей в соответствии с пунктом 182 настоящих Правил. При этом, разделительный трансформатор, а также вводное защитное устройство должны быть помещены в изолирующую оболочку.

      Устройство присоединения ввода питания в передвижную электроустановку должно иметь двойную изоляцию.

      252. При применении автоматического отключения питания в сети с изолированной нейтралью для защиты при косвенном прикосновении в передвижных электроустановках должны быть выполнены:

      1) защитное заземление в сочетании с непрерывным контролем изоляции, действующим на сигнал;

      2) автоматическое отключение питания, обеспечивающее время отключения при двухфазном замыкании на открытые проводящие части в соответствии с таблице 51 приложения к настоящим Правилам.

      Для обеспечения автоматического отключения питания должно быть применено устройство защиты от сверхтоков в сочетании с УЗО, реагирующим на дифференциальный ток, или с устройством непрерывного контроля изоляции, действующим на отключение, или, в соответствии с пунктом 250 настоящих Правил, в сочетании с УЗО, реагирующим на потенциал корпуса относительно земли.

      253. На вводе в передвижную электроустановку должна быть предусмотрена главная шина уравнивания потенциалов, соответствующая требованиям пункта 212 настоящих Правил к главной заземляющей шине, к которой должны быть присоединены:

      1) защитный проводник питающей линии;

      2) защитный проводник передвижной электроустановки с присоединенными к нему защитными проводниками открытых проводящих частей;

      3) проводники уравнивания потенциалов корпуса и других сторонних проводящих частей передвижной электроустановки;

      4) заземляющий проводник, присоединенный к местному заземлителю передвижной электроустановки (при его наличии).

      При необходимости открытые и сторонние проводящие части должны быть соединены между собой посредством проводников дополнительного уравнивания потенциалов.

      254. Защитное заземление передвижной электроустановки с изолированной нейтралью должно быть выполнено с соблюдением требований либо к его сопротивлению, либо к напряжению прикосновения при однофазном замыкании на открытые проводящие части.

      При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к его сопротивлению значение сопротивления не должно превышать 25 Ом. Допускается повышение указанного сопротивления в соответствии с пунктом 203 настоящих Правил.

      При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований к напряжению прикосновения сопротивление заземляющего устройство не нормируется. В этом случае должно быть выполнено условие:

      Rз < 25/Iз,

      где Rз – сопротивление заземляющего устройства передвижной электроустановки, Ом Iз – полный ток однофазного замыкания на открытые проводящие части передвижной электроустановки, А.

      255. Допускается не выполнять местный заземлитель для защитного заземления передвижной электроустановки, питающейся от автономного передвижного источника питания с изолированной нейтралью в следующих случаях:

      1) автономный источник питания и электроприемники расположены непосредственно на передвижной электроустановке, их корпуса соединены между собой защитным проводником, а от источника не питаются другие электроустановки;

      2) автономный передвижной источник питания имеет свое заземляющее устройство для защитного заземления, все открытые проводящие части передвижной электроустановки, ее корпус и другие сторонние проводящие части надежно соединены с корпусом автономного передвижного источника при помощи защитного проводника, а при двухфазном замыкании на корпус электрооборудования в передвижной электроустановке обеспечивается время автоматического отключения питания в соответствии с таблицей 52 приложения к настоящим Правилам.

      256. Автономные передвижные источники питания с изолированной нейтралью должны иметь устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса (земли) со световым и звуковым сигналами. Должна быть обеспечена возможность проверки исправности устройства контроля изоляции и его отключения.

      Допускается не устанавливать устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции с действием на сигнал на передвижной электроустановке, питающейся от такого автономного передвижного источника, если при этом выполняется условие пункта 254 настоящих Правил.

      257. Защита от прямого прикосновения в передвижных электроустановках должна быть обеспечена применением основной изоляции токоведущих частей, ограждений и оболочек. Применение барьеров и размещение вне пределов досягаемости не допускаются.

      В цепях, питающих штепсельные розетки для подключения электроприемников вне помещения передвижной электроустановки, должна быть выполнена дополнительная защита в соответствии с пунктом 242 настоящих Правил.

      258. Защитные проводники передвижной электроустановки должны быть гибкими, выполнены из меди и, находиться в общей оболочке с фазными проводниками. Сечение проводников должно соответствовать требованиям:

      1) нулевых – пунктам 217218 настоящих Правил;

      2) заземляющих – пункту 208 настоящих Правил;

      3) уравнивания потенциалов – пунктов 227229 настоящих Правил.

      В передвижных электроустановках с изолированной нейтралью допускается прокладка защитных проводников отдельно от фазных.

      259. Допускается одновременное отключение всех проводников линии, питающей передвижную электроустановку, включая защитный проводник, при помощи одного коммутационного аппарата (разъема).

      260. Если передвижная электроустановка питается с использованием штепсельных соединителей, вилка соединителя должна быть подключена со стороны передвижной электроустановки и иметь оболочку из изолирующего материала.

Параграф 18. Электроустановки помещений для содержания животных

      261. Питание электроустановок животноводческих помещений выполняется от сети напряжением 380/220 В переменного тока с заземленной нейтралью.

      262. Для защиты людей и животных при косвенном прикосновении должно быть выполнено автоматическое отключение питания. В питающей сети должно быть выполнено разделение нулевого рабочего и нулевого защитного проводников. Разделение проводников выполняется на вводном щитке. При питании таких электроустановок от встроенных и пристроенных подстанций разделение проводников выполняется в нейтрали трансформатора, при этом нулевой рабочий проводник должен иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников на всем его протяжении.

      Время защитного автоматического отключения питания в помещениях для содержания животных, а также в помещениях, связанных с ними при помощи сторонних проводящих частей, должно соответствовать таблице 52 приложения к настоящим Правилам.

      Если указанное время отключения не может быть гарантировано, необходимо выполнить дополнительные защитные меры.

      263. Совмещенный нулевой проводник на вводе в помещение должен быть повторно заземлен. Значение сопротивления повторного заземления должно соответствовать пункту 199 настоящих Правил.

      264. В помещениях для содержания животных должна быть выполнена дополнительная система уравнивания потенциалов, соединяющая все открытые и сторонние проводящие части, доступные одновременному прикосновению (трубы водопровода, вакуумпровода, металлические ограждения стойл, металлические привязи).

      265. В зоне размещения животных в полу должно быть выполнено выравнивание потенциалов при помощи металлической сетки или другого устройства, которое должно быть соединено с дополнительной системой уравнивания потенциалов.

      266. Устройства выравнивания и уравнивания потенциалов должны обеспечивать в нормальном режиме работы электрооборудования напряжение прикосновения не более 0,2 В, а в аварийном режиме при времени отключения более указанного в таблице 52 приложения к настоящим Правилам для электроустановок в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках – не более 12 В.

      267. Для всех групповых цепей, питающих штепсельные розетки, должна быть выполнена дополнительная защита от прямого прикосновения при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.

      268. В животноводческих помещениях, в которых отсутствуют условия, требующие выполнения выравнивания потенциалов, должна быть выполнена защита при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не менее 100 мА, устанавливаемого на вводном щитке.

8. Нормы приемосдаточных испытаний
Параграф 1. Общие положения

      269. Электрооборудование до 500 кВ, вновь вводимое в эксплуатацию в энергопроизводящих, энергоснабжающих, энергопередающих организациях и у потребителей, подвергается приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с требованиями настоящей главы.

      При проведении приемо-сдаточных испытаний электрооборудования, не охваченного настоящими нормами, необходимо руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей и указаниями фирм-поставщиков.

      Измерения показателей качества электрической энергии в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к системам электроснабжения общего назначения проводят энергоснабжающие или энергопередающие организации перед вводом электроустановок потребителя в эксплуатацию до включения и после включения, а периодичность измерений показателей качества электрической энергии в процессе эксплуатации устанавливается в соответствии с требованиями ГОСТ-13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения", и законодательства Республики Казахстан в области электроэнергетики.

      270. Помимо испытаний, предусмотренных настоящей главой, все электрооборудование должно пройти проверку работы механической части в соответствии с заводскими и монтажными инструкциями.

      Готовность оборудования к эксплуатации определяется на основании рассмотрения результатов всех испытаний, относящихся к данной единице оборудования.

      271. Все измерения, испытания и опробования, произведенные монтажным персоналом в процессе монтажа, а также наладочным персоналом непосредственно перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и протоколамив соответствии с действующими, инструкциями заводов-изготовителей и настоящими Правилами.

      272. В энергопроизводящих, энергоснабжающих, энергопередающих организациях и у потребителей повышенным напряжением должно испытываться все элекрооборудование 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств – и электрооборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных в настоящей главе.

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

      274. 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 фирм-поставщиков.

      275. Испытание изоляции аппаратов повышенным напряжением промышленной частоты должно производиться, совместно с испытанием изоляции шин распределительного устройства (без расшиновки). При этом, испытательное напряжение допускается принимать по нормам для оборудования, имеющего наименьшее испытательное напряжение.

      При проведении нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования испытанию повышенным напряжением должны предшествовать другие виды ее испытаний.

      276. Испытание изоляции напряжением промышленной частоты, равным 1 кВ, заменяется 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 электроустановок напряжением промышленной частоты изоляции вторичных цепей с рабочим напряжением более 60 В обязательно для энергопроизводящих, энергоснабжающих, энергопередающих организаций и потребителей.

Параграф 2. Синхронные генераторы, компенсаторы и
коллекторные возбудители

      277. Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы и коллекторные возбудители должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа.

      Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по подпунктам 1)–5), 7)–15) настоящего пункта.

      Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по подпунктам 2), 4), 5), 8), 10)–14) настоящего пункта:

      1) 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 таблице 53 приложения к настоящим Правилам;

      3) испытание изоляции обмоток 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 таблице 54 приложения к настоящим Правилам.

      Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание производится по ветвям.

      Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типов ТГВ-200 и ТГВ-300 принимается 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 напряжение выдерживается в течение 1 минуты. При этом, фиксируются токи утечки через 15 и 60 секунд;

      4) испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание проводится по нормам, приведенным в таблице 55 приложения к настоящим Правилам.

      Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута.

      При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты руководствоваться следующим:

      испытание изоляции обмоток статора генератора производится 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;

      испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением производится при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 75 кОм/см и номинальном расходе;

      после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 минута у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 минут 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;

      испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора;

      5) измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в таблице 56 приложения к настоящим Правилам;

      6) измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Измерение производится 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. Проверка и испытание электромашинных возбудителей производится в соответствии с таблицей 56 приложения к настоящим Правилам. Проверка и испытание полупроводниковых высокочастотных возбудителей производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

      9) определение характеристик генератора:

      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, 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 производится 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 в соответствии с подпунктом 9) настоящего пункта провериется симметрия напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении – 5 минут. Испытание междувитковой изоляции производится одновременно со снятием характеристики холостого 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 таблице 57 приложения к настоящим Правилам;

      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;

      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.

Параграф 3. Машины постоянного тока

      278. Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440 В испытываются по подпунктам 1), 2), 4), 8), все остальные – дополнительно по подпунктам 3), 4), 5) настоящего пункта.

      Возбудители синхронных генераторов и компенсаторов испытываются по подпунктам 1)-6), 8) настоящего пункта.

      Измерение по подпункту 7) настоящим пунктам производится для машин, поступивших на место монтажа в разобранном виде.

      1) Определение возможности включения без сушки машин постоянного тока.

      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 10–300 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 таблице 58 приложения к настоящим Правилам. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута.

      4) Измерение сопротивления постоянному току:

      обмоток возбуждения. Значение сопротивления должно отличаться от данных завода-изготовителя не более чем на 2 %;

      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;

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

      5) Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции. Подъем напряжения производится 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 минут;

      Отклонение полученных значений характеристики от значений заводской характеристики должно находиться в пределах точности измерения;

      6) снятие нагрузочной характеристики. Производится 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 таблице 59 приложения к настоящим Правилам.

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

Параграф 4. Электродвигатели переменного тока

      279. Электродвигатели переменного тока до 1 кВ испытываются в соответствии подпунктами 2), 4), 10), 11) настоящего пункта.

      Электродвигатели переменного тока выше 1 кВ испытываются в соответствии подпунктами 1)–4), 7), 9)–11) настоящего пункта.

      По подпунктам 5), 6), 8) настоящего пункта испытываются электродвигатели, поступающие на монтаж в разобранном виде;

      1) определение возможности включения без сушки электродвигателей напряжением выше 1 кВ;

      2) измерение сопротивления изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать требованиям инструкции, указанной в настоящим пунктам. В остальных случаях сопротивление изоляции должно соответствовать нормам, приведенным в таблице 60 приложения к настоящим Правилам;

      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 напряжений приведены в таблице 60 приложения к настоящим Правилам. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      4) измерение сопротивления постоянному току:

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

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

      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 900, должны отличаться не более чем на 10 % среднего размера;

      6) измерение зазоров в подшипниках скольжения. Размеры зазоров приведены в таблице 62 приложения к настоящим Правилам;

      7) измерение вибрации подшипников электродвигателя. Значения вибрации, измеренные 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 минут. 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 часа;

      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.

Параграф 5. Силовые трансформаторы, автотрансформаторы,
масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)

      280. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ*А испытываются по подпунктам 1), 2), 4), 8), 9), 11)–14) настоящего пункта.

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

      Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по подпунктам 1)– 8), 12), 14) настоящего пункта:

      1) определение условий включения трансформаторов. Производится в соответствии с инструкцией "Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию";

      ) измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R60, коэффициент абсорбции R60/R15, тангенс угла диэлектрических потерь и отношения С250 и

С/С регламентируются в соответствует с пунктом 279 настоящих Правил;

      3) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в таблице 63 приложения к настоящим Правилам. Продолжительность приложения нормированного

испытательного напряжения 1 минута.

      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 таблицы 63 приложения к настоящим Правилам для аппаратов с облегченной изоляцией.

      Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в таблице 63 приложения к настоящим Правилам, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.

      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;

      изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание производится в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1–2 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      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 2 % 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:

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

      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 производится на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов производится согласно заводским инструкциям;

      9) испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя.

      Испытание производится:

      у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно – гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м;

      у трансформаторов с пленочной защитой масла – созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа;

      у остальных трансформаторов – созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.

      Продолжительность испытания во всех случаях – не менее 3 ч.

      Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно – не ниже 100 С, остальных – не ниже 200 С.

      Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена;

      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 пунктами 1), 2), 4)–12) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам.

      Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа производится 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 пунктами 1)–5) и 10) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам.

      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 пунктами 1)–9) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам, а масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, кроме того, по пункту 10) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам.

      Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его под напряжение после монтажа производится по показателям пунктами 1)–5) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам.

      При испытании масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям пунктами 1) – 5) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам производится и измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла производится 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 пунктами 1) и 2) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам;

      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, включаются в сеть подъемом напряжения с нуля;

      15) испытание вводов. Производится в соответствии с пунктом 298 настоящих Правил.

      16) Испытание встроенных трансформаторов тока производится в соответствии с пунктом 281 настоящих Правил.

Параграф 6. Измерительные трансформаторы

      281. Измерительные трансформаторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции:

      Измерение сопротивления основной изоляции трансформатора тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа производится мегаомметром на 2500 В.

      Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя производится мегаомметром на 1000 В. Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 64 приложения к настоящим Правилам.

      У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции измеряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополнительно измеряется по ступеням;

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

      Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока при температуре +200 С не должен превышать значений, приведенных в таблице 65 приложения к настоящим Правилам;

      3) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляция 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 таблице 66 приложения к настоящим Правилам.

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

      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 минута;

      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. Производится при изменении тока от нуля до номинального, если для этого не требуется напряжение выше 380 В. Для трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов, 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 снимаются 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 соединения 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 пункту 300 настоящих Правил.

      Для измерительных трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, производится испытание масла по подпункту 10 таблицы 93 приложения к настоящим Правилам.

      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 пунктом 295 настоящих Правил.

Параграф 7. Масляные выключатели

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

      1) измерение сопротивления изоляции:

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

      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


      вторичных цепей, электромагнитов включения и отключения Производится в соответствии с пунктом 301 настоящих Правил.

      2) испытание вводов. Производится в соответствии с пунктом 298 настоящих Правил;

      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, до установки вводов в выключатель;

      4) испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляции выключателей относительно корпуса или опорной изоляции производится для выключателей напряжением до 35 кВ. Испытательное напряжение для выключателей принимается в соответствии с данными таблицы 67 приложения к настоящим Правилам;

      продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов включения и отключения. Значение испытательного напряжения 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      5) измерение сопротивления постоянному току:

      контактов масляных выключателей. Измеряется сопротивление токоведущей системы полюса выключателя и отдельных его элементов;

      значение сопротивления контактов постоянному току должно соответствовать данным завода-изготовителя;

      шунтирующих резисторов дугогасительных устройств. Измеренное значение сопротивления должно отличаться от заводских данных не более чем на 3 %;

      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 производится 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);

      10) проверка напряжения (давления) срабатывания приводов выключателей. Производится (без тока в первичной цепи выключателя) с целью определения фактических значений напряжения на зажимах электромагнитов приводов или давления сжатого воздуха пневмоприводов, при которых выключатели сохраняют работоспособность, 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 к1) и 85–110 % номинального (с номинальным током включения более 50 к1). 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 подвергается 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 пунктом 300 настоящих Правил;

      13) испытание встроенных трансформаторов тока. Производится в соответствии с пунктом 281 настоящих Правил.

Параграф 8. Воздушные выключатели

      283. Воздушные выключатели всех классов напряжения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции;

      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 производится с установкой охранных колец на внешней поверхности.

      Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в таблице 68 приложения к настоящим Правилам.

      вторичных цепей, обмоток электромагнитов включения и отключения. Производится в соответствии с пунктом 302 настоящих Правил;

      2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляции выключателей. Необходимо для выключателей до 35 кВ. Опорная цельнофарфоровая изоляция выключателей испытывается повышенным напряжением промышленной частоты в соответствии с таблицей 67 приложения к настоящим Правилам. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута.

      Изоляция выключателей, состоящая из многоэлементных изоляторов, испытывается в соответствии с пунктом 298 настоящих Правил;

      изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления производится в соответствии с пунктом 299 настоящих Правил;

      3) измерение сопротивления токоведущего контура (главной цепи) постоянному току:

      сопротивление токоведущего контура должно измеряться по частям, для каждого дугогасительного устройства (модуля), элемента (разрыва) гасительной камеры и отделителя, внутриполюсной ошиновки в отдельности. Наибольшие допустимые значения сопротивления контактов воздушных выключателей приведены в таблице 69 приложения к настоящим Правилам.

      Обмоток электромагнитов включения и отключения выключателей. Устанавливается для каждого типа выключателей согласно таблице 70 приложения к настоящим Правилам или данным завода-изготовителя.

      Делителей напряжения и шунтирующих резисторов выключателя. Для них нормы устанавливаются по данным завода-изготовителя:

      4) проверка характеристик выключателя. Характеристики выключателя, снятые при номинальном, минимальном и максимальном рабочих давлениях при простых операциях и сложных циклах, должны соответствовать данным завода-изготовителя;

      5) проверка 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 таблице 71 приложения к настоящим Правилам;

      7) испытание конденсаторов делителей напряжения воздушных выключателей. Производится в соответствии с пунктом 295 настоящих Правил;

      8) проверка хода якоря электромагнита управления. Ход якоря электромагнита с форсировкой должен быть равен 8 (–1) мм.

Параграф 9. Выключатели нагрузки

      284. 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 пунктом 302 настоящих Правил;

      2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляции выключателя нагрузки производится в соответствии с таблицей 67 приложения к настоящим Правилам.

      Изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с пунктом 299 настоящих Правил;

      3) измерение сопротивления постоянному току:

      контактов выключателя производится измерение сопротивления токоведущей системы полюса и каждой пары рабочих контактов. Значение сопротивления должно соответствовать данным завода-изготовителя.

      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 подпунктом 9) пункта 282 настоящих Правил;

      5) проверка срабатывания привода при пониженном напряжении производится в соответствии с подпунктом 10) пункта 282 настоящих Правил;

      6) испытание выключателя нагрузки многократным опробованием производится в соответствии с подпунктом 11) пункта 282 настоящих Правил;

      7) испытание предохранителей производится в соответствии с пунктом 297 настоящих Правил.

Параграф 10. Элегазовые выключатели

      285. Полностью собранный и отрегулированный элегазовый выключатель испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления производится в соответствии с подпунктом 1) пункта 301 настоящих Правил;

      2) Испытание изоляции: Производится в соответствии с подпунктом 2) пункта 301 настоящих Правил:

      повышенным напряжением промышленной частоты 50 Гц. Испытание электрической прочности изоляции производится на полностью собранном аппарате напряжением 35 кВ и ниже.

      Значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 67 приложения к настоящим Правилам.

      Вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с подпунктом 2) пункта 301 настоящих Правил;

      3) измерение сопротивления постоянному току:

      главной цепи производится как в целом всего токоведущего контура полюса, так и отдельно каждого разрыва дугогасительного устройства (если это позволяет конструктивное исполнение аппарата);

      обмоток электромагнитов управления и добавочных резисторов в их цепи. Значение сопротивления должно соответствовать заводским нормам;

      4) Проверка минимального напряжения срабатывания выключателей. Выключатели должны срабатывать при напряжении не более 0,7 Uном при питании привода от источника постоянного тока; 0,65 Uном при питании привода от сети переменного тока при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода. Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком;

      5) Испытание конденсаторов делителей напряжения. Испытания должны выполняться согласно указаниям пункта 295 настоящих Правил. Значение измеренной емкости должно соответствовать норме завода-изготовителя;

      6) Проверка характеристик выключателя. При проверке работы элегазовых выключателей должны определяться характеристики, предписанные заводскими инструкциями. Результаты проверок и измерений должны соответствовать паспортным данным. Виды операций и сложных циклов, значения давлений в резервуаре привода и напряжений оперативного тока, при которых должна производиться проверка характеристик выключателей, приведены в таблице 71 приложения к настоящим Правилам. Значения собственных времен отключения и включения должны обеспечиваться при номинальном давлении элегаза в дугогасительных камерах выключателя, начальном избыточном давлении сжатого воздуха в резервуарах приводов, равном номинальному, и номинальном напряжении на выводах цепей электромагнитов управления;

      7) Испытание выключателей многократными опробованиями производится в соответствии с подпунктом 11) пункта 283 настоящих Правил и таблицы 71 приложения к настоящим Правилам;

      8) Контроль наличия утечки газа. Проверка герметичности производится с помощью течеискателя. При контроле наличия утечки газа щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов выключателя.

      Результат контроля наличия утечки считается удовлетворительным, если выходной прибор течеискателя не показывает утечки. Контроль производится при номинальном давлении элегаза;

      9) Проверка содержания влаги в элегазе. Определяется на основании измерения точки росы. Температура точки росы элегаза должна быть не выше минус 500 С;

      10) Испытания встроенных трансформаторов тока. Производятся в соответствии с пунктом 282 настоящих Правил.

Параграф 11. Вакуумные выключатели

      286. Полностью собранный и отрегулированный вакуумный выключатель испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с подпунктом 1) пункта 302 настоящих Правил;

      2) испытание изоляции повышенным напряжением частоты 50 Гц:

      выключателя. Значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 67 приложения к настоящим Правилам;

      вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с подпунктом 2) пункта 302 настоящих Правил;

      3) Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя.

      Электромагниты управления вакуумных выключателей должны срабатывать:

      электромагниты включения при напряжении не менее 0,85 Uном;

      электромагниты отключения при напряжении не менее 0,7 Uном.

      4) Испытание выключателей многократными опробованиями. Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению выключателями при номинальном напряжении на выводах электромагнитов, должно составлять:

      3–5 операций включения и отключения;

      2–3 цикла В–О без выдержки времени между операциями.

Параграф 12. Разъединители, отделители и короткозамыкатели

      287. Полностью собранные и отрегулированные разъединители, отделители и короткозамыкатели всех классов напряжений испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      измерение сопротивления изоляции:

      1) поводков и тяг, выполненных из органических материалов производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в подпункте 1) пункта 299 настоящих Правил;

      многоэлементных изоляторов, производится в соответствии с подпунктом 2) пункта 299 настоящих Правил;

      вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления производится в соответствии с подпунктом 1) пункта 291 настоящих Правил;

      2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производится в соответствии с таблицей 67 приложения к настоящим Правилам;

      изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления производится в соответствии с подпунктом 2) пункта 302 настоящих Правил;

      3) измерение сопротивления постоянному току:

      контактной системы разъединителей и отделителей напряжением 110 кВ и выше. Измеренные значения должны соответствовать данным заводов-изготовителей или приведенным в таблице 72 приложения к настоящим Правилам.

      обмоток электромагнитов управления. Значения сопротивления обмоток должны соответствовать данным заводов-изготовителей;

      4) измерение вытягивающих усилий подвижных контактов из неподвижных. Производится у разъединителей и отделителей 35 кВ, а в электроустановка энергопроизводящих, энергоснабжающих, энергопередающих организаций и потребителей – 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 таблице 73 приложения к настоящим Правилам.

      Кроме указанных в таблице 73 приложения к настоящим Правилам 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. Проверка аппаратов с ручным управлением производится 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 таблице 74 приложения к настоящим Правилам.

Параграф 13. Комплектные распределительные устройства
внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН)

      288. 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:

      первичных цепей 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;

      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) должно быть не менее 1 МОм;

      2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      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 таблице 75 приложения к настоящим Правилам.

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для ячеек с керамической изоляцией 1 минута;

      для ячеек с изоляцией из твердых органических материалов 5 минут;

      изоляции вторичных цепей. Производится напряжением 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      3) измерение сопротивления постоянному току. Сопротивление разъемных и болтовых соединений постоянному току должно быть не более значений, приведенных в таблице 76 приложения к настоящим Правилам;

      4) механические испытания. Производятся в соответствии с инструкциями завода-изготовителя. К механическим испытаниям относятся:

      вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой взаимного вхождения разъединяющих контактов, а также работы шторок, блокировок, фиксаторов;

      измерение контактного нажатия разъемных контактов первичной цепи;

      проверка работы и состояния контактов заземляющего разъединителя.

Параграф 14. Комплектные экранированные токопроводы
с воздушным охлаждением и шинопроводы

      289. Объем и нормы испытаний оборудования, присоединенного к токопроводу и шинопроводу (генератор, силовые и измерительные трансформаторы), 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 таблице 77 приложения к настоящим Правилам.

