ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ ПРАКТИКИТКП 339-2022 (33240)
Электроустановки на напряжение до 750 кВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВОЗДУШНЫЕ И ТОКОПРОВОДЫ, УСТРОЙСТВА
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ, УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ
И АККУМУЛЯТОРНЫЕ, ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЖИЛЫХ
И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ
Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии. Нормы приемо-сдаточных испытаний
Электраўстаноўкi на напружанне да 750 кВ ЛIНII ЭЛЕКТРАПЕРАДАЧЫ ПАВЕТРАНЫЯ I ТОКАПРАВОДЫ, УСТРОЙСТВЫ
РАЗМЕРКАВАЛЬНЫЯ I ТРАНСФАРМАТАРНЫЯ ПАДСТАНЦЫI, УСТАНОЎКI ЭЛЕКТРАСIЛАВЫЯ I АКУМУЛЯТАРНЫЯ, ЭЛЕКТРАЎСТАНОЎКI ЖЫЛЫХ I ГРАМАДСКIХ БУДЫНКАЎ
Правiлы ўстройства i ахоўныя меры электрабяспекi. Улiк электраэнергii.
Нормы прыёма-здатачных выпрабаванняў
Издание официальное
Министерство энергетики Республики Беларусь
Минск
УДК 621.31 ОГКС 27.010
Ключевые слова: электроустановки, вновь вводимые и реконструируемые, воз- душные линии электропередачи и токопроводы, распределительные устройства и подстанции напряжением до 750 кВ, электросиловые и аккумуляторные установ- ки, правила устройства, защитные меры электробезопасности, учет электроэнергии и нормы приемо-сдаточных испытаний
Предисловие
РАЗРАБОТАН научно-исследовательским и проектным республи- канским унитарным предприятием «БЕЛТЭИ» совместно с открытым ак- ционерным обществом «БЕЛЭНЕРГОРЕМНАЛАДКА», научно-исследо- вательским и проектно-изыскательским республиканским унитарным предприятием«БЕЛЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»,открытымакционернымобществом
«БЕЛСЕЛЬЭЛЕКТРОСЕТЬСТРОЙ»
УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ постановлением Министерства энергетики Республики Беларусь от 18 октября 2022 г. № 30
3 ВЗАМЕН ТКП 339-2011 (02230)
Настоящий технический кодекс установившейся практики не может быть вос- произведен, тиражирован и распространен без разрешения Министерства энерге- тики Республики Беларусь
II
Содержание
Область применения 2
Нормативные ссылки 2
Общие правила 31
Общие положения 31
Учет электроэнергии 36
Заземление и защитные меры электробезопасности 52
Нормы приемо-сдаточных испытаний 105
Токопроводы и воздушные линии электропередачи 262
Токопроводы напряжением до 35 кВ 262
Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ 270
Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ 295
Распределительные устройства и подстанции 408
Распределительные устройства напряжением до 1 кВ
переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока 408
Распределительные устройства и подстанции
напряжением выше 1 кВ 414
Аккумуляторные установки 505
Электросиловые установки 514
Генераторы и синхронные компенсаторы 514
Электродвигатели и их коммутационные аппараты 525
Электроустановки жилых и общественных зданий 540
Общие положения 540
Электроснабжение 541
Вводные устройства, главные распределительные
щиты, распределительные щиты, пункты и щитки 544
Электропроводки и кабельные линии 546
Внутреннее электрооборудование 551
Учет электроэнергии в жилых и общественных зданиях 553
Защитные меры электробезопасности 557
Электротеплоснабжение 561
Приложение А (обязательное) Расстояния между проводами и между проводами и тросами по условиям пляски проводов 564
Приложение Б (обязательное) Требования к изоляции
электроустановок 575
Библиография 591
III
ТЕХНИЧЕСКИЙ КОДЕКС УСТАНОВИВШЕЙСЯ
ПРАКТИКИ
Электроустановки на напряжение до 750 кВ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВОЗДУШНЫЕ И ТОКОПРОВОДЫ, УСТРОЙСТВА
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ, УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ
И АККУМУЛЯТОРНЫЕ, ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ
Правила устройства и защитные меры электробезопасности. Учет электроэнергии.
Нормы приемо-сдаточных испытаний
Электраўстаноўкi на напружанне да 750 кВ ЛIНII ЭЛЕКТРАПЕРАДАЧЫ ПАВЕТРАНЫЯ I ТОКАПРАВОДЫ, УСТРОЙСТВЫ
РАЗМЕРКАВАЛЬНЫЯ I ТРАНСФАРМАТАРНЫЯ ПАДСТАНЦЫI, УСТАНОЎКI ЭЛЕКТРАСIЛАВЫЯ I АКУМУЛЯТАРНЫЯ, ЭЛЕКТРАЎСТАНОЎКI ЖЫЛЫХ I ГРАМАДСКIХ БУДЫНКАЎ
Правiлы ўстройства i ахоўныя меры электрабяспекi. Улiк электраэнергii.
Нормы прыёма-здатачных выпрабаванняў
Electrical installations for voltages to 750 kV.
Overhead power lines and conductors, swiching and transformer substations, electric power installations and battery, electrical installations of dwelling and public buildings.
Regulations of electrical installations and protection for safety.
Electricity metering. Acceptance tests
Дата введения 2022-12-20
Издание официальное
Область применения
Настоящий технический кодекс установившейся практики (далее − технический кодекс) устанавливает правила устройства электроуста- новок с целью обеспечения надежности и безопасности их работы и распространяется на электроустановки переменного тока напря- жением до 750 кВ включительно и постоянного тока напряжением до 1500 В включительно, вновь вводимые в эксплуатацию и вводимые в эксплуатацию после реконструкции. По отношению к реконструируе- мым электроустановкам требования настоящего технического кодекса распространяются лишь на их реконструируемую часть.
Правила и нормы настоящего технического кодекса рекомендует- ся применять для действующих электроустановок, если это повышает надежность электроустановки или если ее модернизация направлена на обеспечение требований безопасности.
Устройство специальных электроустановок регламентируется другими техническими нормативными правовыми актами. Отдель- ные положения настоящего технического кодекса могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, оговоренным в настоящем техническом кодексе. На электроустановки жилых и об- щественных зданий наряду с настоящим техническим кодексом рас- пространяются требования [1].
Правила и нормы настоящего технического кодекса разработаны с учетом обязательного проведения в условиях эксплуатации техни- ческого обслуживания и ремонтов электроустановок и их электрообо- рудования.
Нормативные ссылки
ТР ТС 004/2011 О безопасности низковольтного оборудования
ТР ТС 020/2011 Электромагнитная совместимость технических средств
ТР ТС 030/2012 О требованиях к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям
ТКП 45-3.03-96-2008 (02250) Автомобильные дороги низших кате- горий. Правила проектирования
ТКП 45-3.03-227-2010 (02250) Улицы населенных пунктов. Строи- тельные нормы проектирования
ТКП 45-4.04-287-2013 (02250) Наружное освещение городов, по- селков и сельских населенных пунктов. Правила проектирования
ТКП 181-2009 (02230) Правила технической эксплуатации электро- установок потребителей
ТКП 290-2010 (02230) Правила применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках
ТКП 385-2022 (33240) Сети электрические распределительные сельские напряжением 0,38-10 кВ. Правила технологического проек- тирования
ТКП 427-2022 (33240) Электроустановки. Правила по обеспечению безопасности при эксплуатации
ТКП 474-2013 (02300) Категорирование помещений, зданий и на- ружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
ТКП 611-2017 (33240) Силовые кабельные линии напряжением 6–110 кВ. Нормы проектирования по прокладке кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена пероксидной сшивки
ТКП 641-2019 (33240) Линии электропередачи воздушные. Ве- тровые воздействия, гололедные нагрузки и ветровые воздействия при гололеде
СТБ 1300-2014 Технические средства организации дорожного дви- жения. Правила применения
СТБ 2096-2010 Автоматизированные системы контроля и учета электрической энергии. Общие технические требования
СТБ 2481-2018 Оборудование отопительное. Энергетическая эф- фективность. Требования
СТБ 2574-2020 Электроэнергетика. Основные термины и опреде- ления
СТБ ИСО 12185-2007 Нефть и нефтепродукты. Определение плот- ности с использованием плотномера с осциллирующей U-образной трубкой
СТБ IEC 60229-2018 Кабели электрические. Испытания наружных экструдированных оболочек, выполняющих специальную защитную функцию
СТБ IEC 60502-1-2012 Кабели силовые с экструдированной изо- ляцией и кабельная арматура на номинальное напряжение от 1 кВ (Um = 1,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ). Часть 1 Кабели на номинальное напряжение 1 кВ (Um = 1,2 кВ) и 3 кВ (Um = 3,6 кВ)
СТБ IEC 60502-2-2018 Силовые кабели с экструдированной изо- ляцией и арматура на номинальное напряжение от 1 кВ (Um = 1,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ). Часть 2: Кабели на номинальное напряжение от 6 кВ (Um = 7,2 кВ) до 30 кВ (Um = 36 кВ)
СТБ IEC 60840-2018 Кабели силовые с экструдированной изо- ляцией и кабельная арматура на номинальное напряжение от 30 (Um = 36 кВ) и до 150 кВ (Um = 170 кВ). Методы испытаний и требо- вания
СТБ IEC 60811-1-3-2008 Общие методы испытаний материалов изоляции и оболочек электрических и оптических кабелей. Часть 1–3.
Общее применение. Методы определения плотности. Испытания на водопоглощение. Испытание на усадку
СТБ IEC 62067-2018 Кабели силовые с экструдированной изоля- цией и их кабельная арматура на номинальное напряжение свыше 150 кВ (Um = 170 кВ) до 500 кВ (Um = 550 кВ). Методы испытаний и требования
ГОСТ 2.709–89 Единая система конструкторской документации. Обозначения условные проводов и контактных соединений электри- ческих элементов, оборудования и участков цепей в электрических схемах
ГОСТ 9.602-2016 Единая система защиты от коррозии и старения.
Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии ГОСТ 12.1.002-84 Система стандартов безопасности труда. Элек-
трические поля промышленной частоты. Допустимые уровни напря- женности и требования к проведению контроля на рабочих местах
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожар- ная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вред- ные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ 12.1.009-2017 Система стандартов безопасности труда.
Электробезопасность. Термины и определения
ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Элек- тробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 12.1.038-82 Система стандартов безопасности труда. Элек- тробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений при- косновения и токов
ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Из- делия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.1-75 Система стандартов безопасности труда. Ма- шины электрические вращающиеся. Требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности
ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испы- тания и измерения электрические. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.4.026-2015 Система стандартов безопасности труда. Цве- та сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначе- ние и правила применения. Общие технические требования и харак- теристики. Методы испытаний
ГОСТ 12.4.155-85 Система стандартов безопасности труда. Устрой- ство защитного отключения. Классификация. Общие технические тре- бования
ГОСТ 33-2016 Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрач- ные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости ГОСТ 183-74 Машины электрические вращающиеся. Общие техни-
ческие условия
ГОСТ 433-73 Кабели силовые с резиновой изоляцией. Технические условия
ГОСТ 609-84 Машины электрические вращающиеся. Компенсато- ры синхронные. Общие технические условия
ГОСТ 667-73 Кислота серная аккумуляторная. Технические условия ГОСТ 687-78 Выключатели переменного тока на напряжение свы-
ше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преоб- разователи и приемники электрической энергии. Номинальные напря- жения свыше 1000 В
ГОСТ 689-90 (МЭК 129-84) Разъединители и заземлители перемен- ного тока на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 839-2019 Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия
ГОСТ 859-2014 Медь. Марки
ГОСТ 981-75 Масла нефтяные. Метод определения стабильности против окисления
ГОСТ 982-80 Масла трансформаторные. Технические условия ГОСТ 1232-2017 Изоляторы линейные штыревые фарфоровые
и стеклянные напряжение от 1 до 35 кВ. Общие технические условия ГОСТ 1282-88 Конденсаторы для повышения коэффициента мощ-
ности. Общие технические условия
ГОСТ 1461-75 Нефть и нефтепродукты. Метод определения золь- ности
ГОСТ 1494-77 Электротехника. Буквенные обозначения основных величин
ГОСТ 1516.1-76 Электрооборудование переменного тока на напряжения от 3 до 500 кВ. Требования к электрической прочности изоляции
ГОСТ 1516.2-97 Электрооборудование и электроустановки пере- менного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие методы испытаний электрической прочности изоляции
ГОСТ 1516.3-96 Электрооборудование переменного тока на напря- жения от 1 до 750 кВ. Требования к электрической прочности изоляции
ГОСТ 1547-84 Масла и смазки. Метод определения наличия воды
ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие техниче- ские условия
ГОСТ 2213-79 Предохранители переменного тока на напряжение 3 кВ и выше. Общие технические условия
ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб ГОСТ 2744-79 Арматура линейная. Правила приемки и методы ис-
пытаний
ГОСТ 2917-76 Масла и присадки. Метод определения коррозион- ного воздействия на металлы
ГОСТ 2933-93 Аппараты электрические низковольтные. Методы ис- пытаний
ГОСТ 2990-78 Кабели, провода и шнуры. Методы испытания на- пряжением
ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества ГОСТ 3345-76 Кабели, провода и шнуры. Метод определения элек-
трического сопротивления изоляции
ГОСТ 3484.1-88 Трансформаторы силовые. Методы электромаг- нитных испытаний
ГОСТ 3484.2-98 (МЭК 76-2–93)Трансформаторы силовые. Допу- стимые превышения температуры и методы испытания на нагрев
ГОСТ 3484.3-88 Трансформаторы силовые. Методы измерений ди- электрических параметров изоляции
ГОСТ 3484.4-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на механическую прочность
ГОСТ 3484.5-88 Трансформаторы силовые. Испытания баков на герметичность
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плот- ности
ГОСТ 5616-89 Генераторы и генераторы-двигатели электрические и гидротурбинные. Общие технические условия
ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа
ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водо- растворимых кислот и щелочей
ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле
ГОСТ 6370-2018 Нефть, нефтепродукты и присадки. Методы опре- деления механических примесей
ГОСТ 6490-93 Изоляторы линейные подвесные тарельчатые. Об- щие технические условия
ГОСТ 6581-75 Материалы электроизоляционные жидкие. Методы электрических испытаний
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия
ГОСТ 7217-87 Машины электрические вращающиеся. Двигатели асинхронные. Методы испытаний
ГОСТ 7229-76 Кабели, провода и шнуры. Метод определения элек- трического сопротивления токопроводящих жил и проводников
ГОСТ 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 7822-75 Масла нефтяные. Метод определения растворенной воды
ГОСТ 8008-97 Устройства переключения ответвлений обмоток трансформаторов под нагрузкой. Методы испытаний
ГОСТ 8607-82 Светильники для освещения жилых и общественных помещений. Общие технические условия
ГОСТ 8608-96 Изоляторы опорные штыревые фарфоровые на на- пряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 9098-93 Выключатели автоматические низковольтные. Об- щие технические условия
ГОСТ 9413-78 Щитки осветительные для жилых зданий. Общие технические условия
ГОСТ 9920-89 (МЭК 694–80, МЭК 815–86) Электроустановки пере- менного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внеш- ней изоляции
ГОСТ 9984-85 Изоляторы керамические опорные на напряжение свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 10121-76 Масло трансформаторное селективной очистки.
Технические условия
ГОСТ 10159-79 Машины электрические вращающиеся коллектор- ные. Методы испытаний
ГОСТ 10169-77 Машины электрические трехфазные синхронные.
Методы испытаний
ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классифи- кация. Общие технические требования
ГОСТ 10446-80 (ИСО 6892–84) Проволока. Метод испытания на растяжение
ГОСТ 10693-81 Вводы конденсаторные герметичные на номиналь- ные напряжения 110 кВ и выше. Общие технические условия
ГОСТ 11362-96 (ИСО 6619–88) Нефтепродукты и смазочные матери- алы. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования
ГОСТ 11677-85 Трансформаторы силовые. Общие технические ус- ловия
ГОСТ 11828-86 Машины электрические вращающиеся. Общие ме- тоды испытаний
ГОСТ 11920-93 Трансформаторы силовые масляные общего на- значения напряжением до 35 кВ включительно. Технические условия
ГОСТ 12179-76 Кабели и провода. Метод определения тангенса угла диэлектрических потерь
ГОСТ 12434-93 Аппараты коммутационные низковольтные. Общие технические условия
ГОСТ 12965-93 Трансформаторы силовые масляные общего на- значения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия
ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость техни- ческих средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
ГОСТ 13276-79 Арматура линейная. Общие технические условия ГОСТ 14254-2015 (IEC 60529:2013) Степени защиты, обеспечивае-
мые оболочками (Код IP)
ГОСТ 14693-90 Устройства комплектные распределительные негерметизированные в металлической оболочке на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 14694-76 Устройства комплектные распределительные негерметизированные в металлической оболочке на напряжение до 10 кВ. Методы испытаний
ГОСТ 14695-97 Подстанции трансформаторные комплектные мощ- ностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 14794-79 Реакторы токоограничивающие бетонные. Техни- ческие условия
ГОСТ 14965-80 Генераторы трехфазные синхронные мощностью свыше 100 кВт. Общие технические условия
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, усло- вия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 15543.1-89 Изделия электротехнические. Общие требова- ния в части стойкости к климатическим внешним воздействующим факторам
ГОСТ 15581-80 Конденсаторы связи и отбора мощности для линий электропередачи. Технические условия
ГОСТ 15596-82 Источники тока химические. Термины и определения ГОСТ 15597-82 Светильники для производственных зданий. Об-
щие технические условия
ГОСТ 15845-80 Изделия кабельные. Термины и определения
ГОСТ 16110-82 Трансформаторы силовые. Термины и определения ГОСТ 16357-83 Разрядники вентильные переменного тока на но- минальные напряжения от 3,8 до 600 кВ. Общие технические условия ГОСТ 16441-78 Кабели маслонаполненные на переменное напря-
жение 110-500 кВ. Технические условия
ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продук- ции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения
ГОСТ 17216-2001 Чистота промышленная. Классы чистоты жид- костей
ГОСТ 17441-84 Соединения контактные электрические. Правила приемки и методы испытаний
ГОСТ 17512-82 Электрооборудование и электроустановки на напряже- ние 3 кВ и выше. Методы измерения при испытаниях высоким напряжением ГОСТ 17544-93 Трансформаторы силовые масляные общего назна-
чения классов напряжения 220, 330, 500 и 750 кВ. Технические условия ГОСТ 17613-80 Арматура линейная. Термины и определения
ГОСТ 17703-72 Аппараты электрические коммутационные. Основ- ные понятия. Термины и определения
ГОСТ 17717-79 Выключатели нагрузки переменного тока на напря- жение от 3 до 10 кВ. Общие технические условия
ГОСТ 18311-80 Изделия электротехнические. Термины и определе- ния основных понятий
ГОСТ 18328-97 Детали изоляционные из стекла для линейных под- весных и штыревых изоляторов. Общие технические условия
ГОСТ 18397-86 Выключатели переменного тока на номинальные напряжения 6–220 кВ для частых коммутационных операций. Общие технические условия
ГОСТ 18410-73 Кабели силовые с пропитанной бумажной изоляци- ей. Технические условия
ГОСТ 18624-73 Реакторы электрические. Термины и определения ГОСТ 18685-73 Трансформаторы тока и напряжения. Термины
и определения
ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе
ГОСТ 19296-73 Масла нефтяные. Фотоэлектроколориметрический метод определения натровой пробы
ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения ГОСТ 19880-74 Электротехника. Термины и определения
ГОСТ 20074-83 Электрооборудование и электроустановки. Метод измерения характеристик частичных разрядов
ГОСТ 20243-74 Трансформаторы силовые. Методы испытаний на стойкость при коротком замыкании
ГОСТ 20248-82 Подстанции трансформаторные комплектные мощ- ностью от 25 до 2500 кВА на напряжение до 10 кВ. Методы испытаний
ГОСТ 20284-74 Нефтепродукты. Метод определения цвета на ко- лориметре ЦНТ
ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания
ГОСТ 21023-97 Трансформаторы силовые. Методы измерений ха- рактеристик частичных разрядов при испытаниях напряжением про- мышленной частоты
ГОСТ 21515-76 Материалы диэлектрические. Термины и определения ГОСТ 21558-2018 Системы возбуждения турбогенераторов, гидро- генераторов и синхронных компенсаторов. Общие технические условия ГОСТ 22229-83 Изоляторы керамические проходные на напряже-
ние свыше 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 22756-77 (МЭК 722-86) Трансформаторы (силовые и напря- жения) и реакторы. Методы испытаний электрической прочности изо- ляции
ГОСТ 22782.0-81 Электрооборудование взрывозащищенное. Об- щие технические требования и методы испытаний
ГОСТ 23286-78 Кабели, провода и шнуры. Нормы толщин изоля- ции, оболочек и испытаний напряжением
ГОСТ 23414-84 Преобразователи электроэнергии полупроводнико- вые. Термины и определения
ГОСТ 23792-79 Соединения контактные электрические сварные.
Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 24126-97 Устройства переключения ответвлений обмоток трансформаторов под нагрузкой. Общие технические условия
ГОСТ 24291-90 Электрическая часть электростанции и электриче- ской сети. Термины и определения
ГОСТ 24753-81 Выводы контактные электротехнических устройств.
Общие технические требования
ГОСТ 26093-84 Изоляторы керамические. Методы испытаний ГОСТ 26522-85 Короткие замыкания в электроустановках. Терми-
ны и определения
ГОСТ 26772-85 Машины электрические вращающиеся. Обозначе- ния выводов и направление вращения
ГОСТ 26881-86 Аккумуляторы свинцовые стационарные. Общие технические условия
ГОСТ 27311-87 Устройства комплектные высоковольтные гермети- зированные. Параметры
ГОСТ 27471-87 Машины электрические вращающиеся. Термины и определения
ГОСТ 27661-2017 Изоляторы линейные подвесные тарельчатые.
Типы, параметры и размеры
ГОСТ 27744-88 Изоляторы. Термины и определения
ГОСТ 28114-89 Кабели. Метод измерения частичных разрядов ГОСТ 28856-90 (МЭК 885-2-87, МЭК 885-3-88) Изоляторы линей-
ные подвесные стержневые полимерные. Общие технические условия ГОСТ 28904-91 Системы управления электрофильтром. Общие
технические требования и методы испытаний
ГОСТ 29280-92 (МЭК 1000-4-92) Совместимость технических средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчивость. Об- щие положения
ГОСТ 30030-93 (МЭК 742-83) Трансформаторы разделительные и безопасные разделительные трансформаторы. Технические требо- вания
ГОСТ 30148-94 Машины электрические вращающиеся. Монтаж крупных машин. Общие требования
ГОСТ 30297-95 Трансформаторы силовые сухие. Технические тре- бования
ГОСТ 30331.1-2013 (IEC 60364-1:2005) Электроустановки низковольт- ные. Часть 1. Основные положения, оценка общих характеристик, терми- ны и определения
ГОСТ 30331.3-95 (МЭК 364-4-41-92) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от пораже- ния электрическим током
ГОСТ 30331.5-95 (МЭК 364-4-43-77) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от сверх- тока
ГОСТ 30331.9-95 (МЭК 364-4-473-77) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Применение мер защиты от сверхтоков
ГОСТ 30331.10-2001 (МЭК 364-5-54-80) Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 54. Заземляю- щие устройства и защитные проводники
ГОСТ 30331.11-2001 (МЭК 364-7-701-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 701. Ванные и душевые помещения
ГОСТ 30331.12-2001 (МЭК 364-7-703-84) Электроустановки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроустановкам. Раздел 703. Помещения, содержащие нагреватели для саун
ГОСТ 30331.15-2001 (МЭК 364-5-52-93) Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52. Электро- проводки
ГОСТ 30339-95 Электроснабжение и электробезопасность мобиль- ных (инвентарных) зданий из металла или с металлическим каркасом для уличной торговли и бытового обслуживания населения. Техниче- ские требования
ГОСТ 30458-97 Машины электрические вращающиеся. Изоляция.
Нормы и методы испытаний
ГОСТ 30531-97 Изоляторы линейные штыревые фарфоровые и стеклянные на напряжение до 1000 В. Общие технические условия
ГОСТ 30830-2002 (МЭК 60076-1-93) Трансформаторы силовые.
Часть 1. Общие положения
ГОСТ 31391-2020 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Метод определения кинематической вязкости и расчет ди- намической вязкости
ГОСТ 31818.11-2012 (IEC 62052-11:2003) Аппаратура для изме- рения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии
ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003) Аппаратура для измере- ния электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) Аппаратура для измере- ния электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S
ГОСТ 31946-2012 Провода самонесущие изолированные и защи- щенные для воздушных линий электропередачи. Общие технические условия
ГОСТ 31996-2012 Кабели силовые с пластмассовой изоляцией. на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические ус- ловия
ГОСТ 33110-2014 Масла электроизоляционные. Определение межфазного натяжения на границе вода-масло. Метод с применением кольца
ГОСТ 34370-2017 (ISO 527-1:2012) Пластмассы. Определение ме- ханических свойств при растяжении. Часть 1. Общие принципы
ГОСТ ИСО 4407-2006 Чистота промышленная. Определение за- грязненности жидкости методом счета частиц с помощью оптического микроскопа
ГОСТ МЭК 60173-2002 Расцветка жил гибких кабелей и шнуров
ГОСТ IEC 60034-1-2014 Машины электрические вращающиеся. Часть 1. Номинальные значения параметров и эксплуатационные ха- рактеристики
ГОСТ IEC 60034-3-2015 Машины электрические вращающиеся. Часть 3. Специальные требования для синхронных генераторов, при- водимых паровыми турбинами и турбинами на сжатом газе
ГОСТ IEC 60034-14-2014 Машины электрические вращающиеся. Часть 14. Механическая вибрация некоторых видов машин с высо- тами вала 56 мм и более. Измерения, оценка и пределы жесткости вибраций
ГОСТ IEC 60183-2018 Руководство по выбору высоковольтных ка- бельных систем переменного тока
ГОСТ IEC 60628-2014 Жидкости изоляционные. Определение га- зостойкости под действием электрического напряжения и ионизации
ГОСТ IEC 60335-2-30-2013 Безопасность бытовых и аналогичных электрических приборов. Часть 2-30. Частные требования к комнат- ным обогревателям
ГОСТ IEC 60475-2014 Жидкости изоляционные. Отбор проб
ГОСТ IEC 60666-2014 Масла изоляционные нефтяные. Обнаруже- ние и определение установленных присадок
ГОСТ ІЕС 60675-2017 Обогреватели бытовые электрические ком- натные. Методы измерений рабочих характеристик
ГОСТ IEC 60814-2014 Жидкости изоляционные. Бумага и прессо- ванный картон, пропитанные маслом. Определение содержания воды автоматическим кулонометрическим титрованием по Карлу Фишеру
ГОСТ IEC 60998-2-1-2013 Соединительные устройства для низко- вольтных цепей бытового и аналогичного назначения. Часть 2-1. До- полнительные требования к соединительным устройствам с резьбо- выми зажимами, используемыми в качестве отдельных узлов
ГОСТ IEC 60998-2-2-2013 Соединительные устройства для низко- вольтных цепей бытового и аналогичного назначения. Часть 2-2. До- полнительные требования к соединительным устройствам с безвинто- выми зажимами, используемыми в качестве отдельных узлов
ГОСТ IEC 61125-2014 Жидкости изоляционные неиспользованные на основе углеводородов. Методы определения стойкости к окислению ГОСТ IEC 61198-2014 Масла изоляционные нефтяные. Методы
определения 2-фурфурола и родственных соединений
ГОСТ IEC 61439-1-2013 Устройства комплектные низковольтные распределения и управления. Часть 1. Общие требования
ГОСТ IEC 61619-2014 Жидкости изоляционные. Определение за- грязнения полихлорированными бифенилами (РСВ) методом газовой хроматографии на капиллярной колонке
ГОСТ IEC/TR 61912-2-2013 Низковольтная коммутационная аппа- ратура и аппаратура управления. Устройства защиты от сверхтоков. Часть 2. Селективность в условиях сверхтоков
ГОСТ ISO 8754-2013 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спек- трометрии
ГОСТ ISO 2719-2017 Нефтепродукты и другие жидкости. Методы определения температуры вспышки в приборе Мартенса-Пенского с закрытым тиглем
ГОСТ ISO 3675-2014 Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабо- раторный метод определения плотности с использованием ареометра ГОСТ ISO 14596- 2016 Нефтепродукты. Определение содержания серы методом рентгенофлуоресцентной спектрометрии с дисперсией
по длине волны
Примечание − При пользовании настоящим техническим кодексом целе- сообразно проверить действие ссылочных документов на официальном сайте Национального фонда технических нормативных правовых актов в глобальной компьютерной сети Интернет.
Если ссылочные документы заменены (изменены), то при пользовании настоящим техническим кодексом следует руководствоваться действующими взамен документами. Если ссылочные документы отменены без замены, то по- ложение, в котором дана ссылка на них, применяется в части, не затрагиваю- щей эту ссылку.
Термины и определения, обозначения и сокращения
В настоящем ТКП применяют термины, установленные ТКП 385, ТКП 427, СТБ 2574, и СТБ 2096, [1], ГОСТ 31818.11, ГОСТ 12.1.009,
ГОСТ 12.1.030, ГОСТ 16504, ГОСТ 18311, ГОСТ 19431, ГОСТ 24291,
ГОСТ 27744, ГОСТ 30331.1, а также следующие термины с соответ- ствующими определениями:
арматура линейная на воздушной линии электропередачи напряжением до 1 кВ: Устройство, предназначенное для подвеши- вания и крепления неизолированных и самонесущих изолированных проводов к опорам воздушной линии электропередачи, соединения, ответвления, натяжения, поддержания и фиксации проводов; а также установки штыревых изоляторов и крепления на них неизолирован- ных проводов.
большие переходы: Пересечения судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ, на которых устанавливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения ущелий, оврагов, водных
пространств и других препятствий с пролетом пересечения более 700 м независимо от высоты опор воздушной линии электропередачи.
вибрация проводов [тросов]: Периодические колебания про- вода [троса] в пролете с частотой от 3 до 150 Гц, происходящие в вер тикальной плоскости при ветре и образующие стоячие волны с раз- махом (двойной амплитудой), который может превышать диаметр про- вода [троса].
воздушная линия электропередачи напряжением до 1 кВ: Открытая электроустановка, состоящая из неизолированных или са- монесущих изолированных проводов, изолирующих элементов, ли- нейной арматуры и несущих конструкций (опор, инженерных со- оружений и т. д.) и предназначенная для передачи и распределения электроэнергии.
Примечание – Электрическая изоляция и механическое крепление с помо- щью линейной арматуры неизолированных проводов воздушной линии элек- тропередачи осуществляется на изоляторах.
водоснабжение горячее: Обеспечение горячей водой посред- ством использования системы, комплекса устройств, предназначен- ных для подогрева водопроводной воды питьевого качества, в целях удовлетворения санитарно-гигиенических и хозяйственных потребно- стей.
воздушная линия электропередачи самонесущими изоли- рованными проводами напряжением до 1 кВ; ВЛИ: Устройство, предназначенное для передачи электроэнергии по изолированным, скрученным в жгут проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным при помощи линейной арматуры к опорам и узлов крепления, крюков, кронштейнов к стенам зданий и сооружений. Уча- сток проводов от распределительного устройства трансформаторной подстанции до опоры относится к ВЛИ.
выключатель-разъединитель, разъединяющий выключа- тель; выключатель DCB: Контактный коммутационный аппарат 35– 330 кВ, совмещающий в себе функции выключателя и разъединителя без видимого разрыва, способный обеспечивать в отключенном поло- жении изоляционный промежуток, удовлетворяющий нормированным требованиям к разъединителям, имеющий надежный механический указатель гарантированного положения контактов и приспособление для запирания замком в отключенном положении [2].
Примечание – Функции выключателя – это способность включать, прово- дить и отключать токи при нормальных условиях в цепи; включать, проводить
в течение нормированного времени и отключать токи при нормированных анормальных условиях в цепи, таких как короткое замыкание.
выравнивание потенциалов: Снижение разности потенциа- лов (шагового напряжения) на поверхности земли или пола при помо- щи защитных проводников, проложенных в земле, в полу или на их по- верхности и присоединенных к заземляющему устройству, или путем применения специальных покрытий земли.
главная заземляющая шина: Шина, являющаяся частью заземляющего устройства электроустановки напряжением до 1 кВ и предназначенная для присоединения нескольких проводников с це- лью заземления и уравнивания потенциалов.
главный распределительный щит; ГРЩ: Распределитель- ный щит, через который снабжается электроэнергией все здание или его обособленная часть. Роль ГРЩ может выполнять ВРУ или щит низкого напряжения подстанции.
жила самонесущего изолированного провода вспомога- тельная: Изолированная токопроводящая жила в составе многожиль- ного самонесущего изолированного провода для подключения цепей наружного освещения и контроля.
жила самонесущего изолированного провода уплотнен- ная: Изолированная или неизолированная токопроводящая жила из алюминиевого сплава, выполняющая функцию несущего элемента и нулевого рабочего (N) и (или) нулевого защитного (РЕ) проводника.
Примечание — Допускается в качестве нулевой несущей жилы использова- ние сталеалюминевого провода.
жила самонесущего изолированного провода основная: Изолированная токопроводящая жила, предназначенная для выпол- нения основной функции самонесущего изолированного провода. Несущим элементом самонесущего изолированного провода может быть жгут из основных жил одинакового сечения.
жила самонесущего изолированного провода уплотнен- ная: Многопроволочная жила, обжатая для уменьшения ее размеров и зазоров между проволоками.
заземление: Преднамеренное электрическое соединение ка- кой-либо точки сети, электроустановки или оборудования с заземляю- щим устройством.
заземление защитное: Заземление, выполняемое в целях электробезопасности.
заземление функциональное [рабочее, технологическое]: Заземление точки или точек системы, или установки, или оборудова- ния в целях, отличных от целей электробезопасности.
замыкание на землю: Случайный электрический контакт меж- ду токоведущими частями, находящимися под напряжением, и землей или с конструктивными частями, не изолированными от земли.
защитное автоматическое отключение питания: Автомати- ческое размыкание цепи одного или нескольких фазных проводников (и, если требуется, нулевого рабочего проводника), выполняемое в це- лях электробезопасности.
защитное зануление в электроустановках напряжением до 1 кВ: Преднамеренное соединение открытых проводящих частей с заземленной нейтралью генератора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с заземленным выводом источника однофазного тока, с заземленной точкой источника в сетях постоянного тока, вы- полняемое в целях электробезопасности.
защитное электрическое разделение цепей: Отделение од- ной электрической цепи от других цепей в электроустановках напря- жением до 1 кВ с помощью:
двойной изоляции;
основной изоляции и защитного экрана;
усиленной изоляции;
разделительного трансформатора.
защитный проводник уравнивания потенциалов: Защит- ный проводник, предназначенный для защитного уравнивания потен- циалов.
защитный экран: Проводящий экран, предназначенный для отделения электрической цепи и/или проводников от токоведущих частей других цепей.
2.24 здание вспомогательного назначения; ЗВН: Здание, со- стоящее из помещений, необходимых для организации и проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования под- станций.
зона нулевого потенциала; относительная земля: Уча- сток земли, находящийся вне зоны влияния какого-либо заземлителя, электрический потенциал этого участка принимается равным нулю.
зона растекания; локальная земля: Участок земли между за- землителем и зоной нулевого потенциала.
измерение: Определение значения физической величины опытным путем с помощью технических средств, имеющих нормиро- ванные метрологические свойства.
изоляция двойная: Изоляция в электроустановках, состоя- щая из основной и дополнительной изоляций.
изоляция дополнительная: Независимая изоляция в элек- троустановках напряжением до 1 кВ, выполняемая дополнительно к основной изоляции для защиты при косвенном прикосновении.
изоляция основная: Изоляция токоведущих частей, обеспе- чивающая в том числе защиту от прямого прикосновения.
изоляция рабочая самонесущего изолированного прово- да: Электрическая изоляция токопроводящих жил, обеспечивающая нормальную работу ВЛИ (3.6) и защиту от поражения электрическим током.
изоляция усиленная: Изоляция в электроустановках, обеспе- чивающая степень защиты от поражения электрическим током, равно- ценную двойной изоляции.
искусственный заземлитель: Заземлитель, специально вы- полняемый для целей заземления.
исправное состояние: Состояние электрооборудования, при котором оно соответствует всем требованиям конструкторской до- кументации и технических нормативных правовых актов.
кабельный канал: Кабельное сооружение, закрытое и за- глубленное (частично или полностью) в грунт, пол, перекрытие и т.п., укладку, осмотр и ремонт кабелей и оборудования которого возмож- но проводить лишь при снятом перекрытии. Высота кабельного кана- ла определяется с учетом габаритов располагаемого оборудования и коммуникаций и условий их эксплуатации.
кабельный канал полупроходной: Кабельный канал высо- той в свету 1,5 м, но не более 1,8 м.
кабельный канал проходной: Кабельный канал высотой в свету 1,8 м и более.
кабель нагревательный: Кабельное изделие, предназначен- ное для преобразования электрической энергии в тепловую в целях нагрева [3].
кабельное [техническое] подполье: Кабельный (техниче- ский) этаж, расположенный в нижней части здания, ограниченный полом и перекрытием или покрытием, с высотой и шириной продоль- ных проходов согласно [4].
кабельный [технический] этаж: Кабельное сооружение, предназначенное для размещения кабелей, кабельных муфт и обо- рудования, предназначенного для обеспечения нормальной работы кабельных линий.
камера: Помещение, предназначенное для установки аппара- тов, трансформаторов и шин.
камера закрытая: Камера, закрытая со всех сторон и имею- щая сплошные (не сетчатые) двери.
камера взрывная: Закрытая камера, предназначенная для локализации возможных аварийных последствий при поврежде- нии установленных в ней аппаратов.
камера огражденная: Камера, которая имеет проемы, защи- щенные полностью или частично несплошными (сетчатыми или сме- шанными) ограждениями.
квалифицированный обслуживающий персонал: Специ- ально подготовленные работники, прошедшие проверку знаний в объ- еме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие груп- пу по электробезопасности, предусмотренную в ТКП 427.
класс напряжения электрооборудования: Номинальное напряжение электроустановки, для работы в которой предназначено данное электрооборудование.
косвенное прикосновение: Электрический контакт людей или животных с открытыми проводящими частями электроустановки, оказавшимися под напряжением при повреждении изоляции.
коэффициент замыкания на землю в трехфазной электри- ческой сети: Отношение разности потенциалов между неповрежден- ной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух дру- гих фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.
коридор обслуживания: Коридор вдоль камер или шкафов комплектного распределительного устройства, предназначенный для обслуживания аппаратов и шин.
магистраль воздушной линии электропередачи: Участок воздушной линии электропередачи с неизменным сечением фазных проводов, начиная от трансформаторной подстанции, к которому мо- гут быть присоединены линейные ответвления или ответвления к вво- ду в здания и сооружения.
местность населенная: Земли городов в пределах городской черты в границах их перспективного развития по генплану, земли при- родоохранного, оздоровительного, рекреационного, историко-культур- ного назначения вокруг городов и других населенных пунктов в преде- лах черты этих пунктов, а также земли садоводческих товариществ, дачных кооперативов, включая населенную сельскую местность по ТКП 385.
местность ненаселенная: Земли, за исключением населен- ной и труднодоступной местности; незастроенная местность, хотя бы и часто посещаемая людьми, доступная для транспорта и сель- скохозяйственных машин; местность с отдельными редко стоящими строениями и временными сооружениями, включая ненаселенную сельскую местность согласно ТКП 385.
местность труднодоступная: Местность, недоступная для транспорта и сельскохозяйственных машин.
Примечание – К труднодоступной местности относят труднопроходимые болота, местность с большим количеством оврагов и балок, поймы рек с мно- жеством рукавов, проток, стариц, лес с густым подлеском, густую кустарнико- вую растительность.
напряжение испытательное выпрямленное: Амплитудное значение выпрямленного напряжения, прикладываемого к электро- оборудованию в течение заданного времени при определенных усло- виях испытания.
напряжение испытательное частотой 50 Гц: Действующее значение напряжения переменного тока, которое должна выдержи- вать в течение заданного времени внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания.
напряжение на заземляющем устройстве: Напряжение, возникающее при стекании тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземлитель и зоной нулевого потенциала.
напряжение переменного тока: Действующее значение на- пряжения.
напряжение постоянного тока: Напряжение постоянного тока или напряжение выпрямленного тока с содержанием пульсаций не более 10 % от действующего значения.
ненормированная измеряемая величина: Величина, абсо- лютное значение которой не регламентировано техническими норма- тивными правовыми актами.
Примечание – Оценка состояния оборудования в этом случае проводится
путем сопоставления с данными аналогичных измерений на однотипном обо- рудовании, имеющем заведомо хорошие характеристики, или с результатами испытаний, проведенных изготовителем.
ответвление от воздушной линии электропередачи к вво- ду: Участок линии электропередачи от опоры магистрали или линей- ного ответвления до зажима (изолятора ввода).
ответвление от воздушной линии электропередачи ли- нейное: Участок линии, присоединенный к магистрали воздушной линии электропередачи непосредственно или через другие линейные
ТКП 339-2022
ответвления и имеющий, как правило, сечение, меньшее сечения ма- гистрали.
Примечание − По линейному ответвлению энергия передается одному или нескольким потребителям. Направления линейных ответвлений могут быть произвольными, в том числе и вдоль магистрали. Участки линий на до- полнительных опорах относятся к линейным ответвлениям.
охранная зона воздушных линий электропередачи: Зона вдоль линии в виде земельного участка и воздушного пространства, ограниченная вертикальными плоскостями, отстоящими по обе сто- роны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении на соответствующее расстояние S.
Примечания
Для воздушных линий электропередачи с неизолированными проводами S соcтавляет:
до 1 кВ включ.
–
2 м;
св. 1 кВ до 20 кВ – 10 м;
от 20 кВ до 35 кВ включ. – 15 м;
110 кВ – 20 м;
220 кВ – 25 м;
330 кВ
–
30 м;
750 кВ
–
40 м;
Для воздушных линий электропередачи с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ) S = 1 м.
Для воздушных линий электропередачи с защищенными проводами S составляет:
от 6 кВ до 20 кВ
–
5 м;
от 20 кВ до 35 кВ включ. – 10 м ;
110 кВ – 12 м ;
Для воздушных линий электропередачи с самонесущими кабелями до 35 кВ S = 1 м.
Зона вдоль переходов воздушной линии электропередачи через водоемы (реки, каналы, озера и др.) в виде воздушного пространства над водной поверхностью водоемов, ограниченного вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии от крайних проводов при неотклоненном их положении для судоходных водоемов на расстоянии 100 м, для несудоходных
на расстоянии, предусмотренном для установления охранных зон вдоль воздушной линии электропередачи, проходящих по суше.
пляска проводов [тросов]: Устойчивые периодические низ- кочастотные (0,2–2 Гц) колебания провода [троса] в пролете с одно-
сторонним или асимметричным отложением гололеда, мокрого снега, изморози или смеси, вызываемые ветром скоростью 3–25 м/с и об- разующие стоячие волны (иногда в сочетании с бегущими) с числом полуволн от одной до двадцати и амплитудой 0,3–5 м.
подстанция внутрицеховая; распределительное устрой- ство: Подстанция (распределительное устройство), расположенная внутри цеха открыто (без ограждения), за сетчатым ограждением, в от- дельном помещении.
подстанция встроенная; встроенное распределительное устройство: Подстанция (распределительное устройство), вписан- ная в контур основного здания, оборудование которой расположено в здании.
подстанция пристроенная; пристроенное распредели- тельное устройство: Подстанция (распределительное устройство), непосредственно примыкающая к основному зданию электростанции, промышленного предприятия, к жилому или общественному зданию.
подстанция трансформаторная мачтовая; МТП: Открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установ- лено на конструкциях (в том числе на двух и более стойках опор ВЛ) с площадкой обслуживания на высоте, не требующей ограждения под- станции.
подстанция трансформаторная столбовая; СТП: Открытая трансформаторная подстанция, все оборудование которой установле- но на одностоечной опоре ВЛ на высоте, не требующей ограждения подстанции.
помещения без повышенной опасности: Помещения, в ко- торых отсутствуют условия, описанные в 3.74 и 3.78, создающие по- вышенную или особую опасность поражения людей электрическим током.
помещения влажные: Помещения, в которых относительная влажность воздуха более 60 %, но не превышает 75 %.
помещения жаркие: Помещения, в которых под воздействи- ем различных тепловых излучений температура превышает постоян- но или периодически (более одних суток) плюс 35 °С.
Примечание – К таким помещениям относят, например, помещения с су- шилками, обжигательными печами, котельные.
помещения непроводящие [изолирующие]; зоны; пло-
щадки: Помещения, зоны, площадки, в которых (на которых) защита при косвенном прикосновении обеспечивается высоким сопротивле- нием пола и стен и в которых отсутствуют заземленные проводящие части.
помещения, опасные с точки зрения поражения людей электрическим током: Помещения с повышенной опасностью (3.78), особо опасные помещения (3.74), территория открытых элек- троустановок, которая приравнивается к особо опасным помещениям.
помещения особо опасные: Помещения, характеризующие- ся наличием одного из следующих условий, создающих особую опас- ность поражения людей электрическим током:
особо сырые;
с химически активной или органической средой;
одновременно два или более условий повышенной опасности.
помещения особо сырые: Помещения, в которых относи- тельная влажность воздуха близка к 100 %: покрытые влагой потолок, стены, пол и другие предметы, находящиеся в помещении.
помещения пыльные: Помещения, в которых по услови- ям производства выделяется технологическая пыль, которая может оседать на токоведущих частях, проникать внутрь машин, аппаратов и т. п.
Примечание – Помещения пыльные разделяются на помещения с токопро- водящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью.
помещение с нормальной средой: Сухое помещение (3.79), в котором отсутствуют условия, указанные для жарких помещений (3.71), пыльных (3.76) и помещений с химически активной или органи- ческой средой (3.81).
помещения с повышенной опасностью: Помещения, харак- теризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создаю- щих повышенную опасность поражения людей электрическим током:
высокая температура;
сырость или токопроводящая пыль;
токопроводящие полы (металлические, земляные, железобетон- ные, кирпичные и т.п.);
возможность одновременного прикосновения человека к ме- таллоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, техно- логическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к ме- таллическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям) – с другой.
помещения сухие: Помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %.
помещения сырые: Помещения, в которых относительная влажность воздуха превышает 75 %.
помещения с химически активной или органической сре- дой: Помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие ча- сти электрооборудования.
помещение электрощитовое: Помещение, доступное толь- ко для квалифицированного обслуживающего персонала, в котором устанавливаются ВУ (3.115), ВРУ (3.116), ГРЩ (3.10) и другие распре- делительные устройства.
предельно допустимое значение параметра: Наибольшее или наименьшее значение параметра, которое может иметь работо- способное электрооборудование.
пролет воздушной линии электропередачи: Участок воз- душной линии электропередачи между двумя опорами или конструк- циями, заменяющими опоры.
Примечание − Длина пролета – горизонтальная проекция этого участка воз- душной линии электропередачи.
пролет анкерный: Участок воздушной линии электропереда- чи между двумя ближайшими анкерными опорами.
вес
пролет весовой, l
, м: Длина участка воздушной линии элек-
тропередачи, вес проводов (грозозащитных тросов) которого воспри- нимается промежуточной опорой.
пролет ветровой, l
, м: Длина участка воздушной линии
ветр
электропередачи, с которого давление ветра на провода воспринима-
ется опорой.
пролет габаритный, l
, м: Пролет воздушной линии электро-
габ
передачи, длина которого определяется нормированным вертикаль- ным расстоянием от проводов до поверхности земли.
разделительный трансформатор: Трансформатор, пер- вичная обмотка которого отделена от вторичных обмоток двойной или усиленной изоляцией.
район индивидуальной жилой застройки: Часть терри- тории населенного пункта, которая согласно проектам детального планирования, разработанным на основе утвержденных генераль- ных планов данного населенного пункта, отведена под строитель- ство установленного количества жилых домов (квартир) и обеспечи- вается соответствующими объектами инженерной и транспортной инфраструктуры.
реклоузер: Устройство, установленное на несущих конструк- циях (как правило, железобетонных или металлических стойках)
и предназначенное для коммутации, пропускания, автоматического отключения и повторного включения цепи переменного тока без види- мого разрыва цепи коммутации по предварительно заданной последо- вательности циклов отключения и включения с последующим возвра- том функции АПВ в исходное состояние, сохранением включенного положения или блокировкой в отключенном состоянии.
ремонт: Комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделия и восстановлению ресурсов изделий или их составных частей.
ресурс: Наработка электрооборудования от начала его экс- плуатации или его восстановления после ремонта до перехода в со- стояние, при котором дальнейшая эксплуатация недопустима или не- целесообразна.
самонесущий изолированный провод; СИП: Скрученный в жгут двухжильный или многожильный провод для ВЛИ, содержащий изолированные жилы и несущий элемент, предназначенный для кре- пления и подвески провода.
Примечание − Механическая нагрузка СИП должна восприниматься несу- щим элементом.
секционирующий пункт: Пункт, предназначенный для сек- ционирования (с автоматическим или ручным управлением) участка линий 6–110 кВ.
система-SCADА [диспетчерское управление и сбор дан- ных]: Программный пакет, предназначенный для разработки и обе- спечения работы в реальном времени систем управления, сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте мониторинга или управления.
совмещенные нулевой защитный и нулевой рабочий про- водники PEN: Проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ, совмещающие функции нулевого защитного и нулевого рабочего про- водников.
сопротивление заземляющего устройства: Отношение на- пряжения на заземляющем устройстве к току, стекающему с заземли- теля в землю.
старение самонесущего изолированного провода: Про- цесс накопления необратимых изменений в изоляции самонесущего изолированного провода в результате воздействия одного или со- вокупности эксплуатационных факторов, приводящих к ухудшению свойств изоляции или ее отказу.
стесненные условия: Условия, работа в которых ведет к сни- жению производительности труда, существенному затруднению эксплу- атации машин и механизмов и требует повышенных мер безопасности.
Примечание − К таким условиям относится работа в действующих подстан- циях, охранных зонах линий электропередач и связи, эксплуатируемых зданиях и сооружениях, производстве земляных работ вблизи подземных коммуникаций, наземных строений и предметов (деревьев, сооружений и т.д.).
стрела провеса провода, f, м: Расстояние по вертикали от прямой, соединяющей точки крепления провода, до провода в точке его наибольшего провеса.
стрела провеса проводa габаритная, f
стрела провеса провода в габаритном пролете.
габ
, м: Наибольшая
строительная длина воздушной линии электропередачи [ВЛИ]: Магистраль воздушной линии электропередачи, ВЛИ, вклю- чая участок проводов от распредустройства 0,4 кВ трансформатор- ной подстанции до первой опоры воздушной линии электропередачи (ВЛИ) («нулевой пролет») и линейные ответвления от воздушной ли- нии электропередачи [ВЛИ].
