Правила устройства электроустановок
Предисловие Раздел 1. Общие правила Раздел 2. Канализация электроэнергии Раздел 3. Защита и автоматика Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции Раздел 5. Электросиловые установки Раздел 6. Электрическое освещение Раздел 7. Электрооборудование специальных установок ПРИЛОЖЕНИЯ
Правила Устройства ЭлектроустановокИздание
[X] Автор программы:
Михайленко Алексей Михайлович Домашняя страничка: http://almih.narod.ru Адрес электронной почты: almih99@mail.ru ICQ: 248827001 Телефон в г. Ростове-на-Дону: 295-51-65 Телефон мобильный: 8-904-50-50-773
Версия: 1.1.202
Дата компиляции: 2005-10-31
7 изданий ПУЭ по состоянию
Настоящее электронное издание "Правил Устройства Электроустановок" (ПУЭ) включает в себя главы 6 и 7 изданий ПУЭ по состоянию на момент выхода. Полный перечень глав с указанием номера издания приведен на страничке about. Данное издание не является официальным и не может использоваться для ссылок на него. Тем не менее оно может оказаться полезным как справочный материал и для изучения ПУЭ.
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) седьмого издания в связи с длительным сроком переработки выпускаются и вводятся в действие отдельными разделами и главами по мере завершения работ по их пересмотру, согласованию и утверждению. Настоящий выпуск содержит главу 1.8 "Нормы приемо-сдаточных испытаний" раздела 1 "Общие правила". Глава 1.8 подготовлена ОАО "Электроцентроналадка" с учетом требований государственных стандартов, строительных норм и правил, рекомендаций ряда монтажно-наладочных организаций. Проект главы рассмотрен рабочей группой и представлен к утверждению Госэнергонадзором Минэнерго России. Требования Правил устройства электроустановок обязательны для всех организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм, а также для физических лиц, занятых предпринимательской деятельностью без образования юридического лица. С 1 сентября 2003 года утрачивает силу глава 1.8 Правил устройства электроустановок шестого издания.
РАЗРАБОТАНА с учетом требований государственных стандартов, строительных норм и правил, рекомендаций научно-технических советов по рассмотрению проектов глав. Проекты глав рассмотрены рабочими группами Координационного совета по пересмотру ПУЭ ПОДГОТОВЛЕНА АООТ "РОСЭП", соисполнитель - АО "Фирма ОРГРЭС" СОГЛАСОВАНА в установленном порядке с Госстроем России, Госгортехнадзором России, РАО "ЕЭС России" (ОАО "ВНИИЭ") и представлена к утверждению Госэнергонадзором Минэнерго России УТВЕРЖДЕНА приказом Минэнерго России от 20 мая 2003 г. N 187 С 1 октября 2003 г. утрачивают силу глава 2.4 "Правил устройства электроустановок" шестого издания Требования Правил устройства электроустановок обязательны для всех организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм, а также для физических лиц, занятых предпринимательской деятельностью без образования юридического лица.
РАЗРАБОТАНО с учетом требований государственных стандартов, строительных норм и правил, рекомендаций научно-технических советов по рассмотрению проектов глав. Проекты глав рассмотрены рабочими группами Координационного совета по пересмотру ПУЭ ПОДГОТОВЛЕНО ОАО "Институт Теплоэлектропроект" согласовано в установленном порядке с Госстроем России, Госгортехнадзором России, РАО "ЕЭС России" (ОАО "ВНИИЭ") УТВЕРЖДЕНО Минэнерго России, приказ от 20 июня 2003 г. N 242 Требования Правил устройства электроустановок обязательны для всех организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм, а также для физических лиц, занятых предпринимательской деятельностью без образования юридического лица С 1 ноября 2003 г. утрачивает силу гл. 4.1 Правил устройства электроустановок шестого издания
РАЗРАБОТАНА с учетом требований государственных стандартов, строительных норм и правил, рекомендаций научно-технических советов по рассмотрению проектов глав. Проекты глав рассмотрены рабочими группами Координационного совета по пересмотру ПУЭ ПОДГОТОВЛЕНА ОАО "Институт "Энергосетьпроект" совместно с ОАО "ВНИИЭ", ОАО "Фирма ОРГРЭС", ОАО "РОСЭП", ОАО "Электропроект" СОГЛАСОВАНА в установленном порядке с Госстроем России, Госгортехнадзором России, РАО "ЕЭС России" (ОАО "ВНИИЭ") и представлено к утверждению Госэнергонадзором Минэнерго России УТВЕРЖДЕНА Минэнерго России, приказ от 20 июня 2003 г. N 242 Требования Правил устройства электроустановок обязательны для всех организаций независимо от форм собственности и организационно-правовых форм, а также для физических лиц, занятых предпринимательской деятельностью без образования юридического лица С 1 ноября 2003 г. утрачивает силу гл. 4.2 Правил устройства электроустановок шестого издания
Предохранители, предохранители-разъединители напряжением выше В
1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение устанавливается согласно табл. 1.8.24. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки. 2. Проверка целости плавких вставок и токоограничивающих резисторов. Проверяются: омметром - целостность плавкой вставки; визуально - наличие маркировки на патроне и соответствие тока проектным данным. 3. Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя-разъединителя. Измеренное значение сопротивления должно соответствовать значению, указанному заводом-изготовителем. 4. Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя-разъединителя. Измеренное значение контактного нажатия должно соответствовать указанным заводом-изготовителем. 5. Проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя-разъединителя. 6. Проверка работы предохранителя-разъединителя. Выполняется 5 циклов операций включения и отключения предохранителя-разъединителя. Выполнение каждой операции должно быть успешным с первой попытки.
Преобразовательные подстанции и установки
Область применения, определения Общие требования Защита преобразовательных агрегатов Размещение оборудования, защитные мероприятия Охлаждение преобразователей Отопление, вентиляция и водоснабжение Строительная часть
Приемка электроустановок в эксплуатацию
7.7.43. Приемку в эксплуатацию электроустановок торфяных предприятий следует производить в соответствии с "Правилами технической эксплуатации торфяных предприятий".
Приложение к письму
Информационные знаки для обозначения охранных зон линий электропередачи рекомендуется изготавливать из листового металла или пластического материала толщиной не менее 1 мм и размером 280x210 мм. На информационном знаке размещаются слова "Охранная зона кабеля. Без представителя не копать" (для кабельной линии), "Охранная зона линии электропередачи" (для воздушной линии), значения расстояний от места установки знака до границ охранной зоны, стрелки в направлении границ охранной зоны, номер телефона (телефонов) организации-владельца линии и кайма шириной 21 мм. Фон информационного знака белый, кайма и символы черные. На железобетонных опорах воздушных линий (ВЛ) информационные знаки могут быть нанесены непосредственно на поверхность бетона. При этом в качестве фона допускается использовать поверхность бетона, а размеры знака могут быть увеличены до 290x300 мм. Информационные знаки устанавливаются в плоскости, перпендикулярной к оси линии электропередачи (на углах поворота - по биссектрисе угла между осями участков линии). Для ВЛ их установка осуществляется на стойках опор на высоте 2,5-3,0 м, а для подземных кабельных линий - на отдельных стойках на высоте 0,6-1,0м.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 2 Справочный материал к главе 4.2 ПУЭ. Перечень ссылочных нормативных документов ПРИЛОЖЕНИЕ К ГЛАВАМ 2.3, 2.4, 2.5 ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННЫМ ЗНАКАМ И ИХ УСТАНОВКЕ ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПО ПИВРЭ И ПИВЭ ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВРЭ ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВЭ
Прохождение ВЛ по мостам
2.5.273. Прокладка ВЛ 1 кВ и выше на всех мостах, как правило, не допускается. При обоснованной необходимости допускается прохождение ВЛ по мостам, выполненным из негорючих материалов, при этом опоры или поддерживающие устройства, ограничивающие пролеты с берега на мост и через разводную часть моста, должны быть анкерными нормальной конструкции, все прочие поддерживающие устройства на мостах могут быть промежуточного типа, на этих устройствах с поддерживающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах. Применение штыревых изоляторов не допускается, кроме ВЛЗ, где допускается их применение с креплением проводов спиральными пружинными вязками. 2.5.274. На металлических железнодорожных мостах с ездой по низу, снабженных на всем протяжении верхними связями, провода допускается располагать непосредственно над пролетным строением моста выше связей или за его пределами; располагать провода в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицированных железных дорог, не допускается. Расстояния от проводов ВЛ до всех линий МПС, проложенных по конструкции моста, принимаются по 2.5.251, как для стесненных участков трассы. На городских и шоссейных мостах провода допускается располагать как за пределами пролетного строения, так и в пределах ширины пешеходной и проезжей частей моста. На охраняемых мостах допускается располагать провода ВЛ ниже отметки пешеходной части. 2.5.275. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей мостов должны приниматься в соответствии с требованиями организаций, в ведении которых находится данный мост. При этом определение наибольшей стрелы провеса проводов производится путем сопоставления стрел провеса при высшей температуре воздуха и при гололеде.
Прохождение ВЛ по насаждениям *
2.5.206. Следует, как правило, избегать прокладки ВЛ по лесам I группы ** . 2.5.207. Для прохождения ВЛ по насаждениям должны быть прорублены просеки. Ширина просек в насаждениях должна приниматься в зависимости от высоты *** насаждений с учетом их перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию и группы лесов. 1. В насаждениях с перспективной высотой пород до 4 м ширина просек принимается равной расстоянию между крайними проводами ВЛ плюс по 3 м в каждую сторону от крайних проводов. При прохождении ВЛ по территории фруктовых садов вырубка просек не обязательна. 2. При прохождении ВЛ в насаждениях лесов I группы, парках и фруктовых садах ширина просеки рассчитывается по формуле A = D + 2(B + a + K) где А - ширина просеки, м; D - расстояние по горизонтали между крайними, наиболее удаленными проводами фаз, м; В - наименьшее допустимое расстояние по горизонтали между крайним проводом ВЛ и кроной деревьев, м (эти расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.21); а - горизонтальная проекция стрелы провеса провода и поддерживающей гирлянды изоляторов, м, при наибольшем их отклонении согласно 2.5.73 (п. 1) с учетом типа местности согласно 2.5.6; K - радиус горизонтальной проекции кроны с учетом перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию, м. Радиусы проекций крон деревьев основных лесообразующих пород принимаются равными, м: сосна, лиственница - 7,0 ель, пихта - 5,0 дуб, бук - 9,0 липа - 4,5 береза - 4,5 осина - 5,0 Для других пород деревьев радиусы проекций крон определяются при конкретном проектировании по данным владельца насаждений. 3. В лесах II и III групп ширина просеки принимается равной большему из двух значений, рассчитанных по формуле, приведенной в п. 2, и по формуле А = D + 2Н где Н - высота насаждений с учетом перспективного роста, м. 4. Для ВЛЗ ширина просек в насаждениях должна приниматься не менее расстояния между крайними проводами плюс 1,25 м в каждую сторону независимо от высоты насаждений.
При прохождении ВЛЗ по территории фруктовых садов с деревьями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до деревьев должно быть не менее 2 м. 5. Отдельные деревья или группы деревьев, растущие вне просеки и угрожающие падением на провода или опоры ВЛ, должны вырубаться. * Под насаждениями понимаются естественные и искусственные древостой и кустарники, а также сады и парки. ** Деление лесов на группы приведено в «Лесном кодексе Российской Федерации». *** Здесь и далее под высотой насаждения понимается увеличенная на 10 % средняя высота преобладающей по запасам породы, находящейся в верхнем ярусе насаждения. В разновозрастных насаждениях под ней понимается увеличенная на 10 % средняя высота преобладающего по запасу поколения. Таблица 2.5.21 Наименьшее расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и кронами деревьев
| Напряжение ВЛ, кВ | До 20 | 35-110 | 150-220 | 330-500 | 750 |
| Наименьшее расстояние, м | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
Прохождение ВЛ по населенной местности
2.5.210. Прохождение ВЛ по населенной местности следует выполнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил. «Градостроительство. Планировка зданий и застройка городских и сельских поселений» (ВЛ 110 кВ и выше следует размещать за пределами селитебной территории). Угол пересечения с улицами (проездами) не нормируется. При прохождении ВЛ вдоль улицы допускается расположение проводов над проезжей частью. Для предотвращения вынужденных наездов транспортных средств на опоры ВЛ, устанавливаемые в пределах городских и сельских улиц и дорог, их следует ограждать в соответствии с требованиями строительных норм и правил. 2.5.211. Крепление проводов ВЛ на штыревых изоляторах должно быть двойным. При применении подвесных и полимерных изоляторов крепление проводов на промежуточных опорах должно выполняться глухими зажимами. Крепление проводов ВЛЗ на штыревых изоляторах должно выполняться усиленным с применением спиральных пружинных вязок с полимерным покрытием; при применении поддерживающих гирлянд изоляторов крепление проводов следует выполнять с помощью глухих поддерживающих зажимов. 2.5.212. Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в населенной местности в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.22. Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током: при высшей температуре воздуха для ВЛ 220 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 330 кВ и выше; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.57 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. 2.5.213. В местах пересечения ВЛ с улицами, проездами и т. п. расстояния по вертикали от проводов площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до поверхности земли должны быть проверены также на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха, без учета нагрева проводов электрическим током.
Эти расстояния должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.22. При прохождении ВЛ в пределах специально отведенных в городской черте коридоров, а также для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка вертикальных расстояний при обрыве проводов не требуется. Таблица 2.5.22 Наименьшее расстояние по вертикали от проводов ВЛ до поверхности земли, производственных зданий и сооружений в населенной местности
| Условия работы ВЛ | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | |||||||
| ВЛЗ | до 35 | 110 | 150 | 220 | 330 | 500 | 750 | |
| Нормальный режим: | ||||||||
| до поверхности земли | 6 | 7 | 7 | 7,5 | 8 | 11 | 15,5 | 23 |
| до производственных зданий и сооружений | 3 | 3 | 4 | 4 | 5 | 7,5 | 8 | 12 |
| Обрыв провода в смежном пролете до поверхности земли | 5,0 | 5,5 | 5,5 | 5,5 | 5,5 | 6 | - | - |
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ до 220 кВ при наибольшем их отклонении до ближайших частей производственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений должны быть не менее: 2 м - для ВЛ до 20 кВ, 4 м - для ВЛ 35-110 кВ, 5 м - для ВЛ 150 кВ и 6 м - для ВЛ 220 кВ. Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ 330 кВ и выше должны быть не менее: до ближайших частей непроизводственных и производственных зданий и сооружений электрических станций и подстанций при наибольшем отклонении проводов: 8 м - для ВЛ 330 кВ, 10 м - для ВЛ 500-750 кВ; до ближайших частей производственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений (кроме электрических станций и подстанций) при неотклоненном положении проводов: 20 м - для ВЛ 330 кВ, 30 м - для ВЛ 500 кВ, 40 м - для ВЛ 750 кВ. Прохождение ВЛ по территориям стадионов, учебных и детских учреждений не допускается. 2.5.217. Расстояния от отклоненных проводов ВЛ, расположенных вдоль улиц, в парках и садах, до деревьев, а также до тросов подвески дорожных знаков должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.21. Расстояния по горизонтали от крайних проводов вновь сооружаемых ВЛ при неотклоненном их положении до границ земельных участков жилых и общественных зданий, до детских игровых площадок, площадок отдыха и занятий физкультурой, хозяйственных площадок или до ближайших выступающих частей жилых и общественных зданий при отсутствии земельных участков со стороны прохождения ВЛ, а также до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и коллективных садовых участков должно быть не менее расстояний для охранных зон ВЛ соответствующих напряжений. Допускается принимать для ВЛ до 20 кВ расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и коллективных садовых участков не менее 2 м. 2.5.218. Если при расстояниях, указанных в 2.5.216 и 2.5.217, от ВЛ до зданий и сооружений, имеющих приемную радио- или телевизионную аппаратуру, радиопомехи превышают значения, нормируемые государственными стандартами, и соблюдение требований стандартов не может быть достигнуто специальными мероприятиями (выносными антеннами, изменением конструкции ВЛ и др.) или эти мероприятия нецелесообразны, расстояния от крайних проводов ВЛ при неотклоненном их положении до ближайших частей этих зданий и сооружений должны быть приняты не менее: 10 м- для ВЛ до 35 кВ, 50 м - для ВЛ 110-220 кВ и 100 м - для ВЛ 330 кВ и выше.Расчет уровня радиопомех должен выполняться с учетом гл. 1.3 и 2.5.81. 2.5.219. Расстояния от заземлителей опор ВЛ до проложенных в земле силовых кабелей должны приниматься в соответствии с гл. 2.1 и 2.3.
Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности
2.5.201. Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной и труднодоступной местностях в нормальном режиме ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.20. Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током: при высшей температуре воздуха для ВЛ 500 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.57 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. Таблица 2.5.20 Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной и труднодоступной местности
| Характеристика местности | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | |||||||
| до 20 | 35-110 | 150 | 220 | 330 | 500 | 750 | ВЛЗ | |
| Ненаселенная местность; районы тундры, степей с почвами, непригодными для земледелия, и пустыни | 6 | 6 | 6,5 | 7 | 7,5 | 8 | 12 | 5 |
| Труднодоступная местность | 5 | 5 | 5,5 | 6 | 6,5 | 7 | 10 | 5 |
| Недоступные склоны гор, скалы, утесы и т. п. | 3 | 3 | 3,5 | 4 | 4,5 | 5 | 7,5 | 3 |
Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам
2.5.276. При прохождении ВЛ по плотинам, дамбам и т. п. любые расстояния от неотклоненных и отклоненных проводов до различных частей плотин или дамб в нормальном режиме ВЛ должны быть не менее приведенных в табл. 2.5.38. Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в табл. 2.5.38: при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током для ВЛ 500 кВ и ниже; при температуре воздуха по 2.5.17 без учета нагрева проводов электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ; при расчетной линейной гололедной нагрузке по 2.5.55 и температуре воздуха при гололеде согласно 2.5.51. Таблица 2.5.38 Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей плотин и дамб
| Части плотин и дамб | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | |||||
| До 110 | 150 | 220 | 330 | 500 | 750 | |
| Гребень и бровка откоса | 6 | 6,5 | 7 | 7,5 | 8 | 12 |
| Наклонная поверхность откоса | 5 | 5,5 | 6 | 6,5 | 7 | 9 |
| Поверхность переливающейся через плотину воды | 4 | 4,5 | 5 | 5,5 | 6 | 7 |
Прокладка кабелей и проводов
7.2.50. В дополнение к требованиям гл. 3.1 должны быть защищены от перегрузки силовые сети в пределах сцены (эстрады, манежа). 7.2.51. Кабели и провода должны приниматься с медными жилами, электропроводки не должны распространять горение: в зрительных залах, в том числе в пространстве над залами и за подвесными потолками; на сцене, в чердачных помещениях с горючими конструкциями; для цепей управления противопожарными устройствами, а также линий пожарной и охранной сигнализации, звукофикации, линий постановочного освещения и электроприводов сценических механизмов. В остальных помещениях для питающих и распределительных сетей допускается применение кабелей и проводов с алюминиевыми жилами сечением не менее 16 мм2. 7.2.52. В зрительных залах, фойе, буфетах и других помещениях для зрителей электропроводку рекомендуется выполнять скрытой сменяемой. 7.2.53. Кабели и провода должны прокладываться в стальных трубах в пределах сцены (эстрады, манежа), а также в зрительных залах независимо от количества мест. 7.2.54. Для линий постановочного освещения допускается прокладка в одной стальной трубе до 24 проводов при условии, что температура не будет превышать нормированную для изоляции проводов. 7.2.55. Линии, питающие осветительные приборы постановочного освещения, размещаемые на передвижных конструкциях, следует выполнять гибким медным кабелем. 7.2.56. Электропроводки, питающие переносные и передвижные электроприемники и электроприемники на виброизолирующих основаниях, следует предусматривать в соответствии с требованиями гл. 2.1. 7.2.57. Переходы от стационарной электропроводки к подвижной следует выполнять через электрические соединители (или коробки зажимов), устанавливаемые в доступных для обслуживания местах.
Прокладка кабельных линий по специальным сооружениям
2.3.146. Прокладка кабельных линий по каменным, железобетонным и металлическим мостам должна выполняться под пешеходной частью моста в каналах или в отдельных для каждого кабеля несгораемых трубах; необходимо предусмотреть меры по предотвращению стока ливневых вод по этим трубам. По металлическим и железобетонным мостам и при подходе к ним кабели рекомендуется прокладывать в асбестоцементных трубах. В местах перехода с конструкций моста в грунт кабели рекомендуется прокладывать также в асбестоцементных трубах. Все подземные кабели при прохождении по металлическим и железобетонным мостам должны быть электрически изолированы от металлических частей моста. 2.3.147. Прокладка кабельных линий по деревянным сооружениям (мостам, причалам, пирсам и т. п.) должна выполняться в стальных трубах. 2.3.148. В местах перехода кабелей через температурные швы мостов и с конструкций мостов на устои должны быть приняты меры для предотвращения возникновения в кабелях механических усилий. 2.3.149. Прокладка кабельных линий по плотинам, дамбам, пирсам и причалам непосредственно в земляной траншее допускается при толщине слоя земли не менее 1 м. 2.3.150. Прокладка кабельных маслонаполненных линий по мостам не допускается.
Прокладка кабельных линий в кабельных блоках, трубах и железобетонных лотках
2.3.102. Для изготовления кабельных блоков, а также для прокладки кабелей в трубах допускается применять стальные, чугунные, асбестоцементные, бетонные, керамические и тому подобные трубы. При выборе материала для блоков и труб следует учитывать уровень грунтовых вод и их агрессивность, а также наличие блуждающих токов. Маслонаполненные однофазные кабели низкого давления необходимо прокладывать только в асбестоцементных и других трубах из немагнитного материала, при этом каждая фаза должна прокладываться в отдельной трубе. 2.3.103. Допустимое количество каналов в блоках, расстояния между ними и их размер должны приниматься согласно 1.3.20. 2.3.104. Каждый кабельный блок должен иметь до 15 % резервных каналов, но не менее одного канала. 2.3.105. Глубина заложения в земле кабельных блоков и труб должна приниматься по местным условиям, но быть не менее расстояний, приведенных в 2.3.84, считая до верхнего кабеля. Глубина заложения кабельных блоков и труб на закрытых территориях и в полях производственных помещений не нормируется. 2.3.106. Кабельные блоки должны иметь уклон не менее 0,2 % в сторону колодцев. Такой же уклон необходимо соблюдать и при прокладке труб для кабелей. 2.3.107. При прокладке труб для кабельных линий непосредственно в земле наименьшие расстояния в свету между трубами и между ними и другими кабелями и сооружениями должны приниматься, как для кабелей, проложенных без труб (см. 2.3.86). При прокладке кабельных линий в трубах в полу помещения расстояния между ними принимаются, как для прокладки в земле. 2.3.108. В местах, где изменяется направление трассы кабельных линий, проложенных в блоках, и в местах перехода кабелей и кабельных блоков в землю должны сооружаться кабельные колодцы, обеспечивающие удобную протяжку кабелей и удаление их из блоков. Такие колодцы должны сооружаться также и на прямолинейных участках трассы на расстоянии один от другого, определяемом предельно допустимым тяжением кабелей. При числе кабелей до 10 и напряжении не выше 35 кВ переход кабелей из блоков в землю допускается осуществлять без кабельных колодцев.
При этом места выхода кабелей из блоков должны быть заделаны водонепроницаемым материалом. 2.3.109. Переход кабельных линий из блоков и труб в здания, туннели, подвалы и т. п. должен осуществляться одним из следующих способов: непосредственным вводом в них блоков и труб, сооружением колодцев или приямков внутри зданий либо камер у их наружных стен. Должны быть предусмотрены меры, исключающие проникновение через трубы или проемы воды и мелких животных из траншей в здания, туннели и т. п. 2.3.110. Каналы кабельных блоков, трубы, выход из них, а также их соединения должны иметь обработанную и очищенную поверхность для предотвращения механических повреждений оболочек кабелей при протяжке. На выходах кабелей из блоков в кабельные сооружения и камеры должны предусматриваться меры, предотвращающие повреждение оболочек от истирания и растрескивания (применение эластичных подкладок, соблюдение необходимых радиусов изгиба и др.). 2.3.111. При высоком уровне грунтовых вод на территории ОРУ следует отдавать предпочтение надземным способам прокладки кабелей (в лотках или коробках). Надземные лотки и плиты для их покрытия должны быть выполнены из железобетона. Лотки должны быть уложены на специальных бетонных подкладках с уклоном не менее 0,2 % по спланированной трассе таким образом, чтобы не препятствовать стоку ливневых вод. При наличии в днищах надземных лотков проемов, обеспечивающих выпуск ливневых вод, создавать уклон не требуется. При применении кабельных лотков для прокладки кабелей должны обеспечиваться проезд по территории ОРУ и подъезд к оборудованию машин и механизмов, необходимых для выполнения ремонтных и эксплуатационных работ. Для этой цели должны быть устроены переезды через лотки при помощи железобетонных плит с учетом нагрузки от проходящего транспорта, с сохранением расположения лотков на одном уровне. При применении кабельных лотков не допускается прокладка кабелей под дорогами и переездами в трубах, каналах и траншеях, расположенных ниже лотков. Выход кабелей из лотков к шкафам управления и защиты должен выполняться в трубах, не заглубляемых в землю.Прокладка кабельных перемычек в пределах одной ячейки ОРУ допускается в траншее, причем применение в этом случае труб для защиты кабелей при подводке их к шкафам управления и релейной защиты не рекомендуется. Защита кабелей от механических повреждений должна выполняться другими способами (с применением уголка, швеллера и др.).
Прокладка кабельных линий в кабельных сооружениях
2.3.112. Кабельные сооружения всех видов должны выполняться с учетом возможности дополнительной прокладки кабелей в размере 15 % количества кабелей, предусмотренного проектом (замена кабелей в процессе монтажа, дополнительная прокладка в последующей эксплуатации и др.).
2.3.113. Кабельные этажи, туннели, галереи, эстакады и шахты должны быть отделены от других помещений и соседних кабельных сооружений несгораемыми перегородками и перекрытиями с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками протяженные туннели должны разделяться на отсеки длиной не более 150 м при наличии силовых и контрольных кабелей и не более 100 м при наличии маслонаполненных кабелей. Площадь каждого отсека двойного пола должна быть не более 600 м2.
Двери в кабельных сооружениях и перегородках с пределом огнестойкости 0,75 ч должны иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч в электроустановках, перечисленных в 2.3.76, и 0,6 ч в остальных электроустановках.
Выходы из кабельных сооружений должны предусматриваться наружу или в помещения с производствами категорий Г и Д. Количество и расположение выходов из кабельных сооружений должно определяться, исходя из местных условий, но их должно быть не менее двух. При длине кабельного сооружения не более 25 м допускается иметь один выход.