      Длительность приложения нормированного испытательного напряжения к токопроводу с чисто фарфоровой изоляцией 1 минута. Если изоляция токопровода содержит элементы из твердых органических материалов, продолжительность приложения испытательного напряжения 5 минут;

      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 охлаждения токопровода производится согласно инструкции завода-изготовителя.

Параграф 15. Сборные и соединительные шины

      290. Шины испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом на напряжение до 1 кВ – по подпунктам 1), 3)–5) настоящего пункта, на напряжение выше 1 кВ – по подпунктам 2)–6) настоящего пункта:

      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:

      опорных одноэлементных изоляторов. Керамические одноэлементные опорные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются в соответствии с пунктом 299 настоящих Правил;

      опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Штыревые и подвесные изоляторы испытываются согласно пункту 299 настоящих Правил;

      3) проверка качества выполнения болтовых контактных соединений шин. Производится выборочная проверка качества затяжки контактов и вскрытие 2 – 3 % соединений. Измерение переходного сопротивления контактных соединений производится 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:

      их геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа;

      на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений;

      кривизна опрессованного соединителя превышает 3 % его длины;

      стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично.

      Необходимо 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:

      пережог провода наружного навива или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов;

      усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода.

      6) испытание проходных изоляторов производится в соответствии с пункта 298 настоящих Правил.

Параграф 16. Сухие токоограничивающие реакторы

      291. Сухие токоограничивающие реакторы должны быть испытаны в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления производится мегаомметром 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 таблице 78 приложения к настоящим Правилам.

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута.

      Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным напряжением промышленной частоты производится совместно с изоляторами ошиновки ячейки.

Параграф 17. Электрофильтры

      292. Электрофильтры должны быть испытаны в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания. Производится мегаомметром на напряжение 1000–2500 В.

      Сопротивление изоляции обмоток напряжением 380 (220) В вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.

      Сопротивление изоляции обмоток высокого напряжения не должно быть ниже 50 МОм при температуре 250 С или не должно быть менее 70 % значения, указанного в паспорте агрегата;

      2) испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания.

      Производится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 минуты;

      3) измерение сопротивления изоляции кабеля высокого напряжения. Сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром на напряжение 2500 В, не должно быть менее 10 МОм;

      4) испытание изоляции кабеля высокого напряжения и концевых кабельных муфт. Производится напряжением 75 кВ постоянного тока в течение 30 минут;

      5) испытание трансформаторного масла. Предельно допустимые значения пробивного напряжения масла: до заливки – 40 кВ, после – 35 кВ.

      В масле не должно содержаться следов воды;

      6) проверка исправности заземления элементов оборудования. Производится проверка надежности крепления заземлительных шин к заземлителям и следующим элементам оборудования: осадительным электродам, положительному полюсу агрегата питания, корпусу электрофильтра, корпусам трансформаторов и электродвигателей, основанию переключателей, каркасам панелей и щитов управления, кожухам кабеля высокого напряжения, люкам лазов, дверкам изоляторных коробок, коробкам кабельных муфт, фланцам изоляторов и другим металлическим конструкциям согласно проекту;

      7) проверка сопротивления заземляющих устройств. Сопротивление заземлителя не должно превышать 4 Ом, а переходное сопротивление заземляющих устройств (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) – 0,05 Ом;

      8) снятие вольт-амперных характеристик. Вольт-амперные характеристики электрофильтра (зависимость тока короны полей от приложенного напряжения) снимаются на воздухе и дымовом газе согласно указаниям таблицы 79 приложения к настоящим Правилам.

Параграф 18. Статические преобразователи для
промышленных целей

      293. Комплектные статические преобразователи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом: ионные нереверсивные – по подпунктам 1)–8), 10), 11) пункта 293 настоящих Правил, ионные реверсивные – по подпунктам 1)–11), полупроводниковые управляемые нереверсивные – по подпунктам 1)–4), 6)–8), 10), 11) настоящего пункта, полупроводниковые управляемые реверсивные – по подпунктам 1)–4), 6)–11) настоящего пункта, полупроводниковые неуправляемые – по подпунктам 1)–4), 7), 10), 11) настоящего пункта.

      Настоящий параграф не распространяется на тиристорные возбудители синхронных генераторов и компенсаторов:

      1) измерение сопротивления изоляции элементов и цепей преобразователя. Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя;

      2) испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      изоляция узлов и цепей ионного преобразователя и преобразовательного трансформатора должна выдержать в течение 1 минута испытательное напряжение промышленной частоты. Значения испытательного напряжения приведены в таблице 80, где Ud – напряжение холостого хода преобразовательного агрегата.

      Испытательные напряжения между катодом и корпусом вентиля относятся к преобразователям с изолированным катодом.

      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;

      изоляция узлов и цепей полупроводникового преобразователя (силовые цепи – корпус и силовые цепи – цепи собственных нужд) должна выдержать в течение 1 минуты 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 пунктом 280 настоящих Правил;

      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 производится 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.

Параграф 19. Бумажно-масляные конденсаторы

      294. 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 подпунктам 1), 4), 5) настоящего пункта, конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением 1 кВ и выше – по подпунктам 1), 2), 4), 5) настоящего пункта, конденсаторы связи, отбора мощности и делительные конденсаторы – по подпунктам 1)–4) настоящего пункта:

      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 15–350 С. Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и приведенных допусков в таблице 81 приложения к настоящим Правилам;

      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 15–350 С не должны превышать 0,4 %;

      4) испытание повышенным напряжением. Испытательные напряжения конденсаторов для повышения коэффициента мощности приведены в таблице 82; для конденсаторов связи, конденсаторов отбора мощности и делительных конденсаторов – в таблице 83 приложения к настоящим Правилам и конденсаторов продольной компенсации – в таблице 84 приложения настоящим Правилам.

      Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.

      При отсутствии источника тока достаточной мощности испытания повышенным напряжением промышленной частоты заменяются испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанному в таблицах 8284 приложения к настоящим Правилам.

      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 %.

Параграф 20. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений

      295. Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений 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.

      Сопротивление разрядников РВН, РВП, РВО, GZ, должно быть не менее 1000 МОм.

      Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответствовать требованиям заводской инструкции. Сопротивление элементов разрядников РВМ, РВРД, РВМГ, РВМК должно соответствовать значениям, указанным в таблице 85 приложения к настоящим Правилам.

      Сопротивление имитатора пропускной способности измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В. Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 50 % от результатов заводских измерений или предыдущих измерений в эксплуатации.

      Сопротивление изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания измеряется мегаомметром на напряжение 1000 — 2500 В. Значение измеренного сопротивления изоляции должно быть не менее 1 МОм.

      Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением до 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм.

      Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 3–35 кВ должно соответствовать требованиям инструкций заводов-изготовителей.

      Сопротивление ограничителей перенапряжений с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на ± 30 % от данных, приведенных в паспорте или полученных в результате предыдущих измерений в эксплуатации;

      2) измерение тока проводимости (тока утечки) вентильных разрядников при выпрямленном напряжении. Допустимые токи проводимости (токи утечки) отдельных элементов вентильных разрядников приведены в таблице 86 приложения к настоящим Правилам;

      3) измерение тока проводимости ограничителей перенапряжения. Допустимые токи проводимости ограничителей перенапряжений приведены в таблице 87 приложения к настоящим Правилам;

      4) проверка элементов, входящих в комплект приспособления для измерения тока проводимости ограничителя перенапряжений под рабочим напряжением. Производится на отключенном от сети ограничителе перенапряжений.

      Проверка электрической прочности изолированного вывода производится для ограничителей ОПН-330 и 500 кВ перед вводом в эксплуатацию и при выводе в ремонт оборудования, к которому подключен ограничитель, но не реже 1 раза в 6 лет.

      Проверка производится при плавном подъеме напряжения частоты 50 Гц до 10 кВ без выдержки времени.

      Проверка электрической прочности изолятора ОФР-10-750 производится напряжением 24 кВ частоты 50 Гц в течение 1 минута.

      Измерение тока проводимости защитного резистора производится при напряжении 0,75 кВ частоты 50 Гц. Значение тока должно находиться в пределах 1,8–4,0 мА;

      5) измерение пробивных напряжений при промышленной частоте. Пробивное напряжение искровых промежутков элементов вентильных разрядников при промышленной частоте должно быть в пределах значений, указанных в таблице 88 приложения к настоящим Правилам.

      Измерение пробивных напряжений промышленной частоты разрядников с шунтирующими резисторами допускается производить на испытательной установке, позволяющей ограничивать ток через разрядник до 0,1 А и время приложения напряжения до 0,5 сек.

Параграф 21. Трубчатые разрядники

      296. 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.

Параграф 22. Предохранители, предохранители-разъединители
напряжением выше 1 кВ

      297. Предохранители, предохранители-разъединители выше 1 кВ испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение устанавливается согласно таблице 78 приложения к настоящим Правилам.

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты производится совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки;

      2) проверка целостности 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 целостность плавкой вставки;

      3) измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя-разъединителя. Измеренное значение сопротивления должно соответствовать значению номинального тока в калибровке на патроне;

      4) измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя. Измеренное значение контактного нажатия должно соответствовать заводским данным;

      5) проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя.

      Измеренное значение диаметра внутренней дугогасительной части патрона должно соответствовать заводским данным;

      6) проверка работы предохранителя-разъединителя. Выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя-разъединителя.

      Выполнение каждой операции должно быть успешным с одной попытки.

Параграф 23. Вводы и проходные изоляторы

      298. 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;

      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 таблице 89 приложения к настоящим Правилам.

      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), измеряется 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 необходимо 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;

      3) испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание является необходимом 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, принимается согласно таблице 90 приложения к настоящим Правилам.

      Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, производится совместно с испытанием обмоток последних по нормам, принятым для силовых трансформаторов.

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напря-жения для вводов и проходных изоляторов с основной керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией 1 минута, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических материалов 5 минут. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов, 1 минута.

      Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблюдалось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции;

      4) проверка качества уплотнений вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110–500 кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 98 кПа (1 кгс/см2). Продолжительность испытания 30 минут. 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 пунктом 300 настоящих Правил.

      После монтажа производится испытание залитого масла по показателям подпунктов 1)–5) таблицы 93 приложения к настоящим Правилам, 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 таблице 93 приложения к настоящим Правилам, а значения тангенса угла диэлектрических потерь – не более приведенных в таблице 91 приложения настоящих Правил.

Параграф 24. Фарфоровые подвесные и опорные изоляторы

      299. 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 и многоэлементных изоляторов производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов производится 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:

      опорных одноэлементных изоляторов. Для этих изоляторов внутренней и наружной установок значения испытательного напряжения приводятся в таблице 92 приложения к настоящим Правилам:

      продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин;

      опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы испытываются напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора;

      продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для изоляторов, у которых основной изоляцией являются твердые органические материалы, 5 минут, для керамических изоляторов – 1 минута.

25. Трансформаторное масло

      300. 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 таблице 93 приложения к настоящим Правилам, кроме пункта 13 таблицы.

      Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в таблице 93 приложения к настоящим Правилам.

      Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в таблице 93 приложения к настоящим Правилам, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний принимаются в соответствии с техническими условиями на эти масла;

      2) анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжение после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в подпунктах 1)–5) и 11 таблицы 93 приложения к настоящим Правилам, а для оборудования 110 кВ и выше, кроме того, по подпункту 10) таблицы 93 приложения, а для оборудования с азотной защитой, по пункту 13 таблицы 93 приложения к настоящим Правилам;

      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 из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится в случае смешения ингибированного и неингибированного масел.

Параграф 26. Электрические аппараты, вторичные цепи и
электропроводки напряжением до 1 кВ

      301. Электрические аппараты и вторичные цепи схем защиты, управления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Электропроводки напряжением до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испытываются по подпункту 1) пункта 301 настоящих Правил:

      1) измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в таблице 94 приложения к настоящим Правилам;

      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) 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 минута;

      3) проверка действия токовых расцепителей автоматических выключателей. Проверка действия токовых расцепителей (максимальных, зависимых, нулевых, дифференциальных) производится у автоматических выключателей всех типов первичным током. 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 таблице 95 приложения к настоящим Правилам;

      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 таблице 96 приложения к настоящим Правилам.

Параграф 27. Аккумуляторные батареи

      302. 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:



      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

60

110

220

Сопротивление, кОм

15

25

30

50

100


      2) проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи.

      Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима.

      емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре +250 С, должна соответствовать данным завода-изготовителя;

      3) проверка плотности и 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 +400 С;

      4) химический анализ электролита. Электролит для заливки кислотных аккумуляторных батарей должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты сорта А и дистиллированной воды.

      Содержание примесей и нелетучего остатка в разведенном электролите не должно превышать значений, приведенных ниже;

Прозрачность

Прозрачная

Окраска согласно калориметрическому определению, мл

0,6

Плотность, т/м3, при 200 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

Вещества, восстанавливающие марганцовокислый калий

Выдерживает испытание


      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.

Параграф 28. Заземляющие устройства

      303. Заземляющие устройства испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) проверка элементов заземляющего устройства. Производится 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 и заземляющими элементами. Проверяются 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. Проверка производится 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 настоящих Правилах;

      5) измерение сопротивления заземляющих устройств. Значения сопротивления должны удовлетворять значениям, приведенным в настоящих Правилах;

      6) измерение напряжения прикосновения (в электроустановках, выполненных по нормам на напряжение прикосновения). Производится после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства. Измерение производится при присоединенных естественных заземлителях и тросах ВЛ.

      Напряжение прикосновения измеряется в контрольных точках, в которых эти величины определены расчетом при проектировании. Под длительностью воздействия напряжения понимается суммарное время действия релейной защиты и собственного времени отключения выключателя. Допустимые значения напряжения прикосновения на ОРУ подстанций 110–500 кВ приведены ниже;

Длительность воздействия напряжения, с

0,1

0,2

0,5

0,7

0,9

1,0 и выше

Напряжение прикосновения, В

500

400

200

130

100

65


      7) проверка напряжения на заземляющем устройстве РУ электростанций и подстанций при стекании с него тока замыкания на землю. Производится после монтажа, переустройства, но не реже 1 раза в 12 лет для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью.

      Напряжение на заземляющем устройстве:

      не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановки;

      не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса потенциалов;

      не более 5 кВ во всех остальных случаях.

Параграф 29. Силовые кабельные линии

      304. Силовые кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются по подпунктам 1), 2), 7), 13) настоящего пункта, напряжением выше 1 кВ и до 35 кВ – по подпунктам 1)–3), 6), 7), 11), 13) настоящего пункта, напряжением 110 кВ и выше – в полном объеме, предусмотренном 29 пунктом настоящих Правил:

      1) проверка целостности 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 производится до и после испытания кабеля повышенным напряжением;

      3) испытание повышенным напряжением выпрямленного тока. Силовые кабели выше 1 кВ испытываются повышенным напряжением выпрямленного тока.

      Значения испытательного напряжения и длительность приложения нормированного испытательного напряжения приведены в таблице 97 приложения к настоящим Правилам.

      Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются.

      В процессе испытания повышенным напряжением выпрямленного тока обращается внимание на характер изменения тока утечки.

      Допустимые токи утечки в зависимости от испытательного напряжения и допустимые значения коэффициента асимметрии при измерении тока утечки приведены в таблице 98 приложения к настоящим Правилам.

      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 110–220 кВ (130 кВ по отношению к земле); для линий 220–500 кВ (288 кВ по отношению к земле). Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 5 минут;

      5) определение активного сопротивления жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре +200 С, должно быть не более 0,01793 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы.

      Измеренное сопротивление (приведенное к удельному значению) может отличаться от указанных значений не более чем на 5 %;

      6) определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Измеренная емкость, 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;

      11) контроль состояния антикоррозийного покрытия. Производится для стального трубопровода маслонаполненных кабельных линий 110–220 кВ;

      12) определение характеристик масла и изоляционной жидкости. Производится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110–500 кВ и для концевых муфт (вводов в трансформаторы и КРУЭ) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ.

      Пробы масел марок С-220, 5-РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм таблицах 99 и 100 приложения к настоящим Правилам.

      Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам, а значения tg

, превышают указанные в таблице 100, пробу масла дополнительно выдерживают при температуре 1000 С в течение 2 ч., периодически измеряя tg

. При уменьшении значения tg

проба масла выдерживается при температуре 1000 С до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное значение.

      Допускается для МНКЛ низкого давления производить отбор проб масла из коллектора, а при неудовлетворительных результатах – из баков давления;

      13) измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110–220 кВ, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.

Параграф 30. Воздушные линии электропередачи напряжением
выше 1 кВ

      305. Воздушные линии электропередачи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом:

      1) проверка изоляторов производится согласно пункту 299 настоящих Правил;

      2) проверка соединений проводов производится путем внешнего осмотра и измерения падения напряжения или сопротивления.

      Опрессованные соединения проводов бракуются, если:

      стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично;

      геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной 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 (соединителя) 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.

      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 пунктом 303 настоящих Правил.

9. Изоляция электроустановок переменного тока
Параграф 1. Общие требования

      306. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производиться по удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроустановки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов или изоляционных конструкций из стекла и фарфора производится также по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.

      Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения электроустановки должен производиться по разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.

      307. Определение СЗ должно производиться в зависимости от характеристик источников загрязнения и расстояния от них до электроустановки в соответствии с таблицей 102-117 приложения к настоящим Правилам. В случаях, когда использование таблиц 102-117 приложения к настоящим Правилам, по тем или иным причинам невозможно, определение СЗ производится по КСЗ.

      Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с наложением загрязнений от крупных промышленных предприятий, ТЭС и источников увлажнения с высокой электрической проводимостью определение СЗ, производится по КСЗ.

      308. Длина пути утечки L (см) изоляторов и изоляционных конструкций из стекла и фарфора должна определяться по формуле

      L =

э х U х k,

      где

э — удельная эффективная длина пути утечки по таблице 101, см/кВ;

      U - наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ;

      k — коэффициент использования длины пути утечки (параграф 6 настоящей главы).

Параграф 2. Изоляция ВЛ

      309. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов и штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по таблице 101 приложения к настоящим Правилам.

      Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на высоте более 1000 м над уровнем моря должна быть увеличена по сравнению с нормированной в таблице 101 приложения к настоящим Правилам:

      1) от 1000 до 2000 м - на 5 %;

      2) от 2000 до 3000 м - на 10 %;

      3) от 3000 до 4000 м - на 15 %.

      310. Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должны соответствовать требованиям главы 17 раздела 2 настоящих Правил.

      . Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах и в последовательной цепи гирлянд специальной конструкции (V-образных, Л-образных, -

образных, Y - образных составленных из изоляторов одного тип1) для ВЛ на металлических и железобетонных опорах должно определяться по формуле


      где Lи - длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техническим условиям на изолятор конкретного типа, см. Если расчет m не дает целого числа, то выбирают следующее целое число.

      312. На ВЛ напряжением 6-20 кВ с металлическими и железобетонными опорами количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих и натяжных гирляндах должно определяться по пункту 307 главы 9 настоящих Правил и независимо от материала опор должно составлять не менее двух.

      На ВЛ напряжением 35-110 кВ с металлическими, железобетонными и деревянными опорами с заземленными креплениями гирлянд количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех типов в районах с 1-2-й СЗ увеличивается на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению с количеством, полученным по пункту 307 главы 9 настоящих Правил.

      На ВЛ напряжением 150-750 кВ на металлических и железобетонных опорах количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах должно определяться по пункту 307 главы 9 настоящих Правил.

      313. На ВЛ напряжением 35-220 кВ с деревянными опорами в районах с 1-2-й СЗ количество подвесных тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора допускается принимать на 1 меньше, чем для ВЛ на металлических или железобетонных опорах.

      На ВЛ напряжением 6-20 кВ с деревянными опорами или деревянными траверсами на металлических и железобетонных опорах в районах с 1-2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изоляторов должна быть не менее 1,5 см/кВ.

      . В гирляндах опор больших переходов должно предусматриваться по одному дополнительному тарельчатому изолятору из стекла или фарфора на каждые 10 м превышения высоты опоры сверх 50 м по отношению к количеству изоляторов нормального исполнения, определенному для одноцепных гирлянд при

э = 1,9 см/кВ для ВЛ напряжением 6-35 кВ и

э = 1,4 см/кВ для ВЛ напряжением 110-750 кВ. При этом, количество изоляторов в гирляндах этих опор должно быть не менее требуемого по условиям загрязнения в районе перехода.

      315. В гирляндах тарельчатых изоляторов из стекла или фарфора, подвешенных на высоте более 100 м, в соответствии по пункту 311 главы 9 настоящих Правил предусматриваются сверх определенного два дополнительных изолятора.

      316. Выбор изоляции ВЛ с изолированными проводами должен производиться в соответствии с параграфом 6 настоящей главы.

Параграф 3. Внешняя стеклянная и фарфоровая изоляция электрооборудования и ОРУ

      317. Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфоровой изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься по таблице 101 приложения к настоящим Правилам.

      Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-220 кВ, расположенных на высоте более 1000 м, должна приниматься на высоте до 2000 м - по таблице 101, а на высоте от 2000 до 3000 м - на одну степень загрязнения выше по сравнению с нормированной.

      318. При выборе изоляции ОРУ изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих частей ОРУ до заземленных конструкций должны соответствовать требованиям главы 17 раздела 2 настоящих Правил.

      319. В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число тарельчатых изоляторов определяется по пункту 308 главы 9 настоящих Правил с добавлением в каждую цепь гирлянды напряжением 110-150 кВ - одного, 220-330 кВ - двух, 500 кВ - трех, 750 кВ - четырех изоляторов.

      320. При отсутствии электрооборудования, удовлетворяющего требованиям таблицы 101 приложения к настоящим Правилам для районов с 3-4 СЗ, необходимо применять оборудование, изоляторы и вводы на более высокие номинальные напряжения с изоляцией, удовлетворяющей таблице 101 приложения к настоящим Правилам.

      321. В районах с условиями загрязнения, превышающими 4-ю СЗ, предусматривается сооружение ЗРУ.

      322. ОРУ напряжением 500-750 кВ и, ОРУ напряжением 110-330 кВ с большим количеством присоединений не должны располагаться в зонах с 3-4-й СЗ.

      323. Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,2 см/кВ в районах с 1-й СЗ и не менее 1,5 см/кВ в районах с 2-4 СЗ.

      324. В районах с 1-3-й СЗ должны применяться КРУН и КТП с изоляцией по таблице 101 приложения к настоящим Правилам. В районах с 4 СЗ допускается применение только КРУН и КТП с изоляторами специального исполнения.

      . Изоляторы гибких и жестких наружных открытых токопроводов должны выбираться с удельной эффективной длиной пути утечки по таблице 101:

э = 1,9 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 1-3-й СЗ;

э = 3,0 см/кВ на номинальное напряжение 20 кВ для токопроводов 10 кВ в районах с 4-й СЗ;

э = 2,0 см/кВ на номинальное напряжение 35 кВ для токопроводов 13,8-24 кВ в районах с 1-4-й СЗ.

Параграф 4. Выбор изоляции по разрядным характеристикам

      326. Гирлянды ВЛ напряжением 6-750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ напряжением 6-750 кВ должны иметь 50%-ные разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в таблице 102 приложения к настоящим Правилам.

      Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься (не менее):

      для 1-й СЗ - 5 мкСм, 2-й СЗ - 10 мкСм, 3-й СЗ - 20 мкСм, 4-й СЗ – 30 мкСм.

Параграф 5. Определение степени загрязнения

      327. В районах, не попадающих в зону влияния промышленных источников загрязнения (леса, тундра, лесотундра, луга), применяется изоляция с меньшей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в таблице 101 приложения к настоящим Правилам для 1-й СЗ.

      328. К районам с 1-й СЗ относятся территории, не попадающие в зону влияния источников промышленных и природных загрязнений (болота, высокогорные районы, районы со слабозасоленными почвами, сельскохозяйственные районы).

      329. В промышленных районах при наличии обосновывающих данных применяется изоляция с большей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в таблице 101 приложения к настоящим Правилам для 4-й СЗ.

      330. Степень загрязнения вблизи промышленных предприятий должна определяться по таблицам 102-111 приложения к настоящим Правилам в зависимости от вида и расчетного объема выпускаемой продукции и расстояния до источника загрязнений.

      Расчетный объем продукции, выпускаемой промышленным предприятием, определяется суммированием всех видов продукции. СЗ в зоне уносов действующего или сооружаемого предприятия должна определяться по наибольшему годовому объему продукции с учетом перспективного плана развития предприятия (не более чем на 10 лет вперед).

      331. Степень загрязнения вблизи ТЭС и промышленных котельных должна определяться по таблице 112 приложения к настоящим Правилам в зависимости от вида топлива, мощности станции и высоты дымовых труб.

      332. При отсчете расстояний по таблицах 102-112 приложения к настоящим Правилам границей источника загрязнения является кривая, огибающая все места выбросов в атмосферу на данном предприятии (ТЭС).

      333. В случае превышения объема выпускаемой продукции и мощности ТЭС, по сравнению с указанными в таблицах 102-112 приложения к настоящим Правилам, увеличивается СЗ не менее чем на одну ступень.

      334. Объем выпускаемой продукции при наличии на одном предприятии нескольких источников загрязнения (цехов) должен определяться суммированием объемов продукции отдельных цехов. Если источник выброса загрязняющих веществ отдельных производств (цехов) отстоит от других источников выброса предприятия больше чем на 1000 м, годовой объем продукции должен определяться для этих производств и остальной части предприятия отдельно. В этом случае расчетная СЗ определяется согласно настоящими Правилами.

      335. Если на одном промышленном предприятии выпускается продукция нескольких отраслей (или подотраслей) промышленности, указанных в таблице 102-111 приложения настоящих Правил, то СЗ определяется согласно пункта 329 настоящих Правил.

      336. Границы зоны с данной СЗ корректировываются с учетом розы ветров по формуле:


,

      где S - расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ, скорректированное с учетом розы ветров, м;

      S0 - нормированное расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ при круговой розе ветров, м;

      W — среднегодовая повторяемость ветров рассматриваемого румба, %;

      W0 — повторяемость ветров одного румба при круговой розе ветров, %.

      Значения S/S0 должны ограничиваться пределами 0,5 < S/S0 < 2.

      337. Степень загрязнения вблизи отвалов пылящих материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений определяются по таблице 113 приложения к настоящим Правилам.