счетчик статический (электронный); СЭ: Счетчик, в кото- ром ток и напряжение воздействуют на твердотельные (электронные) элементы для создания на выходе импульсов, число которых пропор- ционально измеряемой энергии.
счетчик электрической энергии [мощности] с расщеплен- ной архитектурой [сплит-счетчик]: Интегрирующий по времени при- бор [счетчик], предназначенный для измерения количества активной и (или) реактивной электрической энергии [мощности], имеющий кон- структивно расщепленные измерительную часть и устройство отобра- жения [5].
счетчик электромеханический: Счетчик, в котором токи, протекающие в неподвижных катушках, взаимодействуют с токами, индуцируемыми в подвижном элементе, что приводит его в движение, при котором число оборотов пропорционально измеряемой энергии согласно ГОСТ 31818.11.
счетчик электронный цифровой; ЦСЭ: Счетчик, в который значения токов и напряжений поступают в цифровой форме согласно протоколу [6].
техническое обслуживание: Комплекс операций или опе- рация по поддержанию работоспособности или исправности изделия при использовании по назначению, ожидании, хранении и транспор- тировании.
техническое переоснащение воздушной линии электро- передачи: Комплекс работ на действующих объектах электрических сетей − линиях электропередачи, направленный на повышение их технического уровня, улучшение технико-экономических показателей объекта и состоящий в замене морально и физически устаревших линейной арматуры, проводов и конструкций новыми, более совер- шенными, включая организацию волоконно-оптической линии свя- зи на воздушной линии электропередачи, при сохранении основных строительных решений.
Примечание – Комплекс работ по техническому переоснащению проводится в соответствии с требованиями нормативных документов и ТНПА, которые действовали на момент проектирования и возведения ВЛ, если, несмотря на их несоответствие нормам, действующим на момент выполнения технического переоснащения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности и технической эксплуатации, и в процессе эксплуатации отсутствовали отказы ВЛ по причине этого несоответствия.
токопровод: Устройство, предназначенное для передачи и распределения электроэнергии, состоящее из неизолированных или изолированных проводников и относящихся к ним изоляторов, защитных оболочек, ответвительных устройств, поддерживающих и опорных конструкций.
токопровод протяженный: Токопровод напряжением выше 1 кВ, выходящий за пределы одной электроустановки.
трасса воздушной линии электропередачи в стесненных условиях: Участки трассы воздушной линии электропередачи, прохо- дящие по территориям, насыщенным надземными и (или) подземными коммуникациями, сооружениями, строениями, городским территориям, лесонасаждениям, на которых исключается независимое (без учета взаимного влияния) расположение сооружаемых объектов, а размеще- ние их на другой территории не может быть экономически обосновано.
тросовое крепление: Устройство для прикрепления грозо- защитных тросов к опоре.
Примечание − Если в состав тросового крепления входит один или не- сколько изоляторов, то оно называется изолированным.
уравнивание потенциалов: Электрическое соединение проводящих частей для достижения равенства их потенциалов. За- щитное уравнивание потенциалов – уравнивание потенциалов, вы- полняемое в целях электробезопасности.
устройство вводное; ВУ: Совокупность конструкций, аппа- ратов и приборов, устанавливаемых на вводе питающей линии в зда- ние или в его обособленную часть.
устройство вводно-распределительное; ВРУ: Вводное устройство, включающее в себя также аппараты и приборы отходя- щих линий.
устройство сопряжения с шиной; УСШ: Блок сопряжения, который принимает множество аналоговых сигналов от трансформа- торов тока/напряжения и дискретных входов и производит множество синхронизированных по времени последовательных однонаправлен- ных многоточечных цифровых выводов «точка-точка», обеспечивая передачу данных через логические интерфейсы.
установка распределенного электрообогрева: Совокуп- ность функционально связанных между собой электронагреватель- ных секций различного типа (кабельных, пленочных, пластинчатых), электроустановочных изделий общего назначения, кабельных линий и электропроводок для внешних соединений электронагревательных элементов со шкафом управления или блоком питания, а также меха- нических крепежных и защитных элементов.
цифровая подстанция: Подстанция, оборудованная ком- плексом цифровых устройств (терминалов) для решения задач ре- лейной защиты и автоматики (РЗА) и АСУ ТП, регистрации аварийных событий (РАС), учета и контроля качества электроэнергии, телемеха- ники на основе использования архитектуры и технологий по [7].
шина процесса стандарта: Коммуникационная шина дан- ных, обеспечивающая цифровую связь между электронными транс- форматорами тока/напряжения или объединяющими устройствами и устройствами присоединения, такими как реле защиты, контролле- рами или счетчиками присоединения [6].
эквивалентное удельное сопротивление земли с неод- нородной структурой: Удельное электрическое сопротивление зем- ли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной струк- турой.
Примечание – Термин «удельное сопротивление», используемый в 4.3 для земли с неоднородной структурой, следует понимать как эквивалент- ное удельное сопротивление.
электрическая сеть с эффективно заземленной нейтра- лью: Трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в кото- рой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.
электрический аппарат: Электротехническое устрой- ство, предназначенное для изменения, регулирования, измерения и контроля электрических и неэлектрических параметров различных устройств, машин, механизмов и др., а также для их защиты от пере- грузок при недопустимых или аварийных режимах работы.
электронный трансформатор напряжения; ЭТН: Оптиче- ский измерительный трансформатор напряжения, в котором вторич- ное напряжение при рабочих условиях пропорционально первичному и отличается от него углом фазового сдвига, приблизительно равным нулю при соответствующем направлении соединений.
электронный трансформатор тока; ЭТТ: Оптический из- мерительный трансформатор тока, в котором при рабочих условиях применения вторичный ток практически пропорционален первичному току и отличается от него углом фазового сдвига, который приблизи- тельно равен нулю для соответствующего направления соединений.
электрооборудование с нормальной изоляцией: Элек- трооборудование, предназначенное для применения в электро- установках, подверженных действию атмосферных перенапряжений, при обычных мерах по грозозащите.
электрооборудование с облегченной изоляцией: Элек- трооборудование, предназначенное для применения лишь в электро- установках, не подверженных действию атмосферных перенапряже- ний, или при специальных мерах по грозозащите, ограничивающих амплитуду атмосферных перенапряжений до значений, не превыша- ющих амплитуду одноминутного испытательного напряжения часто- той 50 Гц.
электропомещения: Помещения или отгороженные (напри- мер, сетками) части помещения, в которых расположено электрообо- рудование, доступное только для квалифицированного обслуживаю- щего персонала.
электроустановки закрытые или внутренние: Электро- установки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмос- ферных воздействий.
электроустановки открытые или наружные: Электроуста- новки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий.
Примечание − Электроустановки, защищенные только навесами, сетчаты- ми и другими ограждениями, рассматриваются как наружные.
электрокотельная: Комплекс зданий и (или) сооружений,
здание или помещения с котлом электрическим (электрокотлом) и вспомогательным технологическим оборудованием, предназначен-
ным для выработки теплоты для теплоснабжения и (или) горячего во- доснабжения.
электротеплоснабжение: Использование электроэнергии для нужд отопления, отопления и горячего водоснабжения
В настоящем ТКП применяются следующие сокращения:
АБ – аккумуляторная батарея;
АВР – автоматическое включение резерва; АПВ – автоматическое повторное включение; АРВ – автоматический регулятор возбуждения;
АСКУЭ – автоматизированная система контроля и учета электро- энергии;
АУВП – автоматическая установка водяного пожаротушения;
БАО –блок аварийного освещения;
БСВ – система бесщеточного возбуждения;
ВЛ – воздушная линия электропередачи;
ВЛП – воздушная линия электропередачи свыше 1 кВ, выполнен- ная проводами, покрытыми защитной изолирующей оболочкой (по- крытыми проводами);
ВОЛС-ВЛ – волоконно-оптическая линия связи на воздушной ли- нии электропередачи;
ВЭЖХ – высокоэффективная жидкостная хроматография;
ГТС – городская телефонная связь; ГЩУ – главный щит управления; ИП – искровые промежутки;
КЗ – короткое замыкание;
КТП – комплектная трансформаторная подстанция наружной уста- новки;
ЛПВ – линия проводного вещания;
ЛСТС – линия сельской телефонной связи;
МП – магнитное поле;
МТС – междугородняя телефонная связь;
НКУ – низковольтное комплектное устройство;
ОК – оптический кабель;
ОКСН – оптический кабель неметаллический самонесущий;
ОПН – ограничитель перенапряжения нелинейный; ОПУ – общеподстанционный пункт управления; ППТ – потребитель постоянного тока;
ПС – трансформаторная подстанция;
ПТ – последовательный трансформатор;
РВ – разрядник вентильный;
РРВ – резервный регулятор возбуждения;
РТ – разрядник трубчатый;
РУ – распределительное устройство;
РЩ – распределительный щит;
СВ – система возбуждения;
СНН – сверхнизкое напряжение;
ССП – сетевой секционирующий пункт;
СТН – система тиристорного независимого возбуждения;
СТС – система тиристорного самовозбуждения;
СТС-Р – система тиристорного самовозбуждения резервных воз- будителей;
СУВ – система управления возбуждения;
СУТ – система управления тиристором;
ТНПА – технический нормативный правовой акт;
УГП – устройство гашения поля;
УЗО – устройство защитного отключения;
УЗИП – устройство защиты от перенапряжений; УСПД – устройство сбора и передачи данных; УСШ – устройство сопряжения шин;
ЭМК – система с электромашинным коллекторным возбудителем;
ЭП – электрическое поле.
Общие правила
Общие положения
Применяемые в электроустановках электрооборудование, электротехнические изделия и материалы должны соответствовать требованиям технической документации и ТНПА.
Конструкция, исполнение, способ установки, класс и характе- ристики изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и проче- го электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответ- ствовать параметрам сети или электроустановки, режимам работы, условиям окружающей среды и требованиям настоящего техническо- го кодекса.
Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или за- щищенными от этого воздействия.
Строительная и санитарно-техническая части электроуста- новок (конструкция здания и его элементов, отопление, вентиляция, водоснабжение и пр.) должны выполняться в соответствии со стро-
ительными нормами и правилами при обязательном соблюдении до- полнительных требований, приведенных в соответствующих разделах настоящего технического кодекса.
Электроустановки должны удовлетворять требованиям нор- мативных правовых актов и ТНПА в области охраны окружающей при- родной среды по допустимым уровням шума, вибрации, напряженностей электрического и магнитного полей, электромагнитной совместимости.
При проектировании новых и реконструкции существующих электроустановок должна обеспечиваться электромагнитная совме- стимость аппаратов, систем и компонентов электроустановок в соот- ветствии с требованиями ТР ТС 020 и других ТНПА.
Для защиты от влияния электроустановок должны предусма- триваться меры в соответствии с требованиями норм допускаемых ин- дустриальных радиопомех и правил защиты устройств связи, желез- нодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи.
В электроустановках на специально оборудованных площад- ках должны быть предусмотрены раздельный сбор и удаление отходов производства: химических веществ, масел, технических вод и др.
В соответствии с требованиями законодательства об обращении с отходами, об охране окружающей среды, в том числе технически- ми нормативными правовыми актами, должна быть исключена воз- можность попадания указанных отходов в водные объекты, систему отвода ливневых вод, а также на территории, не предназначенные для размещения таких отходов.
Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок должны проводиться на основе технико-экономи- ческих сравнений вариантов с учетом требований обеспечения без- опасности обслуживания, применения надежных схем, внедрения новой техники, энерго- и ресурсосберегающих технологий, опыта эксплуатации.
При опасности возникновения электрокоррозии или почвен- ной коррозии должны предусматриваться соответствующие меры по защите сооружений, оборудования, трубопроводов и других под- земных коммуникаций.
В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным элементам электроустановки (простота и наглядность схем, надлежащее распо- ложение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).
Для цветового и цифрового обозначения отдельных изоли- рованных или неизолированных проводников должны быть использо-
ваны цвета и цифры в соответствии с ГОСТ МЭК 60173. Допускается использование только цветового обозначения.
Проводники защитного заземления во всех электроуста- новках, а также нулевые защитные проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, в том чис- ле шины, должны иметь буквенное обозначение РЕ и цветовое обо- значение чередующимися продольными или поперечными поло- сами одинаковой ширины (для шин от 15 до 100 мм) желтого и зеле- ного цветов.
Нулевые рабочие (нейтральные) проводники обозначаются буквой N и голубым цветом. Совмещенные нулевые защитные и нуле- вые рабочие проводники должны иметь буквенное обозначение PEN и цветовое обозначение: голубой цвет по всей длине и желто-зеленые полосы на концах.
Буквенно-цифровые и цветовые обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.
Шины должны быть обозначены:
а) при переменном трехфазном токе: шины фазы L1 – желтым, фазы L2 – зеленым, фазы L3 – красным цветом;
б) при переменном однофазном токе шина L1, присоединенная к началу обмотки источника питания, – желтым цветом; шина L2, при- соединенная к концу обмотки источника питания, – красным цветом.
Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трех- фазного тока;
в) при постоянном токе: положительная шина (+) – красным цве- том, отрицательная (-) – синим и нулевая рабочая М – голубым цветом. Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаж-
дения или антикоррозионной защиты.
Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым в местах присое- динения шин. Если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.
При расположении шин в распределительных устройствах (кроме комплектных сборных ячеек одностороннего обслуживания (КСО) и комплектных распределительных устройств (КРУ) 6–10 кВ, а также панелей 0,4–0,69 кВ заводского изготовления) необходимо со- блюдать следующие условия.
В распределительных устройствах при переменном трех- фазном токе сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин должны располагаться:
а) при вертикальном расположении (в одной плоскости или тре- угольником): сверху вниз L1-L2-L3;
б) при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3 или наиболее удаленная шина – L1, средняя – L2, ближай- шая к коридору обслуживания – L3;
в) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из кори- дора обслуживания (при наличии трех коридоров − из центрального):
при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3;
при вертикальном расположении (в одной плоскости или тре- угольником): сверху вниз L1-L2-L3.
В пяти- и четырехпроводных цепях трехфазного перемен- ного тока в электроустановках напряжением до 1 кВ расположение шин должно быть следующим:
а) при вертикальном расположении: сверху вниз L1-L2-L3-N-PE
(PEN);
б) при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3-N-PE (PEN) или наиболее удаленная шина L1, затем фазы L2-L3-N, ближай- шая к коридору обслуживания – РЕ (PEN);
в) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридо- ра обслуживания:
при горизонтальном расположении: слева направо L1-L2-L3-N-PE
(PEN);
при вертикальном расположении: L1-L2-L3-N-PE (PEN) сверху вниз.
При постоянном токе шины должны располагаться:
сборные шины при вертикальном расположении: верхняя М, средняя (-), нижняя (+);
сборные шины при горизонтальном расположении:
наиболее удаленная М, средняя (-) и ближайшая (+), если смо- треть на шины из коридора обслуживания;
ответвления от сборных шин: левая шина М, средняя (-), правая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания.
В отдельных случаях допускаются отступления от требований,
приведенных в 4.1.16.1−4.1.16.3, если их выполнение связано с суще- ственным усложнением электроустановок (например, вызывает необ- ходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транс- позиции проводов воздушных линий электропередачи) или если на подстанции применяются две или более ступеней трансформации.
4.1.17 Электроустановки по условиям электробезопасности раз- деляются на электроустановки напряжением до 1 кВ и выше 1 кВ (по действующему значению напряжения).
Безопасность квалифицированного персонала, инструктированно- го персонала по ГОСТ 30331.1 (пункт 20.100) и обычных лиц по ГОСТ
(пункт 20.39) должна обеспечиваться выполнением мер защи- ты, предусмотренных в 4.3, соответствующих нормативных правовых актах, а также следующих мероприятий:
соблюдение соответствующих расстояний до токоведущих ча- стей или закрытие, ограждение токоведущих частей;
применение блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;
применение предупреждающей сигнализации, надписей и пла- катов;
применение устройств для снижения напряженности электриче- ских и магнитных полей до допустимых значений;
использование средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического и магнитного полей в элек- троустановках, в которых их напряженность превышает допустимые нормы.
В электропомещениях с установками напряжением до 1 кВ допускается применение неизолированных и изолированных токове- дущих частей без защиты от прикосновения, если по местным усло- виям такая защита не является необходимой для каких-либо иных це- лей (например, для защиты от механических воздействий). При этом доступные прикосновению части должны располагаться так, чтобы нормальное обслуживание не было сопряжено с опасностью прикос- новения к ним.
В жилых, общественных и других помещениях устройства для ограждения и закрытия токоведущих частей должны быть сплош- ные; в помещениях, доступных только для квалифицированного пер- сонала, они могут быть сплошные, сетчатые или дырчатые.
Ограждающие и закрывающие устройства должны быть выполне- ны так, чтобы снимать или открывать их можно было только при по- мощи ключей или инструментов.
Все ограждающие и закрывающие устройства должны об- ладать требуемой (в зависимости от местных условий) механической прочностью. При напряжении выше 1 кВ толщина металлических ограждающих и закрывающих устройств должна быть не менее 1 мм.
Для защиты от поражения электрическим током, от действия электрической дуги и электрических полей повышенной напряженно-
сти персонал, обслуживающий электрические установки, должен быть обеспечен средствами защиты, а также средствами оказания первой помощи в соответствии с ТКП 290, требованиями ТКП 427 и другими ТНПА.
Пожаро- и взрывобезопасность электроустановок должны обеспечиваться выполнением требований, приведенных в соответ- ствующих ТНПА.
При сдаче в эксплуатацию электроустановки должны быть снабже- ны техническими средствами противопожарной защиты и инвентарем в соответствии с требованиями настоящего технического кодекса и со- ответствующих ТНПА.
Вновь сооруженные и реконструированные электроустанов- ки и установленное в них электрооборудование должны быть подвер- гнуты приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с 4.4.
Приемка в эксплуатацию и допуск вновь сооруженных и ре- конструированных электроустановок должны проводиться в соответ- ствии с установленным порядком допуска в эксплуатацию новых и ре- конструированных электроустановок, а также ТНПА.
Наряду с настоящим техническим кодексом следует руко- водствоваться ТНПА и технической документацией изготовителей электрооборудования. ТНПА и техническая документация изготовите- лей электрооборудования действуют в вопросах, не охваченных на- стоящим техническим кодексом.
Учет электроэнергии
Расчетный учет электроэнергии
Расчетный учет электрической энергии и хранение первич- ных данных осуществляются статическими счетчиками электроэнер- гии с цифровым интерфейсом, которые устанавливаются, как пра- вило, на границе балансовой принадлежности электрических сетей и оборудования между энергоснабжающей организацией и потреби- телем электроэнергии.
Допускается устанавливать сплит-счетчики на опоре линии элек- тропередачи не на границе балансовой принадлежности.
Запрещается использование в расчетном учете проекти- руемых, строящихся и реконструируемых объектов электроэнерге- тики и потребителей, кроме указанных в 8.6.2, электромеханических счетчиков (в том числе со встроенными датчиками) и статических счетчиков с возможностью дистанционной передачи данных учета по-
средством аналоговых сигналов или импульсных приращений элек- троэнергии с телеметрических выходов.
Типы средств измерений, используемые для расчетного учета электрической энергии, должны быть внесены в Государствен- ный реестр средств измерений Республики Беларусь. В случае, если средства измерений предполагается использовать в составе АСКУЭ, с помощью которой осуществляются расчеты за потребленную элек- троэнергию и мощность между энергоснабжающими организациями и потребителями, указанные средства должны также отвечать требо- ваниям, приведенным в СТБ 2096, быть внесенными в Отраслевой ре- комендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе системы АСКУЭ и быть совместимы с существующей системой АСКУЭ энергоснабжающей организации.
Автоматизированные системы контроля и учета электро- энергии должны создаваться:
на электростанциях энергоснабжающих организаций вне зависи- мости от установленной мощности, кроме передвижных и резервных;
на объектах генерации мощности у потребителей с отпуском электроэнергии в электрические сети энергосистемы;
на подстанциях энергоснабжающих организаций напряжением 6 кВ и выше. При этом на подстанциях 10(6)/0,4 кВ организация учета электроэнергии на стороне высшего номинального напряжения осу- ществляется только при наличии соответствующих установленным требованиям трансформаторов тока и напряжения;
у потребителей с присоединенной мощностью (по ГОСТ 19431) 250 кВА и выше, по которым энергоснабжающая организация устанав- ливает предельно допустимую величину мощности в часы максималь- ных нагрузок энергосистемы;
на строительных площадках с разрешенной к использованию мощностью 250 кВт и более;
в общественных зданиях с количеством расчетных счетчиков электроэнергии три и более;
в жилых многоквартирных домах с количеством квартир 20 и бо- лее;
в районах индивидуальной жилой застройки – при новом стро- ительстве и реконструкции распределительных электрических сетей 0,4-10 кВ.
Учет электроэнергии в электроустановках жилых и обще- ственных зданий следует выполнять в соответствии с требованиями 8.6 и [1].
Средства учета электрической энергии на объектах Бело- русской энергосистемы должны обеспечивать определение за рас-
четные и контрольные периоды количества активной и реактивной электрической энергии и значения активной и реактивной мощности, усредненной на определенном интервале времени, по объектам:
выработанной генераторами электростанций;
потребленной генераторами электростанций, работающими в ре- жиме синхронного компенсатора;
потребленной раздельно на собственные и хозяйственные нуж- ды электростанций и электрических сетей (подстанций);
потребленной на производственные нужды энергосистемы;
отпущенной (переданной) потребителям по линиям, отходящим от шин электростанций непосредственно к этим потребителям;
переданной в электрические сети других собственников или по- лученной от них электроэнергии;
отпущенной потребителям из электрической сети;
поступившей в электрические сети различных классов напряже- ния;
переданной на экспорт и полученной по импорту по транзитным межгосударственным линиям электропередачи.
Средства учета электрической энергии у потребителей должны обеспечивать определение за расчетные и контрольные пе- риоды количества активной (активной и реактивной) электрической энергии и значения активной (активной и реактивной) мощности, усредненные на определенном интервале времени, в соответствии с применяемыми тарифными ставками:
потребленные раздельно и в сумме по всем питающим фидерам потребителя;
потребленные раздельно и в сумме по всем питающим фидерам субабонентов потребителя;
переданные по транзитным перетокам потребителей раздельно и в сумме по всем транзитным фидерам и по направлениям пере- токов.
При наличии у потребителя генерирующих мощностей система учета электроэнергии должна обеспечивать учет выработки и учет отпуска в сеть энергоснабжающей организации активной (активной и реактивной) электрической энергии и мощности, с обязательной оперативной достоверной передачей данных о выработке, потребле- нии и отпуске электроэнергии и мощности (получасовых графиков на- грузки) в АСКУЭ энергоснабжающей организации.
Расчетные счетчики электрической энергии, предназначен- ные для объектов энергоснабжающей организации (энергосистемы) и потребителей (за исключением граждан – бытовых потребителей), должны определять количество принимаемой и выдаваемой реактив-
ной энергии за расчетные (и контрольные) периоды и усредненные за определенные интервалы времени значения принимаемой и выда- ваемой реактивной мощности в случаях, если они устанавливаются:
на присоединениях генераторов, высоковольтных синхронных двигателей и синхронных компенсаторов, высоковольтных компенси- рующих и фильтрокомпенсирующих установок;
на питающих линиях потребителей с присоединенной мощностью 100 кВА и выше или среднемесячным потреблением электроэнергии по одной питающей линии (одной точке учета) более 30 000 кВтч.
Пункты установки средств учета электроэнергии
Расчетные счетчики активной электроэнергии на электро- станции должны устанавливаться:
для каждого генератора (кроме генераторов ветро- и солнечных электростанций) с таким расчетом, чтобы учитывалась вся вырабо- танная генератором электроэнергия;
для всех присоединений шин генераторного напряжения – по од- ному счетчику, а для присоединений, по которым возможна ревер- сивная работа, – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям;
для межгосударственных и межсистемных линий электропере- дачи – по два счетчика (основному и дублирующему), учитывающих электроэнергию по двум направлениям;
для линий всех классов номинального напряжения, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 4.2.2.5);
для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения выше 1 кВ собственных нужд, на стороне высшего напря- жения. При подключении трансформаторов собственных нужд элек- тростанции к шинам напряжением 35 кВ и выше или к ответвлениям от блоков на напряжение выше 10 кВ допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;
для линий хозяйственных нужд и потребителей, присоединенных к распределительному устройству собственных нужд электростанций;
для каждого обходного выключателя или для шиносоединитель- ного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве об- ходного для присоединений, имеющих расчетный учет, – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям.
На электростанциях с генерирующей мощностью до 1 МВт расчетные счетчики электрической энергии прямого и обратного на- правлений должны устанавливаться для учета:
всей выработанной электроэнергии отдельно по каждому генера- тору (кроме ветро- и солнечных электростанций);
потребленной электроэнергии собственными нуждами электро- станции;
всей электрической энергии, отпущенной в сеть и принятой из сети энергосистемы.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстан- ции энергосистемы должны устанавливаться:
для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 4.2.2.5);
для межсистемных линий электропередачи – по одному счетчику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям. При наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы – по одному счет- чику, учитывающему электроэнергию по двум направлениям, на вво- дах в подстанции этих энергосистем;
для межгосударственных линий электропередачи всех классов напряжений выше 10 кВ и для линий межсистемных перетоков напря- жением 110–750 кВ с годовым перетоком более 100 тыс. МВт·ч на каж- дом конце линии два счетчика – основной и дублирующий;
для трансформаторов собственных нужд;
для линий хозяйственных нужд или потребителей, присоединен- ных к шинам собственных нужд;
для каждого обходного выключателя или для шиносоединитель- ного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве об- ходного для присоединений, имеющих расчетный учет, – счетчик, учи- тывающий электроэнергию по двум направлениям.
Для линий электропередачи до 10 кВ во всех случаях долж- ны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. также 4.2.4.8), а также предусмотрены места для установки счетчиков.
Для линий электропередачи, принадлежащих потребите- лям, расчетные счетчики допускается устанавливать на приемном конце линии у потребителей в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по условиям тока ко- роткого замыкания или по характеристикам дифференциальной защи- ты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.
Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстан- ции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:
на вводных присоединениях каждой питающей линии на секцию шин, независимо от наличия учета энергоснабжающей организации на другой стороне этой линии;
на линейных присоединениях каждого отходящего фидера, к ко- торому подключена нагрузка отдельного субабонента. В случае, если
учет нагрузки субабонентов невозможен с подстанции абонента (к от- ходящему фидеру подключены нагрузки различных потребителей или субабонентов), средства расчетного учета должны устанавливать- ся в распределительных вводных устройствах субабонентов. Для суб- абонентов каждой тарифной группы следует устанавливать соответ- ствующие средства расчетного учета;
на стороне высшего напряжения силовых трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с дру- гой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении; на стороне низшего напряжения силовых трансформаторов, если последние на стороне высшего напряжения включены через выключатели нагрузки и отделители или разъедини- тели и предохранители. Допускается установка счетчиков на сторонах среднего и низшего напряжения трансформаторов в случае, если из- мерительные трансформаторы тока на стороне высшего напряжения, выбранные по условиям тока короткого замыкания или по характери- стикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также если у имеющихся встроен- ных измерительных трансформаторов отсутствует обмотка класса точности 0,5S. В случае, если установка дополнительных комплектов трансформаторов тока для включения счетчиков расчетного учета в ячейках ввода на секции шин подстанции невозможна, допускается организация учета в ячейках на отходящих линиях;
в ячейках трансформатора собственных нужд, если электро- энергия, потребляемая на собственные нужды, не учитывается други- ми счетчиками (при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения трансформатора собственных нужд).
Счетчики расчетного учета с функцией учета реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
для тех же элементов схемы, на которых установлены счетчики ак- тивной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электро- энергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;
для присоединений источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы:
для присоединений источников реактивной мощности энергоси- стем − синхронных компенсаторов, генераторов, работающих в режи- ме синхронного компенсатора, и батарей статических конденсаторов мощностью более 2 МВАр.
Если со стороны предприятий и при согласии энергоснабжающей
организации проводится выдача реактивной электроэнергии в сеть
энергосистемы, необходимо устанавливать расчетный счетчик актив- ной − реактивной электроэнергии прямого и обратного потока.
При учете электроэнергии в двух направлениях в каждой точке измерений должен устанавливаться один счетчик, учитывающий активную и реактивную электроэнергию в двух направлениях.
Совокупность средств расчетного и технического учета электрической энергии (и мощности), установленных на каждом энер- гообъекте энергосистемы, должна обеспечивать получение полного баланса электроэнергии по объекту, а на номинальном напряжении 6 кВ и выше – получение энергобаланса по отдельным распредели- тельным устройствам, их секциям и системам шин.
Требования к средствам учета электроэнергии
На межгосударственных и межсистемных линиях электро- передачи должны устанавливаться статические трехфазные счетчики активной и реактивной электроэнергии трансформаторного включе- ния с возможностью измерения электроэнергии в прямом и обратном направлении.
Учет активной и при необходимости реактивной (см. 4.2.1.8) электроэнергии на промышленных предприятиях должен проводиться с помощью статических трехфазных трехэлементных счетчиков пря- мого или трансформаторного включения.
Статические счетчики должны иметь электрические параме- тры, соответствующие требованиям ГОСТ 31819.21 и ГОСТ 31819.22. При программируемых в статических счетчиках значениях коэф- фициентов трансформации по току и напряжению равных 1 (единице) количество знаков после запятой в показаниях счетчиков, выводимых на встроенный дисплей (жидкокристаллический индикатор) должно
быть следующим:
для трехфазных и однофазных счетчиков непосредственного (прямого) включения – 0 (ноль);
для трехфазных счетчиков полукосвенного включения (через ТТ) – 2 (два);
для трехфазных счетчиков косвенного включения (через ТТ и ТН) – 3 (три).
В сетях с глухозаземленной нейтралью, в которых предусма- тривается продолжительный режим работы1 при неравномерных нагруз- ках фаз, следует применять трехэлементные счетчики с четырехпровод- ной схемой включения с трансформатором тока в каждой фазе, если
1 Продолжительный режим работы принимается по ГОСТ 18311
расчетная неравномерность нагрузки при распределении ее по фазам трехфазных линий и вводов превышает 15 %.
Счетчики, устанавливаемые на линиях электропередачи 110 кВ и выше, должны иметь класс точности 0,2S, на линиях от 6 до 35 кВ – не ниже 0,5S, на линиях с напряжением ниже 6 кВ – не ниже 1,0.
Расчетные счетчики активной энергии трансформаторного вклю- чения (косвенного и полукосвенного), входящие в состав АСКУЭ, должны иметь класс точности не ниже 0,5S.
Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии дол- жен быть не ниже 1,0.
Для точек учета однофазной и трехфазной сети, в которых необходимо измерять количество электроэнергии по многотарифной системе, должны использоваться соответствующие многотарифные счетчики, позволяющие реализовать применяемую тарифную систему.
Для присоединений напряжением до 1 кВ с максимальны- ми токами нагрузки до 100 А, как правило, применяется трехфазный счетчик непосредственного (прямого) включения с классом точности не ниже 1,0. Допускается применять счетчики трансформаторного включения с классом точности не ниже 0,5S в сочетании с трансфор- маторами тока класса точности не ниже 0,5S и коэффициентом трансформации 100/5 А и ниже.
Для опроса расчетного счетчика электроэнергии устрой- ствами, не входящими в состав АСКУЭ, следует использовать допол- нительные независимые цифровые интерфейсы.
ЦСЭ допускается опрашивать устройствами, не входящими в со- став АСКУЭ (АСУ ТП, ТМ и т.д.), в режиме «только чтение». Со сторо- ны указанных систем запрещается выдача на ЦСЭ команд, влияющих на их показания: синхронизация времени и т.п.
Схемы подключения счетчиков электроэнергии должны соответствовать схемам, приведенным в паспортах, руководствах по эксплуатации соответствующих приборов учета.
Учет с применением измерительных трансформаторов
Измерительные обмотки трансформаторов тока, к которым подключаются расчетные счетчики электрической энергии, должны иметь класс точности не ниже 0,2S:
для генераторов на напряжение 6 кВ и выше;
для межгосударственных и межсистемных линий электропереда- чи напряжением 110 кВ и выше;
для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше, отхо- дящих от шин электростанций и подстанций энергосистемы к потре- бителям;
для линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше с годовым несальдированным перетоком электроэнергии, равным 100 тыс. МВтч и более;
для трансформаторных (и автотрансформаторных) вводов на- пряжением 220 кВ и выше.
На остальных присоединениях измерительные обмотки трансфор- маторов тока, к которым подключаются расчетные счетчики электри- ческой энергии, должны иметь класс точности не ниже 0,5S.
Каждая токовая цепь («обмотка») расчетного счетчика электриче- ской энергии должна подключаться к отдельной измерительной об- мотке трансформатора тока.
Каждая последовательная цепь статического счетчика и УСШ должна подключаться к отдельной вторичной измерительной обмотке трансформатора тока.
Трансформаторы напряжения, применяемые для расчетно- го учета электроэнергии, должны иметь класс точности основной (из- мерительной) вторичной обмотки не ниже 0,5.
В распределительных устройствах подстанций потребителей на- пряжением 6 кВ и выше, оборудованных высоковольтными выклю- чателями, для подключения статических расчетных счетчиков ре- комендуется применять трансформаторы напряжения с основной или, при необходимости, дополнительной измерительной обмоткой класса точности не ниже 0,2.
К измерительным трансформаторам тока, устанавливае- мым в точках расчетного учета на электрических присоединениях на- пряжением 110 кВ и выше с годовым перетоком более 100 тыс. МВт∙ч, должны подключаться токовые цепи основного и дублирующего рас- четных счетчиков. При этом допускается последовательное включе- ние токовых обмоток счетчиков в одну вторичную измерительную об- мотку трансформатора тока в каждой фазе с обязательной проверкой по нагрузке вторичных обмоток трансформаторов тока.
Подключение к вторичной обмотке трансформаторов тока, к кото- рым подключена последовательная цепь статического счетчика, дру- гих приборов технических измерений, средств автоматики и защиты, запрещается.
Использование промежуточных трансформаторов тока для вклю- чения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 4.2.4.6).
Для цифровых подстанций допускается подключение к одной вто- ричной обмотке различных УСШ для систем АСКУЭ, АСУ ТП, РЗА
при соответствии метрологических характеристик указанных обмоток трансформаторов тока и УСШ установленным требованиям.
Для цифровых подстанций допускается совместное использование потоков данных от УСШ для ЦСЭ, средств измерений, релейной защи- ты, автоматики, устройств АСУ ТП, при условиях выполнения требова- ний п. 4.2.3.14, а также соответствии метрологических характеристик обмоток трансформаторов тока и УСШ установленным требованиям.
Номинальные значения первичных токов и напряжений из- мерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения должны соответствовать максимальным нормальным (а не послеава- рийным) рабочим значениям тока и напряжения в точках учета.
В электроустановках напряжением 6 кВ и выше допускается при- менение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если ток во вторичной обмотке будет со- ставлять:
для трансформаторов тока класса точности 0,5S – не менее 40 % номинального тока счетчика при максимальной нагрузке присоедине- ния и не менее 5 % при минимальной рабочей нагрузке присоедине- ния;
для трансформаторов тока класса точности 0,2S – не менее 20 % номинального тока счетчика при максимальной нагрузке присоедине- ния и не менее 2 % при минимальной рабочей нагрузке присоединения.
Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформа- торов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать но- минальных значений.
Сечение и длина соединительных проводов во вторичных цепях напряжения для трансформаторов напряжения расчетного учета должны быть такими, чтобы потери напряжения в этих цепях состав- ляли не более 0,2 % от вторичного номинального напряжения транс- форматора.
Требования данного пункта не распространяются на ЭТН, выдаю- щие данные измерений в протоколе [6].
Для обходных выключателей напряжением 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов на одну ступень по отношению к ука- занным выше.
Для обходного выключателя напряжением 110 кВ и шиносоеди- нительного (междусекционного) выключателя напряжением 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими транс- форматорами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями
защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5, при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень.
Такое же включение счетчиков и снижение класса точности транс- форматоров тока допускается для шиносоединительного (между- секционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110–220 кВ со встроенными трансформаторами тока.
Для питания цепей счетчиков могут применяться как одно- фазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, используемые для контроля изоляции.
Цепи расчетного учета электроэнергии следует выводить на испытательные колодки (испытательные блоки) или устройства аналогичного назначения, которые обеспечивают закорачивание вторичных обмоток трансформаторов тока, размыкание вторичных токовых цепей и цепей напряжения в каждой фазе счетчика при его установке, замене или проверке, а также присоединение образцо- вого счетчика без отсоединения проводов цепей расчетного учета. Конструкции клеммных крышек трансформаторов тока и напряжения, испытательных колодок (испытательных блоков и устройств анало- гичного назначения) должны обеспечивать возможность их пломбиро- вания энергоснабжающей организацией. Средства расчетного учета электроэнергии должны иметь на винтах кожухов пломбы с клеймом госповерителя, действительным в пределах установленного межпове- рочного интервала.
Действие данного пункта распространяется на учет с применением ТТ и ТН, статических, электромеханических счетчиков и УСШ.
Трансформаторы напряжением до 35 кВ должны защи- щаться со стороны высшего напряжения соответствующими предо- хранителями или защитными коммутационными аппаратами, обору- дованными системой сигнализации при их срабатывании. При этом конструкция приводов защитных коммутационных аппаратов на сто- роне высшего напряжения трансформатора напряжения для расчет- ного учета должна обеспечивать возможность их пломбирования во включенном положении.
На подстанциях энергосистемы при наличии нескольких систем шин и присоединении каждого трансформатора напряжения только к своей системе должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на транс- форматоры напряжения соответствующих систем шин.
На цифровых подстанциях выбор необходимого потока данных для ЦСЭ происходит согласно правилам, установленным в ЦСЭ.
На подстанциях потребителей конструкция решеток и две- рей камер, в которых установлены предохранители на стороне высше- го напряжения трансформаторов напряжения, используемых для рас- четного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования. Предохранители должны иметь контроль целостности и сигнализа-
цию перегорания предохранителя.
Механические блокировки приводов разъединителей или приво- да разъединителей трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должны иметь приспособления для их пломби- рования.
Применяемые для целей учета электроэнергии трехфазные группы однофазных трансформаторов напряжения должны иметь сви- детельства о государственной метрологической поверке на каждый од- нофазный трансформатор напряжения, входящий в трехфазную группу. Применяемые для целей учета электроэнергии трехфазные и груп-
пы однофазных трансформаторов напряжения должны иметь свиде- тельство о прохождении метрологической поверки по фазным напря- жениям.
Класс точности ЭТТ и ЭТН выбирается аналогично клас- сам точности для ТТ и ТН.
Класс точности ЦСЭ выбирается аналогично классам точ- ности для статических счетчиков. В случае применения УСШ класс точности ЦСЭ рекомендуется выбирать на ступень лучше.
Класс точности УСШ для входов по току и напряжению следует принимать не ниже 0,2S и 0,2 соответственно (рекомендуется 0,1S и 0,1).
Для целей технического учета должен использоваться цифровой поток данных не хуже SV80 согласно [6], для целей учета и контроля качества – поток SV256 согласно [6]. Для целей расчетного учета рекомендуется использовать поток SV256.
ЦСЭ следует подключать к отдельному (или выделенно- му) сегменту шины процесса по протоколам Ethernet, МЭК. ЭТТ, ЭТН и УСШ следует подключать к шине процесса по протоколам Ethernet, МЭК или другим стандартным международным протоколам.
ЦСЭ следует подключать к единой шине станции по протоколам Ethernet, МЭК.
Должно обеспечиваться логическое и физическое (на уровне пор- тов) выделение потоков данных для целей учета и контроля качества.
К шине процесса допускается подключение ЦСЭ, средств автоматики и защиты при условии соблюдения требований 4.2.3.12– 4.2.3.16.
Установка средств учета электроэнергии
Средства учета электроэнергии на объектах учета энерго- системы или потребителей должны размещаться в закрытых помеще- ниях с рабочими климатическими условиями, указанными в эксплуа- тационной документации на соответствующие средства, в доступных для обслуживания и контроля местах, защищенных от вредных внеш- них воздействий (значительных перепадов температуры, влаги, пыли, агрессивной химической среды, вибраций, ударных нагрузок, ионизи- рующих и электромагнитных излучений и т.д.).
Допускается размещение средств учета электроэнергии в не- отапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом в шкафах наружной установки должен обеспечиваться темпе- ратурный режим в соответствии с паспортными данными средств учета. Счетчики электрической энергии присоединений напряжением
35 кВ и выше следует устанавливать в отдельные шкафы, защищен- ные от несанкционированного доступа. При этом допускается вместо коробок (блоков) испытательных применять иные технические реше- ния, обеспечивающие безопасную замену, обслуживание и поверку счетчика.
Счетчики электрической энергии присоединений ниже 35 кВ допу- скается устанавливать в отдельные шкафы, защищенные от несанк- ционированного доступа. При этом применение коробок (блоков) ис- пытательных является обязательным.
УСПД, соответствующее оборудование связи и локальное сете- вое оборудование для подстанций номинальным напряжением 35 кВ и выше энергосистемы рекомендуется устанавливать в отдельных за- пираемых шкафах. Аналогичное оборудование для подстанций потре- бителей, необслуживаемых подстанций энергосистемы номинальным напряжением 20 кВ и менее следует устанавливать в шкафы, защи- щенные от несанкционированного доступа.
Требования данного пункта не распространяются на сплит- счетчики.
Средства учета электрической энергии должны устанавли- ваться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стендах, имеющих жест- кую конструкцию. Рекомендуется крепление этих средств в металли- ческих защитных щитках.
Высота от пола до клеммной крышки счетчика расчетного уче- та электроэнергии должна быть в пределах 1,3–1,7 м. Для счетчика технического учета электроэнергии высота от пола до его клеммной крышки допускается в пределах 0,8–1,7 м.
Место установки сплит-счетчиков на опоре линии электропередачи определяется проектной документацией.
В местах, где имеется опасность механических повреждений средств учета или их загрязнения, а также доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), средства учета должны раз- мещаться в запирающихся на замок шкафах с окошками на уровне табло средств учета для визуального контроля их показаний.
Рекомендуется устанавливать аналогичные шкафы и для совмест- ного размещения трансформаторов тока, счетчиков и УСПД при вы- полнении учета у потребителей на стороне низшего напряжения (на вводах).
Счетчики электрической энергии для присоединений всех классов напряжения, а также УСПД и другие элементы АСКУЭ допускается устанавливать в отдельных запираемых шкафах, имеющих приспо- собление для опломбирования.
Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформато- ров тока с целью удобной и безопасной замены приборов. Конструк- ция крепления приборов учета на панелях и в шкафах должна обеспе- чивать возможность их установки и съема с лицевой стороны.
Трансформаторы тока на напряжение до 1 кВ, предназначенные для подключения к расчетным счетчикам, должны так устанавливать- ся на токоведущих шинах, чтобы расстояние от их клеммных крышек, подлежащих опломбированию, до боковых конструктивных элементов шкафов и щитков было не менее 150 мм.
Электропроводка к счетчикам, УСШ и измерительным трансформаторам должна отвечать требованиям, приведенным в гла- вах 2.1 и 3.4 [8]. В электропроводке к расчетным счетчикам, УСШ не допускаются пайки и промежуточные соединения.
Сечение проводок и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должно приниматься в соответствии с 3.4.4 [8].
По условиям механической прочности сечение медных жил кабе- лей и проводов для присоединения под винт к клеммам расчетных счетчиков, измерительных трансформаторов тока (напряжения) и ис- пытательных колодок (блоков) должно быть не менее 2,5 мм2.
При монтаже электропроводки для присоединения счет- чиков непосредственного и трансформаторного включения для без- опасного проведения работ по проверке работы узла учета, снятия векторных диаграмм и измерений токовыми клещами необходимо предусматривать вертикально расположенные от цоколя счетчика пря- молинейные участки свободных проводов (не в жгуте) длиной не ме- нее 120 мм. Оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счет-
чиком должна иметь отличительную окраску или специальную метку, а фазных проводов – надлежащее соединение, расположение, над- писи, маркировку, расцветку.
Действие данного пункта распространяется на статические счетчи- ки непосредственного и трансформаторного включения и УСШ.
Для безопасной установки, замены и проверки расчет- ных счетчиков прямого включения должна предусматриваться воз- можность отключения счетчика установленным до него на расстоя- нии не более 10 м коммутационным аппаратом с приспособлением для опломбировки, обеспечивающим одновременное снятие напря- жения со всех фаз, подключаемых к счетчику.
Для безопасной установки, замены и проверки расчетных счетчи- ков трансформаторного включения должна предусматриваться воз- можность отключения счетчика установленной под ним горизонтально на расстоянии не более 0,5 м испытательной колодкой, которая обе- спечивает закорачивание вторичных обмоток трансформаторов тока, размыкание вторичных токовых цепей и цепей напряжения во всех фазах, подключаемых к счетчику.
На цифровые счетчики цифровой подстанции и на сплит-счетчики требования данного пункта не распространяются.
Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с 4.3. Заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряже- нием до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.
На объектах учета энергосистемы и потребителей ре- комендуется устанавливать трансформаторы тока с сердечниками из нанокристаллических сплавов или трансформаторы с комбиниро- ванными сердечниками.
Технический учет электроэнергии
На электростанциях (кроме ветро- и солнечных) средства технического учета следует устанавливать в системе собственных нужд для обеспечения возможности определения технико-экономи- ческих показателей. Установку счетчиков активной электроэнергии следует предусматривать на присоединениях электродвигателей, пи- тающихся от шин распределительного устройства основного напряже- ния (выше 1 кВ) собственных нужд, и в цепях всех трансформаторов, питающихся от этих шин.
Для электростанций с поперечными связями, имеющих об- щий паропровод, на стороне генераторного напряжения повышающих трансформаторов должна предусматриваться техническая возмож-
ность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля работы расчетных генераторных счетчиков.
На подстанциях энергосистемы с номинальным первичным напряжением 35 кВ и выше счетчики активной электроэнергии следует устанавливать для сторон среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов и на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.
Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета сле- дует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжений сило- вых трансформаторов подстанций энергосистем 35 кВ и выше.
Для подключения счетчиков технического учета допускает- ся использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0.
Трансформаторы напряжения, используемые для подключения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.
Потери напряжения во вторичных цепях от трансформаторов на- пряжения до счетчиков технического учета должны составлять не бо- лее 0,25 % от вторичного номинального напряжения трансформатора напряжения. Требования данного пункта не распространяется на ЭТН, выдающие данные измерений в протоколе [6].
На предприятиях для организации контроля электропотре- бления объектами, а также для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдель- ными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электро- энергии на единицу продукции средства технического учета следует устанавливать:
на питающих фидерах предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистемы;
на линиях, питающих внутризаводские трансформаторные подстанции, и на всех линиях к электроприемникам напряжением выше 1 кВ;
на низкой стороне трансформаторов внутризаводских подстан- ций и на отходящих линиях напряжением до 1 кВ.
При питании от трансформаторов внутризаводских под- станций магистральных шинопроводов по схеме «блок – трансформа- тор – магистраль» трансформаторы тока рекомендуется устанавли- вать на отпайках к распределительным шинопроводам или силовым пунктам, а счетчики располагать в удобных для обслуживания местах.
На установку и снятие счетчиков технического учета потре- бителя разрешения энергоснабжающей организации не требуется.
Средства технического учета электроэнергии должны на- ходиться на балансе потребителей и обслуживаться потребителями. Для организации технического учета допускается использование элек- тромеханических или статических счетчиков с импульсными выхода- ми (право выбора – у потребителя).
Счетчики технического учета активной электроэнергии мо- гут иметь класс точности 1,0 и ниже. Классы точности счетчиков тех- нического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.
Средства технического учета электроэнергии должны иметь на винтах кожухов пломбы с клеймом госповерителя, действительным в пределах установленного межповерочного интервала.
К средствам технического учета электроэнергии рекомен- дуется предъявлять требования, аналогичные требованиям к сред- ствам расчетного учета.
Заземление и защитные меры электробезопасности1
Общие положения
Подраздел 4.3 распространяется на все электроустановки переменного и постоянного тока напряжением до 1 кВ и выше и содер- жит общие требования к их заземлению и защите людей и животных от поражения электрическим током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.
Дополнительные требования приведены в соответствующих разде- лах настоящего технического кодекса и в ГОСТ 30331.1, ГОСТ 30331.3, ГОСТ 30331.5, ГОСТ 30331.9 – ГОСТ 30331.12, ГОСТ 30331.15.
Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на:
электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозазем- ленной или эффективно заземленной нейтралью;
электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолирован- ной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор ней- тралью;
электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземлен- ной нейтралью;
1 В настоящем подразделе согласно ГОСТ 12.1.009 используются термины «защита от прямого прикосновения» и «защита от косвенного прикосновения», в других междуна- родных и национальных стандартах вместо этих терминов применяются, соответственно, термины «основная защита» и «защита при повреждении.
электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью.
В электрических сетях напряжением до 1 кВ используются следующие системы:
а) система TN − система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к глухозаземленной нейтрали источника посредством нулевых защитных проводников. Подразделяется на следующие под- системы:
подсистема TN-С − система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике на всем ее протяжении (см. рисунок 4.3.1);
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике:
1 − заземлитель нейтрали (средней точки) источника питания;
2 − открытые проводящие части; 3 − источник питания постоянного тока
Рисунок 4.3.1 – Подсистема TN-C переменного (а) и постоянного (б) тока
подсистема TN-S − система TN, в которой нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены на всем ее протяжении (см. рисунок 4.3.2);
подсистема TN-C-S − система TN, в которой функции нулево- го защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в од- ном проводнике в какой-то ее части, начиная от источника питания (см. рисунок 4.3.3);
б) система IT − система, в которой нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через приборы или устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части электроустановки заземлены (см. рисунок 4.3.4);
L1 L2
К источнику L3
питания
N PE
1 2
а
3 3
L L
PEN
L– M
PE L–
PE
1–1
2 1–2 2
б
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники разделены:
1 – заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 – заземлитель вывода источника постоянного тока; 1–2 – заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 – открытые проводящие части; 3 – источник питания
Рисунок 4.3.2 – Подсистема TN-S переменного (а) и постоянного (б) тока
в) система ТТ − система, в которой нейтраль источника питания глухо заземлена, а открытые проводящие части электроустановки за- землены при помощи заземляющего устройства, электрически неза- висимого от глухозаземленной нейтрали источника (см. рисунок 4.3.5).