Двери кабельных сооружений должны быть самозакрывающимися, с уплотненными притворами. Выходные двери из кабельных сооружений должны открываться наружу и должны иметь замки, отпираемые из кабельных сооружений без ключа, а двери между отсеками должны открываться по направлению ближайшего выхода и оборудоваться устройствами, поддерживающими их в закрытом положении.
Проходные кабельные эстакады с мостиками обслуживания должны иметь входы с лестницами. Расстояние между входами должно быть не более 150 м. Расстояние от торца эстакады до входа на нее не должно превышать 25 м.
Входы должны иметь двери, предотвращающие свободный доступ на эстакады лицам, не связанным с обслуживанием кабельного хозяйства.
Двери должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые без ключа с внутренней стороны эстакады.
Расстояние между входами в кабельную галерею при прокладке в ней кабелей не выше 35 кВ должно быть не более 150 м, а при прокладке маслонаполненных кабелей - не более 120 м.
Наружные кабельные эстакады и галереи должны иметь основные несущие строительные конструкции (колонны, балки) из железобетона с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч или из стального проката с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч.
Несущие конструкции зданий и сооружений, которые могут опасно деформироваться или снизить механическую прочность при горении групп (потоков) кабелей, проложенных вблизи этих конструкций на наружных кабельных эстакадах и галереях, должны иметь защиту, обеспечивающую предел огнестойкости защищаемых конструкций не менее 0,75 ч.
Кабельные галереи должны делиться на отсеки несгораемыми противопожарными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Длина отсеков галерей должна быть не более 150 м при прокладке в них кабелей до 35 кВ и не более 120 м при прокладке маслонаполненных кабелей. На наружные кабельные галереи, закрытые частично, указанные требования не распространяются.
2.3.114. В туннелях и каналах должны быть выполнены мероприятия по предотвращению попадания в них технологических вод и масла, а также должен быть обеспечен отвод почвенных и ливневых вод. Полы в них должны иметь уклон не менее 0,5 % в сторону водосборников или ливневой канализации. Проход из одного отсека туннеля в другой при их расположении на разных уровнях должен быть осуществлен с помощью пандуса с углом подъема не выше 15?. Устройство ступеней между отсеками туннелей запрещается.
В кабельных каналах, сооружаемых вне помещений и расположенных выше уровня грунтовых вод, допускается земляное дно с дренирующей подсыпкой толщиной 10-15 см из утрамбованного гравия или песка.
В туннелях должны быть предусмотрены дренажные механизмы; при этом рекомендуется применять автоматический их пуск в зависимости от уровня воды.
Пусковые аппараты и электродвигатели должны иметь исполнение, допускающее их работу в особо сырых местах.
При переходах эстакады и галереи проходного типа с одной отметки на другую должен быть выполнен пандус с уклоном не более 15?. Как исключение, допускается устройство лестницы с уклоном 1:1.
2.3.115. Кабельные каналы и двойные полы в распределительных устройствах и помещениях должны перекрываться съемными несгораемыми плитами. В электромашинных и тому подобных помещениях каналы рекомендуется перекрывать рифленой сталью, а в помещениях щитов управления с паркетными полами - деревянными щитами с паркетом, защищенными снизу асбестом и по асбесту жестью. Перекрытие каналов и двойных полов должно быть рассчитано на передвижение по нему соответствующего оборудования.
2.3.116. Кабельные каналы вне зданий должны быть засыпаны поверх съемных плит слоем земли толщиной не менее 0,3 м. На огражденных территориях засыпка кабельных каналов землей поверх съемных плит не обязательна. Масса отдельной плиты перекрытия, снимаемой вручную, не должна превышать 70 кг. Плиты должны иметь приспособление для подъема.
2.3.117. На участках, где могут быть пролиты расплавленный металл, жидкости с высокой температурой или же вещества, разрушающе действующие на металлические оболочки кабелей, сооружение кабельных каналов не допускается. На указанных участках не допускается также устройство люков в коллекторах и туннелях.
2.3.118. Подземные туннели вне зданий должны иметь поверх перекрытия слой земли толщиной не менее 0,5 м.
2.3.119. При совместной прокладке кабелей и теплопроводов в сооружениях дополнительный нагрев воздуха теплопроводом в месте расположения кабелей в любое время года не должен превышать 5 ?С, для чего должны быть предусмотрены вентиляция и теплоизоляция на трубах.
2.3.120. В кабельных сооружениях кабели рекомендуется прокладывать целыми строительными длинами, а размещение кабелей в сооружениях должно производиться в соответствии со следующим:
1. Контрольные кабели и кабели связи следует размещать только под или только над силовыми кабелями; при этом их следует отделять перегородкой.
В местах пересечения и ответвления допускается прокладка контрольных кабелей и кабелей связи над и под силовыми кабелями.
2. Контрольные кабели допускается прокладывать рядом с силовыми кабелями до 1 кВ.
3. Силовые кабели до 1 кВ рекомендуется прокладывать над кабелями выше 1 кВ; при этом их следует отделять перегородкой.
4. Различные группы кабелей: рабочие и резервные кабели выше 1 кВ генераторов, трансформаторов и т. п., питающие электроприемники I категории, рекомендуется прокладывать на разных горизонтальных уровнях и разделять перегородками.
5. Разделительные перегородки, указанные в пп. 1, 3 и 4, должны быть несгораемыми с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч.
При применении автоматического пожаротушения с использованием воздушно-механической пены или распыленной воды перегородки, указанные в пп. 1, 3 и 4, допускается не устанавливать.
На наружных кабельных эстакадах и в наружных закрытых частично кабельных галереях установка разделительных перегородок, указанных в пп. 1, 3 и 4, не требуется. При этом взаимно резервирующие силовые кабельные линии (за исключением линий к электроприемникам особой группы I категории) следует прокладывать с расстоянием между ними не менее 600 мм и рекомендуется располагать: на эстакадах по обе стороны пролетной несущей конструкции (балки, фермы); в галереях по разным сторонам от прохода.
2.3.121. Маслонаполненные кабели следует прокладывать, как правило, в отдельных кабельных сооружениях. Допускается их прокладка совместно с другими кабелями; при этом маслонаполненные кабели следует размещать в нижней части кабельного сооружения и отделять от других кабелей горизонтальными перегородками с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. Такими же перегородками следует отделять одну от другой маслонаполненные кабельные линии.
2.3.122. Необходимость применения и объем автоматических стационарных средств обнаружения и тушения пожаров в кабельных сооружениях должны определяться на основании ведомственных документов, утвержденных в установленном порядке.
В непосредственной близости от входа, люков и вентиляционных шахт (в радиусе не более 25 м) должны быть установлены пожарные краны. Для эстакад и галерей пожарные гидранты должны располагаться с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки оси трассы эстакады и галереи до ближайшего гидранта не превышало 100 м.
2.3.123. В кабельных сооружениях прокладку контрольных кабелей и силовых кабелей сечением 25 мм2 и более, за исключением небронированных кабелей со свинцовой оболочкой, следует выполнять по кабельным конструкциям (консолям).
Контрольные небронированные кабели, силовые небронированные кабели со свинцовой оболочкой и небронированные силовые кабели всех исполнений сечением 16 мм2 и менее следует прокладывать по лоткам или перегородкам (сплошным или несплошным).
Допускается прокладка кабелей по дну канала при глубине его не более 0,9 м; при этом расстояние между группой силовых кабелей выше 1 кВ и группой контрольных кабелей должно быть не менее 100 мм или эти группы кабелей должны быть разделены несгораемой перегородкой с пределом огнестойкости не менее 0,25 ч.
Расстояния между отдельными кабелями приведены в табл. 2.3.1.
Засыпка силовых кабелей, проложенных в каналах, песком запрещается (исключение см. в 7.3.110).
В кабельных сооружениях высота, ширина проходов и расстояние между конструкциями и кабелями должны быть не менее приведенных в табл. 2.3.1. По сравнению с приведенными в таблице расстояниями допускается местное сужение проходов до 800 мм или снижение высоты до 1,5 м на длине 1,0 м с соответствующим уменьшением расстояния между кабелями по вертикали при одностороннем и двустороннем расположении конструкций.
Таблица 2.3.1.
Наименьшее расстояние для кабельных сооружений
|
Расстояние |
Наименьшие размеры, мм, при прокладке |
|
|
в туннелях, галереях, кабельных этажах и на эстакадах |
в кабельных каналах и двойных полах |
|
|
Высота в свету |
1800 |
Не ограничивается, но не более 1200 мм |
|
По горизонтали в свету между конструкциями при двустороннем их расположении (ширина прохода) |
1000 |
300 при глубине до 0,6 м; 450 при глубине более 0,6 до 0,9 м; 600 при глубине более 0,9 м |
|
По горизонтали в свету от конструкции до стены при одностороннем расположении (ширина прохода) |
900 |
То же |
|
По вертикали между горизонтальными конструкциями * : |
||
|
для силовых кабелей напряжением: |
||
|
до 10 кВ |
200 |
150 |
|
20-35 кВ |
250 |
200 |
|
110 кВ и выше |
300 ** |
250 |
|
для контрольных кабелей и кабелей связи, а также силовых сечением до 3 х 25 мм2 напряжением до 1 кВ |
100 |
|
|
Между опорными конструкциями (консолями) по длине сооружения |
800 - 1000 |
|
|
По вертикали и горизонтали в свету между одиночными силовыми кабелями напряжением до 35 кВ *** |
Не менее диаметра кабеля |
|
|
По горизонтали между контрольными кабелями и кабелями связи *** |
Не нормируется |
|
|
По горизонтали в свету между кабелями напряжением 110 кВ и выше |
100 |
Не менее диаметра кабеля |
* Полезная длина консоли должна быть не более 500 мм на прямых участках трассы.
** При расположении кабелей треугольником 250 мм.
*** В том числе для кабелей, прокладываемых в кабельных шахтах.
2.3.124. Прокладка контрольных кабелей допускается пучками на лотках и многослойно в металлических коробах при соблюдении следующих условий:
1. Наружный диаметр пучка кабелей должен быть не более 100 мм.
2. Высота слоев в одном коробе не должна превышать 150 мм.
3. В пучках и многослойно должны прокладываться только кабели с однотипными оболочками.
4. Крепление кабелей в пучках, многослойно в коробах, пучков кабелей к лоткам следует выполнять так, чтобы была предотвращена деформация оболочек кабелей под действием собственного веса и устройств крепления.
5. В целях пожарной безопасности внутри коробов должны устанавливаться огнепреградительные пояса: на вертикальных участках - на расстоянии не более 20 м, а также при проходе через перекрытие; на горизонтальных участках - при проходе через перегородки.
6. В каждом направлении кабельной трассы следует предусматривать запас емкости не менее 15% общей емкости коробов.
Прокладка силовых кабелей пучками и многослойно не допускается.
2.3.125.
*
В местах, насыщенных подземными коммуникациями, допускается выполнение полупроходных туннелей высотой, уменьшенной по сравнению с предусмотренной в табл. 2.3.1, но не менее 1,5 м, при условии выполнения следующих требований: напряжение кабельных линий должно быть не выше 10 кВ; протяженность туннеля должна быть не более 100 м; остальные расстояния должны соответствовать приведенным в табл. 2.3.1; на концах туннеля должны быть выходы или люки.
* Согласовано с ЦК профсоюза рабочих электростанций и электротехнической промышленности.
2.3.126. Маслонаполненные кабели низкого давления должны крепиться на металлических конструкциях таким образом, чтобы была исключена возможность образования вокруг кабелей замкнутых магнитных контуров; расстояние между местами крепления должно быть не более 1 м.
Стальные трубопроводы кабельных маслонаполненных линий высокого давления могут прокладываться на опорах или подвешиваться на подвесках; расстояние между опорами или подвесками определяется проектом линии. Кроме того, трубопроводы должны закрепляться на неподвижных опорах для предотвращения возникновения в трубопроводах температурных деформаций в условиях эксплуатации.
Воспринимаемые опорами нагрузки от веса трубопровода не должны приводить к каким-либо перемещениям или разрушениями фундаментов опор. Количество указанных опор и места их расположения определяются проектом.
Механические опоры и крепления разветвительных устройств на линиях высокого давления должны предотвращать раскачивание труб разветвлений, образование замкнутых магнитных контуров вокруг них, а в местах креплений или касаний опор должны быть предусмотрены изолирующие прокладки.
2.3.127. Высота кабельных колодцев должна быть не менее 1,8 м; высота камер не нормируется. Кабельные колодцы для соединительных, стопорных и полустопорных муфт должны иметь размеры, обеспечивающие монтаж муфт без разрытия.
Береговые колодцы на подводных переходах должны иметь размеры, обеспечивающие размещение резервных кабелей и подпитывающих аппаратов.
В полу колодца должен быть устроен приямок для сбора грунтовых и ливневых вод; должно быть также предусмотрено водоотливное устройство в соответствии с требованиями, приведенными в 2.3.114.
Кабельные колодцы должны быть снабжены металлическими лестницами.
В кабельных колодцах кабели и соединительные муфты должны быть уложены на конструкциях, лотках или перегородках.
2.3.128. Люки кабельных колодцев и туннелей должны иметь диаметр не менее 650 мм и закрываться двойными металлическими крышками, из которых нижняя должна иметь приспособление для закрывания на замок, открываемый со стороны туннеля без ключа. Крышки должны иметь приспособления для их снятия. Внутри помещений применение второй крышки не требуется.
2.3.129. На соединительных муфтах силовых кабелей напряжением 6-35 кВ в туннелях, кабельных этажах и каналах должны быть установлены специальные защитные кожухи для локализации пожаров и взрывов, которые могут возникнуть при электрических пробоях в муфтах.
2.3.130. Концевые муфты на кабельных маслонаполненных линиях высокого давления должны располагаться в помещениях с положительной температурой воздуха или быть оборудованы автоматическим обогревом при снижении температуры окружающего воздуха ниже +5?С.
2.3.131. При прокладке маслонаполненных кабелей в галереях необходимо предусмотреть отопление галерей в соответствии с техническими условиями на маслонаполненные кабели.
Помещения маслоподпитывающих агрегатов линий высокого давления должны иметь естественную вентиляцию. Подземные подпитывающие пункты допускается совмещать с кабельными колодцами; при этом колодцы должны быть оборудованы водоотливными устройствами в соответствии с 2.3.127.
Таблица 2.3.2.
Наименьшее расстояние от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений
|
Сооружение |
Нормируемое расстояние |
Наименьшие размеры, м |
|
При параллельном следовании, по горизонтали |
||
|
Здания и сооружения с глухими стерами |
От конструкции эстакады и галереи до стены здания и сооружения |
Не нормируется |
|
Здания и сооружения, имеющие стены с проемами |
То же |
2 |
|
Внутризаводская неэлектрифицированная железная дорога |
От конструкции эстакады и галереи до габарита приближения строений |
1 м для галерей и проходных эстакад; 3 м для непроходных эстакад |
|
Внутризаводская автомобильная дорога и пожарные проезды |
От конструкции эстакады и галереи до бордюрного камня, внешней бровки или подошвы кювета дороги |
2 |
|
Канатная дорога |
От конструкции эстакады и галереи до габарита подвижного состава |
1 |
|
Надземный трубопровод |
От конструкции эстакады и галереи до ближайших частей трубопровода |
0,5 |
|
Воздушная линия электропередачи |
От конструкции эстакады и галереи до проводов |
См 2.5.115. |
|
При пересечении, по вертикали |
||
|
Внутризаводская неэлектрифицированная железная дорога |
От нижней отметки эстакады и галереи до головки рельса |
5,6 |
|
Внутризаводская электрифицированная железная дорога |
От нижней отметки эстакады и галереи: |
|
|
до головки рельса |
7,1 |
|
|
до наивысшего провода или несущего троса контактной сети |
3 |
|
|
Внутризаводская автомобильная дорога (пожарный проезд) |
От нижней отметки эстакады и галереи до полотна автомобильной дороги (пожарного проезда) |
4,5 |
|
Надземный трубопровод |
От конструкции эстакады и галереи до ближайших частей трубопровода |
0,5 |
|
Воздушная линия электропередачи |
От конструкции эстакады и галереи до проводов |
См. 2.5.114. |
|
Воздушная линия связи и радиофикации |
То же |
1,5 |
2.3.132. Кабельные сооружения, за исключением эстакад, колодцев для соединительных муфт, каналов и камер, должны быть обеспечены естественной или искусственной вентиляцией, причем вентиляция каждого отсека должна быть независимой.
Расчет вентиляции кабельных сооружений определяется, исходя из перепада температур между поступающим и удаляемым воздухом не более 10 ? С. При этом должно быть предотвращено образование мешков горячего воздуха в сужениях туннелей, поворотах, обходах и т. д.
Вентиляционные устройства должны быть оборудованы заслонками (шиберами) для прекращения доступа воздуха в случае возникновения возгорания, а также для предупреждения промерзания туннеля в зимнее время. Исполнение вентиляционных устройств должно обеспечивать возможность применения автоматики прекращения доступы воздуха в сооружения.
При прокладке кабелей внутри помещений должен быть предотвращен перегрев кабелей за счет повышенной температуры окружающего воздуха и влияний технологического оборудования.
Кабельные сооружения, за исключением колодцев для соединительных муфт, каналов, камер и открытых эстакад, должны быть оборудованы электрическим освещением и сетью для питания переносных светильников и инструмента. На тепловых электростанциях сеть для питания инструмента допускается не выполнять.
2.3.133. Прокладка кабелей в коллекторах, технологических галереях и по технологическим эстакадам выполняется в соответствии с требованиями СНиП Госстроя СССР.
Наименьшие расстояния в свету от кабельных эстакад и галерей до зданий и сооружений должны соответствовать приведенным в табл. 2.3.2.
Пересечение кабельных эстакад и галерей с воздушными линиями электропередачи, внутризаводскими железными и автомобильными дорогами, пожарными проездами, канатными дорогами, воздушными линиями связи и радиофикации и трубопроводами рекомендуется выполнять под углом не менее 30? .
Расположение эстакад и галерей во взрывоопасных зонах - см. гл. 7.3, расположение эстакад и галерей в пожароопасных зонах - см.гл. 7.4.
При параллельном следовании эстакад и галерей с воздушными линиями связи и радиофикации наименьшие расстояния между кабелями и проводами линии связи и радиофикации определяются на основании расчета влияния кабельных линий на линии связи и радиофикации. Провода связи и радиофикации могут располагаться под и над эстакадами и галереями.
Наименьшая высота кабельной эстакады и галереи в непроезжей части территории промышленного предприятия должна приниматься из расчета возможности прокладки нижнего ряда кабелей на уровне не менее 2,5 м от планировочной отметки земли.
Прокладка кабельных линий в производственных помещениях
2.3.134. При прокладке кабельных линий в производственных помещениях должны быть выполнены следующие требования: 1. Кабели должны быть доступны для ремонта, а открыто проложенные - и для осмотра. Кабели (в том числе бронированные), расположенные в местах, где производится перемещение механизмов, оборудования, грузов и транспорта, должны быть защищены от повреждений в соответствии с требованиями, приведенными в 2.3.15. 2. Расстояние в свету между кабелями должно соответствовать приведенному в табл. 2.3.1. 3. Расстояние между параллельно проложенными силовыми кабелями и всякого рода трубопроводами, как правило, должно быть не менее 0,5 м, а между газопроводами и трубопроводами с горючими жидкостями - не менее 1 м. При меньших расстояниях сближения и при пересечениях кабели должны быть защищены от механических повреждений (металлическими трубами, кожухами и т. п.) на всем участке сближения плюс по 0,5 м с каждой его стороны, а в необходимых случаях защищены от перегрева. Пересечения кабелями проходов должны выполняться на высоте не менее 1,8 м от пола. Параллельная прокладка кабелей над и под маслопроводами и трубопроводами с горючей жидкостью в вертикальной плоскости не допускается. 2.3.135. Прокладка кабелей в полу и междуэтажных перекрытиях должна производиться в каналах или трубах; заделка в них кабелей наглухо не допускается. Проход кабелей через перекрытия и внутренние стены может производиться в трубах или проемах; после прокладки кабелей зазоры в трубах и проемах должны быть заделаны легко пробиваемым несгораемым материалом. Прокладка кабелей в вентиляционных каналах запрещается. Допускается пересечение этих каналов одиночными кабелями, заключенными в стальные трубы. Открытая прокладка кабеля по лестничным клеткам не допускается.
Прокладка кабельных линий в земле
2.3.83. При прокладке кабельных линий непосредственно в земле кабели должны прокладываться в траншеях и иметь снизу подсыпку, а сверху засыпку слоем мелкой земли, не содержащей камней, строительного мусора и шлака.
Кабели на всем протяжении должны быть защищены от механических повреждений путем покрытия при напряжении 35 кВ и выше железобетонными плитами толщиной не менее 50 мм; при напряжении ниже 35 кВ - плитами или глиняным обыкновенным кирпичом в один слой поперек трассы кабелей; при рытье траншеи землеройным механизмом с шириной фрезы менее 250 мм, а также для одного кабеля - вдоль трассы кабельной линии. Применение силикатного, а также глиняного пустотелого или дырчатого кирпича не допускается.
При прокладке на глубине 1-1,2 м кабели 20 кВ и ниже (кроме кабелей городских электросетей) допускается не защищать от механических повреждений.
Кабели до 1 кВ должны иметь такую защиту лишь на участках, где вероятны механические повреждения (например, в местах частых раскопок). Асфальтовые покрытия улиц и т. п. рассматриваются как места, где разрытия производятся в редких случаях.
2.3.84. Глубина заложения кабельных линий от планировочной отметки должна быть не менее: линий до 20 кВ 0,7 м; 35 кВ 1 м; при пересечении улиц и площадей независимо от напряжения 1 м.
Кабельные маслонаполненные линии 110-220 кВ должны иметь глубину заложения от планировочной отметки не менее 1,5 м.
Допускается уменьшение глубины до 0,5 м на участках длиной до 5 м при вводе линий в здания, а также в местах пересечения их с подземными сооружениями при условии защиты кабелей от механических повреждений (например, прокладка в трубах).
Прокладка кабельных линий 6-10 кВ по пахотным землям должна производиться на глубине не менее 1 м, при этом полоса земли над трассой может быть занята под посевы.
2.3.85. Расстояние в свету от кабеля, проложенного непосредственно в земле, до фундаментов зданий и сооружений должно быть не менее 0,6 м. Прокладка кабелей непосредственно в земле под фундаментами зданий и сооружений не допускается.
При прокладке транзитных кабелей в подвалах и технических подпольях жилых и общественных зданий следует руководствоваться СНиП Госстроя СССР.
2.3.86. При параллельной прокладке кабельных линий расстояние по горизонтали в свету между кабелями должно быть не менее:
1) 100 мм между силовыми кабелями до 10 кВ, а также между ними и контрольными кабелями;
2) 250 мм между кабелями 20-35 кВ и между ними и другими кабелями;
3) 500 мм
*
между кабелями, эксплуатируемыми различными организациями, а также между силовыми кабелями и кабелями связи;
4) 500 мм между маслонаполненными кабелями 110-220 кВ и другими кабелями: при этом кабельные маслонаполненные линии низкого давления отделяются одна от другой и от других кабелей железобетонными плитами, поставленными на ребро; кроме того, следует производить расчет электромагнитного влияния на кабели связи.
Допускается в случаях необходимости по согласованию между эксплуатирующими организациями с учетом местных условий уменьшение расстояний, указанных в пп. 2 и 3, до 100 мм, а между силовыми кабелями до 10 кВ и кабелями связи, кроме кабелей с цепями, уплотненными высокочастотными системами телефонной связи, до 250 мм при условии защиты кабелей от повреждений, могущих возникнуть при КЗ в одном из кабелей (прокладка в трубах, установка несгораемых перегородок и т. п.).
Расстояние между контрольными кабелями не нормируется.
* Согласовано с Министерством связи СССР.
2.3.87. При прокладке кабельных линий в зоне насаждений расстояние от кабелей до стволов деревьев должно быть, как правило, не менее 2 м. Допускается по согласованию с организацией, в ведении которой находятся зеленые насаждения, уменьшение этого расстояния при условии прокладки кабелей в трубах, проложенных путем подкопки.
При прокладке кабелей в пределах зеленой зоны с кустарниковыми посадками указанные расстояния допускается уменьшить до 0,75 м.
2.3.88. При параллельной прокладке расстояние по горизонтали в свету от кабельных линий напряжением до 35 кВ и маслонаполненных кабельных линий до трубопроводов, водопровода, канализации и дренажа должно быть не менее 1 м; до газопроводов низкого (0,0049 МПа), среднего (0,294 МПа) и высокого давления (более 0,294 до 0,588 МПа) - не менее 1 м; до газопроводов высокого давления (более 0,588 до 1,176 МПа) - не менее 2 м; до теплопроводов - см. 2.3.89.
В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний для кабельных линий до 35 кВ, за исключением расстояний до трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м без специальной защиты кабелей и до 0,25 м при прокладке кабелей в трубах. Для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ на участке сближения длиной не более 50 м допускается уменьшение расстояния по горизонтали в свету до трубопроводов, за исключением трубопроводов с горючими жидкостями и газами, до 0,5 м при условии устройства между маслонаполненными кабелями и трубопроводом защитной стенки, исключающей возможность механических повреждений. Параллельная прокладка кабелей над и под трубопроводами не допускается.
2.3.89. При прокладке кабельной линии параллельно с теплопроводом расстояние в свету между кабелем и стенкой канала теплопровода должно быть не менее 2 м или теплопровод на всем участке сближения с кабельной линией должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы дополнительный нагрев теплопроводом в месте прохождения кабелей в любое время года не превышал 10? С для кабельных линий до 10 кВ и 5? С - для линий 20-220 кВ.
2.3.90. При прокладке кабельной линии параллельно с железными дорогами кабели должны прокладываться, как правило, вне зоны отчуждения дороги. Прокладка кабелей в пределах зоны отчуждения допускается только по согласованию с организациями Министерства путей сообщения, при этом расстояние от кабеля до оси пути железной дороги должно быть не менее 3,25 м, а для электрифицированной дороги - не менее 10,75 м. В стесненных условиях допускается уменьшение указанных расстояний, при этом кабели на всем участке сближения должны прокладываться в блоках или трубах.
При электрифицированных дорогах на постоянном токе блоки или трубы должны быть изолирующими (асбестоцементные, пропитанные гудроном или битумом и др.)
*
.
* Согласовано с Министерством путей сообщения.
2.3.91. При прокладке кабельной линии параллельно с трамвайными путями расстояние от кабеля до оси трамвайного пути должно быть не менее 2,75 м.
В стесненных условиях допускается уменьшение этого расстояния при условии, что кабели на всем участке сближения будут проложены в изолирующих блоках или трубах, указанных в 2.3.90.