      338. Степень загрязнения вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств определяется по таблице 114 приложения к настоящим Правилам.

      339. Степень загрязнения в прибрежной зоне морей, соленых озер и водоемов должна определяться по таблице 115 приложения к настоящим Правилам в зависимости от солености воды и расстояния до береговой линии. Расчетная соленость воды определяется по гидрологическим картам как максимальное значение солености поверхностного слоя воды в зоне до 10 км вглубь акватории. Степень загрязнения над поверхностью засоленных водоемов принимается на одну ступень выше, чем в таблице 115 приложения к настоящим Правилам для зоны до 0,1 км.

      340. В районах, подверженных ветрам со скоростью более 30 м/с со стороны моря (периодичностью не реже одного раза в 10 лет), расстояния от береговой линии, приведенные в таблице 115 приложения к настоящим Правилам, увеличивается в 3 раза.

      Для водоемов площадью 1000-10000 м2 СЗ допускается снижать на одну ступень по сравнению с данными таблицы 115 приложения к настоящим Правилам.

      Степень загрязнения вблизи градирен или брызгальных бассейнов должна определяться по таблице 116 приложения к настоящим Правилам.

      341. При удельной проводимости циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см и по таблице 117 приложения к настоящим Правилам при удельной проводимости от 1000 до 3000 мкСм/см.

      342. Расчетная СЗ в зоне наложения загрязнений от двух независимых источников, определенную с учетом розы ветров по пункту 336 настоящих Правил, определяется по таблице 118 приложения независимо от вида промышленного или природного загрязнения.

Параграф 6. Коэффициенты использования основных типов изоляторов и изоляционных конструкций (стеклянных и фарфоровых)

      343. Коэффициенты использования k изоляционных конструкций, составленных из однотипных изоляторов, определяется по формуле:

      k = kи х kк,

      где kи - коэффициент использования изолятора;

      kк - коэффициент использования составной конструкции с параллельными или последовательно-параллельными ветвями.

      344. Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов со слабо развитой нижней поверхностью изоляционной детали определяются по таблице 119 приложения к настоящим Правилам в зависимости от отношения длины пути утечки изолятора Lи к диаметру его тарелки D.

      345. Коэффициенты использования kи подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения с сильно развитой поверхностью определяются по таблице 120 приложения к настоящим Правилам.

      346. Коэффициенты использования kи штыревых изоляторов (линейных, опорных) со слабо развитой поверхностью должны приниматься равными 1,0, с сильно развитой поверхностью - 1,1.

      347. Коэффициенты использования kи внешней изоляции электрооборудования наружной установки, выполненной в виде одиночных изоляционных конструкций, в том числе опорных изоляторов наружной установки на номинальное напряжение до 110 кВ, а также подвесных изоляторов стержневого типа на номинальное напряжение 110 кВ, определяются по таблице 121 приложения к настоящим Правилам в зависимости от отношения длины пути утечки изолятора или изоляционной конструкции Lи к длине их изоляционной части h.

      348. Коэффициенты использования kк одноцепных гирлянд и одиночных опорных колонок, составленных из однотипных изоляторов, принимаются равными 1,0.

      349. Коэффициенты использования kк составных конструкций с параллельными ветвями (без перемычек), составленных из однотипных элементов (двухцепных и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд, двух- и многостоечных колонок), определяются по таблице 122 приложения к настоящим Правилам.

      350. Коэффициенты использования kк Л-образных и V-образных гирлянд с одноцепными ветвями принимаются равными 1,0.

      . Коэффициенты использования kк составных конструкций с последовательно-параллельными ветвями, составленными из изоляторов одного типа (гирлянд типа Y или

, опорных колонок с различным числом параллельных ветвей по высоте, а также подстанционных аппаратов с растяжками), принимаются равными 1,1.

      352. Коэффициенты использования kи одноцепных гирлянд и одиночных опорных колонок, составленных из разнотипных изоляторов с коэффициентами использования kи1 и kи2, определяться по формуле:



      где L1 и L2 - длина пути утечки участков конструкции из изоляторов соответствующего типа. Аналогичным образом определяться величина kи для конструкций указанного вида при числе разных типов изоляторов, большем двух.

      353. Конфигурация подвесных изоляторов для районов с различными видами загрязнений выбирается по таблице 123 приложения к настоящим Правилам.

10. Кабельные линии напряжением до 220 кВ
Параграф 1. Общие положения

      354. Проектирование и сооружение кабельных линий должны производиться на основе технико-экономических расчетов с учетом развития сети, ответственности и назначения линии, характера трассы, способа прокладки, конструкций кабелей.

      355. При выборе трассы кабельной линии требуется избегать участков с грунтами, агрессивными по отношению к металлическим оболочкам кабелей.

      356. Над подземными кабельными линиями в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики должны устанавливаться охранные зоны в размере площадки над кабелями:

      для кабельных линий выше 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей;

      для кабельных линий до 1 кВ по 1 м с каждой стороны от крайних кабелей, а при прохождении кабельных линий в городах под тротуарами – на 0,6 м в сторону зданий, сооружений и на 1 м в сторону проезжей части улицы.

      357. Для подводных кабельных линий до и выше 1 кВ в соответствии с указанными правилами должна быть установлена охранная зона, определяемая параллельными прямыми на расстоянии 100 м от крайних кабелей.

      358. Трасса кабельной линии должна выбираться с учетом наименьшего расхода кабеля, обеспечения его сохранности при механических воздействиях, обеспечения защиты от коррозии, вибрации, перегрева и от повреждений соседних кабелей электрической дугой при возникновении КЗ на одном из кабелей. При размещении кабелей необходимо избегать перекрещиваний их между собой, трубопроводами.

      359. При выборе трассы кабельной маслонаполненной линии низкого давления принимается во внимание рельеф местности для наиболее рационального размещения и использования на линии подпитывающих баков.

      360. Кабельные линии должны выполняться так, чтобы в процессе монтажа и эксплуатации было исключено возникновение в них опасных механических напряжений и повреждений, для чего:

      1) кабели должны быть уложены с запасом по длине, достаточным для компенсации возможных смещений почвы и температурных деформаций самих кабелей и конструкций, по которым они проложены; укладывать запас кабеля в виде колец (витков) не допускается;

      2) кабели, проложенные горизонтально по конструкциям, стенам, перекрытиям, должны быть жестко закреплены в конечных точках, непосредственно у концевых заделок, с обеих сторон изгибов и у соединительных и стопорных муфт;

      3) кабели, проложенные вертикально по конструкциям и стенам, должны быть закреплены так, чтобы была предотвращена деформация оболочек и не нарушались соединения жил в муфтах под действием собственного веса кабелей;

      4) конструкции, на которые укладываются небронированные кабели, должны быть выполнены таким образом, чтобы была исключена возможность механического повреждения оболочек кабелей, в местах жесткого крепления оболочки этих кабелей должны быть предохранены от механических повреждений и коррозии при помощи эластичных прокладок;

      5) кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где возможны механические повреждения (передвижение автотранспорта, механизмов и грузов) доступность для посторонних лиц), должны быть защищены по высоте на 2 м от уровня пола или земли и на 0,3 м в земле;

      6) при прокладке кабелей рядом с другими кабелями, находящимися в эксплуатации должны быть приняты меры для предотвращения повреждения последних;

      7) кабели должны прокладываться на расстоянии от нагретых поверхностей, предотвращающем нагрев кабелей выше допустимого, при этом, должна предусматриваться защита кабелей от прорыва горячих веществ в местах установки задвижек и фланцевых соединений.

      361. Защита кабельных линий от блуждающих токов и почвенной коррозии должна удовлетворять требованиям настоящих Правил.

      362. Конструкции подземных кабельных сооружений должны быть рассчитаны с учетом массы кабелей, грунта, дорожного покрытия и нагрузки от проходящего транспорта.

      363. Кабельные сооружения и конструкции, на которых укладываются кабели, должны выполняться из несгораемых материалов.

      364. Не допускается выполнение в кабельных сооружениях каких-либо временных устройств, хранение в них материалов и оборудования.

      365. Временные кабели должны прокладываться с соблюдением всех требований, предъявляемых к кабельным прокладкам, с разрешения эксплуатирующей организации.

      366. Открытая прокладка кабельных линий должна производиться с учетом непосредственного действия солнечного излучения, а также теплоизлучений от различного рода источников тепла.

      367. Радиусы внутренней кривой изгиба кабелей должны иметь по отношению к их наружному диаметру кратности не менее указанных в стандартах или технических условиях на соответствующие марки кабелей.

      368. Радиусы внутренней кривой изгиба жил кабелей при выполнении кабельных заделок должны иметь по отношению к приведенному диаметру жил кратности не менее указанных в стандартах или технических условиях на соответствующие марки кабелей.

      369. Усилия тяжения при прокладке кабелей и протягивании их в трубах определяются механическими напряжениями, допустимыми для жил и оболочек.

      370. Каждая кабельная линия должна иметь свой номер или наименование. Если кабельная линия состоит из нескольких параллельных кабелей, то каждый из них должен иметь тот же номер с добавлением букв А, Б, В.

      371. Открыто проложенные кабели, а также все кабельные муфты должны быть снабжены бирками с обозначением на бирках кабелей и концевых муфт марки, напряжения, сечения, номера или наименования линии, на бирках соединительных муфт – номера муфты или даты монтажа.

      372. Бирки должны быть стойкими к воздействию окружающей среды. На кабелях, проложенных в кабельных сооружениях, бирки должны располагаться по длине не реже чем через каждые 50 м.

      373. Охранные зоны кабельных линий, проложенных в земле в незастроенной местности, должны быть обозначены информационными знаками.

      374. Информационные знаки устанавливаются не реже, чем через 500 м, а также в местах изменения направления кабельных линий.

      375. На информационных знаках должны быть указаны ширина охранных зон кабельных линий и номера телефонов владельцев кабельных линий.

Параграф 2. Выбор способов прокладки

      376. При выборе способов прокладки силовых кабельных линий до 35 кВ необходимо руководствоваться следующим:

      1) при прокладке кабелей в земле в одной траншее прокладывается не более шести силовых кабелей. При большем количестве кабелей их прокладывают в отдельных траншеях с расстоянием между группами кабелей не менее 0,5 м или в каналах, туннелях, по эстакадам и в галереях;

      2) прокладка кабелей в туннелях, по эстакадам и в галереях требуется при количестве силовых кабелей, идущих в одном направлении более 20;

      3) прокладка кабелей в блоках применяется в условиях большой стесненности по трассе, в местах пересечений с железнодорожными путями и проездами, при вероятности разлива металла;

      4) при выборе способов прокладки кабелей по территориям городов должны учитываться первоначальные капитальные затраты и затраты, связанные с производством эксплуатационно-ремонтных работ, а также удобство и экономичность обслуживания сооружений.

      377. На территориях электростанций кабельные линии должны прокладываться в туннелях, коробах, каналах, блоках, по эстакадам и в галереях. Прокладка силовых кабелей в траншеях допускается к удаленным вспомогательным объектам (склады топлива, мастерские при количестве не более шести). На территориях электростанций общей мощностью до 25 МВт допускается также прокладка кабелей в траншеях.

      378. На территориях промышленных предприятий кабельные линии должны прокладываться в земле (в траншеях), туннелях, блоках, каналах, по эстакадам, в галереях и по стенам зданий.

      379. На территориях подстанций и распределительных устройств кабельные линии должны прокладываться в туннелях, коробах, каналах, трубах, в земле (в траншеях), наземных железобетонных лотках, по эстакадам и в галереях.

      380. В городах и поселках одиночные кабельные линии прокладываются в земле (в траншеях) по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов.

      381. По улицам и площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий в количестве 10 и более в потоке производится в коллекторах и кабельных туннелях. При пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах.

      382. Внутри зданий кабельные линии прокладываются непосредственно по конструкциям зданий (открыто и в коробах или трубах), в каналах, блоках, туннелях, трубах, проложенных в полах и перекрытиях, а также по фундаментам машин, в шахтах, кабельных этажах и двойных полах.

      383. Маслонаполненные кабели и кабели с пластмассовой изоляцией прокладываются (при любом количестве кабелей) в туннелях и галереях и в земле (в траншеях) способ их прокладки определяется проектом.

Параграф 3. Выбор кабелей

      384. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, выбор конструкций и сечений кабелей производятся по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины кабеля. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них выбираются соответствующие конструкции и сечения кабелей.

      385. Для кабельных линий, прокладываемых по трассам с различными условиями охлаждения, сечения кабелей должны выбираться по участку трассы с худшими условиями охлаждения, если длина его составляет более 10 м. Допускается для кабельных линий до 10 кВ, за исключением подводных, применение кабелей разных сечений, но не более трех при условии, что длина наименьшего отрезка составляет не менее 20 м.

      386. Для кабельных линий, прокладываемых в земле или воде, должны применяться преимущественно бронированные кабели. Металлические оболочки этих кабелей должны иметь внешний покров для защиты от химических воздействий. Кабели с другими конструкциями внешних защитных покрытий (небронированные) должны обладать необходимой стойкостью к механическим воздействиям при прокладке во всех видах грунтов, при протяжке в блоках и трубах, а также стойкостью по отношению к тепловым и механическим воздействиям при эксплуатационно-ремонтных работах.

      387. Трубопроводы кабельных маслонаполненных линий высокого давления, прокладываемые в земле или воде, должны иметь защиту от коррозии в соответствии с проектом.

      388. В кабельных сооружениях и производственных помещениях при отсутствии опасности механических повреждений в эксплуатации прокладывается небронированные кабели, а при наличии опасности механических повреждений в эксплуатации должны применяться бронированные кабели или защита их от механических повреждений.

      Вне кабельных сооружений допускается прокладка небронированных кабелей на недоступной высоте (не менее 2 м) на меньшей высоте прокладка небронированных кабелей допускается при условии защиты их от механических повреждений (коробами, угловой сталью, трубами).

      При смешанной прокладке (земля – кабельное сооружение или производственное помещение) примененяются те же марок кабелей, что и для прокладки в земле, но без горючих наружных защитных покровов.

      389. При прокладке кабельных линий в кабельных сооружениях, а также в производственных помещениях бронированные кабели не должны иметь поверх брони, а небронированные кабели – поверх металлических оболочек, защитных покровов из горючих материалов.

      Для открытой прокладки не допускается применять силовые и контрольные кабели с горючей полиэтиленовой изоляцией.

      Металлические оболочки кабелей и металлические поверхности, по которым они прокладываются, должны быть защищены негорючим антикоррозийным покрытием.

      При прокладке в помещениях с агрессивной средой должны применяться кабели, стойкие к воздействию этой среды.

      390. Для кабельных линий электростанций, распределительных устройств и подстанций, указанных в пункте 427 настоящих Правил, применяются кабели, бронированные стальной лентой, защищенной негорючим покрытием. На электростанциях применение кабелей с горючей полиэтиленовой изоляцией не допускается.

      391. Для кабельных линий, прокладываемых в кабельных блоках и трубах, применяются небронированные кабели в свинцовой усиленной оболочке. На участках блоков и труб, а также ответвлений от них длиной до 50 м допускается прокладка бронированных кабелей в свинцовой или алюминиевой оболочке без наружного покрова из кабельной пряжи. Для кабельных линий, прокладываемых в трубах, допускается применение кабелей в пластмассовой или резиновой оболочке.

      392. Для прокладки в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком и строительным материалом), а также в зонах, опасных из-за воздействия электрокоррозии, должны применяться кабели со свинцовыми оболочками и усиленными защитными покровами типов Бл, Б или кабели с алюминиевыми оболочками и особо усиленными защитными покровами типов Бв, Бп (в сплошном влагостойком пластмассовом шланге).

      393. В местах пересечения кабельными линиями болот кабели должны выбираться с учетом геологических условий, а также химических и механических воздействий.

      394. Для прокладки в почвах, подверженных смещению, должны применяться кабели с проволочной броней или приниматься меры по устранению усилий, действующих на кабель при смещении почвы (укрепление грунта шпунтовыми или свайными рядами).

      395. В местах пересечения кабельными линиями ручьев, их пойм и канав должны применяться такие же кабели, как и для прокладки в земле.

      396. Для кабельных линий, прокладываемых по железнодорожным мостам, а также по другим мостам с интенсивным движением транспорта, применяются бронированные кабели в алюминиевой оболочке.

      397. Для кабельных линий передвижных механизмов должны применяться гибкие кабели с резиновой или другой аналогичной изоляцией, выдерживающей многократные изгибы.

      398. Для подводных кабельных линий применяются кабели с броней из круглой проволоки, по возможности одной строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей.

      В местах перехода кабельных линий с берега в море, при наличии сильного морского прибоя, при прокладке кабеля на участках рек с сильным течением и размываемыми берегами, а также на больших глубинах (до 40–60 м) применяется кабель с двойной металлической броней.

      Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке, а также кабели в алюминиевой оболочке без специальных водонепроницаемых покрытий для прокладки в воде не допускаются.

      При прокладке кабельных линий через небольшие несудоходные и несплавные реки шириной (вместе с затопляемой поймой) не более 100 м, с устойчивыми руслом и дном допускается применение кабелей с ленточной броней.

      399. Для кабельных маслонаполненных линий и для кабельных линий с пластмассовой изоляцией напряжением 110–220 кВ тип и конструкция кабелей определяются проектом.

      400. При прокладке кабельных линий до 35 кВ на вертикальных и наклонных участках трассы с разностью уровней, должны применяться кабели с нестекающей пропиточной массой, кабели с обедненно-пропитанной бумажной изоляцией и кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией. Для указанных условий кабели с вязкой пропиткой допускается применять только со стопорными муфтами, размещенными по трассе, в соответствии с допустимыми разностями уровней для этих кабелей.

      Разность вертикальных отметок между стопорными муфтами кабельных маслонаполненных линий низкого давления определяется соответствующими техническими условиями на кабель и расчетом подпитки при предельных тепловых режимах.

      401. В четырехпроводных сетях должны применяться четырехжильные кабели. Прокладка нулевых жил отдельно от фазных не допускается. Допускается применение трехжильных силовых кабелей в алюминиевой оболочке напряжением до 1 кВ с использованием их оболочки в качестве нулевого провода (четвертой жилы) в четырехпооводных сетях переменного тока (осветительных, силовых и смешанных) с глухозаземленной нейтралью, за исключением установок с взрывоопасной средой и установок, в которых при нормальных условиях эксплуатации ток в нулевом проводе составляет более 75 % допустимого длительного тока фазного провода.

      Использование для указанной цели свинцовых оболочек трехжильных силовых кабелей допускается лишь в реконструируемых городских электрических сетях 220/127 и 380/220 В.

      402. Для кабельных линий до 35 кВ допускается применять одножильные кабели, если это приводит к значительной экономии меди или алюминия в сравнении с трехжильными или если отсутствует возможность применения кабеля необходимой строительной длины. Сечение этих кабелей должно выбираться с учетом их дополнительного нагрева токами, наводимыми в оболочках.

      Должны быть также выполнены мероприятия по обеспечению равного распределения тока между параллельно включенными кабелями и безопасного прикосновения к их оболочкам, исключению нагрева находящихся в непосредственной близости металлических частей и надежному закреплению кабелей в изолирующих клицах.

Параграф 4. Подпитывающие устройства и сигнализация
давления масла кабельных маслонаполненных линий

      403. Маслоподпитывающая система должна обеспечивать надежную работу линии в любых нормальных и переходных тепловых режимах.

      404. Количество масла, находящегося в маслоподпитывающей системе, должно определяться с учетом расхода на подпитку кабеля. Кроме того, должен быть запас масла для аварийного ремонта и заполнения маслом наиболее протяженной секции кабельной линии.

      405. Подпитывающие баки линий низкого давления размещаются в закрытых помещениях. Небольшое количество подпитывающих баков (5–6) на открытых пунктах питания располагаются в легких металлических ящиках на порталах, опорах (при температуре окружающего воздуха не ниже минус 330 С). Подпитывающие баки должны быть снабжены указателями давления масла и защищены от прямого воздействия солнечного излучения.

      406. Подпитывающие агрегаты линий высокого давления должны быть размещены в закрытых помещениях, имеющих температуру не ниже +10 0С, и расположены возможно ближе к месту присоединения к кабельным линиям. Присоединение нескольких подпитывающих агрегатов к линии производится через масляный коллектор.

      407. При параллельной прокладке нескольких кабельных маслонаполненных линий высокого давления производится подпитка маслом каждой линии от отдельных подпитывающих агрегатов или устанавливается устройство для автоматического переключения агрегатов на ту или другую линию.

      408. Подпитывающие агрегаты обеспечиваются электроэнергией от двух независимых источников питания с обязательным устройством автоматического включения резерва (АВР). Подпитывающие агрегаты должны быть отделены один от другого несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      409. Каждая кабельная маслонаполненная линия должна иметь систему сигнализации давления масла, обеспечивающую регистрацию и передачу дежурному персоналу сигналов о понижении и повышении давления масла сверх допустимых пределов.

      410. На каждой секции кабельной маслонаполненной линии низкого давления должно быть установлено по крайней мере два датчика, на линии высокого давления – датчик на каждом подпитывающем агрегате. Аварийные сигналы должны передаваться на пункт с постоянным дежурством персонала. Система сигнализации давления масла должна иметь защиту от влияния электрических полей силовых кабельных линий.

      411. Подпитывающие пункты на линиях низкого давления должны быть оборудованы телефонной связью с диспетчерскими пунктами (электросети сетевого района).

      412. Маслопровод, соединяющий коллектор подпитывающего агрегата с кабельной маслонаполненной линией высокого давления, должен прокладываться в помещениях с положительной температурой. Допускается прокладка его в утепленных траншеях, лотках, каналах и в земле ниже зоны промерзания при условии обеспечения положительной температуры окружающей среды.

      413. Вибрация в помещении щита с приборами для автоматического управления подпитывающим агрегатом не должна превышать допустимых пределов.

Параграф 5. Соединения и заделки кабелей

      414. При соединении и оконцевании силовых кабелей применяются конструкции муфт, соответствующие условиям их работы и окружающей среды. Соединения и заделки на кабельных линиях должны быть выполнены так, чтобы кабели были защищены от проникновения в них влаги и других вреднодействующих веществ из окружающей среды и чтобы соединения и заделки выдерживали испытательные напряжения для кабельной линии.

      415. Для кабельных линий до 35 кВ концевые и соединительные муфты должны применяться в соответствии с действующей технической документацией на муфты, утвержденной в установленном порядке.

      416. Для соединительных и стопорных муфт кабельных маслонаполненных линий низкого давления необходимо применять только латунные или медные муфты.

      Для кабельных линий с пластмассовой изоляцией необходимо применять концевые и соединительные муфты в пластмассовой оболочке.

      Длина секций и места установки стопорных муфт на кабельных маслонаполненных линиях низкого давления определяются с учетом подпитки линий маслом в нормальном и переходных тепловых режимах.

      Стопорные и полустопорные муфты на кабельных маслонаполненных линиях должны размещаться в кабельных колодцах соединительные муфты при прокладке кабелей в земле размещаются в камерах, подлежащих последующей засыпке просеянной землей или песком.

      В районах с электрифицированным транспортом (метрополитен, трамваи, железные дороги) или с агрессивными по отношению к металлическим оболочкам и муфтам кабельных линий почвами соединительные муфты должны быть доступны для контроля.

      417. На кабельных линиях, выполняемых кабелями с нормально пропитанной бумажной изоляцией и кабелями, пропитанными нестекающей массой, соединения кабелей должны производиться при помощи стопорно-переходных муфт, если уровень прокладки кабелей с нормально пропитанной изоляцией выше уровня прокладки кабелей, пропитанных нестекающей массой.

      418. На кабельных линиях выше 1 кВ, выполняемых гибкими кабелями с резиновой изоляцией в резиновом шланге, соединения кабелей должны производиться горячим вулканизированным с покрытием противосыростным лаком.

      419. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных пиний должно быть не более: для трехжильных кабелей 1–10 кВ сечением до 3 х 55 мм2 4 шт. для трехжильных кабелей 1–10 кВ сечениями 3 х 120 – 3 х 240 мм2 5 шт., для трехфазных кабелей 20–35 кВ 6 шт. для одножильных кабелей 2 шт.

      Для кабельных линий 110–220 кВ число соединительных муфт определяется проектом.

      Использование маломерных отрезков кабелей для сооружения протяженных кабельных линий не допускается.

Параграф 6. Заземление

      420. Кабели с металлическими оболочками или броней, а также кабельные конструкции, на которых прокладываются кабели, должны быть заземлены или занулены в соответствии с требованиями, приведенными в разделе 2 настоящих Правил.

      421. При заземлении или занулении металлических оболочек силовых кабелей оболочка и броня должны быть соединены гибким медным проводом между собой и с корпусами муфт (концевых, соединительных). На кабелях 6 кВ и выше с алюминиевыми оболочками заземление оболочки и брони должно выполняться отдельными проводниками.

      Применять заземляющие или нулевые защитные проводники с проводимостью большей, чем проводимость оболочек кабелей, не требуется, однако сечение во всех случаях должно быть не менее 6 мм2.

      Сечения заземляющих проводников контрольных кабелей выбираются в соответствии с требованием настоящих Правил.

      Если на опоре конструкции установлены наружная концевая муфта и комплект разрядников, то броня металлической оболочки и муфта должны быть присоединены к заземляющему устройству разрядников. Использование в качестве заземляющего устройства только металлических оболочек кабелей в этом случае не допускается.

      422. На кабельных маслонаполненных линиях низкого давления заземляются концевые, соединительные и стопорные муфты.

      На кабелях с алюминиевыми оболочками подпитывющие устройства должны подсоединяться к линиям через изолирующие вставки, а корпуса концевых муфт должны быть изолированы от алюминиевых оболочек кабелей. Указанное требование не распространяется на кабельные линии с непосредственным вводом в трансформаторы.

      При применении для кабельных маслонаполненных линий низкого давления бронированных кабелей в каждом колодце броня кабеля с обеих сторон муфты должна быть соединена сваркой и заземлена.

      423. Стальной трубопровод маслонаполненных кабельных линий высокого давления, проложенных в земле, должен быть заземлен во всех колодцах и по концам, а проложенных в кабельных сооружениях — по концам и в лромежуточных точках, определяемых расчетами в проекте.

      При необходимости активной защиты стального трубопровода от коррозии заземление его выполняется в соответствии с требованиями этой защиты, при этом, должна быть обеспечена возможность контроля электрического сопротивления антикоррозийного покрытия.