В обозначениях систем (подсистем) принято:
первая буква − состояние нейтрали источника питания относитель- но земли: Т − заземленная нейтраль; I − изолированная нейтраль;
вторая буква − состояние открытых проводящих частей относи- тельно земли:
Т − открытые проводящие части заземлены независимо от отно- шения к земле нейтрали источника питания или какой-либо точки пи- тающей сети;
К источнику питания
L1
L2 L3
PEN
PE
N
1 2
а
3 3
PEN
L+ L+
PEN
PE PE
N L–
N
1–1 2
б
1–2 2
Нулевой защитный и нулевой рабочий проводники совмещены в одном проводнике в части системы:
1 − заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 − заземлитель вывода источника постоянного тока;
1–2 − заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 − открытые проводящие части, 3 − источник питания
Рисунок 4.3.3 − Подсистема TN-C-S переменного (а) и постоянного (б) тока
N − открытые проводящие части присоединены к глухозаземлен- ной нейтрали источника питания;
последующие (после N) буквы − совмещение в одном проводни- ке или разделение функций нулевого рабочего и нулевого защитного проводников:
S – нулевой рабочий (N) и нулевой защитный (РЕ) проводники раз- делены;
С – функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников совмещены в одном проводнике (PEN-проводник);
N - − нулевой рабочий (нейтральный) проводник;
РЕ - − защитный проводник (заземляющий проводник, нулевой защитный проводник, защитный проводник системы уравнивания по- тенциалов);
Открытые проводящие части электроустановки заземлены.
Нейтраль источника питания изолирована от земли или заземлена через большое сопротивление:
1 − сопротивление заземления нейтрали источника питания (если имеется); 2 − заземлитель; 3 − открытые проводящие части; 4 − заземляющее устройство электроустановки;
5 − источник питания
Рисунок 4.3.4 − Система IT переменного (а) и постоянного (б) тока
PEN -
− совмещенный нулевой защитный и нулевой рабочий проводники.Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтра- лью – трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в ко- торой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.
Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети − отношение разности потенциалов между неповрежденной фа- зой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до за- мыкания.
Открытые проводящие части электроустановки заземлены при помощи заземления, электрически независимого от заземлителя нейтрали:
1 – заземлитель нейтрали источника переменного тока; 1–1 – заземлитель вывода источника постоянного тока; 1–2 – заземлитель средней точки источника постоянного тока; 2 – открытые проводящие части;
3 – заземлитель открытых проводящих частей электроустановки; 4 – источник питания
Рисунок 4.3.5 − Система ТТ переменного (а) и постоянного (б) тока
Общие требования
Токоведущие части электроустановки не должны быть до- ступны для случайного прикосновения, а доступные прикосновению открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения электриче- ским током как в нормальном режиме работы электроустановки, так и при повреждении изоляции.
Для защиты от поражения электрическим током в нормаль- ном режиме должны быть применены по отдельности или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:
основная изоляция токоведущих частей;
ограждения и оболочки;
установка барьеров;
размещение вне зоны досягаемости;
применение сверхнизкого (малого) напряжения.
Для дополнительной защиты от прямого прикосновения в электро- установках напряжением до 1 кВ при наличии требований других раз- делов настоящего технического кодекса и соответствующих глав [8] следует применять устройства защитного автоматического отключе- ния питания (например, устройство защитного отключения с номи- нальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА).
Для защиты от поражения электрическим током в случае по- вреждения изоляции должны быть применены по отдельности или в со- четании следующие меры защиты при косвенном прикосновении:
защитное заземление;
защитное зануление;
защитное автоматическое отключение питания;
уравнивание потенциалов;
выравнивание потенциалов;
двойная или усиленная изоляция;
сверхнизкое (малое) напряжение;
защитное электрическое разделение цепей;
изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки.
Меры защиты от поражения электрическим током долж- ны быть предусмотрены в электроустановке или ее части либо при- менены к отдельным электроприемникам и могут быть реализованы при изготовлении электрооборудования, либо в процессе монтажа электроустановки, либо в обоих случаях.
Применение двух и более мер защиты в электроустановке не долж- но оказывать взаимного влияния, снижающего эффективность каждой из них.
Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если напряжение в электроустановке превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока.
В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в на- ружных установках выполнение защиты при косвенном прикоснове- нии может потребоваться при более низких напряжениях (например, 25 В переменного и 60 В постоянного тока или 12 В переменного и 30 В постоянного тока) при наличии требований соответствующих разделов настоящего технического кодекса.
Защита от прямого прикосновения не требуется, если электро- оборудование находится в зоне системы уравнивания потенциалов, а наибольшее рабочее напряжение не превышает 25 В переменного или 60 В постоянного тока в помещениях без повышенной опасности и 6 В переменного или 15 В постоянного тока – во всех остальных случаях.
Примечание − Здесь и далее в разделе напряжение переменного тока оз- начает среднеквадратичное значение напряжения переменного тока; напря- жение постоянного тока – напряжение постоянного или выпрямленного тока с содержанием пульсаций не более 10 % от среднеквадратичного значения.
Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющих устройств или напряжение прикосновения имеет допустимое значение, а так- же обеспечиваются нормированные значения напряжения на зазем- ляющем устройстве и допустимые плотности токов в естественных заземлителях, выполнение искусственных заземлителей в электро- установках до 1 кВ необязательно. Использование естественных за- землителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению при протекании по ним токов короткого замыкания или к нарушению работы устройств, с которыми они свя- заны.
Для заземления в электроустановках разных назначений и напряжений, территориально сближенных, как правило, применяет- ся одно общее заземляющее устройство.
Заземляющее устройство, используемое для заземления элек- троустановок одного или разных назначений и напряжений, должно удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к заземлению этих электроустановок: защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения и т. д. в течение всего пери- ода эксплуатации.
В первую очередь должны быть соблюдены требования, предъяв- ляемые к защитному заземлению.
Заземляющие устройства молниезащиты выполняются в соот- ветствии с [9] и, как правило, должны быть общими с заземляющими устройствами защитного заземления электроустановок зданий и со- оружений.
При выполнении отдельного (независимого) заземлителя для ра- бочего заземления по условиям работы информационного или друго- го чувствительного к воздействию помех оборудования должны быть приняты специальные меры защиты от поражения электрическим то- ком, исключающие одновременное прикосновение к частям, которые могут оказаться под опасной разностью потенциалов при поврежде- нии изоляции.
Для объединения заземляющих устройств разных электроустано- вок в одно общее заземляющее устройство могут быть использованы естественные и искусственные заземляющие проводники. Их число
должно быть не менее двух, сечение – не менее большего из сечений заземляющих проводников объединяемых заземляющих устройств.
При объединении заземляющих устройств ОРУ различного клас- са напряжений, находящихся на территории подстанций 35–750 кВ, между ними необходимо прокладывать не менее четырех заземляю- щих проводников.
Требуемые значения напряжений прикосновения и сопро- тивления заземляющих устройств при стекании с них токов замыкания на землю и токов утечки должны быть обеспечены при наиболее не- благоприятных условиях в любое время года.
При определении сопротивления заземляющих устройств должны быть учтены искусственные и естественные заземлители.
При определении удельного сопротивления земли в качестве рас- четного следует принимать его сезонное значение, соответствующее наиболее неблагоприятным условиям.
Заземляющие устройства должны быть механически прочными, термически и динамически стойкими к токам замыкания на землю.
Контроль заземляющих устройств необходимо выполнять в соот- ветствии с ТКП 181.
Электроустановки напряжением до 1 кВ жилых, обществен- ных и промышленных зданий и наружных установок должны, как пра- вило, получать питание от источника с глухозаземленной нейтралью с применением системы TN.
Для защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в таких электроустановках должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.3, 4.3.5.4. Требования к выбору систем TN-C, TN-S, TN-C-S для конкретных электроустановок приведены в соответствующих разделах настояще-
го технического кодекса.
В электроустановках до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью с це- лью обеспечения автоматического отключения аварийного участка питающей сети проводимость фазных и нулевых защитных прово- дников должна быть выбрана такой, чтобы при замыкании на корпус или на нулевой защитный проводник возникал ток КЗ, превышающий не менее чем:
в 3 раза номинальный ток плавкого элемента ближайшего предо- хранителя;
в 3 раза номинальный ток нерегулируемого расцепителя или уставку тока регулируемого расцепителя автоматического выклю- чателя, имеющего обратно зависимую от тока характеристику.
При защите сетей автоматическими выключателями, имеющими только электромагнитный расцепитель (отсечку), проводимость ука-
занных проводников должна обеспечивать ток не ниже уставки тока мгновенного срабатывания, умноженный на коэффициент, учитываю- щий разброс (по данным изготовителя), и на коэффициент запаса 1,1. При отсутствии данных изготовителя для автоматических выключате- лей с номинальным током до 100 А кратность тока КЗ относительно уставки следует принимать на менее 1,4, а для автоматических вы- ключателей с номинальным током более 100 А – не менее 1,25.
Полная проводимость нулевого защитного проводника во всех слу- чаях должна быть не менее 50 % проводимости фазного проводника. Если требования настоящего пункта не выполняются в отношении значения тока замыкания на корпус или на нулевой защитный про- водник, то отключение при этих замыканиях должно обеспечиваться
при помощи специальных защит.
Питание электроустановок напряжением до 1 кВ пере- менного тока от источника с изолированной нейтралью с применени- ем системы IT следует выполнять, как правило, при недопустимости перерыва питания при первом замыкании на землю или на открытые проводящие части, связанные с системой уравнивания потенциалов. В таких электроустановках для защиты при косвенном прикосновении при первом замыкании на землю должно быть выполнено защитное заземление в сочетании с контролем изоляции сети или применены УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не бо- лее 30 мА. При двойном замыкании на землю должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.6.
Питание электроустановок напряжением до 1 кВ от источ- ника с глухозаземленной нейтралью и с заземлением открытых про- водящих частей при помощи заземлителя, не присоединенного к ней- трали (система ТТ), допускается только в тех случаях, когда условия электробезопасности в системе TN не могут быть обеспечены. Для за- щиты при косвенном прикосновении в таких электроустановках долж- но быть выполнено автоматическое отключение питания с обязатель- ным применением УЗО. При этом должно быть соблюдено условие
а
где I
Rа Iа 50 В, (4.3.1)
ток срабатывания защитного устройства;
R
a
– суммарное сопротивление заземлителя и заземляющего
проводника, при применении УЗО для защиты нескольких элек- троприемников – заземляющего проводника наиболее удаленно- го электроприемника.
При применении защитного автоматического отключения питания должна быть выполнена основная система уравнивания по- тенциалов в соответствии с 4.3.5.7, а при необходимости также допол- нительная система уравнивания потенциалов в соответствии с 4.3.5.8.
При применении систем TN следует выполнять повторное заземление PE- и PEN-проводников питающих линий в ГРЩ или в ВУ или в ВРУ. Для повторного заземления в первую очередь следует использовать естественные заземлители. Заземлитель повторного заземления следует использовать также и в качестве заземлителя для молниезащиты, снятия статического электричества с металличе- ских кровель, защиты от заноса потенциалов по вводимым в здание подземным металлическим трубопроводам. Сопротивление заземли- теля повторного заземления при кабельных питающих линиях не нор- мируется, за исключением случаев использования его для повторного заземления медицинской аппаратуры, при этом его сопротивление растеканию должно быть не более 10 Ом. Сопротивление заземлите- ля повторного заземления при воздушных питающих линиях напряже- нием до 1 кВ в любое время года должно составлять: полное – не бо- лее 5, 10 и 20 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока; с отсоединенными РЕ- и РЕN-проводниками пита- ющих линий – не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях.
Внутри больших (высотных) и многоэтажных зданий в качестве по- вторного заземления используется система уравнивания потенциалов с присоединением нулевого защитного проводника к главной заземля- ющей шине. Рекомендуется также выполнять заземление защитных проводников на вводе их в здания и помещения.
Если время автоматического отключения питания не удов- летворяет условиям 4.3.5.3, 4.3.5.4 для системы TN и 4.3.5.6 – для си- стемы IT, то защита при косвенном прикосновении для отдельных ча- стей электроустановки или отдельных электроприемников может быть выполнена применением системы уравнивания потенциалов, двойной или усиленной изоляции (электрооборудование класса II), сверхнизкого напряжения (электрооборудование класса III), электрического разделе- ния цепей изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок.
Система IT напряжением до 1 кВ, связанная через транс- форматор с сетью напряжением выше 1 кВ, должна быть защищена пробивным предохранителем от опасности, возникающей при повреж- дении изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений трансформатора. Пробивной предохранитель должен быть установ-
лен в нейтрали или фазе на стороне низкого напряжения каждого трансформатора.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолирован- ной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых проводящих частей.
В таких электроустановках должна быть предусмотрена возмож- ность быстрого обнаружения замыканий на землю. Защита от замы- каний на землю должна устанавливаться с действием на отключение по всей электрически связанной сети в тех случаях, в которых это не- обходимо по условиям безопасности (для линий, питающих передвиж- ные подстанции и механизмы, торфяные разработки и т.п.).
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с эффектив- но заземленной нейтралью для защиты от поражения электрическим током должно быть выполнено защитное заземление открытых прово- дящих частей.
Защитное зануление в системе TN и защитное заземление в системе IT электрооборудования, установленного на опорах ВЛ (си- ловые и измерительные трансформаторы, разъединители, предохра- нители, конденсаторы и другие аппараты), должно быть выполнено с соблюдением требований, приведенных приведенных в 5.2, 5.3, 6.2, а также в 4.3.
Сопротивление заземляющего устройства опоры ВЛ, на которой установлено электрооборудование, должно соответствовать требова- ниям настоящего технического кодекса.
Меры защиты от прямого прикосновения
Основная изоляция токоведущих частей должна покрывать токоведущие части и выдерживать все возможные воздействия, кото- рым она может подвергаться в процессе эксплуатации. Удаление изо- ляции должно быть возможно только путем ее разрушения. Лакокра- сочные покрытия не являются изоляцией, защищающей от поражения электрическим током, за исключением случаев, специально оговорен- ных техническими условиями на конкретные изделия. При выполне- нии изоляции во время монтажа она должна быть испытана в соот- ветствии с требованиями 4.4.
В случаях, если основная изоляция обеспечивается воздушным промежутком, защита от прямого прикосновения к токоведущим ча- стям или приближения к ним на опасное расстояние, в том числе в электроустановках напряжением выше 1 кВ, должна быть выполне- на посредством оболочек, ограждений, барьеров или размещением вне зоны досягаемости.
Ограждения и оболочки в электроустановках напряжением до 1 кВ должны иметь степень защиты не менее IP 2X, за исключени- ем случаев, когда большие зазоры необходимы для нормальной рабо- ты электрооборудования.
Ограждения и оболочки должны быть надежно закреплены и иметь достаточную механическую прочность.
Вход за ограждение или вскрытие оболочки должны быть возмож- ны только при помощи специального ключа или инструмента либо после снятия напряжения с токоведущих частей. При невозможности соблюдения этих условий должны быть установлены промежуточные ограждения со степенью защиты не менее IP 2Х, удаление которых также должно быть возможно только при помощи специального ключа или инструмента.
Барьеры предназначены для защиты от случайного при- косновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроуста- новках напряжением выше 1 кВ, но их применение не исключает пред- намеренного прикосновения и приближения к токоведущим частям при обходе барьера. Для удаления барьеров не требуется примене- ние ключа или инструмента, однако они должны быть закреплены так, чтобы их нельзя было снять непреднамеренно. Барьеры должны быть выполнены из изолирующего материала (например, жесткой пласт- массы по ГОСТ 34370) и иметь красно-белую или желто-черную сиг- нальную разметку выполненную в соответствии с ГОСТ 12.4.026.
Размещение вне зоны досягаемости для защиты от пря- мого прикосновения к токоведущим частям в электроустановках на- пряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ может быть примене- но при невозможности выполнения мер, указанных в 4.3.3.2, 4.3.3.3, или их недостаточности. При этом расстояние между доступными для одновременного прикосновения проводящими частями в электро- установках напряжением до 1 кВ должно быть не менее 2,5 м. Внутри зоны досягаемости не должно быть частей, имеющих разные потенци- алы и доступных для одновременного прикосновения.
В вертикальном направлении зона досягаемости в электроуста- новках напряжением до 1 кВ должна составлять 2,5 м от поверхности, на которой находятся люди (см. рисунок 4.3.6).
Указанные размеры даны без учета применения вспомогательных средств (например, инструмента, лестниц, длинных предметов).
Установка барьеров и размещение вне зоны досягаемости допускаются в помещениях, доступных только квалифицированному персоналу.
S – поверхность, на которой может находиться человек; В – основание поверхности S;
– граница зоны досягаемости токоведущих частей рукой человека, находящегося на поверхности S;
0,75; 1,25; 2,50 м − расстояния от края поверхности S до границы зоны досягаемости
Рисунок 4.3.6 − Зона досягаемости в электроустановках до 1 кВ
В помещениях электроустановок напряжением до 1 кВ не требуется защита от прямого прикосновения при одновременном выполнении следующих условий:
эти помещения отчетливо обозначены, и доступ в них возможен только с помощью ключа;
обеспечена возможность свободного выхода из помещения без ключа, даже если оно заперто на ключ снаружи;
минимальные размеры проходов обслуживания соответству- ют 6.1.
Меры защиты от прямого и косвенного прикосновений
Сверхнизкое (малое) напряжение в электроустановках на- пряжением до 1 кВ может быть применено для защиты от поражения электрическим током при прямом и/или косвенном прикосновениях в сочетании с защитным электрическим разделением цепей или в со- четании с защитным автоматическим отключением питания.
В качестве источника питания цепей СНН в обоих случаях сле- дует применять безопасный разделительный трансформатор по ГОСТ 30030 или другой источник СНН, обеспечивающий равноцен- ную степень безопасности.
Токоведущие части цепей СНН должны быть электрически отде- лены от других цепей так, чтобы обеспечивалось электрическое раз-
деление, равноценное разделению между первичной и вторичной об- мотками разделительного трансформатора.
Проводники цепей СНН, как правило, должны быть проложены от- дельно от проводников более высоких напряжений и защитных прово- дников, либо отделены от них заземленным металлическим экраном (оболочкой), либо заключены в неметаллическую оболочку дополни- тельно к основной изоляции.
Вилки и розетки штепсельных соединителей в цепях СНН не долж- ны допускать подключение к розеткам и вилкам других напряжений.
Штепсельные розетки должны быть без защитного контакта.
При значениях СНН выше 25 В переменного или 60 В по- стоянного тока должна быть также выполнена защита от прямого при- косновения при помощи ограждений, или оболочек, или изоляции, со- ответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин.
При применении СНН в сочетании с электрическим разделением цепей открытые проводящие части не должны быть преднамеренно присоединены к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям других цепей и к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда соединение сторонних проводящих частей с элек- трооборудованием необходимо, а напряжение на этих частях не мо- жет превысить значение СНН.
СНН в сочетании с электрическим разделением цепей следует при- менять, если при помощи СНН необходимо обеспечить защиту от по- ражения электрическим током при повреждении изоляции не только в цепи СНН, но и при повреждении изоляции в других цепях (напри- мер, в цепи, питающей источник).
При применении СНН в сочетании с автоматическим отключением питания один из выводов источника СНН и его корпус должны быть присоединены к защитному проводнику цепи, питающей источник.
В случаях, если в электроустановке применено электро- оборудование с наибольшим рабочим (функциональным) напряжени- ем, не превышающим 50 В переменного или 120 В постоянного тока, такое напряжение может быть использовано в качестве меры защиты от прямого и косвенного прикосновения, если при этом соблюдены требования 4.3.4.1 и 4.3.4.2.
Меры защиты при косвенном прикосновении
Требования защиты при косвенном прикосновении распро- страняются на:
а) корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т. п.;
б) приводы электрических аппаратов;
в) каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемных или открывающихся частей, если на по- следних установлено электрооборудование напряжением выше 50 В переменного или 120 В постоянного тока (в случаях, предусмотрен- ных соответствующими разделами технического кодекса: выше 25 В переменного или 60 В постоянного тока);
г) металлические конструкции распределительных устройств, кабельные конструкции, кабельные муфты, оболочки и броню кон- трольных и силовых кабелей, оболочки проводов, рукава и трубы электропроводки, оболочки и опорные конструкции шинопроводов (токопроводов), лотки, короба, струны, тросы и полосы, на которых укреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, по которым проложены кабели с зануленной или заземленной металлической оболочкой или броней), а также другие металлические конструкции, на которых устанавливается электрооборудование;
д) металлические оболочки и броню контрольных и силовых кабе- лей и проводов на напряжения, не превышающие указанные в 4.3.2.5, проложенные на общих металлических конструкциях, в том числе в общих трубах, коробах, лотках и т. п., с кабелями и проводами на бо- лее высокие напряжения;
е) металлические корпуса передвижных и переносных электро- приемников;
ж) электрооборудование, установленное на движущихся частях станков, машин и механизмов.
При применении в качестве защитной меры автоматического от- ключения питания указанные открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали источника питания в системе TN и заземлены в системах IT и ТТ.
Не требуется преднамеренно присоединять к нейтрали ис- точника в системе TN и заземлять в системах IT и ТТ:
а) корпуса электрооборудования и аппаратов, установленных на металлических основаниях: конструкциях, распределительных устройствах, щитах, шкафах, станинах станков, машин и механизмов, присоединенных к нейтрали источника питания или заземленных, при обеспечении надежного электрического контакта этих корпусов с основаниями;
б) конструкции, перечисленные в 4.3.5.1, при обеспечении надеж- ного электрического контакта между этими конструкциями и установ- ленным на них электрооборудованием, присоединенным к защитному проводнику;
в) съемные или открывающиеся части металлических каркасов ка- мер распределительных устройств, шкафов, ограждений и т.п., если
на съемных (открывающихся) частях не установлено электрообору- дование или если напряжение установленного электрооборудования не превышает значения, указанные в 4.3.2.5;
г) арматуру изоляторов воздушных линий электропередачи и при- соединяемые к ней крепежные детали;
д) открытые проводящие части электрооборудования с двойной изоляцией;
е) металлические скобы, закрепы, отрезки труб механической за- щиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали электропроводок площадью до 100 см2, в том числе протяжные и ответвительные коробки скрытых электропроводок.
При выполнении автоматического отключения питания в электроустановках напряжением до 1 кВ все открытые проводящие части должны быть присоединены к глухозаземленной нейтрали ис- точника питания, если применена система TN, и заземлены, если при- менены системы IT или ТТ. При этом характеристики защитных аппа- ратов и параметры защитных проводников должны быть согласованы, чтобы обеспечивалось нормированное время отключения поврежден- ной цепи защитно-коммутационным аппаратом в соответствии с номи- нальным фазным напряжением питающей сети.
В электроустановках, в которых в качестве защитной меры при- менено автоматическое отключение питания, должно быть выполнено уравнивание потенциалов.
Для автоматического отключения питания могут быть примене- ны защитно-коммутационные аппараты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток. Защита от сверхтоков должна выпол- няться в соответствии с ГОСТ 30331.9 и ГОСТ IEC/TR 61912-2.
В системе TN максимальное время защитного автоматиче- ского отключения, установленное в таблице 4.3.1, следует применять для групповых сетей по [1] с номинальным током аппарата защиты, не превышающим 32 A и 63 А – при наличии штепсельных розеток.
Таблица 4.3.1 – Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN
Номинальное фазное напряжение U, В
Время отключения, с
120
0,8
230
0,4
400
0,2
Более 400
0,1
Приведенные значения времени отключения считаются достаточ- ными для обеспечения электробезопасности, в том числе в групповых сетях по [1], питающих передвижные и переносные электроприемники и ручной электроинструмент класса 1.
В распределительных сетях по [1] время защитного автоматиче- ского отключения не должно превышать 5 с.
В групповых сетях по [1], не охваченных требованиями первого абзаца настоящего пункта, допускаются значения времени защит- ного автоматического отключения более указанных в таблице 4.3.1, но не более 5 с при выполнении одного из следующих условий:
полное сопротивление защитного проводника между главной за- земляющей шиной и распределительным щитом или щитком не пре- вышает значения, Ом:
Z ∙ 50 / U
(4.3.2)
ц 0
ц
0
где Z – полное сопротивление цепи фаза-нуль, Ом; U − номинальное фазное напряжение цепи, В;
50 − падение напряжения на участке защитного проводника меж- ду главной заземляющей шиной и распределительным щитом или щитком, В;
к шине РЕ распределительного щита или щитка присоединена дополнительная система уравнивания потенциалов, охватывающая те же сторонние проводящие части, что и основная система уравни- вания потенциалов.
Если время защитного автоматического отключения не удовлет- воряет вышеуказанным требованиям, допускается применение УЗО, реагирующих на дифференциальный ток.
Не допускается применять УЗО, реагирующие на диффе- ренциальный ток, в четырехпроводных трехфазных цепях (система TN-C). В случае необходимости (например, в действующих электро- установках) применения УЗО для защиты отдельных электроприемни- ков, получающих питание от системы TN-C, защитный PE-проводник электроприемника должен быть подключен к PEN-проводнику цепи, питающей электроприемник, до УЗО.
В системе IT время автоматического отключения питания при двойном замыкании на открытые проводящие части должно соот- ветствовать таблице 4.3.2.
Таблица 4.3.2 − Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT
Номинальное линейное напряжение U , В
0
Время отключения, с
230
0,8
400
0,4
690
0,2
Более 690
0,1
В каждом здании должна быть выполнена основная систе- ма уравнивания потенциалов. Все проводящие части, входящие в зда- ние извне, должны присоединяться к искусственному заземлителю или системе уравнивания потенциалов на входе в здание.
Основная система уравнивания потенциалов в электро- установках до 1 кВ должна соединять между собой следующие прово- дящие части (см. рисунок 4.3.7):
нулевой защитный РЕ- или РЕN-проводник питающей линии в системе TN;
заземляющий проводник, присоединенный к заземляющему устройству электроустановки, в системах IT и ТТ;
заземляющий проводник, присоединенный к заземлителю по- вторного заземления на вводе в здание (если есть заземлитель);
металлические трубы коммуникаций: горячего и холодного водо- снабжения, канализации, отопления, газоснабжения и т.п.
Если трубопровод газоснабжения имеет изолирующую вставку
на вводе в здание, к основной системе уравнивания потенциалов при- соединяется только та часть трубопровода, которая находится относи- тельно изолирующей вставки со стороны здания;
металлические части каркаса здания;
металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования. При наличии децентрализованных систем венти- ляции и кондиционирования металлические воздуховоды следует при- соединять к шине РЕ щитов питания вентиляторов и кондиционеров;
заземляющее устройство системы молниезащиты в соответ- ствии с [9];
заземляющий проводник функционального (рабочего) заземле- ния, если такое имеется и отсутствуют ограничения на присоединение сети рабочего заземления к заземляющему устройству защитного за- земления;
металлические оболочки телекоммуникационных кабелей.
Для соединения с основной системой уравнивания потенциалов указанные части должны быть присоединены к главной заземляющей
шине (см. 4.3.13.1, 4.3.13.2). Присоединение частей, указанных в пун- ктах перечисления 4)-7) и 9), должно быть выполнено при помощи проводников системы уравнивания потенциалов.
Система дополнительного уравнивания потенциалов долж- на соединять между собой все одновременно доступные прикоснове- нию открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные прикосновению металлические части строительных конструкций здания, а также ну- левые защитные проводники в системе TN и защитные заземляющие проводники в системах IT и ТТ, включая защитные проводники штеп- сельных розеток.
Для уравнивания потенциалов могут быть использованы специ- ально предусмотренные проводники либо открытые и сторонние про- водящие части, если они удовлетворяют требованиям 4.3.14.2 к за- щитным проводникам в отношении проводимости и непрерывности электрической цепи.
Защита при помощи двойной или усиленной изоляции может быть обеспечена применением электрооборудования класса II или заключением электрооборудования, имеющего только основную изоляцию токоведущих частей, в изолирующую оболочку.
Проводящие части оборудования с двойной изоляцией не должны быть присоединены к защитному проводнику и к системе уравнивания потенциалов.
Защитное электрическое разделение цепей следует при- менять, как правило, для одной цепи.
Наибольшее рабочее напряжение отделяемой цепи не должно
превышать 500 В.
Питание отделяемой цепи должно быть выполнено от разделитель- ного трансформатора, соответствующего ГОСТ 30030, или от другого источника, обеспечивающего равноценную степень безопасности.
Токоведущие части цепи, питающейся от разделительного транс- форматора, не должны иметь соединений с заземленными частями и защитными проводниками других цепей.
Проводники цепей, питающихся от разделительного трансформа- тора, рекомендуется прокладывать отдельно от других цепей. Если это невозможно, то для таких цепей необходимо использовать кабели без металлической оболочки, брони, экрана или изолированные про- вода, проложенные в изоляционных трубах, коробах и каналах при ус- ловии, что номинальное напряжение этих кабелей и проводов соот- ветствует наибольшему напряжению совместно проложенных цепей, а каждая цепь защищена от сверхтоков.
М − открытая проводящая часть; С1 − металлические трубы водопровода и отопления, входящие в здание; С2 − металлические трубы канализации, выходящие из здания; С3 − металлические трубы газоснабжения
с изолирующей вставкой на вводе, входящие в здание; С4 – металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования;
С5 − система отопления; С6 − металлические водопроводные трубы
в ванной комнате; С7 − металлическая ванна; С8 − сторонняя проводящая часть в пределах досягаемости от открытых проводящих частей; С9 – металлические части каркаса здания; ГЗШ − главная заземляющая
шина; Т1 − естественный и(или) искусственный заземлитель; Т2 − заземлитель молниезащиты (если имеется); Т3 – заземлитель рабочего (функционального) заземления (если имеется); 1 − нулевой защитный проводник; 2 − проводник основной системы уравнивания потенциалов;
3 − проводник дополнительной системы уравнивания потенциалов; 4 − токоотвод системы молниезащиты; 5 − контур (магистраль)
рабочего заземления в помещении информационного вычислительного оборудования; 6 − проводник рабочего (функционального) заземления; 7 − проводник уравнивания потенциалов в системе рабочего (функционального) заземления; 8 − заземляющий проводник
Рисунок 4.3.7 − Система уравнивания потенциалов в здании
Если от разделительного трансформатора питается только один электроприемник, то его открытые проводящие части не должны быть присоединены ни к защитному проводнику, ни к открытым проводя- щим частям других цепей.
Допускается питание нескольких электроприемников от одного разделительного трансформатора при одновременном выполнении следующих условий:
открытые проводящие части отделяемой цепи не должны иметь электрической связи с металлическим корпусом источника питания;
открытые проводящие части отделяемой цепи должны быть со- единены между собой изолированными незаземленными проводника- ми местной системы уравнивания потенциалов, не имеющей соедине- ний с защитными проводниками и открытыми проводящими частями других цепей;
все штепсельные розетки должны иметь защитный контакт, при- соединенный к местной незаземленной системе уравнивания потен- циалов;
все гибкие кабели, за исключением питающих оборудование класса II, должны иметь защитный проводник, применяемый в каче- стве проводника уравнивания потенциалов;
время отключения устройством защиты при двухфазном замы- кании на открытые проводящие части не должно превышать время, указанное в таблице 4.3.2.
Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны и площадки могут быть применены в электроустановках напряжени- ем до 1 кВ, если требования к автоматическому отключению питания не могут быть выполнены, а применение других защитных мер невоз- можно либо нецелесообразно.
Сопротивление относительно локальной земли изолирующего пола и стен таких помещений, зон и площадок в любой точке должно быть не менее:
50 кОм – при номинальном напряжении электроустановки до 500 В включительно, измеренное мегаомметром на напряжение 500 В;
100 кОм – при номинальном напряжении электроустановки более 500 В, измеренное мегаомметром на напряжение 1000 В.
Если сопротивление в какой-либо точке меньше указанных, такие помещения, зоны, площадки не должны рассматриваться в качестве меры защиты от поражения электрическим током.
Для изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок до- пускается использование электрооборудования класса 0 при соблю- дении по крайней мере одного из трех следующих условий:
открытые проводящие части удалены одна от другой и от сто- ронних проводящих частей не менее чем на 2 м. Допускается умень- шение этого расстояния вне зоны досягаемости до 1,25 м;
открытые проводящие части отделены от сторонних проводя- щих частей барьерами из изоляционного материала. При этом рас- стояния, не менее указанных в 1), должны быть обеспечены с одной стороны барьера;
сторонние проводящие части покрыты изоляцией, выдерживаю- щей испытательное напряжение не менее 2 кВ в течение 1 мин.
В изолирующих помещениях (зонах) не должен предусматриваться защитный проводник.
Должны быть предусмотрены меры против заноса потенциала на сторонние проводящие части помещения извне.
Пол и стены таких помещений не должны подвергаться воздей- ствию влаги.
При выполнении мер защиты в электроустановках на- пряжением до 1 кВ классы применяемого электрооборудования по способу защиты человека от поражения электрическим током по ГОСТ 12.2.007.0 следует принимать в соответствии с таблицей 4.3.3.
Таблица 4.3.3 − Применение электрооборудования в электроустановках напряжением до 1 кВ
Класс по ГОСТ 12.2.007.0
Маркировка
Назначение защиты
Условия применения электроо- борудования в электроустановке
Класс 0
–
При косвенном при- косновении
Класс I
Защитный зажим – знак
, или буквы РЕ, или желто-зеленыеполосы
При косвенном при- косновении
Присоединение заземляющего зажима электрооборудования к защитному проводнику электро- установки
Применение в непроводящих помещениях.
Питание от вторичной обмотки разделительного трансформатора только одного электроприемника
Окончание таблицы 4.3.3
Класс по ГОСТ 12.2.007.0
Маркировка
Назначение защиты
Условия применения электроо- борудования в электроустановке
Класс II
Знак
При косвенном при- косновении
Независимо от мер защиты, принятых в электро-установке
Класс III
Знак
От прямого и кос- венного прикосно- вения
Питание от безопасного разде- лительного трансформатора
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с эффективно заземленной нейтралью следует выполнять с соблюдением требований либо к их сопротивлению (см. 4.3.6.3), либо к напряжению прикосновения (см. 4.3.6.4), а также с со- блюдением требований к конструктивному выполнению (см. 4.3.6.5, 4.3.6.6) и к ограничению напряжения на заземляющем устройстве (см. 4.3.6.2). Требования 4.3.6.2−4.3.6.6 не распространяются на заземля- ющие устройства опор ВЛ и кабельные колодцы КЛ.
Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не должно, как правило, превы- шать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющих устройствах, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений электроустановок. При напряжении на заземляющем устройстве более 5 кВ должны быть предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы элек- троустановки.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюде- нием требований к его сопротивлению, должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом с учетом сопротивления есте- ственных и искусственных заземлителей.
В целях выравнивания электрического потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, следует прокладывать продольные и попе- речные горизонтальные заземлители и объединять их между собой в заземляющую сетку.
Продольные заземлители должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5−0,7 м
от поверхности земли и на расстоянии 0,8–1,0 м от фундаментов или оснований оборудования. Допускается увеличение расстояний от фундаментов или оснований оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны об- служивания обращены друг к другу, а расстояние между основаниями или фундаментами двух рядов не превышает 3,0 м.
Поперечные заземлители следует прокладывать в удобных местах между оборудованием на глубине 0,5–0,7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и после- дующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11,0; 13,5; 16,0; 20,0 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к зазем- ляющему устройству, а также в зоне расположения высоковольтного оборудования не должны превышать 6 х 6 м.
Горизонтальные заземлители следует прокладывать по краю тер- ритории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в со- вокупности образовывали замкнутый контур.
Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей, присоединенных к внешнему горизон- тальному заземлителю напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3−5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда.
Заземляющее устройство, которое выполняется с соблю- дением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю обеспечивать значения напряжений прикосновения, не пре- вышающие нормированных ГОСТ 12.1.038. Сопротивление заземляю- щего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю.
При определении значения допустимого напряжения прикоснове- ния в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При определении допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные для при- косновения производящему переключения персоналу, следует прини- мать время действия резервной защиты, а для остальной террито- рии – основной защиты.
Примечание − Рабочее место следует понимать как место оперативного обслуживания электрических аппаратов.
Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземли- телей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоеди- нения заземляемого оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусственными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения у ра- бочих мест в необходимых случаях может быть выполнена система выравнивания потенциалов путем укладки специальной потенциа- ловыравнивающей решетки или подсыпки щебня слоем толщиной 0,1−0,2 м.
В случае объединения заземляющих устройств разных напряже- ний в одно общее заземляющее устройство напряжение прикоснове- ния должно определяться по наибольшему току короткого замыкания на землю объединяемых ОРУ.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требований, предъявляемых к его сопротивлению или к напряжению прикосновения, дополнительно к требованиям 4.3.6.3 и 4.3.6.4 следует:
прокладывать заземляющие проводники, присоединяющие обо- рудование или конструкции к заземлителю, в земле на глубине не ме- нее 0,3 м;
прокладывать продольные и поперечные горизонтальные зазем- лители (в четырех направлениях) вблизи мест расположения зазем- ляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей.
При выходе заземляющего устройства за пределы огражде- ния электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глуби- не не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами.
Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется при- соединять к заземляющему устройству.
Если от электроустановки отходят ВЛ 110 кВ и выше, то ограду сле- дует заземлить с помощью вертикальных заземлителей длиной 2−3 м, установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20−50 м. Установка таких заземлителей не требуется для ограды с металличе- скими стойками и с теми стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограды.
Для исключения электрической связи внешней ограды с зазем- ляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземля- ющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, внешней
или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Выходящие за преде- лы ограды горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металли- ческой оболочкой или броней и другие металлические коммуникации должны быть проложены посередине между стойками ограды на глу- бине не менее 0,5 м. В местах примыкания внешней ограды к зданиям и сооружениям, а также в местах примыкания к внешней ограде вну- тренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпич- ные или деревянные вставки длиной не менее 1 м.
Питание электроприемников, установленных на внешней огра- де, следует осуществлять от разделительных трансформаторов. Эти трансформаторы не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяющая вторичную обмотку разделительного трансформатора с электроприемником, расположенным на ограде, должна быть изоли- рована от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.
Если выполнение хотя бы одного из указанных мероприятий не- возможно, то металлические части ограды следует присоединить к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сто- рон ограды не превышало допустимых значений. При выполнении за- земляющего устройства по допустимому сопротивлению с этой целью должен быть проложен горизонтальный заземлитель с внешней сто- роны ограды на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м. Этот заземли- тель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.
Если заземляющее устройство электроустановки напряже- нием выше 1 кВ сети с эффективно заземленной нейтралью соедине- но с заземляющим устройством другой электроустановки при помощи кабеля с металлической оболочкой или броней или других металли- ческих связей, то для выравнивания потенциалов вокруг указанной другой электроустановки или здания, в котором она размещена, не- обходимо соблюдение одного из следующих условий:
прокладка в земле на глубине 1 м и на расстоянии 1 м от фун- дамента здания или от периметра территории, занимаемой обору- дованием, заземлителя, соединенного с системой уравнивания по- тенциалов этого здания или этой территории, а у входов и у въездов в здание – укладка проводников на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубине 1 и 1,5 м соответственно и соединение этих проводников с заземлителем;
использование железобетонных фундаментов в качестве зазем- лителей в соответствии с 4.3.11.1, если при этом обеспечивается до- пустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечение условий
выравнивания потенциалов посредством железобетонных фундамен- тов, используемых в качестве заземлителей, определяется в соответ- ствии с ГОСТ 12.1.030.
Не требуется выполнение условий, указанных в перечислениях 1) и 2) настоящего подпункта, если вокруг зданий имеются асфальтовые отмостки, в том числе у входов и у въездов. Если у какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, у этого входа (въезда) должно быть вы- полнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в перечислении 1) настоящего подпункта, или соблюде- но условие, приведенное в перечислении 2) настоящего подпункта. При этом во всех случаях должны выполняться требования 4.3.6.8.
Во избежание выноса потенциала не допускается пита- ние электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановок напряжением выше 1 кВ сети с эффек- тивно заземленной нейтралью, от обмоток до 1 кВ с заземленной ней- тралью трансформаторов, находящихся в пределах контура заземля- ющего устройства электроустановки напряжением выше 1 кВ.
При необходимости питание таких электроприемников может осу- ществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на сто- роне напряжением до 1 кВ по кабельной линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ.
При этом напряжение на заземляющем устройстве не должно пре- вышать напряжение срабатывания пробивного предохранителя, уста- новленного на стороне низшего напряжения трансформатора с изо- лированной нейтралью.
Питание таких электроприемников может также осуществляться от разделительного трансформатора. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она про- ходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электро- установки напряжением выше 1 кВ, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью
В электроустановках напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью сопротивление заземляющего устрой- ства при прохождении расчетного тока замыкания на землю в лю- бое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть
R 250/I, (4.3.3)
но не более 10 Ом, где I − расчетный ток замыкания на землю, А. В качестве расчетного тока принимается:
в сетях без компенсации емкостных токов – ток замыкания на землю;
в сетях с компенсацией емкостных токов:
для заземляющих устройств, к которым присоединены компенси- рующие аппараты, − ток, равный 125 % номинального тока наиболее мощного из этих аппаратов;
для заземляющих устройств, к которым не присоединены ком- пенсирующие аппараты, − ток замыкания на землю, проходящий в данной сети при отключении наиболее мощного из компенсирующих аппаратов.
Расчетный ток замыкания на землю должен быть определен для той из возможных в эксплуатации схем сети, при которой он имеет наибольшее значение.
При использовании заземляющего устройства одновремен- но для электроустановок напряжением до 1 кВ с изолированной ней- тралью должны быть выполнены условия 4.3.9.1.
При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ с глухозаземленной ней- тралью сопротивление заземляющего устройства должно быть не бо- лее указанного в 4.3.8.2 либо к заземляющему устройству должны быть присоединены оболочки и броня не менее двух кабелей на на- пряжение до или выше 1 кВ или обоих напряжений, при общей про- тяженности этих кабелей не менее 1 км.
Для подстанций напряжением 6–10/0,4 кВ должно быть вы- полнено одно общее заземляющее устройство, к которому должны быть присоединены:
нейтраль трансформатора на стороне напряжением до 1 кВ;
корпус трансформатора;
металлические оболочки и броня кабелей напряжением до 1 кВ и выше;
открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ и выше;
сторонние проводящие части.
Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей подстанцией, на глубине 0,3–0,5 м и на расстоянии 0,8–1,0 м от края фундамен- та здания подстанции рекомендуется прокладывать замкнутый гори- зонтальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству.
Вокруг площади, занимаемой отдельно стоящей подстанцией с открытым РУ напряжением выше 1 кВ, на глубине не менее 0,5 м и на расстоянии не более 1 м от края фундаментов открыто установ- ленного оборудования, должен быть проложен замкнутый горизон- тальный заземлитель (контур), присоединенный к заземляющему устройству.
Заземляющее устройство сети напряжением выше 1 кВ с изолированной нейтралью, объединенное с заземляющим устрой- ством сети напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной ней- тралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетво- рять также требованиям 4.3.6.2 и 4.3.6.3.
Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью
В электроустановках с глухозаземленной нейтралью ней- траль генератора или трансформатора трехфазного переменного тока, средняя точка источника постоянного тока, один из выводов ис- точника однофазного тока должны быть присоединены к заземлителю при помощи заземляющего проводника.
Искусственный заземлитель, предназначенный для заземления
нейтрали, как правило, должен быть расположен вблизи генератора или трансформатора. Для внутрицеховых подстанций допускается располагать заземлитель около стены здания.
Если фундамент здания, в котором размещается подстанция, ис- пользуется в качестве естественных заземлителей, нейтраль транс- форматора следует заземлять путем присоединения не менее чем к двум металлическим колоннам или к закладным деталям, приварен- ным к арматуре, не менее двух железобетонных фундаментов.
При расположении встроенных подстанций на разных этажах многоэтажного здания заземление нейтрали трансформаторов таких подстанций должно быть выполнено при помощи специально проло- женного заземляющего проводника. В этом случае заземляющий про- водник должен быть дополнительно присоединен к колонне здания, ближайшей к трансформатору, а его сопротивление учтено при опре- делении сопротивления растеканию заземляющего устройства, к ко- торому присоединена нейтраль трансформатора.
Во всех случаях должны быть приняты меры по обеспечению не- прерывности цепи заземления и защите заземляющего проводника от механических повреждений.
Если в PEN-проводнике, соединяющем нейтраль трансформато- ра или генератора с шиной PEN распределительного устройства на- пряжением до 1 кВ, установлен трансформатор тока, то заземляющий
проводник должен быть присоединен не к нейтрали трансформатора или генератора непосредственно, а к PEN-проводнику, по возмож- ности сразу за трансформатором тока. В таком случае разделение PEN-проводника на РЕ- и N-проводники в системе TN-S должно быть выполнено также за трансформатором тока. Трансформатор тока следует размещать как можно ближе к выводу нейтрали генератора или трансформатора.
Сопротивление заземляющего устройства, к которому при- соединены нейтрали генератора или трансформатора либо выводы источника однофазного тока, в любое время года должно быть не бо- лее 2, 4 и 8 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника од- нофазного тока. Это сопротивление должно быть обеспечено с уче- том использования естественных заземлителей, а также заземлите- лей повторных заземлений PEN- или PE-проводника ВЛ напряжением до 1 кВ при количестве отходящих линий не менее двух. Сопротив- ление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали генератора или трансформатора или вывода источника однофазного тока, должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответствен- но при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока.
При удельном сопротивлении земли > 100 Омм допускается уве-
личивать указанные нормы в 0,01 раз, но не более десятикратного.
На концах ВЛ или ответвлений от них длиной более 200 м, а также на вводах ВЛ к электроустановкам, в которых в качестве защит- ной меры при косвенном прикосновении применено автоматическое отключение питания, должны быть выполнены повторные заземления PEN-проводника. При этом в первую очередь следует использовать естественные заземлители, например подземные части опор, а также заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений (см. 6.2).
Указанные повторные заземления выполняются, если более ча- стые заземления по условиям защиты от грозовых перенапряжений не требуются.
Повторные заземления PEN-проводника в сетях постоянного тока должны быть выполнены при помощи отдельных искусственных за- землителей, которые не должны иметь металлических соединений с подземными трубопроводами.
Заземляющие проводники для повторных заземлений PEN-провод- ника должны иметь размеры не менее приведенных в таблице 4.3.4.
Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений PEN-проводника
каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 5, 10 и 20 Ом соответственно при линейных напряжениях 690, 400, 230 В источника трехфазного тока или 400, 230, 133 В источника однофазного тока. При этом сопротивление растеканию заземлителя каждого из повтор- ных заземлений должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно при тех же напряжениях.
При удельном сопротивлении земли > 100 Омм допускается уве-
личивать указанные нормы в 0,01 раз, но не более десятикратного.
Таблица 4.3.4 − Наименьшие размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле
Матери- ал | Поверхность | Профиль | Минимальный размер | ||||
Диаметр, мм | Площадь попе- речного сечения, мм2 | Толщина, мм | Толщина покрытия | ||||
Еди- ничное значение, мкм | Среднее значение, мкм | ||||||
Сталь черная | Без покрытия | Прямоугольный а | – | 100 | 4 | – | – |
Угловой | – | 100 | 4 | – | – | ||
Трубный | 32 | – | 3,5 | – | – | ||
Круглый для вертикальных заземлителей длиной до 5 м | 12 | – | – | – | – | ||
Круглый для вертикальных заземлителей длиной более 5 м | 16 | – | – | – | – | ||
Круглый для горизонтальных заземлителей | 10 | – | – | – | – | ||
Сталь | Оцинкован- ная горячим способом б или нержавею- щая б,в | Прямоугольный | – | 90 | 3 | 63 | 70 |
Угловой | – | 90 | 3 | 63 | 70 | ||
Круглый для вертикальных заземлителей длиной до 5 м | 12 | – | – | 63 | 70 | ||
Круглый для вертикальных заземлителей длиной более 5 м | 16 | – | – | 63 | 70 | ||
Окончание таблицы 4.3.4
Матери- ал | Поверхность | Профиль | Минимальный размер | ||||
Диаметр, мм | Площадь попе- речного сечения, мм2 | Толщина, мм | Толщина покрытия | ||||
Еди- ничное значение, мкм | Среднее значение, мкм | ||||||
Сталь | Оцинкован- ная горячим способом б или нержавею- щая б,в | Круглая проволока для горизонталь- ных заземлителей | 10 | – | – | 50 г | |
Трубный | 25 | – | 2 | 47 | 55 | ||
В медной обо- лочке | Круглые стержни для глубинных электродов за- земления | 15 | – | – | 2 000 | ||
С электро- химическим медным покрытием | Круглые стержни для глубинных электродов за- земления | 14 | – | – | 240 | 250 | |
Медь | Без покрытияа | Прямоугольный | – | 50 | 2 | – | – |
Круглая проволока для горизонталь- ных заземлителей | – | 25 д | – | – | – | ||
Трос | 1,8 для каждой прово- локи | 25 | – | – | – | ||
Трубный | – | – | 2 | - | - | ||
Медь | Луженая | Трос | 1,8 для каждой прово- локи | 25 | – | 1 | 5 |
Оцинкованная | Прямоугольный | – | 50 | 2 | 20 | 40 | |
а Прокат или нарезанная полоса со скругленными краями. б Может также быть использован для электродов, погруженных в бетон. в Применяется без покрытия. г В случае непрерывного горячего цинкования толщина покрытия в 50 мкм соответствует настоящим техническим возможностям. д Если экспериментально доказано, что вероятность повреждения от коррозии и механических воз- действий мала, то может использоваться сечение 16 мм2. | |||||||
4.3.9 Заземляющие устройства электроустановок напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью
4.3.9.1 Сопротивление заземляющего устройства, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей, в системе IT должно соответствовать условию
пр
R U
/I, (4.3.4)
где R − сопротивление заземляющего устройства, Ом;
U
пр
– напряжение прикосновения, значение которого принимается
равным 50 В (см. 4.3.2.5);
I − полный ток замыкания на землю, А.
Как правило, не требуется принимать значение сопротивления за- земляющего устройства более 4 Ом. Допускается сопротивление за- земляющего устройства до 10 Ом, если соблюдено приведенное выше условие, а мощность генераторов или трансформаторов не превыша- ет 100 кВА, в том числе суммарная мощность генераторов или транс- форматоров, работающих параллельно.
Заземляющие устройства в районах с большим удельным сопротивлением земли
Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью в районах с боль- шим удельным сопротивлением земли рекомендуется выполнять с со- блюдением требований, предъявляемых к напряжению прикоснове- ния (см. 4.3.6.4).
При сооружении искусственных заземлителей в районах с большим удельным сопротивлением земли рекомендуются следую- щие мероприятия:
устройство вертикальных заземлителей увеличенной длины, в том числе составных вертикальных глубинных заземлителей длиной до 30 м, если с глубиной удельное сопротивление земли снижается, а естественные углубленные заземлители (например, скважины с ме- таллическими обсадными трубами) отсутствуют;
устройство выносных заземлителей, если вблизи (до 2 км) от элек- троустановки есть места с меньшим удельным сопротивлением земли;
применение искусственной обработки грунта неагрессивными к материалу заземлителя компонентами с целью снижения его удель-
ного сопротивления, если другие способы не могут быть применены или не дают необходимого эффекта.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью для земли с удельным сопро- тивлением более 500 Омм, если мероприятия, предусмотренные
и 4.3.10.2, не позволяют получить приемлемые по экономи- ческим соображениям заземлители, допускается повысить требуемые настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002 раз, где − эквивалентное удельное сопротивление земли, Омм. При этом увеличение требуемых настоящей главой сопротив- лений заземляющих устройств должно быть не более десятикратного.