2.3.92. При прокладке кабельной линии параллельно с автомобильными дорогами категорий I и II (см. 2.5.146) кабели должны прокладываться с внешней стороны кювета или подошвы насыпи 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 управлениями дорог.
2.3.93. При прокладке кабельной линии параллельно с ВЛ 110 кВ и выше расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через крайний провод линии, должно быть не менее 10 м.
Расстояние в свету от кабельной линии до заземленных частей и заземлителей опор ВЛ выше 1 кВ должно быть не менее 5 м при напряжении до 35 кВ, 10 м при напряжении 110 кВ и выше. В стесненных условиях расстояние от кабельных линий до подземных частей и заземлителей отдельных опор ВЛ выше 1 кВ допускается не менее 2 м; при этом расстояние от кабеля до вертикальной плоскости, проходящей через провод ВЛ, не нормируется.
Расстояние в свету от кабельной линии до опоры ВЛ до 1 кВ должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля на участке сближения в изолирующей трубе 0,5 м.
На территориях электростанций и подстанций в стесненных условиях допускается прокладывать кабельные линии на расстояниях не менее 0,5 м от подземной части опор воздушных связей (токопроводов) и ВЛ выше 1 кВ, если заземляющие устройства этих опор присоединены к контуру заземления подстанций.
2.3.94.
*
. При пересечении кабельными линиями других кабелей они должны быть разделены слоем земли толщиной не менее 0,5 м; это расстояние в стесненных условиях для кабелей до 35 кВ может быть уменьшено до 0,15 м при условии разделения кабелей на всем участке пересечения плюс до 1 м в каждую сторону плитами или трубами из бетона или другого равнопрочного материала; при этом кабели связи должны быть расположены выше силовых кабелей.
* Согласовано с Министерством связи СССР.
2.3.95. При пересечении кабельными линиями трубопроводов, в том числе нефте- и газопроводов, расстояние между кабелями и трубопроводом должно быть не менее 0,5 м. Допускается уменьшение этого расстояния до 0,25 м при условии прокладки кабеля на участке пересечения плюс не менее чем по 2 м в каждую сторону в трубах.
При пересечении кабельной маслонаполненной линией трубопроводов расстояние между ними в свету должно быть не менее 1 м. Для стесненных условий допускается принимать расстояние не менее 1 м. Для стесненных условий допускается принимать расстояние не менее 0,25 м, но при условии размещения кабелей в трубах или железобетонных лотках с крышкой.
2.3.96. При пересечении кабельными линиями до 35 кВ теплопроводов расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода в свету должно быть не менее 0,5 м, а в стесненных условиях - не менее 0,25 м. При этом теплопровод на участке пересечения плюс по 2 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 10 ?С по отношению к высшей летней температуре и на 15 ?С по отношению к низшей зимней.
В случаях, когда указанные условия не могут быть соблюдены, допускается выполнение одного из следующих мероприятий: заглубление кабелей до 0,5 м вместо 0,7 м (см. 2.3.84.); применение кабельной вставки большего сечения; прокладка кабелей под теплопроводом в трубах на расстоянии от него не менее 0,5 м, при этом трубы должны быть уложены таким образом, чтобы замена кабелей могла быть выполнена без производства земляных работ (например, ввод концов труб в камеры).
При пересечении кабельной маслонаполненной линией теплопровода расстояние между кабелями и перекрытием теплопровода должно быть не менее 1 м, а в стесненных условиях - не менее 0,5 м. При этом теплопровод на участке пересечения плюс по 3 м в каждую сторону от крайних кабелей должен иметь такую теплоизоляцию, чтобы температура земли не повышалась более чем на 5?С в любое время года.
2.3.97. При пересечении кабельными линиями железных и автомобильных дорог кабели должны прокладываться в туннелях, блоках или трубах по всей ширине зоны отчуждения на глубине не менее 1 м от полотна дороги и не менее 0,5 м от дна водоотводных канав. При отсутствии зоны отчуждения указанные условия прокладки должны выполняться только на участке пересечения плюс по 2 м по обе стороны от полотна дороги.
При пересечении кабельными линиями электрифицированных и подлежащих электрификации на постоянном токе
*
железных дорог блоки и трубы должны быть изолирующими (см. 2.3.90). Место пересечения должно находиться на расстоянии не менее 10 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей. Пересечение кабелей с путями электрифицированного рельсового транспорта должно производиться под углом 75-90? к оси пути.
Концы блоков и труб должны быть утоплены джутовыми плетеными шнурами, обмазанными водонепроницаемой (мятой) глиной на глубину не менее 300 мм.
При пересечении тупиковых дорог промышленного назначения с малой интенсивностью движения, а также специальных путей (например, на слипах и т. п.) кабели, как правило, должны прокладываться непосредственно в земле.
При пересечении трассы кабельных линий вновь сооружаемой железной неэлектрифицированной дорогой или автомобильной дорогой перекладки действующих кабельных линий не требуется. В месте пересечения должны быть заложены на случай ремонта кабелей в необходимом количестве резервные блоки или трубы с плотно заделанными торцами.
В случае перехода кабельной линии в воздушную кабель должен выходить на поверхность на расстоянии не менее 3,5 м от подошвы насыпи или от кромки полотна.
* Согласовано с Министерством путей сообщения.
2.3.98. При пересечении кабельными линиями трамвайных путей кабели должны прокладываться в изолирующих блоках или трубах (см. 2.3.90). Пересечение должно выполняться на расстоянии не менее 3 м от стрелок, крестовин и мест присоединения к рельсам отсасывающих кабелей.
2.3.99.
При пересечении кабельными линиями въездов для автотранспорта во дворы, гаражи и т. д. прокладка кабелей должна производиться в трубах. Таким же способом должны быть защищены кабели в местах пересечения ручьев и канав.
2.3.100. При установке на кабельных линиях кабельных муфт расстояние в свету между корпусом кабельной муфты и ближайшим кабелем должно быть не менее 250 мм.
При прокладке кабельных линий на крутонаклонных трассах установка на них кабельных муфт не рекомендуется. При необходимости установки на таких участках кабельных муфт под ними должны выполняться горизонтальные площадки.
Для обеспечения возможности перемонтажа муфт в случае их повреждения на кабельной линии требуется укладывать кабель с обеих сторон муфт с запасом.
2.3.101. При наличии по трассе кабельной линии блуждающих токов опасных величин необходимо:
1. Изменить трассу кабельной линии с тем, чтобы обойти опасные зоны.
2. При невозможности изменить трассу: предусмотреть меры по максимальному снижению уровней блуждающих токов; применить кабели с повышенной стойкостью к воздействию коррозии; осуществить активную защиту кабелей от воздействия электрокоррозии.
При прокладках кабелей в агрессивных грунтах и зонах с наличием блуждающих токов недопустимых значений должна применяться катодная поляризация (установка электродренажей, протекторов, катодная защита). При любых способах подключения электродренажных устройств должны соблюдаться нормы разностей потенциалов на участках отсасывания, предусмотренные СНиП III-23-76 “Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии” Госстроя СССР. Применять катодную защиту внешним током на кабелях, проложенных в солончаковых грунтах или засоленных водоемах, не рекомендуется.
Необходимость защиты кабельных линий от коррозии должна определяться по совокупным данным электрических измерений и химических анализов проб грунта. Защита кабельных линий от коррозии не должна создавать условий, опасных для работы смежных подземных сооружений. Запроектированные мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода новой кабельной линии в эксплуатацию.При наличии в земле блуждающих токов необходимо устанавливать на кабельных линиях контрольные пункты в местах и на расстояниях, позволяющих определять границы опасных зон, что необходимо для последующего рационального выбора и размещения защитных средств.
Для контроля потенциалов на кабельных линиях допускается использовать места выходов кабелей на трансформаторные подстанции, распределительные пункты и т. д.
Проверка проводников по условиям короны и радиопомех
1.3.33. При напряжении 35 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента негладкости проводников. При этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны. Проверку следует проводить в соответствии с действующими руководящими указаниями. Кроме того, для проводников необходима проверка по условиям допустимого уровня радиопомех от короны.
Провода и грозозащитные тросы
2.5.75. Воздушные линии могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе, во втором случае фаза называется расщепленной. Провода расщепленной фазы могут быть изолированы друг от друга. Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также расстояние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом. 2.5.76. На проводах расщепленной фазы в пролетах и петлях анкерных опор должны быть установлены дистанционные распорки. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из двух или трех проводов, не должны превышать 60 м, а при прохождении ВЛ по местности типа А (2.5.6) - 40 м. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из четырех и более проводов, не должны превышать 40 м. При прохождении ВЛ по местности типа С эти расстояния допускается увеличивать до 60 м. 2.5.77. На ВЛ должны применяться многопроволочные провода и тросы. Минимально допустимые сечения проводов приведены в табл. 2.5.5. Таблица 2.5.5 Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности 1 2
| Характеристика ВЛ | Сечение проводов, мм2 | |||
| алюминиевых и из нетермообработанного алюминиевого сплава | из термообработанного алюминиевого сплава | сталеалюминиевых | стальных | |
| ВЛ без пересечений в районах по гололеду: | ||||
| до II | 70 | 50 | 35/6,2 | 35 |
| в III-IV | 95 | 50 | 50/8 | 35 |
| в V и более | - | - | 70/11 | 35 |
| Пересечения ВЛ с судоходными реками и инженерными сооружениями в районах по гололеду: | ||||
| до II | 70 | 50 | 50/8 | 35 |
| в III-IV | 95 | 70 | 50/8 | 50 |
| в V и более | - | - | 70/11 | 50 |
| ВЛ, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах: | ||||
| до 20 кВ | - | - | 70/11 | - |
| 35 кВ и выше | - | - | 120/19 | - |
Для снижения потерь электроэнергии на перемагничивание стальных сердечников в сталеалюминиевых проводах и в проводах из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником рекомендуется применять провода с четным числом повивов алюминиевых проволок. 2.5.79. В качестве грозозащитных тросов следует, как правило, применять стальные канаты, изготовленные из оцинкованной проволоки для особо жестких агрессивных условий работы (ОЖ) и по способу свивки нераскручивающиеся (Н) сечением не менее: 35 мм2 - на ВЛ 35 кВ без пересечений; 35 мм2 - на ВЛ 35 кВ в пролетах пересечений с железными дорогами общего пользования и электрифицированными в районах по гололеду I-II; 50 мм2 - в остальных районах и на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах; 50 мм2 - на ВЛ 110-150 кВ; 70 мм2 - на ВЛ 220 кВ и выше. Сталеалюминиевые провода или провода из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником в качестве грозозащитного троса рекомендуется применять: 1) на особо ответственных переходах через инженерные сооружения (электрифицированные железные дороги, автомобильные дороги категории IA (2.5.256), судоходные водные преграды и т. п.); 2) на участках ВЛ, проходящих в районах с повышенным загрязнением атмосферы (промышленные зоны с высокой химической активностью уносов, зоны интенсивного земледелия с засоленными почвами и водоемами, побережья морей и т. п.), а также проходящих по населенной и труднодоступной местностям; 3) на ВЛ с большими токами однофазного короткого замыкания по условиям термической стойкости и для уменьшения влияния ВЛ на линии связи. При этом для ВЛ, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, независимо от напряжения суммарное сечение алюминиевой (или алюминиевого сплава) и стальной частей троса должно быть не менее 120 мм2. При использовании грозозащитных тросов для организации многоканальных систем высокочастотной связи при необходимости применяются одиночные или сдвоенные изолированные друг от друга тросы или тросы со встроенным оптическим кабелем связи (2.5.178 - 2.5.200).
Между составляющими сдвоенного троса в пролетах и петлях анкерных опор должны быть установлены дистанционные изолирующие распорки. Расстояния между распорками в пролете не должны превышать 40 м. 2.5.80. Для сталеалюминиевых проводов с площадью поперечного сечения алюминиевых проволок А и стальных проволок C рекомендуются следующие области применения: 1) районы с толщиной стенки гололеда 25 мм и менее: А до 185 мм2 - при отношении А/С от 6,0 до 6,25; А от 240 мм2 и более - при отношении А/С более 7,71; 2) районы с толщиной стенки гололеда более 25 мм: А до 95 мм2 - при отношении А/С 6,0; А от 120 до 400 мм2 - при отношении А/С от 4,29 до 4,39; А от 450 мм2 и более - при отношении А/С от 7,71 до 8,04; 3) на больших переходах с пролетами более 700 м - отношение А/C более 1,46. Выбор марок проводов из других материалов обосновывается расчетами. При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение проводов от коррозии (побережья морей, соленых озер, промышленные районы и районы засоленных песков, прилежащие к ним районы с атмосферой воздуха типа II и III, а также в местах, где на основании данных изысканий возможны такие разрушения, следует применять провода, которые в соответствии с государственными стандартами и техническими условиями предназначены для указанных условий. На равнинной местности при отсутствии данных эксплуатации ширину прибрежной полосы, к которой относится указанное требование, следует принимать равной 5 км, а полосы от химических предприятий - 1,5 км. 2.5.81. При выборе конструкции ВЛ, количества составляющих и площади сечения проводов фазы и их расположения необходимо ограничение напряженности электрического поля на поверхности проводов до уровней, допустимых по короне и радиопомехам (см. гл. 1.3). По условиям короны и радиопомех при отметках до 1 000 м над уровнем моря рекомендуется применять на ВЛ провода диаметром не менее указанных в табл. 2.5.6. При отметках более 1000 м над уровнем моря для ВЛ 500 кВ и выше рекомендуется рассматривать целесообразность изменения конструкции средней фазы по сравнению с крайними фазами. 2.5.82.
Сечение грозозащитного троса, выбранное по механическому расчету, должно быть проверено на термическую стойкость в соответствии с указаниями гл. 1.4 и 2.5.193, 2.5.195, 2.5.196. Таблица 2.5.6 Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех, мм 1 2
| Напряжение ВЛ, кВ | Фаза с проводами | |
| одиночными | два и более | |
| 110 | 11,4 (АС 70/11) | - |
| 150 | 15,2 (АС 120/19) | - |
| 220 | 21,6 (АС 240/32) | - |
| 24,0 (АС 300/39) | - | |
| 330 | 33,2 (АС 600/72) | 2 ? 21,6 (2 ? AС 240/32) |
| 3 ? 15,2 (3 ? AC 120/19) | ||
| 3 ? 17,1 (3 ? AС 150/24) | ||
| 500 | - | 2 ? 36,2 (2 ? AC 700/86) |
| 3 ? 24,0 (3 ? AС 300/39) | ||
| 4 ? 18,8 (4 ? AС 185/29) | ||
| 750 | - | 4 ? 29,1 (4 ? AС 400/93) |
| 5 ? 21,6 (5 ? АС 240/32) |
| Провода и тросы | Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении | Допустимое напряжение, Н/мм2 | ||
| при наибольшей нагрузке и низшей температуре | при среднегодовой температуре | при наибольшей нагрузке и низшей температуре | при среднегодовой температуре | |
| Алюминиевые с площадью поперечного сечения, мм2: | ||||
| 70-95 | 35 | 30 | 56 | 48 |
| 120-240 | 40 | 30 | 64 | 51 |
| 300-750 | 45 | 30 | 72 | 51 |
| Из нетермообработанного алюминиевого сплава площадью поперечного сечения, мм2: | ||||
| 50-95 | 40 | 30 | 83 | 62 |
| 120-185 | 45 | 30 | 94 | 62 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава площадью поперечного сечения, мм2: | ||||
| 50-95 | 40 | 30 | 114 | 85 |
| 120-185 | 45 | 30 | 128 | 85 |
| Сталеалюминиевые площадью поперечного сечения алюминиевой части провода, мм2: | ||||
| 400 и 500 при А/С 20,27 и 18,87 | 45 | 30 | 104 | 69 |
| 400, 500 и 1000 при А/С 17,91, 18,08 и 17,85 | 45 | 30 | 96 | 64 |
| 330 при А/С 11,51 | 45 | 30 | 117 | 78 |
| 150-800 при А/С от 7,8 до 8,04 | 45 | 30 | 126 | 84 |
| 35-95 при А/С от 5,99 до 6,02 | 40 | 30 | 120 | 90 |
| 185 и более при А/С от 6,14 до 6,28 | 45 | 30 | 135 | 90 |
| 120 и более при А/С от 4,29 до 4,38 | 45 | 30 | 153 | 102 |
| 500 при А/С 2,43 | 45 | 30 | 205 | 137 |
| 185, 300 и 500 при А/С 1,46 | 45 | 30 | 254 | 169 |
| 70 при А/С 0,95 | 45 | 30 | 272 | 204 |
| 95 при А/С 0,65 | 40 | 30 | 308 | 231 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником площадью поперечного сечения алюминиевого сплава, мм2: | ||||
| 500 при А/С 1,46 | 45 | 30 | 292 | 195 |
| 70 при А/С 1,71 | 45 | 30 | 279 | 186 |
| Стальные провода | 50 | 35 | 310 | 216 |
| Стальные канаты | 50 | 35 | По стандартам и техническим условиям | |
| Защищенные провода | 40 | 30 | 114 | 85 |
Расчет монтажных напряжений и стрел провеса проводов (тросов) должен выполняться с учетом остаточных деформаций (вытяжки). В механических расчетах проводов (тросов) следует принимать физико-механические характеристики, приведенные в табл. 2.5.8. Таблица 2.5.8 Физико-механические характеристики проводов и тросов
| Провода и тросы | Модуль упругости, 104 Н/мм2 | Температурный коэффициент линейного удлинения, 10-6 град-1 | Предел прочности при растяжении ?р * , Н/мм2, провода и троса в целом |
| Алюминиевые | 6,30 | 23,0 | 16 |
| Сталеалюминиевые с отношением площадей поперечных сечений А/С: | |||
| 20,27 | 7,04 | 21,5 | 210 |
| 16,87-17,82 | 7,04 | 21,2 | 220 |
| 11,51 | 7,45 | 21,0 | 240 |
| 8,04-7,67 | 7,70 | 19,8 | 270 |
| 6,28-5,99 | 8,25 | 19,2 | 290 |
| 4,36-4,28 | 8,90 | 18,3 | 340 |
| 2,43 | 10,3 | 16,8 | 460 |
| 1,46 | 11,4 | 15,5 | 565 |
| 0,95 | 13,4 | 14,5 | 690 |
| 0,65 | 13,4 | 14,5 | 780 |
| Из нетермообработанного алюминиевого сплава | 6,3 | 23,0 | 208 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава | 6,3 | 23,0 | 285 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с отношением площадей поперечных сечений А/С: | |||
| 1,71 | 11,65 | 15,83 | 620 |
| 1,46 | 12,0 | 15,5 | 650 |
| Стальные канаты | 18,5 | 12,0 | 1200 ** |
| Стальные провода | 20,0 | 12,0 | 620 |
| Защищенные провода | 6,25 | 23,0 | 294 |
В табл. 2.5.9, 2.5.10 и 2.5. 11 тип местности принимается согласно 2.5.6. При длинах пролетов менее указанных в табл. 2.5.9 и в местности типа С защита от вибрации не требуется. Защищать от вибрации рекомендуется: провода алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава площадью сечения до 95 мм2, из термообработанного алюминиевого сплава и сталеалюминиевые провода площадью сечения алюминиевой части до 70 мм2, стальные тросы площадью сечения до 35 мм2 - гасителями вибрации петлевого типа (демпфирующие петли) или армирующими спиральными прутками, протекторами, спиральными вязками; провода (тросы) большего сечения - гасителями вибрации типа Стокбриджа; провода ВЛЗ в местах их крепления к изоляторам - гасителями вибрации спирального типа с полимерным покрытием. Гасители вибрации следует устанавливать с обеих сторон пролета. Для ВЛ, проходящих в особых условиях (районы Крайнего Севера, орографически незащищенные выходы из горных ущелий, отдельные пролеты в местности типа С и др.), защита от вибрации должна производиться по специальному проекту. Защита от вибрации больших переходов выполняется согласно 2.5.163. Таблица 2.5.9 Длины пролетов для одиночных проводов и тросов, требующих защиты от вибрации
| Провода, тросы | Площадь сечения * , мм2 | Пролеты длиной более, м, в местности типа | |
| А | В | ||
| Сталеалюминиевые, из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него * | 35-95 | 80 | 95 |
| 120-240 | 100 | 120 | |
| 300 и более | 120 | 145 | |
| Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава | 50-95 | 60 | 95 |
| 120-240 | 100 | 120 | |
| 300 и более | 120 | 145 | |
| Стальные | 25 и более | 120 | 145 |
| Провода, тросы | Тип местности | |
| А | В | |
| Сталеалюминиевые марок АС при А/C: | ||
| 0,65-0,95 | Более 70 | Более 85 |
| 1,46 | » 60 | » 70 |
| 4,29-4,39 | » 45 | » 55 |
| 6,0-8,05 | » 40 | » 45 |
| 11,5 и более | » 35 | » 40 |
| Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех марок | » 35 | » 40 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него всех марок | » 40 | » 45 |
| Стальные всех марок | » 170 | » 195 |
| Провода, тросы | Тип местности | |
| А | В | |
| Сталеалюминиевые марок АС при А/С: | ||
| 0,65-0,95 | Более 75 | Более 85 |
| 1,46 | » 65 | » 70 |
| 4,29-4,39 | » 50 | » 55 |
| 6,0-8,05 | » 45 | » 50 |
| 11,5 и более | » 40 | » 45 |
| Алюминиевые и из нетермообработанного алюминиевого сплава всех марок | » 40 | » 45 |
| Из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и без него всех марок | » 45 | » 50 |
| Стальные всех марок | » 195 | » 215 |
ПроводаЛинейная арматура
2.4.13. На ВЛ должны, как правило, применяться самонесущие изолированные провода (СИП). СИП должен относиться к категории защищенных, иметь изоляцию из трудносгораемого светостабилизированного синтетического материала, стойкого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона. 2.4.14. По условиям механической прочности на магистралях ВЛ, на линейном ответвлении от ВЛ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в табл.2.4.1 и 2.4.2. Таблица 2.4.1 Минимально допустимые сечения изолированных проводов
| Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм | Сечение несущей жилы, мм2, на магистрали ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ | Сечение жилы на ответвлениях от ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм2 |
| 10 | 35 (25) * | 16 |
| 15 и более | 50 (25) * | 16 |
| Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм | Материал провода | Сечение провода на магистрали и линейном ответвлении, мм |
| 10 | Алюминий (А), нетермообработанный алюминиевый сплав (АН) | 25 |
| Сталеалюминий (АС), термообработанный алюминиевый сплав (АЖ) | 25 | |
| Медь (М) | 16 | |
| 15 и более | А, АН | 35 |
| АС, АЖ | 25 | |
| М | 16 |
При расчете используются параметры проводов, приведенные в табл. 2.5.8. Таблица 2.4.3 Допустимое механическое напряжение в проводах ВЛ до 1 кВ
| Провод | Допустимое напряжение, % предела прочности при растяжении | |
| при наибольшей нагрузке и низшей температуре tг=t- | при среднегодовой температуре tсг | |
| СИП сечением 25-120 мм2 | 40 | 30 |
| Алюминиевый сечением, мм2: | ||
| 25-95 | 35 | 30 |
| 120 | 40 | 30 |
| Из термообработанного и нетермообработанного алюминиевого сплава сечением, мм2: | ||
| 25-95 | 40 | 30 |
| 120 | 45 | 30 |
| Сталеалюминиевый сечением, мм2: | ||
| 25 | 35 | 30 |
| 35-95 | 40 | 30 |
Соединительные зажимы, предназначенные для соединения несущего провода в пролете, должны иметь механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода; 4) соединение фазных проводов магистрали ВЛИ - с помощью соединительных зажимов, имеющих изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку; 5) соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допускается; 6) соединение заземляющих проводников - с помощью плашечных зажимов; 7) ответвительные зажимы следует применять в случаях: ответвления от фазных жил, за исключением СИП со всеми несущими проводниками жгута; ответвления от несущей жилы. 2.4.22. Крепление поддерживающих и натяжных зажимов к опорам ВЛИ, стенам зданий и сооружениям следует выполнять с помощью крюков и кронштейнов. 2.4.23. Расчетные усилия в поддерживающих и натяжных зажимах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не должны превышать 40% их механической разрушающей нагрузки. 2.4.24. Соединения проводов в пролетах ВЛ следует производить при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода. В одном пролете ВЛ допускается не более одного соединения на каждый провод. В пролетах пересечения ВЛ с инженерными сооружениями соединение проводов ВЛ не допускается. Соединение проводов в петлях анкерных опор должно производиться при помощи зажимов или сваркой. Провода разных марок или сечений должны соединяться только в петлях анкерных опор. 2.4.25. Крепление неизолированных проводов к изоляторам и изолирующим траверсам на опорах ВЛ, за исключением опор для пересечений, рекомендуется выполнять одинарным. Крепление неизолированных проводов к штыревым изоляторам на промежуточных опорах следует выполнять, как правило, на шейке изолятора с внутренней его стороны по отношению к стойке опоры. 2.4.26. Крюки и штыри должны рассчитываться в нормальном режиме работы ВЛ по методу разрушающих нагрузок. При этом усилия не должны превышать значений, приведенных в 2.5.101.
Проводники системы уравнивания потенциалов
1.7.136. В качестве проводников системы уравнивания потенциалов могут быть использованы открытые и сторонние проводящие части, указанные в 1.7.121, или специально проложенные проводники, или их сочетание. 1.7.137. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее половины наибольшего сечения защитного проводника электроустановки, если сечение проводника уравнивания потенциалов при этом не превышает 25 мм2 по меди или равноценное ему из других материалов. Применение проводников большего сечения, как правило, не требуется. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов в любом случае должно быть не менее: медных - 6 мм2, алюминиевых - 16 мм2, стальных - 50 мм2. 1.7.138. Сечение проводников дополнительной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее: при соединении двух открытых проводящих частей - сечения меньшего из защитных проводников, подключенных к этим частям; при соединении открытой проводящей части и сторонней проводящей части - половины сечения защитного проводника, подключенного к открытой проводящей части. Сечения проводников дополнительного уравнивания потенциалов, не входящих в состав кабеля, должны соответствовать требованиям 1.7.127.
Пункты установки средств учета электроэнергии
1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя. 1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться: 1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия; 2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, - по два счетчика со стопорами; 3) для межсистемных линий электропередачи - два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; 4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см также 1.5.10). Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков; 5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН). Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов; 6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций; 7) для каждого обходного выключателя или для шиносоедини-тельного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами. На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии. 1.5.8.
На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий. 1.5.9. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться: 1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10); 2) для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем; 3) на трансформаторах СН; 4) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т. п.), присоединенных к шинам СН; 5) для каждого обходного выключателя или для шиносоедини-тельного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами. Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков. 1.5.10. Расчетные счетчики, предусматриваемые в соответствии с 1.5.7, п. 4 и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии. 1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться: 1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении; 2) на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.
Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5. В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН) допускается организация учета на отходящих линиях 6- 10 кВ. Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии; 3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей; 4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения; 5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе. Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики. 1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться: 1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности; 2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором. Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии.
Расположение проводов и тросов и расстояния между ними
2.5.86. На ВЛ может применяться любое расположение проводов на опоре: горизонтальное, вертикальное, смешанное. На ВЛ 35 кВ и выше с расположением проводов в несколько ярусов предпочтительной является схема со смещением проводов соседних ярусов по горизонтали; в районах по гололеду IV и более рекомендуется применять горизонтальное расположение проводов. 2.5.87. Расстояния между проводами ВЛ, а также между проводами и тросами должны выбираться: 1) по условиям работы проводов (тросов) в пролетах согласно 2.5.88 - 2.5.94; 2) по допустимым изоляционным расстояниям: между проводами согласно 2.5.126; между проводами и элементами опоры согласно 2.5.125; 3) по условиям защиты от грозовых перенапряжений согласно 2.5.120 и 2.5.121; 4) по условиям короны и допустимых уровней радиопомех и акустических шумов согласно гл. 1.3, 2.5.81, государственным стандартам, строительным нормам и правилам. Расстояния между проводами, а также между проводами и тросами выбираются по стрелам провеса, соответствующим габаритному пролету; при этом стрела провеса троса должна быть не более стрелы провеса провода. В отдельных пролетах (не более 10 % общего количества), полученных при расстановке опор и превышающих габаритные пролеты не более чем на 25 %, увеличения расстояний, вычисленных для габаритного пролета, не требуется. Для пролетов, превышающих габаритные более чем на 25 %, следует производить проверку расстояний между проводами и между проводами и тросами согласно указаниям 2.5.88 - 2.5.90, 2.5.92 - 2.5.95, 2.5.120 и 2.5.121, при этом допускается не учитывать требования таблиц приложения. При различии стрел провеса, конструкций проводов и гирлянд изоляторов в разных фазах ВЛ дополнительно должны проверяться расстояния между проводами (тросами) в пролете. Проверка производится при наиболее неблагоприятных статических отклонениях при нормативном ветровом давлении W0, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ. При этом расстояния между проводами или проводами и тросами в свету для условий наибольшего рабочего напряжения должны быть не менее указанных в 2.5.125 и 2.5.126. 2.5.88.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при горизонтальном расположении проводов минимальное расстояние между проводами в пролете определяется по формуле
| Pwп/PI | 0,5 | 1 | 2 | 3 | 5 | 7 | 10 и более |
| Kв | 0,65 | 0,70 | 0,73 | 0,75 | 0,77 | 0,775 | 0,78 |
Таблица 2.5.13 Значение коэффициента Kг 1 2 3
| Значение стрел провеса, м | Значение коэффициента Kг при отношении Рг.п/РI | |||||||
| 0,5 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 10 и более | |
| Менее12 | 0,4 | 0,7 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 1,25 | 1,3 | 1,4 |
| От 12 до 20 | 0,5 | 0,85 | 1,15 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 1,75 | 1,9 |
| Выше 20 | 0,55 | 0,95 | 1,4 | 1,75 | 2,0 | 2,1 | 2,3 | 2,4 |
| Горизонтальное смещение | 0 | 0,25dгор | 0,50dгор | 0,75dгор | dгор |
| Вертикальное расстояние | dверт | 0,95dверт | 0,85dверт | 0,65dверт | 0 |
| Вертикальное расстояние | 0 | 0,25dверт | 0,50dверт | 0,75dверт | dверт |
| Горизонтальное смещение | dгор | 0,95dгор | 0,85dгор | 0,65dгор | 0 |
табл. П1 - П8 приложения). Из двух расстояний следует принимать наибольшее. 2.5.92. На ВЛ 35 кВ и выше с подвесными изоляторами при непараллельном расположении проводов минимальные расстояния между ними следует определять: 1) в середине пролета - в соответствии с 2.5.88 - 2.5.91; 2) на опоре: горизонтальные расстояния dгор - согласно 2.5.88 при стреле провеса провода f/16, длине поддерживающей гирлянды изоляторов l/16 и Kв = 1; вертикальные расстояния dверт - согласно 2.5.89 при стреле провеса f = 0 и Kг = 1. Расстояния между проводами ВЛ с металлическими и железобетонными опорами должны также удовлетворять требованиям: на одноцепных опорах - 2.5.125, 2.5.126, на двухцепных опорах - 2.5.95, а на ВЛ с деревянными опорами - требованиям 2.5.123; 3) на расстоянии от опоры 0,25 длины пролета: горизонтальные расстояния dгор определяются интерполяцией расстояния на опоре и в середине пролета; вертикальные расстояния dверт принимаются как для середины пролета. При изменении взаимного расположения проводов в пролете наименьшее расстояние между проводами определяется линейной интерполяцией минимальных расстояний dгор или dверт, рассчитанных в точках, ограничивающих первую или вторую четверти пролета от опоры, в которой имеется пересечение. 2.5.93. Расстояния между проводами и тросами определяются согласно 2.5.88 - 2.5.90 дважды: по параметрам провода и параметрам троса, и из двух расстояний выбирается наибольшее. При этом допускается определять расстояния по фазному напряжению ВЛ. Выбор расстояний между проводами и тросами по условиям пляски производится по стрелам провеса провода при среднегодовой температуре (см. приложение). При двух и более тросах на ВЛ выбор расстояний между ними производится по параметрам тросов. 2.5.94. На ВЛ 35 кВ и ниже со штыревыми и стержневыми изоляторами при любом расположении проводов расстояние между ними по условиям их сближения в пролете должно быть не менее значений, определенных по формуле, м, d = dэл + 0,6f, где dэл - то же, что и в 2.5.88; f - стрела провеса при высшей температуре после вытяжки провода в действительном пролете, м.
При f > 2 м расстояние d допускается определять согласно 2.5.88 и 2.5.89 при d = 0. Расстояние между проводами на опоре и в пролете ВЛЗ независимо от расположения проводов на опоре и района по гололеду должно быть не менее 0,4 м. 2.5.95. На двухцепных опорах расстояние между ближайшими проводами разных цепей по условию работы проводов в пролете должно удовлетворять требованиям 2.5.88 - 2.5.91, 2.5.96; при этом указанные расстояния должны быть не менее: 2 м - для ВЛ до 20 кВ со штыревыми и 2,5 м с подвесными изоляторами; 2,5 м - для ВЛ 35 кВ со штыревыми и 3 м с подвесными изоляторами; 4 м - для ВЛ 110 кВ; 5 м - для ВЛ 150 кВ; 6 м - для ВЛ 220 кВ; 7 м - для ВЛ 330 кВ; 8,5 м -для ВЛ 500 кВ и 10 м - для ВЛ 750 кВ. На двухцепных опорах ВЛЗ расстояние между ближайшими проводами разных цепей должно быть не менее 0,6 м для ВЛЗ со штыревыми изоляторами и 1,5 м - с подвесными изоляторами. 2.5.96. Провода ВЛ разных напряжений выше 1 кВ могут быть подвешены на общих опорах. Допускается подвеска на общих опорах проводов ВЛ до 10 кВ и ВЛ до 1 кВ при соблюдении следующих условий: 1) ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ высшего напряжения; 2) провода ВЛ до 10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ, причем расстояние между ближайшими проводами ВЛ разных напряжений на опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее 2 м; 3) крепление проводов высшего напряжения на штыревых изоляторах должно быть двойным. В сетях до 35 кВ с изолированной нейтралью, имеющих участки совместной подвески с ВЛ более высокого напряжения, электромагнитное и электростатическое влияние последних не должно вызвать смещение нейтрали при нормальном режиме сети более 15 % фазного напряжения. К сетям с заземленной нейтралью, подверженным влиянию ВЛ более высокого напряжения, специальных требований в отношении наведенного напряжения не предъявляется. Провода ВЛЗ могут быть подвешены на общих опорах с проводами ВЛ 6-20 кВ, а также с проводами ВЛ и ВЛИ * до 1 кВ.Расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ и ВЛ 6-20 кВ на общей опоре и в пролете при температуре плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее 1,5 м. При подвеске на общих опорах проводов ВЛЗ 6-20 кВ и ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны соблюдаться следующие требования: 1) ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны выполняться по расчетным условиям ВЛЗ; 2) провода ВЛЗ 6-20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ или ВЛИ; 3) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛЗ 6-20 кВ и проводами ВЛ до 1 кВ или ВЛИ на общей опоре и в пролете при температуре плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее 0,4 м для ВЛИ и 1,5 м для ВЛ; 4) крепление проводов ВЛЗ 6-20 кВ на штыревых и подвесных изоляторах должно выполняться усиленным. * Здесь и далее ВЛИ - воздушная линия электропередачи с самонесущими изолированными проводами.
Расположение проводов на опорах
2.4.27. На опорах допускается любое расположение изолированных и неизолированных проводов ВЛ независимо от района климатических условий. Нулевой провод ВЛ с неизолированными проводами, как правило, следует располагать ниже фазных проводов. Изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛИ, могут размещаться выше или ниже СИП, а также быть скрученными в жгут СИП. Неизолированные и изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛ, должны располагаться, как правило, над PEN (РЕ) проводником ВЛ. 2.4.28. Устанавливаемые на опорах аппараты для подключения электроприемников должны размещаться на высоте не менее 1,6 м от поверхности земли. Устанавливаемые на опорах защитные и секционирующие устройства должны размещаться ниже проводов ВЛ. 2.4.29. Расстояния между неизолированными проводами на опоре и в пролете по условиям их сближения в пролете при наибольшей стреле провеса до 1,2 м должны быть не менее: при вертикальном расположении проводов и расположении проводов с горизонтальным смещением не более 20 см: 40 см в I, II и III районах по гололеду, 60 см в IV и особом районах по гололеду; при других расположениях проводов во всех районах по гололеду при скорости ветра при гололеде: до 18 м/с - 40 см, более 18 м/с - 60 см. При наибольшей стреле провеса более 1,2 м указанные расстояния должны быть увеличены пропорционально отношению наибольшей стрелы провеса к стреле провеса, равной 1,2 м. 2.4.30. Расстояние по вертикали между изолированными и неизолированными проводами ВЛ разных фаз на опоре при ответвлении от ВЛ и при пересечении разных ВЛ на общей опоре должно быть не менее 10 см. Расстояния от проводов ВЛ до любых элементов опоры должно быть не менее 5 см. 2.4.31. При совместной подвеске на общих опорах ВЛИ и ВЛ до 1 кВ расстояние по вертикали между ними на опоре и в пролете при температуре окружающего воздуха плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее 0,4 м. 2.4.32. При совместной подвеске на общих опорах двух или более ВЛИ расстояние между жгутами СИП должно быть не менее 0,3 м. 2.4.33. При совместной подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и проводов ВЛ до 20 кВ расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛ разных напряжений на общей опоре, а также в середине пролета при температуре окружающего воздуха плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее: 1,0 м - при подвеске СИП с изолированным несущим и со всеми несущими проводами; 1,75 м - при подвеске СИП с неизолированным несущим проводом; 2,0 м - при подвеске неизолированных и изолированных проводов ВЛ до 1 кВ. 2.4.34. При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и защищенных проводов ВЛЗ 6-20 кВ (см. 2.5.1) расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛ до 1 кВ и ВЛЗ 6-20 кВ на опоре и в пролете при температуре плюс 15 ?С без ветра должно быть не менее 0,3 м для СИП и 1,5 м для неизолированных и изолированных проводов ВЛ до 1 кВ.
Распределительные устройства и подстанции
Глава 4.1. Распределительные устройства напряжением до 1 кB переменного тока и до 1,5 кB постоянного тока Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кB Глава 4.3. Преобразовательные подстанции и установки Глава 4.4. Аккумуляторные установки
Предисловие Область применения, определения Общие требования Открытые распределительные устройства Биологическая защита от воздействия электрических и магнитных полей Закрытые распределительные устройства и подстанции Внутрицеховые распределительные устройства и трансформаторные подстанции Комплектные, столбовые, мачтовые трансформаторные подстанции и сетевые секционирующие пункты Защита от грозовых перенапряжений Защита вращающихся электрических машин от грозовых перенапряжений Защита от внутренних перенапряжений Пневматическое хозяйство Масляное хозяйство Установка силовых трансформаторов и реакторов
Распределительные устройства напряжением до кB переменного тока и до кB постоянного тока
Предисловие Область применения Общие требования Установка приборов и аппаратов Шины, провода, кабели Конструкции распределительных устройств Установка распределительных устройств в электропомещениях Установка распределительных устройств в производственных помещениях Установка распределительных устройств на открытом воздухе
Распределительные устройства, трансформаторные и преобразовательные подстанции
7.3.78. РУ до 1 кВ и выше, ТП и ПП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79 - 7.3.86, или снаружи, вне взрывоопасных зон. Одиночные колонки и шкафы управления электродвигателями с аппаратами и приборами в исполнении, предусмотренном табл. 7.3.11, допускается устанавливать во взрывоопасных зонах любого класса. Количество таких колонок и шкафов рекомендуется по возможности ограничивать. За пределами взрывоопасных зон одиночные аппараты, одиночные колонки и шкафы управления следует применять без средств и взрывозащиты. 7.3.79. Трансформаторы могут устанавливаться как внутри подстанции, так и снаружи здания, в котором расположена подстанция. 7.3.80. РУ, ТП (в том числе КТП) и ПП допускается выполнять примыкающими двумя или тремя стенами к взрывоопасным зонам с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-Iа и В-Iб и к взрывоопасным зонам классов В-II и В-IIа. Запрещается их примыкание более чем одной стеной к взрывоопасной зоне класса В-I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб. 7.3.81. РУ, ТП и ПП запрещается размещать непосредственно над и под помещениями со взрывоопасными зонами любого класса (см. также гл. 4.2). 7.3.82. Окна РУ, ТП и ПП, примыкающих к взрывоопасной зоне, рекомендуется выполнять из стеклоблоков толщиной не менее 10 см. 7.3.83. РУ, ТП (в том числе КТП) и ПП, примыкающие одной стеной к взрывоопасной зоне, рекомендуется выполнять при наличии взрывоопасных зон с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-I, В-Iа и В-Iб и при наличии взрывоопасных зон классов В-II и В-IIа. 7.3.84. РУ, ТП (в том числе КТП) и ПП, питающие установки с тяжелыми или сжиженными горючими газами, как правило, должны сооружаться отдельно стоящими, на расстояниях от стен помещений, к которым примыкают взрывоопасные зоны классов В-I и В-Iа, и от наружных взрывоопасных установок согласно табл. 7.3.13.
7.4.28. Установка РУ до 1 кВ и выше в пожароопасных зонах любого класса не рекомендуется. При необходимости установки РУ в пожароопасных зонах степень защиты его элементов (шкафов и т. п.) должна соответствовать табл. 7.4.2. 7.4.29. В пожароопасных зонах любого класса, за исключением пожароопасных зон в складских помещениях, а также зданий и помещений архивов, музеев, картинных галерей, библиотек, допускается на участках, огражденных сетками, открытая установка КТП, КПП с трансформаторами сухими или с негорючим заполнением, а также комплектных конденсаторных установок (ККУ) с негорючим заполнением конденсаторов. При этом степень защиты оболочки шкафов КТП, КПП и ККУ должна быть не менее IR41. Расстояние от КТП, КПП и ККУ до ограждения принимается в соответствии с гл. 4.2. В пожароопасных зонах любого класса, за исключением пожароопасных зон в складских помещениях, а также помещений архивов, музеев, картинных галерей, библиотек, могут размещаться встроенные или пристроенные КТП и КПП с маслонаполненными трансформаторами и подстанции с маслонаполненными трансформаторами в закрытых камерах, сооружаемые в соответствии с требованиями гл. 4.2 и 7.4.30. 7.4.30. Подстанции с маслонаполненными трансформаторами могут быть встроенными или пристроенными 1 при выполнении следующих условий: 1. Двери и вентиляционные отверстия камер трансформаторов с масляным заполнением не должны выходить в пожароопасные зоны. 2. Отверстия в стенах и полу в местах прохода кабелей и труб электропроводки должны быть плотно заделаны несгораемыми материалами. 3. Выход из подстанции с маслонаполненными трансформаторами, установленными в камерах, в пожароопасную зону может быть выполнен только из помещения РУ до 1 кВ. При этом дверь должна быть самозакрывающейся и иметь предел огнестойкости не менее 0,6 ч. 4. Выход из помещений КТП и КПП в пожароопасную зону, а также транспортировка трансформаторов КТП и КПП через пожароопасную зону допускаются. При этом дверь предусматривается, как указано в п. 3, а ворота - с пределом огнестойкости не менее 0,6 ч. 1 РУ, ТП, ПП считаются встроенными, если имеют две или три стены (перегородки), общие со смежными помещениями с пожароопасными зонами, и пристроенными, если имеют только одну стену (перегородку), общую с указанными помещениями. 7.4.31. Электрооборудование с масляным заполнением (трансформаторы, батареи конденсаторов, выключатели и т. п.) может устанавливаться на расстоянии не менее 0,8 м от наружной стены здания с пожароопасными зонами при условии, что расстояние по горизонтали и вертикали от проемов в стене здания до установленного электрооборудования будет не менее 4 м.
При технико- экономической нецелесообразности сооружения отдельно стоящих зданий для РУ, ТП и ПП допускается сооружение РУ, ТП и ПП, примыкающих одной стеной к взрывоопасной зоне. При этом в РУ, ТП и ПП уровень пола, а также дно кабельных каналов и приямков должны быть выше уровня пола смежного помещения с взрывоопасной зоной и поверхности окружающей земли не менее чем на 0,15 м. Это требование не распространяется на маслосборные ямы под трансформаторами. Должны быть также выполнены требования 7.3.85. 7.3.85. РУ, ТП (в том числе КТП) и ПП, примыкающие одной и более стенами к взрывоопасной зоне, должны удовлетворять следующим требованиям: 1. РУ, ТП и ПП должны иметь собственную, независимую от помещений с взрывоопасными зонами приточно-вытяжную вентиляционную систему. Вентиляционная система должна быть выполнена таким образом, чтобы через вентиляционные отверстия в РУ, ТП и ПП не проникали взрывоопасные смеси (например, с помощью соответствующего расположения устройств для приточных и вытяжных систем). 2. В РУ, ТП и ПП, примыкающих одной стеной к взрывоопасной зоне класса В-I, а также к взрывоопасным зонам с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб, должна быть предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха, в час, обеспечивающая в РУ, ТП и ПП небольшое избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей. Приемные устройства для наружного воздуха должны размещаться в местах, где исключено образование взрывоопасных смесей. 3. Стены РУ, ТП и ПП, к которым примыкают взрывоопасные зоны, должны быть выполнены из несгораемого материала и иметь предел огнестойкости не менее 0,75 ч, быть пылегазонепроницаемыми, не иметь дверей и окон. 4. В стенах РУ, ТП и ПП, к которым примыкают взрывоопасные зоны с легкими горючими газами и ЛВЖ классов В-Iа и В-Iб, а также взрывоопасные зоны классов В-II и В-IIа, допускается устраивать отверстия для ввода кабелей и труб электропроводки в РУ, ТП и ПП. Вводные отверстия должны быть плотно заделаны несгораемыми материалами.
Ввод кабелей и труб электропроводки в РУ, ТП и ПП из взрывоопасных зон класса В-I и из взрывоопасных зон с тяжелыми или сжиженными горючими газами классов В-Iа и В-Iб должен выполняться через наружные стены или через смежные стены помещений без взрывоопасных зон. 5. Выходы из РУ, ТП и ПП должны выполняться в соответствии со СНиП 21-01-97 "Пожарная безопасность зданий и сооружений" Госстроя России. 6. Расстояния по горизонтали и вертикали от наружных дверей и окон РУ, ТП и ПП до находящихся во взрывоопасных зонах классов В-I, В-Iа и В-II наружных дверей и окон помещений должны быть не менее 4 м до неоткрывающихся окон и не менее 6 м до дверей и открывающихся окон. Расстояние до окон, заполненных стеклоблоками толщиной 10 см и более, не нормируется. Таблица 7.3.13 Минимальное допустимое расстояние от отдельно стоящих РУ, ТП и ПП до помещений со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок 1 2 3
| Помещения со взрывоопасными зонами и наружные взрывоопасные установки, до которых определяется расстояние | Расстояние от РУ, ТП и ПП, м | |
| закрытых | открытых | |
| С тяжелыми или сжиженными горючими газами | ||
| Помещения с выходящей в сторону РУ, ТП и ПП несгораемой стеной без проемов и устройств для выброса воздуха из системы вытяжной вентиляции | 10 | 15 |
| Помещения с выходящей в сторону РУ, ТП и ПП стеной с проемами | 40 | 60 |
| Наружные взрывоопасные установки, установки, расположенные у стен зданий (в том числе емкости) | 60 | 80 |
| Резервуары (газгольдеры), сливно-наливные эстакады с закрытым сливом или наливом | 80 | 100 |
| С легкими горючими газами и ЛВЖ, с горючими пылью или волокнами | ||
| Помещения с выходящей в сторону РУ, ТП и ПП несгораемой стеной без проемов и устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции | Не нормируется | 0,8 (до открыто установленных трансформаторов) |
| Помещения с выходящей в сторону РУ, ТП и ПП стеной с проемами | 6 | 15 |
| Наружные взрывоопасные установки, установки, расположенные у стен зданий (в том числе емкости) | 12 | 25 |
| Сливно-наливные эстакады с закрытым сливом или наливом ЛВЖ | 15 | 25 |
| Сливно-наливные эстакады с открытым сливом или наливом ЛВЖ | 30 | 60 |
| Резервуары с ЛВЖ | 30 | 60 |
| Резервуары (газгольдеры) с горючими газами | 40 | 60 |
Расстояния до подземных резервуаров, а также до стен ближайших помещений, к которым примыкает взрывоопасная зона, занимающая неполный объем помещения, могут быть уменьшены на 50%. 2 Для рационального использования и экономии земель отдельно стоящие РУ, ТП и ПП (для помещений с взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок с легкими горючими газами и ЛВЖ, с горючими пылью или волокнами) допускается применять в порядке исключения, когда по требованиям технологии не представляется возможным применять РУ, ТП и ПП, примыкающие к взрывоопасной зоне. 3 Установки со сжиженным аммиаком следует относить к установкам с легкими горючими газами и ЛВЖ. 7.3.86. В ТП и ПП, примыкающих одной и более стенами к взрывоопасной зоне, как правило, следует применять трансформаторы с охлаждением негорючей жидкостью. Трансформаторы с масляным охлаждением должны размещаться в отдельных камерах. Двери камер должны быть с пределом огнестойкости не менее 0,6 ч, двери камер, оборудованных вентиляцией с механическим побуждением, должны иметь уплотнение притворов; выкатка трансформаторов должна быть предусмотрена только наружу. Герметичные трансформаторы с усиленным баком, без расширителя, с закрытыми вводами и выводными устройствами (например, трансформаторы КТП и КПП), с охлаждением негорючей жидкостью и маслом допускается размещать в общем помещении с РУ до 1 кВ и выше, не отделяя трансформаторы от РУ перегородками. Выкатка трансформаторов из помещений КТП и КПП должна быть предусмотрена наружу или в смежное помещение. 7.3.87. Расстояния от наружных взрывоопасных установок и стен помещений, к которым примыкают взрывоопасные зоны всех классов, за исключением классов В-Iб и В-IIа, до отдельно стоящих РУ, ТП и ПП должны приниматься по табл. 7.3.13. Расстояния от стен помещений, к которым примыкают взрывоопасные зоны классов В-Iб и В-IIа, до отдельно стоящих РУ, ТП и ПП следует принимать в соответствии со СНиП II-89-80* (изд. 1995 г.) "Генеральные планы промышленных предприятий" Госстроя России в зависимости от степени огнестойкости зданий и сооружений. 7.3.88.
В отдельно стоящих РУ, ТП и ПП, питающих электроустановки с тяжелыми или сжиженными горючими газами и расположенных за пределами расстояний, указанных в табл. 7.3.13, не требуется выполнять подъем полов и предусматривать приточную вентиляцию с механическим побуждением. 7.3.89. Если для отдельно стоящих РУ, ТП и ПП выполнены требования 7.3.84 и 7.3.85, п. 2, 6 при наличии тяжелых или сжиженных горючих газов или 7.3.85, п. 6 при наличии легких горючих газов и ЛВЖ, то такие РУ, ТП и ПП допускается располагать на любом расстоянии от взрывоопасных установок, но не менее расстояния, указанного в СНиП II-89-80* (изд. 1995 г.) (см. также 7.3.87). 7.3.90. Прокладывать трубопроводы с пожаро- и взрывоопасными, а также с вредными и едкими веществами через РУ, ТП и ПП запрещается. 7.3.91. К помещениям щитов и пультов управления КИПиА, примыкающим одной и более стенами к взрывоопасной зоне или отдельно стоящим, предъявляются те же требования, что и к аналогично размещаемым помещениям РУ.