      424. При переходе кабельной линии в воздушную (ВЛ) и при отсутствии у опоры ВЛ заземляющего устройства кабельные муфты (мачтовые) допускается заземлять присоединением металлической оболочки кабеля, если кабельная муфта на другом конце кабеля присоединена к заземляющему устройству или сопротивление заземления кабельной оболочки соответствует требованиям параграфа 2 главы 7 настоящих Правил.

Параграф 7. Специальные требования к кабельному хозяйству
электростанций, подстанций и распределительных устройств

      425. Требования, приведенные в пунктах 426432 настоящих Правил, распространяются на кабельные хозяйства тепловых и гидроэлектростанций мощностью 25 МВт и более, распределительных устройств и подстанций напряжением 220–500 кВ, а также распределительных устройств и подстанций, имеющих особое значение в энергосистеме.

      426. Главная схема электрических соединений, схема собственных нужд и схема оперативного тока управления оборудованием и компоновка оборудования и кабельного хозяйства электростанции или подстанции должны выполняться таким образом, чтобы при возникновении пожара в кабельном хозяйстве или вне его были исключены нарушения работы более чем одного блока электростанции, одновременная потеря взаимно резервирующих присоединений распределительных устройств и подстанций, а также выход из работы систем обнаружения и тушения пожаров.

      427. Для основных кабельных потоков электростанций должны предусматриваться кабельные сооружения (этажи, туннели, шахты), изолированные от технологического оборудования и исключающие доступ к кабелям посторонних лиц.

      При размещении истоков кабелей на электростанциях трассы кабельных линий должны выиграться с учетом:

      1) предотвращения перегрева кабелей от нагретых поверхностей технологического оборудования;

      2) предотвращения повреждений кабелей при выхлопах (возгораниях и взрывах) пыли через предохранительные устройства пылесистем;

      3) недопущения прокладки транзитных кабелей в технологических туннелях гидрозолоудаления, помещениях химводоочистки, а также в местах, где располагаются трубопроводы с химически агрессивными жидкостями.

      428. Взаимно резервирующие ответственные кабельные линии (силовые, оперативного тока, средств связи, управления, сигнализации, систем пожаротушения) должны прокладываться так, чтобы при пожарах была исключена возможность одновременной потери взаимно резервирующих кабельных линий. На участках кабельного хозяйства, где возникновение аварии угрожает ее большим развитием, кабельные потоки делятся на изолированные одна от другой группы. Распределение кабелей по группам принимается в зависимости от местных условий.

      429. В пределах одного энергоблока разрешается выполнение кабельных сооружений с пределом огнестойкости 0,25 часов. При этом, технологическое оборудование, которое может служить источником пожара (баки с маслом, маслостанции), должно иметь ограждения с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов, исключающие возможность загорания кабелей при возникновении пожара на этом оборудовании.

      В пределах одного энергоблока электростанции разрешается прокладка кабелей вне специальных кабельных сооружений при условии надежной их защиты от механических повреждений и заноса пылью, от искр и огня при производстве ремонта технологического оборудования, обеспечения нормальных температурных условий для кабельных линий и удобства их обслуживания.

      Для обеспечения доступа к кабелям при расположении их на высоте 5 м и более должны сооружаться специальные площадки и проходы.

      Для одиночных кабелей и небольших групп кабелей (до 20) эксплуатационные площадки не сооружаюся, но при этом, должна быть обеспечена возможность быстрой замены и ремонта кабелей в условиях эксплуатации.

      При прокладке кабелей в пределах одного энергоблока вне специальных кабельных сооружений должно обеспечиваться разделение их на отдельные группы, проходящие по различным трассам.

      430. Кабельные этажи и туннели, в которых размещаются кабели различных энергоблоков электростанции, включая кабельные этажи и туннели под блочными щитами управления, должны быть разделены поблочно и отделены от других помещении, кабельных этажей, туннелей, шахт, коробов и каналов несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов, в том числе в местах прохода кабелей.

      В местах предполагаемого прохода кабелей через перегородки и перекрытия, в целях обеспечения возможности замены и дополнительной прокладки кабелей, должна предусматриваться перегородка из несгораемого, легко пробиваемого материала с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      В протяженных кабельных сооружениях тепловых электростанций должны предусматриваться аварийные выходы, расположенные, не реже чем через 50 м.

      Кабельные хозяйства электростанций должны быть отделены от отходящих сетевых кабельных туннелей и коллекторов несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      431. Места входа кабелей в помещения закрытых распределительных устройств и в помещения щитов управления и защиты открытых распределительных устройств должны иметь перегородки с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      Места входа кабелей на блочные щиты управления электростанцией должны быть закрыты перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      Кабельные шахты должны быть отделены от кабельных туннелей, этажей и других кабельных сооружений несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов и иметь перекрытия вверху и внизу. Протяженные шахты при проходе через перекрытия, но не реже чем через 20 м, должны делиться на отсеки несгораемыми перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов.

      Проходные кабельные шахты должны иметь входные двери и быть оборудованы лестницами или специальными скобами.

Параграф 8. Прокладка кабельных линий в земле

      432. При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.

      Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем покрытия при напряжении 35 кВ и выше железобетонными плитами толщиной не менее 50 мм, при напряжении ниже 35 кВ – плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей, при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля – вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается.

      При прокладке на глубине 1–1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений.

      Кабели до 1 кВ должны иметь такую защиту лишь на участках, где вероятны механические повреждения (в местах частых раскопок). Асфальтовые покрытия улиц рассматриваются как места, где разрытия производятся в редких случаях. Для кабельных линий до 20 кВ, кроме линий выше 1 кВ, питающих электроприемники I категории, допускается в траншеях с количеством кабельных линий не более двух применять вместо кирпича сигнальные пластмассовые ленты, соответствии требованием законодательства Республики Казахстан. Не допускается применение сигнальных лент в местах пересечений кабельных линий с инженерными коммуникациями и над кабельными муфтами на расстоянии по 2 м в каждую сторону от пересекаемой коммуникации или муфты, а также на подходах линий к распределительным устройствам и подстанциям в радиусе 5 м.

      Сигнальная лента должна укладываться в траншее над кабелями на расстоянии 250 мм от их наружных покровов. При расположении в траншее одного кабеля лента должна укладываться по оси кабеля, при большем количестве кабелей края ленты должны выступать за крайние кабели не менее чем на 50 мм. При укладке по ширине траншеи более одной ленты – смежные ленты должны прокладываться с нахлестом шириной не менее 50 мм.

      При применении сигнальной ленты прокладка кабелей в траншее с устройством подушки для кабелей, присыпка кабелей первым слоем земли и укладка ленты, включая присыпку ленты слоем земли по всей длине, должны производиться в присутствии представителя электромонтажной организации и владельца электросетей.

      433. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее линий до 20 кВ 0,7 м, 35 кВ 1 м при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения 1 м.

      Кабельные маслонаполненные линии и кабельные линии с пластмассовой изоляцией 110–220 кВ должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м. Допускается уменьшение глубины до 0,5 м на участках длиной до 5 м при вводе линий в здания, а также в местах пересечения их с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений.

      Прокладка кабельных линий 6–10 кВ по пахотным землям должна производиться на глубине не менее 1 м, при этом, полоса земли над трассой может быть занята под посевы.

      434. Расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов сооружений должно быть не менее 0,6 м. Прокладки кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается.

      435. При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее:

      1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;

      2) 250 мм между кабелями 20–35 кВ и между ними и другими кабелями;

      3) 500 мм между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;

      4) 500 мм между маслонаполненными кабелями, кабелями с пластмассовой изоляцией 110–220 кВ и другими кабелями; при этом, кабельные маслонаполненные линии низкого давления и кабельные линии с пластмассовой изоляцией отделяются одна от другой и от других кабелей железобетонными плитами, поставленными на ребро производятся расчет электромагнитного влияния на кабели связи.

      Однофазные маслонаполненные кабели и кабели с пластмассовой изоляцией укладываются вплотную по вершинам треугольника, в середине которого, при необходимости размещается заземляющий проводник. Для увеличения пропускной способности линий для лучшего отвода тепла кабели располагаются в горизонтальной плоскости с расстоянием между фазами 100 мм, если, по условиям величины токов короткого замыкания, не требуется применение заземляющего проводника.

      Допускается, в случаях необходимости, по согласованию между эксплуатирующими организациями с учетом местных условий уменьшение расстояний, указанных в подпунктах 2 и 3 настоящего пункта, до 100 мм, а между силовыми кабелями до 10 кВ и кабелями связи, кроме кабелей с цепями, уплотненными высокочастотными системами телефонной связи, до 250 мм при условии защиты кабелей от повреждений, могущих возникнуть при КЗ в одном из кабелей (прокладка в трубах, установка несгораемых перегородок). Расстояние между контрольными кабелями не нормируется.

      436. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, не менее 2 м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся зеленые насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабелей в трубах, проложенных путем подкопки.

      При прокладке кабелей в пределах зеленой зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояния допускается уменьшить до 0,75 м.

      437. При параллельной прокладке расстояние по горизонтали в свету от кабельных линий напряжением до 35 кВ, маслонаполненных кабельных линий и кабельных линий с пластмассовой изоляцией до трубопроводов, водопровода, канализации и дренажа должно быть не менее 1 м до газопроводов низкого (0,0049 МП1), среднего (0,294МП1) и высокого давления (более 0,294 до 0,588 МП1) – не менее 1 м до газопроводов высокого давления (более 0,588 до 1,176 МП1) – не менее 2 м до теплопроводов – в соответствии с пунктом 439 настоящих Правил.

      В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний для кабельных линий до 35 кВ, за исключением расстояний до трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м – без специальной защиты кабелей и до 0,25 м – при прокладке кабелей в трубах.

      Для маслонаполненных кабельных линий и кабельных линий с пластмассовой изоляцией 110–220 кВ на участке сближения длиной не более 50 м допускается уменьшение расстояния по горизонтали в свету до трубопроводов, за исключением трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м – при условии устройства между маслонаполненными кабелями, кабелями с пластмассовой изоляцией и трубопроводом защитной стенки, исключающей возможность механических повреждений. Параллельная прокладка кабелей над и под трубопроводами не допускается.

      438. При прокладке кабельной линии параллельно с теплопроводом расстояние в свету между кабелем и стенкой канала теплопровода должно быть не менее 2 м, или теплопровод на всем участке сближения с кабельной линией должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы дополнительный нагрев земли теплопроводом в месте прохождения кабелей в любое время года не превышал 100 С для кабельных линий до 10 кВ и 5 0 С– для линий 20–220 кВ.

      439. При прокладке кабельной линии параллельно с железными дорогами кабели прокладываются, вне зоны, отчуждения дороги. Прокладка кабелей в пределах зоны отчуждения допускается только по согласованию с заинтересованными организациями, при этом, расстояние от кабеля до оси пути железной дороги должно быть не менее 3,25 м, а для электрифицированной дороги – не менее 10,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний, при этом, кабели на всем участке сближения должны прокладываться в блоках или трубах.

      При электрифицированных дорогах на постоянном токе блоки или трубы должны быть изолирующими (асбестоцементные, пропитанные гудроном или битумом).

      440. При прокладке кабельной линии параллельно с трамвайными путям рассеяние от кабеля до оси трамвайного пути должно быть не менее 2,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этого расстояния при условии, что кабели на всем участке сближения будут проложены в изолирующих блоках или трубах, указанных в пункте 439 настоящих Правил.

      441. При прокладке кабельной линии параллельно с автомобильными дорогами категорий I и II кабели должны прокладываться с внешней стороны кювета или подошвы насыпи и на расстоянии не менее 1 м от бровки или не менее 1,5 м от бордюрного камня. Уменьшение указанного расстояния допускается в каждом отдельном случае по согласованию с соответствующими заинтересованными организациями.

      442. При прокладке кабельной линии параллельно с ВЛ 110 кВ и выше расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через крайний провод линии должно быть не менее 10 м.

      Расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10 м при напряжении 110 кВ и выше. В стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м, при этом, расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется.

      Расстояние в свету от кабельной линии до опоры ВЛ до 1 кВ должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля на участке сближения в изолирующей трубе 0,5 м.

      На территориях электростанций и подстанций в стесненных условиях допускается прокладывать кабельные линии на расстояниях не менее 0,5 м от подземной части опор воздушных связей (токопроводов) и ВЛ выше 1 кВ, если заземляющие устройства этих опор присоединены к контуру заземления подстанции.

      443. При пересечении других кабелей они должны быть разделены слоем земли толщиной не менее 0,5 м это расстояние в стесненных условиях для кабелей до 35 кВ допускается уменьшение до 0,15 м при условии разделения кабелей на всем участке пересечения плюс по 1 м в каждую сторону плитами или трубами из бетона или другого равнопрочного материала, при этом, кабели связи должны быть расположены выше силовых кабелей.

      444. При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах.

      При пересечении кабельной маслонаполненной линией, кабельной линией с пластмассовой изоляцией трубопроводов расстояние между ними в свету должно быть не менее 1 м. Для стесненных условий допускается принимать расстояние не менее 0,25 м, но при условии размещения кабелей в трубах или железобетонных лотках с крышкой.

      445. При пересечении кабельными линиями до 35 кВ теплопроводов расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода в свету должно быть не менее 0,5 м, а в стесненных условиях – не менее 0,25 м. При этом, теплопровод на участке пересечения плюс по 2 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 100 С по отношению к высшей летней температуре и на 150 С по отношению к низшей зимней.

      В случаях, когда указанные условия не соблюдаются, выполняется одно из следующих мероприятий:

      1) заглубление кабелей до 0,5 м вместо 0,7 м;

      2) применение кабельной вставки большего сечения;

      3) прокладка кабелей под теплопроводом в трубах на расстоянии от него не менее 0,5 м, при этом, трубы должны быть уложены таким образом, чтобы замена кабелей могла быть выполнена без производства земляных работ.

      При пересечении кабельной маслонаполненной линией, кабельной линией с пластмассовой изоляцией теплопровода расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода должно быть не менее 1 м, а в стесненных условиях – не менее 0,5 м. При этом, теплопровод на участке пересечения плюс по 3 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 50 С в любое время года.

      446. При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги.

      При пересечении кабельными линиями электрифицированных и подлежащих электрификации на постоянном токе железных дорог блоки и трубы должны быть изолирующими. Место пересечения должно находиться на расстоянии не менее 13 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей. Пересечение кабелей с путями электрифицированного рельсового транспорта должно производиться под углом 75–900 к оси пути.

      Концы блоков и труб должны быть утоплены джутовыми плетеными шнурами, обмазанными водонепроницаемой (мятой) глиной на глубину не менее 330 мм.

      При пересечении тупиковых дорог промышленного назначения с малой интенсивностью движения, а также специальных путей (на слипах) кабели, прокладываются непосредственно в земле.

      При пересечении трассы кабельных линий вновь сооружаемой железной неэлектрифицированной дорогой или автомобильной дорогой перекладки действующих кабельных линий не требуется. В месте пересечения должны быть заложены на случай ремонта кабелей в необходимом количестве резервные блоки или трубы с плотно заделанными торцами.

      В случае перехода кабельной линии в воздушную кабель должен выходить на поверхность на расстоянии не менее 3,5 м от подошвы насыпи или от кромки полотна.

      447. При пересечении кабельными линиями трамвайных путей кабели должны прокладываться в изолирующих блоках или трубах. Пересечение должно выполняться на расстоянии не менее 3 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей.

      448. При пересечении кабельными линиями въездов для автотранспорта во дворы, гаражи прокладка кабелей должна производиться в трубах. Таким же способом должны быть защищены кабели в местах пересечения ручьев и канав.

      При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм.

      При установке на крутонаклонных трассах кабельных муфт под ними должны выполняться горизонтальные площадки.

      Для обеспечения возможности перемонтажа муфт в случае их повреждения на кабельной линии требуется укладывать кабель с обеих сторон муфт с запасом.

      449. При наличии по трассе кабельной линии блуждающих токов опасных величин необходимо:

      1) изменить трассу кабельной линии с тем, чтобы обойти опасные зоны;

      2) при невозможности изменить трассу предусмотреть меры по максимальному снижению уровней блуждающих токов применить кабели с повышенной стойкостью к воздействию коррозии осуществить активную защиту кабелей от воздействия электрокоррозии.

      При прокладках кабелей в агрессивных грунтах и зонах с наличием блуждающих токов недопустимых значений должна применяться катодная поляризация (установка электродренажей, протекторов, катодная защита). При любых способах подключения электродренажных устройств должны соблюдаться нормы разностей потенциалов на участках отсасывания.

      Необходимость защиты кабельных линий от коррозии должна определяться по совокупным данным электрических измерений и химических анализов проб грунта. Защита кабельных линий от коррозии не должна создавать условий, опасных для работы смежных подземных сооружений. Запроектированные мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода новой кабельной линии в эксплуатацию. При наличии в земле блуждающих токов необходимо устанавливать на кабельных линиях контрольные пунктов местах и на расстояниях, позволяющих определять границы опасных зон, что необходимо для последующего рационального выбора и размещения защитных средств.

      Для контроля потенциалов на кабельных линиях допускается использовать места выходов кабелей на трансформаторные подстанции, распределительные пункты.

Параграф 9. Прокладка кабельных линий в кабельных блоках,
трубах и железобетонных лотках

      450. Для изготовления кабельных блоков, а также для прокладки кабелей в трубах допускается применять стальные, чугунные, асбестоцементные, бетонные, керамические и тому подобные трубы. При выборе материала для блоков и труб учитывается уровень грунтовых вод и их агрессивность, а также наличие блуждающих токов.

      Маслонаполненные однофазные кабели низкого давления, однофазные кабели с пластмассовой изоляцией необходимо прокладывать только в асбестоцементных и других трубах из немагнитного материала, при этом, каждая фаза должна прокладываться в отдельной трубе.

      451. Допустимое количество каналов в блоках, расстояния между ними и их размер должны приниматься согласно пункте 45 настоящих Правил.

      452. Каждый кабельный блок должен иметь до 15 % резервных каналов, но не менее одного канала.

      453. Глубина заложения в земле кабельных блоков и труб должна приниматься по местным условиям, но быть не менее расстояний, приведенных в пункте 433 настоящих Правил, считая до верхнего кабеля. Глубина заложения кабельных блоков и труб на закрытых территориях и в полах производственных помещений не нормируется.

      454. Кабельные блоки должны иметь уклон не менее 0,2 % в сторону колодцев. Такой же уклон необходимо соблюдать и при прокладке труб для кабелей.

      455. При прокладке труб для кабельных линий непосредственно в земле наименьшие расстояния в свету между трубами и между ними и другими кабелями и сооружениями должны приниматься, как для кабелей, проложенных без труб.

      При прокладке кабельных линий в трубах в полу помещения расстояния между ними принимаются, как для прокладки в земле.

      456. В местах, где изменяется направление трассы кабельных линий, проложенных в блоках, и в местах перехода кабелей и кабельных блоков в землю должны сооружаться кабельные колодцы, обеспечивающие удобную протяжку кабелей и удаление их из блоков. Такие колодцы должны сооружаться также и на прямолинейных участках трассы на расстоянии один от другого, определяемом предельно допустимым тяжением кабелей. При числе кабелей до 10 и напряжение не выше 35 кВ переход кабелей из блоков в землю допускается осуществлять без кабельных колодцев. При этом, места выхода кабелей из блоков должны быть заделаны водонепроницаемым материалом.

      457. Переход кабельных линий из блоков и труб в здания, туннели, подвалы должен осуществляться одним из следующих способов:

      непосредственным вводом в них блоков и труб, сооружением колодцев или приямков внутри зданий либо камер у их наружных стен.

      Должны быть предусмотрены меры, исключающие проникновение через трубы или проемы воды и мелких животных из траншей в здания, туннели.

      458. Каналы кабельных блоков, трубы, выход из них, а также их соединения должны иметь обработанную и очищенную поверхность для предотвращения механических повреждений оболочек кабелей при протяжке. На выходах кабелей из блоков в кабельные сооружения и камеры должны предусматриваться меры, предотвращающие повреждение оболочек от истирания и растрескивания (применение эластичных подкладок, соблюдение необходимых радиусов изгиба).

      459. При высоком уровне грунтовых вод на территории ОРУ применяются надземные способы прокладки кабелей (в лотках или коробах). Надземные лотки и плиты для их покрытия должны быть выполнены из железобетона. Лотки должны быть уложены на специальных бетонных подсадках с уклоном не менее 0,2 % по спланированной трассе таким образом, чтобы не препятствовать стоку ливневых вод. При наличии в днищах надземных лотков проемов, обеспечивающих выпуск ливневых вод, создавать уклон не требуется.

      При применении кабельных лотков для прокладки кабелей должны обеспечиваться проезд по территории ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для этой цели должны быть устроены переезды через лотки при помощи железобетонных плит с учетом нагрузки от преходящего транспорта, с сохранением расположения лотков на одном уровне. При применении кабельных лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами и переездами в трубах, каналах и траншеях, расположенных ниже лотков.

      Выход кабелей из лотков к шкафам управления и защиты должен выполняться в трубах, не заглубляемых в землю. Прокладка кабельных перемычек в пределах одной ячейки ОРУ допускается в траншее, причем применение в этом случае труб для защиты кабелей при подводке их к шкафам управления и релейной защиты не рекомендуется. Защита кабелей от механических повреждений должна выполняться другими способами (с применением уголка, швеллера).

Параграф 10. Прокладка кабельных линий в кабельных
сооружениях

      460. Кабельные сооружения всех видов должны выполняться с учетом возможности дополнительной прокладки кабелей в размере 15 % количества кабелей, предусмотренного проектом (замена кабелей в процессе монтажа, дополнительная прокладка в последующей эксплуатации)

      461. Кабельные этажи, туннели, галереи, эстакады и шахты должны быть отделены от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных кабелей, кабелей с пластмассовой изоляцией. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м2.

      Двери в кабельных сооружениях и перегородках с пределом огнестойкости 0,75 часов должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 часов в электроустановках, перечисленных в пункте 426 настоящих Правил и 0,6 часов в остальных электроустановках.

      Выходы из кабельных сооружений должны предусматриваться наружу или в помещения с производствами категорий Г и Д.

      Количество и расположение выходов из кабельных сооружений должно определяться, исходя из местных условий, но их должно быть не менее двух. При длине кабельного сооружения не более 25 м допускается иметь один выход.

      Двери кабельных сооружений должны быть самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Выходные двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и должны иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении.

      Проходные кабельные эстакады с мостиками обслуживания должны иметь входы с лестницами. Расстояние между входами должно быть не более 150 м. Расстояние от торца эстакады до входа на нее не должно превышать 25 м.

      Входы должны иметь двери, предотвращающие свободный доступ на эстакады лицам, не связанным с обслуживанием кабельного хозяйства.

      Двери должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны эстакады.

      Расстояние между входами в кабельную галерею при прокладке в ней кабелей не выше 35 кВ должно быть не более 150 м, а при прокладке маслонаполненных кабелей, кабелей с пластмассовой изоляцией – не более 120 м.

      Наружные кабельные эстакады и галереи должны иметь основные несущие строительные конструкции (колонны, балки) из железобетона с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов или из стального проката с пределом огнестойкости не менее 0,25 часов.

      Несущие конструкции зданий и сооружений, которые могут опасно деформироваться или снизить механическую прочность при горении групп (потоко3) кабелей, проложенных вблизи этих конструкций на наружных кабельных эстакадах и галереях, должны иметь защиту, обеспечивающую предел огнестойкости защищаемых конструкций не менее 0,75 часов.

      Кабельные галереи должны делиться на отсеки несгораемыми противопожарными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов. Длина отсеков галерей должна быть не более 150 м при прокладке в них кабелей до 35 кВ и не более 120 м при прокладке маслонаполненных кабелей, кабелей с пластмассовой изоляцией. На наружные кабельные галереи, закрытые частично, указанные требования не распространяются.

      462. В туннелях и каналах должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них технологических вод и масла, а также должен быть обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. Полы в них должны иметь уклон не менее 0,5% в сторону водосборников или ливневой канализации. Проход из одного отсека туннеля в другой при их расположении на разных уровнях должен быть осуществлен с помощью пандуса с углом подъема не выше 150. Устройство ступеней между отсеками туннелей не допускаются.

      В кабельных каналах, сооружаемых вне помещений и расположенных выше уровня грунтовых вод, допускается земляное дно с дренирующей подсыпкой толщиной 10–15 см из утрамбованного гравия или песка.

      В туннелях должны быть предусмотрены дренажные механизмы, при этом, применяются автоматический их пуск в зависимости от уровня воды. Пусковые аппараты и электродвигатели должны иметь исполнение, допускающее их работу в особо сырых местах.

      При переходах эстакады и галереи проходного типа с одной отметки на другую должен быть выполнен пандус с уклоном не более 150. Как исключение, допускается устройство лестницы с уклоном 1:1.

      463. Кабельные каналы и двойные полы в распределительных устройствах и помещениях должны перекрываться съемными несгораемыми плитами. В электромашинных и тому подобных помещениях каналы перекрываются рифленой сталью, а в помещениях щитов управления с паркетными полами – деревянными щитами с паркетом, защищенными снизу асбестом и по асбесту – жестью. Перекрытие каналов и двойных полов должно быть рассчитано на передвижение по нему соответствующего оборудования.

      464. Кабельные каналы вне зданий должны быть засыпаны поверх съемных плит слоем земли толщиной не менее 0,3 м. На огражденных территориях засыпка кабельных каналов землей поверх съемных плит не обязательна. Масса отдельной плиты перекрытия, снимаемой вручную, не должна превышать 70 кг. Плиты должны иметь приспособление для подъема.

      465. На участках, где могут быть пролиты расплавленный металл, жидкости с высокой температурой или же вещества, разрушающе действующие на металлические оболочки кабелей, сооружение кабельных каналов не допускается. На указанных участках не допускается также устройство люков в коллекторах и туннелях.

      466. Подземные туннели вне зданий должны иметь поверх перекрытия слой земли толщиной не менее 0,5 м.

      467. При совместной прокладке кабелей и теплопроводов в сооружениях дополнительны и нагрев воздуха теплопроводом в месте расположения кабелей в любое время года не должен превышать 50 С, для чего должны быть предусмотрены вентиляция и теплоизоляция на трубах.