аземлители
В качестве естественных заземлителей могут быть ис- пользованы:
металлические и железобетонные конструкции зданий и соору- жений, находящиеся в соприкосновении с землей, в том числе желе- зобетонные фундаменты зданий и сооружений, имеющие защитные гидроизоляционные покрытия в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах;
металлические трубы водопровода, проложенные в земле;
обсадные трубы буровых скважин;
металлические шпунты гидротехнических сооружений, водово- ды, закладные части затворов и т. п.;
рельсовые пути магистральных неэлектрифицированных желез- ных дорог и подъездные пути при наличии преднамеренного устрой- ства перемычек между рельсами;
другие находящиеся в земле металлические конструкции и со- оружения;
заземлители опор ВЛ, соединенные с заземляющим устрой- ством электроустановки при помощи грозозащитного троса ВЛ, если трос не изолирован от опор ВЛ;
свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле (алюмини- евые оболочки кабелей не допускается использовать в качестве есте- ственных заземлителей).
Если оболочки кабелей служат единственными заземлителями, то в расчете заземляющих устройств они должны учитываться при ко- личестве кабелей не менее двух;
PEN-проводники ВЛ до 1 кВ с повторными заземлениями при ко- личестве ВЛ не менее двух.
Не допускается использовать в качестве заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей и трубопроводы канализации и центрального отопления.
Указанные ограничения не исключают необходимости присоединения таких трубопроводов к заземляющему устройству с целью уравнива- ния потенциалов в соответствии с 4.3.5.7.
Не следует использовать в качестве заземлителей железобетон- ные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры ВЛ и опорные конструкции ОРУ.
Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности протекающих по ним токов, необходимость сварки арматур- ных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приварки анкерных болтов стальных колонн к арматурным стержням железобе- тонных фундаментов, а также возможность использования фундаментов в сильноагрессивных средах должны быть определены расчетом.
Искусственные заземлители могут быть из черной или оцинкованной стали, омедненными или медными.
Искусственные заземлители не должны иметь окраски.
Материал и наименьшие размеры заземлителей должны соответ- ствовать приведенным в таблице 4.3.4.
Сечение горизонтальных заземлителей для электроуста- новок напряжением выше 1 кВ следует выбирать по условию терми- ческой стойкости при допустимой температуре нагрева 400 °С (кра- тковременный нагрев, соответствующий времени действия защиты и отключения коммутационного аппарата).
В случае опасности коррозии заземляющих устройств следует вы- полнить одно из следующих мероприятий:
увеличить сечения заземлителей и заземляющих проводников с учетом расчетного срока их службы;
применить заземлители и заземляющие проводники, оцинкован- ные горячим способом, омедненные или медные.
При этом следует учитывать возможное увеличение сопротивле- ния заземляющих устройств, обусловленное коррозией.
Траншеи для горизонтальных заземлителей должны заполняться однородным грунтом, не содержащим щебня и строительного мусора.
Не следует располагать (использовать) заземлители в местах, где земля подсушивается под действием тепла трубопроводов и т. п.
4.3.12 Заземляющие проводники
4.3.12.1 Сечения заземляющих проводников в электроустанов- ках напряжением до 1 кВ должны соответствовать требованиям
к защитным проводникам.
Наименьшие сечения заземляющих проводников, проложенных в земле, должны соответствовать приведенным в таблице 4.3.4.
Прокладка в земле алюминиевых неизолированных проводников не допускается.
В электроустановках напряжением выше 1 кВ сечения заземляющих проводников должны быть выбраны такими, чтобы при протекании по ним наибольшего тока однофазного КЗ в электро- установках с эффективно заземленной нейтралью или тока двухфаз- ного КЗ в электроустановках с изолированной нейтралью температура заземляющих проводников не превысила 400 °С (кратковременный нагрев, соответствующий полному времени действия защиты и отклю- чения коммутационного аппарата).
В электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолиро- ванной нейтралью проводимость заземляющих медных проводни- ков сечением до 25 мм2 или равноценное ему из других материалов должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников. Как правило, не требуется применение медных проводников сечением более 25 мм2, алюминиевых − 35 мм2, стальных − 120 мм2.
Для выполнения измерений сопротивления заземляюще- го устройства в удобном месте должна быть предусмотрена возмож- ность отсоединения заземляющего проводника. В электроустановках напряжением до 1 кВ таким местом, как правило, является главная за- земляющая шина. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно только при помощи инструмента.
Заземляющий проводник, присоединяющий заземлитель рабочего (функционального) заземления к главной заземляющей шине в электроустановках напряжением до 1 кВ, должен иметь сечение не менее: медный − 10 мм2, алюминиевый − 16 мм2, стальной − 75 мм2.
У мест ввода заземляющих проводников в здания должен быть предусмотрен опознавательный знак .
Главная заземляющая шина
Главная заземляющая шина может быть выполнена вну- три вводного устройства электроустановки напряжением до 1 кВ или отдельно от него.
Внутри вводного устройства в качестве главной заземляющей шины следует использовать шину РЕ.
При отдельной установке главная заземляющая шина должна быть расположена в доступном, удобном для обслуживания месте вблизи вводного устройства.
Сечение отдельно установленной главной заземляющей шины должно быть не менее сечения РЕ (PEN)-проводника питающей линии.
Главная заземляющая шина должна быть, как правило, медной. Допускается применение главной заземляющей шины из оцинкован- ной методом горячего цинкования стали. Применение алюминиевых шин не допускается.
В конструкции шины должна быть предусмотрена возможность индивидуального отсоединения присоединенных к ней проводников. Отсоединение должно быть возможно только с использованием ин- струмента.
В местах, доступных только квалифицированному персоналу (напри- мер, щитовых помещениях жилых домов), главную заземляющую шину следует устанавливать открыто. В местах, доступных посторонним ли- цам (например, подъездах или подвалах домов), она должна иметь за- щитную оболочку − шкаф или ящик с запирающейся на ключ дверцей. На дверце или на стене над шиной должен быть нанесен знак .
Если здание имеет несколько обособленных вводов, глав- ная заземляющая шина должна быть выполнена для каждого вводного устройства. При наличии встроенных трансформаторных подстанций главная заземляющая шина должна устанавливаться возле каждой из них. Эти шины должны соединяться проводником уравнивания по- тенциалов сечением (с эквивалентной проводимостью), равным сече- нию меньшей из попарно соединяемых главных заземляющих шин.
Сечение PE-шины в вводных устройствах электроустано- вок зданий и, соответственно, главной заземляющей шины принима- ется по ГОСТ IEC 61439-1. Минимальное сечение PE-шины определя- ется по таблице 4.3.5.
Если главные заземляющие шины устанавливаются отдельно и к ним не присоединяются нулевые защитные проводники электро- установки, в том числе PEN (PE)-проводники питающей линии, то се- чение (эквивалентная проводимость) каждой из отдельно устанавли- ваемых главных заземляющих шин принимается равной половине сечения PE-шины, наибольшей из всех PE-шин, но не менее меньшего из сечений PE-шин вводных устройств.
Для соединения нескольких главных заземляющих шин могут исполь- зоваться сторонние проводящие части, если они соответствуют требова- ниям 4.3.14.2 к непрерывности и проводимости электрической цепи.
Таблица 4.3.5 − Наименьшие сечения РЕ-шин
Сечение фазного проводника, S, мм2
Наименьшее сечение PE-шины, мм2
До 16 включ.
S
Св. 16 до 35 включ.
16
Св. 35 до 400 включ.
S/2
Св. 400 до 800 включ.
200
Св. 800
S/4
Защитные проводники (РЕ-проводники)
В качестве РЕ-проводников в электроустановках напряже- нием до 1 кВ могут использоваться:
специально предусмотренные проводники:
жилы многожильных кабелей;
изолированные или неизолированные провода в общей оболочке с фазными проводами;
стационарно проложенные изолированные или неизолирован- ные проводники;
открытые проводящие части электроустановок:
алюминиевые оболочки кабелей;
стальные трубы электропроводок;
металлические оболочки и опорные конструкции шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления.
Металлические короба и лотки электропроводок можно использо- вать в качестве защитных проводников при условии, что конструкцией коробов и лотков предусмотрено такое использование, о чем имеется указание в документации изготовителя, а их расположение исключает возможность механического повреждения;
некоторые сторонние проводящие части:
металлические строительные конструкции зданий и сооружений (фермы, колонны и т. п.);
арматура железобетонных строительных конструкций зданий при условии выполнения требований 4.3.14.2;
металлические конструкции производственного назначения (под- крановые рельсы, галереи, площадки, шахты лифтов, подъемников, элеваторов, обрамления каналов и т.п.).
Использование открытых и сторонних проводящих частей в качестве PE-проводников допускается, если они отвечают требова- ниям настоящего раздела к проводимости и непрерывности электри- ческой цепи.
Сторонние проводящие части могут быть использованы в качестве РЕ-проводников, если они, кроме того, одновременно отвечают следу- ющим требованиям:
непрерывность электрической цепи обеспечивается либо их конструкцией, либо соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и других повреждений;
их демонтаж невозможен, если не предусмотрены меры по со- хранению непрерывности цепи и ее проводимости.
Не допускается использовать в качестве РЕ-проводников:
металлические оболочки изоляционных трубок и трубчатых про- водов, несущие тросы при тросовой электропроводке, металлорукава, а также свинцовые оболочки проводов и кабелей;
трубопроводы газоснабжения и другие трубопроводы горючих и взрывоопасных веществ и смесей, трубы канализации и централь- ного отопления;
водопроводные трубы при наличии в них изолирующих вставок.
Нулевые защитные проводники цепей не допускается ис- пользовать в качестве нулевых защитных проводников электрообо- рудования, питающегося по другим цепям, а также использовать от- крытые проводящие части электрооборудования в качестве нулевых защитных проводников для другого электрооборудования, за исключе- нием оболочек и опорных конструкций шинопроводов и комплектных устройств заводского изготовления, обеспечивающих возможность подключения к ним защитных проводников в нужном месте.
Использование специально предусмотренных защитных проводников для иных целей не допускается.
Наименьшие площади поперечного сечения защитных проводников должны соответствовать таблице 4.3.6.
Таблица 4.3.6 − Наименьшие сечения защитных проводников
Сечение фазных проводников, мм2
Наименьшее сечение защитных проводников, мм2
До 16 включ.
S
Св. 16 до 35 включ.
16
Св. 35
S/2
Площади сечений приведены для случая, если защитные прово- дники изготовлены из того же материала, что и фазные проводники. Сечения защитных проводников из других материалов должны быть эквивалентны по проводимости приведенным.
Допускается при необходимости принимать сечение защитного проводника менее требуемых значений, если оно рассчитано по фор- муле (только для времени отключения 5 с):
(4.3.5)
где S − площадь поперечного сечения защитного проводника, мм2;
I − ток короткого замыкания, обеспечивающий время отключения поврежденной цепи защитным аппаратом в соответствии с та- блицами 4.3.1 и 4.3.2 или за время не более 5 с в соответствии с 4.3.5.4, А;
t − время срабатывания защитного аппарата, с;
k − коэффициент, значение которого зависит от материала за- щитного проводника, его изоляции, начальной и конечной темпе- ратур. Значения k для защитных проводников в различных усло- виях приведены в таблицах 4.3.7−4.3.10.
Если при расчете получается сечение, отличное от приведенного в таблице 4.3.5, то следует выбирать ближайшее большее значение, а при получении нестандартного сечения − применять проводники ближайшего большего стандартного сечения.
Значения максимальной температуры при определении сечения защитного проводника не должны превышать предельно допусти- мых температур нагрева проводников при КЗ в соответствии с гла- вой 1.4 [8], а для электроустановок во взрывоопасных зонах должны соответствовать ГОСТ 22782.0.
Таблица 4.3.7 − Значение коэффициента k для изолированных защитных проводников, не входящих в кабель,
и для неизолированных проводников, касающихся оболочки кабелей (начальная температура проводника принята равной 30 °С)
Параметр
Материал изоляции
Поливинил- хлорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина
Бутиловая резина
Конечная температура, °С
160
250
220
k проводника:
– медного
143
176
166
– алюминиевого
95
116
110
– стального
52
64
60
Таблица 4.3.8 − Значение коэффициента k для защитного проводника, входящего в многожильный кабель
Параметр
Материал изоляции
Поливинил- хлорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, эти- ленпропиленовая резина
Бутиловая резина
Начальная температура, °С
70
90
85
Конечная температура, °С
160
250
220
k проводника:
– медного
115
143
134
– алюминиевого
76
94
89
Таблица 4.3.9 − Значение коэффициента k при использовании в качестве защитного проводника алюминиевой оболочки кабеля
Параметр
Материал изоляции
Поливинилх- лорид (ПВХ)
Сшитый полиэтилен, эти- ленпропиленовая резина
Бутиловая резина
Начальная температура, °С
60
80
75
Конечная температура, °С
160
250
220
k
81
98
93
Таблица 4.3.10 − Значение коэффициента k для неизолированных проводников, если указанные температуры не создают опасности повреждения находящихся вблизи материалов (начальная температура проводника принята равной 30 °С)
Материал проводника
Условия
Проводники
Проложенные от- крыто и в специально отведенных местах
Эксплуатируемые
В нормальной среде
В пожаро-опас- ной среде
Медь
Максимальная температура, °С
500*
200
150
k
228
159
138
Алюминий
Максимальная температура, °С
300*
200
150
k
125
105
91
Сталь
Максимальная температура, °С
500*
200
150
k
82
58
50
* Указанные температуры допускаются, если они не ухудшают качество соединений.
Во всех случаях сечение медных защитных проводников, не входящих в состав кабеля или проложенных не в общей оболоч- ке (трубе, коробе, на одном лотке) с фазными проводниками, должно быть не менее:
2,5 мм2 − при наличии механической защиты;
4 мм2 − при отсутствии механической защиты.
Сечение отдельно проложенных защитных алюминиевых прово- дников должно быть не менее 16 мм2.
В системе ТN для обеспечения требований 4.3.6.1 нуле- вые защитные проводники рекомендуется прокладывать совместно или в непосредственной близости с фазными проводниками.
В местах, где возможно повреждение изоляции фазных проводников в результате искрения между неизолированным нулевым защитным проводником и металлической оболочкой или конструкцией (например, при прокладке проводов в трубах, коробах, лотках), нуле- вые защитные проводники должны иметь изоляцию, равноценную изо- ляции фазных проводников.
Неизолированные РЕ-проводники должны быть защище- ны от коррозии. В местах пересечения РЕ-проводников с кабелями, трубопроводами, железнодорожными путями, а также их ввода в зда- ния и в других местах, где возможны механические повреждения, эти проводники должны быть защищены.
В местах пересечения температурных и осадочных швов должна быть предусмотрена компенсация длины РЕ-проводников.
Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники (PEN-проводники)
В многофазных цепях в системе TN для стационарно проложенных кабелей, жилы которых имеют площадь поперечного сечения: для медных – не менее 10 мм2, для алюминиевых – не ме- нее 16 мм2, функции нулевого защитного (РЕ) и нулевого рабоче- го (N) проводников могут быть совмещены в одном проводнике (PEN-проводнике).
Не допускается совмещение функций нулевого защит- ного и нулевого рабочего проводников в цепях однофазного и по- стоянного тока. В качестве нулевого защитного проводника в таких цепях должен быть предусмотрен отдельный третий проводник. Это требование не распространяется:
на ответвления от ВЛ напряжением до 1 кВ к однофазным по- требителям электроэнергии;
на сети наружного освещения населенных пунктов с типом за- земления системы TN-C;
на однофазные цепи электроснабжения постоянно подключен- ного электрооборудования трансформаторных подстанций.
Не допускается использование сторонних проводящих ча- стей в качестве единственного PEN-проводника.
Это требование не исключает использования открытых и сторон- них проводящих частей в качестве дополнительного PEN-проводника при присоединении их к системе уравнивания потенциалов.
Специально предусмотренные PEN-проводники должны соответствовать требованиям 4.3.14.6 к сечению защитных проводни- ков, а также требованиям [8] (глава 2.1) к нулевому рабочему провод- нику.
Изоляция PEN-проводников должна быть равноценна изоляции фазных проводников. Не требуется изолировать шину PEN сборных шин низковольтных комплектных устройств.
Если нулевой рабочий и нулевой защитный проводники разделены начиная с какой-либо точки электроустановки, не допуска- ется объединять их за этой точкой по ходу распределения энергии. В месте разделения PEN-проводника на нулевой защитный и нуле- вой рабочий необходимо предусмотреть отдельные зажимы или шины для проводников, соединенные между собой проводником сечением не менее сечения PEN-проводника. PEN-проводник питающей линии должен быть подключен к зажиму или шине нулевого защитного РЕ- проводника.
При выборе PEN-проводников (шин) в ГРЩ ТП должны обязательно учитываться требования по обеспечению устойчивости при термическом и динамическом воздействии на электроустановку как в нормальных условиях работы, так и при коротком замыкании со- ответствовать требованиям 6.1.2.1 и 6.1.5.2.
Проводники системы уравнивания потенциалов
В качестве проводников системы уравнивания потенциа- лов могут быть использованы открытые и сторонние проводящие ча- сти, указанные в 4.3.14.1, или специально проложенные проводники, или их сочетание.
Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее половины наибольшего сече- ния защитного проводника электроустановки, если сечение медно- го проводника уравнивания потенциалов при этом не превышает 25 мм2 или равноценное ему из других материалов. Применение про-
водников большего сечения, как правило, не требуется. Сечение про- водников основной системы уравнивания потенциалов в любом слу- чае должно быть не менее: медных − 6 мм2, алюминиевых − 16 мм2, стальных − 50 мм2.
Сечение проводников дополнительной системы уравнива- ния 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 прово- дящей части − половины сечения защитного проводника, подключен- ного к открытой проводящей части.
Сечения проводников дополнительного уравнивания потенци- алов, не входящих в состав кабеля, должны соответствовать требо- ваниям 4.3.14.7.
Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов
Соединения и присоединения заземляющих, защитных проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания по- тенциалов должны быть надежными и обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендует- ся выполнять посредством сварки. Допускается в помещениях и в на- ружных установках без агрессивных сред соединять заземляющие и нулевые защитные проводники другими способами, обеспечиваю- щими требования ГОСТ 10434 ко 2-му классу соединений.
Соединения должны быть защищены от коррозии и механических повреждений.
Для болтовых соединений должны быть предусмотрены меры про- тив ослабления контакта.
Соединения и присоединения должны быть доступны для осмотра и выполнения испытаний, за исключением соединений, заполненных компаундом или герметизированных, а также сварных, паяных и спрессованных присоединений к нагревательным элемен- там в системах обогрева и их соединений, находящихся в полах, сте- нах, перекрытиях и в земле.
При применении устройств контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать их катушки последовательно (в рассечку) с защитными проводниками.
Присоединения заземляющих и нулевых защитных про- водников и проводников уравнивания потенциалов к открытым про-
водящим частям должны быть выполнены при помощи болтовых со- единений или сварки.
Присоединения оборудования, подвергающегося частому демон- тажу или установленного на движущихся частях или частях, подвер- женных 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 защит- ных проводников и проводников уравнивания потенциалов контакт- ные соединения следует выполнять методами, предусмотренными
ГОСТ 12.1.030.
Места и способы присоединения заземляющих проводни- ков к протяженным естественным заземлителям (например, к трубо- проводам) должны быть выбраны такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемые напряжения прикос- новения и расчетные значения сопротивления заземляющего устрой- ства 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 за- щитного заземляющего проводника.
Присоединение каждой открытой проводящей части элек- троустановки к нулевому защитному или защитному заземляющему проводнику должно быть выполнено при помощи отдельного ответ- вления. Последовательное включение в защитный проводник откры- тых проводящих частей не допускается.
Присоединение проводящих частей к основной системе уравнива- ния потенциалов должно быть выполнено также при помощи отдель- ных ответвлений.
Присоединение проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов может быть выполнено при помощи как от- дельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъ- емному проводнику.
Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи РЕ- и PEN-проводников, за исключением случаев питания электроприемников при помощи штепсельных соединителей.
Для индивидуальных жилых, дачных, садовых домов и аналогич- ных им объектов разделение PEN-проводника на PE- и N-проводники должно быть выполнено во вводном или вводно-распредели-
тельном устройстве здания или в шкафу учета, установленного на границе раздела участка. В месте разделения PEN-проводника на PE- и N-проводники необходимо предусматривать отдельные PE- и N-шины, соединенные между собой проводником сечением не ме- нее сечения PEN-проводника. PE- и N-шины должны быть медными или из медных сплавов. В качестве главной заземляющей шины сле- дует использовать шину PE во вводном или вводно-распределитель- ном устройстве здания.
Если защитные проводники и/или проводники уравнива- ния потенциалов могут быть разъединены при помощи того же штеп- сельного соединителя, что и соответствующие фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специаль- ные защитные контакты для присоединения к ним защитных прово- дников или проводников уравнивания потенциалов.
Если корпус штепсельной розетки выполнен из металла, он дол- жен быть присоединен к защитному контакту этой розетки.
Переносные электроприемники
К переносным электроприемникам в настоящем ТКП отнесе- ны электроприемники, которые могут находиться в руках человека в про- цессе их эксплуатации (ручной электроинструмент, переносные бытовые электроприборы, переносная радиоэлектронная аппаратура и т. п.).
Питание переносных электроприемников переменного тока следует выполнять от сети напряжением не выше 400/230 В.
В зависимости от категории помещения по уровню опасности по- ражения людей электрическим током (см. 4.1) для защиты при кос- венном прикосновении в цепях, питающих переносные электропри- емники, могут быть применены автоматическое отключение питания, защитное электрическое разделение цепей, сверхнизкое напряжение, двойная изоляция.
При применении автоматического отключения питания ме- таллические корпуса переносных электроприемников, за исключени- ем электроприемников с двойной изоляцией, должны быть присоеди- нены к нулевому защитному проводнику в системе TN или заземлены в системе IT, для чего должен быть предусмотрен специальный за- щитный (РЕ) проводник, расположенный в одной оболочке с фазными проводниками (третья жила кабеля или провода − для электроприем- ников однофазного и постоянного тока, четвертая или пятая жила − для электроприемников трехфазного тока), присоединяемый к кор- пусу электроприемника и к защитному контакту вилки штепсельного соединителя. РЕ-проводник должен быть медным, гибким, его сече-
ние должно быть равно сечению фазных проводников. Использование для этой цели нулевого рабочего (N) проводника, в том числе располо- женного в общей оболочке с фазными проводниками, не допускается.
Допускается применять стационарные и отдельные пере- носные защитные проводники и проводники уравнивания потенциа- лов для переносных электроприемников испытательных лабораторий и экспериментальных установок, перемещение которых в период их работы не предусматривается. При этом стационарные проводники должны удовлетворять требованиям 4.3.14.1−4.3.14.10, а переносные проводники должны быть медными, гибкими и иметь сечение не мень- шее, чем у фазных проводников. При прокладке таких проводников не в составе общего с фазными проводниками кабеля их сечения должны быть не менее указанных в 4.3.14.7.
Для дополнительной защиты от прямого прикосновения и при косвенном прикосновении штепсельные розетки с номинальным током не более 20 А наружной установки, а также внутренней уста- новки, но к которым могут быть подключены переносные электропри- емники, используемые вне зданий либо в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, должны быть защищены устройствами защитного отключения с номинальным отключающим дифференци- альным током не более 30 мА. Допускается применение ручного элек- троинструмента, оборудованного УЗО-вилками.
При применении защитного электрического разделения цепей в стесненных помещениях с проводящим полом, стенами и потолком, а также при наличии требований в соответствующих разделах настоя- щего технического кодекса и главах [8] в других помещениях с особой опасностью каждая розетка должна питаться от индивидуального раз- делительного трансформатора или от его отдельной обмотки.
При применении сверхнизкого напряжения питание переносных электроприемников напряжением до 50 В должно осуществляться от безопасного разделительного трансформатора.
Для присоединения переносных электроприемников к пи- тающей сети следует применять штепсельные соединители, соответ- ствующие требованиям 4.3.17.8.
В штепсельных соединителях переносных электроприемников, удлинительных проводов и кабелей проводник со стороны источника питания должен быть присоединен к розетке, а со стороны электро- приемника − к вилке.
УЗО защиты розеточных цепей рекомендуется размещать в распределительных (групповых, квартирных) щитках. Допускается применять УЗО-розетки.
Защитные проводники переносных проводов и кабелей должны быть обозначены желто-зелеными полосами.
Передвижные электроустановки
Требования к передвижным электроустановкам не распро- страняются на:
судовые электроустановки;
электрооборудование, размещенное на движущихся частях стан- ков, машин и механизмов;
электрифицированный транспорт;
жилые автофургоны.
Для испытательных лабораторий должны также выполняться тре- бования других соответствующих ТНПА.
К автономным передвижным источникам питания электро- энергией в настоящем ТКП отнесены источники, которые позволяют осуществлять питание потребителей независимо от стационарных ис- точников электроэнергии (энергосистемы).
Передвижные электроустановки могут получать питание от ста- ционарных или автономных передвижных источников электроэнергии.
Питание от стационарной электрической сети должно, как прави- ло, выполняться от источника с глухозаземленной нейтралью с при- менением систем TN-S или TN-C-S. Объединение функций нулевого защитного проводника РЕ и нулевого рабочего проводника N в од- ном общем проводнике PEN внутри передвижной электроустановки не допускается. Разделение PEN-проводника питающей линии на РЕ- и N-проводники должно быть выполнено в точке подключения уста- новки к источнику питания.
При питании от автономного передвижного источника его ней- траль, как правило, должна быть изолирована.
При питании стационарных электроприемников от авто- номных передвижных источников питания режим нейтрали источника питания и меры защиты должны соответствовать режиму нейтрали и мерам защиты, принятым для стационарных электроприемников.
В случае питания передвижной электроустановки от ста- ционарного источника питания для защиты при косвенном прикосно- вении должно быть выполнено автоматическое отключение питания в соответствии с 4.3.5.4 с применением устройства защиты от сверх- токов. При этом время отключения, приведенное в таблице 4.3.1, должно быть уменьшено вдвое либо дополнительно к устройству за- щиты от сверхтоков должно быть применено устройство защитного от- ключения, реагирующее на дифференциальный ток.
В специальных электроустановках допускается применение УЗО, реагирующих на потенциал корпуса относительно земли.
При применении УЗО, реагирующего на потенциал корпуса относи- тельно земли, уставка по значению отключающего напряжения долж- на быть равной 25 В при времени отключения не более 5 с.
В точке подключения передвижной электроустановки к источнику питания должно быть установлено устройство защиты от сверхтоков и УЗО, реагирующее на дифференциальный ток, номи- нальный отключающий дифференциальный ток которого должен быть на 1−2 ступени больше соответствующего тока УЗО, установленного на вводе в передвижную электроустановку.
При необходимости на вводе в передвижную электроустановку может быть применено защитное электрическое разделение цепей в соответствии с 4.3.5.10. При этом разделительный трансформатор, а также вводное защитное устройство должны быть помещены в изо- лирующую оболочку.
Устройство присоединения ввода питания в передвижную электро- установку должно иметь двойную изоляцию.
При применении автоматического отключения питания в системе IT для защиты при косвенном прикосновении должны быть выполнены:
защитное заземление в сочетании с непрерывным контролем изоляции, действующим на сигнал;
автоматическое отключение питания, обеспечивающее время от- ключения при двухфазном замыкании на открытые проводящие части в соответствии с таблицей 4.3.11.
Таблица 4.3.11 − Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы IT
в передвижных электроустановках, питающихся от автономного передвижного источника
Номинальное линейное напряжение, U, в
Время отключения, с
240
0,4
400
0,2
690
0,06
Более 690
0,02
Для обеспечения автоматического отключения питания должно быть применено устройство защиты от сверхтоков в сочетании с УЗО, реагирующим на дифференциальный ток, или устройство непрерыв- ного контроля изоляции, действующим на отключение, или, в соответ-
ствии с 4.3.19.5, УЗО, реагирующим на потенциал корпуса относитель- но земли.
На вводе в передвижную электроустановку должна быть предусмотрена главная шина уравнивания потенциалов, соответству- ющая требованиям 4.3.13.1 к главной заземляющей шине, к которой должны быть присоединены:
нулевой защитный проводник РЕ или защитный проводник РЕ
питающей линии;
защитный проводник передвижной электроустановки с присо- единенными к нему защитными проводниками открытых проводящих частей;
проводники уравнивания потенциалов корпуса и других сторон- них проводящих частей передвижной электроустановки;
заземляющий проводник, присоединенный к местному заземли- телю передвижной электроустановки (при его наличии).
При необходимости открытые и сторонние проводящие части должны быть соединены между собой посредством проводников до- полнительного уравнивания потенциалов.
Защитное заземление передвижной электроустановки в системе IT должно быть выполнено с соблюдением требований либо к его сопротивлению, либо к напряжению прикосновения при однофаз- ном замыкании на открытые проводящие части.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением требо- ваний к его сопротивлению значение его сопротивления не должно превышать 25 Ом. Допускается повышение указанного сопротивления в соответствии с 4.3.10.3.
При выполнении заземляющего устройства с соблюдением тре- бований к напряжению прикосновения сопротивление заземляющего устройства не нормируется. В этом случае должно быть выполнено условие
R 25/I , (4.3.6)
з з
з
где R – сопротивление заземляющего устройства передвижной элек- троустановки, Ом;
з
I – полный ток однофазного замыкания на открытые проводящие части передвижной электроустановки, А.
Допускается не выполнять местный заземлитель для защитного заземления передвижной электроустановки, питаю- щейся от автономного передвижного источника питания с изолирован- ной нейтралью, в следующих случаях:
автономный источник питания и электроприемники расположе- ны непосредственно на передвижной электроустановке, их корпуса соединены между собой при помощи защитного проводника, а от ис- точника не питаются другие электроустановки;
автономный передвижной источник питания имеет свое за- земляющее устройство для защитного заземления, все откры- тые проводящие части передвижной электроустановки, ее корпус и другие сторонние проводящие части надежно соединены с корпу- сом автономного передвижного источника при помощи защитного проводника, а при двухфазном замыкании на разные корпуса электро- оборудования в передвижной электроустановке обеспечивается время автоматического отключения питания в соответствии с таблицей 4.3.10.
Автономные передвижные источники питания с изолиро- ванной нейтралью должны иметь устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса (земли) со световым и звуковым сигналами. Должна быть обеспечена возможность провер- ки исправности устройства контроля изоляции и его отключения.
Допускается не устанавливать устройство непрерывного контроля изоляции с действием на сигнал на передвижной электроустановке, питающейся от такого автономного передвижного источника, если при этом выполняется условие, приведенное в 4.3.19.10, перечисле- ние 2).
Защита от прямого прикосновения в передвижных электроустановках должна быть обеспечена применением изоляции токоведущих частей, ограждений и оболочек со степенью защиты не менее IP 2X. Применение барьеров и размещение вне пределов досягаемости не допускаются.
В цепях, питающих штепсельные розетки, для подключения элек-
трооборудования, используемого вне помещения передвижной уста- новки, должна быть выполнена дополнительная защита в соответ- ствии с 4.3.18.5.
Защитные и заземляющие проводники и проводники уравнивания потенциалов должны быть медными, гибкими, как прави- ло, находиться в общей оболочке с фазными проводниками. Сечение проводников должно соответствовать требованиям:
– защитных − 4.3.14.6 и 4.3.14.7;
заземляющих − 4.3.12.1;
уравнивания потенциалов − 4.3.16.1−4.3.16.3.
При применении системы IT допускается прокладка защитных и заземляющих проводников и проводников уравнивания потенциалов отдельно от фазных проводников.
Допускается одновременное отключение всех проводни- ков линии, питающей передвижную электроустановку, включая за- щитный проводник при помощи одного коммутационного аппарата (разъема).
Если передвижная электроустановка питается с исполь- зованием штепсельных соединителей, вилка штепсельного соедини- теля должна быть подключена со стороны передвижной электроуста- новки и иметь оболочку из изолирующего материала.
Электроустановки помещений для содержания животных
Питание электроустановок животноводческих помещений следует, как правило, выполнять от сети напряжением 400/230 В пере- менного тока.
Для защиты людей и животных при косвенном прикос-
новении должно быть выполнено автоматическое отключение пита- ния с применением системы TN-C-S. Разделение PEN-проводника на нулевой защитный (РЕ) и нулевой рабочий (N) проводники следует выполнять на вводном щитке. При питании таких электроустановок от встроенных и пристроенных подстанций должна быть применена система TN-S, при этом нулевой рабочий проводник должен иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников на всем его протяжении.
Время защитного автоматического отключения питания в поме- щениях для содержания животных, а также в помещениях, связанных с ними при помощи сторонних проводящих частей, должно соответ- ствовать таблице 4.3.12.
Таблица 4.3.12 − Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для системы TN в помещениях для содержания животных
Номинальное фазное напряжение, U , В
0
Время отключения, с
120
0,35
230
0,2
400
0,05
Если указанное время отключения не может быть гарантировано, необходимы дополнительные защитные меры, например дополни- тельное уравнивание потенциалов.
PEN-проводник на вводе в помещение должен быть по- вторно заземлен. Значение сопротивления повторного заземления должно соответствовать 4.3.8.4.
В помещениях для содержания животных необходимо предусматривать защиту не только людей, но и животных, для чего должна быть выполнена дополнительная система уравнивания потен- циалов, соединяющая все открытые и сторонние проводящие части, доступные одновременному прикосновению (трубы водопровода, ва- куумпровода, металлические ограждения стойл, металлические при- вязи и др.)
В зоне размещения животных в полу должно быть выпол- нено выравнивание потенциалов при помощи металлической сетки или другого устройства, которое должно быть соединено с дополни- тельной системой уравнивания потенциалов.
Устройство выравнивания и уравнивания электрических потенциалов должно обеспечивать в нормальном режиме работы электрооборудования напряжение прикосновения не более 0,2 В, а в аварийном режиме при времени отключения более указанного в та- блице 4.3.12 для электроустановок в помещениях с повышенной опас- ностью, особо опасных и в наружных установках − не более 12 В.
Для всех групповых цепей, питающих штепсельные розет- ки, должна быть дополнительная защита от прямого прикосновения при помощи УЗО с номинальным отключающим дифференциальным током не более 30 мА.
В животноводческих помещениях, в которых отсутствуют условия, требующие выполнения выравнивания потенциалов, должна быть выполнена защита при помощи УЗО с номинальным отключаю- щим дифференциальным током не менее 100 мА, устанавливаемых на вводном щитке.
Нормы приемо-сдаточных испытаний
Общие положения
Электрооборудование до 750 кВ, вновь вводимое в экс- плуатацию, должно быть подвергнуто приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с требованиями 4.4 в зависимости от типа вводимого электрооборудования. При проведении приемо-сдаточных испытаний электрооборудования, не охваченного 4.4, следует руководствоваться технической документацией изготовителей.
Устройства релейной защиты и электроавтоматики прове- ряются в объеме и по нормам, приведенным в действующих ТНПА.
Кроме испытаний, предусмотренных 4.4, все электрообору- дование должно соответствовать требованиям технической докумен- тации по его монтажу и эксплуатации.
В 4.4 приводятся перечень испытаний и предельно допу- стимые значения контролируемых параметров. Значения, полученные при испытаниях, во всех случаях должны быть сопоставлены с резуль- татами измерений на других фазах электрооборудования и на одно- типном электрооборудовании. Главным критерием при этом являет- ся сопоставление измеренных при испытаниях значений параметров электрооборудования с их исходными значениями и оценка имеющих место различий по указанным в 4.4 допустимым изменениям. Выход значений параметров за установленные границы (предельные значе- ния) следует рассматривать как признак наличия дефектов, которые могут привести к отказу электрооборудования.
В качестве исходных значений контролируемых параметров при вводе в эксплуатацию нового электрооборудования принимают значения, указанные в технической документации изготовителя: па- спорте или протоколе испытаний. После реконструкции, выполненной специализированной ремонтной организацией, в качестве исходных для контроля в процессе дальнейшей эксплуатации принимаются зна- чения, полученные по окончании реконструкции.
Электрооборудование производства иностранных фирм, сертифицированное в Республике Беларусь на соответствие требо- ваниям безопасности и функциональным признакам, должно контро- лироваться в соответствии с требованиями 4.4 с учетом указаний изготовителя электрооборудования и (или) по согласованным между изготовителем и потребителем объемам и методам испытаний.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц обя- зательно для электрооборудования на напряжение до 35 кВ вклю- чительно, за исключением элегазовых выключателей напряжением 35 кВ.
При отсутствии необходимой испытательной аппаратуры пере- менного тока допускается испытывать электрооборудование распре- делительных устройств напряжением до 20 кВ повышенным выпрям- ленным напряжением, которое должно быть равно полуторакратному значению испытательного напряжения частотой 50 Гц.
Испытание повышенным напряжением изоляторов и трансформа- торов тока, соединенных с силовыми кабелями 6–10 кВ, может прово- диться вместе с кабелями.
Электрооборудование и изоляторы на номинальное напря- жение, превышающее номинальное напряжение электроустановки, в которой они эксплуатируются, могут испытываться приложенным к ним напряжением, установленным для класса изоляции данной элек- троустановки. Если испытание выпрямленным напряжением или на- пряжением частотой 50 Гц проводится без отсоединения ошиновки электрооборудования распределительного устройства, то значение испытательного напряжения принимается по нормам для электрообо- рудования с самым низким уровнем испытательного напряжения.
В случаях выхода значений параметров, определяемых при испытаниях, за установленные пределы для выявления причин отклонений, а также при необходимости более полной оценки состо- яния электрооборудования в целом и (или) его отдельных узлов ре- комендуется использовать дополнительные испытания и измерения, указанные в 4.4. Допускается также применять испытания и измере- ния, не предусмотренные 4.4, при условии, что уровень испытатель- ных воздействий не превысит указанный в 4.4.
Все измерения, испытания и опробования в соответствии с ТНПА, технической документацией изготовителей и 4.4, проведен- ные персоналом монтажных наладочных организаций непосредствен- но перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и (или) протоколами.
Требования безопасности при проведении электрических испытаний и измерений должны соответствовать ГОСТ 12.3.019 и ло- кальным нормативным правовым актам.
Общие методические указания по испытаниям электрооборудования
Испытания электрооборудования должны проводиться с со- блюдением требований ТКП 427.
Измерение изоляционных характеристик электрооборудования под рабочим напряжением разрешается осуществлять при условии использования устройств, обеспечивающих безопасность работ и за- щиту нормально заземляемого низкопотенциального вывода контро- лируемого объекта от появления на нем опасного напряжения при на- рушении связи с землей.
Все испытания должны проводиться в нормальных клима- тических условиях по ГОСТ 15150, если в ТНПА на отдельные груп- пы электрооборудования не приняты другие условия, обусловленные спецификой электрооборудования.
Допускается проводить испытания электрооборудования с откло- нением от нормальных климатических условий с последующим пере- счетом к нормальным климатическим условиям по методике пересче- та, установленной в ТНПА на это электрооборудование.
Электрические испытания изоляции электрооборудования и отбор пробы трансформаторного масла для испытаний необходимо проводить при температуре изоляции не ниже плюс 5 °С, кроме огово- ренных в 4.4 случаев, когда измерения следует проводить при более высокой температуре.
При испытаниях класс точности средств измерений дол- жен быть не ниже, а погрешности измерений параметров и харак- теристик не выше значений, указанных в ТНПА на конкретные виды аппаратов.
Средства измерений, используемые при испытаниях, должны быть сертифицированы, а их точность подтверждена, они должны подвер- гаться периодической поверке или калибровке в соответствии с указа- ниями ТНПА на них.
При приемо-сдаточных испытаниях по решению техни- ческого руководителя организации измерения тангенса угла диэ- лектрических потерь, сопротивления изоляции и другие измерения на электрооборудовании на напряжение до 35 кВ могут проводиться при более низкой температуре. Измерения электрических характери- стик изоляции, проведенные при отрицательных температурах, долж- ны быть повторены в возможно более короткие сроки при температуре изоляции не ниже 5 °С.
Сравнение характеристик изоляции должно проводиться при одной и той же температуре изоляции или близких ее значениях (расхождение – не более 5 °С). Если это невозможно, должен приме- няться температурный пересчет в соответствии с технической доку- ментацией по эксплуатации конкретных видов электрооборудования.
При измерении сопротивления изоляции отсчет показаний мегаомметра проводится через 60 с после начала измерений. Если в соответствии с подразделом 4.4 настоящего технического кодекса
требуется определить коэффициент абсорбции, R
60″
/R
15″
, отсчет про-
водится дважды: через 15 и 60 с после начала измерений.
Испытанию повышенным напряжением должны предше- ствовать тщательный осмотр и оценка состояния изоляции другими методами.
Перед проведением испытаний изоляции электрооборудо- вания наружная поверхность изоляции должна быть очищена от пыли и грязи.
Испытание изоляции обмоток вращающихся машин, транс- форматоров и реакторов повышенным приложенным напряжением частотой 50 Гц должно проводиться поочередно для каждой электри- чески независимой цепи или параллельной ветви (в последнем слу- чае при наличии полной изоляции между ветвями). При этом вывод испытательного устройства, который будет находиться под напряже- нием, соединяется с выводом испытуемой обмотки, а другой с за- земленным корпусом испытуемого электрооборудования, с которым на все время испытаний данной обмотки электрически соединяются все другие обмотки.
Обмотки, соединенные между собой наглухо и не имеющие выве- денных обоих концов каждой фазы или ветви, должны испытываться относительно корпуса без их разъединения.
При испытаниях электрооборудования повышенным на- пряжением частотой 50 Гц, а также при измерении тока и потерь холо- стого хода силовых и измерительных трансформаторов необходимо использовать линейное напряжение питающей сети.
Напряжение должно подниматься плавно со скоростью, допускающей визуальный контроль по измерительным приборам, и по достижении установленного значения поддерживаться неизмен- ным в течение всего времени испытания.
После требуемой выдержки напряжение плавно снижается до зна- чения не более одной трети испытательного и отключается. Под про- должительностью испытания подразумевается время приложения полного испытательного напряжения, установленного 4.4.
До и после испытания изоляции повышенным напряже- нием частотой 50 Гц или выпрямленным напряжением следует из- мерять сопротивление изоляции. Испытание изоляции повышенным выпрямленным напряжением, если оно предусмотрено 4.4, должно проводиться до испытания повышенным напряжением частотой 50 Гц. Обратный порядок допускается только для генераторов с водяным ох- лаждением.
Нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь основной
изоляции, tg , сопротивлению изоляции, R
из
, и току проводимости раз-
рядников приведены для измерений, проведенных при температуре 20 °С.
Тангенс угла диэлектрических потерь основной изоляции, tg , измеряется при напряжении 10 кВ у электрооборудования с номи- нальным напряжением 10 кВ и выше и при напряжении, равном номи- нальному, у остального электрооборудования.
Температура изоляции электрооборудования определяет- ся следующим образом:
за температуру изоляции силового трансформатора, не подвер- гавшегося нагреву, принимается температура верхних слоев масла, измеренная термосигнализатором;
за температуру изоляции силового трансформатора, подвергав- шегося нагреву по ГОСТ 3484.2, принимается средняя температура обмотки высшего напряжения, для трехфазных трансформаторов фазы «В» – определяемая по ее сопротивлению постоянному току;
за температуру изоляции электрических машин, находящихся практически в холодном состоянии, принимается температура окру- жающей среды;
за температуру изоляции электрических машин, подвергавшихся нагреву, принимается средняя температура обмотки, определяемая по ее сопротивлению постоянному току.
Электрооборудование, забракованное при внешнем ос- мотре, независимо от результатов испытаний должно быть заменено или отремонтировано.
Отбраковка электрооборудования по состоянию изоляции должна проводиться только на основании рассмотрения всего ком- плекса измерений, а также с учетом указаний, приведенных в соот- ветствующих разделах настоящего технического кодекса.
Синхронные генераторы, компенсаторы и коллекторные возбудители
а) Общие положения.
Синхронные генераторы и коллекторные возбудители мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенса- торы (далее – генераторы) должны испытываться в полном объеме требований 4.4.3.
Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по 4.4.3.1–4.4.3.5, 4.4.3.7–4.4.3.15.
Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности долж- ны испытываться по 4.4.3.2, 4.4.3.4, 4.4.3.5, 4.4.3.8, 4.4.3.10–4.4.3.14.
б) Методы и условия проведения испытаний генераторов должны соответствовать требованиям ГОСТ 11828, ГОСТ 10169, ГОСТ 30458, технических условий на конкретные виды машин в соответствии с 4.4.3.
в) Общие требования к измерительным и испытательным уст- ройствам.
Измерение всех электрических величин при испытании генерато- ров следует проводить электроизмерительными приборами класса
точности не ниже 0,5, за исключением приборов для измерения со- противления изоляции и мостов переменного тока, которые должны иметь класс точности не ниже 1,5.
Шунты, добавочные резисторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения должны иметь класс точности, на один класс выше класса точности измерительных приборов.
Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ
Генераторы, вновь вводимые в эксплуатацию, включаются без сушки,
если сопротивление изоляции (R
) и коэффициент абсорбции (R
/ R )
60″
60″
15″
обмоток статоров имеют значения не ниже указанных в таблице 4.4.1.
Таблица 4.4.1 – Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента адсорбции
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Допустимое значе- ние сопротивления изоляции, МОм
Примечание
1. Обмотка статора
500, 1000,
2500*
Не менее 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напря- жения
Для каждой фазы или ветви в отдельности относительно
корпуса и других заземленных фаз или ветвей. Значение R
60″
/R не ниже 1,3
15″
2500
По технической документации из- готовителя
При протекании дистиллята через обмотку
2. Обмотка ротора
1000
(допускается 500)
Не менее 0,5 (при водяном охлажде- нии − с осушенной обмоткой)
Допускается ввод в эксплуата- цию генераторов мощностью не выше 320 МВт с неявно- полюсными роторами, при косвенном или непосредствен- ном воздушном и водородном
охлаждении обмотки, имеющей сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре
75 °С или 20 кОм при темпера- туре 20 °С.
При большей мощности ввод генератора в эксплуатацию
с сопротивлением изоляции обмотки ротора ниже 0,5 МОм (при 10–30 °С) допускается только по согласованию с из- готовителем
1000
По технической документации из- готовителя
При протекании дистиллята через охлаждающие каналы обмотки
Окончание таблицы 4.4.1
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Допустимое значе- ние сопротивления изоляции, МОм
Примечание
3. Изолированные стяжные болты стали статора (доступные для измерения)
1000
Не менее 1,0
4. Подшипники и уплотнения вала
1000
Не менее 0,3 для гидрогенераторов и 1,0 для турбогенера- торов и компенса- торов
Для гидрогенераторов изме- рение проводится, если позво- ляет конструкция генератора
и в технической документации изготовителя не указаны более жесткие нормы
5. Диффузоры, щиты вентиляторов и другие узлы статора генераторов
500, 1000
В соответствии с требованиями из- готовителя
6. Термодатчики с соединительными проводами, включая соединительные провода, уложенные внутри генератора:
с косвенным охлаж- дением обмоток статора
250 или 500
Не менее 1,0
Напряжение мегаомметра – по технической документации изготовителя
с непосредственным охлаждением обмо- ток статора
500
Не менее 0,5
7. Концевой вывод обмотки статора турбогенераторов серии ТГВ
2500
1000
Измерение проводится до со- единения вывода с обмоткой статора
* Сопротивление изоляции измеряется при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включи- тельно − мегаомметром на напряжение 500 В, свыше 0,5 кВ до 1 кВ − мегаомметром на напряжение 1000 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 1 кВ − мегаомметром на напряжение 2500 В.
Величина сопротивления изоляции и испытательное напряжение относятся к обмоткам генератора и концевым выводам. Шинопроводы и трансформаторы напряжения в нуле генератора должны быть от- ключены.
Для генераторов с газовым (в том числе воздушным) охлаждением обмоток статоров, кроме того, должна приниматься во внимание зави- симость токов утечки от приложенного напряжения по 4.4.3.3.
Если технической документацией изготовителя генератора пред- усматриваются дополнительные критерии проверки отсутствия увлаж- нения изоляции, то они также должны быть использованы.
Обмотки роторов генераторов, охлаждаемые газом (воздухом или водородом), не подвергаются сушке, если сопротивление изо- ляции обмотки имеет значение не ниже указанного в таблице 4.4.1. Включение в работу генераторов, обмотки роторов которых охлажда- ются водой, проводится в соответствии с технической документацией изготовителя.
Измерение сопротивления изоляции
Сопротивление изоляции измеряется мегаомметром, напряжение которого выбирается в соответствии с таблицей 4.4.1. Измерение долж- но проводиться с использованием вывода «Э» (экран) мегаомметра.
Сопротивление изоляции обмоток статора с водяным охлаждени- ем измеряется без воды в обмотке, после продувки ее водяного тракта сжатым воздухом при соединенных с экраном мегаомметра водосбор- ных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения. Случаи, когда измерения проводятся с водой в обмотке, специально оговорены в таблице 4.4.1.
Для более точного измерения величины сопротивления изоляции после продувки рекомендуется проводить вакуумную сушку водяного тракта обмотки статора.
Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции при температуре 10 ºС –30 ºС приведены в таблице 4.4.1.
Для температур выше 30 ºС допустимое значение сопротивления изоляции снижается в два раза на каждые 20 ºС разности между тем- пературой, при которой выполняется измерение, и 30 ºС. Во всех слу- чаях сопротивление изоляции обмоток генераторов не должно быть менее 0,5 МОм.
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 генерато- ров с водяным охлаждением обмотки статора испытание проводится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции гене- ратора.
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.2.
Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует проводить по ветвям.
Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типа ТГВ-200 и ТГВ-300 соответственно принимается 40 и 50 кВ.
Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения проводится не менее чем при пяти значениях выпрям-
max
ленного напряжения – от 0,2U
до U
max
равными ступенями. На каж-
дой ступени напряжение выдерживается в течение 1 мин, при этом
отсчет токов утечки проводится при 60 с (I
). Ступени должны быть
60″
близкими к 0,5U
ном
. Резкое возрастание тока утечки, непропорциональ-
ное росту приложенного напряжения, особенно на последних ступе- нях напряжения (перегиб в кривой зависимости токов утечки от на- пряжения), является признаком местного дефекта изоляции, если оно происходит при испытании каждой фазы.
Таблица 4.4.2 – Испытательное выпрямленное напряжение для обмоток статоров генераторов
Мощность генератора, МВт, компенсатора, MB·A
Номинальное напряжение, кВ
Амплитудное испытательное напряжение, кВ
Менее 1
Все напряжения
2,4U 1,2
ном.
1 и более
До 3,3
2,4 1,2U
ном.
Свыше 3,3 до 6,6 включительно
1,28 2,5U
ном.
Свыше 6,6 до 20 включительно
1,28 (2U 3)
ном.
Свыше 20 до 24 включительно
1,28 (2U 1)
ном.