Расстояния между проводами и между проводами и тросами по условиям пляски
Таблица П1 Наименьшее смешение проводов соседних ярусов по горизонтали на промежуточных опорах ВЛ 35-220 кВ в районах с умеренной пляской проводов
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
| 35 | 2,5 | - | 0,7 | 1,0 | 1,60 | 2,3 | 2,60 | 3,30 | 3,90 |
| 3,0 | - | - | 0,7 | 1,30 | 2,15 | 2,55 | 3,20 | 3,85 | |
| 3,5 | - | - | - | 1,00 | 2,10 | 2,50 | 3,15 | 3,80 | |
| 4,0 | - | - | - | 0,70 | 2,00 | 2,45 | 3,10 | 3,80 | |
| 4,5 | - | - | - | - | 1,80 | 2,40 | 3,10 | 3,85 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 1,60 | 2,30 | 3,05 | 3,80 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,00 | 2,25 | 3,05 | 3,80 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 0,70 | 2,10 | 3,00 | 3,75 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 1,90 | 2,90 | 3,65 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 1,60 | 2,60 | 3,40 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 1,30 | 2,45 | 3,30 | |
| 110 | 3,0 | - | - | 1,15 | 1,70 | 2,40 | 2,80 | 3,50 | 4,15 |
| 3,5 | - | - | - | 1,50 | 2,40 | 2,70 | 3,40 | 4,10 | |
| 4,0 | - | - | - | 1,20 | 2,20 | 2,65 | 3,40 | 4,10 | |
| 4,5 | - | - | - | - | 2,00 | 2,60 | 3,35 | 4,05 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 1,80 | 2,50 | 3,25 | 4,00 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,50 | 2,45 | 3,30 | 4,10 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 1,20 | 2,30 | 3,20 | 4,00 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 2,10 | 3,05 | 3,80 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 2,00 | 2,90 | 3,70 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 1,60 | 2,75 | 3,65 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 1,20 | 2,60 | 3,50 | |
| 150 | 3,5 | - | - | 0,65 | 1,50 | 2,50 | 2,85 | 3,60 | 4,25 |
| 4,0 | - | - | - | 1,50 | 2,30 | 2,80 | 3,55 | 4,25 | |
| 4,5 | - | - | - | 0,75 | 2,20 | 2,75 | 3,50 | 4,25 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,00 | 2,70 | 3,50 | 4,25 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,60 | 2,60 | 3,45 | 4,25 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 1,50 | 2,50 | 3,40 | 4,25 | |
| 6,5 | - | - | - | - | 0,95 | 2,30 | 3,30 | 4,10 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 2,10 | 3,15 | 4,05 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 1,80 | 3,00 | 3,90 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 1,45 | 2,80 | 3,80 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | 0,80 | 2,60 | 3,65 | |
| 220 | 4,0 | - | - | - | 1,45 | 2,60 | 3,05 | 3,95 | 4,70 |
| 4,5 | - | - | - | 1,10 | 2,45 | 3,00 | 3,90 | 4,65 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,30 | 3,00 | 3,85 | 4,60 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 2,00 | 2,80 | 3,65 | 4,40 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 2,00 | 2,70 | 3,55 | 4,35 | |
| 6,5 | - | - | - | - | 1,75 | 2,60 | 3,55 | 4,35 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 2,35 | 3,35 | 4,25 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 2,10 | 3,25 | 4,15 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 1,80 | 3,10 | 4,00 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | 1,40 | 2,85 | 3,90 | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | 2,65 | 3,75 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16и более | ||
| 330 | 5,0 | - | 1,20 | 2,45 | 2,65 | 3,10 | 3,70 |
| 5,5 | - | - | 1,85 | 2,50 | 3,05 | 3,65 | |
| 6,0 | - | - | - | 2,50 | 2,95 | 3,60 | |
| 6,5 | - | - | - | - | 2,85 | 3,55 | |
| 7,0 | - | - | - | - | 2,70 | 3,50 | |
| 7,5 | - | - | - | - | 2,50 | 3,45 | |
| 8,0 | - | - | - | - | 2,50 | 3,40 | |
| 8,5 | - | - | - | - | 2,50 | 3,20 | |
| 9,0 | - | - | - | - | 2,25 | 3,15 | |
| 9,5 | - | - | - | - | 1,95 | 3,00 | |
| 10,0 | - | - | - | - | 1,50 | 2,90 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | ||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 и более | ||
| 500 | 6,0 | - | 1,60 | 2,20 | 3,10 | 4,50 |
| 6,5 | - | 1,25 | 1,90 | 2,95 | 4,40 | |
| 7,0 | - | - | 1,70 | 2,80 | 4,35 | |
| 7,5 | - | - | 1,35 | 2,70 | 4,25 | |
| 8,0 | - | - | - | 2,50 | 4,20 | |
| 8,5 | - | - | - | 2,25 | 4,10 | |
| 9,0 | - | - | - | 2,00 | 4,00 | |
| 9,5 | - | - | - | 1,50 | 3,90 | |
| 10,0 | - | - | - | - | 3,80 | |
| 10,5 | - | - | - | - | 3,60 | |
| 11,0 | - | - | - | - | 3,45 | |
| 750 | 7,0 | - | 1,30 | 2,05 | 3,00 | 4,45 |
| 7,5 | - | 0,60 | 1,80 | 2,90 | 4,40 | |
| 8,0 | - | - | 1,45 | 2,70 | 4,30 | |
| 8,5 | - | - | 0,70 | 2,55 | 4,25 | |
| 9,0 | - | - | - | 2,35 | 4,15 | |
| 9,5 | - | - | - | 2,05 | 4,05 | |
| 10,0 | - | - | - | 1,65 | 3,95 | |
| 10,5 | - | - | - | - | 3,65 | |
| 11,0 | - | - | - | - | 3,50 | |
| 11,5 | - | - | - | - | 3,30 | |
| 12,0 | - | - | - | - | 3,10 | |
| 12,5 | - | - | - | - | 2,80 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 | 20 | 30 и более | ||
| 35 | 2,5 | - | 0,7 | 1,20 | 1,90 | 3,10 | 4,15 | 5,20 | 6,25 |
| 3,0 | - | 0,75 | 1,70 | 3,00 | 4,10 | 5,15 | 6,20 | ||
| 3,5 | - | - | - | 1,45 | 2,85 | 4,05 | 5,10 | 6,20 | |
| 4,0 | - | - | - | 0,90 | 2,70 | 3,95 | 5,05 | 6,15 | |
| 4,5 | - | - | - | - | 2,50 | 3,80 | 4,95 | 6,10 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,20 | 3,65 | 4,85 | 6,00 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,80 | 3,50 | 4,75 | 5,90 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 1,15 | 3,25 | 4,60 | 5,80 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 2,95 | 4,45 | 5,65 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 2,60 | 4,25 | 5,55 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 2,15 | 4,00 | 5,40 | |
| 110 | 3,0 | - | - | 1,15 | 2,0 | 3,25 | 4,35 | 5,40 | 6,45 |
| 3,5 | - | - | - | 1,72 | 3,10 | 4,25 | 5,35 | 6,40 | |
| 4,0 | - | - | - | 1,30 | 2,95 | 4,15 | 5,30 | 6,35 | |
| 4,5 | - | - | - | - | 2,75 | 4,05 | 5,20 | 6,30 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,50 | 3,95 | 5,10 | 6,25 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 2,15 | 3,70 | 5,00 | 6,15 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 1,60 | 3,50 | 4,85 | 6,05 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 3,25 | 4,70 | 5,90 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 2,50 | 4,25 | 5,65 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 1,90 | 4,00 | 5,45 | |
| 150 | 3,5 | - | - | 0,65 | 1,90 | 3,25 | 4,40 | 5,50 | 6,55 |
| 4,0 | - | - | - | 1,50 | 3,10 | 4,30 | 5,45 | 6,50 | |
| 4,5 | - | - | - | 0,75 | 2,90 | 4,20 | 5,35 | 6,45 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,85 | 4,05 | 5,25 | 6,40 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 2,30 | 3,85 | 5,15 | 6,30 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 1,85 | 3,65 | 5,00 | 6,20 | |
| 6,5 | - | - | - | - | 0,95 | 3,40 | 4,85 | 6,05 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 3,10 | 4,65 | 5,95 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 2,70 | 4,40 | 5,75 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 2,15 | 4,15 | 5,60 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | 1,15 | 3,85 | 5,40 | |
| 220 | 4,0 | - | - | - | 1,95 | 3,45 | 4,45 | 5,80 | 6,85 |
| 4,5 | - | - | - | 1,45 | 3,25 | 4,55 | 5,70 | 6,80 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 3,05 | 4,40 | 5,60 | 6,70 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 2,75 | 4,25 | 5,50 | 6,65 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 2,35 | 4,05 | 5,35 | 6,55 | |
| 6,5 | - | - | - | - | 1,75 | 3,80 | 5,20 | 6,40 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | 3,50 | 5,00 | 6,30 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | 3,15 | 4,80 | 6,15 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | 2,70 | 4,55 | 5,95 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | 2,05 | 4,25 | 5,75 | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | 3,95 | 5,55 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | |||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 | 16 и более | ||
| 330 | 5,0 | - | 1,20 | 2,45 | 3,80 | 5,80 | 7,55 |
| 5,5 | - | - | 1,85 | 3,55 | 5,70 | 7,45 | |
| 6,0 | - | - | - | 3,20 | 5,55 | 7,40 | |
| 6,5 | - | - | - | 2,80 | 5,40 | 7,30 | |
| 7,0 | - | - | - | 2,10 | 5,20 | 7,20 | |
| 7,5 | - | - | - | - | 4,95 | 7,05 | |
| 8,0 | - | - | - | - | 4,70 | 6,95 | |
| 8,5 | - | - | - | - | 4,35 | 6,75 | |
| 9,0 | - | - | - | - | 3,95 | 6,60 | |
| 9,5 | - | - | - | - | 3,40 | 6,35 | |
| 10,0 | - | - | - | - | 2,60 | 6,10 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса, м, при среднегодовой температуре | ||||
| До 4 | 5 | 6 | 8 | 12 и более | ||
| 500 | 6,0 | - | 2,90 | 3,95 | 5,50 | 8,00 |
| 6,5 | - | 2,25 | 3,55 | 5,30 | 7,90 | |
| 7,0 | - | - | 3,10 | 5,05 | 7,80 | |
| 7,5 | - | - | 2,40 | 4,80 | 7,65 | |
| 8,0 | - | - | - | 4,45 | 7,55 | |
| 8,5 | - | - | - | 4,05 | 7,40 | |
| 9,0 | - | - | - | 3,55 | 7,20 | |
| 9,5 | - | - | - | 2,75 | 7,00 | |
| 10,0 | - | - | - | - | 6,80 | |
| 10,5 | - | - | - | - | 6,50 | |
| 11,0 | - | - | - | - | 6,20 | |
| 750 | 7,0 | - | 2,50 | 3,90 | 5,70 | 8,40 |
| 7,5 | - | 1,20 | 3,45 | 5,45 | 8,25 | |
| 8,0 | - | - | 2,75 | 5,15 | 8,15 | |
| 8,5 | - | - | 1,30 | 4,80 | 8,00 | |
| 9,0 | - | - | - | 4,40 | 7,80 | |
| 9,5 | - | - | - | 3,85 | 7,60 | |
| 10,0 | - | - | - | 3,10 | 7,40 | |
| 11,0 | - | - | - | - | 6,90 | |
| 11,5 | - | - | - | - | 6,55 | |
| 12,0 | - | - | - | - | 6,20 | |
| 12,5 | - | - | - | - | 5,80 | |
| 13,0 | - | - | - | - | 5,25 |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 ?С | ||||||
| До 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
| 35 | 2,5 | - | 1,50 | 2,55 | 3,35 | 3,90 | 4,35 | 5,85 |
| 3,0 | - | 0,55 | 1,80 | 2,75 | 3,40 | 4,00 | 5,55 | |
| 3,5 | - | - | 1,00 | 2,20 | 3,00 | 3,55 | 5,10 | |
| 4,0 | - | - | 0,60 | 1,55 | 2,45 | 3,15 | 4,75 | |
| 4,5 | - | - | - | 0,70 | 1,85 | 2,70 | 4,40 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 1,15 | 2,15 | 3,90 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 0,20 | 1,55 | 3,60 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 0,80 | 3,10 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | - | 2,45 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 1,70 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 0,90 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 110 | 3,0 | - | 0,85 | 2,05 | 2,95 | 3,65 | 4,25 | 5,80 |
| 3,5 | - | - | 1,40 | 2,50 | 3,20 | 3,75 | 5,35 | |
| 4,0 | - | - | 0,40 | 1,75 | 2,65 | 3,35 | 5,0 | |
| 4,5 | - | - | - | 0,95 | 2,05 | 2,90 | 4,60 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 1,35 | 2,35 | 4,15 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 0,50 | 1,75 | 3,70 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 1,05 | 3,25 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,10 | 2,60 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 1,95 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 1,15 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 0,20 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 150 | 3,5 | - | - | 1,45 | 2,60 | 3,30 | 3,90 | 5,50 |
| 4,0 | - | - | 0,65 | 1,85 | 2,80 | 3,50 | 5,15 | |
| 4,5 | - | - | - | 1,15 | 2,25 | 3,05 | 4,80 | |
| 5,0 | - | - | - | 0,10 | 1,50 | 2,55 | 4,40 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 0,65 | 1,95 | 3,95 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 1,20 | 3,45 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,25 | 2,80 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 2,15 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 1,35 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 0,45 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 220 | 4,0 | - | - | 0,85 | 2,10 | 3,05 | 3,80 | 5,55 |
| 4,5 | - | - | - | 1,40 | 2,45 | 3,30 | 5,15 | |
| 5,0 | - | - | - | 0,50 | 1,80 | 2,75 | 4,65 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,00 | 2,10 | 4,05 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 0,40 | 1,45 | 3,55 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,65 | 3,05 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 2,35 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 1,65 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 0,75 | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 330 | 5,0 | - | 0,80 | 2,15 | 2,95 | 3,75 | 4,40 | 4,85 |
| 5,5 | - | - | 1,60 | 2,60 | 3,45 | 4,10 | 4,55 | |
| 6,0 | - | - | 1,00 | 2,15 | 3,10 | 3,80 | 4,15 | |
| 6,5 | - | - | 0,05 | 1,65 | 2,70 | 3,50 | 3,85 | |
| 7,0 | - | - | - | 1,05 | 2,25 | 3,15 | 3,45 | |
| 7,5 | - | - | - | 0,30 | 1,80 | 2,80 | 3,10 | |
| 8,0 | - | - | - | - | 1,30 | 2,45 | 2,65 | |
| 8,5 | - | - | - | - | 0,65 | 1,95 | 2,05 | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | 1,40 | 1,55 | |
| 9,5 | - | - | - | - | - | 0,80 | 0,90 | |
| 10,0 | - | - | - | - | - | - | 0,20 | |
| 10,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 11,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 500 | 6,0 | - | 1,55 | 2,90 | 4,05 | 4,35 | 4,60 | 5,05 |
| 6,5 | - | 1,05 | 2,55 | 3,75 | 4,05 | 4,25 | 4,70 | |
| 7,0 | - | 0,40 | 2,15 | 3,45 | 3,70 | 3,90 | 4,25 | |
| 7,5 | - | - | 1,70 | 3,15 | 3,35 | 3,50 | 3,70 | |
| 8,0 | - | - | 1,20 | 2,75 | 2,90 | 3,10 | 3,35 | |
| 8,5 | - | - | 0,50 | 2,30 | 2,45 | 2,60 | 2,80 | |
| 9,0 | - | - | - | 1,85 | 1,95 | 2,05 | 2,20 | |
| 9,5 | - | - | - | 1,30 | 1,35 | 1,45 | 1,60 | |
| 10,0 | - | - | - | 0,60 | 0,60 | 0,65 | 0,75 | |
| 10,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 750 | 7,0 | - | 0,70 | 2,20 | 3,40 | 3,65 | 3,85 | 4,20 |
| 7,5 | - | 0,35 | 1,85 | 3,10 | 3,30 | 3,50 | 3,80 | |
| 8,0 | - | - | 1,35 | 2,75 | 2,95 | 3,10 | 3,40 | |
| 8,5 | - | - | 0,80 | 2,40 | 2,55 | 2,70 | 2,90 | |
| 9,0 | - | - | 0,10 | 1,95 | 2,05 | 2,20 | 2,40 | |
| 9,5 | - | - | - | 1,50 | 1,55 | 1,65 | 1,80 | |
| 10,0 | - | - | - | 0,90 | 1,00 | 1,05 | 1,15 | |
| 10,5 | - | - | - | 0,25 | 0,25 | 0,25 | 0,30 | |
| 11,0 | - | - | - | - | - | - | - |
| Напряжение ВЛ, кВ | Расстояние по вертикали, м | Расстояние по горизонтали, м, при стрелах провеса провода, м, при 0 ?С | ||||||
| До 6 | 8 | 10 | 12 | 14 | 16 | 20 | ||
| 35 | 2,5 | - | 1,75 | 3,20 | 4,50 | 5,75 | 6,95 | 9,35 |
| 3,0 | - | 0,70 | 2,40 | 3,80 | 5,10 | 6,40 | 8,85 | |
| 3,5 | - | - | 1,40 | 3,00 | 4,45 | 5,75 | 8,25 | |
| 4,0 | - | - | 0,80 | 2,10 | 3,65 | 5,05 | 7,65 | |
| 4,5 | - | - | - | 0,95 | 2,75 | 4,30 | 7,00 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 1,70 | 3,40 | 6,30 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 0,35 | 2,40 | 5,55 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 1,20 | 4,70 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | - | 3,75 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 2,70 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 1,45 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 110 | 3,0 | - | 1,00 | 2,60 | 3,95 | 5,30 | 6,55 | 8,95 |
| 3,5 | - | - | 1,70 | 3,25 | 4,60 | 5,90 | 8,40 | |
| 4,0 | - | - | 0,50 | 2,35 | 3,85 | 5,25 | 7,80 | |
| 4,5 | - | - | - | 1,30 | 3,00 | 4,50 | 7,15 | |
| 5,0 | - | - | - | - | 2,00 | 3,65 | 6,45 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 0,75 | 2,70 | 5,75 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 1,55 | 4,90 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,10 | 4,00 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 3,00 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 1,80 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 0,35 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 150 | 3,5 | - | - | 1,85 | 3,35 | 4,70 | 6,00 | 8,50 |
| 4,0 | - | - | 0,75 | 2,50 | 4,00 | 5,35 | 7,90 | |
| 4,5 | - | - | - | 1,50 | 3,15 | 4,60 | 7,30 | |
| 5,0 | - | - | - | 0,15 | 2,20 | 3,80 | 6,60 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,00 | 2,85 | 5,85 | |
| 6,0 | - | - | - | - | - | 1,75 | 5,05 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,40 | 4,15 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 3,15 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 2,00 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 0,65 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 220 | 4,0 | - | - | 1,15 | 2,80 | 4,25 | 5,55 | 8,10 |
| 4,5 | - | - | - | 1,85 | 3,45 | 4,85 | 7,50 | |
| 5,0 | - | - | - | 0,65 | 2,55 | 4,05 | 6,80 | |
| 5,5 | - | - | - | - | 1,45 | 3,20 | 6,10 | |
| 6,0 | - | - | - | - | 0,50 | 2,15 | 5,35 | |
| 6,5 | - | - | - | - | - | 0,95 | 4,45 | |
| 7,0 | - | - | - | - | - | - | 3,50 | |
| 7,5 | - | - | - | - | - | - | 2,45 | |
| 8,0 | - | - | - | - | - | - | 1,15 | |
| 8,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 330 | 5,0 | - | 1,15 | 3,55 | 5,45 | 7,25 | 8,95 | 9,85 |
| 5,5 | - | - | 2,65 | 4,80 | 6,65 | 8,40 | 9,25 | |
| 6,0 | - | - | 1,60 | 4,00 | 6,00 | 7,80 | 8,55 | |
| 6,5 | - | - | 0,10 | 3,10 | 5,30 | 7,20 | 7,90 | |
| 7,0 | - | - | - | 2,05 | 4,50 | 6,50 | 7,10 | |
| 7,5 | - | - | - | 0,65 | 3,55 | 5,75 | 6,30 | |
| 8,0 | - | - | - | - | 2,50 | 4,95 | 5,40 | |
| 8,5 | - | - | - | - | 1,20 | 4,05 | 4,35 | |
| 9,0 | - | - | - | - | - | 2,95 | 3,20 | |
| 9,5 | - | - | - | - | - | 1,70 | 1,85 | |
| 10,0 | - | - | - | - | - | - | 0,50 | |
| 10,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 11,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 500 | 6,0 | - | 2,75 | 5,15 | 7,25 | 7,75 | 8,20 | 9,00 |
| 6,5 | - | 1,90 | 4,55 | 6,75 | 7,20 | 7,60 | 8,35 | |
| 7,0 | - | 0,70 | 3,85 | 6,20 | 6,60 | 6,95 | 7,60 | |
| 7,5 | - | - | 3,05 | 5,60 | 5,95 | 6,25 | 6,65 | |
| 8,0 | - | - | 2,10 | 4,90 | 5,20 | 5,50 | 5,95 | |
| 8,5 | - | - | 0,90 | 4,15 | 4,40 | 4,65 | 5,05 | |
| 9,0 | - | - | - | 3,30 | 3,50 | 3,65 | 3,95 | |
| 9,5 | - | - | - | 2,30 | 2,40 | 2,55 | 2,85 | |
| 10,0 | - | - | - | 1,05 | 1,10 | 1,15 | 1,30 | |
| 10,5 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 11,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 750 | 7,0 | - | 1,35 | 4,15 | 6,45 | 6,85 | 7,25 | 7,95 |
| 7,5 | - | 0,70 | 3,45 | 5,85 | 6,25 | 6,60 | 7,20 | |
| 8,0 | - | - | 2,55 | 5,20 | 5,55 | 5,85 | 6,40 | |
| 8,5 | - | - | 1,55 | 4,50 | 4,80 | 5,05 | 5,50 | |
| 9,0 | - | - | 0,25 | 3,70 | 3,90 | 4,15 | 4,50 | |
| 9,5 | - | - | - | 2,80 | 2,95 | 3,15 | 3,401 | |
| 10,0 | - | - | - | 1,70 | 1,85 | 1,95 | 2,15 | |
| 10,5 | - | - | - | 0,40 | 0,40 | 0,45 | 0,55 | |
| 11,0 | - | - | - | - | - | - | - | |
| 11,5 | - | - | - | - | - | - | - |
Разъединители, отделители и короткозамыкатели
1. Измерение сопротивления изоляции: а) поводков и тяг, выполненных из органических материалов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в 1.8.19, п.1а; б) многоэлементных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.35; в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции разъединителей, отделителей и короткозамыкателей. Производится в соответствии с табл. 1.8.16; б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Производится в соответствии с 1.8.37. 3. Измерение сопротивления постоянному току: а) измерение должно выполняться между точками "контактный вывод - контактный вывод". Результаты измерений сопротивлений должны соответствовать заводским нормам, а при их отсутствии - данным табл. 1.8.21; б) обмоток электромагнитов управления. Значения сопротивления обмоток должны соответствовать данным заводов-изготовителей. 4. Измерение вытягивающихся усилий подвижных контактов из неподвижных. Производится у разъединителей и отделителей 35 кВ. Измерение значения вытягивающих усилий при обезжиренном состоянии контактных поверхностей должны соответствовать данным завода-изготовителя. 5. Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя. Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выполнением 5 операций включения и 5 операций отключения. Аппараты с дистанционным управлением должны быть также проверены выполнением 5 операций включения и такого же числа операций отключения при номинальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвигателей управления. 6. Определение временных характеристик. Производится у короткозамыкателей при включении и у отделителей при отключении. Измеренные значения должны соответствовать данным завода-изготовителя. 7. Проверка работы механической блокировки. Блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах, и наоборот.
Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току
Таблица 1.8.21 Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей и отделителей
| Тип разъединителя (отделителя) | Номинальное напряжение, кВ | Номинальный ток, А | Сопротивление, мкОм |
| РОНЗ | 500 | 2000 | 200 |
| РЛН | 35-200 | 600 | 220 |
| Остальные типы | Все классы напряжения | 600 | 175 |
| 1000 | 120 | ||
| 1500-2000 | 50 |
Размещение и установка генераторов и синхронных компенсаторов
5.2.57. Расстояния от генераторов и синхронных компенсаторов до стен зданий, а также расстояния между ними должны определяться по технологическим условиям, однако они должны быть не менее приведенных в 5.1.11 - 5.1.13. Размеры машинного зала должны выбираться с учетом: 1) возможности монтажа и демонтажа агрегатов без останова работающих aгpeгaтов; 2) применения кранов со специальными, преимущественно жесткими захватными приспособлениями, позволяющими полностью использовать ход крана; 3) отказа от подъема и опускания краном отдельных длинных, но относительно легких деталей агрегата (штанги, тяги) с их монтажом специальными подъемными приспособлениями; 4) возможности размещения узлов и деталей во время монтажа и ремонта агрегата. 5.2.58. Фундамент и конструкция генераторов и синхронных компенсаторов должны быть выполнены так, чтобы при работе оборудования вибрация оборудования, фундамента и здания не превышала значений, установленных нормами. 5.2.59. Вблизи гидрогенераторов допускается установка воздухосборников сжатого воздуха. 5.2.60. Турбогенераторы и синхронные компенсаторы с воздушным охлаждением и гидрогенераторы должны иметь устройства для тушения пожара водой. Допускается также применение других устройств. На гидрогенераторах автоматизированных гидростанций, а также на синхронных компенсаторах с воздушным охлаждением, установленных на подстанциях без постоянного дежурства персонала, пожаротушение должно производиться автоматически. Ввод в действие запорных устройств впуска воды в машину осуществляется либо непосредственно от дифференциальной зашиты, либо при одновременном срабатывании дифференциальной защиты и специальных датчиков пожаротушения. Подвод воды должен быть выполнен таким образом, чтобы возможность просачивания воды в генератор и синхронный компенсатор в эксплуатационных условиях была полностью исключена. 5.2.61. Система пожаротушения гидрогенераторов должна предусматривать отвод использованной воды в дренажную систему. 5.2.62. Для тушения пожара в турбогенераторах и синхронных компенсаторах с косвенным водородным охлаждением при работе машины на воздухе (период наладки) должна быть предусмотрена возможность использования углекислотой (азотной) установки, выполняемой в соответствии с требованиями 5.2.15, п. 2. 5.2.63. Баллоны с углекислым газом (азотом), устанавливаемые в центральной углекислотной (азотной) установке, должны храниться в условиях, определяемых правилами Госгортехнадзора России.
Размещение и установка электрооборудования
5.1.11. Компоновка ЭМП на всех отметках должна допускать удобную транспортировку и монтаж оборудования. В подвале ЭМП при его длине более 100 м должны быть предусмотрены проезды для электрокар или транспортных тележек. Расстояние в свету между транспортируемыми элементами оборудования и элементами здания или оборудования должно быть не менее 0,3 м по вертикали и 0,5 м по горизонтали. 5.1.12. Ширина проходов между фундаментами или корпусами машин, между машинами и частями здания или оборудования должна быть не менее 1 м в свету; допускаются местные сужения проходов между выступающими частями машин и строительными конструкциями до 0,6 м на длине не более 0,5 м. 5.1.13. Расстояние в свету между корпусом машины и стеной здания или между корпусами, а также между торцами рядом стоящих машин при наличии прохода с другой стороны машин должно быть не менее 0,3 м при высоте машин до 1 м от уровня пола и не менее 0,6 м при высоте машин более 1 м. Ширина прохода обслуживания между машинами и фасадом (лицевой стороной обслуживания) пульта управления или щита управления должна быть не менее 2 м. При установке щитов в шкафу это расстояние выбирается от машины до закрытой двери или стенки шкафа. Указанные требования не относятся к постам местного управления приводами. Ширина прохода между корпусом машины и торцом пульта управления или щита управления должна быть не менее 1 м. 5.1.14. Ширина прохода обслуживания в свету между рядом шкафов с электрооборудованием напряжением до 1 кВ и частями здания или оборудования должна быть не менее 1 м, а при открытой дверце шкафа - не менее 0,6 м; при двухрядном расположении шкафов ширина прохода в свету между ними должна быть не менее 1,2 м, а между открытыми противоположными дверцами - не менее 0,6 м. Допускается установка машин мощностью до 10 кВт и малогабаритного оборудования в проходах обслуживания за распределительными щитами, стеллажами, пультами и другими подобными элементами РУ до 1 кВ за счет местного сужения проходов в свету до значения не менее 0,6 м, при этом расстояние от корпуса машины или аппарата до токоведущих частей щита должно быть не менее указанного в 4.1.21, п. 2.