      468. В кабельных сооружениях кабели прокладываются целыми строительными длинами, а размещение кабелей в сооружениях должно производиться в соответствии со следующим:

      1) контрольные кабели и кабели связи размещаются только под или только над силовыми кабелями при этом, их отделяют перегородкой. В местах переселения и ответвления допускается прокладка контрольных кабелей и кабелей связи над и под силовыми кабелями;

      2) контрольные кабели допускается прокладывать рядом с силовыми кабелями до 1 кВ;

      3) силовые кабели до 1 кВ прокладываются над кабелями выше 1 кВ; при этом, их отделяют перегородкой;

      4) различные группы кабелей, рабочие и резервные кабели выше 1 кВ генераторов, трансформаторов, питающие электроприемники I категории, прокладываются на разных горизонтальных уровнях и разделять перегородками;

      5) разделительные перегородки, указанные в подпунктах 1), 3) и 4) настоящего пункта должны быть несгораемыми с пределом огнестойкости не менее 0,25 часов.

      При применении автоматического пожаротушения с использованием воздушно-механической пены или распыленной воды перегородки, указанные в подпунктах 1), 3) и 4) настоящего пункта допускается не устанавливать.

      На наружных кабельных эстакадах и в наружных закрытых частично кабельных галереях установка разделительных перегородок, указанных в подпунктах 1), 3) и 4) настоящего пункта не требуется. При этом, взаимно резервирующие силовые кабельные линии (за исключением линий к электроприемникам особой группы I категории) прокладываются с расстоянием между ними не менее 600 мм и располагаются на эстакадах по обе стороны пролетной несущей конструкции (балки, фермы) в галереях по разным сторонам от прохода.

      469. Маслонаполненные кабели и кабели с пластмассовой изоляцией прокладываются, в отдельных кабельных сооружениях. Допускается их прокладка совместно с другими кабелями при этом, маслонаполненные кабели и кабели с пластмассовой изоляцией размещаются в нижней части кабельного сооружения и отделять от других кабелей горизонтальными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 часов. Такими же перегородками отделяется одну от другой маслонаполненные кабельные линии и кабельные линии с пластмассовой изоляцией.

      470. Необходимость применения и объем автоматических стационарных средств обнаружения и тушения пожаров в кабельных сооружениях должны определяться на основании ведомственных документов, утвержденных в установленном порядке.

      В непосредственной близости от входа, люков и вентиляционных шахт (в радиусе не более 25 м должны быть установлены пожарные краны. Для эстакад и галерей пожарные гидранты должны располагаться с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки оси трассы эстакады и галереи до ближайшего гидранта не превышало 100 м.

      471. В кабельных сооружениях прокладку контрольных кабелей и силовых кабелей сечением 25 мм2 и более, за исключением небронированных кабелей со свинцовой оболочкой, выполняется по кабельным конструкциям (консолям).

      Контрольные небронированные кабели, силовые небронированные кабели со свинцовой оболочкой и небронированные силовые кабели всех исполнений сечением 16 мм2 и менее прокладываются по лоткам или перегородкам (сплошным или несплошным).

      Допускается прокладка кабелей по дну канала при глубине его не более 0,9 м при этом, расстояние между группой силовых кабелей выше 1 кВ и группой контрольных кабелей должно быть не менее 100 мм или эти группы кабелей должны быть разделены несгораемой перегородкой с пределом огнестойкости не менее 0,25 часов.

      Расстояния между отдельными кабелями приведены в таблице 124 приложения к настоящим Правилам.

      Засыпка песком силовых кабелей, проложенных в каналах не допускается.

      В кабельных сооружениях высота, ширина проходов и расстояние между конструкциями и кабелями должны быть не менее приведенных в таблице 124 приложения к настоящим Правилам. По сравнению с приведенными в таблице расстояниями допускается местное сужение проходов до 800 мм или снижение высоты до 1,5 м на длине 1,0 м с соответствующим уменьшением расстояния между кабелями по вертикали при одностороннем и двустороннем расположении конструкций.

      472. Прокладка контрольных кабелей допускается пучками на лотках и многослойно в металлических коробах при соблюдении следующих условий:

      1) наружный диаметр пучка кабелей должен быть не более 100 мм;

      2) высота слоев в одном коробе не должна превышать 150 мм;

      3) в пучках и многослойно должны прокладываться только кабели с однотипными оболочками;

      4) крепление кабелей в пучках, многослойно в коробах, пучков кабелей к лоткам выполняются так, чтобы была предотвращена деформация оболочек кабелей под действием собственного веса и устройств крепления;

      5) в целях пожарной безопасности внутри коробов должны устанавливаться огнепреградительные пояса: на вертикальных участках – на расстоянии не более 20 м, а также при проходе через перекрытие на горизонтальных участках – при проходе через перегородки;

      6) в каждом направлении кабельной трассы предусматривается запас емкости не менее 15 % общей емкости коробов.

      Прокладка силовых кабелей пучками и многослойно не допускается.

      473. В местах, насыщенных подземными коммуникациями, допускается выполнение полупроходных туннелей высотой, уменьшенной по сравнению с предусмотренной в таблице 124 приложения к настоящим Правилам, но не менее 1,5 м, при условии выполнения следующих требований: напряжение кабельных линий должно быть не выше 10 кВ протяженность туннеля должна быть не более 100 м остальные расстояния должны соответствовать приведенным в таблице 124 приложения на концах туннелей должны быть выходы или люки.

      474. Маслонаполненные кабели низкого давления, кабельные линии с пластмассовой изоляцией должны крепиться на металлических конструкциях таким образом, чтобы была исключена возможность образования вокруг кабелей замкнутых магнитных контуров расстояние между местами крепления должно быть не более 1 м.

      Стальные трубопроводы кабельных маслонаполненных линий высокого давления прокладываются на опорах или подвешиваться на подвесках; расстояние между опорами или подвесками определяется проектом линии. Трубопроводы должны закрепляться на неподвижных опорах для предотвращения возникновения в трубопроводах температурных деформаций в условиях эксплуатации.

      Воспринимаемые опорами нагрузки от веса трубопровода не должны приводить к каким-либо перемещениям или разрушениям фундаментов опор. Количество указанных опор и места их расположения определяются проектом.

      Механические опоры и крепления разветвительных устройств на линиях высокого давления должны предотвращать раскачивание труб разветвлений, образование замкнутых магнитных контуров вокруг них, а в местах креплений или касаний опор должны быть предусмотрены изолирующие прокладки.

      475. Высота кабельных колодцев должна быть не менее 1,8 м высота камер не нормируется. Кабельные колодцы для соединительных стопорных и полустопорных муфт должны иметь размеры, обеспечивающие монтаж муфт без разрытия.

      Береговые колодцы на подводных переходах должны иметь размеры, обеспечивающие размещение резервных кабелей и подпитывающих аппаратов.

      В полу колодца должен быть устроен приямок для сбора грунтовых и ливневых вод должно быть также предусмотрено водоотливное устройство в соответствии с требованиями, приведенными в пункте 462 настоящих Правил.

      Кабельные колодцы должны быть снабжены металлическими лестницами.

      В кабельных колодцах кабели и соединительные муфты должны быть уложены на конструкциях, лотках или перегородках.

      476. Люки кабельных колодцев и туннелей должны иметь диаметр не менее 650 мм и закрываться двойными металлическими крышками из которых нижняя должна иметь приспособление для закрывания на замок, открываемый со стороны туннеля без ключа. Крышки должны иметь приспособления для их снятия. Внутри помещений применение второй крышки не требуется.

      477. На соединительных муфтах силовых кабелей напряжением 6–35 кВ в туннелях, кабельных этажах и каналах должны быть установлены специальные защитные кожухи для локализации пожаров и взрывов, которые могут возникнуть при электрических пробоях в муфтах.

      478. Концевые муфты на кабельных маслонаполненых линиях высокого давления должны располагаться в помещениях с положительной температурой воздуха или быть оборудованы автоматическим обогревом при снижении температуры окружающего воздуха ниже +50 С.

      479. При прокладке маслонаполненных кабелей, кабелей с пластмассовой изоляцией в галереях необходимо предусмотреть отопление галерей в соответствии с техническими условиями на маслонаполненные кабели и на кабели с пластмассовой изоляцией.

      Помещения маслоподпитывающих агрегатов линий высокого давления должны иметь естественную вентиляцию. Подземные подпитывающие пункты допускается совмещать с кабельными колодцами, при этом, колодцы должны быть оборудованы водоотливными устройствами в соответствии с пунктом 476 настоящих Правил.

      480. Кабельные сооружения, за исключением эстакад, колодцев для соединительных муфт, каналов и камер, должны быть обеспечены естественной или искусственной вентиляцией, причем вентиляция каждого отсека должна быть независимой.

      Расчет вентиляции кабельных сооружений определяется исходя из перепада температур между поступающим и удаляемым воздухом не более 100 С. При этом, должно быть предотвращено образование мешков горячего воздуха в сужениях туннелей, поворотах, обходах.

      Вентиляционные устройства должны быть оборудованы заслонками (шиберами) для прекращения доступа воздуха в случае возникновения возгорания, а также для предупреждения промерзания туннеля в зимнее время. Исполнение вентиляционных устройств должно обеспечивать возможность применения автоматики прекращения доступа воздуха в сооружения.

      При прокладке кабелей внутри помещений должен быть предотвращен перегрев кабелей за счет повышенной температуры окружающего воздуха и влияний технологического оборудования.

      Кабельные сооружения, за исключением колодцев для соединительных муфт, каналов, камер и открытых эстакад, должны быть оборудованы электрическим освещением и сетью для питания переносных светильников и инструмента. На тепловых электростанциях сеть для питания инструмента допускается не выполнять.

      481. Прокладка кабелей в коллекторах, технологических галереях и по технологическим эстакадам выполняется в соответствии с требованиями СНиП.

      Наименьшие расстояния в свету от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений должны соответствовать приведенным в таблице 125 приложения к настоящим Правилам.

      Пересечение кабельных эстакад и галерей с воздушными линиями электропередачи, внутризаводскими железными и автомобильными дорогами, пожарными проездами, канатными дорогами, воздушными линиями связи и радиофикации и трубопроводами выполняются под углом не менее 300.

      При параллельном следовании эстакад и галерей с воздушными лини ями связи и радиофикации наименьшие расстояния между кабелями и проводами линии связи и радиофикации определяются на основании расчета влияния кабельных линий на линии связи и радиофикации. Провода связи и радиофикации располагаются под и над эстакадами и галереями.

      Наименьшая высота кабельной эстакады и галереи в непроезжей части территории промышленного предприятия должна приниматься из расчета возможности прокладки нижнего ряда кабелей на уровне не менее 2,5 м от планировочной отметки земли.

Параграф 11. Прокладка кабельных линий в производственных помещениях

      482. При прокладке кабельных линий в производственных помещениях должны быть выполнены следующие требования:

      1) кабели должны быть доступны для ремонта, а открыто проложенные – и для осмотра;

      Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где производится перемещение механизмов, оборудования, грузов и транспорт, должны быть защищены от повреждений в соответствии с требованиями, приведенными в пункте 360 настоящих Правил;

      2) расстояние в свету между кабелями должно соответствовать приведенному в таблице 124 приложения к настоящим Правилам.

      3) расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводами, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями – не менее 1 м. При меньших расстояниях сближения и при пересечениях кабели должны быть защищены от механических повреждений (металлическими трубами, кожухами) на всем участке сближения плюс по 0,5 м с каждой его стороны, а в необходимых случаях защищены от перегрева.

      Пересечения кабелями проходов должны выполняться на высоте не менее 1,8 м от пола.

      Параллельная прокладка кабелей над и под маслопроводами и трубопроводами с горючей жидкостью в вертикальной плоскости не допускается.

      483. Прокладка кабелей в полу и междуэтажных перекрытиях должна производиться в каналах или трубах заделка в них кабелей наглухо не допускается. Проход кабелей через перекрытия и внутренние стены производятся в трубах или проемах, после прокладки кабелей зазоры в трубах и проемах должны быть заделаны легко пробиваемым несгораемым материалом.

      Прокладка кабелей в вентиляционных каналах не допускается. Допускается пересечение этих каналов одиночными кабелями, заключенными в стальные трубы.

      Открытая прокладка кабеля по лестничным клеткам не допускается.

Параграф 12. Подводная прокладка кабельных линий

      484. При пересечении кабельными линиями рек, каналов кабели должны прокладываться преимущественно на участках с дном и берегами, мало подверженными размыванию. При прокладке кабелей через реки с неустойчивым руслом и берегами, подверженными размыванию, заглубление кабелей в дно должно быть сделало с учетом местных условий. Глубина заложения кабелей определяется проектом. Прокладка кабелей в зонах пристаней, причалов, гаваней, паромных переправ, а также зимних регулярных стоянок судов и барж не допускается.

      485. При прокладке кабельных линий в море должны учитываться данные о глубине, скорости и стиле перемещения воды в месте перехода, господствующих ветрах, профиле и химическом составе дна, химическом составе воды.

      486. Прокладка кабельных линий должна производиться по дну таким образом, чтобы в неровных местах они не оказались на весу; острые выступы должны быть устранены. Отмели, каменные гряды и другие подводные препятствия на трассе обходятся или предусматриваются в них траншеи или проходы.

      487. При пересечении кабельными линиями рек, каналов кабели, заглубляются в дно на глубину не менее 1 м на прибрежных и мелководных участках, а также на судоходных и сплавных путях 2 м при пересечении кабельными маслонаполненными линиями.

      В водоемах, где периодически производятся дноуглубительные работы, кабели заглубляются в дно до отметки, определяемой по согласованию с организациями водного транспорта.

      При прокладке кабельных маслонаполненных линий 110–220 кВ на судоходных реках и каналах в целях защиты их от механических повреждении заполняются траншеи мешками с песком с последующей наброской камней.

      488. Расстояние между кабелями, заглубляемыми в дно рек, каналов и с шириной водоема до 100 м, принимается не менее 0,25 м. Вновь сооружаемые подводные кабельные линии должны прокладываться на расстоянии от действующих кабельных линий не менее 1,25 глубины водоема, исчисленной для многолетнего среднего уровня воды.

      При прокладке в воде кабелей низкого давления на глубине 5–15 м и при скорости течения, не превышающей 1 м/с, расстояния между отдельными фазами (без специальных креплений фаз между собой) принимается не менее 0,5 м, а расстояния между крайними кабелями параллельных линий – не менее 5 м.

      При подводных прокладках на глубине более 15 м, а также при скоростях течения более 1 м/с расcтояния между отдельными фазами и линиями принимаются в соответствии с проектом.

      При параллельной прокладке под водой кабельных маслонаполненных линий и линий до 35 кВ расстояние по горизонтали между ними в свету должно быть не менее 1,25 глубины, исчисленной для многолетнего среднего уровня воды, но не менее 20 м.

      Расстояние по горизонтали от кабелей, заглубляемых в дно рек, каналов и других водоемов, до трубопроводов (нефтепроводов, газопроводов) должно определяться проектом в зависимости от вида дноуглубительных работ, выполняемых при прокладках трубопроводов и кабелей, и быть не менее 50 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 15 м по согласованию с организациями, в ведении которых находятся кабельные линии и трубопроводы.

      489. На берегах без усовершенствованных набережных в месте подводного кабельного перехода должен быть предусмотрен резерв длиной не менее 10 м при речной и 30 м при морской прокладке, который укладывается восьмеркой. На усовершенствованных набережных кабели должны прокладываться в трубах. В месте выхода кабелей, должны быть устроены кабельные колодцы. Верхний конец трубы должен входить в береговой колодец, а нижний – находиться на глубине не менее 1 м от наименьшего уровня воды. На береговых участках трубы должны быть прочно заделаны.

      490. В местах, где русло и берега подвержены размыву, необходимо принять меры против обнажения кабелей при ледоходах и наводнениях путем укрепления берегов (замощение, отбойные дамбы, сваи, шпунты, плиты).

      491. Пересечение кабелей между собой под водой не допускается.

      492. Подводные кабельные переходы должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками согласно действующим правилам плавания по внутренним судоходным путям и морским проливам.

      493. При прокладке в воде трех и более кабелей до 35 кВ должен быть предусмотрен один резервный кабель на каждые три рабочих. При прокладке в воде кабельных маслонаполненных линий из однофазных кабелей должен быть предусмотрен резерв для одной линии – одна фаза, для двух линий – две фазы, для трех и более – по проекту, но не менее двух фаз. Резервные фазы должны быть проложены таким образом, чтобы они могли быть использованы взамен любой из действующих рабочих фаз.

Параграф 13. Прокладка кабельных линий по специальным сооружениям

      494. Прокладка кабельных линий по каменным, железобетонным и металлическим мостам должна выполняться под пешеходной частью моста в каналах или в отдельных для каждого кабеля несгораемых трубах необходимо предусмотреть меры по предотвращению стока ливневых вод по этим трубам. По металлическим и железобетонным мостам и при подходе к ним кабели прокладываются в асбестоцементных трубах. В местах перехода с конструкций моста в грунт кабели прокладываются также в асбестоцементных трубах.

      Все подземные кабели при прохождении по металлическим и железобетонным местам должны быть электрически изолированы от металлических частей моста.

      495. Прокладка кабельных линий по деревянным сооружениям (мостам, причалам, пирсам) должна выполняться в стальных трубах.

      496. В местах перехода кабелей через температурные швы мостов и с конструкций мостов на устои должны быть приняты меры для предотвращения возникновения в кабелях механических усилий.

      497. Прокладка кабельных линий по плотинам, дамбам, пирсам и причалам непосредственно в земляной траншее допускается при толщине слоя земли не менее 1 м.

      498. Прокладка кабельных маслонаполненных линий и кабельных линий с пластмассовой изоляцией по мостам не допускается.

11. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ
Параграф 1. Общие положения

      499. Механический расчет элементов ВЛ должен производиться по по методике, изложенной в главе 12.

      500. ВЛ должны размещаться так, чтобы опоры не загораживали входов в здания и въездов во дворы и не затрудняли движения транспорта и пешеходов. В местах, где имеется опасность наезда транспорта (у въездов во дворы, вблизи съездов с дорог, при пересечении дорог), опоры должны быть защищены от наезда.

      501. На опорах ВЛ на высоте 2,2–3 м от земли должны быть установлены (нанесены) порядковый номер и год установки опоры плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, установленных на расстоянии менее 4 м до кабелей связи), а через 250 м по магистрали ВЛ – ширина охранной зоны и телефон владельца ВЛ.

      502. При прохождении ВЛ по лесным массивам и зеленым насаждениям, применяются самонесущие изолированные провода (далее - СИП), для которых не требуется вырубка просеки. При этом, расстояние от проводов до деревьев и кустов при наибольшей стреле провеса СИП и наибольшем их отклонении должно быть не менее 0,3 м.

      В случае использования неизолированных проводов вырубка просеки необязательна. При этом, расстояние от проводов при наибольшей стреле их провеса или наибольшем отклонении до деревьев, кустов и прочей растительности должно быть не менее 1 м.

      503. Металлические конструкции, бандажи на опорах ВЛ должны быть защищены от коррозии.

      504. Все элементы воздушной линии электропередачи напряжением до 1 кВ не должны терять свою работоспособность в течение всего срока службы.

Параграф 2. Расчетные климатические условия

      505. Климатические условия для расчета ВЛ до 1 кВ в нормальном режиме должны приниматься такими же, как и для питающих их ВЛ 10 кВ, для повторяемости расчетных климатических условий 1 раз в 10 лет.

      506. Для ВЛ, сооружаемых в местах, защищенных от воздействия поперечных ветров (населенные пункты со сплошной застройкой, лесные массивы и садово-парковые насаждения со средней высотой зданий или деревьев не менее 2/3 высоты опор ВЛ, горные долины, ущелья), значения нормативного ветрового давления принимаются сниженными на 40 %.

      507. При расчете проводов на ветровые нагрузки направление ветра принимаются под углом 900 к оси трассы ВЛ.

      При расчете опор принимается направление ветра, дающее наиболее невыгодное сочетание внешних сил, действующих на опору.

Параграф 3. Провода, арматура

      508. Для вновь сооружаемых и реконструируемых ВЛ применяются самонесущие изолированные провода, расположенные на открытом воздухе и прикрепленные при помощи арматуры к опорам, руководствуясь пунктом 500 настоящих Правил.

      509. По условиям механической прочности на ВЛ применяется неизолированные провода сечением: алюминиевые – в районах с расчетной толщиной стенки гололеда 10 мм – не менее 25 мм2, в районах с толщиной стенки гололеда 15 мм и более – не менее 35 мм2, сталеалюминиевые и из алюминиевого сплава – не менее 25 мм2 во всех климатических районах.

      510. При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение проводов от коррозии (побережья морей, соленых озер, промышленные районы и районы засоленных песков, прилегающие к ним районы II и III типов по загрязненности атмосферы, а также места, где на основании данных изысканий такое загрязнение возможно), применяются коррозионностойкие провода, либо СИП. На равнинной местности при отсутствии данных эксплуатации ширину прибрежной полосы, к которой относится указанное требование, принимается 5 км, а полосы выбросов химических предприятий – 1,5 км.

      511. На одной ВЛ применяется, не более двух сечений проводов.

      Магистраль ВЛ, выполняются проводами одного сечения.

      Сечение фазных проводов магистрали ВЛ принимается не менее 50 мм2. Сечение 120 мм2 применять не допускается.

      512. Для ответвлений от ВЛ к вводам в здания, применяются по условиям механической прочности изолированные провода, стойкие к воздействию условий окружающей среды, сечением не менее 6 мм2 по меди и 16 мм2 по алюминию.

      513. Длина пролета ответвления от ВЛ к вводу в здание должна определяться расчетом в зависимости от прочности опоры, на которой выполняется ответвление, при этом, она не должна превышать 25 м. При длине пролета ответвления более 25 м предусматривается установка дополнительной промежуточной опоры.

      Расчет должен выполняться в гололедном режиме для двух случаев:

      1) направление ветра под углом 900 к оси ВЛ, провода ВЛ покрыты гололедом с толщиной стенки bэ, толщина стенки гололеда на проводах ответвления – bо = 0,5 bэ;

      2) направление ветра вдоль ВЛ (угол 00), толщина стенки гололеда на проводах ответвления – bо = bэ.

      При этом, в обоих случаях учитывается редукцию тяжения проводов ответвления при отклонении верха опоры.

      514. Механический расчет проводов на прочность должен производиться по методу допускаемых напряжений. При этом, напряжение в проводах не должно превышать допустимых величин, приведенных в таблице 126 приложения к настоящим Правилам, а расстояния от проводов до поверхности земли пересекаемых сооружений и заземленных элементов опор должны отвечать требованиям настоящей главы. При расчете используются физико-механические параметры проводов и в заводских каталогах.

      515. Значения максимальных напряжений в проводах должны соответствовать прочности опор ВЛ анкерного типа и заделки их в грунте.

      516. Расчетные усилия в поддерживающих и натяжных анкерных зажимах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не должны превышать 40 % от их механической разрушающей нагрузки.

      517. Крюки и штыри должны рассчитываться по методу разрушающих нагрузок с коэффициентом надежности 1,1.

      518. Крепление неизолированных проводов к изоляторам и изолирующим траверсам на опорах ВЛ, за исключением опор для пересечений, должно быть одинарным. Крепление проводов к штыревым изоляторам на промежуточных опорах выполняется на шейке изолятора, с внутренней его стороны по отношению к стойке опоры, при помощи проволочной вязки или зажимов. Провода ответвлений от ВЛ к вводам должны иметь глухое крепление.

      519. Соединение проводов в пролетах ВЛ производится при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механическую прочность не менее 90 % от разрывного усилия провода.

      Соединения проводов из разных металлов или разных сечений должны выполняться только в петлях анкерных опор при помощи переходных зажимов или сваркой. Переходные зажимы и участки проводов, на которых установлены такие зажимы, не должны испытывать механических усилий от тяжения проводов.

      В одном пролете допускается не более одного соединения на каждый провод.

      В пролетах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями соединение проводов ВЛ не допускается.

Параграф 4. Расположение проводов на опорах

      520 На опорах допускается любое расположение фазных проводов независимо от района климатических условий. Нулевой провод, располагается ниже фазных проводов. Провода наружного освещения, прокладываемые на опорах совместно с проводами ВЛ, располагаются, над нулевым проводом.

      На двухцепных ВЛ в сетях с заземленной нейтралью каждая цепь должна иметь свой нулевой провод.

      521. Устанавливаемые на опорах аппараты для подключения электроприемников должны размещаться на высоте 1,6–1,8 м от поверхности земли.

      Устанавливаемые на опорах плавкие предохранители, а также защитные, секционирующие и другие устройства должны размещаться ниже проводов ВЛ.

      522. Расстояния между проводами на опоре и в пролете по условиям их сближения в пролете при наибольшей стреле провеса 1,2 м должны быть не менее:

      1) при вертикальном расположении проводов и расположении проводов с горизонтальным смещением не более 20 см – 60 см в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 15 мм и 90 см – в районах с нормативной толщиной стенки гололеда 20 мм и более;

      2) при другом расположении проводов во всех районах по гололеду при скорости ветра при гололеде до 18 м/с – 40 см, при скорости более 18 м/с – 60 см.

      523. Расстояние по вертикали между проводами разных фаз на опоре при ответвлении от ВЛ и при пересечениях разных ВЛ на общей опоре должно быть не менее 10 см. Расстояние между изоляторами ввода по их осям должно быть не менее 40 см.

      524. Расстояние по горизонтали между проводами при спусках на опоре должно составлять не менее 15 см. Расстояние от проводов до стойки, траверсы или других элементов опоры должно быть не менее 5 см.

      525. Совместная подвеска проводов ВЛ до 1 кВ и неизолированных проводов ВЛ до 10 кВ на общих опорах допускается при соблюдении следующих условий:

      1) ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 10 кВ;

      2) провода ВЛ до 10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ;

      3) провода ВЛ до 10 кВ, закрепляемые на штыревых изоляторах, должны иметь двойное крепление;

      4) расстояние по вертикали между ближайшими проводами разных напряжений, расположенными на общей опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха плюс 150 С без ветра, должно быть не менее 2 м.

      526. При совместной подвеске на общих опорах СИП и неизолированных проводов ВЛ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха плюс 15 0 С без ветра должно быть не менее 0,4 м.

      527. На ВЛ, по которым осуществляется питание отдельных потребителей с сосредоточенной нагрузкой, предусматривается подвеска семи проводов с расщеплением одной фазы на два провода, с общим нулевым проводом.

Параграф 5. Изоляция

      528. Коэффициент надежности штыревых изоляторов должен быть не менее 2,5.