Характеристикой зависимости тока утечки от напряжения является коэффициент нелинейности, который определяется как
(4.4.1)
нб
где U
наибольшее, то есть полное испытательное напряжение
(напряжение последней ступени);
U
нм
– наименьшее напряжение (напряжение первой ступени);
I , I
, − токи утечки (I
) при напряжениях U
и U .
нб нм
60″
нб нм
Если на первой ступени напряжения ток утечки имеет значение
нм
менее 10 мкА, то за U
и I
нм
допускается принимать напряжение и ток
первой из последующих ступеней, на которой ток утечки составляет не менее 10 мкА. Для вновь вводимых генераторов коэффициент не- линейности должен быть не более трех.
Коэффициент нелинейности не учитывается тогда, когда токи утечки на всех ступенях напряжения не превосходят 60 мкА. Рост тока утечки во время одноминутной выдержки изоляции под напряжением на одной из ступеней является признаком дефекта (включая увлаж- нение изоляции) и в том случае, когда токи не превышают 50 мкА.
Во избежание местных перегревов изоляции токами утечки выдержка напряжения на очередной ступени допускается лишь в том случае, если токи утечки не превышают следующих значений:
Кратность испытательного напряжения по отношению к U
ном
0,5
1,0
1,5 и выше
Ток утечки, мкА
250
500
1000
Примечание − У генераторов с водяным охлаждением изоляция обмотки статора испытывается повышенным выпрямленным напряжением, если это позволяет конструкция.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание проводится по нормам, приведенным в таблице 4.4.3.
Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 4.4.3 – Испытательное напряжение частотой 50 Гц для обмоток генераторов
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
1. Обмотка стато- ра генератора
Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 0,1 кВ
0,8 (2U 1),
ном.
но не менее 1,2
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно
0,8 (2U 1)
ном.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ вклю- чительно
0,8 · 2,5U
ном.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 6,6 до 20 кВ вклю- чительно
0,8 (2U 3)
ном.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное на- пряжение свыше 20 кВ
0,8 (2U 1)
ном.
Продолжение таблицы 4.4.3
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
2. Обмотка стато- ра гидрогенерато- ра, шихтовка или стыковка частей статора которого проводится на месте монтажа, по окончании полной сборки обмотки
и изолировки соединений
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение до 3,3 кВ включительно
2U 1
ном.
Если сборка статора проводится на месте монтажа, но не на фундаменте, то до установки статора на фундамент его ис- пытания производятся по пункту 2, а после установки – по пункту 1 таблицы
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напряжение свыше 3,3 до 6,6 кВ вклю- чительно
2,5U
ном.
Мощность от 1 МВт и выше, номинальное напря- жение свыше 3,3 до 6,6 кВ включительно
2U 3
ном.
3. Обмотка явнополюсного ротора
Генераторы всех мощ- ностей
8U возбуждения
ном.
генератора, но не
ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
4. Обмотка не- явнополюсного ротора
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
Испытательное на- пряжение принимается равным 1 кВ тогда, если это не противо- речит требованиям технических условий
изготовителя. Если тех- ническими условиями предусмотрены более жесткие нормы испы- тания, испытательное напряжение должно быть повышено
5. Обмотка коллекторных возбудителя и подвозбудителя
Генераторы всех мощ- ностей
8U возбуждения
ном.
генератора, но не
ниже 1,2 и не выше 2,8 кВ
Относительно корпуса и бандажей
6. Цепи возбуж- дения
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
7. Реостат воз- буждения
Генераторы всех мощ- ностей
1,0
8. Резистор цепи гашения ноля
и АГП
Генераторы всех мощ- ностей
2,0
Окончание таблицы 4.4.3
Испытуемый элемент
Характеристика или тип генератора
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
9. Концевой вывод обмотки статора
ТГВ-200, ТГВ-200М,
31,0 *, 34,5 **
Испытания проводятся до установки концевых выводов на турбоге- нератор
ТГВ-300, ТГВ -500
39,0 *, 43,0 **
* Для концевых выводов, испытанных на заводе вместе с изоляцией обмотки статора.
** Для резервных концевых выводов перед установкой на турбогенератор.
При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц следует руководствоваться следующим:
а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекоменду- ется проводить 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 ста- тор. В процессе испытания осуществляется наблюдение за состо- янием лобовых частей машины: у турбогенераторов – при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов – при открытых вентиляцион- ных люках;
б) испытание изоляции обмотки статора для генераторов с во- дяным охлаждением следует проводить при циркуляции дистилли- рованной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 100 кОм/см и номинальном расходе, если в технической до- кументации изготовителя генератора не указано иное;
в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напря- жение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за характером коронирования ло- бовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредото- ченного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, по- явления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается;
г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов прово- дится при номинальной частоте вращения ротора;
д) перед включением генератора в работу по окончании монтажа (у турбогенераторов – после ввода ротора в статор и установки торце- вых щитов) необходимо провести контрольное испытание номиналь-
ным напряжением частотой 50 Гц или выпрямленным напряжением,
равным 1,5U
ном
. Продолжительность испытаний – 1 мин.
Не допускается совмещение испытаний повышенным напряжени- ем изоляции обмотки статора и других расположенных в нем элемен- тов с проверкой газоплотности корпуса генератора избыточным дав- лением воздуха.
Испытания изоляции генераторов перед включением их в рабо- ту (по окончании монтажа или ремонта после ввода ротора в статор и установки торцевых щитов, но до установки уплотнений вала и до за- полнения водородом) проводятся в воздушной среде при открытых люках статора и наличии наблюдателя у этих люков (с соблюдением всех мер безопасности). При обнаружении наблюдателем запаха горе- лой изоляции, дыма, отблесков огня, звуков электрических разрядов и других признаков повреждения или загораний изоляции испытатель- ное напряжение должно быть снято, люки быстро закрыты и в статор подан инертный газ (углекислота, азот).
Контрольные испытания допускается проводить после установки торцевых щитов и уплотнений при заполнении статора инертным газом или при номинальном давлении водорода. В этом случае перед испы- танием изоляции повышенным напряжением при заполненном водо- родом корпусе генератора необходимо провести анализ газа, чтобы убедиться в отсутствии взрывоопасной концентрации.
При испытании повышенным напряжением полностью собранной машины должно быть обеспечено тщательное наблюдение за измене- ниями тока и напряжения в цепи испытуемой обмотки и организовано прослушивание корпуса машины с соблюдением всех мер безопасно- сти (например, с помощью изолирующего стетоскопа). В случае обна- ружения отклонений от нормального режима (толчки стрелок измери- тельных приборов, повышенные значения токов утечки по сравнению с ранее наблюдавшимися, щелчки в корпусе машины) испытания должны быть прекращены и повторены при снятых щитах.
При испытаниях повышенным напряжением изоляции обмоток ге- нераторов следует соблюдать меры противопожарной безопасности.
Измерение сопротивления постоянному току
Проводится в холодном состоянии генератора.
При сравнении значений сопротивлений они должны быть приве- дены к одинаковой температуре.
Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в таблице 4.4.4.
Таблица 4.4.4 – Допустимое отклонение сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
Обмотка статора
Значения сопротивлений обмотки не должны отличаться друг от друга более чем на 2 %, ветвей − на 5 %. Результаты измерений сопротивлений одних и тех же ветвей и фаз не долж- ны отличаться от данных изгото- вителя более чем на 2 %
Измеряется сопротивление каждой фазы или ветви в отдельности. Со- противления параллельных ветвей измеряются при доступности раз- дельных выводов. Для отдельных ви- дов машин (генераторов переменного тока, систем возбуждения, малых генераторов и т.п.) разница в сопро- тивлениях отдельных фаз и ветвей может быть превышена в соответ- ствии с данными изготовителя
Обмотка ротора
Значение измеренного сопро- тивления не должно отличаться от данных изготовителя более чем на 2 %
У роторов с явными полюсами, кроме того, измеряются сопротивления каждого полюса в отдельности
или попарно и переходного контакта между катушками
Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току
Измерение проводится в целях выявления витковых замыка- ний в обмотках ротора, а также состояния демпферной системы ро- тора. У неявнополюсных роторов измеряется сопротивление всей обмотки, а у явнополюсных – каждого полюса обмотки в отдельности или двух полюсов вместе. Измерение следует проводить при подво- димом напряжении 3 В на виток, но не более 200 В. При выборе значе- ния подводимого напряжения следует учитывать зависимость сопро- тивления от значения подводимого напряжения.
Сопротивление обмоток неявнополюсных роторов определяют на шести ступенях частоты вращения с интервалами 500 об/мин, включая номинальную, и в неподвижном состоянии, при подъеме и снижении оборотов, поддерживая приложенное напряжение или ток неизменным.
Сопротивление по полюсам или парам полюсов измеряется только при неподвижном роторе. Отклонения полученных результатов от дан- ных измерений изготовителя или от среднего значения измеренных сопротивлений полюсов более чем на 3 % – 5 %, а также скачкообраз- ные снижения сопротивления при изменении частоты вращения могут указывать на возникновение междувитковых замыканий.
Окончательный вывод о наличии и числе замкнутых витков следу- ет делать на основании результатов снятия характеристики короткого
замыкания и сравнения ее с данными измерений изготовителя. Можно использовать также другие методы (измерение пульсаций индукции в воздушном зазоре между ротором и статором, оценка распределе- ния переменного напряжения по виткам соответствующего полюса, применение специальных импульсных приборов).
Измерение воздушного зазора
Воздушные зазоры между статором и ротором генератора в диаме- трально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:
на ±5 % среднего значения, равного их полусумме, у турбогене- раторов мощностью 150 МВт и выше с непосредственным охлаждени- ем проводников;
на ±10 % – у остальных турбогенераторов и синхронных компен- саторов;
на ±20 % – у гидрогенераторов, если технической документацией изготовителя не предусмотрены более жесткие нормы.
Воздушные зазоры между полюсами и якорем возбудителя в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга более чем:
на ±5 % среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощностью 300 МВт и выше;
на ±10 % – у возбудителей остальных генераторов, если техниче- ской документацией не предусмотрены другие нормы.
Воздушный зазор у вновь вводимых явнополюсных машин (генера- торов и возбудителей) измеряется под всеми полюсами.
При вводе в эксплуатацию многополюсных генераторов следует определять форму расточки статора измерением зазоров под одним и тем же полюсом, поворачивая ротор каждый раз на полюсное де- ление с одновременным определением формы ротора – измерением зазора в одной и той же точке статора при поворотах. Результаты из- мерений сравниваются с данными испытаний изготовителя. При их от- клонении более чем на 20 % принимаются меры в соответствии с ука- заниями изготовителя генератора.
Определение характеристик генератора
а) Снятие характеристики трехфазного КЗ. Характеристика снима- ется при изменении тока статора до номинального. Отклонения от ха- рактеристики, снятой изготовителем, должны находиться в пределах погрешности измерения.
Снижение измеренной характеристики, которое превышает по- грешность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыка- ний в обмотке ротора.
У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снима- ется характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за транс-
форматором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде изготовителей.
Для сравнений с характеристикой, полученной при испытаниях из- готовителем, характеристику генератора допускается получать пере- счетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169.
У синхронных компенсаторов, не имеющих разгонного электродви- гателя, характеристики трехфазного КЗ снимаются на выбеге и только при испытаниях после монтажа (если характеристика не была снята изготовителем).
б) Снятие характеристики холостого хода (далее – ХХ). Харак- теристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная
с наибольшего тока, соответствующего напряжению 1,3U
ном
для тур-
богенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5U нераторов.
ном
– для гидроге-
Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенерато- ров, начиная от номинального тока возбуждения при пониженной ча- стоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке
статора будет не более 1,3U
ном
. У синхронных компенсаторов разре-
шается снимать характеристику холостого хода на выбеге. У генерато- ров, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характери- стика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Ха- рактеристику ХХ собственно генератора, отсоединенного от транс- форматора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний изготовителя. При отсутствии таких про- токолов снятие характеристики ХХ генератора обязательно.
После определения характеристики ХХ генератора и полного сня- тия возбуждения рекомендуется измерить остаточное напряжение и проверить симметричность линейных напряжений непосредственно на выводах обмотки статора.
Отклонения значений снятой характеристики ХХ от исходной (сня- той изготовителем) и различия в значениях линейных напряжений должны находиться в пределах точности измерений.
Испытание междувитковой изоляции
Проводится при вводе в эксплуатацию, за исключением гене- раторов и синхронных компенсаторов, испытанных изготовителем, и при наличии соответствующих протоколов.
Испытание проводится при XX машины (у синхронного компенса- тора на выбеге) путем повышения генерируемого напряжения до зна- чения, равного 130 % номинального для турбогенератора и синхрон- ного компенсатора и до 150 % для гидрогенератора. Для генераторов,
работающих в блоке с трансформатором, – по 4.4.3.8. При этом сле- дует проверить симметрию напряжений по фазам.
Продолжительность испытания при наибольшем напряжении – 5 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вра- щения машины до 115 % номинальной.
Испытание междувитковой изоляции рекомендуется проводить одновременно со снятием характеристики холостого хода.
Испытание стали статора
Проводится для генераторов мощностью 12 МВт и более. Генераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждени-
ем обмоток испытываются при значении индукции в спинке статора 1 ± 0,1 Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток и все турбогенераторы – при индукции 1,4 ± 0,1 Тл. Продолжитель- ность испытания при индукции 1,0 Тл – 90 мин, при 1,4 Тл – 45 мин.
Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, то длительность испытания должна соответственно из- меняться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали уточняться по формулам
(4.4.2)
(4.4.3)
где В
исп
индукция при испытании, Тл;
t
исп
продолжительность испытания, мин;
Р
исп
удельные потери, определенные при В
исп
, Вт/кг;
Р
1,0
и Р
1,4
– удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индук-
ции 1,0 и 1,4 Тл.
Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или термопар наибольший перегрев зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая разность нагревов различных зубцов не должны превышать соответственно 25 °С и 15 °С.
Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных дан- ных (данных испытаний изготовителем) более чем на 10 %. Если такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более при- веденных в таблице 4.4.5.
Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины, допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно приведенных в таблице 4.4.5.
Таблица 4.4.5 – Допустимые удельные потери сердечника
Марка стали
Допустимые удельные потери, Вт/кг, при
Новое обозначение
Старое обозначение
В = 1,0 Тл
В = 1,4 Тл
1511
Э41
2,0
4,0
1512
Э42
1,8
3,6
1513
Э43
1,6
3,2
1514
Э43А
1,5
2,9
Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника (поперек зубцов)
3412
Э 320
1,4
2,7
3413
Э 330
1,2
2,3
Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника (вдоль зубцов)
3412
Э 320
1,7
3,3
3413
Э 330
2,0
3,9
Испытание на нагревание
Испытание проводится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номинальным, и нагрузках около 60 %, 75 %, 90 %, 100 % номинальной при вводе в эксплуатацию, но не поз- же, чем через 6 мес. после завершения монтажа и включения генера- тора в сеть.
У турбогенераторов, для которых по ТНПА и техническим услови- ям допускается длительная работа с повышенной по отношению к но- минальной мощностью при установленных значениях коэффициента мощности и параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих условий.
По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивает- ся соответствие нагревов требованиям ТНПА и технических условий, устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации температу- ры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых на- грузок при отклонениях от номинальных значений напряжения на вы- водах и температур охлаждающих сред.
Результаты сравниваются с исходными данными (данными испы- таний изготовителем). Отклонения в нагревах нормально не долж- ны превышать 3 °С − 5 °С при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых ТНПА или технической докумен- тацией изготовителя.
Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора
Определение проводится один раз при вводе в эксплуатацию го- ловного образца нового типа генератора, если эти параметры не мог- ли быть получены на стенде изготовителя (например, для крупных гидрогенераторов, собираемых на месте установки).
Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз после проведения реконструкции или модернизации, если в результате конструктивных изменений или применяемых мате- риалов могли измениться эти параметры.
Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на их соответствие требованиям ТНПА.
Проверка качества дистиллята
Система водяного охлаждения обмоток генераторов должна обе- спечивать качество циркулирующего дистиллята в пределах норм, приведенных ниже, если в инструкции изготовителя не указаны более жесткие требования:
Показатель рН при температуре 25 °С
8,5 ± 0,5 (7,0–9,2)
Удельное электрическое сопротивление при температуре 25 °С, кОмсм
Не менее 200 (100)
Содержание кислорода, мкг/кг (для закрытых систем)
Не более 400
Содержание меди, мкг/кг
Не более 100 (200)
Примечания
В скобках указаны временно допустимые нормы до ввода в эксплуата- цию ионообменного фильтра смешанного действия (ФСД). Расход дистил- лята на продувки контура свежим дистиллятом должен составлять не менее 5 м3/сут, а при необходимости снижения содержания меди расход дистиллята может быть увеличен, но во всех случаях должен составлять не более 20 м3/сут для закрытых систем.
При снижении удельного сопротивления дистиллята до 100 кОмсм долж-
на срабатывать сигнализация.
Измерение вибрации
Вибрация (размах вибросмещений, удвоенная амплитуда колеба- ний) узлов генератора и их электромашинных возбудителей при рабо- те с номинальной частотой вращения не должна превышать значений, приведенных в таблице 4.4.6.
Вибрация подшипников синхронных компенсаторов с номиналь- ной частотой вращения ротора 750–1500 об/мин не должна превы- шать 80 мкм по размаху вибросмещений или 2,2 мм·с−1 по среднеква- дратическому значению вибрационной скорости.
Таблица 4.4.6 – Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей
Контролируе- мый узел
Вибрация, мкм, при частоте вращения ротора, об/мин
Примечание
до 100
от 100
до 187,5
от 187,5
до 375
от 375
до 750
1500
3000
1. Подшип- ники турбо- генераторов
и возбудителей, крестовины со встроенными
в них направ- ляющими под- шипниками у ги- дрогенераторов вертикального исполнения
180
150
100
70
50*
30*
Вибрация подшипников турбогенераторов, их возбу- дителей и горизонтальных гидрогенераторов измеряет- ся на верхней крышке под- шипников в вертикальном направлении и у разъема –
в осевом и поперечном направлениях. Для верти- кальных гидрогенераторов приведенные значения вибрации относятся к гори- зонтальному и вертикально- му направлениям
2. Контактные кольца ротора турбогенера- торов
−
−
−
−
−
200
Вибрации измеряются в го- ризонтальном и вертикаль- ном направлениях
3. Сердечник статора турбо- генератора
−
−
−
−
40
60
Вибрация сердечника определяется при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
4. Корпус стато-
40
30
Вибрация сердечника
ра турбогенера-
определяется при вводе
тора:
в эксплуатацию головных
– с упругой подвеской
образцов новых типов турбогенераторов
сердечника
статора
– без упругой
60
подвески
5. Лобовые части обмотки турбогенера- тора
125
125
Вибрация лобовых частей обмотки определяется
при вводе в эксплуатацию головных образцов новых типов турбогенераторов
* При наличии аппаратуры контроля виброскорости проводится ее измерение, среднеквадратиче- ское значение виброскорости не должно превышать 2,8 мм·с−1 по вертикальной и поперечной осям и 4,5 мм·с−1 – по продольной оси.
Испытание газоохладителей гидравлическим давлением
Испытательное гидравлическое давление должно быть равно дву- кратному наибольшему возможному при работе давлению, но не менее 0,3 МПа для турбо- и гидрогенераторов с воздушным охлаждением; 0,6 МПа – для турбогенераторов серии ТГВ; 0,8 МПа – для турбогене- раторов ТВВ единой серии и 0,5 МПа – для остальных турбогенерато- ров и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением.
Продолжительность испытания − 30 мин.
При испытании не должно наблюдаться снижение испытательного давления или течи воды.
Проверка плотности водяной системы охлаждения обмотки статора
Плотность системы вместе c коллекторами и соединительными шлангами проверяется гидравлическими испытаниями конденсатом или обессоленной водой. Предварительно через систему прокачива- ется горячая вода (60 °С– 80 °С) в течение 12–16 ч. (нагрев и остыва- ние должны составлять 2−3 цикла.)
Плотность системы проверяется избыточным статическим давле- нием воды, равным 0,8 МПа на машинах с фторопластовыми соеди-
нительными шлангами с наружным диаметром 28 мм (D
внутр.
= 21 мм)
внутр.
и 1 МПа при наружном диаметре шлангов 21 мм (D
= 15 мм),
если в инструкциях изготовителя не указаны иные, болee жесткие тре- бования.
Продолжительность испытания – 24 ч.
При испытаниях падение давления при неизменной температуре и утечке воды не должно превышать 0,5 %. Перед окончанием испы- тания следует тщательно обследовать обмотку, коллекторы, шланги, места их соединения и убедиться в отсутствии просачивания воды.
Осмотр и проверка устройств жидкостного охлаждения
Проводится в соответствии с технической документацией изгото- вителя.
Проверка газоплотности ротора, статора, газомасляной системы и корпуса генератора в собранном виде
Газоплотность ротора и статора во время монтажа проверяется со- гласно инструкции изготовителя.
Газоплотность турбогенераторов и синхронных компенсаторов с водородным охлаждением в собранном виде рекомендуется прове- рять по действующим ТНПА.
Перед заполнением корпуса генератора водородом после подачи масла на уплотнения вала проводится контрольная проверка газо- плотности генератора вместе с газомасляной системой сжатым воз- духом под давлением, равным номинальному рабочему давлению водорода.
Продолжительность испытания – 24 ч.
Значение суточной утечки воздуха в процентах определяется по формуле
(4.4.4)н
где P
к
и P – абсолютное давление в системе водородного охлажде-
ния в начале и в конце испытания, МПа;
к
н
и – температура воздуха в корпусе генератора в начале
и конце испытания.
Вычисленная по формуле суточная утечка воздуха не должна пре- вышать 1,5 %.
Определение суточной утечки водорода
Суточная утечка водорода в генераторе, определенная по форму- ле (4.4.4), должна быть не более 5 %, а суточный расход с учетом про- дувок для поддержания чистоты водорода по 4.4.3.23 – не более 10 % общего количества газа в машине при рабочем давлении.
Суточный расход водорода в синхронном компенсаторе должен быть не более 5 % общего количества газа в нем.
Контрольный анализ чистоты водорода, поступающего в генератор
В поступающем в генератор водороде содержание кислорода по объему не должно быть более 0,5 %.
Контрольное измерение напора, создаваемого компрессором у турбогенераторов серии ТГВ
Измерение проводится при номинальной частоте вращения, но- минальном избыточном давлении водорода, равном 0,3 МПа, чистоте водорода не ниже 98 % и температуре охлаждающего газа 40 °С.
Напор должен составлять примерно 8 кПа (850 мм вод. ст.) для тур- богенераторов ТГВ мощностью 200−220 МВт.
Проверка проходимости вентиляционных каналов обмотки ротора турбогенератора
Проверка проводится у турбогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток в соответствии с технической документацией изготовителей.
Контрольный анализ содержания водорода и влажности газа в корпусе генератора
Содержание водорода в охлаждающем газе в корпусах генераторов с непосредственным водородным охлаждением обмоток и синхронных компенсаторов с непосредственным и косвенным водородным охлаж- дением должно быть не менее 98 %; в корпусах генераторов с косвен- ным водородным охлаждением при избыточном давлении водорода 50 кПа и выше – не менее 97 %, при избыточном давлении водорода до 50 кПа – не менее 95 %.
Содержание кислорода в газе у турбогенераторов с водородным охлаждением всех типов и синхронных компенсаторов не должно пре- вышать в эксплуатации 1,2 %, а при вводе в эксплуатацию при чистоте водорода 98 % и 97 % – соответственно 0,8 % и 1,0 %, в поплавковом гидрозатворе, бачке продувки и водородоотделительном баке масло- очистительной установки – не более 2 %.
В газовой системе турбогенератора, в которой происходит посто- янная циркуляция газа (корпус генератора, трубопроводы осушителя, импульсные трубки газоанализатора), проверяется его влажность. При этом температура точки росы водорода в корпусе турбогенерато- ра при рабочем давлении должна быть не более 15 ºС и ниже темпе- ратуры воды на входе в газоохладители.
Температура точки росы воздуха в корпусе турбогенератора с пол- ным водяным охлаждением не должна превышать значения, указан- ного в технической документации изготовителя.
Контрольный анализ газа на содержание водорода в картерах подшипников, сливных маслопроводах,
в газовом объеме масляного бака и экранированных токопроводах
При анализе проверяется содержание водорода в указанных уз- лах. В масляном баке водорода быть не должно. Содержание водо- рода в картерах подшипников, сливных маслопроводах, экранирован- ных токопроводах, кожухах линейных и нулевых выводов должно быть менее 1 %.
Проверка расхода масла в сторону водорода в уплотнениях генератора
Проверка осуществляется у генераторов с водородным охлаж- дением с помощью патрубков для контроля масла, установленных на сливных маслопроводах уплотнений. Для генераторов, у которых не предусмотрены такие патрубки, проверка проводится измерением расхода масла в поплавковом затворе при временно закрытом вы- ходном вентиле за определенный промежуток времени. Расход масла в сторону водорода не должен превышать значений, указанных в тех- нической документации изготовителей.
Опробование регулятора уровня масла
в гидрозатворе для слива масла из уплотнений в сторону генератора
Опробование проводится у генераторов с водородным охлаждени- ем при рабочем номинальном давлении воздуха или водорода в кор- пусе генератора. Диапазон изменения уровней масла в гидрозатворе должен соответствовать требуемым уровням при открытии и закрытии поплавкового клапана.
Гидравлические испытания буферного бака и трубопроводов системы маслоснабжения уплотнений
Испытание проводится у генераторов с водородным охлаждением при давлении масла, равном 1,5 рабочего давления газа в корпусе генератора.
Трубопроводы системы маслоснабжения уплотнений до регулято- ра перепада давления, включая последний, испытываются при давле- нии масла, равном 1,25 наибольшего допустимого рабочего давления, создаваемого источниками маслоснабжения.
Продолжительность испытаний – 3 мин.
Проверка работы регуляторов давления масла в схеме маслоснабжения уплотнений
Проверка проводится у генераторов с водородным охлаждением. Регуляторы давления уплотняющего, компенсирующего масел про- веряются при различных давлениях воздуха в корпусе генератора в соответствии с технической документацией изготовителя.
Проверка изоляции подшипника при работе генератора (компенсатора)
Проводится у работающих генераторов, имеющих один или оба изолированных от корпуса (земли) конца вала ротора.
Для определения целостности изоляции подшипника турбогенера- тора измеряются напряжение между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок шеек вала ротора) и напряжение между концами вала. При исправной изо- ляции значения двух измеренных напряжений должны быть практи- чески одинаковы. Различие между напряжениями более чем на 10 % указывает на неисправность изоляции.
Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенерато- ров следует проверять в зависимости от их конструкции, либо по ука- занию изготовителя, либо способом, применяемым на турбогенера- торах.
Определение характеристик коллекторного возбудителя
Характеристика холостого хода определяется до наибольшего (по- толочного) значения напряжения или значения, установленного изго- товителем.
Снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке на ротор генератора до значения не ниже номинального тока возбуж- дения генератора. Отклонения характеристик от снятых изготовите- лем должны быть в пределах допустимой погрешности измерений.
Испытание концевых выводов обмотки статора турбогенератора серии ТГВ
Помимо испытаний, согласно таблицам 4.4.1 и 4.4.3, концевые вы- воды с конденсаторной стеклоэпоксидной изоляцией подвергаются следующим испытаниям:
а) Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tg ).
Измерение проводится перед установкой концевого вывода на тур- богенератор при испытательном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10 °С – 30 °С.
Значение tg собранного концевого вывода не должно превышать
130 % значения, полученного при измерениях изготовителем. В слу- чае измерения tg концевого вывода без фарфоровых покрышек его значение не должно превышать 3 %.
б) Испытания на газоплотность.
Испытание на газоплотность концевых выводов, испытанных из- готовителем давлением 0,6 МПа, проводится давлением сжатого воз- духа 0,5 МПа.
Концевой вывод считается выдержавшим испытание, если при дав- лении 0,3 МПа падение давления не превышает 1 кПа/ч.
Контроль состояния изоляции обмотки статора методом измерения интенсивности частичных разрядов
С целью дополнительной оценки состояния изоляции обмотки ста- тора и ее крепления в пазах генераторов мощностью свыше 5 МВт рекомендуется проводить измерения частичных разрядов на останов- ленной машине при ступенчатом повышении испытательного напря- жения частотой 50 Гц от 1 кВ до номинального фазного напряжения генератора.
Критерий оценки состояния изоляции по результатам измерений частичных разрядов для каждого типа генератора индивидуален и за- висит от применяемых методов испытаний.
В случае превышения допустимого уровня частичных разрядов не- обходимо определить источник разрядов по пазам и устранить его.
4.4.4 Машины постоянного тока (кроме возбудителей)
а) Общие положения.
Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440 В следует испытывать по 4.4.4.1, 4.4.4.2, 4.4.4.4 (перечисле- ние в)), 4.4.4.7, 4.4.4.8; все остальные – дополнительно по 4.4.4.3,
4.4.4.4 (перечисление а)), 4.4.4.5.
Измерение по 4.4.4.6 следует проводить для машин, поступивших на место монтажа в разобранном виде.
б) Методы и условия испытаний машин постоянного тока должны соответствовать требованиям ГОСТ 11828, ГОСТ 30458, технических условий на конкретные виды машин и данного подраздела.
в) Общие требования к измерительным и испытательным устрой- ствам – в соответствии с 4.4.3 (перечисление в)).
Определение возможности включения без сушки машин постоянного тока
Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:
а) для машин постоянного тока до 500 В – если значение сопро- тивления изоляции обмоток не менее приведенного в таблице 4.4.7;
б) для машин постоянного тока выше 500 В – если значение со- противления изоляции обмоток не менее приведенного в табли- це 4.4.7 и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.
Измерение сопротивления изоляции
а) Сопротивление изоляции обмоток. Измерение проводится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мега-
омметром на напряжении 500 В, а при номинальном напряжении об- мотки выше 0,5 кВ – мегаомметром на напряжении 1000 В.
Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в таблице 4.4.7.
б) Сопротивление изоляции бандажей. Измерение проводится от- носительно корпуса и удерживаемых ими обмоток.
Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Таблица 4.4.7 – Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток машин постоянного тока
Температура обмотки, °С
Сопротивление изоляции R , МОм, при номинальном напряжении
60"
машин, В
230
460
650
750
900
10
2,7
5,3
8,0
9,3
10,8
20
1,85
3,7
5,45
6,3
7,5
30
1,3
2,6
3,8
4,4
5,2
40
0,85
1,75
2,5
2,9
3,5
50
0,6
1,2
1,75
2,0
2,35
60
0,4
0,8
1,15
1,35
1,6
70
0,3
0,5
0,8
0,9
1,0
75
0,22
0,45
0,65
0,75
0,9
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значение испытательного напряжения устанавливается по табли- це 4.4.8. Продолжительность приложения нормированного испыта- тельного напряжения – 1 мин. Обмотки машин мощностью менее 3 кВт допускается не испытывать.
Таблица 4.4.8 − Испытательное напряжение частотой 50 Гц для изоляции машин постоянного тока
Испытуемый элемент
Испытательное напряжение, кВ
Примечание
1. Обмотки
Принимается по нормам, приведенным в таблице 4.4.3, показатель 6
Для машин мощностью более 3 кВт
2. Бандажи якоря
1,0
″
3. Реостаты и пускорегу- лировочные резисторы
1,0
Изоляцию можно испытывать совместно с изоляцией цепей возбуждения
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) обмоток возбуждения;
б) обмотки якоря (между коллекторными пластинами); в) реостатов и пускорегулировочных резисторов.
Измерения проводятся у генераторов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмоток машины. Нормы допустимых откло- нений сопротивления приведены в таблице 4.4.9.
Таблица 4.4.9 − Нормы отклонения значений сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
1. Обмотки воз- буждения
Значения сопротивления обмоток должны отличаться от данных изгото- вителя не более чем на 2 %
2. Обмотка якоря (между коллектор- ными пластинами)
Значения измеренного сопротивления обмоток должны отличаться друг от дру- га не более чем на 10 %, за исключе- нием случаев, когда это обусловлено схемой соединения обмоток
Измерения проводятся
у машин мощностью более 3 кВт
3. Реостаты и пу- скорегулировочные резисторы
Значения измеренных сопротивлений должны отличаться от данных изгото- вителя не более чем на 10 %
Измерения проводятся на каждом ответвлении,
проверяется целостность отпаек
Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции
Характеристика холостого хода снимается у генераторов посто- янного тока. Подъем напряжения проводится до значения, равного 130 % номинального напряжения.
Отклонение данных полученной характеристики от значений ха- рактеристики изготовителя должно находиться в пределах погрешно- сти измерения.
При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех среднее напряжение между соседними коллекторными пла- стинами должно быть не выше 24 В.
Продолжительность испытания витковой изоляции – 3 мин.
Измерение воздушных зазоров между полюсами
Измерения проводятся у генераторов, а также электродвигателей мощностью более 3 кВт при повороте якоря между одной и той же точкой якоря и полюсами.
Размеры зазора в диаметрально противоположных точках должны отличаться не более чем на 10 % от среднего размера зазора (если в технической документации изготовителя не установлены более жесткие требования).
Испытание на холостом ходу
Испытание проводится не менее 1 ч. Оценивается рабочее состо- яние машины.
Определение пределов регулирования частоты вращения электродвигателей
Определение пределов регулирования частоты вращения электро- двигателей проводится на холостом ходу и под нагрузкой у электро- двигателей с регулируемой частотой вращения.
Пределы регулирования должны соответствовать технологиче- ским данным механизма.
Электродвигатели переменного тока
а) Общие положения.
Электродвигатели переменного тока напряжением до 1 кВ испыты- ваются по 4.4.5.2, 4.4.5.4 (перечисление б)), 4.4.5.7, 4.4.5.8.
Электродвигатели переменного тока напряжением выше 1 кВ ис- пытываются по 4.4.5.1–4.4.5.4, 4.4.5.7−4.4.5.9, 4.4.5.11.
Электродвигатели, поступающие на монтаж в разобранном виде, испытываются по 4.4.5.5, 4.4.5.6, 4.4.5.10.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений электродвигате- лей должны соответствовать требованиям ГОСТ 7217, ГОСТ 10169, ГОСТ 11828, технических условий на конкретные виды электродвига- телей и 4.4.5.
в) Измерительные и испытательные устройства должны удовлет- ворять требованиям ГОСТ 11828.
Определение возможности включения без сушки электродвигателей
Электродвигатели переменного тока напряжением выше 1 кВ включаются без сушки, если значения сопротивления изоляции и ко- эффициента абсорбции не ниже указанных в таблице 4.4.10.
При определении возможности включения без сушки электродви- гателей следует руководствоваться указаниями изготовителя.
Таблица 4.4.10 – Допустимые значения сопротивления изоляции и коэффициента абсорбции для обмоток статора электродвигателей
Мощность, номинальное напряжение электродвигателя, вид изоляции обмоток
Критерии оценки состояния изоляции обмотки статора
Значение сопротивления изоляции, МОм
Значение коэффициента абсорбции R /R
60 15
1. Мощность более 5 МВт, термореактив- ная и микалентная компаундированная изоляция
При температуре 10 °С –
30 °С сопротивление изоля- ции не ниже 10 МОм на 1 кВ номинального линейного напряжения
Не менее 1,3 при температуре
10 °С – 30 °С
3. Двигатели с микалентной компаундиро- ванной изоляцией, напряжение выше 1 кВ, мощностью от 1 до 5 МВт включительно,
а также двигатели меньшей мощности наружной установки с такой же изоляцией напряжением выше 1 кВ
Не ниже значений, указан- ных в таблице 4.4.10
Не менее 1,2
4. Двигатели с микалентной компаундиро- ванной изоляцией, напряжение выше 1 кВ, мощностью более 1 МВт, кроме указанных в пункте 3
Не ниже значений, указан- ных в таблице 4.4.10
−
5. Напряжение ниже 1 кВ, все виды изоляции
Не ниже 1,0 МОм при тем- пературе 10 °С – 30 °С
−
6. Обмотка ротора
0,2
−
7. Термоиндикаторы с соединительными проводами, подшипники
В соответствии с указаниями изготовителей
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится по ГОСТ 11828.
Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать нормам, приведен- ным в таблице 4.4.11.
Таблица 4.4.11 – Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции для электродвигателей (см. таблицу 4.4.10, показатели 3, 4)
Температура обмотки, °С
Сопротивление изоляции R , МОм,
60"
при номинальном напряжении обмотки, кВ
3–3,15
6–6,3
10–10,5
10
30
60
100
20
20
40
70
30
15
30
50
40
10
20
35
50
7
15
25
60
5
10
17
75
3
6
10
У синхронных электродвигателей и электродвигателей с фазным ротором на напряжение 3 кВ и выше или мощностью более 1 МВт про- водится измерение сопротивления изоляции ротора мегаомметром на напряжение 1000 В. Измеренное значение сопротивления должно быть не ниже 0,2 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится по ГОСТ 11828 и ГОСТ IEC 60034-1 на полностью собранном электро- двигателе.
Испытание обмотки статора проводится для каждой фазы в от- дельности относительно корпуса при двух других, соединенных с кор- пусом. У двигателей, не имеющих выводов каждой фазы в отдель- ности, допускается проводить испытание всей обмотки относительно корпуса.
Значения испытательных напряжений приведены в таблице 4.4.12. Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.
Таблица 4.4.12 – Испытательные напряжения частотой 50 Гц для обмоток электродвигателей переменного тока
Испытуемый элемент
Мощность электро- двигателя, кВт
Номинальное напряжение электродвигате- ля, кВ
Испытательное напряжение, кВ
1. Обмотка статора
Менее 1,0
Ниже 0,1
0,8 (2U + 0,5)
ном
От 1,0 и до 1000
Ниже 0,1
0,8 (2U + 1)
ном
Выше 0,1
0,8 (2U + 1),
ном
но не менее 1,2
Окончание таблицы 4.4.12
Испытуемый элемент
Мощность электро- двигателя, кВт
Номинальное напряжение электродвигате- ля, кВ
Испытательное напряжение, кВ
От 1000 и более
До 3,3 включи- тельно
0,8 (2U + 1)
ном
От 1000 и более
Свыше 3,3 до 6,6 включительно
0,8 2,5U
ном
От 1000 и более
Свыше 6,6
0,8 (2U + 3)
ном
2. Обмотка ротора синхронных электродвига- телей, предназначенных для непосредственного пуска, с обмоткой возбужде- ния, замкнутой на резистор или источник питания
−
−
8-кратное U си-
ном
стемы возбуждения, но не менее 1,2
и не более 2,8
3. Обмотка ротора электро- двигателя с фазным ротором
−
−
1,5U *,
р
но не менее 1,0
4. Резистор цепи гашения поля синхронных двигателей
−
−
2,0
5. Реостаты и пускорегулиру- ющие резисторы
−
−
1,5U *,
р
но не менее 1,0
*U – напряжение на кольцах при разомкнутом неподвижном роторе и номинальном напряжении
р
на статоре.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение проводится при практически холодном состоянии ма- шины.
а) Обмотки статора и ротора 1.
Измерение проводится у электродвигателей на напряжение 3 кВ и выше. Приведенные к одинаковой температуре измеренные значения сопротивлений различных фаз обмоток, а также обмотки возбуждения синхронных двигателей не должны отличаться друг от друга и от исход- ных данных более чем на 2 %.
б) Реостаты и пускорегулировочные резисторы.
Для реостатов и пусковых резисторов, установленных на электро- двигателях напряжением 3 кВ и выше, сопротивление измеряется на всех ответвлениях. Для электродвигателей напряжением ниже 3 кВ
1 Сопротивление постоянному току обмотки ротора измеряется у синхронных элек- тродвигателей и асинхронных электродвигателей с фазным ротором.
измеряется общее сопротивление реостатов и пусковых резисторов и проверяется целостность отпаек.
Значения сопротивления не должны отличаться от исходных зна- чений (данных изготовителя) более чем на 10 %.
Измерение воздушного зазора между сталью ротора и статора
Измерение зазоров должно проводиться, если позволяет конструк- ция электродвигателя. При этом у электродвигателей мощностью 100 кВт и более, у всех электродвигателей ответственных механизмов, а также у электродвигателей с выносными подшипниками и подшип- никами скольжения величины воздушных зазоров в местах, располо- женных по окружности ротора и сдвинутых друг относительно друга на угол 90 о, или в местах, специально предусмотренных при изготов- лении электродвигателя, не должны отличаться больше чем на 10 % от среднего значения.
Измерение зазоров в подшипниках скольжения
Увеличение зазоров в подшипниках скольжения более значений, приведенных в таблице 4.4.13, указывает на необходимость переза- ливки вкладыша.
Таблица 4.4.13 – Допустимые величины зазоров в подшипниках скольжения электродвигателя
Номинальный диаметр вала, мм
Зазор, мм, при частоте вращения, об/мин
до 1000
от 1000 до 1500 (включительно)
свыше 1500
18–30
0,04–0,0,93
0,06–0,13
0,14–0,28
31–50
0,05–0,112
0,075–0,16
0,17–0,34
51–80
0,065–0,135
0,096–0,195
0,2–0,4
81–120
0,08–0,16
0,12–0,235
0,23–0,46
121–180
0,10–0,195
0,15–0,285
0,26–0,53
181-260
0,12–0,225
0,18–0,3
0,3–0,6
261-360
0,14–0,25
0,21–0,38
0,34–0,68
361-500
0,17–0,305
0,25–0,44
0,38–0,76
Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагруженным механизмом
Значение тока холостого хода для вновь вводимых электродвига- телей не нормируется, оценивается рабочее состояние электродвига- телей.
Продолжительность проверки – не менее 1 ч.
Проверка работы электродвигателя под нагрузкой
Проверка проводится при неизменной мощности, потребляемой электродвигателем из сети не менее 50 % от номинальной, и при со- ответствующей установившейся температуре обмоток. Проверяется тепловое и вибрационное состояние двигателя.
Измерение вибрации подшипников электродвигателя
Измерение проводится по ГОСТ IEC 60034-14 у электродвигателей напряжением 3 кВ и выше, а также у всех электродвигателей ответ- ственных механизмов.
Вертикальная и поперечная составляющая вибрации (среднеква- дратическое значение виброскорости или размах вибросмещений), измеренные на подшипниках электродвигателей, сочлененных с ме- ханизмами, не должны превышать значений, указанных в технической документации изготовителя.
При отсутствии таких указаний вибрация подшипников электродви- гателей, сочлененных с механизмами, не должна быть выше следую- щих значений:
Синхронная частота вращения, об/мин
3000
1500
1000
750 и менее
Вибрация подшипников, мкм
30
60
80
95
Измерение разбега ротора в осевом направлении
Измерение проводится у электродвигателей, имеющих подшипни- ки скольжения.
Осевой разбег ротора двигателя, не соединенного с механизмом, зависит от конструкции двигателя, приводится в технической доку- ментации на двигатель и должен составлять от 2 до 4 мм на сторону от нейтрального положения 1, определяемого действием магнитного поля при вращении ротора в установившемся режиме и фиксируемого меткой на валу.
Гидравлическое испытание воздухоохладителя
Испытание проводится по ГОСТ 11828 избыточным давлением 0,2−0,25 МПа в течение 5–10 мин, если отсутствуют другие указания
1 Если в технической документации по эксплуатации не оговорена другая норма.
изготовителя. При этом не должно наблюдаться снижение давления или утечки жидкости, применяемой при испытании.
Испытание возбудителей
Испытание возбудителей проводится у синхронных электро- двигателей в соответствии с ГОСТ 10159, ГОСТ 10169, ГОСТ 11828, ГОСТ 29280, техническими условиями на конкретные виды машин и требованиями 4.4.3.
Силовые трансформаторы, автотрансформаторы, масляные реакторы и заземляющие дугогасящие реакторы (дугогасящие катушки)
а) Общие положения.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 630 кВА ис- пытываются по 4.4.6.1–4.4.6.4, 4.4.6.14, 4.4.6.15, 4.4.6.17.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью 0,63−1,6 МВ·А испытываются по 4.4.6.1–4.4.6.5, 4.4.6.10, 4.4.6.15–4.4.6.17.
Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 МВ·А, а также трансформаторы собственных нужд электростанций незави- симо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотрен- ном 4.4.6.
Сухие и заполненные негорючим жидким диэлектриком трансфор- маторы всех мощностей испытываются по 4.4.6.1–4.4.6.7, 4.4.6.15, 4.4.6.17.
Трансформаторы подлежат прогреву при несоблюдении требова- ний по температуре обмоток в соответствии с требованиями настоя- щего технического кодекса и при проведении контрольной подсушки при длительном хранении трансформаторов вне схемы питания.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний электрической прочности изоляции должны со- ответствовать ГОСТ 22756.
Методы измерений диэлектрических параметров изоляции по 4.4.6.2 – ГОСТ 3484.3.
Методы испытаний, проверок и измерений по 4.4.6.4–4.4.6.8 – ГОСТ 3484.1.
Методы испытаний устройств переключения ответвлений обмоток трансформатора под нагрузкой по ГОСТ 8008.
Методы испытаний бака трансформатора на плотность в соответ- ствии с 4.4.6.10 – ГОСТ 3484.5.
в) Требования к средствам измерений и испытаний.
По классам точности приборы должны удовлетворять требовани- ям ГОСТ 3484.1, ГОСТ 3484.3, ГОСТ 8008 и ГОСТ 17512.
Определение условий включения трансформаторов
Определение условий включения трансформаторов проводится в соответствии с требованиями настоящего раздела и инструкций из- готовителей.
Измерение характеристик изоляции
а) Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Сопротивление изоляции обмоток измеряется мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции измеряется по схемам, применяемым изготовителем, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН – корпус, НН – корпус, ВН – НН) с подсоединением вывода «экран» ме- гаомметра к свободной обмотке или баку.
Измерение сопротивления изоляции обмоток должно проводиться при температуре изоляции:
не ниже 10 °С – у трансформаторов напряжением до 110 кВ вклю- чительно;
не ниже 20 °С – у трансформаторов напряжением 220−750 кВ;
отклоняющейся от температуры измерений изготовителя не бо- лее 5 °С – у шунтирующих реакторов напряжением 750 кВ.
Сопротивление изоляции каждой обмотки трансформаторов, при- веденное к температуре испытаний, при которых определялись ис- ходные значения по 4.4.1.5, должно быть не менее 50 % исходных значений.
Для трансформаторов и дугогасящих реакторов сопротивление изоляции обмоток должно быть не ниже следующих значений:
Температура обмотки, С
10
20
30
40
50
60
70
R , МОм (35 кВ)
60″
450
300
200
130
90
60
40
R , МОм (110 кВ)
60″
900
600
400
260
180
120
80
Сопротивление изоляции сухих трансформаторов при температу- ре обмоток 20 °С – 30 °С должно быть для трансформаторов с номи- нальным напряжением:
до 1 кВ
не менее 100 МОм;
св. 1 до 6 кВ
не менее 300 МОм;
св. 6 кВ
не менее 500 МОм.
для остальных трансформаторов сопротивление изоляции, приведен- ное к температуре измерений изготовителя, должно составлять не ме- нее 50 % исходного значения.
б) Измерение тангенса угла диэлектрических потерь tg изоляции обмоток.
Значения tg , приведенные к температуре измерений, при которых определялись исходные значения по 4.4.1.5, не должны отличаться от исходных значений в сторону ухудшения более чем на 50 %.
Измеренные значения tg изоляции при температуре изоляции 20 °С и более, не превышающие 1 %, считаются удовлетворительны- ми, и их сравнение с исходными данными не требуется.
Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции измеряется по схемам, применяемым изготовителем, и дополнительно по зонам изоляции (например, ВН – корпус, НН – корпус, ВН – НН) с подсо- единением вывода «экран» измерительного моста к свободным обмоткам или баку. Измерение tg трансформаторов мощностью до 1600 кВА необязательно.
Измерение tg обмоток должно проводиться при температуре изо- ляции:
не ниже 10 °С – у трансформаторов напряжением до 110 кВ вклю- чительно;
не ниже 20 °С – у трансформаторов напряжением 220−750 кВ;
отклоняющейся от температуры измерений изготовителя не бо- лее 5 °С – у шунтирующих реакторов напряжением 750 кВ.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в таблицах 4.4.14 и 4.4.15.
Продолжительность приложения нормированного испытательного на- пряжения – 1 мин.
Испытание повышенным напряжением изоляции обмоток су- хих трансформаторов обязательно и проводится по нормам табли- цы 4.4.14 для электрооборудования с облегченной изоляцией.
Таблица 4.4.14 – Испытательные напряжения частотой 50 Гц электрооборудования классов напряжения до 35 кВ с нормальной и облегченной изоляцией
Класс на- пряжения электро- оборудова- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформа- торы, шунтирующие и дугогасящие реакторы
Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, КРУ и КТП
у изготови- теля
при вводе в эксплуата- цию
у изготови- теля
при вводе в эксплуатацию
фарфоровая изоляция
другие виды изоляции
До 0,69
5,0/3,0
4,5/2,7
2,0
1,0
1,0
3
18,0/10,0
16,2/9,0
24,0(28,0)
24,0(28,0)
21,6
Окончание таблицы 4.4.14
Класс на- пряжения электро- оборудова- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ
Силовые трансформа- торы, шунтирующие и дугогасящие реакторы
Аппараты, трансформаторы тока и напряжения, токоограничивающие реакторы, изоляторы, вводы, конденсаторы связи, экранированные токопроводы, КРУ и КТП
у изготови- теля
при вводе в эксплуата- цию
у изготови- теля
при вводе в эксплуатацию
фарфоровая изоляция
другие виды изоляции
6
25,0/16,0
22,5/14,4
32,0(37,0)
32,0(37,0)
28,8(33,3)
10
35,0/24,0
31,5/21,6
42,0(48,0)
42,0(48,0)
37,8(43,2)
15
45,0/37,0
40,5/33,3
55,0(63,0)
55,0(63,0)
49,5(56,7)
20
55,0/50,0
49,5/45,0
65,0(75,0)
65,0(75,0)
58,5(67,5)
35
85,0
76,5
95,0(120,0)
95,0(120,0)
85,5(108,0)
Примечания
Испытательные напряжения, указанные в виде дроби, распространяются на электрооборудование: числитель – с нормальной изоляцией, знаменатель – с облегченной изоляцией.
Испытательные напряжения для аппаратов и КРУ распространяются как на их изоляцию относительно земли и между полюсами, так и на промежуток между контактами с одним или двумя (цифра в скобках) разрывами на полюс.
Если электрооборудование изготовителем было испытано напряжением, отличающимся от указанно- го, испытательные напряжения должны быть соответственно скорректированы.
Время приложения испытательного напряжения для органической изоляции − 5 мин, для керамиче- ской изоляции − 1 мин.
Изоляция вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока и напряжения относительно за- земленных частей, а также между собой при изготовлении должна выдерживать в течение 1 мин воз- действие испытательного напряжения 3 кВ частотой 50 Гц.
Импортные трансформаторы разрешается испытывать напря- жениями, указанными в таблице 4.4.14, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжение, которым данный трансформатор был испытан изготовителем.