Размеры проходов обслуживания для РУ, щитов и другого оборудования должны удовлетворять требованиям, приведенным в 4.1.21 - 4.1.23 и 4.2.86. В подвальном этаже ЭМП следует предусматривать выполнение кабельного этажа или кабельного туннеля при открытой прокладке более 350 силовых и контрольных кабелей или более 150 силовых кабелей в наиболее загруженном кабелями сечении подвала. Ширина проходов в кабельных сооружениях должна приниматься в соответствии с 2.3.123 и 2.3.125. Ряды кабельных конструкций с кабелями в этих сооружениях не должны образовывать тупиков длиной более 7 м. Во избежание образования тупиков допускается устройство прохода под кабелями высотой в свету не менее 1,5 м от пола. Над таким проходом допускается уменьшенное расстояние между полками, обеспечивающее возможность демонтажа кабелей, но не менее 100 мм. 5.1.15. Непосредственно в ЭМП допускается открыто устанавливать: 1. Маслонаполненные пусковые и пускорегулирующие устройства для электрических машин до и выше 1 кВ (автотрансформаторы, реакторы, реостаты и т. п.) при массе масла до 600 кг. 2. Трансформаторы мощностью до 1,6 MB·А, автотрансформаторы, измерительные трансформаторы и другие аппараты с массой масла до 2 т, которые имеют повышенную прочность баков и уплотнения, исключающие течь масла, а также (для трансформаторов и автотрансформаторов) газовую защиту или реле давления, работающие на сигнал. Допускается совместная установка группы, состоящей не более чем из двух указанных трансформаторов (аппаратов), при расстоянии между отдельными группами не менее 10 м в свету. 3. Трансформаторы сухие или наполненные негорючими жидкостями без ограничения мощности и количества. 4. Металлические КРУ, подстанции до 1 кВ и выше, батареи конденсаторов или отдельные конденсаторы. 5. Аккумуляторные батареи закрытого типа при условии устройства вытяжного приспособления или зарядки в специальных помещениях или шкафах. 6. Полупроводниковые преобразователи. 7. Щиты управления, защиты, измерения, сигнализации, а также щиты блоков и станций управления с установленными на них аппаратами, имеющими на лицевой или задней стороне открытые токоведущие части. 8.
Неизолированные токопроводы до 1 кВ и выше. 9. Оборудование охлаждения электрических машин. 5.1.16. При расположении в ЭМП маслонаполненного электрооборудования в закрытых камерах с выкаткой внутрь ЭМП масса масла в оборудовании, установленном в одной камере или в группе смежных камер, должна быть не более 6,5 т, а расстояние в свету между двумя камерами или группами камер - не менее 50 м. Если это расстояние не может быть выдержано или если масса масла в одной камере или в группе смежных камер более 6,5 т, то маслонаполненное электрооборудование должно размещаться в камерах с выкаткой наружу или в коридор, специально предназначенный для этой цели, либо в производственное помещение с производством категорий Г или Д по СНиП Госстроя России. 5.1.17. Отметка верхней поверхности фундаментных плит вращающихся машин, не связанных с механическим оборудованием (преобразовательные, возбудительные, зарядные агрегаты и т. д.), должна быть выше отметки чистого пола не менее чем на 50 мм. Отметка верхней поверхности фундаментных плит вращающихся машин, связанных с механическим оборудованием, определяется требованиями, предъявляемыми к его установке. 5.1.18. Сквозной проход через ЭМП трубопроводов, содержащих взрывоопасные газы, горючие или легковоспламеняющиеся жидкости, не допускается. В ЭМП разрешается прокладывать только трубопроводы, непосредственно относящиеся к установленному в них оборудованию. Холодные трубопроводы должны иметь защиту от отпотевания. Горячие трубопроводы должны иметь тепловую несгораемую изоляцию в тех местах, где это необходимо для защиты персонала или оборудования. Трубопроводы должны иметь отличительную окраску. 5.1.19. В случаях, когда верхняя отметка фундаментной плиты машины находится выше или ниже отметки пола ЭМП более чем на 400 мм, вокруг машины должна быть предусмотрена несгораемая площадка шириной не менее 600 мм с поручнями и лестницами. Площадки обслуживания, расположенные на высоте до 2 м над уровнем пола, должны ограждаться перилами, а на высоте более 2 м - перилами и бортовыми барьерами.
Для входа на площадки должны предусматриваться ступеньки. 5.1.20. При наличии на предприятии железнодорожной сети, связанной с железной дорогой общего пользования, и при доставке тяжеловесного оборудования по железной дороге рекомендуется предусматривать железнодорожную ветку нормальной колеи с тупиковым заходом в ЭМП. Длина тупикового захода должна обеспечивать возможность снятия оборудования с открытой платформы при помощи грузоподъемных устройств ЭМП. Если доставка оборудования производится автотранспортом, рекомендуется предусматривать возможность заезда автотранспорта в ЭМП, в зону действия грузоподъемных устройств. 5.1.21. Электрические машины должны быть установлены таким образом, чтобы их работа не вызвала шума и вибрации самой машины, фундамента или частей здания выше допустимых пределов. 5.1.22. Для производства монтажных и ремонтных работ в ЭМП должны быть предусмотрены специальные площадки (монтажные площадки) или использованы свободные площадки между оборудованием, рассчитанные на наиболее тяжелую, практически возможную нагрузку от оборудования и расположенные в зоне действия грузоподъемных устройств ЭМП. Внешние контуры пола монтажной площадки должны быть обозначены краской или метлахской плиткой, отличающимися по цвету от других частей пола. Участки ЭМП, по которым транспортируется оборудование, должны быть рассчитаны на нагрузку транспортируемого оборудования. Контуры этих участков следует обозначить краской или плиткой. Размеры монтажных площадок определяются по габариту наибольшей детали (в упаковке), для размещения которой они предназначены, с запасом в 1 м на сторону. Места установки стоек для размещения якорей крупных электрических машин на монтажных площадках должны быть рассчитаны на нагрузку от веса этих якорей и стоек и иметь отличительную окраску. На монтажных площадках должны быть нанесены надписи с указанием значения наибольшей допустимой нагрузки. 5.1.23. Электрические светильники в ЭМП не следует располагать над открытыми шинами РУ и открытыми токопроводами.Электрические светильники, обслуживаемые с пола, не следует располагать над вращающимися машинами.
Размещение оборудования, защитные мероприятия
4.3.17. Трансформатор, регулировочный автотрансформатор, уравнительные реакторы, анодные делители и фильтровые реакторы, относящиеся к одному преобразовательному агрегату, могут устанавливаться в общей камере. Установка маслонаполненного оборудования должна производиться в соответствии с требованиями гл. 5.1. На комплектные преобразовательные подстанции и установки распространяются также требования, указанные в 4.2.111, 4.2.112. 4.3.18. Полупроводниковые преобразователи допускается устанавливать совместно с другим оборудованием электротехнических или производственных помещений, если этому не препятствуют условия окружающей среды (сильные магнитные поля, температура, влажность, запыленность и т. п.). 4.3.19. В производственных помещениях полупроводниковые преобразователи следует устанавливать в шкафах. 4.3.20. Двери шкафов преобразователей при выпрямленном напряжении выше 1 кВ вне зависимости от места установки шкафов (электротехническое или производственное помещение) должны быть снабжены блокировкой, отключающей преобразователь со стороны переменного и со стороны выпрямленного тока и не позволяющей включить его при открытых дверях. Двери шкафов преобразователей, устанавливаемых вне электропомещений, должны быть снабжены внутренними замками, отпираемыми специальными ключами. 4.3.21. Открытые полупроводниковые преобразователи, т. е. такие, которые имеют доступные для прикосновения части, находящиеся под напряжением, следует устанавливать только в электропомещениях. При этом преобразователи выше 1 кВ должны иметь сплошное или сетчатое ограждение высотой не менее 1,9 м. Ячейки сетки ограждения должны быть размером не более 25х25 мм. Двери ограждений должны иметь блокировку, отключающую преобразователь без выдержки времени как со стороны переменного, так и со стороны выпрямленного тока при открывании дверей. 4.3.22. Открытые преобразователи до 1 кВ могут устанавливаться: 1. На участках пола, изолированных от земли. При этом пол должен быть покрыт слоем изоляции под самим преобразователем и в зоне до 1,5 м от проекции преобразователя.
Слой изоляции должен быть механически достаточно прочным и рассчитанным на 10-кратное рабочее напряжение выпрямленного тока. Стены и заземленные предметы, расположенные на расстоянии по горизонтали менее 1,5 м от проекции преобразователя, должны быть покрыты таким же слоем изоляции на высоту 1,9 м либо должны быть защищены изолированными от земли ограждениями. Преобразователь должен быть огражден поручнями или шнуром из изолированных материалов на изолированных стойках. Ширина прохода в свету от преобразователя до изолированных от земли ограждений, стен и других предметов должна быть не менее 1 м. 2. На неизолированном полу. При этом преобразователи должны иметь сплошные или сетчатые индивидуальные ограждения высотой не менее 1,9 м. Двери ограждения должны иметь блокировку, аналогичную указанной в 4.3.20 блокировке дверей шкафов, или запираться на замок. В последнем случае над дверями ограждения или на стене должна быть выполнена сигнализация об отключении преобразователя как со стороны переменного, так и со стороны выпрямленного напряжения. Измерительные приборы, установленные на корпусе преобразователя, должны быть расположены и смонтированы таким образом, чтобы персонал мог следить за показаниями приборов, не заходя за ограждение преобразователя. 4.3.23. Несколько открытых преобразователей, относящихся к одному преобразовательному агрегату, допускается ограждать одним общим ограждением. 4.3.24. При установке открытых преобразователей до 1 кВ на неизолированном полу в электропомещениях расстояния по горизонтали должны быть не менее: 1) от частей преобразователя, находящихся под напряжением, до заземленных ограждений, стен и т. п. со стороны, где не требуется обслуживание преобразователей, 50 мм; 2) от частей одного преобразователя, находящихся под напряжением, до заземленных частей другого преобразователя, заземленных ограждений, стен и т. п. со стороны обслуживания 1,5 м; 3) между заземленными частями разных преобразователей, а также от заземленных частей преобразователя до заземленных ограждений, стен и т.
п. со стороны обслуживания 0,8 м; 4) между частями, находящимися под напряжением, разных преобразователей со стороны обслуживания 2,0 м. Расстояния, указанные в п. 2-4, установлены из условия обеспечения захода обслуживающего персонала внутрь ограждений без снятия напряжения с преобразователей. При установке открытых преобразователей выше 1 кВ в электропомещениях расстояния по горизонтали должны быть не менее: от частей преобразователя, находящихся под напряжением, до ограждений, стен и т. п. со стороны, где не требуется обслуживание преобразователей: при напряжении 3 кВ - 165 мм, 6 кВ - 190 мм, 10 кВ - 220 мм; между заземленными частями разных преобразователей, а также от заземленных частей преобразователя до ограждений, стен и т. п. со стороны обслуживания - 0,8 м; это расстояние установлено из условия обеспечения обслуживания преобразователя при отсутствии напряжения. 4.3.25. В установках, в которых преобразовательный агрегат состоит из двух или более преобразователей и, кроме того, требуется работа части преобразователей при отсутствии напряжения на остальных, электрические соединения отдельных элементов должны быть выполнены так, чтобы имелась возможность отключения каждого преобразователя со стороны переменного и со стороны выпрямленного напряжений. 4.3.26. При установке шкафов с электрооборудованием преобразовательных агрегатов в один ряд ширина прохода со стороны дверей или съемных стенок должна быть не менее 1 м; при открытой на 90? двери шкафа допускается сужение прохода до 0,6 м. При двухрядном расположении шкафов ширина прохода обслуживания между шкафами должна быть не менее 1,2 м; при открытых на 90? дверях двух шкафов, расположенных один против другого, между дверями должен оставаться проход шириной не менее 0,6 м. При установке электрооборудования в шкафах на выдвижных тележках ширина проходов должна быть не менее: при однорядном размещении шкафов - длины тележки плюс 0,6 м; при двухрядном размещении - длины тележки плюс 0,8 м. Во всех случаях ширина проходов должна быть не менее размера тележки по диагонали. 4.3.27.
Аноды преобразователей и их охладители должны быть окрашены в яркий цвет, отличный от цвета остальных частей преобразователя. 4.3.28. На корпусе преобразователя должны быть нанесены предупреждающие знаки с указанием напряжения преобразователя при холостом ходе. 4.3.29. В установках с полупроводниковыми преобразователями изоляция цепей, связанных с вентильными обмотками преобразовательных трансформаторов, цепей управления и "сеточной" защиты, а также цепей, которые могут оказаться под потенциалом вентильных обмоток при пробое изоляции, должна выдерживать в течение 1 мин следующее испытательное напряжение переменного тока частотой 50 Гц:
| Номинальное напряжение цепей, В | До 60 | 220 | 500 | Выше 500 |
| Испытательное напряжение, кВ | 1 | 1,5 | 2 | 2,5 Ud0 + 1, но не менее 3 |
Регистрация электрических величин в аварийных режимах
1.6.20. Для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться автоматические осциллографы. Расстановку автоматических осциллографов на объектах, а также выбор регистрируемых ими электрических параметров, как правило, следует производить в соответствии с рекомендациями, приведенными в табл. 1.6.2 и 1 6.3. По согласованию с энергосистемами (районными энергетическими управлениями) могут предусматриваться регистрирующие приборы с ускоренной записью при аварии (для регистрации электрических параметров, не контролируемых с помощью автоматических осциллографов). Таблица 1.6.2. Рекомендации по расстановке автоматических аварийных осциллографов на объектах энергосистем
| Напряжение распределительного устройства, кВ | Схема распределительного устройства | Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства | Количество устанавливаемых осциллографов |
| 750 | Любая | Любое | Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима) |
| 500 | ” | Одна или две | Один для каждой линии (без записи предаварийного режима) |
| 500 | ” | Три или более | Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предаварийного режима) |
| 330 | ” | Одна | Не устанавливается |
| 330 | ” | Две или более | Один для каждой линии (без записи предаварийного режима) |
| 220 | С секциями или системами шин | Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин | Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима) |
| 220 | То же | Три или четыре на каждую секцию или рабочую систему шин | Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) |
| 220 | ” | Пять или более на каждую секцию или рабочую систему шин | Один-два для каждой секции или рабочей системы шин с одним пусковым устройством (без записи предаварийного режима) |
| 220 | Полуторная или многоугольник | Три или более | Один для трех-четырех линий или для каждой системы шин (без записи предаварийного режима) |
| 220 | Без выключателей 220 кВ или с одним выключателем | Одна или две | Не устанавливается |
| 220 | Треугольник, четырехугольник, мостик | То же | Допускается установка одного автоматического осциллографа, если на противоположных концах линий 220 кВ нет автоматических осциллографов |
| 110 | С секциями или системами шин | Одна - три на каждую секцию или систему шин | Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима) |
| 110 | С секциями или системами шин | Четыре - шесть на каждую секцию или рабочую систему шин | Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) |
| 110 | С секциями или системами шин | Семь или более на каждую секцию или рабочую систему шин | Один для каждой секции или рабочей системы шин Допускается установка двух автоматических осциллографов для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима) |
| 110 | Без выключателей на стороне 110 кВ, мостик, треугольник, четырехугольник | Одна или две | Не устанавливается |
Рекомендации по выбору электрических параметров, регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами
| Напряжение распределительного устройства, кВ | Параметры, рекомендуемые для регистрации автоматическими осциллографами |
| 750,500, 330 | Фазные напряжения трех фаз линий. Напряжение и ток нулевой последовательности линий. Токи двух или трех фаз линий. Ток усилителя мощности, ток приема высокочастотного приемопередатчика и положение контактов выходного промежуточного реле высокочастотной защиты. |
| 220, 110 | Фазные напряжения и напряжение нулевой последовательности секции или рабочей системы шин. Токи нулевой последовательности линий, присоединенных к секции или рабочей системе шин. Фазные токи (двух или трех фаз) наиболее ответственных линий. Токи приема высокочастотных приемопередатчиков дифференциально-фазных защит межсистемных линий электропередачи. |
Релейная защита
Область применения Общие требования Защита турбогенераторов, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения1 Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ Защита блоков генератор - трансформатор Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3-10 кВ с изолированной нейтралью Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 И 35 кВ с изолированной нейтралью Защита воздушных линий в сетях напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтарлью Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях Защита синхронных компенсаторов
Санитарно-техническая часть
4.4.40. Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении более 2,3 В на элемент, должны быть оборудованы стационарной принудительной приточно-вытяжной вентиляцией. Для помещений аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда при напряжении до 2,3 В на элемент, должно быть предусмотрено применение стационарных или инвентарных устройств принудительной приточно-вытяжной вентиляции на период формовки батарей и контрольных перезарядов. Требуемый объем свежего воздуха V, м3/ч, определяется по формуле V = 0,07 Iзар n где Iзар - наибольший зарядный ток, А; n - количество элементов аккумуляторной батареи; при этом концентрация серной кислоты в воздухе помещения аккумуляторной батареи должна быть не более указанной в СНиП 2.04.05-91* (изд. 1994 г.) Госстроя России. Кроме того, для вентиляции помещений аккумуляторных батарей должна быть выполнена естественная вытяжная вентиляция, которая обеспечивает не менее чем однократный обмен воздуха в час. В тех случаях, когда естественная вентиляция не может обеспечить требуемую кратность обмена воздуха, должна применяться принудительная вытяжная вентиляция. 4.4.41. Вентиляционная система помещений аккумуляторной батареи должна обслуживать только аккумуляторные батареи и кислотную. Выброс газов должен производиться через шахту, возвышающуюся над крышей здания не менее чем на 1,5 м. Шахта должна быть защищена от попадания в нее атмосферных осадков. Включение вентиляции в дымоходы или в общую систему вентиляции здания запрещается. 4.4.42. При устройстве принудительной вытяжной вентиляции вентилятор должен иметь взрывобезопасное исполнение. 4.4.43. Отсос газов должен производиться как из верхней, так и из нижней части помещения со стороны, противоположной притоку свежего воздуха. Если потолок имеет выступающие конструкции или наклон, то должна быть предусмотрена вытяжка воздуха соответственно из каждого отсека или из верхней части пространства под потолком. Расстояние от верхней кромки верхних вентиляционных отверстий до потолка должно быть не более 100 мм, а от нижней кромки нижних вентиляционных отверстий до пола - не более 300 мм.
Поток воздуха из вентиляционных каналов не должен быть направлен непосредственно на поверхность электролита аккумуляторов. Металлические вентиляционные короба не должны располагаться над открытыми аккумуляторами. Применение инвентарных вентиляционных коробов в помещениях аккумуляторных батарей не допускается. Скорость воздуха в помещениях аккумуляторных батарей и кислотных при работе вентиляционных устройств должна соответствовать требованиям СНиП 2.04.05-91* (изд. 1994 г.). 4.4.44. Температура в помещениях аккумуляторных батарей в холодное время на уровне расположения аккумуляторов должна быть не ниже +10 ?С. На подстанциях без постоянного дежурства персонала, если аккумуляторная батарея выбрана из расчета работы только на включение и отключение выключателей, допускается принимать указанную температуру не ниже 0 ?С. 4.4.45. Отопление помещения аккумуляторной батареи рекомендуется осуществлять при помощи калориферного устройства, располагаемого вне этого помещения и подающего теплый воздух через вентиляционный канал. При применении электроподогрева должны быть приняты меры против заноса искр через канал. При устройстве парового или водяного отопления оно должно выполняться в пределах помещения аккумуляторной батареи гладкими трубами, соединенными сваркой. Фланцевые соединения и установка вентилей запрещаются. 4.4.46. На электростанциях, а также на подстанциях, оборудованных водопроводом, вблизи помещения аккумуляторной батареи должны быть установлены водопроводный кран и раковина. Над раковиной должна быть надпись: "Кислоту и электролит не сливать".
Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами
2.5.291. Размещение ВЛ в районах аэродромов, вертодромов и воздушных трасс производится в соответствии с требованиями строительных норм и правил на аэродромы и планировку и застройку городских и сельских поселений. 2.5.292. В соответствии с Руководством по эксплуатации гражданских аэродромов Российской Федерации (РЭГА РФ) в целях обеспечения безопасности полетов воздушных судов опоры ВЛ, расположенные на приаэродромной территории и на местности в пределах воздушных трасс и нарушающие или ухудшающие условия безопасности полетов, а также опоры высотой 100 м и более независимо от места их расположения должны иметь дневную маркировку (окраску) и светоограждение. Маркировку и светоограждение опор ВЛ должны выполнять предприятия и организации, которые их строят и эксплуатируют. Необходимость и характер маркировки и светоограждения проектируемых опор ВЛ определяются в каждом конкретном случае соответствующими органами гражданской авиации при согласовании строительства. Выполнение дневной маркировки и светоограждения опор ВЛ производится в соответствии с РЭГА РФ. При этом следует соблюдать следующие условия: 1) дневная маркировка должна иметь два маркировочных цвета: красный (оранжевый) и белый. Опоры высотой до 100 м маркируют от верхней точки на 1/3 высоты горизонтальными чередующимися по цвету полосами шириной 0,5-6 м. Число полос должно быть не менее трех, причем крайние полосы окрашивают в красный (оранжевый) цвет. На приаэродромной территории международных аэропортов и воздушных трассах международного значения опоры маркируются горизонтальными чередующимися по цвету полосами той же ширины сверху до основания. Опоры высотой более 100 м маркируются от верха до основания чередующимися по цвету полосами шириной, определяемой РЭГА РФ, но не более 30м; 2) для светоограждения опор должны быть использованы заградительные огни, которые устанавливаются на самой верхней части (точке) и ниже через каждые 45 м. Расстояния между промежуточными ярусами, как правило, должны быть одинаковыми.
расположенные внутри застроенных районов, светоограждаются
Опоры, расположенные внутри застроенных районов, светоограждаются сверху вниз до высоты 45 м над средним уровнем высоты застройки; 3) в верхних точках опор устанавливается по два огня (основной и резервный), работающих одновременно или по одному при наличии устройства для автоматического включения резервного огня при выходе из строя основного. Автомат включения резервного огня должен работать так, чтобы в случае выхода его из строя остались включенными оба заградительных огня; 4) заградительные огни должны быть установлены так, чтобы их можно было наблюдать со всех направлений в пределах от зенита до 5? ниже горизонта; 5) заградительные огни должны быть постоянного излучения красного цвета с силой света во всех направлениях не менее 10 кд. Для светоограждения опор, расположенных вне зон аэродромов и не имеющих вокруг себя посторонних огней, могут быть применены огни белого цвета, работающие в проблесковом режиме. Сила заградительного огня должна быть не менее 10 кд, а частота проблесков - не менее 60 1/мин. При установке на опоре нескольких проблесковых огней должна быть обеспечена одновременность проблесков; 6) средства светового ограждения аэродромных препятствий по условиям электроснабжения относятся к потребителям I категории, и их электроснабжение должно осуществляться по отдельным линиям, подключенным к подстанциям. Линии должны быть обеспечены аварийным (резервным) питанием. Рекомендуется предусмотреть АВР; 7) включение и отключение светового ограждения препятствий в районе аэродрома производится владельцами ВЛ и диспетчерским пунктом аэродрома по заданному режиму работы. На случай отказа автоматических устройств для включения заградительных огней следует предусматривать возможность включения заградительных огней вручную; 8) для обеспечения удобного и безопасного обслуживания должны предусматриваться площадки у мест размещения сигнальных огней и оборудования, а также лестницы для доступа к этим площадкам. Для этих целей следует использовать площадки и лестницы, предусматриваемые на опорах ВЛ.
Сближение ВЛ со взрыво- и пожароопасными установками
2.5.278. Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, транспортировкой, производством, изготовлением, использованием или хранением взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных веществ, а также со взрыво- и пожароопасными зонами, должно выполняться в соответствии с нормами, утвержденными в установленном порядке. Если нормы сближения не предусмотрены нормативными документами, то расстояния от оси трассы ВЛ до указанных зданий, сооружений, наружных установок и зон должны составлять не менее полуторакратной высоты опоры.
Сборные и соединительные шины
Шины испытываются в объеме: на напряжение до 1 кВ - по пп.1, 3-5; на напряжение выше 1 кВ - по пп.2-6. 1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительной температуре окружающего воздуха. Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента многоэлементного изолятора должно быть не менее 300 Мом. 2. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание изоляции проводится согласно табл. 1.8.24. Продолжительность испытания - 1 мин. 3. Проверка качества выполнения болтовых контактных соединений. Производится выборочная проверка качества затяжки контактов и вскрытие 2-3% соединений. Измерение переходного сопротивления контактных соединений следует производить выборочно на 2-3% соединений. Контактные соединения на ток более 1000 А рекомендуется проверять в полном объеме. Падение напряжения или сопротивление на участке шины (0,7-0,8 м) в месте контактного соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления участка шин той же длины более чем в 1,2 раза. 4. Проверка качества выполнения опрессованных контактных соединений. Опрессованные контактные соединения бракуются, если: а) их геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа; б) на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений; в) кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины; г) стальной сердечник опрессованного соединителя смещен относительно симметричного положения более чем на 15% длины прессуемой части провода. Следует произвести выборочное измерение переходного сопротивления 3-5% опрессованных контактных соединений. Падение напряжения или сопротивление на участке соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления на участке провода той же длины более чем в 1,2 раза. 5. Контроль сварных контактных соединений. Сварные контактные соединения бракуются, если непосредственно после выполнения сварки будут обнаружены: а) пережог провода наружного повива или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов; б) усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода. 6. Испытание проходных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.34.
Схема электрических соединений, выбор оборудования
5.6.7. Конденсаторные установки могут присоединяться к сети через отдельный аппарат, предназначенный для включения и отключения только конденсаторов, или через общий аппарат с силовым трансформатором, асинхронным электродвигателем или другим электроприемником. Эти схемы могут применяться при любом напряжении конденсаторной установки. 5.6.8. Конденсаторные батареи на напряжение выше 10 кВ собираются из однофазных конденсаторов путем их параллельно-последовательного соединения. Число последовательных рядов конденсаторов выбирается так, чтобы в нормальных режимах работы токовая нагрузка на конденсаторы не превышала номинального значения. Число конденсаторов в ряду должно быть таким, чтобы при отключении одного из них из-за перегорания предохранителя напряжение на оставшихся конденсаторах ряда не превышало 110% номинального. 5.6.9. Конденсаторные батареи па напряжение 10 кВ и ниже должны собираться, как правило, из конденсаторов с номинальным напряжением, равным номинальному напряжению сети. При этом допускается длительная работа единичных конденсаторов с напряжением не более 110% номинального. 5.6.10. В трехфазных батареях однофазные конденсаторы соединяются в треугольник или звезду. Может применяться также последовательное или параллельно-последовательное соединение однофазных конденсаторов в каждой фазе трехфазной батареи. 5.6.11. При выборе выключателя конденсаторной батареи должно учитываться наличие параллельно включенных (например, на общие шины) конденсаторных батарей. При необходимости должны быть выполнены устройства, обеспечивающие снижение толчков тока в момент включения батареи. 5.6.12. Разъединитель конденсаторной батареи должен иметь заземляющие ножи со стороны батареи, сблокированные со своим разъединителем. Разъединители конденсаторной батареи должны быть сблокированы с выключателем батареи. 5.6.13. Конденсаторы должны иметь разрядные устройства. Единичные конденсаторы для конденсаторных батарей рекомендуется применять со встроенными разрядными резисторами.