      529. На ВЛ, независимо от материала опор, степени загрязнения атмосферы и интенсивности грозовой деятельности, применяются изоляторы либо траверсы из изоляционных материалов.

      530. В местах ответвлений от ВЛ применяются многошейковые или дополнительные изоляторы.

      Нулевые провода должны быть закреплены на изоляторах или изолирующих траверсах.

Параграф 6. Заземление, защита от перенапряжений

      531. На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления нулевого провода, защиты от атмосферных перенапряжений, заземления электрооборудования, установленного на опорах ВЛ, заземления защитных аппаратов.

      Заземляющие устройства защиты от грозовых перенапряжений совмещается с повторным заземлением нулевого провода.

      532. Металлические опоры, металлические конструкции и арматура железобетонных опор должны быть присоединены защитным проводником к нулевому проводу.

      533. На железобетонных опорах нулевой провод присоединяется к заземляющему выпуску арматуры железобетонных стоек и подкосов опор.

      534. На деревянных опорах ВЛ крюки и штыри не подлежат заземлению, за исключением опор, на которых выполнены повторные заземления нулевого провода и заземления для защиты от атмосферных перенапряжений.

      535. Оттяжки опор ВЛ должны быть присоединены к заземляющему проводнику.

      536. Крюки, штыри и арматура опор ВЛ напряжением до 1 кВ, ограничивающих пролет пересечения, а также опор, на которых производится совместная подвеска, должны быть заземлены. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.

      537. Защитные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ для защиты от грозовых перенапряжений, должны быть присоединены к заземлителю отдельным спуском.

      538. В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ, не экранированные промышленными дымовыми и другими трубами, высокими деревьями, зданиями, должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от атмосферных перенапряжений. Сопротивление этих заземляющих устройств должно быть не более 30 Ом, а расстояние между ними – не более 200 м для районов с числом грозовых часов в году до 40 и 100 м для районов с числом грозовых часов в году более 40.

      Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены:

      1) на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы) или которые представляют большую хозяйственную ценность (животноводческие помещения, склады, мастерские);

      2) на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам, при этом, наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления этих же линий должно быть не более 100 м – для районов с числом грозовых часов в году до 40 и 50 м – для районов с числом грозовых часов в году более 40.

      539. Требования к заземляющим устройствам повторного заземления нулевого провода, а также выбор нулевых защитных и заземляющих проводников приведены в главе 7 настоящих Правил.

      540. В качестве заземляющих проводников на опорах ВЛ, применяется круглая сталь диаметром не менее 6 мм, имеющую антикоррозийное покрытие.

      541. Соединение заземляющих проводников между собой, присоединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетонных опор, крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлоконструкциям и заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должно выполняться сваркой или с помощью болтовых соединений.

      Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлителю в земле должно выполняться сваркой или с помощью болтовых соединений.

Параграф 7. Опоры

      542. Опоры выполняются из различного конструкционного материала. Предпочтение отдавается железобетону.

      543. На ВЛ применяются следующие типы опор:

      1) промежуточные опоры, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны воспринимать усилий, направленных вдоль ВЛ;

      2) анкерные опоры, устанавливаемые для ограничения анкерного пролета, а также в местах изменения количества, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры должны воспринимать в нормальных режимах работы усилия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ;

      3) угловые опоры, устанавливаемые в местах изменения трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы должны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов. Угловые опоры выполняются промежуточными и анкерного типа;

      4) концевые опоры, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в местах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами анкерного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов;

      5) ответвительные опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ;

      6) перекрестные опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ двух направлений.

      Ответвительные и перекрестные опоры могут быть всех указанных выше типов.

      Для пересечения ВЛ с инженерными сооружениями применяются повышенные опоры всех типов.

      544. Конструкции опор должны обеспечивать возможность установки:

      1) светильников уличного освещения всех типов;

      2) концевых кабельных муфт;

      3) защитных аппаратов;

      4) секционирующих и коммутационных аппаратов;

      5) шкафов и щитков для подключения электроприемников.

      Все типы опор должны предусматривать возможность установки светильников как выше, так и ниже подвешиваемых на опоре проводов.

      545. Опоры независимо от их типа могут быть свободностоящими, с подкосами или оттяжками.

      Оттяжки опор прикрепляются к анкерам, цилиндрическим, установленным в земле, или к каменным, кирпичным, железобетонным и металлическим элементам зданий и сооружений. Они могут быть многопроволочными или из круглой стали. Сечение оттяжек определяется расчетом.

      Сечение однопроволочных стальных оттяжек должно быть не менее 25 мм2.

      546. Опоры должны рассчитываться по первому и второму предельному состоянию для нормального режима работы ВЛ на климатические нагрузки и их сочетания по пунктам 506 и 507 настоящих Правил.

      Промежуточные опоры должны быть рассчитаны на следующие сочетания нагрузок:

      1) на одновременное воздействие поперечной ветровой нагрузки на провода, свободные или покрытые гололедом, и на конструкцию опоры, а также нагрузки от тяжения проводов ответвлений к вводам, свободных или частично покрытых гололедом по пункту 513 настоящих Правил;

      2) на нагрузку от тяжения проводов ответвлений к вводам, покрытых гололедом, при этом, допускается учет отклонения опоры под действием нагрузки;

      3) на условную расчетную нагрузку, равную 1,5 кН, приложенную к вершине опоры и направленную вдоль оси ВЛ.

      Угловые опоры (промежуточные и анкерные) должны быть рассчитаны на результирующую нагрузку на провода и конструкцию опоры от тяжения проводов и давления ветра при гололеде и без гололеда, направленную по биссектрисе внутреннего угла поворота трассы ВЛ.

      Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжения проводов смежных пролетов и поперечную нагрузку от давления ветра при гололеде и без гололеда на провода и конструкцию опоры. За наименьшее значение разности тяжения принимается 50 % наибольшего значения одностороннего тяжения всех проводов.

      Концевые опоры должны быть рассчитаны на одностороннее тяжение всех проводов.

      Ответвительные опоры рассчитываются на результирующую нагрузку от тяжения всех проводов.

      547. Отклонение вершины анкерной опоры с учетом поворота в грунте должно быть не более 1/30Н, где Н – высота опоры ВЛ.

      Угол поворота одностоечных опор в грунте должен быть не более 0,02 рад.

      Проверка отклонения вершины опоры, углов поворота опор в грунте, раскрытия и образования трещин на железобетонных стойках опор ВЛ производится на нормативные нагрузки.

      548. Для изготовления деталей деревянных опор ВЛ применяются лесоматериалы хвойных пород (ель, сосна, пихта, лиственница) не ниже третьего сорта, пропитанные антисептиками заводским способом.

      Качество пропитки деревянных деталей опор должно соответствовать требованиям действующих стандартов. Допускается применение непропитанной лиственницы. Конусность бревна от комля к верхнему отрубу (сбег бревна) при расчетах принимаются равной 8 мм на 1 м длины.

      549. Для основных рассчитываемых элементов опор (стойки, приставки, траверсы, подкосы) диаметр бревна в верхнем отрубе должен быть не менее 16 см. Для остальных элементов опор, а также для опор, устанавливаемых у зданий на ответвлениях к вводам, диаметр бревна в верхнем отрубе должен быть не менее 12 см.

      550. Приставки к деревянным опорам, должны быть изготовлены из предварительно напряженного железобетона. Сочленение приставки с опорой должно осуществляться с помощью хомута.

      551. Размеры заглубления и способы закрепления опор должны определяться в зависимости от их высоты, количества и сечения укрепляемых на опоре проводов, грунтовых условий, а также от метода производства земляных работ.

      552. При установке опор на затапливаемых участках трассы, где возможны размывы грунта или воздействие ледохода, опоры должны быть укреплены (замощение, устройство банкеток, установка ледорезов).

Параграф 8. Габариты, пересечения и сближения

      553. Наименьшие расстояния (габариты) от проводов ВЛ до поверхности земли или воды, а также до различных сооружений при прохождении ВЛ над ними определяются:

      1) при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током и отсутствии ветра;

      2) при расчетной толщине стенки гололеда bэ, температуре минус 5 0 С и отсутствии ветра.

      554. Расстояние от проводов ВЛ в населенной и ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса проводов до поверхности земли и проезжей части улиц должно быть не менее 6 м.

      Расстояние от проводов ВЛ до земли при наибольшей стреле провеса может быть уменьшено в труднодоступной местности до 3,5 м и в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы) до 1 м.

      При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛ к вводам расстояние от проводов до земли, тротуаров и пешеходных дорожек при наибольшей стреле провеса допускается уменьшить до 3,5 м. Расстояние до земли от проводов на изоляторах ввода в здание допускается не менее 2,75 м.

      При невозможности соблюдения указанного расстояния должна быть установлена дополнительная опора или конструкция на здании.

      555. Расстояние по горизонтали от проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до зданий, строений и сооружений должно быть не менее:

      1) 1,5 м – до балконов, террас и окон;

      2) 1 м – до глухих стен.

      Прохождение ВЛ с неизолированными проводами над зданиями, строениями и сооружениями не допускается, за исключением ответвлений от ВЛ к вводам в здания.

      556. Расстояния по горизонтали от подземных частей опор или заземляющих устройств ВЛ до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок различного назначения должны быть не менее приведенных в таблице 127 приложения к настоящим Правилам.

      557. Пересечение ВЛ с судоходными реками не допускается. При пересечении несудоходных и замерзающих небольших рек, каналов расстояние от проводов ВЛ до наивысшего уровня воды должно быть не менее 2 м, а до льда – не менее 6 м.

      558. При пересечении ВЛ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями городов, поселков и других населенных пунктов угол пересечения не нормируется.

      559. Пересечения ВЛ напряжением до 1 кВ с ВЛ выше 1 кВ, сближения их при параллельном следовании, а также совместная подвеска их проводов на общих опорах ВЛ должны выполняться с соблюдением требований, приведенных в главе 11 настоящих Правил.

      560. Пересечение ВЛ до 1 кВ между собой выполняется на перекрестных опорах. В местах пересечения ВЛ применяются анкерные и промежуточные опоры.

      При пересечении ВЛ в пролете место пересечения выбирается ближе к опоре верхней пересекающей ВЛ. В этом случае расстояние по горизонтали между опорами пересекающей и проводами пересекаемой ВЛ должно быть не менее 2 м, а расстояние по вертикали между ближайшими проводами пересекающихся ВЛ при температуре окружающего воздуха плюс 10 С без ветра должно быть не менее 1 м.

      561. При параллельном прохождении и сближении ВЛ до 1 кВ и ВЛ выше 1 кВ расстояния между ними по горизонтали должны быть не менее указанных в главе 11 настоящих Правил.

      562. Пересечение ВЛ с линиями связи и сигнализации (ЛС) и линиями проводного вещания (П3) может быть выполнено по одному из следующих вариантов:

      1) неизолированными проводами ВЛ и изолированными проводами ЛС (П3);

      2) неизолированными проводами ВЛ и подземным или подвесным кабелем ЛС (П3);

      3) неизолированными проводами ВЛ с повышенной механической прочностью и неизолированными проводами ЛС (П3);

      4) изолированными проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС (П3);

      5) подземной кабельной вставкой в ВЛ и неизолированными проводами ЛС (П3).

      563. Угол пересечения ВЛ с ЛС (П3) должен быть по возможности близок к 900. Для стесненных условий угол пересечения не нормируется.

      564. Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС (П3) в пролетах пересечения при наибольшей стреле провеса должен быть не менее:

      1) при высшей температуре воздуха без учета нагревания проводов ВЛ электрическим током – 1,25 м;

      2) при расчетной толщине стенки гололеда bэ и температуре воздуха минус 50 С – 1 м.

      При пересечении проводов ВЛ с проводами или подвесным кабелем ПВ на общей опоре расстояние между ними по вертикали должно быть не менее 1,5 м. При расположении проводов или подвесных кабелей ПВ на кронштейнах это расстояние принимается от провода ВЛ, расположенного на той же стороне опоры ВЛ, на которой находятся провода или подвесные кабели ПВ.

      Место пересечения проводов ВЛ с проводами или подвесными кабелями ЛС (П3) в пролете должно находиться по возможности ближе к опоре ВЛ, но не менее 2 м от нее.

      565. При пересечении неизолированных проводов ВЛ с изолированными проводами ЛС (П3) должны соблюдаться следующие требования:

      1) пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС, а также проводами ПВ напряжением выше 360 В, должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с проводами ПВ напряжением до 360 В может выполняться как в пролете, так и на общей опоре;

      2) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линиями сельской телефонной связи (СТС), а также ПВ напряжением выше 360 В, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС и ПВ допускаются опоры ВЛ промежуточного типа, усиленные дополнительной приставкой или подкосом;

      3) провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС (П3). На опорах, ограничивающих пролет пересечения, провода ВЛ должны иметь двойное крепление. В исключительных случаях провода ВЛ 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами ЛС (П3). При этом, провода ЛС (П3) на стойках, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление;

      4) соединение проводов ВЛ, а также проводов ЛС (П3) в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее: 35 мм2 для алюминиевых проводов и 25 мм2 для проводов из алюминиевых сплавов и сталеалюминевых проводов;

      5) на опорах ЛС (П3), ограничивающих пролет пересечения с ВЛ напряжением до 1 кВ, должны устанавливаться молниеотводы с разрывом 50 мм в спуске. На опорах с железобетонными приставками разрыв в спуске выполняется на деревянной части опоры и располагать на 10–15 см выше приставки. Закрывать спуск деревянной рейкой не требуется.

      566. При пересечении неизолированных проводов ВЛ с подземным или подвесным кабелем ЛС (П3) должны выполняться следующие требования:

      1) при выборе трасс кабелей ЛС и ПВ расстояние от них до ближайшей опоры должно по возможности приниматься большим.

      Расстояние от подземных кабелей ЛС (П3) до заземлителя или подземной части железобетонной или металлической опоры ВЛ в населенной местности должно быть не менее 3 м.

      Расстояние от подземных кабелей ЛС (П3) до подземной части деревянной опоры ВЛ, не имеющей заземляющего устройства, в населенной местности должно быть не менее 2 м. В стесненных условиях это расстояние может быть менее 2 м, но не менее 1 м; при этом, кабель должен быть проложен в стальной трубе либо покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры на расстояние не менее 3 м. В ненаселенной местности расстояние от подземного кабеля ЛС (П3) до подземной части или заземлителя опоры ВЛ должно быть не менее значений, приведенных в таблице 128 приложения к настоящим Правилам;

      2) провода ВЛ должны располагаться над подвесным кабелем ЛС (П3);

      3) соединение проводов ВЛ в пролете пересечения с подвесным кабелем ЛС (П3) не допускается. Провода ВЛ в пролете пересечения с подвесным кабелем ЛС (П3) должны быть многопроволочными сечением не менее 35 мм2 для алюминиевых и 25 мм2 – для сталеалюминиевых проводов;

      4) металлическая оболочка подвесного кабеля и трос, на котором подвешен кабель, должны быть заземлены на опорах, ограничивающих пролет пересечения, при этом, сопротивление заземления не должно превышать 10 Ом;

      5) расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС (П3) до проекции ближайшего провода ВЛ на горизонтальную плоскость должно быть не менее высоты опоры ВЛ.

      567. Вариант пересечения ВЛ с ЛС (П3), оговоренный в настоящем параграфе, применяется, если:

      1) применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходимости установки дополнительного и переноса ранее установленного усилительного пункта ЛС;

      2) при применении кабельной вставки в ПВ суммарная длина кабельных вставок в ПВ превышает допустимые значения.

      568. При пересечении неизолированных проводов ВЛ с неизолированными проводами ЛС (П3) должны соблюдаться следующие требования:

      1) пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС, а также проводами ПВ должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с абонентскими и фидерными линиями ПВ напряжением между проводами до 360 В допускается выполнять на опорах ВЛ;

      2) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа;

      3) провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС (П3). На опорах, ограничивающих пролет пересечения, провода ВЛ должны иметь двойное крепление. Провода ВЛ напряжением 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами стоечных линий ПВ и ГТС. При этом, провода линий ПВ и ГТС, ограничивающих пролет пересечения, на стойках должны иметь двойное крепление;

      4) соединение проводов ВЛ, а также проводов ЛС (П3) в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ должны быть многопроволочными сечением не менее 35 мм2 для алюминиевых и 25 мм2 для сталеалюминиевых проводов;

      5) на опорах ЛС (П3), ограничивающих пролет пересечения, устанавливаются молниеотводы.

      569. При пересечении изолированных проводов ВЛ с неизолированными проводами ЛС (П3) должны соблюдаться следующие требования:

      1) пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с проводами ПВ может выполняться как в пролете, так и на общей опоре;

      2) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС магистральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линиями СТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС (П3) на ВЛ допускается применение промежуточных опор, усиленных дополнительной приставкой или подкосом;

      3) провода ВЛ на участке пересечения должны иметь атмосферостойкую изоляцию с испытательным напряжением не менее 2 кВ и коэффициент запаса прочности на растяжение при наихудших метеорологических условиях данной местности не менее 2,5;

      4) провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС (П3). На опорах, ограничивающих пролет пересечения, провода или несущие их тросы ВЛ должны иметь двойное крепление или глухую вязку. Провода ВЛ напряжением 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами стоечных ПВ. При этом, провода ПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление;

      5) соединение проводов ВЛ, а также проводов ЛС (П3) в пролетах пересечения не допускается;

      6) на опорах ЛС и ПВ, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться молниеотводы.

      570. При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ с неизолированными проводами ЛС (П3) должны соблюдаться следующие требования:

      1) расстояние от подземной кабельной вставки ВЛ до опоры ЛС (П3) и ее заземлителя должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля в изолирующей трубе – не менее 0,5 м;

      2) расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ до проекции ближайшего провода ЛС (П3) на горизонтальную плоскость должно быть не менее высоты опоры ЛС (П3).

      571. При сближении ВЛ с воздушными ЛС (П3) расстояние по горизонтали между крайними проводами этих линий должно быть не менее 2 м, а в стесненных условиях – не менее 1,5 м. Во всех остальных случаях расстояние между линиями должно быть не менее высоты самой высокой опоры ВЛ, ЛС и ПВ.

      При сближении ВЛ с подземными или подвесными кабелями ЛС (П3) расстояние между ними должно быть не менее указанных в подпунктах 1) и 4) пункта 567 настоящих Правил.

      572. Сближение ВЛ с антенными сооружениями передающих радиоцентров, приемными радиоцентрами, выделенными приемными пунктами радиофикации и местных радиоузлов не нормируется.

      573. Расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и проводами ЛС (П3), телевизионными кабелями и спусками от радиоантенн на вводах должно быть не менее 1,5 м. При этом, провода от опоры ВЛ до ввода и провода ввода ВЛ в здание не должны пересекаться с проводами ответвлений от ЛС (П3) к вводам и должны располагаться не ниже проводов ЛС (П3).

      574. Совместная подвеска на общих опорах вновь сооружаемых ВЛ неизолированных проводов ВЛ и ЛС, ВЛ и ПВ не допускается.

      На реконструируемых и сооружаемых взамен пришедших в негодность ВЛ с ранее подвешенными на общих опорах неизолированными проводами ПВ допускается совместная подвеска проводов ВЛ и изолированных проводов ПВ.

      При этом, должны соблюдаться следующие условия:

      1) номинальное напряжение ВЛ должно быть не более 380/220 В;

      2) номинальное напряжение между проводами ПВ должно быть не более 360 В;

      3) расстояние от нижних проводов ПВ до земли, между цепями ПВ и их проводами;

      4) провода ВЛ должны располагаться над проводами ПВ при этом, расстояние на опоре по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода ПВ, независимо от их взаимного расположения, должно быть не менее 1,5 м, а в пролете – не менее 1,25 м при расположении проводов ПВ на кронштейнах это расстояние принимается от нижнего провода ВЛ, расположенного на той же стороне, что и провода ПВ.

      575. Допускается совместная подвеска на общих опорах изолированных проводов ВЛ (СИП) напряжением не более 380/220 В с неизолированными или изолированными проводами или кабелями ЛС и неметаллическими самонесущими волоконно-оптическими кабелями связи (ОКСН) при соблюдении специально оговоренных и согласованных условий, а также требований 679 для изолированных проводов ПВ.

      576. При пересечении и параллельном следовании ВЛ с железными дорогами, а также автомобильными дорогами категорий I и II должны выполняться требования, изложенные в главе 11 настоящих Правил.

      Пересечения выполняются также при помощи кабельной вставки в ВЛ.

      Выбор варианта пересечения должен производиться на основании технико-экономических расчетов.

      При пересечении ВЛ с автомобильными дорогами категорий III–V расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проезжей части дорог при наибольшей стреле провеса должно быть не менее 6 м. Требования, предъявляемые в этих условиях к воздушным сетям наружного освещения населенных пунктов и территорий промышленных предприятий, приведены в главе 27 настоящих Правил.

      577. При пересечении и сближении ВЛ с автомобильными дорогами расстояние от проводов ВЛ до дорожных знаков и их несущих тросов должно быть не менее 1 м. Несущие тросы в местах пересечения с ВЛ должны быть заземлены с сопротивлением заземляющего устройства не более 10 Ом.

      578. При пересечении и сближении ВЛ с контактными проводами и несущими тросами трамвайных и троллейбусных линий должны быть выполнены следующие требования:

      1) ВЛ располагаются вне зоны, занятой сооружениями контактных сетей, включая опоры. В этой зоне опоры ВЛ должны быть анкерного типа, а неизолированные провода должны иметь двойное крепление;

      2) провода ВЛ должны быть расположены над несущими тросами контактных проводов. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее алюминиевые – 35 мм2, сталеалюминиевые – 25 мм2. Соединение проводов ВЛ в пролетах пересечений не допускается;

      3) расстояние от проводов ВЛ при наибольшей стреле провеса должно быть не менее 8 м до головки рельса трамвайной линии и 10,5 м до проезжей части улицы в зоне прохождения троллейбусной линии. При этом, во всех случаях расстояние от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода должно быть не менее 1,5 м. В зоне расположения контактных сетей опоры ВЛ должны быть анкерного типа, а крепление проводов – двойное;

      4) пересечение ВЛ с контактными проводами в местах расположения поперечин не допускается;

      5) совместная подвеска на опорах троллейбусных линий контактных проводов и проводов ВЛ напряжением не более 380 В допускается при соблюдении следующих условий, опоры троллейбусных линий должны иметь механическую прочность, достаточную для подвески проводов ВЛ, расстояние между проводами ВЛ и кронштейном или устройством крепления несущего троса контактных проводов должно быть не менее 1,5 м.

      Требования настоящего параграфа не распространяются на линии уличного освещения.

      579. При пересечении и сближении ВЛ с канатными дорогами и надземными металлическими трубопроводами должны быть выполнены следующие требования:

      1) ВЛ должна проходить под канатной дорогой; прохождение ВЛ над канатной дорогой не допускается;

      2) канатные дороги должны иметь снизу мостки или сетки для ограждения проводов ВЛ;

      3) при прохождении ВЛ под канатной дорогой или под трубопроводом провода ВЛ при наименьшей стреле провеса должны находиться от них на расстоянии: до мостков или ограждающих сеток канатной дороги или до трубопровода – не менее 1 м при наибольшей стреле провеса и наибольшем отклонении проводов до элементов канатной дороги или до трубопровода – не менее 1 м;

      4) при пересечении ВЛ с трубопроводом, расположенным под ВЛ, расстояние от проводов ВЛ до элементов трубопроводов при наибольшей стреле провеса должно быть не менее 1 м.

РАЗДЕЛ 2. Защита и автоматика
12. Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ
Параграф 1. Выбор и требования к аппаратам защиты

      580. В качестве аппаратов защиты должны применяться автоматические выключатели или предохранители. Применяются автоматические выключатели с комбинированным расцепителем.

      Для обеспечения требований быстродействия, чувствительности, селективности при необходимости применяются устройства защиты с использованием выносных реле (реле косвенного действия). При этом, коэффициент чувствительности этих защит в конце защищаемой зоны должен быть не менее 1,5.

      581. Аппараты защиты по своей отключающей способности должны соответствовать максимальному значению тока K3 в начале защищаемого участка электрической сети, то есть они должны быть стойкими при этом, токе в соответствии с определением главы 4 настоящих Правил.

      Допускается установка аппаратов защиты, не стойких при максимальных значениях токов K3, если защищающий их групповой автоматический выключатель или ближайший автоматический выключатель, расположенный по направлению к источнику питания, обеспечивает мгновенное отключение тока K3. Для этого необходимо, чтобы ток уставки мгновенно действующего расцепителя (отсечки без выдержки времени) указанных выключателей был меньше тока одноразовой предельной коммутационной способности каждого из группы защищаемых аппаратов и, если такое неселективное отключение всей группы аппаратов не грозит аварией, порчей дорогостоящего оборудования и материалов или расстройством сложного технологического процесса.

      582. Номинальные токи плавких вставок предохранителей и номинальные токи или уставки расцепителей автоматических выключателей, служащих для защиты отдельных участков сети, во всех случаях выбираются наименьшими по расчетным токам этих участков или по номинальным токам электроприемников, но таким образом, чтобы аппараты защиты не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках (пусковые токи, пики технологических нагрузок, токи при самозапуске).

      583. Автоматические выключатели и предохранители пробочного типа должны присоединяться к сети, таким образом, чтобы при вывинченной пробке предохранителя (автоматического выключателя) винтовая гильза оставалась без напряжения. При одностороннем питании присоединение питающего проводника (кабеля или провода) к аппарату защиты должно выполняться, к неподвижным контактам коммутационного аппарата.

      При необходимости присоединения питающего проводника к подвижным контактам автоматического выключателя следует иметь в виду, что в этом случае предельная коммутационная способность некоторых типов автоматических выключателей уменьшается.

      584. Каждый аппарат защиты должен иметь надпись, указывающую значения номинального тока аппарата, уставки расцепителя и номинального тока плавкой вставки, требующиеся для защищаемой им сети.

      На дверцах шкафов или щитков, в которых устанавливаются аппараты защиты, размещаются схемы с указанием необходимых для защиты сети уставок расцепителей автоматических выключателей и номинальных токов плавких вставок предохранителей.

Параграф 2. Выбор защиты

      585. Электрические сети должны иметь защиту от токов K3, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности.

      Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при наименьшем значении токов K3 в конце защищаемой линии одно-, двух- и трехфазных – в сетях с глухозаземленной нейтралью двух- и трехфазных – в сетях с изолированной нейтралью.