Таблица 4.4.15 − Испытательные напряжения частотой 50 Гц герметизированных силовых трансформаторов
Класс напряжения транс- форматора, кВ
Испытательное напряжение, кВ
у изготовителя
при вводе в эксплуатацию
3
10
9,0
6
20
18,0
10
28
25,2
15
38
34,2
20
50
45,0
Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряже- ние до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соот- ветствующего класса.
При реконструкции трансформатора значение испытательного на- пряжения принимается равным 0,9 напряжения при испытаниях, про- веденных изготовителем.
б) Испытание изоляции цепей защитной и контрольно-измери- тельной аппаратуры, установленной на трансформаторе.
Испытание проводится на полностью собранных трансфор-ма- торах. Испытывается изоляция (относительно заземленных частей и конструкций) цепей с присоединенными трансформаторами тока, газовыми и защитными реле, маслоуказателями, отсечным клапа- ном и датчиками температуры при отсоединенных разъемах мано- метрических термометров, цепи которых испытываются отдельно.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность испытания – 1 мин.
Значение испытательного напряжения при испытаниях манометри- ческих термометров – 750 В. Продолжительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится на всех ответвлениях, если в паспорте трансформатора нет других указаний.
При наличии реверса или грубой ступени измерение проводится на одном положении реверса или грубой ступени плюс одно положе- ние избирателя после срабатывания предизбирателя.
Сопротивления обмоток трехфазных трансформаторов, измерен- ные на одинаковых ответвлениях разных фаз при одинаковой темпе- ратуре, не должны отличаться более чем на 2 %. Если из-за конструк- тивных особенностей трансформатора это расхождение может быть большим и оно указано в технической документации изготовителя, следует руководствоваться нормой на допустимое расхождение, при- веденной в паспорте трансформатора.
Значение сопротивления обмоток однофазных трансформаторов после температурного перерасчета не должно отличаться более чем на 5 % от исходных значений.
Перед измерением сопротивления обмоток трансформаторов, снабженных устройствами регулирования напряжения, следует про- извести не менее трех полных циклов переключения.
Проверка коэффициента трансформации
Проверка коэффициента трансформации проводится на всех сту- пенях переключения. Коэффициент трансформации должен отли-
чаться не более чем на 2 % от значений, полученных на том же ответ- влении на других фазах, или от данных изготовителя.
Для трансформаторов с РПН разница между коэффициента- ми трансформации не должна превышать значения ступени ре- гулирования.
В случае невозможности измерения фазного коэффициента допу- скается измерение линейного коэффициента.
Проверка группы соединения обмоток трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов
Проверка проводится, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным трансформатора, а по- лярность выводов − обозначениям на крышке бака трансформатора.
Измерение потерь холостого хода
Измерение проводится у трансформаторов мощностью 1000 кВ·А и более при напряжении, подводимом к обмотке низшего напряже- ния, равном указанному в протоколе испытаний изготовителя (па- спорте). У трехфазных трансформаторов потери холостого хода из- меряются при однофазном возбуждении по схемам, применяемым изготовителем.
У трехфазных трансформаторов соотношение потерь на разных фазах не должно отличаться от соотношений, приведенных в протоко- ле испытаний изготовителя (паспорте), более чем на 5 %.
У однофазных трансформаторов отличие измеренных значений потерь от исходных не должно превышать 10 %.
Если соотношение потерь не отличается более чем на 5 % по срав- нению с данными изготовителя, разрешается не проводить размагни- чивание обмоток, в противном случае размагничивание обмоток обя- зательно.
к
Измерение сопротивления короткого замыкания Z
трансформатора
Измерение проводится у трансформаторов мощностью 63 MB·А и более.
Для трансформаторов с устройством регулирования напря-
к
жения под нагрузкой Z
ответвлениях.
измеряется на основном и обоих крайних
к
к
Значения Z не должны превышать значение, определенное по на- пряжению КЗ (u ) трансформатора на основном ответвлении, более чем на 5 % или более чем на 3 % от данных изготовителя.
Проверка работы переключающего устройства
Проводится в соответствии с указаниями изготовителя.
Испытание бака на плотность
Испытаниям подвергаются все трансформаторы, кроме герметич- ных и не имеющих расширителя.
Испытание проводится:
у трансформаторов напряжением до 35 кВ включительно − ги- дравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя составляет 0,6 м, за исключением транс- форматоров 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 давле- ния азота или сухого воздуха 10 кПа в надмасляном пространстве рас- ширителя.
Продолжительность испытания во всех случаях − не менее 3 ч. Температура масла в баке при испытаниях трансформаторов на- пряжением до 110 кВ включительно − не ниже 10 °С, остальных − не ниже 20 °С.
Трансформатор считается маслоплотным, если осмотром после испытания течь масла не обнаружена.
верка устройств охлаждения
Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответ- ствовать указаниям изготовителя.
Проверка устройств охлаждения проводится в соответствии с тех- нической документацией по эксплуатации системы охлаждения, вхо- дящей в комплект технической документации изготовителя на данный трансформатор.
Проверка предохранительных устройств
Проверка предохранительного и отсечного клапанов, а также пре- дохранительной (выхлопной) трубы проводится в соответствии с тре- бованиями технической документации изготовителя.
Проверка и испытания газового реле, реле давления и струйного реле
Проверка и испытания проводятся в соответствии с технической документацией по эксплуатации соответствующих реле.
Проверка средств защиты масла от воздействия окружающего воздуха
Проверка воздухоосушителя, установок пленочной защиты масла, термосифонного или адсорбирующего фильтра проводится в соответ- ствии с указаниями изготовителя.
Влагосодержание силикагеля, подготовленного для термосифонных и адсорбирующих фильтров, должно быть не более 0,5 % по массе.
Фазировка трансформаторов
Должно иметь место совпадение фаз вторичных напряжений у трансформаторов, включаемых на параллельную работу.
Испытание трансформаторного масла
Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям гра- фы 4 таблицы 4.4.43.
Таблица 4.4.16 − Объем испытаний трансформаторного масла силовых трансформаторов (по показателям таблицы 4.4.43)
Испытуемый объект
В течение 10 дней после прибытия трансформатора
В процессе хранения трансформа- торов
При вводе
в эксплуатацию
Примечание
один раз в 3 мес.
один раз в 6 мес.
после заливки (до- ливки) масла
перед вводом в эксплуа- тацию
1. Силовые
1
1
1−5, 7
1
Для трансформа-
трансформаторы:
торов с пленочной
напряжением
до 35 кВ мощностью до 630 кВА включи- тельно
защитой масла дополнительно определяется газо- содержание
напряжением 6–10 кВ
1
1−5, 7
мощностью 630 кВА
включительно
без РПН
напряжением
1
1
1−5, 7
1−5, 7
У трансформаторов
6–10 кВ мощностью
всех напряжений
630 кВА включительно
масло из бака
с РПН
контактора РПН
напряжением 35 кВ мощностью более 630 кВА без РПН
1
1
1−5, 7
1−7
на влагосодержа- ние испытывается
в соответствии с тех- нической документа-
цией изготовителя
Окончание таблицы 4.4.16
Испытуемый объект
В течение 10 дней после прибытия трансформатора
В процессе хранения трансформа- торов
При вводе
в эксплуатацию
Примечание
один раз в 3 мес.
один раз в 6 мес.
после заливки (до- ливки) масла
перед вводом в эксплуа- тацию
напряжением 35 кВ
1
1, 6
1
1−5, 7,
1−7,
мощностью более
хромато-
хромато-
630 кВА с РПН
графи-
графи-
ческий
ческий
анализ
анализ
масла
масла
напряжением 110 кВ
1, 4, 6
1−7,
1–7,
мощностью менее
хромато-
хромато-
63 МВА
графи-
графи-
напряжением 110 кВ
мощностью 63 МВА и более
ческий анализ масла
ческий анализ масла
напряжением 220 кВ
и выше
2. Контактор
1, 4
1
Из герметизированных трансформаторов проба масла не отби- рается.
Для трансформаторов, поставляемых без масла, проводится ис- пытание остатков масла (донная проба) в баке трансформаторов. При испытаниях проверяется пробивное напряжение и влагосодер- жание остатков масла. Пробивное напряжение должно быть не ниже 50 кВ, а влагосодержание не выше:
0,0025 % – у трансформаторов напряжением 110–330 кВ; 0,0020 % – у трансформаторов напряжением 750 кВ.
Объем испытаний трансформаторного масла силовых трансфор- маторов по прибытии, при хранении и вводе в эксплуатацию приведен в таблице 4.4.16.
Результаты испытаний учитываются при комплексной оценке со- стояния трансформатора после транспортировки.
Испытание включением на номинальное напряжение
Включение трансформаторов проводится на время не менее
30 мин. В течение этого времени осуществляется прослушивание и наблюдение за состоянием трансформатора.
В процессе испытаний не должны наблюдаться явления, указыва- ющие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.
Испытание вводов
Следует проводить в соответствии с 4.4.23.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Следует проводить в соответствии с 4.4.7.8.
Измерительные трансформаторы тока
а) Общие положения.
Дополнительные требования к испытаниям и проверкам для от- дельных видов трансформаторов тока, связанных со спецификой их конструкции и назначения, устанавливаются ТНПА на трансформато- ры тока конкретных типов.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
При испытаниях следует учитывать требования ГОСТ 7746 и 4.4.7.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления основной изоляции трансформаторов тока, изоляции измерительного конденсатора и вывода последней обкладки бумажно-масляной изоляции конденсаторного типа прово- дится мегаомметром на 2500 В.
Измерение сопротивления вторичных обмоток и промежуточных обмоток каскадных трансформаторов тока относительно цоколя про- водится мегаомметром на 1000 В.
Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 4.4.17.
У каскадных трансформаторов тока сопротивление изоляции из- меряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворитель- ных результатах таких измерений сопротивление изоляции дополни- тельно измеряется по ступеням.
Таблица 4.4.17 – Допустимые величины сопротивления изоляции, МОм, не менее
Класс напряже- ния, кВ
Основная изоляция
Измеритель- ный вывод
Наружные слои
Вторичные обмотки*
Промежуточные обмотки
3-35
1000
–
–
50(1)
–
110-220
3000
–
–
50(1)
–
330-750
5000
3000
1000
50(1)
1
* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок – при отключенных вторичных цепях, в скобках − с подключенными вторичными цепями.
Измерение tg изоляции
Измерения tg трансформаторов тока с основной бумажно-масля- ной изоляцией проводятся при напряжении 10 кВ.
Измеренные значения, приведенные к температуре 20 °С, должны быть не более указанных в таблице 4.4.18.
У каскадных трансформаторов тока tg основной изоляции изме-
ряется для трансформатора тока в целом. При неудовлетворительных результатах таких измерений tg основной изоляции дополнительно проводится измерение по ступеням.
Измерение tg трансформаторов с маслобарьерной изоляцией не проводится.
Таблица 4.4.18 – Приведенные к температуре 20 оС предельные значения tg , %, основной изоляции трансформаторов тока
Тип изоляции
Номинальное напряжение трансформаторов тока, кВ
3–15
20–35
110
220
330
500
750
Бумажно-бакелитовая
3,0
2,5
2,0
–
–
–
–
Основная бумажно-масля- ная и конденсаторная
–
2,5
2,0
1,0
Не более 150 % от измерен- ного изготовителем, но не выше 0,8
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание повышенным напряжением основной изоляции. Значения испытательного напряжения основной изоляции приве-
дены в таблице 4.4.14.
Длительность испытания трансформаторов тока с фарфоровой внешней изоляцией – 1 мин, с органической изоляцией – 5 мин.
Допускается проведение испытаний трансформаторов тока со- вместно с ошиновкой. Трансформаторы тока напряжением более 35 кВ не подвергаются испытаниям повышенным напряжением.
б) Испытание повышенным напряжением изоляции вторичных обмоток.
Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается рав- ным 1 кВ.
Продолжительность приложения испытательного напряжения − 1 мин.
Снятие характеристик намагничивания
Характеристика снимается повышением напряжения на одной из вторичных обмоток до начала насыщения, но не выше 1800 В.
При наличии у обмоток ответвлений характеристика снимается на рабочем ответвлении.
Снятая характеристика сопоставляется с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания исправных трансформаторов тока, однотипных с проверяемыми.
Отличия от значений, измеренных изготовителем, или от измерен- ных на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должны превышать 10 %.
Измерение коэффициента трансформации
Отклонение измеренного коэффициента от указанного в паспорте или от измеренного на исправном трансформаторе тока, однотипном с проверяемым, не должно превышать 2 %.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току
Измерение проводится у трансформаторов тока на напряжение 110 кВ и выше.
Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления долж- но приводиться к температуре испытаний изготовителем. При сравне- нии с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.
Испытания трансформаторного масла
При вводе в эксплуатацию трансформаторов тока свежее сухое трансформаторное масло до и после заливки (доливки) в трансфор- маторы должно быть испытано в следующем объеме:
у трансформаторов тока напряжением до 220 кВ – по показате- лям 1−7 таблицы 4.4.43;
у негерметичных трансформаторов тока напряжением 330 кВ, не оснащенных системой контроля под рабочим напряжением, – по по- казателям 1−7 таблицы 4.4.43;
у остальных трансформаторов тока напряжением 330 кВ – со- гласно технической документации изготовителя.
У маслонаполненных каскадных трансформаторов тока оценка состояния трансформаторного масла в каждой ступени проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Проводится по 4.4.7.1, 4.4.7.3 (перечисление б)), 4.4.7.4–4.4.7.6. Измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока проводится мегаомметром на напряжение 1000 В.
Измеренное сопротивление изоляции без вторичных цепей долж- но быть не менее 10 МОм.
Допускается измерение сопротивления изоляции встроенных трансформаторов тока вместе со вторичными цепями. Измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее 1 МОм.
Измерительные трансформаторы напряжения
а) Общие положения.
Требования к испытаниям и проверкам для трансформаторов на- пряжения устанавливаются ГОСТ 1983.
Электромагнитные трансформаторы напряжения
а) Измерение сопротивления изоляции обмоток.
Измерение сопротивления изоляции по ГОСТ 1983 проводится ме- гаомметром на напряжение 2500 В для первичных обмоток незазем- ляемых трансформаторов и на напряжение 1000 В – для первичных обмоток заземляемых и вторичных обмоток всех трансформаторов напряжения.
Измеренные значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в таблице 4.4.19.
б) Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц. Испытания изоляции обмотки ВН повышенным напряжением про-
водятся для трансформаторов напряжения с изоляцией всех выводов обмотки ВН этих трансформаторов на номинальное напряжение.
Значения испытательного напряжения основной изоляции приве- дены в таблице 4.4.14.
Длительность испытания трансформаторов напряжения с фарфо- ровой внешней изоляцией – 1 мин, с органической изоляцией – 5 мин. Значение испытательного напряжения для изоляции вторичных обмоток вместе с присоединенными к ним цепями принимается рав-
ным 1 кВ.
Продолжительность приложения испытательного напряжения − 1 мин.
Таблица 4.4.19 – Допустимые величины сопротивления изоляции, МОм, не менее
Класс напряжения, кВ
Основная изоляция
Вторичные обмотки *
Связующие обмотки
*
3−35
100
50(1)
1
110−330
300
50(1)
1
* Сопротивления изоляции вторичных обмоток приведены: без скобок − при отключенных вторичных цепях; в скобках − с подключенными вторичными цепями.
Трансформаторы напряжения с ослабленной изоляцией вывода обмотки ВН испытываются индуктированным напряжением с коэффи- циентом испытательного напряжения, равным 1,3, при этом основная и дополнительная обмотки низкой стороны должны быть соединены последовательно.
в) Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
Измерение сопротивления обмоток постоянному току проводится у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения.
Отклонение измеренного сопротивления обмотки постоянному току от паспортного значения или от измеренного на других фазах не должно превышать 2 %. При сравнении измеренного значения с паспортными данными измеренное значение сопротивления долж- но приводиться к температуре испытаний изготовителем. При сравне- нии с другими фазами измерения на всех фазах должны проводиться при одной и той же температуре.
г) Испытание трансформаторного масла.
При вводе в эксплуатацию трансформаторов напряжения масло должно быть испытано в соответствии с показателями 1−7 табли- цы 4.4.43.
У маслонаполненных каскадных трансформаторов напряжения оценка состояния масла в отдельных ступенях проводится по нормам, соответствующим рабочему напряжению ступени.
Емкостные трансформаторы напряжения
а) Испытание конденсаторов делителей напряжения.
Испытания конденсаторов делителей напряжения проводятся в со- ответствии с 4.4.20.
б) Измерение сопротивления изоляции электромагнитного устрой- ства.
Измерение сопротивления изоляции обмоток проводится мегаом- метром на 2500 В.
Сопротивление изоляции не должно отличаться от указанного в паспорте более чем на 30 % в худшую сторону, но составлять не ме- нее 300 МОм.
в) Испытание электромагнитного устройства повышенным напря- жением частотой 50 Гц.
Испытаниям подвергается изоляция вторичных обмоток электро- магнитного устройства.
Испытательное напряжение − 1,8 кВ. Длительность приложения напряжения − 1 мин.
г) Измерение сопротивления обмоток постоянному току.
При вводе в эксплуатацию измерение сопротивления обмоток по- стоянному току проводится только на положении, выставленном из-
готовителем. Это положение на переключающем устройстве должно быть опломбировано.
Измеренные значения, приведенные к температуре при заводских испытаниях, не должны отличаться от указанных в паспорте более чем на 5 %.
д) Измерение тока и потерь холостого хода.
Измерение тока и потерь холостого хода проводится при напряже- ниях, указанных в технической документации изготовителя.
Измеренные значения не должны отличаться от указанных в па- спорте более чем на 10 %.
е) Испытание трансформаторного масла из электромагнитного устройства.
Перед вводом в эксплуатацию определяется пробивное напряже- ние масла из электромагнитного устройства. Значение пробивного на- пряжения масла должно быть не менее 30 кВ.
При вводе в эксплуатацию свежее сухое трансформаторное масло для заливки (доливки) электромагнитного устройства должно быть ис- пытано по показателям 1–7 таблицы 4.4.43.
ж) Испытание вентильных разрядников.
Испытания проводятся согласно требованиям, изложенным в 4.4.21.
Масляные и электромагнитные выключатели
а) Общие положения.
Температура окружающего воздуха при проведении испытаний выключателя в помещении и для которых температура не оговорена иным образом, должна быть в диапазоне от плюс 10 °С до плюс 35 °С.
Температура окружающего воздуха при проведении испытаний на открытых площадках и в открытых камерах не нормируется.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Испытание электрической прочности изоляции выклю- чателей на номинальное напряжение до 220 кВ и выше – по ГОСТ 1516.2 и ГОСТ 1516.3.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) подвижных и направляющих частей, выполненных из органиче- ских материалов; проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции не должно быть меньше значений, при- веденных ниже:
- номинальное напряжение выключателя, кВ
до 10
15–150
220 и выше;
- сопротивление изоляции, МОм
1000
3000
5000;
б) вторичных цепей, электромагнитов управления и других частей выключателя. Проводится в соответствии с 4.4.26.1.
Испытание вводов
Испытание вводов проводится в соответствии с 4.4.24.
Оценка состояния внутрибаковой изоляции и изоляции дугогасительных устройств
Оценка проводится у баковых масляных выключателей на напря- жение 35 кВ в том случае, если при измерении tg вводов на полностью собранном выключателе получены повышенные значения по сравне- нию с нормами, приведенными в таблице 4.4.41.
Внутрибаковая изоляция и изоляция дугогасительных устройств подлежат сушке, если исключение влияния этой изоляции снижает из- меренный tg более чем на 4 % (абсолютное значение).
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) опорной изоляции и изоляции выключателей относительно кор- пуса.
Проводится для выключателей напряжением до 35 кВ. Испыта- тельное напряжение для выключателей принимается в соответствии с данными таблицы 4.4.20. Продолжительность приложения нормиро- ванного испытательного напряжения – 1 мин.
Аналогичному испытанию должна подвергаться изоляция межкон- тактных разрывов масляных выключателей 6–10 кВ.
Таблица 4.4.20 – Испытательное напряжение частотой 50 Гц для внешней изоляции аппаратов
Класс напряже- ния, кВ
Испытательное напряжение, кВ, для аппаратов с изоляцией
нормальной керамической
нормальной органической
облегченной керамической
облегченной органической
3
24
21,6
13
11,7
6
32
28,8
21
18,9
10
42
37,8
32
28,8
15
55
49,5
48
43,2
20
65
58,5
–
–
35
95
85,5
–
–
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления.
Значение испытательного напряжения – 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
При монтаже маломасляных выключателей серии ВМТ следует вы- полнять измерение сопротивления изоляции каждого нагревательного элемента (в холодном состоянии). Сопротивление изоляции должно быть не менее 1,0 МОм.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура контактной системы.
Измерения сопротивления постоянному току проводятся пофаз- но. Их значения не должны превышать значения, указанные в табли- це 4.4.21. Нормы на величины сопротивлений отдельных участков контура указаны в технической документации изготовителя;
б) шунтирующих резисторов дугогасительных устройств. Измеренное значение сопротивления должно отличаться от дан-
ных изготовителя не более чем на 3 %;
в) обмоток электромагнитов управления.
Измеренные значения сопротивлений обмоток должны соответ- ствовать нормам изготовителей.
Таблица 4.4.21 – Значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура контактной системы масляных и электромагнитных выключателей
Тип выключателя
Номинальный ток, А
Сопротивление контактов, мкОм, не более
ВПМ-10
630
78
1000
72
МГ-10, МГ-20
5000
300*
6000
Нет данных
МГГ-10
3150
18; 240*
4000
14; 240*
5000
12; 240*
ВМ-14, ВМ-16
200
350
600
150
1000, 1250
100
ВМ-22, ВМ-23
600
150
1000, 1500
100
ВМГ-10
630
75
1000
70
Тип выключателя
Номинальный ток, А
Сопротивление контактов, мкОм, не более
ВПМП-10
630
78
1000
72
630
55
1000
45
1600
32
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К
600
55
1000
40
1500
30
ВММ-10
630
85
ВК-10, ВКЭ-10
630
50/45**
1000
45/40**
1600
25
ВЭ-10, ВЭС-6
1600
30
2000–2500
20
3200–3600
15
ВМД-35
410
ВЭМ-6
2000, 3200
45
С-35
630
310
3200
60
МКП-35
1000
250
ВТ-35, ВТД-35
630
550
МКП-110Б
630
1300
1000
800
МКП-220
2000
1200
У-110-2000-40
2000
320
У-110-2000-50
2000
365
У-220-1000/2000-25
2000
600
У-220-2000-40
2000
450
ВМТ-220
–
115/85***
ММО-110
1250
180
* Сопротивление дугогасительных контактов.
** В числителе – данные для выключателей на номинальный ток отключения 20 кА, в знаменате- ле – на 31,5 кА.
*** В числителе – сопротивление дугогасительного устройства для выключателей на номинальный ток отключения 25 кА, в знаменателе − на 40 кА.
Измерение скоростных и временных характеристик выключателей
Измерения скоростей движения подвижных контактов и време- ни их включения и отключения проводятся при полностью залитом маслом выключателе и номинальном напряжении оперативного тока на выводах электромагнитов управления.
Скоростные и временные характеристики выключателя, пригодно- го к эксплуатации, должны соответствовать данным таблицы 4.4.22.
Таблица 4.4.22 – Скоростные и временные характеристики масляных и электромагнитных выключателей
Тип выключателя
Скорость движения контактов, м/с
Собственное время, с, не более
при включении/ отключении
максимальная, не более
включения
отключе- ния
ВПМ-10
2,3 ± 0,3/2,4 ± 0,3
2,6/3,9
0,3
0,12
МГ-10
2,2 ± 0,2/1,8 ± 0,3
– /2,4
0,75
0,135
МГ-20
2,0 ± 0,3/1,8 ± 0,3
– /2,3
0,8
0,155
МГГ-10-45УЗ
2,3 ± 0,3/2,5 ± 0,2
2,6/3,6
0,4
0,12
МГГ-10-5000-63УЗ
3,0 ± 0,3/2,5 ± 0,2
3,6/3,6
0,4
0,11
ВМ-14, ВМ-16
1,65/1,22
1,8/1,24
0,24
0,12
ВМ-22
1,6/1,5
–
0,24
0,15
ВМ-23
1,8/1,75
–
0,28
0,15
ВМГ-10
2,0÷2,6/2,1÷2,7
2,6 /3,9
0,3
0,12
ВПМП-10
2,4÷2,8/2,2±0,3
3,2/3,2
0,3
0,12
ВМП-10
4,5 ± 0,5/3,4 ± 0,4
5,0/5,0
0,3
0,1
ВМП-10П
4,5 ± 0,4/3,5 ± 0,3
6,0/5,0
0,2
0,1
ВММ-10
-/2,3 + 0,2
–
0,2
0,1
ВМПП-10-20
4,2 + 0,4/2,5 + 0,2
–
0,2
0,1
ВМПП-10-31,5
4,5 + 0,4/2,8 + 0,2
–
0,2
0,1
ВК-10-20-630(1000)
3,5 + 0,3/2,5 ± 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-20-1600
3,2 ± 0,3/2,3 ± 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-31,5-630(1000)
4,2 + 0,4/2,5 ± 0,2
–
0,075
0,05
ВК-10-31,5-1600
4,0 + 0,4/2,3 ± 0,2
–
0,075
0,05
ВЭ-10-1250(1600)-20
5,2 + 0,5/3,5 + 0,4
–
0,075
0,06
ВЭ-10-2500(3600)-20
4,8 + 0,5/3,0 + 0,3
–
0,075
0,06
ВЭ-10-1250(1600)-31,5
6,5 + 0,6/3,5 + 0,4
–
0,075
0,06
ВЭ-10-2500(3600)-31,5
5,8 + 0,6/3,0 + 0,3
–
0,075
0,06
Тип выключателя
Скорость движения контактов, м/с
Собственное время, с, не более
при включении/ отключении
максимальная, не более
включения
отключе- ния
ВЭ(С)-6
5,8 + 0,6/3,0 + 0,3
–
0,075
0,06
ВЭМ-6
4,0 + 0,5/3,4 + 0,6
–
0,35
0,06
ВКЭ-10-20-630(1000)
4,0 + 0,4/2,5 ± 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-20-1600
3,8 + 0,4/2,3 ± 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-31,5-630(1000)
4,0 + 0,4/2,5 ± 0,2
–
0,3
0,07
ВКЭ-10-31,5-1600
3,8 + 0,4/2,3 ± 0,2
–
0,3
0,07
С-35-630
2,7 ± 0,3/1,0 ± 0,2
3,0–0,3/
0,34
0,05
с приводом ШПЭ-12
1,6 ± 0,2
С-35-630
2,7 ± 0,3/1,0 ± 0,2
3,0–0,3/
0,4
0,12
с приводом ПП-67
1,6 ± 0,2
С-35-3200-50
2,3 + 0,2/1,5 + 0,2
3,2–0,3/
0,64
0,055
приводом ШПЭ-38
2,4–0,2
МКП-35
1,7 + 0,2/1,6 + 0,2
3,2–0,3/
0,4
0,05
3,6–0,2
ВТ-35
1,8 ± 0,3/1,1 ± 0,2
2,1 ± 0,3/
0,35
0,12
2,7 ± 0,2
ВМД-35
1,9 + 0,6/0,9 + 0,4
2,2 + 0,6/
0,35
0,06
3,2 ± 0,4
У-110-2000-40
1,7 + 0,2/1,3 + 0,2
3,3–0,4/
0,3(ШПВ)
−
3,7–0,4
0,7(ШПЭ)
0,06
У-110-2000-50
1,7+0,2/2,1+0,3
3,5-0,4/
0,3(ШПВ)
−
3,9–0,4
0,7(ШПЭ)
0,05
У-220-1000/2000-25
1,9 + 0,2/1,3 + 0,2
4,6–0,4/
0,8
0,05
3,8–0,4
У-220-2000-40
1,3 + 0,2/2,0 + 0,3
4,3–0,4/
0,75
0,045
3,6–0,4
BMT-220(25 кА)
2,7–3,3/2,3–2,9
–
0,13
0,035
ВМТ-220(40 кА)
2,7–3,3/2,3 + 2,9
–
0,13
0,03
ММО-110
6,0 ± 0,2/5,3 ± 0,2
–
0,15
0,05
Примечание – В числителе – скорость при замыкании контактов, в знаменателе − при их размыкании.
Измерение хода подвижных частей, вжима контактов при включении, одновременности замыкания
и размыкания контактов выключателей
Измеренные значения должны соответствовать данным табли- цы 4.4.23.
Таблица 4.4.23 – Нормы на ход подвижных частей выключателей
Тип выключателя
Ход подвижных частей, мм
Ход в контактах (вжим), мм
Разновременность замыка- ния и размыкания контактов, мм, не более
ВПМ-10
210 5
45 5
5
МГ-10
425 15
90 2
5
МГ-20
475 ÷ 500
90 2
5
МГГ-10- 3150(4000,5000)-45
295 5
90–95
(18 2)
4
4
МГГ-10-5000-63
290 5
90–95
6(4)
(22 4)
ВМ-14
–
–
4
ВМ-16
133 3
50 5
5
ВМ-22, ВМ-23
200 5
40 5
6
ВМГ-10
210 5
45 5
5
ВПМП-10
210 5
45 5
5
ВМП-10, ВМП-10П, ВМП-10К
240 ÷ 245
59 4
5
ВММ-10
180
35 3
5
ВМПП-10
207 4
59 4
5
ВК-10, ВКЭ-10
158 2
29 32
3
ВЭ-10, ВЭ(С)-6
–
26 31
–
(7,5 9)
1
С-35-630-10
228 6
10 1
1
С-35-3200-50
280 5
20 1
1
МКП-35
260 ÷ 275
15 1
2
ВТ-35, ВТД-35
230 10
8 13
2
ВМД-35
235 10
12 2
2
МКП-220
800 10
8 1
1
У-110-2000-40
465 10
10 1
2
У-110-2000-50
485 15
20 1
2
У-220-1000/2000-25
795 10
7 10
2
Окончание таблицы 4.4.23
Тип выключателя
Ход подвижных частей, мм
Ход в контактах (вжим), мм
Разновременность замыка- ния и размыкания контактов, мм, не более
У-220-2000-40
730 10
20 1
2
ВМТ-220
492 3
57 60
–
ММО-110
420 10
80 5
5
Примечание − В скобках указаны нормы для главных контактов.
Проверка регулировочных и установочных характеристик механизмов приводов и выключателей
Проводится в объеме и по нормам технической документации из- готовителей для каждого типа привода и выключателя.
Проверка действия механизма свободного расцепления
Механизм свободного расцепления привода должен позволять проведение операции отключения на всем ходе контактов, то есть в любой момент от начала операции включения.
Механизм свободного расцепления проверяется в работе при пол- ностью включенном положении привода в момент замыкания первич- ной цепи выключателя и в одном-двух промежуточных его положениях.
Проверка минимального напряжения (давления) срабатывания выключателей
Проверка минимального напряжения срабатывания проводится пополюсно у выключателей с пополюсными приводами.
Минимальное напряжение срабатывания должно соответствовать нормам, установленным изготовителями выключателей. Минималь- ное напряжение срабатывания электромагнитов управления выклю- чателей с пружинными приводами должно определяться при рабочем натяге (грузе) рабочих пружин согласно указаниям технической доку- ментации изготовителей и ТНПА.
Значение давления срабатывания пневмоприводов должно быть на 20 % – 30 % меньше нижнего предела рабочего давления.
ключателей многократными опробованиями
Многократные опробования выключателей − выполнение опера- ций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обязательны для всех выключателей; ОВ и ОВО обязатель- ны для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) должны проводиться при номинальном напряжении на выводах элек-
тромагнитов. Число операций и сложных циклов, подлежащих выпол- нению выключателем:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла каждого вида.
Испытание трансформаторного масла выключателей
У баковых выключателей всех классов напряжений и малообъ- емных выключателей 110 кВ и выше испытание масла проводится до и после его заливки в выключатели.
У малообъемных выключателей до 35 кВ масло испытывается до заливки в дугогасительные камеры.
Испытание масла проводится по показателям 1, 5 таблицы 4.4.43.
Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытание встроенных трансформаторов тока проводится в соот- ветствии с 4.4.7.
Воздушные выключатели
а) Общие положения - в соответствии с 4.4.9 (перечисление а)).
б) Методы испытаний (проверок) и измерений - в соответствии с 4.4.9 (перечисление б)).
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) воздухопроводов, опорных и подвижных частей, выполненных из органических материалов, выключателей всех классов напряжений проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приве- денных в 4.4.9.1 (перечисление а)).
б) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления прово- дится в соответствии с 4.4.26;
в) многоэлементных изоляторов должно выполняться согласно требованиям 4.4.17.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
опорной изоляции обязательно для выключателей до 35 кВ. Опорную фарфоровую изоляцию выключателей следует испыты-
вать повышенным напряжением частотой 50 Гц в соответствии с та- блицей 4.4.14. Продолжительность приложения нормированного ис- пытательного напряжения – 1 мин.
изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления проводится в соответствии с 4.4.26. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура (главной цепи).
Измерение должно проводиться по частям, то есть для каждого дугогасительного устройства (модуля), элемента (разрыва) гаситель- ной камеры и отделителя, внутриполюсной ошиновки и других частей в отдельности. Наибольшие допустимые значения сопротивления кон- тактов воздушных выключателей приведены в таблице 4.4.24.
Таблица 4.4.24 – Наибольшие допустимые значения сопротивлений постоянному току контактных систем воздушных выключателей
Тип выключателя
Сопротивление контура полюса, мкОм, не более
ВВН-110-6, ВВШ-110
140
ВВН-220-10
240
ВВН-220-15
260
ВВН-330-15
460
ВВ-330Б
380
ВВБ-110, ВВБМ-110Б, ВВБК-110Б
80
ВВБ-220Б, ВВД-220Б, ВВБК-220Б
300
ВВБ-330Б, ВВД-330Б, ВВДМ-330Б
600
ВВБ-750А
1200
ВНВ-330-40, ВНВ-330-63
150
ВНВ-750
230
ВО-750
300
ВВН-35/1000
60
Примечания
50 мкОм − для шин, соединяющих гасительную камеру с отделителем; 80 мкОм − для шины, соединяющей две половины отделителя;
10 мкОм − для перехода с аппаратного вывода отделителя на соединительную шину.
3 Значения сопротивлений каждого разрыва дугогасительного устройства выключателей 330–750 кВ серии ВНВ не должны превышать 35 мкОм.
Наибольшие допустимые значения сопротивлений одного элемента (разрыва) гасительной каме- ры и отделителя и одного дугогасительного устройства модуля: выключателей серии ВВН – 20 мкОм, серий ВВБ, ВВД, ВВБК − 80 мкОм, серии ВНВ − 70 мкОм.
У выключателей типа ВВ напряжением 330 кВ значения сопротивлений следующих участков токо- ведущих контуров не должны превышать:
б) обмоток электромагнитов и цепей управления.
Измеренные значения сопротивлений обмоток электромагнитов и цепей управления воздушных выключателей должны соответство- вать нормируемым значениям:
электромагниты типа ВВ-400-15 с форсировкой: 1-я обмотка − 10 ± 1,5 Ом; 2-я обмотка − 45 ± 2 Ом; обе обмотки − 55 ± 3,5 Ом;
электромагниты завода «Электроаппарат» − 0,39 ± 0,03 Ом. Сопротивление цепей управления отключения и включения выклю-
чателей ВВБ, ВВД и ВВБК на напряжение 330 кВ и выше должно быть таким, чтобы значение пика оперативного тока составляло 22 ± 0,5 А.
в) элементов делителей напряжения и шунтирующих резисторов. Результаты измерений должны соответствовать нормам изготови-
теля, приведенным в таблице 4.4.25.
Таблица 4.4.25 – Нормируемые значения сопротивлений постоянному току омических делителей напряжения и шунтирующих резисторов
Тип выключателя
Сопротивления одного элемента, Ом
ВВН-110-6
150 5
ВВШ-110Б
150
ВВН-220-10, ВВН-220-15, ВВН-330-15
15000 150
ВВ-330
14140 140
ВВБ-110, ВВБ-220Б
100 2
ВВБМ-110Б, ВВД-220Б
50 1
ВВБК-110Б, ВВБК-220Б
47,5
ВНВ-330-63
75
Примечание − Сопротивления шунтирующих резисторов, подлежащих установке на одном полюсе выключателя, должны отличаться друг от друга не более, чем допускается технической документа- цией изготовителя.
Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя
Электромагниты управления воздушных выключателей должны
срабатывать при напряжении не более 0,7·U
ном
при питании привода
от источника постоянного тока и не более 0,65·U
ном
при питании от сети
переменного тока через выпрямительные устройства и наибольшем
рабочем давлении сжатого воздуха в резервуарах выключателя. На- пряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
Испытание конденсаторов делителей напряжения
Проводится в соответствии с 4.4.20. Разность величин емкости конденсаторов в пределах полюса выключателя не должна превы- шать норм изготовителя.
Проверка характеристик выключателя
При проверке работы воздушных выключателей должны опре- деляться характеристики, предписанные технической документацией изготовителя. Результаты проверок и измерений должны соответство- вать нормам изготовителя, приведенным в таблицах 4.4.26–4.4.28. Виды операций и сложных циклов, значения давлений и напряжений оперативного тока, при которых должна проводиться проверка харак- теристик выключателей, приведены в таблице 4.4.29.
Испытание выключателя многократными опробованиями
Многократные опробования – выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени обяза- телен для всех выключателей; ОВ и ОВО – для всех выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) – должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха и напряжениях на зажимах электромагнитов управления с целью проверки исправности действия выключателей согласно таблице 4.4.29.
Проверка регулировочных и установочных характеристик
Проверка размеров, зазоров и ходов дугогасительных устройств и узлов шкафов управления проводится в объеме требований техни- ческой документации изготовителя.
Элегазовые выключатели
а) Общие положения.
Испытания проводят при температуре окружающей среды не ниже плюс 10 °С.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Испытание электрической прочности изоляции элегазовых выклю- чателей проводится по ГОСТ 1516.3 и ГОСТ 1516.2.
Определение качества элегаза – по [10].
змерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение должно выполняться согласно 4.4.26.
золяции выключателя
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.14. Допускается не проводить испытание выключателей, заполненных элегазом изготовителем и не подлежащих вскрытию в течение всего
срока службы.
Элегазовые выключатели на номинальное напряжение 35 кВ и выше испытанию повышенным напряжением частотой 50 Гц не под- вергаются.
Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления должно выполняться в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного напряжения для вторичных цепей и электромагнитов управления должно составлять 1 кВ.
змерение сопротивления постоянному току:
а) главной цепи.
Сопротивление главной цепи должно измеряться как в целом всего токоведущего контура полюса, так и отдельно каждого разрыва дугога- сительного устройства.
Измеренные значения должны соответствовать нормам изготови- теля.
Измерения не проводятся у выключателей, заполненных элега- зом изготовителем и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы.
б) обмоток электромагнитов управления и добавочных резисторов в их цепи.
Измеренные значения сопротивлений должны соответствовать нормам изготовителя.
верка минимального напряжения срабатывания выключателей
Выключатели должны срабатывать при следующих отклонениях напряжения питающей сети:
а) при питании привода от источника постоянного тока:
электромагнита включения – 85–100 % U
;
ном
электромагнита отключения – 70–100 % U ;
ном
б) при питании привода от сети переменного тока:
электромагнитов включения и отключения – 85–100 % U ;
ном
в) при номинальном давлении элегаза в полостях выключателя
и наибольшем рабочем давлении в резервуарах привода.
Напряжение на электромагниты должно подаваться толчком.
ТКП 339-2022
167
Таблица 4.4.26 – Нормы на характеристики воздушных выключателей на напряжение 110–330 кВ с воздухонаполненным отделителем
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН- 220-10
ВВН- 220-15
ВВН- 330-15
ВВ-330Б (20кА)
ВВ-330Б (31,5кА)
1. Вжим подвижных контактов камеры, мм
12 ± 3
12 ± 3
12 ± 3
12 ± 3
10 ± 4
10 ± 4
2. Вжим подвижных контактов отделителя, мм
10 ± 2
10 ± 2
10 ± 2
10 ± 2
8 ± 3
10 ± 2
3. Давление срабатывания при отключении, при котором от-
1,4
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
делитель четко залипает, МПа, не более
4. Давление, при котором первый контакт отделителя начинает
Не более
Не более
Не более
Не более
0,45–0,9
0,45–0,9
двигаться на замыкание (давление отлипания), МПа
1
1
1
1
5. Падение (сброс) давления в резервуаре при отключении,
0,28–0,29
0,28–0,29
0,28–0,29
0,28–0,29
Не более
0,25–0,3
МПа
0,3
6. Расход воздуха на вентиляцию
Не менее
Не менее
Не менее
Не менее
1200–2400
1200–2400
выключателя, л/ч
1350
2700
2700
5400
7. Расход воздуха на утечки во включенном положении выклю-
120
120
120
300
300
300
чателя, л/ч, не более
8. Расход воздуха на утечки в отключенном положении выклю-
430
430
430
860
300
300
чателя, л/ч, не более
9. Собственное время отключения (от подачи команды до
0,05
0,06
0,06
0,06
0,06
0,06
первого размыкания контактов гасительной камеры), с,
не более
10. Разновременность размыкания контактов гасительной
0,004
0,005
0,007
0,006
0,008
0,008
камеры полюса, с, не более
(0,005)
ТКП 339-2022
168
Продолжение таблицы 4.4.26
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН- 220-10
ВВН- 220-15
ВВН- 330-15
ВВ-330Б (20кА)
ВВ-330Б (31,5кА)
11. Бесконтактная пауза гасительной камеры (от последнего
0,10–0,16 0,10–0,16 0,10 ± 0,10–0,16
0,14–0,18
0,2–0,27
размыкания контактов камеры до первого вибрационного за-
± 0,02*
мыкания их), с
12. Разновременность замыкания контактов гасительной камеры
Проверяется только при использовании выключателей
0,12
0,1
(от первого вибрационного замыкания контактов до прекращения
в режиме АПВ**
вибрации), с, не более
13. Запаздывание размыкания контактов отделителя (от по-
0,03–0,05 0,03–0,05 0,03–0,05 0,03–0,05
0,025–
0,045–
следнего размыкания контактов камеры до первого размыкания
0,05
0,07
контактов отделителя), с
14. Разновременность размыкания контактов отделителя, с,
0,01 0,02 0,02 0,02
0,015
0,015
не более
15. Разновременность отключения полюсов выключателя, с, не
0,01 0,01 0,01 0,01
0,01
0,01
более
16. Длительность отключающего
Не менее Не менее Не менее Не менее
0,07–0,11
0,07–0,11
импульса***, с
0,04 0,04 0,04 0,04
17. Собственное время включения (от подачи команды до
0,25(0,2) 0,25 0,25 0,03
0,23
0,23
первого вибрационного замыкания контактов отделителя), с,
не более
18. Разновременность замыкания контактов отделителя (от
0,025 0,04 0,04 0,04
0,04
0,04
первого вибрационного замыкания до прекращения вибрации
контактов), с, не более
19. Разновременность включения полюсов выключателя, с, не
0,04 0,04 0,04 0,04
0,04
0,04
более
ТКП 339-2022
169
Окончание таблицы 4.4.26
Характеристика
ВВН-110-6, ВВШ-110
ВВН- 220-10
ВВН- 220-15
ВВН- 330-15
ВВ-330Б (20кА)
ВВ-330Б (31,5кА)
20. Длительность включающего импульса ***, с
Не менее
Не менее
Не менее
Не менее
0,13–0,19
0,15–0,21
0,07
0,07
0,07
0,07
21. Бесконтактная пауза АПВ (от последнего размыкания
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
0,2–0,3
контактов камеры при отключении до первого вибрационного
замыкания контактов отделителя при включении), с,
не более
* Бесконтактная пауза менее 0,1 с допускается при запаздывании отделителя не более 0,035 с.
** Вибрация контактов камеры должна прекратиться за время не менее чем 0,05 с до первого замыкания контактов отделителя в цикле ОВ.
*** Длительность отключающих и включающих импульсов должна быть практически одинаковой на всех полюсах выключателя.
Примечания
1 Нормы, приведенные в скобках (показатели 10, 17), относятся к выключателям ВВШ-110. 2 Нормы, приведенные в графе 6 (показатель 12), учитывают вибрацию контактов камеры.
ТКП 339-2022
170
Таблица 4.4.27 – Нормы на характеристики воздушных выключателей серий ВВБМ, ВВБ, ВВД и ВВБК на напряжение 35–750 кВ
Характеристика
ВВБМ- 110
ВВБ- 220Б
ВВД- 220
ВВД- 330Б
ВВБ- 750А
ВВБК- 110Б
ВВБК- 220Б
1. Наименьшее давление срабатывания выключателя при от-
1,4
1,4
1,9
1,4
1,9
2,8
2,8
ключении, МПа, не более
2. Давление включения главных контактов при наполнении резер-
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
0,4–0,6
1,05–1,35
1,05–1,35
вуаров дугогасительных камер сжатым воздухом, МПа, не более
3. Давление включения контактов шунтирующей цепи при на-
1,0–1,3
1,0–1,3
1,0–1,3
–
–
1,0–1,3
1,5–2,1
полнении резервуаров дугогасительных камер сжатым воздухом,
МПа
4. Падение (сброс) давления в резервуарах при отключении, МПа
0,26–0,3
0,26–0,3
0,4–0,45
0,3–0,35
0,31–0,37
0,6–0,7
0,6–0,7
5. Собственное время отключения (от подачи команды до первого
0,045–
0,05–
0,05–
0,057–
0,038–
0,04–
0,02–
размыкания главных контактов), с
0,055
0,063
0,063
0,065
0,042
0,048
0,028
6. Разновременность размыкания главных контактов, с, не более:
полюса
–
0,004
0,004
0,004
0,004
–
0,005
трех полюсов
0,004
0,005
0,008
0,01
0,01
0,01
0,01
7. Запаздывание размыкания контактов шунтирующей цепи от-
0,027–
0,027–
0,027–
–
–
0,027–
0,025–
носительно последнего размыкания главных контактов, с
0,04
0,04
0,04
0,04
0,03
8. Разновременность размыкания контактов шунтирующей цепи,
0,003
0,004
0,003
–
–
0,004
0,005
с, не более
9. Длительность отключающего импульса, с, не менее
0,03
0,03
0,027
0,03
0,025
–
–
10. Длительность дополнительного дутья, с, не менее
–
–
–
–
–
0,03
0,03
ТКП 339-2022
171
Продолжение таблицы 4.4.27
Характеристика
ВВБМ- 110
ВВБ- 220Б
ВВД- 220
ВВД- 330Б
ВВБ- 750А
ВВБК- 110Б
ВВБК- 220Б
11. Время от момента размыкания главных контактов до начала
–
–
–
–
–
0,02
0,02
дополнительного дутья, с, не более
12. Собственное время включения (от подачи команды
Не более
Не более
0,15–0,25
0,24–0,25
0,1–0,106
Не более
0,065–
до последнего замыкания главных контактов), с
0,2
0,2
0,13
0,075
13. Разновременность замыкания главных контактов полюса, с,
−
0,005
0,008
0,01
0,06
–
0,005
не более
14. Запаздывание последнего замыкания контактов шунтирующей
0,1
0,08
0,12
–
–
0,12
0,12
цепи относительно замыкания главных контактов, с, не более
15. Время от последнего замыкания контактов шунтирующей
0,01
0,01
0,01
–
–
0,01
0,01
цепи при включении до первого размыкания главных контактов
в циклах ВО и ОВО, с, не менее
16. Время от замыкания главных контактов до их размыкания
–
–
–
Не более
Не более
0,12–0,14
0,12–0,14
в цикле ВО, с
0,12
0,1
17. Бесконтактная пауза АПВ (время от размыкания главных
0,23
0,25
0,25
0,25
0,25
0,3
0,3
контактов до их замыкания при включении), с, не более
18. Расход сжатого воздуха на вентиляцию полюса, л/ч, не менее
333
500
500
1000
2000
900
1080
19. Расход сжатого воздуха на утечки, л/ч, не более
150
240
400
800
1320
480
800
Таблица 4.4.28 –Нормы на характеристики воздушных выключателей серии ВНВ
Характеристика
ВНВ-330-40
ВНВ-330-63
ВНВ-750-40
1. Наименьшее давление срабатывания выключателя при отключении и включении, МПа, не более
2,5
2,5
3,0
2. Давление, при котором контакты дугога- сительного устройства начинают двигаться на смыкание (давление самовключения), МПа
2,0
2,0
2,5
3. Падение (сброс) давления, МПа, не более:
при отключении
0,28
0,28
0,26
при включении
0,03
0,03
0,03
4. Расход сжатого воздуха на:
утечки, л/ч, не более
2000
2500
2500
вентиляцию, л/ч
600–1200
600–1200
900–1800
5. Собственное время отключения полюса (от подачи команды на отключение до момента размыкания дугогасительного контакта, размыкающегося первым), с,
не более
0,025
0,025
0,025
6. Разновременность размыкания (расхож- дения) главных контактов дугогасительных устройств полюса, с, не более
0,002
0,002
0,002
7. Запаздывание момента размыкания (расхождения) контактов коммутационных механизмов относительно размыкания главных контактов, с, не более
–
0,035
–
8. Время от момента размыкания контактов коммутационных механизмов до начала движения их сопел на закрытие, с, н менее
–
0,015
–
9. Разновременность размыкания (рас- хождения) контактов коммутационных механизмов, с, не более
–
0,005
–
10. Время от момента размыкания главных контактов до начала движения сопел на закрытие (стоянка сопел), с
–
0,018-0,026
–
11. Время обтекания током электромагнита отключения, с, не менее
0,04
0,04
0,04
Окончание таблицы 4.4.28
Характеристика
ВНВ-330-40
ВНВ-330-63
ВНВ-750-40
12. Собственное время включения полюса (от подачи команды на включение до мо- мента смыкания дугогасительного контакта, смыкающегося последним), с, не более
0,1
0,1
0,1
13. Разновременность замыкания (касания) главных контактов дугогасительных устройств полюса, включая вибрацию, с,
не более
0,008
0,008
0,008
в том числе разновременность первых касаний главных контактов, с, не более
0,004
0,004
0,004
14. Время от момента замыкания главных контактов до момента подачи команды на отключение в цикле ВО, с, не более
0,02
0,02
0,02
15. Бесконтактная пауза АПВ, с, не более
0,3
0,3
0,3
16. Разновременность срабатывания трех полюсов, с, не более:
при отключении
0,005
0,005
0,005
при включении
0,02
0,02
0,02
Таблица 4.4.29 – Условия и число опробований выключателей при наладке
Операция или цикл
Давление при опробовании
Напряжения на выво- дах электромагнитов
Число опера- ций и циклов
1. Включение
Наименьшее срабатывание
Номинальное
3
2. Отключение
То же
То же
3
3. ВО
“
“
2
4. Включение
Наименьшее рабочее
“
3
5. Отключение
То же
“
3
6. ВО
“
“
2
7. Включение
Номинальное
“
3
8. Отключение
То же
“
3
9. ОВ
“
“
2
10. Включение
Наибольшее рабочее
0,7 номинального
2
11. Отключение
То же
То же
2
12. ВО
“
Номинальное
2
Окончание таблицы 4.4.29
Операция или цикл
Давление при опробовании
Напряжения на выво- дах электромагнитов
Число опера- ций и циклов
13. ОВО
“
То же
2
14. ОВО
Наименьшее для АПВ
“
2
Примечание − При выполнении операций и сложных циклов по пунктам 4–9, 12–14 таблицы должны быть сняты зачетные осциллограммы.