Допускается установка конденсаторов без встроенных разрядных резисторов, если на выводы единичного конденсатора или последовательного ряда конденсаторов постоянно подключено разрядное устройство. Разрядные устройства могут не устанавливаться на батареях до 1 кВ, если они присоединены к сети через трансформатор и между батареей и трансформатором отсутствуют коммутационные аппараты. В качестве разрядных устройств могут применяться: трансформаторы напряжения или устройства с активно-индуктивным сопротивлением - для конденсаторных установок выше 1 кВ; устройства с активным или активно-индуктивным сопротивлением - для конденсаторных установок до 1 кВ. 5.6.14. Для достижения наиболее экономичного режима работы электрических сетей с переменным графиком реактивной нагрузки следует применять автоматическое регулирование мощности конденсаторной установки путем включения и отключения ее в целом или отдельных ее частей. 5.6.15. Аппараты и токоведущие части в цепи конденсаторной батареи должны допускать длительное прохождение тока, составляющего 130% номинального тока батареи.
Шины, провода, кабели
4.1.15. Открытые токоведущие части, как правило, должны иметь изоляционное покрытие. Между неподвижно укрепленными токоведущими частями разной полярности, а также между ними и открытыми проводящими частями должны быть обеспечены расстояния не менее 20 мм по поверхности изоляции и не менее 12 мм по воздуху. От неизолированных токоведущих частей до ограждений должны быть обеспечены расстояния не менее 100 мм при сетчатых и 40 мм при сплошных съемных ограждениях. 4.1.16. В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях, изолированные провода с изоляцией, рассчитанной на напряжение не ниже 660 В, могут прокладываться по металлическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к другому. В этих случаях для силовых цепей должны применяться снижающие коэффициенты на токовые нагрузки, приведенные в гл. 2.1. 4.1.17. Защитные (РЕ) проводники и шины могут быть проложены без изоляции. Нулевые рабочие (N) проводники, шины и совмещенные (PEN) проводники прокладываются с изоляцией. 4.1.18. Электропроводки цепей управления, измерения и другие должны соответствовать требованиям гл. 3.4. Прокладка кабелей должна соответствовать гл. 2.3. Проходы кабелей как снизу, так и сверху, внутрь панелей, шкафов и т.п. должны осуществляться через уплотняющие устройства, предотвращающие попадание внутрь пыли, влаги, посторонних предметов и т.п.
Силовое электрооборудование
7.2.39. Питание электродвигателей пожарных насосов, систем противодымной защиты, пожарной сигнализации и пожаротушения, оповещения о пожаре следует предусматривать по самостоятельным линиям от подстанций, ГРЩ или ВРУ. 7.2.40. Включение электродвигателей пожарных насосов и систем противодымной защиты и установок противопожарной автоматики должно сопровождаться автоматическим отключением электроприемников систем вентиляции и кондиционирования воздуха. Допускается автоматическое отключение и другого силового электрооборудования, за исключением электродвигателей противопожарного занавеса, циркуляционных насосов и лифтов. 7.2.41. Пуск электродвигателей пожарных насосов следует выполнять: дистанционно от кнопок у пожарных кранов - при отсутствии спринклерных и дренчерных устройств; автоматически - при наличии спринклерных и дрен-черных устройств с дистанционным дублированием (для пуска и остановки) из помещений пожарного поста и насосной. Пуск электродвигателей пожарных насосов должен контролироваться в помещении пожарного поста световым и звуковым сигналами. 7.2.42. Электроприводы механизмов сцены должны автоматически отключаться по достижении механизмами крайних положений. Электроприводы механизмов сценических подъемов, противопожарного занавеса, подъемно-спускных площадок и подъемно-транспортных устройств (кроме тельферных) должны иметь аварийное автоматическое отключение переспуска и переподъема непосредственно в силовой цепи, после срабатывания которого должен быть исключен пуск электроприводов аппаратами ручного или автоматического управления. 7.2.43. При количестве сценических подъемов более десяти следует предусматривать на пульте механизмов сцены, а при его отсутствии - на пульте помощника режиссера, аппарат управления, обеспечивающий одновременное отключение всех сценических подъемов. 7.2.44. Для аварийной остановки всех механизмов, обслуживающих сцену (эстраду, манеж), должны предусматриваться отключающие аппараты) располагаемые не менее чем в двух местах, откуда хорошо просматривается работа этих механизмов. 7.2.45.
Двери в ограждениях вращающейся части сцены (эстрады), подъемно-спускных площадок сцены и оркестра, софитов, технологических подъемников должны быть снабжены блокировочными устройствами, отключающими электродвигатели при открывании дверей и исключающими пуск механизмов после закрывания дверей без дополнительных действий (поворот ключа, нажатие кнопки и т.п.). 7.2.46. Механизмы, имеющие кроме электрического привода механический ручной привод, должны быть снабжены блокировкой, отключающей электропривод при переходе на ручное управление. 7.2.47. Контакты приборов и аппаратов, предназначенные для обеспечения безопасности, должны работать на размыкание соответствующей цепи при исчезновении питания катушки данного прибора или аппарата. 7.2.48. Противопожарный занавес должен быть снабжен блокировками, автоматически отключающими электродвигатель при ослаблении тяговых тросов и гравитационном спуске занавеса. Движение противопожарного занавеса должно сопровождаться световой и звуковой сигнализацией на планшете сцены и в помещении пожарного поста. 7.2.49. Управление дымовыми люками должно предусматривать возможность как одновременного открытия всех люков, так и раздельного открытия и закрытия каждого люка. Допускается предусматривать закрытие дымовых люков вручную. Управление лебедкой дымовых люков должно предусматриваться с планшета сцены, из помещения пожарного поста-диспетчерской и помещения лебедки.
Силовые кабельные линии
Силовые кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются по пп.1, 2, 7, 13, напряжением выше 1 кВ и до 35 кВ - по пп.1-3, 6, 7, 11, 13, напряжением 110 кВ и выше - в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. 1. Проверка целостности и фазировки жил кабеля. Проверяются целостность и совпадение обозначений фаз подключаемых жил кабеля. 2. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Для силовых кабелей до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. Для силовых кабелей выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется. Измерение следует производить до и после испытания кабеля повышенным напряжением. 3. Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока. Испытательное напряжение принимается в соответствии с табл. 1.8.39. Для кабелей на напряжение до 35 кВ с бумажной и пластмассовой изоляцией длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 10 мин. Для кабелей с резиновой изоляцией на напряжение 3-10 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 5 мин. Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются. Для кабелей на напряжение 110-500 кВ длительность приложения полного испытательного напряжения составляет 15 мин. Допустимые токи утечки в зависимости от испытательного напряжения и допустимые значения коэффициента асимметрии при измерении тока утечки приведены в табл. 1.8.40. Абсолютное значение тока утечки не является браковочным показателем. Кабельные линии с удовлетворительной изоляцией должны иметь стабильные значения токов утечки. При проведении испытания ток утечки должен уменьшаться. Если не происходит уменьшения значения тока утечки, а также при его увеличении или нестабильности тока испытание производить до выявления дефекта, но не более чем 15 мин. При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного напряжения для всей кабельной линии принимать наименьшее из испытательных напряжений по табл. 1.8.39. 4.
Испытание напряжением переменного тока частоты 50 Гц. Такое испытание допускается для кабельных линий на напряжение 110-500 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением. Испытание производится напряжением (1,00-1,73)Uном. Допускается производить испытания путем включения кабельной линии на номинальное напряжение Uном. Длительность испытания - согласно указаниям завода-изготовителя. 5. Определение активного сопротивления жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре +20 ?С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы. Измеренное сопротивление (приведенное к удельному значению) может отличаться от указанных значений не более чем на 5%. 6. Определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 20 кВ и выше. Измеренная емкость не должна отличаться от результатов заводских испытаний более чем на 5%. 7. Проверка защиты от блуждающих токов. Производится проверка действия установленных катодных защит. 8. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание). Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-500 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1%. 9. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-500 кВ. 10. Проверка антикоррозийных защит. При приемке линий в эксплуатацию и в процессе эксплуатации проверяется работа антикоррозионных защит для: - кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта выше 20 Ом/м), при среднесуточной плотности тока утечки в землю выше 0,15 мА/дм2; - кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах с высокой коррозионной активностью (удельное сопротивление грунта менее 20 Ом/м) при любой среднесуточной плотности тока в землю; - кабелей с незащищенной оболочкой и разрушенными броней и защитными покровами; - стального трубопровода кабелей высокого давления независимо от агрессивности грунта и видов изоляционных покрытий.
При проверке измеряются потенциалы и токи в оболочках кабелей и параметры электрозащиты (ток и напряжение катодной станции, ток дренажа) в соответствии с руководящими указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии. Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод следует производить в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89. 11. Определение характеристик масла и изоляционной жидкости. Определение 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, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм табл. 1.8.41 и 1.8.42. Если значения электрической прочности и степени дегазации масла МН-4 соответствуют нормам, а значения tg ?, измеренные по методике ГОСТ 6581-75, превышают указанные в табл. 1.8.42, пробу масла дополнительно выдерживают при температуре 100 ?С в течение 2 ч, периодически измеряя tg ?. При уменьшении значения tg ? проба масла выдерживается при температуре 100 ?С до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное значение. 12. Измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110-500 кВ, кроме того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов. Таблица 1.8.39 Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей
| Кабели с бумажной изоляцией на напряжение, кВ | ||||||||||
| 2 | 3 | 6 | 10 | 20 | 35 | 110 | 150 | 220 | 330 | 500 |
| 12 | 18 | 36 | 60 | 100 | 175 | 285 | 347 | 510 | 670 | 865 |
| Кабели с пластмассовой изоляцией на напряжение, кВ | Кабели с резиновой изоляцией на напряжение, кВ | |||||||||
| 1 * | 3 | 6 | 10 | 110 | 3 | 6 | 10 | |||
| 5,0 | 15 | 36 | 60 | 285 | 6 | 12 | 20 |
Таблица 1.8.40 Токи утечки и коэффициенты асимметрии для силовых кабелей
| Кабели напряжением, кВ | Испытательное напряжение, кВ | Допустимые значения токов утечки, мА | Допустимые значения коэффициента асимметрии (Imax/Imin) |
| 6 | 36 | 0,2 | 8 |
| 10 | 60 | 0,5 | 8 |
| 20 | 100 | 1,5 | 10 |
| 35 | 175 | 2,5 | 10 |
| 110 | 285 | Не нормируется | Не нормируется |
| 150 | 347 | То же | То же |
| 220 | 610 | " | " |
| 330 | 670 | " | " |
| 500 | 865 | " | " |
| Показатель качества масла | Для вновь вводимой линии | ||
| С-220, 5РА | МН-3, МН-4 | ПМС | |
| Пробивное напряжение в стандартном сосуде, кВ, не менее | 45 | 45 | 35 |
| Степень дегазации (растворенный газ), не более | 0,5 | 0,1 | - |
| 110 | 150-220 | 330-500 |
| 0,5/0,8 * | 0,5/0,8 * | 0,5/- |
Силовые трансформаторы
Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВА испытываются по пп.1, 2 (только сопротивление изоляции), 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ·А испытываются по пп.1, 2, 4, 9, 11-14. Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансформаторы всех мощностей испытываются по пп.1-7, 12, 14. 1. Определение условий включения трансформаторов. Следует производить в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 2. Измерение характеристик изоляции. Для трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно мощностью до 10 МВ·А и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
| Тобм,?С | 10 | 20 | 30 | 40 | 50 | 60 | 70 |
| R60, МОм | 450 | 300 | 200 | 130 | 90 | 60 | 40 |
Измеренные значения должны быть не менее 2 МОм, а изоляции ярмовых балок не менее 0,5 МОм. Измерения производятся мегаомметром на напряжение 1000 В. 3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты: а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.12. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов не обязательно. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.12 для аппаратов с облегченной изоляцией. Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.12, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе. Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса; б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. 4. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя. Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5% от исходных значений. 5. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования. 6.
Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке. 7. Измерение потерь холостого хода. Измерения производятся у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряжения, равном указанному в протоколе заводских испытаний (паспорте), но не более 380 В. У трехфазных трансформаторов потери холостого хода измеряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым на заводе-изготовителе. У трехфазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоколе заводских испытаний (паспорте), более чем на 5%. У однофазных трансформаторов при вводе в эксплуатацию отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10%. 7.1. Измерение сопротивления короткого замыкания (Zк) трансформатора. Измерение производится у трансформаторов 125 MB·А и более. Для трансформаторов с устройством регулирования напряжения под нагрузкой Zк измеряется на основном и обоих крайних ответвлениях. Значения Zк не должны превышать значения, определенного по напряжению КЗ (uк) трансформатора на основном ответвлении более чем на 5%. 8. Проверка работы переключающего устройства. Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 9. Испытание бака с радиаторами. Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметизированных и не имеющих расширителя. Испытание производится: - у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно - гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением трансформаторов с волнистыми баками и пластинчатыми радиаторами, для которых высота столба масла принимается равной 0,3 м; - у трансформаторов с пленочной защитой масла - созданием внутри гибкой оболочки избыточного давления воздуха 10 кПа; - у остальных трансформаторов - созданием избыточного давления азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве расширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях - не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов напряжением до 150 кВ включительно - не ниже 10 ?С, остальных - не ниже 20 ?С. Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена. 10. Проверка устройств охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать указаниям завода-изготовителя. 11. Проверка средств защиты масла. Производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя. 12. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам. 13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям пп.1-6, 7-12 табл.1.8.33. У трансформаторов напряжением до 35 кВ масло рекомендуется испытывать по показателям пп.1-7 табл.1.8.33, допускается не производить испытания по пп.3, 6 и 7 табл.1.8.33. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше масло испытывается по пп.1-7 табл.1.8.33, а у трансформаторов с пленочной защитой масла - дополнительно по п.10. У трансформаторов с РПН масло из бака контактора устройства регулирования напряжения под нагрузкой испытывается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя РПН. Из герметизированных трансформаторов проба масла не отбирается. У трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, а также блочных трансформаторов собственных нужд, рекомендуется производить хроматографический анализ растворенных в масле газов. Масло из трансформаторов, прибывающих на монтаж с маслом при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 месяцев до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп.1 и 2 табл.1.8.33. У трансформаторов мощностью до 630 кВА проверку масла допускается производить только по пп.1 и 2 (визуально) табл.1.8.33. 14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля. 15. Испытание вводов. Следует производить в соответствии с 1.8.33. 16. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17. Таблица 1.8.12 Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)
| Класс напряжения обмотки, кВ | Испытательноe напряжение по отношению к корпусу и другим обмоткам, кВ для изоляции | |
| нормальной | облегченной | |
| От 0,05 до 1 | 4,5 | 2,7 |
| 3 | 16,2 | 9 |
| 6 | 22,5 | 15,4 |
| 10 | 31,5 | 21,6 |
| 15 | 40,5 | 33,5 |
| 20 | 49,5 | - |
| 35 | 76,5 | - |
Синхронные генераторы и компенсаторы
Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа.
Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по пп.1-5, 7-15 настоящего параграфа.
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по пп.2, 4, 5, 8, 10-14 настоящего параграфа.
1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ.
Следует производить в соответствии с указанием завода-изготовителя.
2. Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл.1.8.1.
3. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом. У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора.
Значения испытательного напряжения приведены в табл.1.8.2.
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям.
Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типа ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимаются 40 и 50 кВ.
Для турбогенераторов ТВМ-500 (Uном=36,75 кВ) испытательное напряжение - 75 кВ.
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения - от 0,2Umax до Umax равными ступенями. На каждой ступени напряжение выдерживается в течение 1 минуты. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.
Оценка полученной характеристики производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты.
Испытание проводится по нормам, приведенным в табл.1.8.3.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор.
В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов - при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов - при открытых вентиляционных люках;
б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 100 кОм/см и номинальном расходе;
в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается;
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора;
д) перед включением генератора в работу по окончании монтажа (у турбогенераторов - после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов) необходимо провести контрольное испытание номинальным напряжением промышленной частоты или выпрямленным напряжением, равным 1,5Uном. Продолжительность испытаний 1 мин.
5. Измерение сопротивления постоянному току.
Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл.1.8.4.
При сравнении значений сопротивлений они должны быть приведены к одинаковой температуре.
6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току.
Измерение производится в целях выявления витковых замыканий в обмотках ротора, а также состояния демпферной системы ротора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных - каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует производить при подводимом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. При выборе значения подводимого напряжения следует учитывать зависимость сопротивления от значения подводимого напряжения. Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на трех-четырех ступенях частоты вращения, включая номинальную, и в неподвижном состоянии, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным. Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется только при неподвижном роторе. Отклонения полученных результатов от данных завода-изготовителя или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3-5% свидетельствуют о наличии дефектов в обмотке ротора. На возникновение витковых замыканий указывает скачкообразный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения, а на плохое качество в контактах демпферной системы ротора указывает плавный характер снижения сопротивления с увеличением частоты вращения. Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следует делать на основании результатов снятия характеристики КЗ и сравнения ее с данными завода-изготовителя.
7. Проверка и испытание электрооборудования систем возбуждения.
Приводятся нормы испытаний силового оборудования систем тиристорного самовозбуждения (далее СТС), систем независимого тиристорного возбуждения (СТН), систем безщеточного возбуждения (БСВ), систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (ВЧ). Проверка автоматического регулятора возбуждения, устройств защиты, управления, автоматики и др. производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя.
Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14.
7.1. Измерение сопротивления изоляции.
Значения сопротивлений изоляции при температуре 10-30 ?С должны соответствовать приведенным в табл.1.8.5.
7.2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты.
Значение испытательного напряжения принимается согласно табл.1.8.5, длительность приложения испытательного напряжения 1 мин.
7.3. Измерение сопротивления постоянному току обмоток трансформаторов и электрических машин в системах возбуждения.
Сопротивление обмоток электрических машин (вспомогательный генератор в системе СТН, индукторный генератор в системе ВЧ, обращенный синхронный генератор в системе БСВ) не должно отличаться более чем на 2% от заводских данных; обмоток трансформаторов (выпрямительных в системах СТС, СТН, БСВ; последовательных в отдельных системах СТС) - более чем на 5%. Сопротивления параллельных ветвей рабочих обмоток индукторных генераторов не должны отличаться друг от друга более чем на 15%, сопротивления фаз вращающихся подвозбудителей - не более чем на 10%.
7.4. Проверка трансформаторов (выпрямительных, последовательных, собственных нужд, начального возбуждения, измерительных трансформаторов напряжения и тока).
Проверка производится в соответствии с нормами, приведенными в 1.8.16, 1.8.17, 1.8.18. Для последовательных трансформаторов ПТ определяется также зависимость между напряжением на разомкнутых вторичных обмотках и током статора генератора U2п.т.=f(Iст.).
Характеристика U2п.т.=f(Iст.) определяется при снятии характеристик трехфазного короткого замыкания генератора (блока) до Iст.ном.. Характеристики отдельных фаз (при однофазных последовательных трансформаторах) не должны различаться между собой более чем на 5%.
7.5. Определение характеристики вспомогательного синхронного генератора промышленной частоты в системах СТН.
Вспомогательный генератор (ВГ) проверяется в соответствии с п.8 данного параграфа. Характеристика короткого замыкания ВГ определяется до Iст.ном. , а характеристика холостого хода до 1,3Uст.ном. с проверкой витковой изоляции в течение 5 мин.
7.6. Определение характеристики индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой в системе ВЧ возбуждения.
Производится при отключенной обмотке последовательного возбуждения.
Характеристика холостого хода индукторного генератора совместно с выпрямительной установкой (ВУ) , [Uст, Uву=f(Iн.в.), где Iн.в. - ток в обмотке независимого возбуждения], определяемая до значения Uву, соответствующего удвоенному номинальному значению напряжения ротора, не должна отличаться от заводской более чем на 5%. Разброс напряжений между последовательно соединенными вентилями ВУ не должен превышать 10% среднего значения.
Характеристика короткого замыкания индукторного генератора совместно с ВУ также не должна отличаться от заводской более чем на 5%. При выпрямленном токе, соответствующем номинальному току ротора, разброс токов по параллельным ветвям в плечах ВУ не должен превышать ±20% среднего значения. Определяется также нагрузочная характеристика при работе на ротор до Iрхх[Iр=f(Iв.в.)], где Iв.в. - ток возбуждения возбудителя.
7.7. Определение внешней характеристики вращающегося подвозбудителя в системах ВЧ возбуждения.
При изменении нагрузки на подвозбудитель (нагрузкой является автоматический регулятор возбуждения) изменение напряжения подвозбудителя не должно превышать значения, указанного в заводской документации. Разность напряжения по фазам не должна превышать 10%.
7.8. Проверка элементов обращенного синхронного генератора, вращающегося преобразователя в системе БСВ.
Измеряются сопротивления постоянному току переходных контактных соединений вращающегося выпрямителя: сопротивление токопровода, состоящего из выводов обмоток и проходных шпилек, соединяющих обмотку якоря с предохранителями (при их наличии); соединения вентилей с предохранителями; сопротивление самих предохранителей вращающегося преобразователя. Результаты измерения сравниваются с заводскими нормами.
Проверяются усилия затяжки вентилей, предохранителей RC-цепей, варисторов и т.д. в соответствии с заводскими нормами.
Измеряются обратные токи вентилей вращающегося преобразователя в полной схеме с RC-цепями (либо варисторами) при напряжении, равном повторяющемуся для данного класса. Токи не должны превышать значения, указанные в заводских инструкциях на системы возбуждения.
7.9. Определение характеристик обращенного генератора и вращающегося выпрямителя в режимах трехфазного короткого замыкания генератора (блока).
Измеряются ток статора Iст, ток возбуждения возбудителя Iв.в., напряжение ротора Uр, определяется соответствие характеристик возбудителя Uр=f(Iн.в.) заводским. По измеренным токам статора и заводской характеристике короткого замыкания генератора Iст=f(Iр) определяется правильность настройки датчиков тока ротора. Отклонение измеренного с помощью датчика типа ДТР-П тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10% расчетного значения тока ротора.
7.10. Проверка тиристорных преобразователей систем СТС, СТН, БСВ.
Измерение сопротивления изоляции и испытание повышенным напряжением производятся в соответствии с табл.1.8.5.
Производятся гидравлические испытания повышенным давлением воды тиристорных преобразователей (ТП) с водяной системой охлаждения. Значение давления и время его воздействия должны соответствовать нормам завода-изготовителя на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции ТП после заполнения дисциллятом (см. табл.1.8.3).
Проверяется отсутствие пробитых тиристоров, поврежденных RC-цепей. Проверка выполняется с помощью омметра.
Проверяется целостность параллельных цепей плавкой вставки каждого силового предохранителя путем измерения сопротивления постоянному току.
Проверяется состояние системы управления тиристоров, диапазон регулирования выпрямленного напряжения при воздействии на систему управления тиристоров.
Проверяется ТП при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. Проверка выполняется в следующем объеме:
- распределение токов между параллельными ветвями плеч преобразователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеарифметического значения тока ветви должно быть не более 10%;
- распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряжений; отклонение мгновенного значения обратного напряжения от среднего на тиристоре ветви должно быть не более ±20%;
- распределение тока между параллельно включенными преобразователями; токи не должны отличаться более чем на ±10% от среднего расчетного значения тока через преобразователь;
- распределение тока в ветвях одноименных плеч параллельно включенных ТП; отклонение от среднего расчетного значения тока ветви одноименных плеч не должно быть более ±20%.
7.11. Проверка выпрямительной диодной установки в системе ВЧ возбуждения.
Производится при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. При проверке определяется:
- распределение тока между параллельными ветвями плеч; отклонение от среднего значения должно быть не более ±20%;
- распределение обратных напряжений по последовательно включенным вентилям; отклонение от среднего значения должно быть не более ±20%.
7.12. Проверка коммутационной аппаратуры, силовых резисторов, аппаратуры собственных нужд систем возбуждения.
Проверка производится в соответствии с указаниями завода-изготовителя и 1.8.34.
7.13. Измерение температуры силовых резисторов, диодов, предохранителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в которых они расположены.
Измерения выполняются после включения систем возбуждения под нагрузку. Температуры элементов не должны превышать значений, указанных в инструкциях заводов-изготовителей. При проверке рекомендуется применение тепловизоров, допускается использование пирометров.
8. Определение характеристик генератора:
а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока статора до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах погрешности измерения.
Снижение измеренной характеристики, которое превышает погрешность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.
У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором).
Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не определять, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде заводов-изготовителей.
У синхронных компенсаторов без разгонного двигателя снятие характеристик трехфазного КЗ производится на выбеге в том случае, если отсутствует характеристика, снятая на заводе;
б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов и синхронных компенсаторов, до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение характеристики холостого хода от заводской не нормируется, но должно быть в пределах погрешности измерения.
9. Испытание междувитковой изоляции.
Испытание следует производить подъемом напряжения номинальной частоты генератора на холостом ходу до значения, соответствующего 150% номинального напряжения статора гидрогенераторов, 130% - турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, - см. указания п.9. При этом следует проверить симметрию напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении - 5 мин.
Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостого хода.
10. Измерение вибрации.
Вибрация ( размах вибросмещений, удвоенная амплитуда колебаний) узлов генератора и их электромашинных возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл.1.8.6.
Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номинальной частотой вращения ротора 750-1500 об/мин не должна превышать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·с-1 по среднеквадратическому значению вибрационной скорости.
11. Проверка и испытание системы охлаждения.
Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
12. Проверка и испытание системы маслоснабжения.
Производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
13. Проверка изоляции подшипника при работе генератора (компенсатора).
Производится путем измерения напряжения между концами вала, а также между фундаментной плитой и корпусом изолированного подшипника. При этом напряжение между фундаментной плитой и подшипником должно быть не более напряжения между концами вала. Различие между напряжениями более чем на 10% указывает на неисправность изоляции.
14. Испытание генератора (компенсатора) под нагрузкой.