      При определении наименьшего значения тока K3 должны учитываться активные и индуктивные сопротивления цепи короткого замыкания, включая активное сопротивление электрической дуги, а также увеличение активного сопротивления проводника в результате нагрева.

      586. Для надежного отключения поврежденного участка сети необходимо, чтобы кратность величины наименьшего расчетного тока K3 в конце защищаемой линии была по отношению:

      1) к номинальному току плавкой вставки предохранителя – не менее 3;

      2) к номинальному току нерегулируемого расцепителя автоматического выключателя с обратно зависимой от тока характеристикой – не менее 3;

      3) к уставке по току срабатывания регулируемого расцепителя автоматического выключателя с обратно зависимой от тока характеристикой – не менее 3;

      4) к верхнему значению тока срабатывания автоматического выключателя, имеющего только мгновенно действующий или селективный максимальный расцепитель тока (отсечку) – не менее 1,1.

      Для пожароопасных зон кратности тока K3 устанавливаются в главе 25 настоящих Правил.

      587. Защиту от перегрузки должны иметь электрические сети, выполненные с использованием СИП, а также следующие сети внутри помещений:

      1) электрические сети, выполненные открыто проложенными проводниками с горючей наружной оболочкой или горючей наружной изоляцией;

      2) групповые осветительные сети в жилых и общественных зданиях и сооружениях, в торговых помещениях, служебно-бытовых помещениях промышленных предприятий, включая сети для бытовых и переносных электроприемников (утюгов, чайников, плиток, комнатных холодильников, пылесосов, стиральных и швейных машин), а также в пожароопасных зонах;

      3) силовые сети в жилых и общественных зданиях и сооружениях, торговых помещениях, на промышленных предприятиях, – только в случае, когда по условиям технологического процесса или по режиму работы сети может возникать длительная перегрузка проводников;

      4) сети специальных установок.

      588. В сетях, защищаемых от перегрузки, кратность токов аппаратов защиты по отношению к длительно допустимым токовым нагрузкам защищаемых проводников должна быть не более:

      1) 0,8 – для номинального тока плавкой вставки или тока уставки автоматического выключателя, имеющего только максимальный мгновеннодействующий расцепитель (отсечку);

      2) 1,0 – для номинального тока автоматического выключателя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой (независимо от наличия отсечки);

      3) 1,25 – для тока срабатывания автоматического выключателя с регулируемой обратно зависящей от тока характеристикой (независимо от наличия отсечки).

      589. Для кабельных сетей собственных нужд электростанций токовая отсечка должна обеспечивать коэффициент чувствительности не менее 1,3 при междуфазных и однофазных K3 в конце защищаемого кабеля. При этом, в случае необходимости для защиты от однофазных K3 в конце кабеля должна выполняться отдельная защита, не требующая отстройки от пусковых токов присоединения, с коэффициентом чувствительности не менее 1,5. Допускается не охватывать отсечкой всю длину защищаемой кабельной линии, если при работе расцепителя с обратнозависимой от тока характеристикой обеспечиваются термическая стойкость кабеля и селективность защиты.

      Для кабельных сетей собственных нужд электростанций обеспечивается резервирование защит смежных участков.

      590. Для защиты электроустановок постоянного тока применяются автоматические выключатели с комбинированным расцепителем или специальную выносную релейную защиту. Допускается применение предохранителей. Для обеспечения селективности отключения поврежденного участка должны быть выполнены следующие условия:

      1) при применении автоматических выключателей все K3 в основной зоне защиты должны отключаться токовой отсечкой с коэффициентом чувствительности не менее 1,5 K3 в зоне резервирования должны отключаться с коэффициентом чувствительности не менее 1,3. Допускается резервирование осуществлять с использованием расцепителя с обратнозависимой от тока характеристикой при условии обеспечения термической стойкости кабеля;

      2) при применении выносной релейной защиты коэффициенты чувствительности должны быть не менее: для основной зоны – 1,5 для зоны резервирования – 1,2;

      3) при применении предохранителей коэффициенты чувствительности должны быть не менее: для основной зоны – 5 для зоны резервирования – 3.

      591. На воздушных двухцепных линиях расцепитель автоматического выключателя или выносную токовую защиту в нулевом проводе не устанавливаются, если эти линии имеют общий нулевой провод.

Параграф 3. Места установки аппаратов защиты

      592. Аппараты защиты располагаются в удобных для обслуживания местах таким образом, чтобы была исключена возможность их случайных механических повреждений. Установка их должна быть выполнена так, чтобы при оперировании с ними или при их действии были исключены опасность для обслуживающего персонала и возможность повреждения окружающих предметов.

      Аппараты защиты с открытыми токоведущими частями должны быть доступны для обслуживания только квалифицированному персоналу.

      593. Аппараты защиты, устанавливаются в местах сети, где сечение проводника уменьшается (по направлению к месту потребления электроэнергии) и где это необходимо для обеспечения чувствительности и селективности защиты.

      594. Аппараты защиты должны устанавливаться непосредственно в местах присоединения защищаемых проводников к питающей линии.

      Допускается установка аппаратов защиты ответвления на некотором расстоянии от места присоединения ответвления к питающей линии при выполнении следующих условий:

      1) длина участка от места присоединения к питающей линии до аппарата не превышает 3 м;

      2) ответвление на этом участке выполняется кабелем в оболочке, не распространяющей горение, или проложенным в несгораемых трубах, металлорукавах, коробах;

      3) вблизи этого участка не располагаются горючие вещества.

      595. При защите сетей предохранителями последние должны устанавливаться на всех нормально незаземленных полюсах или фазах. Установка предохранителей в нулевых проводниках не допускается.

      596. При защите сетей автоматическими выключателями расцепители их должны устанавливаться во всех нормально незаземленных проводниках.

      Расцепители в нулевых проводниках допускается устанавливать лишь при условии, когда при их срабатывании отключаются от сети одновременно все проводники данного присоединения.

      597. Аппараты защиты допускается не устанавливать, если это целесообразно по условиям эксплуатации, в местах:

      1) ответвления проводников от шин щита к аппаратам, установленным на том же щите; при этом, проводники должны выбираться по расчетному току ответвления;

      2) снижения сечения питающей линии по ее длине и на ответвлениях от нее, если защита предыдущего участка линии защищает участок со сниженным сечением;

      3) ответвления от питающей линии проводников цепей измерений, управления и сигнализации, если эти проводники не выходят за пределы соответствующих машин или щита, либо если эти проводники выходят за их пределы, но проложены в несгораемых трубах или имеют негорючую оболочку.

      Не допускается устанавливать аппараты защиты в местах присоединения к питающей линии таких цепей управления, сигнализации и измерения, отключение которых может повлечь за собой опасные последствия (отключение пожарных насосов, вентиляторов, предотвращающих образование взрывоопасных смесей, некоторых механизмов собственных нужд электростанций). Во всех случаях такие цепи должны выполняться проводниками в трубах или иметь негорючую оболочку. Сечение этих цепей должно быть не менее приведенных в пункте 838 настоящих Правил.

13. Релейная защита
Параграф 1. Область применения

      598. Настоящая глава Правил распространяется на устройства релейной защиты элементов электрической части энергосистем, промышленных и других электроустановок выше 1 кВ; генераторов, трансформаторов (автотрансформаторов), блоков генератор – трансформатор, линий электропередачи, шин и синхронных компенсаторов.

      Защита всех электроустановок выше 500 кВ, кабельных линий выше 35 кВ, а также электроустановок атомных электростанций и передач постоянного тока в настоящей главе Правил не рассматривается.

      Устройства релейной защиты элементов электроустановок, не рассмотренные в этой и других главах, должны выполняться в соответствии с общими требованиями настоящей главы.

Параграф 2. Общие положения

      599. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

      1) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал;

      2) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора) в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

      600. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты применяются предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

      1) выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения);

      2) обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;

      3) не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение – АПВ, автоматическое включение резерва – АВР), необходимой по условиям работы электроустановки.

      При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки рассматривается необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

      601. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм) и ограничения области и степени повреждения элемента.

      602 Релейная защита, действующая на отключение, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

      Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

      1) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ;

      2) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

      603. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если:

      1) при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований пункта 600 настоящих Правил;

      2) защита действует в качестве резервной.

      Для ступенчатых защит (дистанционных, токовых от многофазных КЗ и КЗ на землю) первые ступени охватывают часть линии, и повреждения на этом участке защита будет отключать без выдержки времени (т.е. Т1 = 0,00 сек). Для последующих ступеней выдержка времени выбирается по ступенчатому принципу. При выборе выдержки времени должно учитываться время отключения силового выключателя, включая разброс, время возврата устройств защиты. В случае применения элегазовых выключателей и с учетом собственного времени работы микропроцессорных устройств защиты ступень селективности с запасом может быть принята 0,2–0,4 сек (а не 0,5 сек – как для масляных и воздушных выключателей и схем с электромеханическими реле защит).

      604. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

      При необходимости используются специальные меры повышения надежности функционирования, в частности, схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

      605. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, предусматриваются устройства:

      1) автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;

      2) сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях.

      606. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего:

      1) наименьшее время срабатывания релейной защиты до момента подачи сигнала на отключение должно быть больше времени однократного срабатывания разрядников, а именно: около 0,06–0,08 сек;

      2) пусковые органы защиты, срабатывающие от импульса тока разрядников, должны иметь возможно меньшее время возврата (около 0,01 сек от момента исчезновения импульса).

      607. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае рассматривается целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения).

      608. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне.

      Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений).

      Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты – около 1,5–2 с).

      609. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний, регистраторами аварийных событий (РАС) и другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит.

      610. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, устанавливается так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите – отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения).

      611. На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

      На особо ответственных элементах электроустановки: линиях 500 кВ, автотрансформаторах связи с высшим напряжением 500 кВ, шунтирующих реакторах 500 кВ, шинах (ошиновках) 500 кВ и синхронных компенсаторах, генераторах и трансформаторах блоков АЭС или большой мощности тепловых и гидравлических станций и элементах КРУЭ, устанавливаются по две основные защиты.

      612. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов предусматривается резервная защита, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.

      Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, действующая при отказе основной защиты данного элемента или вывода ее из работы. Если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена ступенчатая дистанционная защита.

      Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью, то:

      1) отдельную резервную защиту допускается не предусматривать при условии, что дальнее резервное действие защит смежных элементов при КЗ на этой линии обеспечивается;

      2) должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечиваются.

      При 100 % "ближнем" резервировании (основная защита элемента обладает абсолютной селективностью и наличием на данном элементе резервной защиты, выполняющей функции не только дальнего, но и ближнего резервирования), при наличии УРОВ, дальнее резервирование при КЗ на этом элементе допустимо не обеспечивать.

      613. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований пункта 622 настоящих Правил.

      614. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно допускается:

      1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования;

      2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;

      3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии – не согласовывать последнюю ступень защиты по параметру срабатывания с защитами предыдущих элементов) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций, при этом, обеспечивается исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР;

      4) предусматривать на трансформаторах 110–220 кВ дополнительную максимальную токовую защиту с независимым действием.

      615. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРО3) должны предусматриваться в электроустановках 110–500 кВ.

      При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

      Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем.

      Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах; при напряжении 35–220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя.

      При недостаточной эффективности дальнего резервирования рассматривается необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ.

      616. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта осуществляется, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем элементе.

      В случае, если защита присоединения состоит из двух или более взаиморезервируемых систем защиты, каждая из систем защиты должна быть полностью независимой от другой, чтобы при КЗ в защищаемой зоне отказ в одной системе защиты не приводил к отказу или недопустимому увеличению времени отключения другой системой защит. Указанные устройства РЗА должны питаться от разных автоматических выключателей, должны быть разделены по дискретным входам и выходам, должны быть подключены к разным вторичным обмоткам трансформаторов тока, и по возможности разделены по цепям напряжения и источникам питания, по цепям управления на постоянном оперативном токе. При этом, цепи питания оперативным постоянным током основных и резервных защит или отдельных групп защит должны прокладываться в разных кабелях. В особо ответственных случаях (для линий и автотрансформаторов 500 кВ) прокладываются кабели с цепями отключения от двух групп защит по разным трассам.

      617. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производится при помощи коэффициента чувствительности, определяемого:

      1) для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, – как отношение расчетных значений этих величин (тока или напряжения) при металическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит;

      2) для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, – как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (напряжения или сопротивления) при металическом КЗ в пределах защищаемой зоны.

      Использовается фиксация срабатывания предыдущей по времени ступени защиты от более чувствительной последующей ступени защиты для исключения замедления действия защиты в результате развития электрической дуги в месте повреждения.

      Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы.

      618. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности:

      1) максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей:

      для органов тока и напряжения – около 1,5;

      для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности – около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;

      для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

      для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23–0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5;

      2) ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:

      для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия – около 1,5, а при наличии надежно действующей селективной резервной ступени – около 1,3 при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;

      для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности – около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;

      для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току;

      3) дистанционные защиты от многофазных КЗ, КЗ на землю и избирательные органы устройства ОАПВ:

      для пускового органа дистанционной защиты от многофазных КЗ и дистанционного органа третьей ступени – около 1,5;

      для дистанционного органа второй ступени защиты от многофазных КЗ, предназначенного для действия при КЗ в конце защищаемой линии, без учета резервного действия – около 1,5, а при наличии третьей ступени защиты около 1,25;

      для указанного органа чувствительность по току должна, быть около 1,3 (по отношению к току точной работы) при повреждении в той же точке.

      для дистанционных органов второй ступени от КЗ на землю и избирательных органов сопротивления устройства ОАПВ:

      при металлическом коротком замыкании на землю в конце защищаемой линии – 1,5;

      при коротком замыкании на землю через переходное сопротивление в конце каскадно отключенной фазы защищаемой линии – 1,15;

      для фильтровых избирательных органов по току и напряжению нулевой и обратной последовательности при металлическом замыкании в конце защищаемой линии – 2,0.

      Блокировка от качаний не должна ограничивать зоны действия блокируемых ступеней дистанционной защиты;

      4) продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, линий и других элементов, а также полная дифференциальная защита шин – около 2,0 для токового пускового органа неполной дифференциальной или дистанционной защиты шин генераторного напряжения чувствительность должна быть около 2,0, а для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, – около 1,5 (при КЗ на шинах).

      Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность проверяется при КЗ на выводах. При этом, вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты принимается менее номинального тока генератора. Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 MBЧА и более ток срабатывания без учета торможения принимается менее номинального (для автотрансформаторов – менее тока, соответствующего типовой мощности).

      Для остальных трансформаторов мощностью 25 MBЧА и более ток срабатывания без учета торможения принимается не более 1,5 номинального тока трансформатора.

      Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор–трансформатор до значения около 1,5 в следующих случаях:

      при КЗ на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 MBА (определяется с учетом регулирования напряжения);

      в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы.

      Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5.

      Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать;

      5) поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий:

      для реле тока и реле напряжения пускового органа комплексов защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю – около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии;

      для органа направления мощности нулевой последовательности – около 4,0 по мощности и около 2,0 по току и напряжению при включенных выключателях с обеих сторон и около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны;

      для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, по мощности не нормируется, а по току – около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны;

      6) направленные защиты с высокочастотной блокировкой:

      для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, – около 3,0 по мощности,

      около 2,0 по току и напряжению;

      для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, – около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению;

      7) дифференциально-фазные высокочастотные защиты:

      для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, – около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению;

      8) токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты – около 2,0;

      9) защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение):

      для защит, реагирующих на токи основной частоты, – около 1,25;

      для защит, реагирующих на токи повышенных частот, – около 1,5;

      10) защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, – около 1,5.

      619. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в подпунктах 1), 2), 5) и 7) пункта 618 настоящих Правил, необходимо учитывать следующее:

      1) чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей;

      2) чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение – по току при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей – по току и напряжению.

      620. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А.

      Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0 для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В.

      621. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, проверяется с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом, минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20 % больше принимаемого для соответствующих защит.

      622. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть для:

      1) органов тока, напряжения, сопротивления – 1,2;

      2) органов направления мощности обратной и нулевой последовательностей – 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению;

      3) органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и напряжению и 1,2 по току.

      При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование, необходимо исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в пунктах 611 настоящих Правил для соответствующих защит.

      623. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

      624. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой.

      Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования.

      625. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы.

      Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110–220 кВ с замыканием на землю одной фазы.

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

      1) в целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, не должна превышать 10 %. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит, правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться:

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

      для остальных защит – при внешнем КЗ или несинхронном включении.

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

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

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

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

      по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности – 50 %;

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

      627. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, к разным обмоткам трансформаторов тока.

      Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований пунктов 96, 99 и 626 настоящих Правил. При этом, в цепи защит, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям пункта 625 настоящих Правил при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока.

      628. Применяется защита с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе, если это возможно, и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки.

      629. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, используются трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд.

      В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором.

      630. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом.

      Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит предусматривается, где это необходимо, испытательные блоки или испытательные зажимы.

Параграф 3. Защита генераторов, работающих непосредственно
на сборные шины генераторного напряжения

      631. Для турбогенераторов выше 1 кВ, мощностью более 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы:

      1) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;

      2) однофазных замыканий на землю в обмотке статора;

      3) двойных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе – во внешней сети;

      4) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки);

      5) внешних коротких замыканий;

      6) перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВт) для всех генераторов с непосредственным охлаждением обмоток;

      7) симметричной перегрузки обмотки статора;

      8) перегрузки обмотки ротора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов);

      9) асинхронного режима;

      10) от замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения;

      11) замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения (кроме турбогенераторов с бесщеточной системой возбуждения, генераторов с непосредственным охлаждением и гидрогенераторов);

      12) обратной мощности;

      13) от потери возбуждения;

      14) от повышения напряжения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток и гидрогенераторов);

      15) минимальная защита напряжения при использовании гидроагрегата в режиме синхронного компенсатора или двигателя агрегатов.

      632. Для турбогенераторов выше 1 кВ мощностью 1 МВт и менее, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, предусматриваются устройства релейной защиты в соответствии с подпунктами 1), 2), 3), 5), 7) пункта 631 настоящих Правил.

      Для турбогенераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, защита выполняется в соответствии с пунктом 645 настоящих Правил.

      633. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью более 1 МВт, имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали, должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита. Защита должна действовать на отключение всех выключателей генератора, на гашение поля, а также на останов турбины.

      В зону действия защиты кроме генератора должны входить соединения генератора со сборными шинами электростанции (до выключателя).

      Продольная дифференциальная токовая защита должна быть выполнена с током срабатывания не более 0,6 Iном. Для генераторов мощностью до 30 МВт с косвенным охлаждением – допускается выполнять защиту с током срабатывания 1,3–1,4 Iном.

      Контроль неисправности токовых цепей защиты предусматривается при токе срабатывания защиты более Iном.

      Продольная дифференциальная токовая защита должна быть осуществлена с отстройкой от переходных значений токов небаланса.

      Защита выполняется трехфазной трехрелейной. Для генераторов мощностью до 30 МВт защиту допускается выполнять двухфазной двухрелейной при наличии защиты от двойных замыканий на землю.

      634. Для защиты от многофазных замыканий в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт, работающих параллельно с другими генераторами или электроэнергетической системой, должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, вместо нее допускается устанавливать продольную дифференциальную токовую защиту.

      Применение токовой отсечки взамен дифференциальной защиты допускается и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали.

      Для одиночно работающих генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от многофазных замыканий в обмотке статора используется защита от внешних КЗ. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение его поля.

      635. Для защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке статора генераторов выше 1 кВ мощностью 50 МВт и более должна быть предусмотрена селективная защита от замыканий на землю независимо от величины емкостного тока замыканий на землю и защита от двойных замыканий на землю. Защиты должны быть отстроены от переходных процессов и действовать: от замыкания на землю с выдержкой времени не более 0,5 сек – на отключение генератора, гашение его поля, останов агрегата и запрет электроторможения (для гидрогенератора) от двойных замыканий на землю без выдержки времени – аналогично защите от однофазных замыканий.

      Для генераторов мощностью менее 50 МВт в качестве защиты от замыкания на землю можно использовать устройство контроля изоляции, действующее с двумя выдержками времени: с первой – на деление шин генераторного напряжения, со второй – на отключение генератора, гашение поля, останов агрегата и запрет электроторможения (для гидрогенераторов). При токе замыкания менее 5 А допускается действие защиты на сигнал.

      При установке на генераторах трансформатора тока нулевой последовательности для защиты от однофазных замыканий на землю должна быть предусмотрена токовая защита от двойных замыканий на землю, присоединяемая к этому трансформатору тока.

      Для повышения надежности действия при больших значениях тока применяется реле с насыщающимся трансформатором тока. Эта защита должна быть выполнена без выдержки времени и действовать как защита, указанная в пункте 632 или 633 настоящих Правил.

      636. Для защиты от замыканий между витками одной фазы в обмотке статора генератора с выведенными параллельными ветвями должна предусматриваться поперечная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, действующая как защита, указанная в пункте 632 настоящих Правил.

      637. Для защиты генераторов по подпункту 6 пункта 631 настоящих Правил, от токов, обусловленных внешними несимметричными КЗ, а также от перегрузки током обратной последовательности предусматривается токовая защита обратной последовательности, действующую на отключение с двумя выдержками времени.

      Для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита выполняется с интегральной зависимой характеристикой, соответствующей заводской характеристике допустимых перегрузок защищаемого генератора. При этом, зависимая характеристика при вторых (более высоких) выдержках времени не должна быть выше характеристики допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности.

      Для генераторов с косвенным охлаждением проводников обмоток защита выполняется с независимой выдержкой времени с током срабатывания не более допустимого для генератора при прохождении по нему тока обратной последовательности в течение 2 минуты меньшая выдержка времени защиты не должна превышать допустимой длительности двухфазного КЗ на выводах генератора.

      Токовая защита обратной последовательности, действующая на отключение, должна быть дополнена более чувствительным элементом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени. Ток срабатывания этого элемента должен быть не более длительно допустимого тока обратной последовательности для данного типа генератора.

      На гидростанциях без постоянного дежурного персонала чувствительный орган токовой защиты обратной последовательности должен действовать на отключение с выдержкой времени не более 2 минуты.

      638. Для защиты генераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора должна быть предусмотрена однорелейная дистанционная защита для защиты от внешних симметричных коротких замыканий и для резервирования защит генератора от внутренних повреждений. Для генераторов с косвенным охлаждением обмоток для этих целей может быть предусмотрена максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения. Указанные защиты должны действовать с двумя выдержками времени.

      Для защиты генераторов с непосредственным охлаждением обмотки статора от внешних симметричных КЗ и для резервирования защит генератора от внутренних повреждений в генераторе должна быть предусмотрена дистанционная защита, либо максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения.

      Ток срабатывания максимальной токовой защиты должен быть около 1,3–1,5 Iном, а напряжение срабатывания – для турбогенераторов около 0,5–0,6Uном, для гидрогенераторов – около 0,6–0,7Uном.

      639. Для защиты генераторов с косвенным охлаждением обмоток, мощностью от 1 МВт до 30 МВт от внешних КЗ (симметричных и несимметричных) и для резервирования защит генератора от внутренних повреждений применяется максимальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении с комбинированным пуском напряжения, выполненным с одним минимальным реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение, и одним устройством фильтр-реле напряжения обратной последовательности, разрывающим цепь минимального реле напряжения.

      Ток срабатывания защиты и напряжение срабатывания минимального органа напряжения принимаются равными указанным в пункте 637 настоящих Правил, напряжение срабатывания устройства фильтр-реле напряжения обратной последовательности 0,1–0,12Uнoм.

      640. Для генераторов выше 1 кВ мощностью до 1 МВт в качестве защиты от внешних КЗ должна быть применена максимальная токовая защита, присоединяемая к трансформаторам тока со стороны нейтрали. Уставка защиты выбирается по току нагрузки с необходимым запасом. Допускается также применение упрощенной минимальной защиты напряжения (без реле тока).

      641. Защита генераторов мощностью более 1 МВт от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть выполнена с соблюдением следующих требований:

      1) защита присоединяется к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора со стороны нейтрали;

      2) при наличии секционирования шин генераторного напряжения защиту выполняется с двумя выдержками времени: с меньшей выдержкой – на отключение соответствующих секционных и шиносоединительного выключателей, с большей – на отключение выключателя генератора и гашение поля.

      Допускается на генераторах присоединять токовую защиту обратной последовательности и дистанционную защиту к трансформаторам тока, установленным со стороны подключения генератора к сборным шинам. В этом случае должна предусматриваться дополнительная резервная защита, включаемая на трансформаторы со стороны нейтрали генератора и предназначенная для резервирования дифференциальной защиты при повреждениях генератора, отключенного от сети.

      642. На генераторах с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена защита ротора от перегрузки при работе генератора как с основным, так и с резервным возбуждением. Защита выполняется с интегрально-зависимой выдержкой времени от тока в обмотке ротора, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения.

      При необходимости защита должна быть выполнена с независимой выдержкой времени, реагирующей на повышение напряжения в обмотке ротора.

      Защита должна действовать на отключение генератора и гашение поля. С меньшей выдержкой времени от защиты должна производиться разгрузка ротора.

      643. Защита от симметричных перегрузок генераторов с непосредственным охлаждением должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени от тока одной фазы. Защита должна действовать на разгрузку и, при необходимости, на отключение генератора.

      Защита должна быть дополнена чувствительным органом, действующим на сигнал с независимой выдержкой времени.

      Защита от симметричных перегрузок генератора с косвенным охлаждением может быть выполнена в виде максимальной токовой защиты от тока одной фазы, действующей на сигнал с независимой выдержкой времени.

      644. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения для турбогенераторов с косвенным охлаждением обмотки ротора должна действовать на сигнал с выдержкой времени, а для гидрогенераторов – на отключение генератора.

      Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения генераторов с непосредственным охлаждением обмотки ротора должна иметь две ступени по снижению уровня изоляции. Первая ступень должна действовать на предупредительный сигнал с выдержкой времени, вторая ступень – на аварийный сигнал или на отключение генератора в соответствии с указаниями завода-изготовителя генератора.

      Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть предусмотрена в одном комплекте на несколько (но не более трех) генераторов с близкими параметрами цепей возбуждения. Защита должна включаться в работу только при появлении замыкания на землю в одной точке цепи возбуждения, выявляемого при периодическом контроле изоляции. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора и гашение поля.