конденсаторов делителей напряжения
Испытания должны выполняться согласно 4.4.20.
Значение измеренной емкости должно соответствовать норме из- готовителя.
верка характеристик выключателя
При проверке работы элегазовых выключателей должны опреде- ляться характеристики, предписанные технической документацией изготовителя. Результаты проверок и измерений должны соответство- вать паспортным данным на конкретный тип выключателя.
Виды операций и сложных циклов, значения давлений в резерву- аре привода и напряжений оперативного тока, при которых должна проводиться проверка характеристик выключателей, приведены в та- блице 4.4.29. Значения собственных времен отключения и включения должны обеспечиваться при номинальном давлении элегаза в дуго- гасительных камерах выключателя, начальном избыточном давлении сжатого воздуха в резервуарах приводов, равном номинальному, и но- минальному напряжению на выводах цепей электромагнитов управ- ления.
ключателей многократными опробованиями
Многократные опробования − выполнение операций включения и отключения и сложных циклов (ВО без выдержки времени между операциями − для всех выключателей; ОВ и ОВО − для выключателей, предназначенных для работы в режиме АПВ) − должны проводиться при различных давлениях сжатого воздуха в приводе и напряжениях на выводах электромагнитов управления с целью проверки исправно- сти действия выключателей согласно таблице 4.4.29.
Испытания проводятся при номинальном напряжении на выводах электромагнитов привода или при номинальном давлении сжатого воздуха привода.
Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению вы- ключателем, должно составлять:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла каждого вида.
верка герметичности
Проверка давления в дугогасительном устройстве элегазовых вы- ключателей проводится по манометру. Указатель манометра должен находиться в зеленой зоне. При оценке должна приниматься во вни- мание температура окружающей среды. Для выключателей напряже- нием до 24 кВ включительно применяется переносной манометр.
Проверка герметичности проводится при снижении давления ниже допустимого. Она может осуществляться:
а) с помощью течеискателя или индикатора газопроницаемости. При испытании щупом течеискателя обследуются места уплотнений стыковых соединений и сварных швов выключателя.
Результат испытания на герметичность считается удовлетвори- тельным, если течеискатель не показывает утечки;
б) с помощью мыльной воды (две весовые части воды и одна часть нещелочного мыла).
Испытание проводится при номинальном давлении элегаза.
верка качества элегаза
Объем проверки элегаза на влажность и кислотность и величины измеренных параметров должны соответствовать указанным в техни- ческой документации изготовителя.
Сертифицированные элегазовые выключатели в течение всего срока службы не требуют обслуживания в части обеспечения каче- ства элегаза.
Физико-химические показатели элегаза должны соответство- вать [11].
1.10 Испытание встроенных трансформаторов тока
Испытания должны выполняться в соответствии с требования- ми 4.4.7.
Вакуумные выключатели
а) Общие положения.
Испытания проводят при температуре окружающей среды не ниже плюс 10 °С.
Перед проверкой электрической прочности изоляции выдержать выключатель в помещении, где проводится его проверка, до высыха- ния росы на нем, если перед этим он находился при низкой (плюс 10 °С и ниже) температуре.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний электрической прочности изоляции вакуумных выключателей определяются требованиями ГОСТ 18397 и 4.4.12.
Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Измерение проводится согласно требованиям 4.4.26.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
а) Испытание изоляции выключателя: значение испытательного напряжения принимается согласно таблице 4.4.14. У вакуумных вы- ключателей при вводе в эксплуатацию необходимо провести «фор- мирование» вакуумной камеры (при испытании повышенным на- пряжением межконтактных разрывов его нужно довести до нормы многократной (3–4 раза) подачей повышенного напряжения), если довести до нормы не удается, выключатель должен быть забрако- ван из-за потери вакуума;
б) Испытание изоляции вторичных цепей и обмоток электромагни- тов управления: испытания проводятся согласно требованиям 4.4.26. Значение испытательного напряжения принимается равным 1 кВ. Дли- тельность испытания – 1 мин.
Проверка минимального напряжения срабатывания выключателя
Электромагниты управления вакуумных выключателей должны срабатывать:
электромагниты включения – при напряжении не менее 0,85·U
электромагниты отключения – при напряжении не менее 0,7·U
Испытание выключателей многократными опробованиями
;
.
ном. ном.
Число операций и сложных циклов, подлежащих выполнению вы- ключателем при номинальном напряжении на выводах электромагни- тов, должно составлять:
3–5 операций включения и отключения;
2–3 цикла ВО без выдержки времени между операциями.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура.
Сопротивление токопровода (между токоведущими стержнями без розеточных контактов) должно быть не более значений, приведен- ных в таблице 4.4.30;
Таблица 4.4.30 – Предельные значения сопротивлений постоянному току токоведущего контура выключателей
Тип выключателя
Изготовитель
Сопротивление каждого полюса, мкОм, не более
ВВЭ-10-20/630
ОАО «ЭЛКО», г. Минусинск
60
ВВЭ-10-20/1000
То же
55
ВВЭ-10-20/1600
“
38
ВБПС-10-20/630
“
60
ВБПС-10-20/630
“
80
ВБПС-10-20/1000
“
50
ВБПС-10-20/1600
“
40
ВБЭ-10
ГНПП «Контакт», г. Саратов
50
BB/TEL-10
«Таврида Электрик», г. Севастополь
50
ВВЭ-10-20/630
ООО «РЗВА−Электрик», г. Ровно
45
ВВЭ-10-31,5/630
То же
40
ВВЭ-10-20/1600
“
40
ВВЭ-10-31,5/1000
ООО «РЗВА−Электрик», г. Ровно
40
ВВЭ-10-20/1600
“
25
ВВЭЛ 0-31,5/1600
“
25
ВВЭ-10-31,5/2000
“
15
ВВЭ-10-31,5/3150
То же
15
Примечание − Предельные значения сопротивления каждого полюса выключателей других типов – по инструкциям изготовителя.
б) электромагнитов управления.
Сопротивления электромагнитов управления выключателей долж- ны соответствовать пределам значений, указанных изготовителем на табличке катушек электромагнитов.
Сопротивления электромагнитов управления выключателем про- изводства ООО «РЗВА-Электрик» должны соответствовать нормам, приведенным в таблице 4.4.31.
Таблица 4.4.31 – Нормы на сопротивления постоянному току катушек управления ВВЭ-10, выпускаемых ООО «РЗВА- Электрик»
Номинальное напряжение, В
Номинальный ток выключателя, А
Сопротивление, Ом
Электромагнит включения
110
630–1600
0,72 ± 0,03
2000; 3150
0,54 ± 0,03
220
630–1600
2,50 ± 0,12
2000; 3150
1,92 ± 0,03
Электромагнит отключения
110
630–3150
23,5 ± 1,2
220
630–3150
97,0 ± 0,14
Измерение временных характеристик выключателей
Временные характеристики должны соответствовать нормам, при- веденным в таблице 4.4.32, а для выключателей, отсутствующих в та- блице, – нормам испытаний изготовителем.
Измерение хода подвижных частей
и одновременности замыкания контактов
Измеренные значения должны соответствовать данным табли- цы 4.4.32, а для выключателей, отсутствующих в таблице, − нормам испытаний изготовителем.
Таблица 4.4.32 – Нормы на характеристики вакуумных выключателей
Характеристика | ВВЭ-10 * | ВВВ-10- 2/320 | ВВ/TEL-10, ВВ/TEL-6 | ВБПС-10 | ВБЭ-10 |
Собственное время отключе- ния, с, не более | 0,03/0,055 | 0,08 | 0,01 | 0,035 | 0,04 |
Собственное время включе- ния, с, не более | 0,2/0,3 | – | 0,07 | 0,06 | 0,1 |
Бестоковая пауза АПВ мини- мальная, с, не более | 0,3/0,3 | 0,4 | 0,3 | 0,3 | 0,3 |
Ход подвижных контактов, мм | 12–13/12–13 | 4–5 | – | 8 + 1 | 8 + 1 |
Вжим контактов, мм | 5,5–7/5,5–7 | 2–2,5 | – | – | 3 |
* В числителе – значения для выключателей, выпускаемых ОАО «ЭЛКО», в знаменателе − ООО «РЗВА−Электрик». | |||||
Выключатели нагрузки
Измерение сопротивления изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления
Проводится согласно 4.4.26.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
изоляции выключателя нагрузки.
Испытательное напряжение должно соответствовать таблице
4.4.14. Продолжительность испытания – 1 мин;
изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управле- ния проводится по 4.4.26. Значение испытательного напряжения при- нимается равным 1 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) токоведущего контура контактной системы выключателя.
Проводится измерение сопротивления токоведущего контура по- люса и каждой пары рабочих контактов. Значение сопротивления должно соответствовать данным испытаний изготовителем;
б) обмоток электромагнитов управления.
Значение сопротивления должно соответствовать данным изгото- вителя.
Проверка действия механизма свободного расцепления
Механизм свободного расцепления проверяется в работе в соот- ветствии с 4.4.9.9.
Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов
Проверка срабатывания привода при пониженном напряжении на выводах электромагнитов проводится в соответствии с 4.4.9.10.
Испытание выключателя нагрузки многократным опробованием
Многократные опробования выключателей должны проводиться при номинальном напряжении на выводах электромагнитов. Число операций, подлежащих выполнению выключателем, должно состав- лять по три включения и отключения.
Разъединители, отделители и короткозамыкатели
а) Общие положения.
Измерение сопротивления изоляции многоэлементных изоляторов выполняется при температуре воздуха не менее плюс 5 ºС.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Проверку исправности действия механизмов проводят по методи- ке, установленной в технических условиях на конкретные типы разъ- единителей.
Проверку электрического сопротивления главной цепи каждого по- люса разъединителя или суммарного сопротивления ее отдельных по- следовательно соединенных частей проводят по ГОСТ 2933.
Испытания изоляции главных и вспомогательных цепей и цепей управления разъединителей проводят по ГОСТ 1516.2.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для:
а) поводков и тяг, выполненных из органических материалов.
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не ниже значений, приведенных в 4.4.9.1 (пере- числение а));
б) многоэлементных изоляторов. Проводится в соответствии с 4.4.17;
в) вторичных цепей и обмоток электромагнитов управления. Про- водится в соответствии с 4.4.26.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) основной изоляции разъединителей, отделителей и короткоза- мыкателей.
Изоляция, состоящая из одноэлементных опорных изоляторов, должна подвергаться испытаниям согласно таблице 4.4.14. Изоляция, состоящая из многоэлементных изоляторов, должна подвергаться ис- пытаниям согласно разделу 4.4.17. Продолжительность приложения напряжения – 1 мин;
б) изоляции вторичных цепей и обмоток электромагнитов управ- ления.
Проводится в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного на- пряжения принимается равным 1 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Измерение сопротивления постоянному току
Измерение сопротивления постоянному току проводится для: а) контактной системы разъединителей и отделителей.
Измерение должно выполняться между точками «контактный вы-
вод» − «контактный вывод». Результаты измерений сопротивлений должны соответствовать нормам изготовителя, а при их отсутствии − данным таблицы 4.4.33;
б) обмоток электромагнитов управления отделителей и короткоза- мыкателей.
Значения сопротивления обмоток должны соответствовать дан- ным изготовителей.
Таблица 4.4.33 – Наибольшее допустимое сопротивление постоянному току контактной системы разъединителей
и отделителей
Тип разъединителя (отделителя)
Номинальное на- пряжение, кВ
Номинальный ток, А
Сопротивление, мкОм
РОНЗ
500
2000
200
РЛН
35–220
600
220
Остальные типы
Все классы напря- жения
600
175
1000
120
1500–2000
50
Измерение контактных давлений в разъемных контактах
Измеренные значения должны соответствовать нормам испытаний изготовителем.
Проверка работы разъединителя, отделителя и короткозамыкателя
Аппараты с ручным управлением должны быть проверены выпол- нением пяти операций включения и пяти операций отключения.
Аппараты с дистанционным управлением должны быть также про- верены выполнением пяти операций включения и отключения при но- минальном напряжении на выводах электромагнитов и электродвига- телей управления.
Определение временных характеристик
Результаты измерений должны соответствовать нормам испыта- ний изготовителем.
У разъединителей, коммутирующих участки ненагруженных си- стем шин на подстанциях 110 кВ и выше, проводится проверка разъ- единителей на синхронность движения ножей.
Разность межконтактных промежутков трех фаз разъединителей во время включения или отключения не должна превышать 10 % при указанных в таблице 4.4.34 диапазонах изменения.
Таблица 4.4.34 – Максимально пробиваемые межконтактные расстояния
Класс напряжения, кВ
Максимально пробиваемые межконтактные расстояния при коммутациях холостых шин, см
отключение
включение
110
15–45
20
220
30–90
45
330
55–120
60
750
135–260
140
Проверка работы механической блокировки
Блокировка не должна позволять оперирование главными ножами при включенных заземляющих ножах, и наоборот.
Комплектные распределительные устройства внутренней и наружной установки (КРУ и КРУН)
а) Общие положения.
Испытание комплектных распределительных устройств, заполнен- ных элегазом изготовителем и не подлежащих вскрытию в течение всего срока службы, не проводится.
Нормы испытаний элементов КРУ (масляных выключателей, из- мерительных трансформаторов, выключателей нагрузки, вентильных разрядников, предохранителей, разъединителей, силовых трансфор- маторов и трансформаторного масла) приведены в соответствующих разделах настоящего технического .
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний негерметизированных КРУ в металличе- ской оболочке на напряжение до 10 кВ должны соответствовать ГОСТ 14694 и настоящему разделу. Дополнительные указания по ме- тодам испытаний КРУ конкретных типов могут уточняться в техниче- ских условиях.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение сопротивления изоляции проводится для: а) элементов из органических материалов.
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в 4.4.9.1 (пе- речисление а));
б) вторичных цепей.
Проводится мегаомметром на напряжение 500–1000 В. Сопротивление изоляции каждого присоединения вторичных це-
пей со всеми присоединенными аппаратами (реле, приборами, вто- ричными обмотками трансформаторов тока и напряжения и т. п.) должно быть не менее 1 МОм, цепей освещения – не менее 0,5 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
а) изоляции первичных цепей ячеек КРУ и КРУН.
Испытательное напряжение полностью смонтированных ячеек КРУ и КРУН при вкаченных в рабочее положение тележках и закрытых дверях устанавливается согласно таблице 4.4.14.
Длительность приложения нормированного испытательного на- пряжения для фарфоровой изоляции − 1 мин. Если изоляция ячеек содержит элементы из твердых органических материалов, продолжи- тельность приложения испытательного напряжения составляет 5 мин;
б) изоляции вторичных цепей.
Проводится в соответствии с 4.4.26. Значение испытательного на- пряжения принимается равным 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Испытания повышенным напряжением вновь смонтированных КРУ должны проводиться до подключения воздушных или кабельных ли- ний электропередачи с включенными выключателями.
Измерение сопротивления постоянному току
Проводится измерение сопротивления постоянному току1 следую- щих элементов КРУ:
а) втычных контактов первичной цепи.
Допустимые значения сопротивления контактов приведены в тех- нической документации изготовителя. В случаях, если значения со- противления контактов не приведены в технической документации, они должны быть не более:
для контактов на 400 А – 75 мкОм; для контактов на 630 А – 60 мкОм; для контактов на 1000 А – 50 мкОм; для контактов на 1600 А – 40 мкОм;
для контактов на 2000 А и выше – 33 мкОм;
1 Измерение выполняется, если позволяет конструкция КРУ.
б) разъемных контактов.
Сопротивление постоянному току разъемных контактов должно быть не более значений, приведенных выше;
в) связи заземления выдвижного элемента с корпусом. Допустимое значение сопротивления − не более 0,1 Ом.
Контроль сборных шин
Контроль контактных соединений сборных шин должен выполнять- ся в соответствии с 4.4.17, 4.4.31.3 и 4.4.31.4.
Механические испытания
Механические испытания проводятся в соответствии с техниче- ской документацией и включают:
пятикратное вкатывание и выкатывание выдвижных элементов с проверкой соосности втычных контактов главной цепи, работы што- рочного механизма, блокировок, фиксаторов;
проверку работы и состояния контактов заземляющего разъеди- нителя.
Комплектные токопроводы (шинопроводы)
а) Общие положения.
Объем и нормы испытаний оборудования, присоединенного к токо- проводу и шинопроводу (генератор, силовые и измерительные транс- форматоры, коммутационная аппаратура, вентильные разрядники или ограничители перенапряжений), приведены в соответствующих разделах настоящего технического кодекса.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В.
Измерение сопротивления изоляции токопроводов и ошиновок проводится для каждой фазы при заземленных других. При значитель- ном (в 2–3 раза) отличии сопротивлений разных фаз рекомендуется по возможности провести осмотр фазы с минимальным сопротивле- нием изоляции для выявления причин такого различия сопротивлений изоляции и устранить эти причины.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытательное напряжение изоляции токопровода при отсоеди- ненных обмотках генератора, силовых трансформаторов напряжения устанавливается согласно таблице 4.4.14.
Значение испытательного напряжения для изоляции токопровода при отсоединенных обмотках генераторов и силовых трансформато- ров приведены в таблице 4.4.14. Для токопроводов с общим для всех
трех фаз экраном испытательное напряжение прикладывается пооче- редно к каждой фазе токопровода при остальных фазах, соединенных с заземленным кожухом.
Длительность приложения испытательного напряжения для фар- форовой изоляции – 1 мин.
Если изоляция токопровода содержит элементы из твердых орга- нических материалов, продолжительность приложения испытательно- го напряжения составляет 5 мин.
Проверка соединений шин и экранов
Проверка соединений шин токопроводов должна проводиться в со- ответствии с требованиями технической документации изготовителя.
У сварных соединений не должно быть трещин, подрезов, не- заплавленных кратеров. Проверка качества сварных соединений при монтаже токопроводов должна выполняться в соответствии с тех- нической документацией по сварке алюминия или с использованием неразрушающих методов контроля по ГОСТ 3242 при наличии соот- ветствующих установок или другим рекомендованным изготовителем способом.
Методы испытаний электрических контактных соединений (да- лее − соединений), изготовленных по ГОСТ 10434, должны соответ- ствовать требованиям ГОСТ 17441.
Испытания безвинтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-2.
Испытания винтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-1.
Проверка состояния изоляционных прокладок
Проводится у токопроводов, оболочки которых изолированы от опорных металлоконструкций. Проверка целости изоляционных прокладок осуществляется путем сравнительных измерений падения напряжения на изоляционных прокладках секции фазы или измерения тока, проходящего в металлоконструкциях между станинами секций. Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах гене- раторного напряжения приведены в таблице 4.4.35.
Проверка устройства искусственной вентиляции токопровода
Проверка устройства искусственной вентиляции токопровода про- водится согласно технической документации изготовителя.
Контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода
Контрольный анализ газа на содержание водорода из токопровода проводится в соответствии с 4.4.3.24.
Таблица 4.4.35 – Критерии отсутствия короткозамкнутых контуров в токопроводах
Конструкция токопровода | Проверяемый узел | Критерий оценки состояния | Примечание |
С непрерывны- ми экранами | Изоляция экранов или коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора при: | ||
– непрерывном воздушном зазоре (щели) между экрана- ми токопровода и корпусом генератора; | Отсутствие металлического замыкания между экранами и корпусом генератора | При визуаль- ном осмотре | |
– односторонней изоляции уплотнений экранов и коробов токопровода от корпуса трансформатора и генератора; | Целостность изоляционных втулок, отсутствие касания поверхностями экранов или коробов (в местах изоли- ровки) корпусов трансфор- матора и генератора | При визуаль- ном осмотре | |
– двухсторонней изоляции уплотнений съемных экра- нов и коробов токопровода, подсоединенных к корпусу трансформатора и генера- тора | Сопротивление изоляции съемного экрана или короба относительно корпуса транс- форматора и генератора при демонтированных стяжных шпильках и заземляющих проводниках должно быть не менее 10 кОм | Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В | |
Секциониро- ванные | Изоляция резиновых компенсаторов экранов токо- проводов от корпуса транс- форматора и генератора | Зазор в свету между болтами соседних на- жимных колец резинового компенсатора должен быть не менее 5 мм | При визуаль- ном осмотре |
Изоляция резиновых уплот- нений съемных и подвижных экранов | Сопротивление изоляции экрана относительно металлоконструкций при демонтированных стяжных шпильках должно быть не менее 10 кОм | Измеряется мегаомметром на напряжение 500–1000 В | |
Все типы с двухслойными прокладками станин экранов | Изоляционные прокладки станин экранов | Сопротивление изоляции прокладок относительно металлоконструкций долж- но быть не менее 10 кОм | 1. Измеряется мегаомметром на напряжение 500 В |
2. Состояние изоляционных втулок болтов крепления станин проверяется визуально |
Окончание таблицы 4.4.35
Конструкция токопровода | Проверяемый узел | Критерий оценки состояния | Примечание |
Все типы | Междуфазные тяги разъеди- нителей и заземлителей | Тяги должны иметь изоляционные вставки или другие элементы, исключающие образование короткозамкнутого контура | При визуаль- ном осмотре |
Сборные и соединительные шины
а) Общие положения.
Шины испытываются в объеме:
– на напряжение до 1 кВ − по 4.4.17.1, 4.4.17.3−4.4.17.5;
– на напряжение выше 1 кВ − по 4.4.17.2−4.4.17.6.
б) Методы испытаний электрических контактных соединений, из- готовленных по ГОСТ 10434, должны соответствовать требованиям ГОСТ 17441 и 4.4.17.2−4.4.17.5.
в) Испытания безвинтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-2.
г) Испытания винтовых контактных зажимов следует проводить по ГОСТ IEC 60998-2-1.
Измерение сопротивления изоляции подвесных и опорных фарфоровых изоляторов
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при по- ложительной температуре окружающего воздуха.
Сопротивление каждого изолятора или каждого элемента много- элементного изолятора должно быть не менее 300 МОм.
Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значения испытательного напряжения приведены в таблице 4.4.14. Вновь устанавливаемые многоэлементные или подвесные изоля- торы должны испытываться повышенным напряжением 50 кВ, часто-
той 50 Гц, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
Продолжительность испытания – 1 мин.
Проверка разборных соединений
Проводится выборочная проверка затяжки контактов и вскрытие 2 % – 3 % соединений.
Проверка неразборных соединений, выполненных опрессовкой
Неразборные соединения, выполненные опрессовкой, бракуются, если:
а) их геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соеди- нительных 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 отно- сительно симметричного положения более чем на 15 % длины прессу-
емой части провода.
Проверка сварных соединений
У сварных соединений не должно быть трещин, подрезов, неза- плавленных кратеров.
Измерение электрического сопротивления соединений
Электрическое сопротивление соединений измеряют на участке соединения между точками, указанными в ГОСТ 17441 (чертежи 1–6). Для соединений, не указанных в ГОСТ 17441 (чертежи 1–6), точки измерения устанавливают на расстоянии 2−10 мм от контактного сты-
ка по ходу тока.
Объем выборки при измерении сопротивления составляет: а) 2 % – 3 % – для разборных соединений;
б) в полном объеме – для разборных соединений на ток более 1000 А;
в) 3 % – 5 % – для неразборных соединений, выполненных опрес- совкой.
Соединения считают выдержавшими испытание, если сред- нее значение сопротивления выборки соответствует требованиям ГОСТ 10434.
Испытание вводов и проходных изоляторов
Испытание вводов и проходных изоляторов проводится в соответ- ствии с 4.4.24.
Токоограничивающие сухие реакторы
Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления
Проводится мегаомметром на напряжение 1000–2500 В. Сопротив- ление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
Испытание опорной изоляции реакторов повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытательное напряжение опорной изоляции полностью собран- ного реактора принимается согласно таблице 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным на- пряжением частотой 50 Гц может проводиться совместно с изолято- рами ошиновки ячейки.
Электрофильтры
а) Общие положения.
Испытания следует проводить при нормальных климатических ус- ловиях по ГОСТ 15150.
б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Определение времени гашения (времени блокировки подачи сиг- нала управления) искрового (дугового) пробоя, ограничения напря- жения холостого хода, ограничения рабочего тока от номинального, коммутируемой и потребляемой мощности для систем управления питания – по ГОСТ 28904.
Измерение сопротивления изоляции обмоток трансформатора агрегата питания
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 1000−2500 В. Сопротивление изоляции обмоток напряжением 380 (220) В с под-
соединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.
Сопротивление изоляции обмоток высокого напряжения должно быть не ниже 50 МОм при температуре 25 °С или не менее 70 % зна- чения, указанного в паспорте агрегата.
Испытание изоляции цепей 380 (220) В агрегата питания
Испытание изоляции проводится напряжением 2 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин. Элементы, работающие при напряжении 60 В и ниже, должны быть отключены.
Измерение сопротивления изоляции кабеля высокого напряжения
Сопротивление изоляции, измеренное мегаомметром на напряже- ние 2500 В, не должно быть менее 10 МОм.
Испытание изоляции кабеля высокого напряжения
Испытание проводится напряжением 75 кВ постоянного тока в те- чение 30 мин.
Испытание трансформаторного масла
Предельно допустимые значения пробивного напряжения масла: до заливки − 40 кВ, после − 35 кВ, если иное не указано в технической документации (паспорте).
В масле не должно содержаться следов воды.
Проверка исправности заземления элементов оборудования
Проводится проверка надежности крепления заземляющих прово- дников к заземлителю и следующим элементам оборудования: оса- дительным электродам, положительному полюсу агрегата питания, корпусу электрофильтра, корпусам трансформаторов и электродвига- телей, основанию переключателей, каркасам панелей и щитов управ- ления, кожухам кабеля высокого напряжения, люкам лазов, дверкам изоляторных коробок, коробкам кабельных муфт, фланцам изолято- ров и другим металлическим конструкциям согласно проекту.
Проверка сопротивления заземляющих устройств
Сопротивление заземлителя не должно превышать 4 Ом, а сопро- тивление заземляющих проводников (между контуром заземления и деталью оборудования, подлежащей заземлению) – 0,05 Ом.
Снятие вольтамперных характеристик
Вольтамперные характеристики электрофильтра (кривая зависимо- сти силы тока от приложенного напряжения на участке коронного раз- ряда) снимаются на воздухе и дымовом газе согласно таблице 4.4.36.
Таблица 4.4.36 – Указания по снятию характеристик электрофильтров
Испытуемый объект | Порядок снятия вольтамперных характеристик | Требования к результа- там испытаний |
1. Каждое поле на воздухе | Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения с интерва- лами изменения токовой нагрузки 5 % – 10 % номинального значения до предпробойного уровня. Она снимается при включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов и дымососах | Пробивное напряжение на электродах должно быть не менее 40 кВ при номинальном токе короны в течение 15 мин |
2. Все поля электрофильтра на воздухе | То же | Характеристики, снятые в начале и конце 24 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % |
Окончание таблицы 4.4.36
Испытуемый объект | Порядок снятия вольтамперных характеристик | Требования к результа- там испытаний |
3. Все поля электрофильтра на дымовом газе | Вольтамперная характеристика снимается при плавном повышении напряжения до предпробойного уровня (восходящая ветвь) с интервалами изменения токовой нагрузки 5–10 % номинального значения и при плавном снижении напряжения (нисходящая ветвь) с теми же интервалами токовой нагрузки. Она снимается при номинальной паровой нагрузке котла и включенных в непрерывную работу механизмах встряхивания электродов | Характеристики, снятые в начале и конце 72 ч испытания, не должны отличаться друг от друга более чем на 10 % |
Конденсаторы
а) Общие положения.
Конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряже- нием ниже 1 кВ испытываются по 4.4.20.1−4.4.20.4, 4.4.20.6; конден- саторы для повышения коэффициента мощности напряжением 1 кВ и выше – по 4.4.20.1–4.4.20.4, 4.4.20.6; конденсаторы связи, отбора мощности и делительные конденсаторы – по 4.4.20.1–4.4.20.5; кон- денсаторы для защиты от перенапряжений и конденсаторы продоль- ной компенсации испытываются по 4.4.20.1−4.4.20.4, 44.20.6.
Испытания и измерения конденсаторов, кроме случаев, для кото- рых указаны другие условия, должны проводиться при нормальных климатических условиях испытаний:
температуре окружающей среды не ниже 25 ± 10 °С;
атмосферном давлении 84–106,7 кПа;
относительной влажности воздуха до 80 %. б) Методы испытаний (проверок) и измерений.
Методы испытаний конденсаторов для повышения коэффициента мощности – по ГОСТ 1282.
Методы испытаний конденсаторов связи и отбора мощности для линий электропередачи – по ГОСТ 15581.
Проверка состояния конденсатора
Проверка состояния конденсатора проводится путем визуального контроля.
При обнаружении течи (капельной или иной) жидкого диэлек- трика конденсатор бракуется независимо от результатов остальных испытаний.
Измерение сопротивления изоляции разрядного резистора
Сопротивление разрядного резистора не должно превышать 100 МОм.
Испытание повышенным напряжением
Испытывается изоляция относительно корпуса при закороченных выводах конденсатора.
Значение и продолжительность приложения испытательного напря- жения регламентируются технической документацией изготовителя.
Испытательные напряжения частотой 50 Гц для различных конден- саторов приведены ниже:
Конденсаторы для повышения коэффициента мощности с номинальным напряжением, кВ
Испытательное напряжение, кВ
0,22
2,1
038
2,1
0,5
2,1
0,66
2,6
1,05
4,3
3,15
15,8
6,3
22,3
10,5
30,0
Конденсаторы для защиты от перенапряжения типа
Испытательное напряжение, кВ
СММ-20/3-0,107
22,5
КМ2-10,5-24
22,5–25,0
Испытания напряжением частотой 50 Гц могут быть заменены одноминутным испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанным испытательным напряжениям.
Измерение емкости
Измерение емкости является обязательным после испытания кон- денсатора повышенным напряжением и проводится для всех конден- саторов.
Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и приведенных в таблице 4.4.37 до- пусков.
Таблица 4.4.37 – Допустимое изменение емкости конденсатора
Наименование
Допустимое изменение измеренной емкости конденсатора относительно паспортного значения, %
Конденсаторы связи отбора мощности и делительные
±5
Конденсаторы для повышения коэффициента мощ- ности и конденсаторы, используемые для защиты от перенапряжения
±5
Конденсаторы продольной компенсации
+5
– 0
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь
Измерение проводится на конденсаторах связи, конденсаторах от- бора мощности и конденсаторах делителей напряжения.
Измеренное значение tg не должно превышать 0,3 % (при темпе-
ратуре 20 °С).
Испытание батарей конденсаторов
Проводится трехкратным включением на номинальное напряже- ние с контролем значений токов по каждой фазе. Токи в различных фазах не должны отличаться более чем на 5 %.
Вентильные разрядники и ограничители перенапряжений
Методы испытаний и измерений вентильных разрядников должны соответствовать ГОСТ 16357.
Измерение сопротивления разрядников и ограничителей перенапряжения
Измерение проводится на разрядниках и ограничителях перена- пряжений с номинальным напряжением:
менее 3 кВ − мегаомметром на напряжение 1000 В;
3 кВ и выше − мегаомметром на напряжение 2500 В.
Сопротивление разрядников РВН, РВП, РВО, GZ должно быть не менее 1000 МОм.
Сопротивление элементов разрядников РВС должно соответство- вать требованиям технической документации изготовителя.
Сопротивление элементов разрядников РВМ, РВРД, РВМГ, РВМК должно соответствовать значениям, указанным в таблице 4.4.38.
Сопротивление имитатора пропускной способности измеряется мегаомметром на напряжение 1000 В. Значение измеренного сопро-
тивления не должно отличаться более чем на 50 % от результатов измерений изготовителем.
Сопротивление изоляции изолирующих оснований разрядников с регистраторами срабатывания измеряется мегаомметром на напря- жение 2500 В. Значение измеренного сопротивления изоляции долж- но быть не менее 1 МОм.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением до 3 кВ должно быть не менее 1000 МОм.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением 3−35 кВ не должно отличаться более чем на ±30 % от данных, приведенных в технической документации изготовителя.
Сопротивление ОПН с номинальным напряжением 110 кВ и выше должно быть не менее 3000 МОм и не должно отличаться более чем на ±30 % от данных, приведенных в технической документации изго- товителя.
Таблица 4.4.38 – Значение сопротивлений вентильных разрядников
Тип разрядника или элемента
Сопротивление, МОм
не менее
не более
РВМ-3
15
40
РВМ-6
100
250
РВМ-10
170
450
РВМ-15
600
2000
РВМ-20
1000
10000
РВРД-3
95
200
РВРД-6
210
940
РВРД-10
770
5000
Элемент разрядника РВМГ − 110М, 150М, 220М, 330М
400
2500
Основной элемент разрядника РВМК-330
150
500
Вентильный элемент разрядника РВМК-330
0,010
0,035
Искровой элемент разрядника РВМК-330
600
1000
Измерение тока проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении
Измерение проводится у разрядников с шунтирующими сопротив- лениями. При отсутствии указаний изготовителя токи проводимости должны соответствовать приведенным в таблице 4.4.39.
Таблица 4.4.39 − Допустимые токи проводимости вентильных разрядников при выпрямленном напряжении
Тип разрядника или элемента
Испытательное выпрямленное напряжение, кВ
Ток проводимости при температуре разрядника 20°С, мкА
не менее
не более
РВП, РВО-10
10
10
РВС-15
16
450
620
РВС-15*
16
200
340
РВС-20
20
450
620
РВС-20*
20
200
340
РВС-33
32
450
620
РВС-35
32
450
620
РВС-35*
32
200
340
РВМ-3
4
380
450
РВМ-6
6
120
220
РВМ-10
10
200
280
РВМ-15
18
500
700
РВМ-20
28
500
700
РВЭ-25М
28
400
650
РВМЭ-25
32
450
600
РВРД-3
3
30
85
РБРД-6
6
30
85
РВРД-10
10
30
85
Элемент разрядника
РВМГ-110 М, 150 М, 220 М, 330 М
30
1000
1350
Основной элемент разрядника РВМК-330
18
1000
1350
Искровой элемент разрядника РВМК-330
28
900
1300
* Разрядники для сетей с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока замыкания на землю, выпущенные после 1975 г.
Примечание − Для приведения токов проводимости разрядников к температуре плюс 20 °С следует внести поправку, равную 3 % на каждые 10° отклонения (при температуре больше 20 °С поправка отрицательная).
Измерение тока проводимости ограничителей перенапряжений
Ток проводимости при приложении наибольшего рабочего напря- жения должен быть не более 1 мА для ОПН с номинальным напряже- нием 6–10 кВ.
Измерение тока проводимости проводится:
для ОПН класса напряжения 3–110 кВ – при наибольшем допу- стимом рабочем напряжении ОПН. Ток проводимости не должен от- личаться на величину +10 % от значений, измеренных изготовителем;
для ОПН класса напряжения 220 кВ – при напряжении 100 кВ частотой 50 Гц. Допускается измерять ток проводимости при напря- жении 75 кВ частотой 50 Гц, при этом величина тока проводимости не должна отличаться более чем на 20 % от значений, измеренных изготовителем и приведенных в технической документации;
для ОПН класса напряжения 330–750 кВ измерение проводится поэлементно при напряжении 70 кВ частотой 50 Гц. Отклонения от па- спортных данных не должны отличаться более чем на +10 %.
Импортные ОПН испытываются в соответствии с инструкциями из- готовителей.
Проверка элементов, входящих в комплект приспособления для измерения тока проводимости ограничителя перенапряжений под рабочим напряжением
Проверка электрической прочности изолированного вывода прово- дится для ограничителей ОПН-330 кВ перед вводом в эксплуатацию.
Проверка проводится при плавном подъеме напряжения частотой 50 Гц до 10 кВ без выдержки времени.
Проверка электрической прочности изолятора ОФР-10-750 прово- дится напряжением 24 кВ частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Измерение тока проводимости защитного резистора проводится при напряжении 0,75 кВ частотой 50 Гц. Значение тока должно нахо- диться в пределах 1,8–4,0 мА.
Предохранители напряжением выше 1 кВ
а) Общие положения.
Диапазон температур окружающего воздуха для испытаний, прово- димых в помещении, и для которых температура не оговорена иным образом, − от плюс 10 °С до плюс 35 °С.
Диапазон температур для испытаний, проводимых на открытых площадках и в открытых камерах, не нормируется.
б) Методы испытаний и измерений.
Методы испытаний предохранителей переменного тока на напря- жение 3 кВ и выше − по ГОСТ 2213.
Испытание опорной изоляции повышенным напряжением
Испытательное напряжение устанавливается согласно табли- це 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением частотой 50 Гц может проводиться со- вместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки.
Проверка целости плавких вставок и соответствия их паспортным данным
Проверяются:
омметром − целостность плавкой вставки;
визуально − наличие маркировки на патроне и соответствие тока паспортным данным.
Измерение сопротивления постоянному току токоведущей части патрона предохранителя
Измеренное значение сопротивления должно соответствовать зна- чению минимального тока, указанному в маркировке на патроне.
Измерение контактного нажатия в разъемных контактах предохранителя
Измеренное значение контактного нажатия должно соответство- вать указанным изготовителем.
Проверка состояния дугогасительной части патрона предохранителя
Измеряется внутренний диаметр дугогасительной части патрона предохранителя.
Измеренное значение диаметра внутренней дугогасительной ча- сти патрона должно соответствовать данным изготовителя.
Вводы и проходные изоляторы
Методы испытаний и измерений проводятся:
герметичных вводов с бумажно-масляной изоляцией на напряже- ния 110–750 кВ – по ГОСТ 10693, вводов других исполнений – по ме- тодикам изготовителя;
эпоксидных вводов выключателей ВВД, ВВДМ и ВНВ – в соот- ветствии с требованиями технической документации изготовителя;
проходных армированных изоляторов классов напряжения от 3 до 35 кВ включительно – по ГОСТ 26093.
Измерение сопротивления изоляции
Измерение проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Из- меряется сопротивление изоляции измерительной и последней об- кладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм.
Измерение тангенса угла диэлектрических потерь и емкости изоляции
Измеряются тангенс угла диэлектрических потерь, tg , и емкость изоляции:
основной изоляции вводов при напряжении 10 кВ;
2
3
3
изоляции измерительного конденсатора ПИН, С , и/или послед- них слоев изоляции, С , при напряжении 5 кВ, если нет других ука- заний изготовителей. У вводов 110 кВ с твердой изоляцией тангенс угла диэлектрических потерь последних слоев изоляции, С , измерять
запрещается.
Предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь при- ведены в таблице 4.4.40.
Таблица 4.4.40 − Предельные значения тангенса угла
диэлектрических потерь, tg
Тип и зона изоляции ввода
Предельные значения tg , %,
для вводов номинальным напряжением, кВ
35
110–150
220
330–750
Бумажно-масляная изоляция ввода:
– основная изоляция (С ) и изоляция конденсатора
1
ПИН (C );
2
–
0,7
0,6
0,6
– последние слои изоляции (C )
3
–
1,2
1,0
0,8
Твердая изоляция ввода: основная изоляция (C ):
1
– с масляным заполнением (RPB)
1,0
1,0
–
–
– RIP-изоляция
0,7
–
–
Бумажно-бакелитовая изоляция ввода с мастич- ным заполнением: основная изоляция (С )
1
3,0
–
–
–
Литая полимерная изоляция: основная изоляция (C )
1
2
–
–
–
Маслобарьерная изоляция ввода: основная изоляция (С )
1
–
2,0
2,0
1,0
Предельное увеличение емкости основной изоляции должно со- ставлять 5 % относительно измеренной изготовителем.
Приведение проводится в соответствии с технической документа- цией изготовителя.
1
Значение тангенса угла диэлектрических потерь основной изо- ляции, tg , не должно быть менее 0,25 % для вводов с маслом Т-750 и 0,15 % – для вводов с маслом ГК.
1
Уменьшение тангенса угла диэлектрических потерь основной изо- ляции, tgδ , герметичного ввода по сравнению с результатами изме- рений изготовителем на Δtg (%) ≥ 0,3 является показанием для про- ведения дополнительных испытаний с целью определения причин снижения тангенса угла диэлектрических потерь.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание является обязательным для вводов и проходных изо- ляторов на напряжение до 35 кВ.
Испытательное напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве, принимается согласно таблице 4.4.14.
Испытание вводов, установленных на силовых трансформато- рах, следует проводить совместно с испытанием обмоток этих транс- форматоров, а при монтаже вводы должны быть испытаны до уста- новки на трансформатор. Испытательное напряжение принимается по таблице 4.4.14.
Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов:
с фарфоровой, масляной и бумажно-масляной основной изоляци- ей − 1 мин;
основной изоляцией из органических твердых материалов и ка- бельных масс − 5 мин,
для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформа- торов − 1 мин.
Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблю- далось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных раз- рядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции.
Испытание вводов избыточным давлением
Проводится для негерметичных маслонаполненных вводов напря- жением 110 кВ и выше путем создания в них избыточного давления масла 0,1 МПа. Продолжительность испытания – 30 мин. При испыта- нии не должно наблюдаться признаков течи масла. Допустимое сни- жение давления за время испытаний – не более 5 кПа.
Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов
Проводится испытание трансформаторного масла перед заливкой по показателям 1–7 таблицы 4.4.43.
Подвесные и опорные изоляторы
а) Общие положения.
Климатические условия при испытаниях должны быть следующими:
температура воздуха − от плюс 10 °С до плюс 40 °С;
относительная влажность воздуха – от 45 % до 80 %;
атмосферное давление – от 84 до 106 кПа.
Для опорно-стержневых изоляторов испытание повышенным на- пряжением частотой 50 Гц необязательно.
Электрические испытания стеклянных подвесных изоляторов не проводятся. Контроль их состояния осуществляется путем внеш- него осмотра.
б) Методы испытаний и измерений:
линейных штыревых фарфоровых и стеклянных изоляторов на напряжение 1–35 кВ – по ГОСТ 1232;
линейных подвесных тарельчатых изоляторов исполнений – по ГОСТ 27661 и по ГОСТ 6490;
опорных штыревых фарфоровых изоляторов на напряжение свыше 1 кВ – по ГОСТ 8608;
керамических опорных изоляторов на напряжение свыше 3 до 750 кВ включительно – по ГОСТ 26093;
линейных стержневых полимерных изоляторов на напряжение свыше 1 кВ – по ГОСТ 28856;
линейных штыревых фарфоровых и стеклянных изоляторов на напряжение до 1 кВ – по ГОСТ 30531.
Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при поло- жительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов следует проводить непосредственно перед их установкой в распреде- лительных устройствах и на линиях электропередачи. Сопротивление изоляции каждого подвесного фарфорового изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц проводится для:
опорных одноэлементных изоляторов.
Для изоляторов внутренней и наружной установок значения испы- тательного напряжения принимаются по таблице 4.4.41;
опорных многоэлементных и подвесных изоляторов.
Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы сле- дует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора. Допускается не проводить испытание подвесных изоляторов.
Длительность приложения нормированного испытательного напря- жения – 1 мин.
Таблица 4.4.41 – Испытательное напряжение опорных одноэлементных изоляторов
Испытуемые изоляторы | Испытательное напряжение, кВ, для номи- нального напряжения электроустановки, кВ | |||||
3 | 6 | 10 | 15 | 20 | 35 | |
Изоляторы, испытываемые отдельно | 25 | 32 | 42 | 57 | 68 | 100 |
Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов | 24 | 32 | 42 | 55 | 65 | 95 |
Трансформаторное масло
Общие положения
Поступившая в организацию партия свежего трансформаторного масла1 должна сопровождаться технической документацией, включа- ющей паспорт безопасности и паспорт качества, в соответствии с тре- бованиями ТР ТС 030/2012 (раздел 3), и должна быть подвергнута испытаниям в соответствии с требованиями настоящего технического кодекса.
Нормативные значения показателей качества свежего трансфор- маторного масла приводятся в таблице 4.4.42, составленной на ос- новании международных и национальных стандартов и ТУ ([12], [13] и т.д.) на масла, которые производятся. При поставке марок транс- форматорных масел, не указанных в таблице 4.4.42, принимаются к использованию только ингибированные масла, показатели качества которых проверяются на соответствие ТУ и [13].
Масла применяются в соответствии с рекомендациями таблицы 4.4.44, или изготовителем оборудования (масла).
Масла различных марок необходимо хранить и использовать раз- дельно, без смешения. В случае необходимости смешения свежих трансформаторных масел разных марок необходимо иметь офици- альное подтверждение совместимости этих марок масел от специ- ализированной организации, рекомендаций завода-изготовителя обо- рудования.
Смешение свежих трансформаторных масел разных марок допустимо
при их одинаковой стабильности против окисления (см. таблицу 4.4.45) и в соответствии с показателями качества указанными в таблице 4.4.42.
1 Неиспользованное товарное масло, полученное от изготовителя, которое еще не контактировало с электрооборудованием или другим оборудованием, кроме оборудо- вания для производства, хранения или транспортирования.
Трансформаторные масла предназначенные для применения в масляных выключателях (масла с улучшенными низкотемператур- ными свойствами – арктические масла), а также масла, содержащие деактивирующие присадки (марка Т-1500У), необходимо применять без смешения с другими маслами.
Отбор проб масел из транспортных емкостей осуществляется в со- ответствии с ГОСТ IEC 60475.
Примечание – При отступлении порядка отбора проб от требований ГОСТ IEC 60475, претензия по качеству поступившего масла может считаться необоснованной.
Перед отбором пробы проводят внешний осмотр транспортных емкостей и проверку комплектности сопроводительной документации. При использовании трансформаторного масла порядок отбора проб и организации испытаний должен соответствовать требованиям ТНПА, определяться локальными документами и/или стандартами ор- ганизации, а также выполняться в соответствии с требованиями тех-
нической документации изготовителей электрооборудования.
По решению главного инженера (технического руководителя) ор- ганизации для определения показателей качества трансформатор- ного масла допускается применение собственных МВИ (стандартов организаций), прошедших процедуру метрологического подтвержде- ния пригодности в органах государственной метрологической службы и допущенных к применению на территории Республики Беларусь. По- казатели точности данных методик должны быть не хуже, чем у мето- дов, указанных в настоящем ТКП.
В период гарантийного срока электрооборудования все операции с маслами (долив, замена, ввод присадок и т.п.) должны согласовы- ваться с изготовителем.
Контроль свежего трансформаторного масла после транспортирования
Анализ отобранной ГОСТ IEC 60475 пробы масла из транспорт- ной емкости проводится по показателям качества 2, 3, 7 (при наличии требования в документации изготовителя масла), 21 таблицы 4.4.42. Показатели 6, 8 и 12 таблицы 4.4.42 можно определять после слива масла.
При арбитражном анализе дополнительно определяется показа- тель качества 13 таблицы 4.4.42, а при необходимости другие показа- тели по ТНПА. При разногласиях в оценке качества масла арбитраж- ным методом испытаний устанавливается метод, указанный в таблице 4.4.42.первым.
ТКП 339-2022
203
Таблица 4.4.42 − Показатели качества свежих трансформаторных масел
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
1 Пробивное напряжение, кВ, не менее
30В / 70 Г
–
–
–
30В / 70 Г
IEC 60156 [14]
ГОСТ 6581, ГОСТ Р МЭК 60156 [15],
ГОСТ Р 54331 [13]
2 Кислотное число, мг КОН/ г, не более
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
0,01
IЕС 62021-1
[16] или IEC
62021-2 [17]
ГОСТ 11362, ГОСТ 5985,
ГОСТ Р МЭК 62021-1 [18],
ASTM D664 [19]
3 Температура вспышки в за- крытом тигле, °С, не ниже
135
140
135
135
135
135 / 100 Н
ISO 2719 [20]
ГОСТ ISO 2719,
ГОСТ Р 54279 [21]
или ГОСТ 6356
4 Влагосодержание, мг/кг, не более
30
–
–
–
30Б / 40 Ж
IЕС 60814 [22]
ГОСТ IEC 60814,
ГОСТ Р 54331 [13]
5 Содержание механи- ческих примесей
–
отс.
отс.
отс.
–
отс.
–
ГОСТ 6307
6 Тангенс угла диэлектриче- ских потерь, %, или (абсо- лютная величина), при 90 °С, не более
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
0,5
(0,005)
IЕС 60247 [23]
или
IЕС 61620 [25]
ГОСТ Р МЭК 60247 [24] или ГОСТ Р МЭК 61620 [26], ГОСТ Р 54331 [13]
или ГОСТ 6581
7 Содержание водораствори- мых кислот и щелочей
–
–
–
–
–
–
–
ГОСТ 6307
204
где 10 пункт?
ТКП 339-2022
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
8, 9 Содержание антиокисли- тельной присадки (2,6-дитрет- бутил-паракрезол (ДБПК) или других), %, не менее
0,3-0,4
0,25-
0,40
0,2
0,2
см.А
0,25–
0,40
IЕС 60666 [27]
ГОСТ Р МЭК 60666 [24] ГОСТ IЕС 60666 и (или)
методом ВЭЖХ или ASTM D2668 [28]
11 Содержание 2-фурфурола и относящихся у нему соедине- ний, мг/кг
–
–
–
–
отс (менее 0,05)
0,1
(не более)
IЕС 61198 [29]
ГОСТ IЕС 61198
12 Стабильность против окисления:
12.1 масса летучих низкомо- лекулярных кислот, мг КОН/г, не более
0,04
0,04
0,04
0,04
0,07
0,04/ -Н
–
ГОСТ 981,
ГОСТ Р54331 [13].