Нагрузка определяется практическими возможностями в период приемо-сдаточных испытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать паспортным данным.
15. Определение характеристик коллекторного возбудителя.
Характеристика холостого хода определяется до наибольшего (потолочного) значения напряжения или значения, установленного заводом-изготовителем.
Снятие нагрузочной характеристики производится при нагрузке на ротор генератора не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонения характеристик от заводских должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.
16. Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ.
Помимо испытаний, указанных в табл.1.8.1 и 1.8.3, концевые выводы с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются испытаниям по пп.16.1 и 16.2.
16.1. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg ?).
Измерение производится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10-30?С.
/p>
* Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора.
** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.
Таблица 1.8.4
Допустимое отклонение сопротивления постоянному току
| Испытуемый объект
|
Норма
|
| Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности)
|
Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2%. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5%.
|
| Обмотка ротора
|
Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2%. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно.
|
| Резистор гашения поля, реостаты возбуждения
|
Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10%.
|
| Обмотки возбуждения коллекторного возбудителя
|
Значение измеренного сопротивления не должно отличаться от исходных данных более чем на 2%.
|
| Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами)
|
Значения измеренного сопротивления не должны отличаться друг от друга более чем на 10% за исключением случаев, когда это обусловлено схемой соединения.
|
Таблица 1.8.5
Сопротивление изоляции и испытательные напряжения элементов систем возбуждения
| Испытуемый объект
|
Измерение сопротротивления изоляции
|
Значение испытательного напряжения промышленной частоты
|
Примечание
|
|
| Напряжение мегаомметра, B
|
Минимальное значение сопротивления изоляции, МОм
|
|||
| 1. Тиристорный преобразователь (ТП) цепи ротора главного генератора в системах возбуждения СТС, СТН: токоведущие цепи преобразователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие к преобразователям отключенные разъединители
|
2500
|
5
|
0,8 заводского испытательного напряжения ТП, но не менее 0,8 заводского испытательного напряжения обмотки ротора
|
Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформаторов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций).
|
| (СТС), первичные обмотки трансформаторов собственных нужд (СТС). В системах с водяным охлаждением ТП вода при испытаниях отсутствует
|
|
|
|
Тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
|
| 2. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя системы БСВ: токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (см. п.1). Тиристорый преобразователь в цепи возбуждения ВГ системы СТН
|
1000
|
5
|
0,8 заводского испытательного напряжения ТП, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ
|
Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП, не связанных с силовыми цепями (см. п.1). При испытаниях ТП отключен по входу и выходу от силовой схемы; тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) должны быть закорочены, а блоки СУТ выдвинуты из разъемов
|
| 3. Выпрямительная установка в системе ВЧ возбуждения.
|
1000
|
5
|
0,8 заводского испытательного напряжения выпрямительной установки, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора.
|
Относительно корпуса. При испытаниях выпрямительная установка отключена от источника питания и обмотки ротора, шины питания и шины выхода (А, В, С, +, -) объединены.
|
| 4. Вспомогательный синхронный генератор ВГ в системах СТН:
|
|
|
|
|
| - обмотки статора
|
2500
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмотки статора ВГ, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора главного генератора
|
Относительно корпуса и между обмотками
|
| - обмотки возбуждения
|
1000
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ
|
Относительно корпуса
|
| 5. Индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения:
|
|
|
|
|
| - рабочие обмотки (три фазы) и обмотка последовательного возбуждения
|
1000
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмоток, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора генератора
|
Относительно корпуса и соединенных с ним обмоток независимого возбуждения, между обмотками
|
| - обмотки независимого возбуждения
|
1000
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмоток
|
Относительно корпуса и между обмотками независимого возбуждения
|
| 6. Подвозбудитель в системе ВЧ возбуждения
|
1000
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения
|
Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом
|
| 7. Обращенный генератор совместно с вращающимся преобразователем в системе БСВ:
|
|
|
|
|
| - обмотки якоря совместно с вращающимся преобразователем;
|
1000
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмотки якоря
|
Относительно корпуса. Возбудитель отсоединен от ротора генератора; вентили, RC - цепи или варисторы зашунтированы (соединены +, -, шпильки переменного тока); подняты щетки на измерительных контактных кольцах
|
| - обмотки возбуждения обращенного генератора
|
500
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмотки возбуждения, но не менее 1,2 кВ
|
Относительно корпуса. Обмотки возбуждения отсоединены от схемы
|
| 8. Выпрямительный трансформатор ВТ в системах СТС.
|
2500
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмоток трансформатора;
|
Относительно корпуса и между обмотками
|
| Выпрямительные трансформаторы в системах возбуждения ВГ(СТН) и БСВ:
|
|
|
вторичные обмотки для ВГ и БСВ - не менее 1,2 кВ
|
|
| - первичная обмотка
|
2500
|
5,0
|
|
|
| - вторичная обмотка
|
1000
|
|
|
|
| 9. Последовательные трансформаторы в системах СТС
|
2500
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмоток
|
Относительно корпуса и между обмотками
|
| 10. Токопроводы, связывающие источники питания (ВГ в системе СТН, ВТ и ПТ в системе СТС), индукторный генератор в ВЧ системе с тиристорными или диодными преобразователями, токопроводы постоянного тока:
|
|
|
|
|
| - без присоединенной аппаратуры;
|
2500
|
10
|
0,8 заводского испытательного напряжения токопроводов
|
Относительно "земли" между фазами.
|
| - с присоединенной аппаратурой
|
2500
|
5,0
|
0,8 заводского испытательного напряжения обмотки ротора
|
Относительно "земли" между фазами.
|
| 11. Силовые элементы систем СТС, СТН, ВЧ (источники питания, преобразователи и т.д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода возбуждения либо до разъединителей выхода преобразователей (схемы систем возбуждения без резервных возбудителей):
|
|
|
|
|
| - системы без водяного охлаждения преобразователей и с водяным охлаждением при не заполненной водой системе охлаждения;
|
1000
|
1,0
|
1,0 кВ
|
Относительно корпуса
|
| - при заполненной водой (с удельным сопротивлением не менее 75 кОм·см) системе охлаждения ТП
|
1000
|
0,15
|
1,0 кВ
|
Блоки системы управления выдвинуты
|
| 12. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока (см. п.11); устройство АГП, разрядник, силовой резистор, шинопроводы и т.д. Цепи, подключенные к измерительным кольцам в системе БСВ (обмотка ротора отключена)
|
1000
|
0,1
|
0,8 заводского испытательного напряжения ротора
|
Относительно "земли"
|
/p>
Таблица 1.8.2
Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров синхронных генераторов и компенсаторов
| Мощность генератора, МВт, компенсатора, MB·A
|
Номинальное напряжение, кВ
|
Амплитудное испытательное напряжение, кВ
|
| Менее 1
|
Все напряжения
|
2,4Uном+1,2
|
| 1 и более
|
До 3.3
|
2,4+1,2Uном
|
| Св. 3,3 до 6,6 включит.
|
1,28x2,5Uном
|
|
| Св. 6,6 до 20 включит.
|
1,28(2Uном+3)
|
|
| Св. 20 до 24 включит.
|
1,28(2Uном+1)
|
Таблица 1.8.3
Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов
| Испытуемый элемент
|
Характеристика или тип генератора
|
Испытательное напряжение, кВ
|
Примечание
|
| 1. Обмотка статора генератора
|
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0,1 кВ
|
0,8(2Uном+1) но не менее 1,2
|
|
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно
|
0,8(2Uном+1)
|
|
|
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно
|
0,8·2Uном
|
|
|
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 до 20 кВ включительно
|
0,8(2Uном+3)
|
|
|
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 20 кВ
|
0,8(2Uном+1)
|
|
|
| 2. Обмотка статора гидрогенератора, шихтовка или стыковка частей статора которого производится на месте монтажа, по окончании полной сборки обмотки и изолировки соединений
|
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно
|
2Uном+1
|
Если сборка статора производится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его испытания производятся по п.2, а после установки - по п.1 таблицы
|
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно
|
2,5Uном
|
||
| Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 кВ
|
2Uном+3
|
||
| 3. Обмотка явнополюсного ротора
|
Генераторы всех мощностей
|
0,8·Uном возбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
|
|
| 4. Обмотка неявнополюсного ротора
|
Генераторы всех мощностей
|
1,0
|
Испытательное напряжение принимается равным 1 кВ тогда, когда это не противоречит требованиям технических условий завода-изготовителя. Если техническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испытания, испытательное напряжение должно быть повышено.
|
| 5. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя
|
Генераторы всех мощностей
|
0,8·Uномвозбуждения генератора, но не ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
|
Относительно корпуса и бандажей
|
| 6. Цепи возбуждения
|
Генераторы всех мощностей
|
1,0
|
|
| 7. Реостат возбуждения
|
Генераторы всех мощностей
|
1,0
|
|
| 8. Резистор цепи гашения ноля и АГП
|
Генераторы всех мощностей
|
2,0
|
|
| 9. Концевой вывод обмотки статора
|
ТГВ-200, ТГВ-200М,
|
31,0
* , 34,5 **
|
Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбогенератор
|
| ТГВ-300, ТГВ-500
|
39,0
* , 43,0 **
|
Системы возбуждения
5.2.35. Требования, приведенные в 5.2.36 - 5.2.52, распространяются на стационарные установки систем возбуждения турбо- и гидрогенераторов и синхронных компенсаторов. 5.2.36. Системой возбуждения называется совокупность оборудования, аппаратов и устройств, объединенных соответствующими цепями, которая обеспечивает необходимое возбуждение генераторов и синхронных компенсаторов в нормальных и аварийных режимах, предусмотренных ГОСТ и техническими условиями. В систему возбуждения генератора (синхронного компенсатора) входят: возбудитель (генератор постоянного тока, генератор переменного тока или трансформатор с преобразователем), автоматический регулятор возбуждения, коммутационная аппаратура, измерительные приборы, средства защиты ротора от перенапряжений и защиты оборудования системы возбуждения от повреждений. 5.2.37. Электрооборудование и аппаратура систем возбуждения должны соответствовать требованиям ГОСТ на синхронные генераторы и компенсаторы и техническим условиям на это оборудование и аппаратуру. 5.2.38. Системы возбуждения, у которых действующее значение эксплуатационного напряжения или длительного перенапряжения (например, при форсировке возбуждения) превышает 1 кВ, должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил, предъявляемыми к электроустановкам выше 1 кВ. При определении перенапряжений для вентильных систем возбуждения учитываются и коммутационные перенапряжения. 5.2.39. Системы возбуждения должны быть оборудованы устройствами управления, защиты, сигнализации и контрольно-измерительными приборами в объеме, обеспечивающем автоматический пуск, работу во всех предусмотренных режимах, а также останов генератора и синхронного компенсатора на электростанциях и подстанциях без постоянного дежурства персонала. 5.2.40. Пульты и панели управления, приборы контроля и аппаратура сигнализации системы охлаждения, а также силовые преобразователи тиристорных или иных полупроводниковых возбудителей должны размещаться в непосредственной близости один от другого.
Допускается установка теплообменников в другом помещении, при этом панель управления теплообменником должна устанавливаться рядом с ним. Пульт (панель), с которого может производиться управление возбуждением, должен быть оборудован приборами контроля возбуждения. 5.2.41. Выпрямительные установки систем возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов должны быть оборудованы сигнализацией и защитой, действующими при повышении температуры охлаждающей среды или вентилей сверх допустимой, а также снабжены приборами для контроля температуры охлаждающей среды и силы тока установки. При наличии в выпрямительной установке нескольких групп выпрямителей должна контролироваться сила тока каждой группы. 5.2.42. Системы возбуждения должны быть оборудованы устройствами контроля изоляции, позволяющими осуществлять измерение изоляции в процессе работы, а также сигнализировать о снижении сопротивления изоляции ниже нормы. Допускается не выполнять такую сигнализацию для бесщеточных систем возбуждения. 5.2.43. Цепи систем возбуждения, связанные с анодами и катодами выпрямительных установок, должны выполняться с уровнем изоляции, соответствующим испытательным напряжениям анодных и катодных цепей. Связи анодных цепей выпрямителей, катодных цепей отдельных групп, а также других цепей при наличии нескомпенсированных пульсирующих или переменных токов должны выполняться кабелем без металлических оболочек. Цепи напряжения обмотки возбуждения генератора или синхронного компенсатора для измерения и подключения устройства АРВ должны выполняться отдельным кабелем с повышенным уровнем изоляции без захода через обычные ряды зажимов. Присоединение к обмотке возбуждения должно производиться через рубильник. 5.2.44. При применении устройств АГП с разрывом цепи ротора, а также при использовании статических возбудителей с преобразователями обмотка ротора должна защищаться разрядником многократного действия. Допускается применение разрядника однократного действия. Разрядник должен быть подключен параллельно ротору через активное сопротивление, рассчитанное на длительную работу при пробое разрядника в режиме с напряжением возбуждения, равным 110% номинального. 5.2.45.
Разрядники, указанные в 5.2.44, должны иметь сигнализацию срабатывания. 5.2.46. Система возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов должна выполняться таким образом, чтобы: 1. Отключение любого из коммутационных аппаратов в цепях АРВ и управления возбудителем не приводило к ложным форсировкам в процессе пуска, останова и работы генератора на холостом ходу. 2. Исчезновение напряжения оперативного тока в цепях АРВ и управления возбудителем не приводило к нарушению работы генератора и синхронного компенсатора. 3. Имелась возможность производить ремонтные и другие работы на выпрямителях и их вспомогательных устройствах при работе турбогенератора на резервном возбудителе. Это требование не относится к бесщеточным системам возбуждения. 4. Исключалась возможность повреждения системы возбуждения при КЗ в цепях ротора и на его контактных кольцах. В случае применения статических преобразователей допускается защита их автоматическими выключателями и плавкими предохранителями. 5.2.47. Тиристорные системы возбуждения должны предусматривать возможность гашения поля генераторов и синхронных компенсаторов переводом преобразователя в инверторный режим. В системах возбуждения со статическими преобразователями, выполненными по схеме самовозбуждения, а также в системах возбуждения с электромашинными возбудителями должно быть применено устройство АГП. 5.2.48. Все системы возбуждения (основные и резервные) должны иметь устройства, обеспечивающие при подаче импульса на гашение поля полное развозбуждение (гашение поля) синхронного генератора или компенсатора независимо от срабатывания АГП. 5.2.49. Система водяного охлаждения возбудителя должна обеспечивать возможность полного спуска воды из системы, выпуска воздуха при заполнении системы водой, периодической чистки теплообменников. Закрытие и открытие задвижек системы охлаждения на одном из возбудителей не должны приводить к изменению режима охлаждения на другом возбудителе. 5.2.50. Пол помещений выпрямительных установок с водяной системой охлаждения должен быть выполнен таким образом, чтобы при утечках воды исключалась возможность ее попадания на токопроводы, КРУ и другое электрооборудование, расположенное ниже системы охлаждения. 5.2.51.
Электромашинные возбудители постоянного тока ( основные при работе без АРВ и резервные) должны иметь релейную форсировку возбуждения. 5.2.52. Турбогенераторы должны иметь резервное возбуждение, схема которого должна обеспечивать переключение с рабочего возбуждения на резервное и обратно без отключения генераторов от сети. Для турбогенераторов мощностью 12 МВт и менее необходимость резервного возбуждения устанавливается главным инженером энергосистемы. На гидроэлектростанциях резервные возбудители не устанавливаются. 5.2.53. На турбогенераторах с непосредственным охлаждением обмотки ротора переключение с рабочего возбуждения на резервное и обратно должно производиться дистанционно. 5.2.54. Система возбуждения гидрогенератора должна обеспечивать возможность его начального возбуждения при отсутствии переменного тока в системе собственных нужд гидроэлектростанции. 5.2.55. По требованию заказчика система возбуждения должна быть рассчитана на автоматическое управление при останове в резерв синхронных генераторов и компенсаторов и пуске находящихся в резерве. 5.2.56. Все системы возбуждения на время выхода из строя АРВ должны иметь средства, обеспечивающие нормальное возбуждение, развозбуждение и гашение поля синхронной машины.
Скрытые электропроводки внутри помещений
2.1.66. Скрытые электропроводки в трубах, коробах и гибких металлических рукавах должны быть выполнены с соблюдением требований, приведенных в 2.1.63 - 2.1.65., причем во всех случаях - с уплотнением. Короба скрытых электропроводок должны быть глухими. 2.1.67. Выполнение электропроводки в вентиляционных каналах и шахтах запрещается. Допускается пересечение этих каналов и шахт одиночными проводами и кабелями, заключенными в стальные трубы. 2.1.68. Прокладку проводов и кабелей за подвесными потолками следует выполнять в соответствии с требованиями настоящей главы и гл. 7.1.
Смазка подшипников электрических машин
5.1.24. Системы циркуляционной смазки электрических машин и технологических механизмов рекомендуется объединять при условии, если применяемый сорт масла пригоден для тех и других и если технологические механизмы не являются источником засорения масла металлической пылью, водой или другими вредными примесями. 5.1.25. Оборудование централизованных систем смазки, в том числе предназначенной только для электрических машин, следует устанавливать вне ЭМП. 5.1.26. Система смазки электрических машин мощностью более 1 МВт должна быть снабжена указателями уровня масла и приборами контроля температуры масла и подшипников, а при наличии циркуляционной смазки, кроме того, приборами контроля протекания масла. 5.1.27. Трубопроводы масла и воды могут прокладываться к подшипникам открыто или в каналах со съемными покрытиями из несгораемых материалов. В необходимых случаях допускается также скрытая прокладка трубопроводов в земле или бетоне. Соединение труб с арматурой допускается фланцами. Диафрагмы и вентили должны устанавливаться непосредственно у мест подвода смазки к подшипникам электрических машин. Трубы, подводящие масло к подшипникам, электрически изолированным от фундаментной плиты, должны быть электрически изолированы от подшипников и других деталей машины. Каждая труба должна иметь не менее двух изоляционных промежутков или изолирующую вставку длиной не менее 0,1 м. 5.1.28. В необходимых случаях ЭМП должны быть оборудованы резервуарами и системой трубопроводов для спуска грязного масла из маслонаполненного электрооборудования. Спуск масла в канализацию запрещается.
Соединения и присоединения заземляющих
1.7.139. Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендуется выполнять посредством сварки. Допускается в помещениях и в наружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами, обеспечивающими требования ГОСТ 10434 “Соединения контактные электрические. Общие технические требования” ко 2-му классу соединений. Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений. Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры против ослабления контакта. 1.7.140. Соединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний за исключением соединений, заполненных компаундом или герметизированных, а также сварных, паяных и спрессованных присоединений к нагревательным элементам в системах обогрева и их соединений, находящихся в полах, стенах, перекрытиях и в земле. 1.7.141. При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать их катушки последовательно (в рассечку) с защитными проводниками. 1.7.142. Присоединения заземляющих и нулевых защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов к открытым проводящим частям должны быть выполнены при помощи болтовых соединений или сварки. Присоединения оборудования, подвергающегося частому демонтажу или установленного на движущихся частях или частях, подверженных сотрясениям и вибрации, должны выполняться при помощи гибких проводников. Соединения защитных проводников электропроводок и ВЛ следует выполнять теми же методами, что и соединения фазных проводников. При использовании естественных заземлителей для заземления электроустановок и сторонних проводящих частей в качестве защитных проводников и проводников уравнивания потенциалов контактные соединения следует выполнять методами, предусмотренными ГОСТ 12.1.030 “ССБТ. Электробезопасность.
и способы присоединения заземляющих проводников
Защитное заземление, зануление”. 1.7.143. Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяженным естественным заземлителям (например, к трубопроводам) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикосновения и расчетные значения сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений. Шунтирование водомеров, задвижек и т. п. следует выполнять при помощи проводника соответствующего сечения в зависимости от того, используется ли он в качестве защитного проводника системы уравнивания потенциалов, нулевого защитного проводника или защитного заземляющего проводника. 1.7.144. Присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответвления. Последовательное включение в защитный проводник открытых проводящих частей не допускается. Присоединение проводящих частей к основной системе уравнивания потенциалов должно быть выполнено также при помощи отдельных ответвлений. Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов может быть выполнено при помощи как отдельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъемному проводнику. 1.7.145. Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи РЕ- и PEN-проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей. Допускается также одновременное отключение всех проводников на вводе в электроустановки индивидуальных жилых, дачных и садовых домов и аналогичных им объектов, питающихся по однофазным ответвлениям от ВЛ. При этом разделение PEN-проводника на РЕ- и N-проводники должно быть выполнено до вводного защитно-коммутационного аппарата. 1.7.146. Если защитные проводники и/или проводники уравнивания потенциалов могут быть разъединены при помощи того же штепсельного соединителя, что и соответствующие фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специальные защитные контакты для присоединения к ним защитных проводников или проводников уравнивания потенциалов.Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, он должен быть присоединен к защитному контакту этой розетки.
Соединения и заделки кабелей
2.3.65. При соединении и оконцевании силовых кабелей следует применять конструкции муфт, соответствующие условиям их работы и окружающей среды. Соединения и заделки на кабельных линиях должны быть выполнены так, чтобы кабели были защищены от проникновения в них влаги и других вреднодействующих веществ из окружающей среды и чтобы соединения и заделки выдерживали испытательные напряжения для кабельной линии и соответствовали требованиям ГОСТ. 2.3.66. Для кабельных линий до 35 кВ концевые и соединительные муфты должны применяться в соответствии с действующей технической документацией на муфты, утвержденной в установленном порядке. 2.3.67. Для соединительных и стопорных муфт кабельных маслонаполненных линий низкого давления необходимо применять только латунные или медные муфты. Длина секций и места установки стопорных муфт на кабельных маслонаполненных линиях низкого давления определяются с учетом подпитки линий маслом в нормальном и переходных тепловых режимах. Стопорные и полустопорные муфты на кабельных маслонаполненных линиях должны размещаться в кабельных колодцах; соединительные муфты при прокладке кабелей в земле рекомендуется размещать в камерах, подлежащих последующей засыпке просеянной землей или песком. В районах с электрифицированным транспортом (метрополитен, трамваи, железные дороги) или с агрессивными по отношению к металлическим оболочкам и муфтам кабельных линий почвами соединительные муфты должны быть доступны для контроля. 2.3.68. На кабельных линиях, выполняемых кабелями с нормально пропитанной бумажной изоляцией и кабелями, пропитанными нестекающей массой, соединения кабелей должны производиться при помощи стопорно-переходных муфт, если уровень прокладки кабелей с нормально пропитанной изоляцией выше уровня прокладки кабелей, пропитанных нестекающей массой (см. также 2.3.51). 2.3.69. На кабельных линиях выше 1 кВ, выполняемых гибкими кабелями с резиновой изоляцией в резиновом шланге, соединения кабелей должны производиться горячим вулканизированием с покрытием противосыростным лаком. 2.3.70. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий должно быть не более: для трехжильных кабелей 1- 10 кВ сечением до 3 х 95 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.
Состав:
| Глава 1.1. Общая часть | : | Издание 7 |
| Глава 1.2. Электроснабжение и электрические сети | : | Издание 7 |
| Глава 1.3. Выбор проводников по нагреву, экономической плотности тока и по условиям короны | : | Издание 6 |
| Глава 1.4. Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания | : | Издание 6 |
| Глава 1.5. Учет электроэнергии | : | Издание 6 |
| Глава 1.6. Измерения электрических величин | : | Издание 6 |
| Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности | : | Издание 7 |
| Глава 1.8. Нормы приемо-сдаточных испытаний | : | Издание 7 |
| Глава 1.9. Изоляция электроустановок | : | Издание 7 |
| Глава 2.1. Электропроводки | : | Издание 6 |
| Глава 2.2. Токопроводы напряжением до 35 кВ | : | Издание 6 |
| Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220 кВ | : | Издание 6 |
| Глава 2.4. Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 КВ | : | Издание 7 |
| Глава 2.5. Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ | : | Издание 7 |
| Глава 3.1. Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ | : | Издание 6 |
| Глава 3.2. Релейная защита | : | Издание 6 |
| Глава 3.3. Автоматика и телемеханика | : | Издание 6 |
| Глава 3.4. Вторичные цепи | : | Издание 6 |
| Глава 4.1. Распределительные устройства напряжением до 1 кB переменного тока и до 1,5 кB постоянного тока | : | Издание 7 |
| Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кB | : | Издание 7 |
| Глава 4.3. Преобразовательные подстанции и установки | : | Издание 6 |
| Глава 4.4. Аккумуляторные установки | : | Издание 6 |
| Глава 5.1. Электромашинные помещения | : | Издание 6 |
| Глава 5.2. Генераторы и синхронные компенсаторы | : | Издание 6 |
| Глава 5.3. Электродвигатели и их коммутационные аппараты | : | Издание 6 |
| Глава 5.4. Электрооборудование кранов | : | Издание 6 |
| Глава 5.5. Электрооборудование лифтов | : | Издание 6 |
| Глава 5.6. Конденсаторные установки | : | Издание 6 |
| Глава 6.1. Общая часть | : | Издание 7 |
| Глава 6.2. Внутреннее освещение | : | Издание 7 |
| Глава 6.3. Наружное освещение | : | Издание 7 |
| Глава 6.4. Световая реклама, знаки и иллюминация | : | Издание 7 |
| Глава 6.5. Управление освещением | : | Издание 7 |
| Глава 6.6. Осветительные приборы и электроустановочные устройства | : | Издание 7 |
| Глава 7.1. Электроустановки жилых, общественных, административных и бытовых зданий | : | Издание 7 |
| Глава 7.2. Электроустановки зрелищных предприятий, клубных учреждений и спортивных сооружений | : | Издание 7 |
| Глава 7.3. Электроустановки во взрывоопасных зонах | : | Издание 6 |
| Глава 7.4. Электроустановки в пожароопасных зонах | : | Издание 6 |
| Глава 7.5. Электротермические установки | : | Издание 7 |
| Глава 7.6. Электросварочные установки | : | Издание 7 |
| Глава 7.7. Торфяные электроустановки | : | Издание 6 |
| Глава 7.10. Электролизные установки и установки гальванических покрытий | : | Издание 7 |
| Приложение 2 Справочный материал к главе 4.2 ПУЭ. Перечень ссылочных нормативных документов | : | Издание 7 |
| ПРИЛОЖЕНИЕ К ГЛАВАМ 2.3, 2.4, 2.5 ТРЕБОВАНИЯ К ИНФОРМАЦИОННЫМ ЗНАКАМ И ИХ УСТАНОВКЕ | : | Издание 6 |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 1 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 КАТЕГОРИИ И ГРУППЫ ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПО ПИВРЭ И ПИВЭ | : | Издание 6 |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 2 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВРЭ | : | Издание 6 |
| ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (СПРАВОЧНОЕ) К ГЛ. 7.3 МАРКИРОВКА ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПО ПИВЭ | : | Издание 6 |