      645. На турбогенераторах устанавливается защита от асинхронного режима (далее - АР). На генераторах, допускающих АР, защита должна действовать на сигнал и разгрузку по активной мощности.

      На гидрогенераторах должна предусматриваться защита от АР, действующая согласно 750.

      Генераторы, не допускающие АР, а в условиях дефицита реактивной мощности в системе и остальные генераторы, потерявшие возбуждение, должны при действии защиты отключаться от сети. Может быть предусмотрена защита от потери возбуждения, которая предназначена для предотвращения АР.

      Защита может быть выполнена:

      по фактору отключения автомата гашения поля;

      по величинам тока ротора и статора. Уставка по току ротора должна быть отстроена от уставки ограничителя минимального возбуждения регулятора возбуждения;

      по принципу защиты минимального сопротивления.

      646. Защита генераторов до 1 кВ мощностью до 1 МВт с незаземленной нейтралью от всех видов повреждений и ненормальных режимов работы осуществляется установкой на выводах автоматического выключателя с максимальными расцепителями или выключателя с максимальной токовой защитой в двухфазном исполнении. При наличии выводов со стороны нейтрали указанная защита, присоединяется к трансформаторам тока, установленным на этих выводах.

      Для указанных генераторов с глухозаземленной нейтралью эта защита должна быть предусмотрена в трехфазном исполнении.

      647. На гидрогенераторах для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения. Уставка защиты выбирается 1,5 Uном. Защита должна действовать на отключение генератора, гашение его поля, а также допускается воздействие на останов агрегата.

      Для ликвидации перехода генератора в двигательный режим при самопроизвольном закрытии направляющего аппарата или неплотном закрытии стопорных клапанов турбины устанавливается защита обратной мощности.

Параграф 4. Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и
шунтирующих реакторов 500 кВ

      648. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

      1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах (ошиновка);

      2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах (ошиновка), присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

      3) витковых замыканий в обмотках;

      4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

      5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

      6) понижения уровня масла;

      7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ;

      8) однофазных замыканий на землю на стороне 6–35кВ трансформаторов

      9) неполнофазного режима (для автотрансформаторов и блоков генератор – трансформатор).

      649. Для шунтирующих реакторов 500 кВ предусматриваются устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

      1) однофазных и двухфазных замыканий на землю в обмотках и на выводах;

      2) витковых замыканий в обмотках;

      3) понижение уровня масла;

      4) частичного пробоя изоляции вводов.

      650. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

      1) для трансформаторов мощностью 4 МВ*А и более;

      2) для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ;

      3) для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ*А и более.

      Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1–2,5 МВА.

      Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

      Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

      Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора.

      Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле предусматривается отдельное газовое реле и реле давления (без перевода на сигнал).

      Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, предусматривается отдельное газовое реле.

      Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

      Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал:

      1) на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям;

      2) на внутрицеховых понижающих трансформаторах мощностью 2,5 МВЧА и менее, не имеющих выключателей со стороны высшего напряжения.

      651. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

      1) продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ А и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.

      Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 MB А, если:

      токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 сек;

      трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям;

      2) токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

      В целях повышения эффективности ближнего резервирования защиты автотрансформатора с высшим напряжением 220 кВ и выше должны выполняться с разделением на две группы, так чтобы указанные дифференциальные защиты входили в одну из групп, а газовые – в другую.

      Для автотрансформаторов и шунтирующих реакторов 500 кВ необходимо предусматривать 2 комплекта дифференциальных токовых защит.

      Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

      652. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, или микропроцессорных устройств, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса.

      Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

      Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии дифзащиты ошиновки или дифзащиты шин, обеспечивающих отключение КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

      Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка трансформаторов тока со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора.

      653. На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара.

      654. Устройство контроля изоляции вводов (далее - КИВ) 500 кВ должно быть выполнено с действием на сигнал при снижении уровня изоляции вводов, не требующем немедленного отключения, и на отключение при повреждении изоляции ввода (до того, как произойдет полный пробой изоляции).

      Должна быть предусмотрена блокировка, предотвращающая ложные срабатывания устройства КИВ при обрывах в цепях присоединения КИВ к выводам.

      655. В случаях присоединения трансформаторов (кроме внутрицеховых) к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должно быть предусмотрено одно из следующих мероприятий:

      1) установка короткозамыкателя для искусственного замыкания на землю одной фазы (для сети с глухозаземленной нейтралью) или двух фаз мужду собой (для сети с изолированной нейтралью) и, если это необходимо, отделителя, автоматически отключающегося в бестоковую паузу АПВ линии. Короткозамыкатель должен быть установлен вне зоны дифференциальной защиты трансформатора;

      2) установка на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора открытых плавких вставок, выполняющих функции короткозамыкателя и отделителя, в сочетании с АПВ линии;

      3) передача отключающего сигнала на выключатель (или выключатели) линии при этом, если необходимо, устанавливается отделитель, для резервирования передачи отключающего сигнала допускается установка короткозамыкателя, или дублированием передачи отключающего сигнала по другому каналу.

      Передача отключающего сигнала взамен мероприятий по подпунктам 1) и 2) настоящего пункта применяются для трансформаторов подстанций 110 кВ и выше;

      4) установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

      Мероприятия подпунктов 1)–4) настоящего пункта не предусматриваются для блоков линия – трансформатор, если при двустороннем питании трансформатор защищается общей защитой блока (высокочастотной или продольной дифференциальной специального назначения), а также при мощности трансформатора 25 МВ А и менее при одностороннем питании, если защита питающей линии обеспечивает также защиту трансформатора (быстродействующая защита линии частично защищает трансформатор и резервная защита линии с временем не более 1 с защищает весь трансформатор) при этом, газовая защита выполняется с действием отключающего элемента только на сигнал.

      В случае применения мероприятий подпунктов 1) или 3) настоящего пункта на трансформаторе должны быть установлены:

      при наличии на стороне высшего напряжения трансформатора (110 кВ и выше) встроенных трансформаторов тока – защиты по пунктам 648, 650, 655 и 656 настоящих Правил;

      при отсутствии встроенных трансформаторов тока – дифференциальная в соответствии с пунктом 650 настоящих Правил или максимальная токовая защита, выполненная с использованием накладных или магнитных трансформаторов тока, и газовая защита по пункту 650 настоящих Правил.

      Повреждения на выводах высшего напряжения трансформаторов допускается ликвидировать защитой линии.

      Если применены открытые плавкие вставки, то для повышения чувствительности действие газовой защиты может осуществляться на выполнение механическим путем искусственного КЗ на вставках.

      Если в нагрузках трансформаторов подстанций содержатся синхронные электродвигатели, то должны быть приняты меры по предотвращению отключения отделителем (при КЗ в одном из трансформаторов) тока от синхронных электродвигателей, идущего через другие трансформаторы.

      656. На трансформаторах мощностью 1 МВ А и более в качестве резервной защиты от внешних многофазных КЗ должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

      На повышающих трансформаторах с двусторонним питанием – токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения.

      Допускается применение дистанционной защиты.

      На понижающих трансформаторах – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.

      При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

      На автотрансформаторах 500 кВ предусматриваются дистанционная защита для действия при внешних многофазных КЗ (двухступенчатую на каждой из сторон ВН и СН). На автотрансформаторах 220 кВ предусматривается дистанционная защита от внешних многофазных КЗ (в случаях, когда это требуется для обеспечения дальнего резервирования или согласования защит смежных напряжений) или токовую направленную защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с пуском минимального напряжения от симметричных КЗ.

      657. На трансформаторах мощностью менее 1 MB А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

      658. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, устанавливают:

      1) на двухобмоточных трансформаторах – со стороны основного питания;

      2) на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, – со всех сторон трансформатора;

      3) на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, – со стороны питания и со стороны каждой секции;

      4) при применении накладных трансформаторов тока на стороне высшего напряжения – со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений – на трехобомоточном трансформаторе.

      Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты.

      При выполнении защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ пo пункту 657 настоящих Правил, должны также рассматриваться необходимость и возможность дополнения ее токовой отсечкой, предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах среднего и низшего напряжений (исходя из уровня токов КЗ, наличия отдельной защиты шин, возможности согласования с защитами отходящих элементов).

      659. Если защита повышающих трансформаторов от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, не обеспечивает требуемых чувствительности и селективности, то для защиты трансформатора допускается использовать реле тока соответствующей защиты генераторов.

      660. На повышающих трансформаторах мощностью 1 МВ А и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием и на автотрансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах, а на автотрансформаторах, кроме того, и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных наложений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю, устанавливаемая со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю.

      При наличии части трансформаторов (из числа имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны нулевого вывода) с изолированной нейтралью должно обеспечиваться предотвращение недопустимого режима нейтрали этих трансформаторов в соответствии с пунктом 625 настоящих Правил. С этой целью в случаях, когда на электростанции или подстанции установлены трансформаторы с заземлением и изолированной нейтралью, имеющие питание со сторон низших напряжений, должна быть предусмотрена защита, обеспечивающая отключение трансформатора с изолированной нейтралью.

      661. На автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон защиту от токов, вызванных внешними КЗ, необходимо выполнять направленной, если это требуется по условиям селективности.

      662. На автотрансформаторах 220–500 кВ подстанций, блоках генератор – трансформатор 220–500 кВ и автотрансформаторах связи 220–500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними КЗ, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты допускается не предусматривать оперативного ускорения защит от внешних КЗ при наличии двух дифзащит шин, ошиновки, автотрансформаторов и блоков генератор – трансформатор, а также ошиновки высшего напряжения автотрансформаторов 220 кВ подстанций.

      663. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор – магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью предусматривается защита от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:

      1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, в трехрелейном исполнении;

      2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения;

      3) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора.

      Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, допускается защиту по подпункту 3) настоящего пункта не применять.

      При применении защиты по подпункту 3) настоящего пункта допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения.

      Для схемы линия – трансформатор в случае применения защиты по подпункту 3) настоящего пункта допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения.

      Требования настоящего параграфа распространяются также на защиту указанных трансформаторов предохранителями, установленными на стороне высшего напряжения.

      664. На стороне низшего напряжения понижающих трансформаторов с высшим напряжением 3–10 кВ, питающих сборки с присоединениями, защищенными предохранителями, устанавливается главный предохранитель или автоматический выключатель.

      Если предохранители на присоединениях низшего напряжения и предохранители (или релейная защита) на стороне высшего напряжения обслуживаются и находятся в ведении одного и того же персонала, то главный предохранитель или автоматический выключатель на стороне низшего напряжения трансформатора может не устанавливаться.

      665. Защита от однофазных замыканий на землю по подпункту 8) пункта 648 настоящих Правил, должна быть выполнена в соответствии с пунктом 693 настоящих Правил.

      666. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки предусматривается максимальную токовую защиту оттоков, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

      Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).

      667. При наличии со стороны нейтрали трансформатора отдельного добавочного трансформатора для регулирования напряжения под нагрузкой необходимо предусматривать в дополнение к указанным в пунктах 648653, 655, 659 настоящих Правил следующие защиты:

      1) газовую защиту добавочного трансформатора;

      2) максимальную токовую защиту с торможением при внешних КЗ от повреждений в первичной обмотке добавочного трансформатора, за исключением случаев, когда эта обмотка включается в зону действия дифференциальной токовой защиты цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора;

      3) дифференциальную защиту, которая охватывает вторичную обмотку добавочного трансформатора.

      668. Защиту линейного добавочного трансформатора, установленного со стороны низшего напряжения автотрансформатора, осуществляется:

      газовой защитой собственно добавочного трансформатора и защитой контакторного устройства РПН, которая может быть выполнена с применением реле давления или отдельного газового реле;

      дифференциальной токовой защитой цепей стороны низшего напряжения автотрансформатора.

Параграф 5. Защита блоков генератор–трансформатор

      669. Для блоков генератор–трансформатор должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

      1) замыканий на землю на стороне генераторного напряжения;

      2) многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;

      3) замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора (в соответствии с пунктом 673 настоящих Правил);

      4) многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;

      5) однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;

      6) замыканий между витками в обмотках трансформатора;

      7) внешних КЗ;

      8) перегрузки генератора токами обратной последовательности (для блоков с генераторами с мощностью более 30 МВт) симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;

      9) перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения (для турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток и для гидрогенераторов);

      10) повышения напряжения на статоре генератора и трансформаторе блока (для блоков с турбогенератором мощностью 160 МВт и более и для всех блоков с гидрогенераторами);

      11) замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения в соответствии с пунктом 682 настоящих Правил;

      12) замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенератора мощностью менее 160 МВт;

      13) асинхронного режима;

      14) понижения уровня масла в баке трансформатора;

      15) снижения уровня изоляции вводов 500 кВ трансформаторов;

      16) обратной мощности;

      17) потери возбуждения.

      670. Указания по выполнению защиты генераторов и повышающих трансформаторов, относящихся к их раздельной работе, действительны и для того случая, когда они объединены в блок генератор – трансформатор (автотрансформатор), с учетом требований, приведенных в пунктах 670–686 настоящих Правил.

      671. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт, предусматривается защита от замыканий на землю в цепи генераторного напряжения, охватывающая всю обмотку статора.

      При мощности генератора блоков 30 МВт и менее применяется устройства, защищающие не менее 85 % обмотки статора. Применение таких устройств допускается также на блоках с турбогенераторами мощностью от 30 до 160 МВт, если для защиты всей обмотки статора требуется включение в цепь генератора дополнительной аппаратуры.

      Защита должна быть выполнена с действием на отключение с выдержкой времени не более 0,5 сек на всех блоках без ответвлений на генераторном напряжении и с ответвлениями к трансформаторам собственных нужд. На блоках, имеющих электрическую связь с сетью собственных нужд или потребителей, питающихся по линиям от ответвлений между генератором и трансформатором, если емкостный ток замыканий на землю составляет 5 А и более, должны быть установлены действующие на отключение защиты от замыканий на землю в обмотке статора генератора и от двойных замыканий на землю, как это предусматривается на генераторах, работающих на сборные шины если емкостный ток замыкания на землю составляет менее 5 А, то защита от замыканий на землю может быть выполнена так же, как на блоках без ответвлений на генераторном напряжении, но с действием на сигнал.

      При наличии выключателя в цепи генератора должна быть дополнительно предусмотрена сигнализация замыканий на землю на стороне генераторного напряжения трансформатора блока.

      672. На блоке с генератором, имеющим косвенное охлаждение состоящем из одного генератора и одного трансформатора, при отсутствие выключателя в цепи генератора предусматривается одна общая продольная дифференциальная защита блока. При наличии выключателя в цепи генератора на генераторе и трансформаторе должна быть установлены отдельные дифференциальные защиты.

      При использовании в блоке двух трансформаторов вместо одного, а также при работе двух и более генераторов без выключателей в блоке с одним трансформатором (укрупненный блок) на каждом генераторе и трансформаторе мощностью 125 MB А и более должна быть предусмотрена отдельная продольная дифференциальная защита. При отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для двух трансформаторов.

      На блоке с генератором, имеющим непосредственное охлаждение проводников обмоток, предусматривается отдельная продольная дифференциальная защита генератора. При этом, если в цепи генератора имеется выключатель, то должна быть установлена отдельная дифференциальная защита трансформатора блока (или каждого трансформатора, если в блоке с генератором работают два трансформатора или более при отсутствии встроенных трансформаторов тока на вводах низшего напряжения этих трансформаторов допускается применение общей дифференциальной защиты для трансформаторов блока), при отсутствии выключателя для защиты трансформатора блока устанавливается либо отдельная дифференциальная защита, либо общую продольную дифференциальную защиту блока (для блоков, состоящих из одного генератора и одного трансформатора, предпочтительна общая дифференциальная защита блока).

      Со стороны высшего напряжения дифференциальная защита трансформатора (блока) может быть включена на трансформаторы тока встроенные в трансформатор блока. При этом, для защиты ошиновки между выключателями на стороне высшего напряжения и трансформатором блока должна быть установлена отдельная защита.

      Отдельная дифференциальная защита генераторов должна быть выполнена трехфазной трехрелейной с током срабатывания аналогично указанному в пункте 633 настоящих Правил.

      Для резервирования указанных дифференциальных защит на блоках с генераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, предусматривается резервная дифференциальная защита, охватывающую генератор и трансформатор блока вместе с ошиновкой на стороне высшего напряжения.

      Устанавливается резервная дифференциальная защита блока и при мощности генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток менее 160 МВт.

      При применении резервной дифференциальной защиты на блоках без выключателя в цепи генератора предусматриваются отдельные основные дифференциальные защиты генератора и трансформатора.

      При наличии выключателя в цепи генератора резервная дифференциальная защита должна выполняться с выдержкой времени 0,35-0,5 сек.

      673. На турбогенераторах с двумя или тремя параллельными ветвями обмотки статора должна быть предусмотрена поперечная дифференциальная защита от витковых замыканий в одной фазе, действующая без выдержки времени.

      674. На блоках с генераторами с непосредственным охлаждением проводников обмоток должна быть предусмотрена токовая защита обратной последовательности с интегральной зависимой характеристикой, соответствующей характеристике допустимых перегрузок защищаемого генератора токами обратной последовательности. Защита должна действовать на отключение выключателя генератора, а при его отсутствии – на отключение блока от сети.

      Для резервирования защит смежных с блоками элементов указанная защита должна иметь орган с независимой выдержкой времени, действующий на отключение блока от сети и двухступенчатым действием согласно пункта 678 настоящих Правил.

      На блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, а также на блоках с генераторами мощностью более 30 МВт, имеющими косвенное охлаждение, токовую защиту обратной последовательности выполняется со ступенчатой или зависимой выдержкой времени. При этом, разные ступени защиты могут иметь одну или более выдержек времени. Указанная ступенчатая или зависимая выдержка времени должна быть согласована с характеристикой допустимых перегрузок генератора током обратной последовательности.

      На блоках с турбогенераторами с косвенным охлаждением мощностью более 30 МВт защита должна быть выполнена согласно пункта 637 настоящих Правил.

      Кроме защит, действующих на отключение на всех блоках с генераторами по подпункту 8 пункта 669 настоящих Правил, должна быть предусмотрена сигнализация перегрузки токами обратной последовательности, выполняемая в соответствии с пунктом 637 настоящих Правил.

      675. На блоках с генераторами мощностью более 30 МВт защита от внешних симметричных КЗ должна быть выполнена, как указано в пункте 637 настоящих Правил. При этом, для гидрогенераторов напряжение срабатывания защиты принимается около 0,6–0,7 номинального. На блоках с турбогенераторами, имеющими резервный возбудитель, указанная защита должна быть дополнена токовым реле, включенным на ток со стороны высшего напряжения блока.

      На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более вместо указанной защиты применяется дистанционная защита. На блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, вместо резервной дифференциальной защиты допускается устанавливать двухступенчатую дистанционную защиту от междуфазных коротких замыканий.

      Первая ступень этой защиты, осуществляющая ближнее резервирование, должна выполняться с блокировкой при качаниях и действовать, как указано в подпункте 3) пункта 678 настоящих Правил, с выдержкой времени не более 1 сек. Первая ступень должна надежно охватывать трансформатор блока при обеспечении селективности с защитами смежных элементов. Резервирование первой ступенью защит генератора обязательно, если на блоке применяются отдельные дифференциальные защиты трансформатора и генератора.

      Вторая ступень, осуществляющая дальнее резервирование, должна действовать, как указано в подпункте 2) пункта 678 настоящих Правил.

      Устанавливается двухступенчатая дистанционная защита и при наличии резервной дифференциальной защиты с целью увеличения эффективности дальнего резервирования. Обе ступени дистанционной защиты в этом случае должны действовать, как указано в подпункте 2) пункта 678 настоящих Правил.

      676. Защиту от внешних КЗ на блоках с генераторами мощностью 30 МВт и менее выполняется в соответствии с пунктом 639 настоящих Правил. Параметры срабатывания защиты на блоках с гидрогенераторами принимается согласно пунктам 638, 639 и 675 настоящих Правил.

      677. На блоках генератор–трансформатор с выключателем в цепи генератора при отсутствии резервной дифференциальной защиты блока должна быть предусмотрена максимальная токовая защита со стороны высшего напряжения блока, предназначенная для резервирования основных защит трансформатора блока при работе с отключенным генератором.

      678. Резервная защита блоков генератор — трансформатор должна быть выполнена с учетом следующего:

      1) на стороне генераторного напряжения трансформатора блока защита не устанавливается, а используется защита генератора;

      2) при дальнем резервировании защита должна действовать, с двумя выдержками времени: с первой – на деление схемы на стороне высшего напряжения блока, со второй – на отключение блока от сети;

      3) при ближнем резервировании должны производиться: отключение блока (генератор1) от сети, гашение поля генератора и останов блока, если это требуется по 800;

      4) отдельные ступени или устройства резервной защиты в зависимости от их назначения и целесообразности использования при дальнем и ближнем резервировании имеют одну, две или три выдержки времени;

      5) органы пуска напряжения защит по пунктам 674 и 675 настоящих Правил предусматривается со стороны генераторного напряжения и со стороны сети;

      6) для основных и резервных защит блока, предусматриваются отдельные выходные реле и питание оперативным постоянным током от разных автоматических выключателей.

      679. На блоках с турбогенераторами защиту от симметричных перегрузок статора выполняется так же, как на генераторах, работающих на сборные шины.

      На гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала, кроме сигнализации симметричных перегрузок, должна быть предусмотрена защита с независимой характеристикой, действующая с большей выдержкой времени на отключение блока (генератора) и с меньшей – на разгрузку. Вместо указанной защиты используются соответствующие устройства в системе регулирования возбуждения.

      680. На генераторах мощностью 160 МВт и более с непосредственным охлаждением проводников обмоток защита от перегрузки обмотки ротора током возбуждения должна быть выполнена с интегральной зависимой выдержкой времени, которая соответствует характеристике допустимых перегрузок генератора током возбуждения. Эта защита должна действовать на отключение.

      При невозможности включения защиты на ток ротора допускается применение защиты с независимой выдержкой времени, реагирующей на повышение напряжения в цепи возбуждения.

      В защите должна быть предусмотрена возможность действия с меньшей выдержкой времени на снижение тока возбуждения. При наличии устройств ограничения перегрузки в регуляторе возбуждения действие на разгрузку может осуществляться одновременно от этих устройств и от защиты ротора. Допускается также использовать устройство ограничения перегрузки в АРВ для действия на разгрузку (с двумя выдержками времени) и отключение. При этом, защита с интегральной зависимой выдержкой времени может не устанавливаться.

      На гидрогенераторах мощностью более 30 МВт с косвенным охлаждением защита выполняется аналогично тому, как указано в пункте 642 настоящих Правил.

      При наличии устройств группового управления возбуждением на генераторах выполняется защита с зависимой выдержкой времени.

      При работе генераторов с резервным возбудителем защита ротора от перегрузки должна оставаться в работе. При невозможности использования защиты с зависимой выдержкой времени допускается предусматривать на резервном возбудителе защиту с независимой выдержкой времени.

      681. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более для предотвращения повышения напряжения в режиме холостого хода должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения, которая автоматически выводится из действия при работе генератора на сеть. При действии защиты должно быть обеспечено гашение поля генератора и возбудителя.

      На блоках с гидрогенераторами для предотвращения повышения напряжения при сбросах нагрузки должна быть предусмотрена защита от повышения напряжения. Защита должна действовать на отключение блока (генератора) и гашение поля генератора. Допускается действие защиты на останов агрегата.

      682. Защита от замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения должна быть предусмотрена на гидрогенераторах, на турбогенераторах с водяным охлаждением обмотки ротора и на всех турбогенераторах мощностью 300 МВт и выше. На гидрогенераторах защита должна действовать на отключение, а на турбогенераторах – на сигнал. На генераторах с бесщеточной системой возбуждения – на отключение.

      Защита от замыканий на землю во второй точке цепи возбуждения турбогенераторов должна быть установлена на блоках мощностью менее 160 МВт в соответствии с пунктом 644 настоящих Правил.

      683. На блоках с турбогенераторами мощностью 160 МВт и более, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, и с гидрогенераторами предусматриваются устройства защиты от асинхронного режима с потерей возбуждения.

      Указанные устройства применяются и на турбогенераторах мощностью менее 160 МВт с непосредственным охлаждением проводников обмоток. На этих турбогенераторах допускается также предусматривать автоматическое выявление асинхронного режима только по отключенному положению устройств автоматического гашения поля (без применения защиты от асинхронного режима).

      При переводе в асинхронный режим турбогенератора, потерявшего возбуждение, указанные выше устройства защиты или автоматического гашения поля должны действовать на сигнал о потере возбуждения и производить автоматическое переключение нагрузки собственных нужд с ответвлений блока, генератор которого потерял возбуждение, на резервный источник питания.

      Все гидрогенераторы и турбогенераторы, не допускающие асинхронного режима, а также остальные турбогенераторы в условиях дефицита реактивной мощности в системе при действии указанных устройств должны отключаться от сети.

      684. При наличии выключателя в цепи генератора с непосредственным охлаждением проводников обмоток предусматривается резервирование при отказе этого выключателя (применением УРОВ).

      685. УРОВ 110 кВ и выше на электростанциях должно быть выполнено с учетом следующего:

      1) для предотвращения излишнего отключения нескольких блоков резервной защитой при возникновении на одном из них неполнофазного режима в результате отказа выключателя с пофазным приводом при его отключении на электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, должен быть предусмотрен ускоренный запуск УРОВ;

      2) для электростанций, на которых блоки генератор – трансформатор и линии имеют общие выключатели, необходимо предусматривать устройство телеотключения для отключения выключателя и запрета АПВ на противоположном конце линии при действии УРОВ в случае его пуска от защиты блока. Кроме того, предусматривается действие УРОВ на останов передатчика высокочастотной защиты.

      686. При действии на отключение защит статора генератора и трансформатора блока от внутренних повреждений, а также защит ротора генератора должно производиться отключение поврежденного элемента от сети, гашение поля генератора и возбудителя, пуск УРОВ и осуществляться воздействие на технологические защиты.

      Если отключение от защиты приводит к обесточиванию нагрузки собственных нужд, присоединенной ответвлением к блоку, защита должна действовать также на отключение выключателей в цепи рабочего источника питания собственных нужд для их перевода на питание от резервного источника с помощью АВР.

      Резервные защиты генератора и трансформатора блока при внешних повреждениях должны действовать в соответствии с подпунктами 2), 4) пункта 678 настоящих Правил.

      На тепловых электростанциях с блочно