Режимы проведения анализа выполняют- ся в соответствии с ТУ на конкретную марку масла
12.2 массовая доля осадка, %, не более
0,015
0,015
0,015
0,015
–
0,015
/ –Н
–
12.3 кислотное число окислен- ного масла мг КОН/г, не более
0,10
0,10
0,10
0,15
–
0,10 / –Н
–
205
ТКП 339-2022
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
12.4 стойкость против окисле- ния в течение 500 ч.:
общая кислотность, мг КОН/г, не более
1,2 0,3
–
–
–
1,2
0,15 /
1,2Н
IЕС 61125 [30]
(метод С)
ГОСТ IEC 61125,
ГОСТ Р МЭК 60247 [24],
ГОСТ Р МЭК 61620 [31],
ASTM D924 [32],
или ГОСТ 6581
осадок, %, не более
0,8 0,05
–
–
–
0,8
0,005 /
0,8Н
tg δ при 90°С °, % или (абсолютная величина), не более
50 5
(0,5) (0,05)
–
–
–
50
(0,5)
(0,05) /
(0,5Н)
13 Содержание серыЕ, %, не более
– 0,15
–
–
0,45
–
–
ISO 14596 [33]
или
ISO 8754 [34]
ГОСТ ISO 14596,
ГОСТ ISO 8754,
ГОСТ P 54331 [13]
14 Вязкость кинематическая, мм2/с, не более,
при 50 °С:
– –
9
9
–
–
9 / − Н
–
ГОСТ P 53708 [34]
или ГОСТ 33
при 40 °С:
11 8
–
–
11
12 / 3,5 Н
12 / 3,5 Н
ISO 3104 [35]
при минус 30 °С1
1800 800
1200
1200
1300
1800 / − Н
1200 / − Н
при минус 40 °С2
– –
–
–
1300
− / 400 Н
− / 400 Н
IEC 61868 [36]
ГОСТ P 53708 [37]
или IEC 61868 [36]
206
ТКП 339-2022
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
19 Плотность, г/мл, не более
при 20 °С
895
895
895
895
895
895
ISO 3675 [38]
или
ISO 12185 [39] ASTM D7042 [40]
ГОСТ ISO 3675 или СТБ ИСО 12185,
ГОСТ Р 51069 [41],
ГОСТ 31392
при 15 °С
–
–
–
–
–
897
21 Внешний вид
Чистое, свободное от видимых частиц загрязнения и осадков, прозрач- ное, желтого или светло-коричневого цвета
IEC 60296 [12]
(визуальный контроль)
ГОСТ Р 54331[13]
22 Коррозионная сера
отс.
отс.
отс.
отс.
Не корроди- рует
отс.
IEC 62535 [42]
IEC 62535 [42],
DIN 51353 [43]
23 Межфазное натяжение при 25 °С, мН/м, не менее
40
40
–
–
см.Д
40
IEC 62961 [44], или АSTM D971 [45]
ГОСТ 33110,
ASTM D971 [45]
24 Содержание поли- хлорированных бифенилов (далее – ПХБ), мг/кг
отс.
отс.
–
–
отс. или (< 2 мг/кг)
отс.
IEC 61619 [46]
ГОСТ IEC 61619
207
ТКП 339-2022
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
25 Массовая доля по- лициклических аро- матических углеводо-родов (далее – ПАУ), %, не более
3
3
–
–
3
3
IP 346 [47]
IP 346 [47]
26 Температура засты- вания (текучести), °С, не выше
–45
–45
–45
–45
–40 / –60Н
–45 /–60Н
ISO 3016 [48]
ISO 3016 [48], ASTM D97 [49] или
ГОСТ 20287 (метод А)
27 Испытание коррози- онного воздействия на пластинки из меди марки М1К или М-2
по ГОСТ 859
Выдерживает
Выдер- живает
Выдер- живает
Выдер- живает
–
Выдер- живает
–
ГОСТ 2917
Примечания.
При изменении изготовителем масла требований к его качеству, необходимо внести изменения в соответствующие показатели данной таблицы. При возникновении разночтений, следует руководствоваться требованиями изготовителя масла.
«отс.» − обозначает отсутствие показателя.
«−» − обозначает, что значение показателя не нормируется изготовителем масла;
А − Антиокислительная присадка по IЕС 60666 [27], ГОСТ IEC 60666 (поставщик должен указать родовой тип всех присадок, а в случае наличия антиокислитель- ных присадок − их концентрации; при наличии других присадок их содержание должно определяться по IЕС 60296 [12]:
(Т) – масло со следами ингибитора: менее 0,08 %;
– неингибированное масло: менее 0,01%;
– ингибированное масло: 0,08 - 0,40 %;
ТКП 339-2022
208
Окончание таблицы 4.4.42
Показатель
Марка масла (гарантированные значения)
Требования стандартов
Стандарты на методы испытаний
Nytro 11GX
Nytro 10XN
ГК ТУ
38.101-
1025
ВГ ТУ
38.101-
1025
Т-1500У ТУ 38.401-
58107
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
IЕС 60296
[12]
ГОСТ Р 54331
[13]
Примечания к таблице 4.4.42 (продолжение)
Б – для поставок в бочках и небольших емкостях;
В – без лабораторной подготовки пробы;
Г – с учетом подготовки пробы (после лабораторной обработки), согласно ГОСТ Р 54331[13] или IЕС 60156 [14];
Д – для установленных требований, рекомендуется предел минимум 40 мН/м;
Е – определение данного показателя по ГОСТ ISO 14596, ГОСТ Р 53203 [50] или стандартам: IP 373 [51], ASTM D4294 [52];
Ж – для поставок крупными партиями;
З – при измерении плотности при 15 °С, нормируемое значение устанавливается требованиями стандарта, технических условий или спецификации соответствия изготовителя масла;
Н – низкотемпературное масло для коммутационных аппаратов;
О – по окончании испытания на устойчивость к окислению. Продолжительность испытания:
(Т) масло со следами ингибитора: 332 ч.;
Значение tg максимум 0,020 после 2 часов окисления по IEC 61125 [30], метод С; ГОСТ IEC 61125 можно использовать для измерительных трансформаторов и высоковольтных вводов.
1 – Стандартная температура МТХП для трансформаторного масла, может быть изменена в зависимости от климатических условий конкретной страны. Темпе- ратура текучести должна быть, по крайней мере, на 10 °С ниже МТХП.
2 – Стандартная температура МТХП для низкотемпературного масла, используемого в электрооборудовании.
неингибированное масло: 164 ч.;
ингибированное масло: 500 ч.
ТКП 339-2022
209
Таблица 4.4.43 − Требования к качеству свежих масел, подготовленных к заливу в новое электрооборудование1)
№ по- каза- теля
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод ис- пытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достиже- нии предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива в электрооборудо- вание
1
Пробивное напряжение по
Электрооборудование:
30
25
Если коэффициент вариации,
ГОСТ 6581, кВ,
рассчитанный по ГОСТ 6581,
не менее
до 15 кВ
превышает 20 %, то результат
испытаний − неудовлетвори-
свыше 15 кВ до 35 кВ
35
30
тельный
ГОСТ 6581
110−150 кВ
60
55
220−330 кВ
65
60
750 кВ
70
65
2
Кислотное число,
Электрооборудование:
0,02
0,02
Возможно определение
по ГОСТ 5985,
[16] (IEC 62021-1),
мг КОН/г, не более 2)
до 35 кВ
ГОСТ 11362
ГОСТ 5985
свыше 35 кВ
0,01
0,01
3
Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже
ГОСТ 6356
Электрооборудование всех видов и классов напряжений
135
135
Возможно определение по ГОСТ ISO 2719. При примене- нии специального масла для
выключателей значение данного показателя определяется стан- дартом на марку масла
210
ТКП 339-2022
№ по- каза- теля
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод ис- пытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достиже- нии предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива в электрооборудо- вание
4
Влагосодержание:, % массы (мг/кг), не более
ГОСТ IEC 60814
Силовые трансформаторы с пленочной или азотной
защитой, герметичные вводы, герметичные измерительные трансформаторы
0,001(10)
0,001(10)
Допускается определение показателя по ГОСТ 7822 или хроматографическим методом
Силовые и измерительные трансформаторы без специаль- ных защит масла, негерметич- ные маслонаполненные вводы
0,0015(15)
0,0015(15)
4
Влагосодержание:
ГОСТ 1547 (качественно)
Электрооборудование, при от- сутствии требований изготови- телей по количественному опре- делению данного показателя
Отсутствие
Отсутствие
ТКП 339-2022
211
Продолжение таблицы 4.4.43
№ по- каза- теля
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод ис- пытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достиже- нии предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива в электрооборудо- вание
5
Содержание механических
Электрооборудование
Отсутствие
Отсутствие
Допускается определение по-
примесей, %,
до 35 кВ
(10)
(11)
казателя по ГОСТ ИСО 4407
ГОСТ 6370
с последующим перерас-четом
Масляные выключатели всех
Отсутствие
Отсутствие
по ГОСТ 17216 (приложение Г)
классов напряжений
(12)
(12)
(класс чистоты, не более),
Электрооборудование
(8)
(9)
ГОСТ 17216
напряжением свыше 35
до 750 кВ
6
Тангенс угла диэлектрических
Силовые и измерительные
1,7
2,0
Проба масла дополнительной
потерь при 90°С, %, не более
трансформаторы до 35 кВ
Силовые и измерительные
0,5
0,7
ГОСТ 6581
трансформаторы
обработке не подвергается.
свыше 35 кВ до 750 кВ,
Допускается определение по
маслонаполненные вводы 35
ГОСТ Р МЭК 60247 [24]
кВ и выше
212
ТКП 339-2022
№ по- каза- теля
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод ис- пытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достиже- нии предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива в электрооборудо- вание
7
Содержание водораствори- мых кислот и щелочей
ГОСТ 6307
Электрооборудование всех видов и классов напряжений
Отсутствие
Отсутствие
Возможно качественное опре- деление с индикатором ГОСТ 6307 (п. 3.5.2) – отсутствие Для масла марки Т-1500У
данный показатель не является браковочным, но определение его обязательно
7
pH водной вытяжки, не менее
6,0
6,0
8
Содержание антиокисли- тельной присадки АГИДОЛ-1 (2,6-ди-третбутил-4- метилфенол или ионол), % массы, не менее
Силовые и измерительные трансформаторы 35 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше
0,2
Снижение не более чем на 10 % от исход- ного значения до залива
При арбитражном контроле определение показателя следует проводить по ГОСТ IEC 60666 или (и) методом ВЭЖХ
10
Газосодержание в соот- ветствии с технической до- кументацией изготовителя, % объема, не более
Силовые трансформаторы с пленочной защитой, герметич- ные измерительные трансфор- маторы и герметичные вводы
0,5
1,0
Норма до залива не является браковочной, определение обязательно, рекомендуется определять по [53]
ТКП 339-2022
213
Окончание таблицы 4.4.43
№ по- каза- теля
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод ис- пытания
Категория электрооборудования
Предельно допустимое значение качества масла
Рекомендации при достиже- нии предельно допустимых значений
предназначенного к заливу в электро- оборудование
после залива в электрооборудо- вание
12
Стабильность против окис- ления:
– кислотное число окисленно- го масла, мгКОН/г;
– содержание осадка, % масс.
ГОСТ 981
Силовые и измерительные трансформаторы 110 кВ и выше, маслонаполненные вводы 110 кВ и выше
Согласно требованиям технической документации на конкретную марку масла, допущенного к применению в данном оборудовании
Для свежего масла допускается определение по ГОСТ IEC 61125
14
Вязкость кинематическая
Согласно пункта 14 таблицы 4.4.42
21
Внешний вид
Прозрачная жидкость, без осадка и взвешенного вещества
26
Температура застывания,
°С, не выше
ГОСТ 20287
Электрооборудование, заливаемое специальным низкотемпературным маслом (арктическим)
–60
–60
1) При отсутствии требований изготовителя электрооборудования к качеству свежих масел (контролю показателей качества масел подготовленных к заливу и после залива в новое оборудование) заливаемых в электрооборудование следует руководствоваться значениями, указанными в данной таблице, с учетом ТНПА на конкретную марку масел. При использовании требований изготовителей о применении в оборудовании показателей качества масла, не отвечающим рекомендациям данного раздела, это следует учесть, т.к. применение данного масла может сократить срок службы оборудования
2) Допускается применять для залива силовых трансформаторов до 35 кВ марки масел, не указанные в данном разделе, а также их смеси с другими свежими маслами (совместимыми), если значение tg δ при 90 °С не будет превышать 2,2 % до залива и 2,6 % после залива, и кислотного числа не более 0,02 мг КОН/г, при полном соответствии остальных показателей качества требованиям таблицы.
Пробы свежего масла также должны быть направлены его изгото- вителю (поставщику) для подтверждения принадлежности поставлен- ной партии, при этом требуется предварительное согласование с из- готовителем (поставщиком).
Контроль свежего трансформаторного масла, слитого в емкости маслохозяйства
Трансформаторное масло, слитое в емкости маслохозяйства, под- вергается лабораторным испытаниям по показателям качества 2, 3, 5, 6 (при температуре 90 °С, если масло будет применяться в дальней- шем в оборудовании 110 кВ и выше), 7 (pH водной вытяжки), 21 табли- цы 4.4.42 сразу после его приема из транспортной емкости.
Контроль трансформаторного масла, находящегося на хранении
Трансформаторное масло, находящееся на хранении, испытыва- ется по показателям качества 2, 3, 5, 6 (при температуре 90 °С), 7, 12, 21 таблицы 4.4.42 после одного года хранения и далее не реже одного раза в четыре года, с учетом требований стандарта или технических условий на конкретную марку масла.
Контроль качества трансформаторных масел при их заливе в новое электрооборудование
а) Требования к контролю качества масла при подготовке к зали- ву (доливу). Порядок отбора проб, организация испытаний при под- готовке трансформаторного масла к заливу (доливу) в новое электро- оборудование определяется требованиями нормативных документов по эксплуатации масел изготовителей электрооборудования и/или эксплуатирующих организаций.
Свежие трансформаторные масла, подготовленные к заливу в но- вое электрооборудование, должны удовлетворять требованиям та- блицы 4.4.43 (графа 3).
б) Анализ трансформаторного масла после залива в электрообо- рудование.
Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжение после монтажа, должно удовлетворять требованиям таблицы 4.4.43 (графа 4).
в) Расширенные испытания трансформаторного масла.
В случае необходимости уточнения качества свежего масла про- водится расширенный контроль качества масла по показателям 11, 13, 27 таблицы 4.4.42, показателям 10, 14 таблицы 4.4.43, или другим
не указанным выше показателям качества по [13] или [12], а также хроматографический анализ растворенных в масле газов.
Область применения трансформаторных масел
Трансформаторные масла должны отвечать требованиям распро- страняющихся на них стандартов или ТУ.
Марка свежего трансформаторного масла должна выбираться в за- висимости от назначения и класса напряжения электрооборудования.
Таблица 4.4.44 – Область применения трансформаторных масел (рекомендуемая)
Марка масла | ТНПА, устанавливающие требования на масло | Стабильность против окисления масла | Класс напряжения и вид электрооборудо- вания |
ГК | Техническая документа- ция изготовителя | Высокая | Силовые и измери- тельные трансфор- маторы, реакторы, вводы до 750 кВ, масляные выклю- чатели |
Nytro 10N, Nytro 10XN | IЕС 60296 [12] | ||
Nytro 11GX, Nytro 11GBX | То же | ||
Nytro Gemini X, и др. ингибированные масла | « | ||
TANECO | ГОСТ Р 54331 [13] | Силовые трансфор- маторы, реакторы, масляные выключа- тели 330-750 кВ | |
Т-1500 | ГОСТ 982 | Средняя | Силовые и измери- тельные трансфор- маторы, реакторы, вводы до 750 кВ, масляные выклю- чатели |
Т-1500У | Техническая документа- ция изготовителя | ||
ТКп | Тоже | Низкая | Силовые и измери- тельные трансфор- маторы, реакторы до 330 кВ, масляные выключатели |
ТСО | ГОСТ 10121 | ||
ТСп | То же | Силовые трансфор- маторы, до 35 кВ, масляные выклю- чатели | |
Примечание – Требования технической документации изготовителей масла (ТУ), определяющие требования к маслам, приведены в [13] | |||
Таблица 4.4.45 − Объем испытаний свежих масел на совместимость и рекомендуемая область применения
Показатель качества масла и номер ТНПА на метод испытания | Значение показателя для масел | ||
высокой стабильности | средней стабильности | низкой стабильности | |
Тангенс угла диэлектрических потерь при 90 °С по ГОСТ 6581, %, не более | 0,5 | 0,5 | 1,7 (для ТСп) |
2,2 (для ТКп) | |||
Стабильность против окисления по ГОСТ 981 | |||
Условия процесса: | |||
температура, ºС | 155 | 130 | 120 |
продолжительность, ч | 12 | 30 | 14 |
расход кислорода, см 3/мин | 50 | 50 | 200 |
Кислотное число окисленного масла, мг КОН/г масла, не более | 0,15 | 0,15 | 0,1 |
Массовая доля осадка, % массы, не более | 0,015 | Отсутствие | 0,01 |
Масса летучих низкомолекулярных кислот, мг КОН/г масла, не более | 0,15 | 0,04 | 0,008 |
Поверхностное натяжение на границе с водой, Н/м·10-3, не менее (показатель фа- культативен, определение не обязательно) | 40 | 40 | 35 |
Рекомендуемая область применения смеси масел, класс напряжения электрооборудо- вания, кВ, не выше | 750 | 750 | 220 |
(330) * | |||
* При некондиционности одного из масел. | |||
Электрические аппараты, вторичные цепи и электропроводки напряжением до 1 кВ
а) Общие положения
Электрические аппараты и вторичные цепи схем защиты, управ- ления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, предус- мотренном настоящим подразделом. Электропроводки напряжением до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испы- тываются по 4.4.26.1.
Аппараты следует испытывать в полностью собранном виде, если иное не установлено в стандартах на конкретные виды аппаратов.
б) Методы измерений и испытаний.
Все испытания, если их режимы и специфические условия не установлены в стандартах на конкретные типы аппаратов, следу- ет проводить при нормальных климатических условиях испытаний по ГОСТ 15150.
в) Требования к средствам измерений.
Класс точности средств измерений и погрешности измерений параметров и характеристик должны быть не ниже значений, ука- занных в ГОСТ 2933 и стандартах на конкретные виды аппаратов. Средства испытаний должны быть аттестованы или проверены в установленном порядке.
Измерение сопротивления изоляции
Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приве- денных в таблице 4.4.46.
Таблица 4.4.46 – Допустимые значения сопротивления изоляции
Испытуемый элемент
Напряжение мегаомметра, В
Наименьшее допусти- мое значение сопро- тивления изоляции, МОм
1. Шины постоянного тока на щитах управления и в распределительных устройствах (при отсо- единенных цепях)
1000–2500
10
2. Вторичные цепи каждого присоединения
и цепи питания приводов выключателей и разъ- единителей1)
1000–2500
1
3. Цепи управления, защиты, автоматики и из- мерений, а также цепи возбуждения машин постоянного тока, присоединенные к силовым цепям
1000–2500
1
4. Вторичные цепи и элементы при питании
от отдельного источника или через разделитель- ный трансформатор, рассчитанные на рабочее напряжение 60 В и ниже2)
500
0,5
5. Силовые и осветительные сети3)
1000
0,5
6. Распределительные устройства (каждая секция), щиты и токопроводы (шинопроводы)
500–1000
0,5
1) Измерение проводится со всеми присоединенными аппаратами (катушки приводов, контакторы, пускатели, автоматические выключатели, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т.п.).
2) Должны быть приняты меры для предотвращения повреждения устройств, в особенности микро- электронных и полупроводниковых элементов.
3) Сопротивление изоляции измеряется между каждым проводом и землей, а также между каждыми двумя проводами.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Значение испытательного напряжения для цепей релейной за- щиты, электроавтоматики и других вторичных цепей со всеми присо-
единительными аппаратами (катушки приводов, автоматические вы- ключатели, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.) принимается равным 1000 В, если иное не предусмотрено изготовите- лем оборудования. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения – 1 мин.
Напряжением 1000 В частотой 50 Гц не испытываются:
вторичные цепи, рассчитанные на рабочее напряжение до 60 В;
цепи с подключенными устройствами на микроэлектронной (ми- кропроцессорной) элементной базе.
Испытание цепи «фаза-нуль » силовых и осветительных сетей
Испытание цепи «фаза–нуль» силовых и осветительных сетей про- водится в соответствии с требованиями 4.4.28.5.
Проверка действия автоматических выключателей
а) Проверка сопротивления изоляции.
Проводится у выключателей на номинальный ток 400 А и более.
Значение сопротивления изоляции − не менее 1 МОм. б) Проверка действия расцепителей.
Проверяется действие расцепителя мгновенного действия. Выклю- чатель должен срабатывать при токе не более 1,1 верхнего значения тока срабатывания выключателя, указанного изготовителем.
В электроустановках, выполненных по требованиям [1], [8] (раздел 6), проверяются все вводные и секционные выключатели, выключа- тели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и авто- матического пожаротушения, а также не менее 2 % выключателей распределительных и групповых сетей, предназначенных для защиты электроприемников 1 и 2 категории по надежности электроснабжения. В других электроустановках испытываются все вводные и сек- ционные выключатели, выключатели цепей аварийного освещения, пожарной сигнализации и автоматического пожаротушения, а также не менее 1 % остальных выключателей, предназначенных для защиты электроприемников 1 и 2 категории по надежности электроснабжения. Проверка проводится в соответствии с указаниями изготовителей.
При выявлении выключателей, не отвечающих установленным требова- ниям, дополнительно проверяется удвоенное количество выключателей.
Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока
Проверка проводится путем выполнения:
пяти операций включения контакторов и автоматов при напряже-
нии на шинках оперативного тока 0,9 U
;
ном
– пяти операций отключения контакторов и автоматов при напря-
жении на шинках оперативного тока 0,8 U
.
ном
Проверка предохранителей
Плавкая вставка предохранителя должна быть калиброванной. Контактное нажатие в разъемных контактах предохранителя долж-
но соответствовать данным испытаний изготовителем.
Проверка работы предохранителя проводится выполнением пяти циклов ВО.
Устройства защитного отключения, выключатели дифференциального тока
а) Общие положения.
Устройства защитного отключения, управляемые дифференциаль- ным (остаточным) током (далее – УЗО-Д), проверяются в соответствии с СТБ ГОСТ Р 50807.
б) Методы измерений и испытаний.
Испытательная цепь должна характеризоваться низкой индуктив- ностью.
УЗО-Д подвергается сериям испытаний (каждая серия состоит из пяти измерений), которые проводят для каждого полюса отдельно. Для УЗО-Д с вспомогательным источником питания каждую серию испытаний повторяют при напряжениях, равных 1,1; 1,0; 0,85 величи- ны номинального напряжения этого источника, подаваемых на соот-
ветствующие выводы.
в) Требования к средствам измерений.
Измерительные приборы для определения величины дифферен- циального тока должны быть класса точности 2,5. При использовании специально предназначенных для проверки УЗО приборов заводского изготовления допускается относительная погрешность до 10 %.
У приборов для измерений времени отключения относительная по- грешность должна быть не более 10 % от измеряемой величины.
Если измеряемые результаты вызывают сомнение в их достовер- ности, то время отключения измеряют запоминающим осциллогра- фом или электронным цифровым отметчиком времени.
г) Проверка правильности отключения при постоянном увеличе- нии величины дифференциального тока.
При предварительно замкнутых выключателях испытательной цепи и УЗО-Д постепенно повышают величину дифференциального тока с таким расчетом, чтобы дифференциальный ток от исходного
уровня величиной не более 0,2 I
отк
в течение 30 с достиг величины
отк
I . Проводят не менее пяти измерений I
отк
. Все измеренные значения
должны находиться в пределах между неотключаемым дифференци- альным током и током отключения.
д) Проверка правильности отключения УЗО-Д в присутствии диф- ференциального тока.
В условиях, когда испытательная цепь откалибрована при номи-
нальном отключающем дифференциальном токе I
, а выключатели
отк
испытательной цепи предварительно включены, создается электриче-
ская цепь для протекания тока путем включения контактов испыты- ваемого УЗО-Д. Для более точного моделирования протекания диф- ференциального тока проводят не менее пяти измерений времени отключения. Ни один измеренный результат не должен превышать предельного значения, приведенного в таблице 4.4.47.
Таблица 4.4.47 – Значение максимального времени отключения УЗО-Д
отк
типа АС с I
> 0,03 А, предназначенного для защиты
при косвенном прикосновении
Класс
Номинальный ток, А
Значения максимального времени отключения, с, при токе, А
I
отк
2 I
отк
5 I
отк
Т
А
Любое значение
5
0,3
0,15
Тв
Свыше 40
5
0,3
0,15
Таблица 4.4.48 – Значение максимального времени отключения
отк
УЗО-Д типа АС с I
≤ 0,03 А, предназначенного
для дополнительной защиты при непосредственном прикосновении
Номинальный отключающий дифференциальный ток, А
Значения максимального времени отключения, с, при токе, А
I
отк
2 I
отк
0,25 I
отк
0,006
5
1
0,01
5
0,5
0,04
0,03
0,5
0,3
Для УЗО-Д типа А значения максимального времени отключе- ния, указанные в таблицах 4.4.47 и 4.4.48, также подлежат примене-
нию, однако значения токов I
, 2 I
, 5 I
таблицы 4.4.47 и токов I ,
отк
отк
отк
отк
2 I , 0,25 I
таблицы 4.4.48 должны быть умножены на коэффици-
отк
отк
отк
ент 1,3 при I
> 0,015 А и на коэффициент 2,0 (испытательный ток
отк
при этом не менее 0,03 А) при I
≤ 0,015 А.
Для УЗО-Д типа В значения токов, указанные в таблицах 4.4.47 и 4.4.48, должны быть умножены на коэффициент 2 для сглаженных дифференциальных токов, а также для дифференциальных постоян-
ных токов, получаемых в результате трехфазного однополупериодно- го тока или двухполупериодного соединения в электрической схеме.
е) Испытания УЗО-Д на возможность автоматического повторного включения.
Эти испытания следует проводить при дифференциальном сину- соидальном токе при отсутствии тока нагрузки. Дифференциальный
ток повышают постепенно со скоростью 1,4 I
/30 от первоначального
отк
уровня (с максимальным отклонением не более 20 % от номинально-
го) до момента отключения УЗО-Д. Затем плавно уменьшают величи- ну тока до первоначального значения в течение (30 ± 2) с. При этом УЗО-Д не должно проводить повторное включение.
ж) Испытания УЗО-Д на возможность отключения потребителя при снятии напряжения сети.
Проводятся следующим образом: при отсутствии нагрузки на вхо- дящие зажимы УЗО-Д подают напряжение, равное номинальному на- пряжению сети, затем постепенно понижают его до нулевого значе- ния, при этом УЗО-Д не должно отключиться.
з) Испытания УЗО-Д при отклонении напряжения питания.
Такие испытания проводят в два этапа: при отсутствии тока нагруз- ки и при номинальном токе нагрузки.
При отсутствии тока нагрузки проверку проводят при напряжении
0,6; 1,0; 1,2 U .
ном
В ходе проверки осуществляется:
проверка соответствия дифференциального тока срабатывания нормированному значению;
проверка соответствия времени отключения УЗО-Д при включе- нии на дифференциальный ток в соответствии с таблицей 4.4.49.
Таблица 4.4.49 – Функциональные характеристики УЗО-Д
Наименование параметра
Значение параметра
Номинальное напряжение, В
220; 400
Номинальный ток I , А
п
6; 16; 25; 32; 40; 63; 80; 100;
125; 200
Номинальный отключающий ток, I , А
отк
0,01; 0,03; 0,1; 0,3; 0,5
Номинальный не отключающий дифференциальный ток, А
0,5 I
отк
Предельное значение не отключающего сверхтока, А
6 I
п
Номинальное время отключения T, с
r
0,5 при I
отк
0,15 при 2 I
отк
0,04 при 5 I или 500 А
отк
При номинальном токе нагрузки испытания проводятся при диф- ференциальном синусоидальном токе при напряжении 0,6; 1; 1,2 U
ном
сети. В ходе испытания осуществляют проверку соответствия времени
отключения УЗО согласно таблице 4.4.49.
Функционально не зависимые от напряжения сети УЗО (электро- механические) испытывают только при номинальном напряжении.
Проверка релейной аппаратуры
Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации, а также других устройств проводится в соответствии с ТНПА и тех- нической документацией. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным.
Проверка правильности функционирования полностью собранных схем при различных значениях оперативного тока
Все элементы схем должны надежно функционировать в преду- смотренной проектом последовательности при значениях оператив- ного тока, приведенных в таблице 4.4.50.
Таблица 4.4.50 − Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем
Испытуемый объект | Напряжение оперативного тока, % номинального | Примечание |
Схемы защиты и сигнализации в установках напряжением выше 1 кВ | 80, 100 | – |
Схемы управления в установках напряжением выше 1 кВ: | – | |
испытание на включение | 90, 100 | |
испытание, но на отключение | 80, 100 | |
Релейно-контакторные схемы в установках напряжением до 1 кВ | 90, 100 | Для простых схем «кнопка – магнитный пускатель» про- верка работы на пониженном напряжении не проводится |
Бесконтактные схемы на логических элементах | 85, 100, 110 | Изменение напряжения проводится на входе в блок питания |
Аккумуляторные батареи
а) Общие положения.
Приводятся объем и нормы приемо-сдаточных испытаний свинцо- во-кислотных стационарных аккумуляторных батарей на соответствие требованиям, предъявляемым к аккумуляторным батареям I–V групп типоисполнения.
Характеристики АБ по группам типоисполнения приведены в та- блице 4.4.51.
б) Методы испытаний и измерений.
f
Контрольный разряд аккумуляторной батареи осуществляется продолжительностью, t, до конечного напряжения U ; В, током, А:
(4.4.5)
Rt
где C
– гарантированная (номинальная) емкость в ампер-ча-
f
сах, устанавливаемая изготовителем для нового аккумулятора при эталонной температуре 20 оС и продолжительности разряда t (20; 10; 8; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 ч) до конечного напряжения U ; В.
Rt
Наиболее часто используемые значения C
находятся в интерва-
f
ле t = 10−1 А·ч, при U = 1,8 В/эл; рекомендуемые значения приведены в таблице 4.4.51, если иное не указано изготовителем.
Rt
Ток контрольного разряда I
должен поддерживаться в пределах
±1 % от установленного значения на протяжении всего периода раз- ряда. Допускаются отклонения в пределах ±5 % от установленной ве-
Rt
личины I
при ручном регулировании тока разряда.
Напряжение между выводами аккумуляторной батареи и контроль- ных элементов должно регистрироваться не реже чем через 25, 50 и 80 % времени разряда, определенного по формуле
(4.4.6)f
а затем через интервалы времени, позволяющие обеспечить своевре- менную фиксацию значения конечного напряжения U .
f
Рекомендуется измерения напряжения U
проводить ежечасно,
а в конце разряда при быстром уменьшении напряжения периодич- ность измерений на выделенных отстающих элементах сократить до 15 мин.
ТКП 339-2022
224
Таблица 4.4.51 – Характеристики аккумуляторных батарей I–V групп типоисполнения
№ группы
Наименование группы типоисполнения АБ
Классификация АБ по типоисполнению поло- жительного электрода
Контролируемые параметры*
Обще- евро- пейская марки- ровка
Заводская марки- ровка
Плотность электролита, г/см3
при +20 оС
при контрольных разрядах
в режиме постоянного подзаряда при t = 20 °С
Максимально допустимое напряжение, В/эл
Минимально допускаемая плотность электролита, г/см3
Ток разряда
Напряжение аккумуляторов, В/эл
Плотность заряженного аккумулято- ра, г/см3
Точность напряжения подзаряда АБ, %
I
Открытые с жидким электролитом
GroE
C
1,2 ± 0,01
1,8
1,15
I
С10
2,22 + 0,02
1,21 ± 0,005
± 5 %
II
Закрытые со съемной фильтр-пробкой и жидким электролитом
СН
СН
1,21 ± 0,005
1,8
I
С10
2,18 + 0,04
1,24 ± 0,005
± 2 %
III
Закрытые со съемной лабиринтной пробкой и жидким электро- литом
GroE
GroE GroE-Н
1,22 ± 0,01
1,8
1,1
I
С10
2,23 ± 0,02
1,22 ± 0,01
± 2 %
ОРzS
ОРzS TXE
1,24 ± 0,01
1,8
1,12
I
С10
2,23 ± 0,02
1,24 ± 0,01
± 2 %
OGi
OGi; Vb; Vb; OSP
1,24 ± 0,01
1,8
1,12
I
С10
2,23 ± 0,02
1,24 – 1,26
± ±0,01
± 2 %
IV
Герметичные с сорби- рованным электроли- том AGM
OGi
OGi; Vb; Vн; SLA
–
1,85
–
I , I
C3 С10
2,27 + 0,02
-0,01
−
1 %
ТКП 339-2022
225
Окончание таблицы 4.4.51
№ группы
Наименование группы типоисполнения АБ
Классификация АБ по типоисполнению поло- жительного электрода
Контролируемые параметры*
Обще- евро- пейская марки- ровка
Заводская марки- ровка
Плотность электролита, г/см3
при +20 оС
при контрольных разрядах
в режиме постоянного подзаряда при t = 20 °С
Максимально допустимое напряжение, В/эл
Минимально допускаемая плотность электролита, г/см3
Ток разряда
Напряжение аккумуляторов, В/эл
Плотность заряженного аккумулято- ра, г/см3
Точность напряжения подзаряда АБ, %
V**
Герметичные с гелевым электроли- том GEL
OGi
OGiV, VbV
–
1,85
–
I
С10
2,23 ± 0,02
−
±1 %
OPzS
OPzV
–
1,85
–
I
С10
−
* Необходимые конкретные значения тока и напряжения уточняются в процессе испытаний и наблюдения за аккумуляторными батареями и корректируются в зависимости от температуры окружающей среды в соответствии с рекомендациями изготовителя.
** Применение аккумуляторных батарей данной группы не рекомендуется.
Напряжение отстающих элементов в конце разряда не должно от- личаться более чем на 1 % – 1,5 % среднего напряжения остальных элементов, а количество отстающих элементов не должно превышать 5 % от количества всех элементов аккумуляторных батарей.
Замеры плотности электролита допускается проводить каждые 2 ч, минимальное значение плотности, если иное не указано в инструкции изготовителя, принимается по таблице 4.4.51.
f
Разряд считается законченным, если напряжение аккумуляторных батарей достигнет величины п·U ; здесь п – число элементов (аккуму- ляторов). Время разряда должно регистрироваться.
Контрольная емкость, полученная в результате контрольного раз- ряда аккумуляторных батарей при начальной средней температуре , должна вычисляться как произведение тока разряда (в амперах) на продолжительность разряда (в часах) и приводиться к стандартной
температуре (20 °С) по формуле
(4.4.7)где принимается равным 0,006, если иное не оговорено изготовите- лем.
Новый аккумулятор или аккумуляторные батареи должны обеспе- чивать при испытаниях как минимум:
Rt
C
Ф
0,95 C
на первом цикле заряда-разряда;
Ф Rt
C
C
на пятом цикле или ранее, если иное не оговорено изго-
товителем.
в) Требования к средствам измерений.
Пределы измерений и градуировка приборов, а также методы ис- пытаний должны выбираться таким образом, чтобы гарантировать точность, установленную для каждого испытания.
Измерение времени – приборами с точностью измерений ± 1 % и выше.
Измерение напряжения – вольтметром класса точности 0,5 и выше с внутренним сопротивлением не менее 1000 Ом/В.
Измерение тока – амперметром класса точности 0,5 и выше (систе- ма измерений амперметр-шунты-провода класса точности 0,5 и выше). Измерение температуры – термометрами с соответствующим диа- пазоном измерений, у которых цена деления не более 1 °С, и абсолют-
ной точностью 0,5 °С и выше.
Измерение плотности электролита – ареометром или другими приборами с отградуированной шкалой и с ценой деления не более 5 кг/м3.
г) Общие условия проведения испытаний.
Испытания должны проводиться на полностью заряженных аккуму- ляторных батареях согласно технической документации изготовителя.
Перед началом испытаний на каждом аккумуляторе уровень и плотность электролита должны быть доведены до нормы и поддер- живаться в диапазоне допусков, установленных изготовителем.
После окончания контрольного разряда емкость аккумуляторной батареи должна быть восстановлена путем ее заряда в соответствии с технической документацией изготовителя.
Температура окружающей среды, при которой проводят испыта- ния аккумуляторной батареи, должна быть от 15 °С до 35 °С. Ре- комендуется проводить испытания при средней начальной темпе- ратуре аккумуляторных батарей и температуре окружающей среды, по возможности приближенной к 20 °С и измеренной непосредствен- но перед разрядом.
Средняя начальная температура аккумуляторных батарей I–III групп типоисполнения рассчитывается как среднее арифметиче- ское значение отдельных значений температур электролита контроль- ных элементов, которых должно быть не менее 10 (для аккумулятор- ных батарей из более 100 аккумуляторов).
Средняя начальная температура аккумуляторных батарей IV–V групп типоисполнения рассчитывается как средняя температура поверхности посередине стенок баков всех контрольных аккумулято- ров или моноблоков, которых должно быть не менее 12 (для аккумуля- торных батарей из более 100 аккумуляторов).
Измерение уровня электролита
На новых аккумуляторах с непрозрачными стенками баков должны быть смонтированы датчики, регистрирующие положение уровня элек- тролита по отношению к минимальному и максимальному значениям.
Каждый аккумулятор должен быть снабжен устройством, показы- вающим минимальный и максимальный уровни электролита.
Измерение сопротивления изоляции аккумуляторной батареи
Проводится путем измерения напряжения на полюсах батареи и между каждым полюсом и землей при отключенном вводе со сто- роны ЩПТ.
x
Сопротивление изоляции R
вычисляется по формуле
(4.4.8)
q
где R
– внутреннее сопротивление вольтметра, кОм;
U − напряжение на зажимах батареи, В;
2
U
1
и U − напряжение между положительным зажимом и землей
и отрицательным зажимом и землей.
Если U / (U +U ) < 1,1, следует выбрать меньший предел измерения
1 2
вольтметра (меньшее значение внутреннего сопротивления прибора).
Если U / (U +U ) > 20, следует переключить вольтметр на большие
1 2
пределы измерения (большее значение внутреннего сопротивления
прибора).
Сопротивление изоляции батареи должно быть не менее указан- ного ниже:
номинальное напряжение, В
24
48
110
220;
сопротивление, кОм
60
60
60
150.
Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи
Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима.
Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре плюс 25 °С, должна соответствовать данным изготовителя.
Проверка электролита
Плотность электролита каждого элемента в конце заряда и разря- да батареи должна соответствовать данным изготовителя. Температу- ра электролита при заряде должна быть не выше плюс 40 °С.
Плотность электролита, имеющего температуру, отличающуюся от плюс 20 °С, приводят к плотности при плюс 20 °С с учетом темпера- турного градиента плотности 0,0007 г/см3 на 1 °С, если иное значение не указано изготовителем, по формуле
(4.4.9)
20
где
tф
плотность электролита при его температуре +20 °С, г/см3;
ф
плотность электролита при фактической температуре, t ,
г/см3;
t
ф
– фактическая температура электролита °С.
Химический анализ электролита
а) Электролит для заливки кислотных аккумуляторных бата- рей должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты сорта А по ГОСТ 667 и дистиллированной воды по ГОСТ 6709.
Требования к серной кислоте и электролиту для аккумуляторных батарей, изготовленных по ГОСТ 26881, приведены в таблице 4.4.52.
Таблица 4.4.52 – Нормы на характеристики серной кислоты
и электролита для аккумуляторных батарей
Показатель
Нормы для серной кислоты
высшего сорта
Нормы для электролита (разведенная свежая кислота для заливки в аккумуляторы)
1. Внешний вид
Прозрачная
Прозрачная
2. Интенсивность окраски (определяет- ся колориметрическим способом), мл
0,6
0,6
3. Плотность при температуре 20°С, г/см3
1,83 – 1,84
1,18 ± 0,005
4. Содержание железа, %, не более
0,005
0,004
5. Содержание нелетучего остатка после прокаливания, %, не более
0,02
0,03
6. Содержание окислов азота, %, не более
0,00003
0,00005
7. Содержание мышьяка, %, не более
0,00005
0,00005
8. Содержание хлористых соедине- ний, %, не более
0,0002
0,0003
9. Содержание марганца, %, не более
0,00005
0,00005
10. Содержание меди, %, не более
0,0005
0,0005
11. Содержание веществ, восстанав- ливающих марганцевокислый калий, мл 0,01Н раствора КМnО , не более
4
4,5
–
12. Содержание суммы тяжелых металлов в пересчете на свинец, %, не более
0,01
–
Примечание − Для дистиллированной воды допускается наличие тех же примесей, что допускает ГОСТ 667 для аккумуляторной кислоты, но в 10 раз меньшей концентрации.
б) Электролит для заполнения элементов и дистиллированная вода, используемая для доливки аккумуляторных батарей западноевропей- ских производителей – группа III (OPzS, GroE, OGi, OCSM), должен со- ответствовать требованиям по чистоте согласно [54].
Требования к качеству очищенной воды
Требования к очищенной воде – по [55].
а) Вода для аккумуляторов должна быть прозрачной, не иметь за- паха и маслянистых пятен, допустимый водородный показатель рН 5–7, электропроводность не должна превышать 30 мС/см.
Содержание примесей в очищенной воде не должно превышать значений, указанных в таблице 4.4.53.
б) Хранение очищенной воды: металлические емкости для хране- ния не должны быть использованы, так как из металла возможно вы- свобождение ионов.
Хранить воду необходимо в сосудах из стекла, эбонита, полиэти- лена, полипропилена, поливинилхлорида или других пластмасс. Ис- пользуемые шланги должны быть изготовлены из ПВХ, резины или по- лиэтилена.
Таблица 4.4.53 – Содержание примесей в очищенной воде
Загрязнения
мг/л, макс
1. Накипь (невыпариваемый остаток)
10
2. Окисляемые органические соединения, рассчитано как расход KMnО
4
20
3. Металлы сероводородной группы (Pb, Sb, As, Sn, Bi, Cu, Cd):
1
2
4. Металлы аммониево-сульфидной группы:
1
2
5. Галогены (рассчитано как хлориды)
1
6. Соединения азота в форме аммиака
50
7. Соединения азота в иной форме (рассчитано как нитраты)
10
отдельно по каждому
все вместе
отдельно по каждому
все вместе
Рекомендуется хранить очищенную воду в воздухонепроницаемых сосудах, так как из воздуха абсорбируется двуокись углерода, что по- вышает проводимость воды.
Требования к качеству электролита
Электролит для малообслуживаемых аккумуляторных батарей должен поставляться изготовителем в комплекте с батареей. В доку- ментации, подтверждающей качество электролита, должно быть от- ражено его соответствие ГОСТ 26881 или [54]. Перед заливкой элек- тролита в элементы необходимо провести его анализ на соответствие основных показателей (железо, хлор, марганец, медь, окислы азота) значениям, указанным в таблице 4.4.52 или 4.4.54 (в соответствии с ГОСТ 26881 или [54]).
При поставке электролита не изготовителем АБ использо- вать его без проведения химического анализа на соответствие ГОСТ 26881 или [54] не допускается. Анализ электролита необхо- димо проводить с обязательным протоколированием результатов и извещением изготовителя АБ (через поставщика), для согласо- вания последующего применения электролита, в целях сохране- ния гарантийных обязательств на АБ. Загрязнения электролита по ГОСТ 26881 или [54] не должны превышать значений, указанных в таблице 4.4.52 или 4.4.54 соответственно.
Таблица 4.4.54 − Содержание примесей в разбавленной серной кислоте для залива свинцово-кислотных аккумуляторов
Загрязнения
мг/л, макс*
1. Металлы платиновой группы
0,05
2. Медь
0,5
3. Металлы сероводородной группы, кроме свинца (Sb, As, Sn, Bi, Cu, Cb):
– отдельно по каждому
1
– все вместе
2
4. Марганец, хром, титан – отдельно по каждому
0,2
5. Железо
30
6. Другие металлы аммониево-сульфидной группы, например Co, Ni (кроме Al и Zn):
– отдельно по каждому
1
– все вместе
2
7. Галогены
5
8. Азот в виде ионов аммония
50
9. Азот в других формах (например, азотная кислота)
10
10. Летучие органические кислоты (рассчитано как уксусная кислота)
20
11. Окисляемые органические соединения (рассчитано как расход КМnО )
4
30
12. Остаток после выпаривания, удаления дымящихся фракций и отжига
250
* Для заливаемого электролита.
Нейтрализация пролитого электролита
Пролитый электролит необходимо нейтрализовать. В табли- це 4.4.55 приведены количества реагентов для нейтрализации 1 л электролита.
Таблица 4.4.55 − Количество реагентов для нейтрализации 1 л электролита
Плотность электролита, г/см3 | Количество используемого реагента | |||
CaСO , кг 3 | Na CO , кг 2 3 | NaOH, 20 %-ный раствор, л | NaOH, 45 %-ный раствор, л | |
1,22 | 0,21 | 0,40 | 1,50 | 0,66 |
1,24 | 0,23 | 0,44 | 1,65 | 0,73 |
1,26 | 0,25 | 0,48 | 1,80 | 0,80 |
Заземляющие устройства
Проверка выполнения элементов заземляющего устройства
Проверка конструктивного выполнения заземляющего устройства проводится после монтажа до засыпки грунта и присоединения есте- ственных заземлителей и заземляемых элементов (оборудования, конструкций, сооружений).
Проверка заземляющих устройств на ВЛ проводится у всех опор с заземлителями.
Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать 4.3.
Проверка соединений между заземлителями и заземляемыми элементами
Проверка состояния цепей и контактных соединений между за- землителями и заземляемыми элементами, а также соединений есте- ственных заземлителей с заземляющим устройством проводится пу- тем осмотра для выявления обрывов и других дефектов.
Кроме того, может проводиться измерение переходных сопротив- лений (при исправном состоянии контактного соединения сопротивле- ние не превышает 0,05 Ом).
Надежность сварки проверяется простукиванием мест соединений молотком.
Проверка выноса потенциала
Проверка (расчетная) напряжения на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю проводится после мон- тажа, переустройства для электроустановок напряжением выше 1 кВ в сети с эффективно заземленной нейтралью.
Напряжение на заземляющем устройстве:
не ограничивается для электроустановок, с которых исключен вынос потенциалов за пределы зданий и внешних ограждений элек- троустановки;
не более 10 кВ, если предусмотрены меры по защите изоляции отходящих кабелей связи и телемеханики и по предотвращению вы- носа потенциалов;
не более 5 кВ во всех остальных случаях.
Проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках до 1 кВ
Пробивные предохранители должны быть исправны и соответство- вать номинальному напряжению электроустановки.
Проверка цепи «фаза-нуль» в электроустановках до 1 кВ с системой TN
Проверка проводится одним из следующих способов:
непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или нулевой защитный проводник с помощью специальных приборов;
измерением полного сопротивления цепи «фаза − нулевой за- щитный проводник» с последующим вычислением тока однофазного замыкания.
Ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод должен обеспечивать надежное срабатывание защиты с учетом требований, указанных в 4.3.
Измерение сопротивления заземляющих устройств
Значения сопротивления заземляющих устройств с подсоединен- ными естественными заземлителями должны удовлетворять значени- ям, приведенным в соответствующих разделах настоящего техниче- ского кодекса.
Измерение напряжения прикосновения
Измерение напряжения прикосновения в электроустановках, вы- полненных по нормам на напряжение прикосновения, указанным в та- блице 4.4.56, проводится при присоединенных естественных зазем- лителях.
Напряжение прикосновения измеряется на рабочих местах, а так- же в контрольных точках, в которых эти значения определены расче- том при проектировании в соответствии с 4.3.
Под длительностью воздействия напряжения понимается суммар- ное время действия релейной защиты и собственного времени отклю- чения выключателя. За продолжительность воздействия принимает- ся для рабочих мест время отключения ОКЗ резервными защитами, а для остальной территории – основными защитами.
Таблица 4.4.56 − Допустимые значения напряжения прикосновения, В
Напряжение при- косновения для электроустановок | Длительность воздействия напряжения, с | |||||||||||
0,01 | 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,5 | 0,6 | 0,7 | 0,8 | 0,9 | 1,0 | выше 1,0 | |
110–750 кВ | 500 | 400 | 200 | 130 | 100 | 65 | ||||||
1–35 кВ с изолиро- ванной нейтралью и до 1 кВ с любой нейтралью | 550 | 340 | 160 | 135 | 120 | 105 | 95 | 85 | 75 | 70 | 60 | 20 |
Силовые кабельные линии
Силовые кабели, изготовленные в соответствии с ГОСТ 23286, ГОСТ 16441, ГОСТ 18410, ГОСТ 31996 и ГОСТ 433 и других ТНПА,
должны испытываться в соответствии с требованиями указанных выше ТНПА, основные положения которых изложены в настоящем подразделе.
При испытаниях силовых кабельных линий с экструдированной изоляцией должны соблюдаться требования СТБ IEC 60502-1, СТБ IEC 60502-2, СТБ IEC 60229 и СТБ IEC 60840, СТБ IEC 62067. Матери-
алы изоляции кабелей, на которые распространяются стандарты СТБ IEC 60502-1, СТБ IEC 60502-2, СТБ IEC 60229, СТБ IEC 60840 и СТБ
IEC 62067 приведены в таблице 4.4.57.
Таблица 4.4.57 − Полимерные материалы, применяемые для кабелей с экструдированной изоляцией
Наименование материала изоляции кабелей
Сокращенное обозначение
а) Термопластичные материалы:
– поливинилхлоридный пластикат, предназначенный для кабелей на номи- нальное напряжение U / U 3,6/6 кВ
0
PVC/A*
б) Материалы из сшитых полимеров:
– этиленпропиленовая резина или аналогичный материал (ЕРМ или ЕРDМ)у
EPR
– высокомодульная или повышенной твердости этиленпропиленовая резина
HEPR
– сшитый полиэтилен
XLPE
* Материал для изоляции, в котором основным компонентом является поливинилхлорид, предназна- ченный для кабелей на номинальное напряжение U / U 1,8/3 кВ, обозначают PVC/B в IEC 60502-2.
0
Измерение температуры кабелей, контроль состояния антикор- розионного покрытия трубопроводов кабелей высокого давления, ис- пытание подпитывающих агрегатов и устройств автоматического по-
догрева концевых муфт проводятся в соответствии с инструкциями изготовителя.
Проверка заземляющего устройства проводится согласно 4.4.28. При отсутствии возможности испытания основной изоляции сило-
вой кабельной линии классом напряжения 35 кВ и выше повышенным напряжением от постороннего источника (т.е. отсутствие у заказчика и/или исполнителя испытательного оборудования), допускается вклю- чение силовой кабельной линии под номинальное напряжение в со- ответствии с условиями настоящего раздела, при этом рекомендуется контролировать значение tgδ и/или уровень частичных разрядов.
Проверка целостности жил кабелей и фазировка кабельных линий
Осуществляется после окончания монтажа, перемонтажа муфт или отсоединения жил кабеля.
Проверяются целостность и совпадение обозначений фаз подклю- чаемых жил кабеля.
Измерение сопротивления изоляции
Проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. У силовых ка- белей на напряжение до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. Измерение следует проводить до и после испыта- ния кабеля повышенным напряжением. У силовых кабелей на напря- жение выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется.
Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока
Испытательное напряжение принимается в соответствии с табли- цей 4.4.57.1.
Таблица 4.4.57.1 − Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей
Кабели с пропитанной бумажной изоляцией, по ГОСТ 18410, кВ
Кабели с резиновой изоляцией по ГОСТ 443, кВ
До 1
2
3
6
10
20
35
3
6
10
6
12
18
40
60
1005
175
6
12
20
Для кабелей на напряжение до 35 кВ с пропитанной бумажной изо- ляцией длительность приложения полного испытательного напряже- ния при приемо-сдаточных испытаниях составляет 10 мин.
Для кабелей с резиновой изоляцией на напряжение 3−10 кВ дли- тельность приложения полного испытательного напряжения – 5 мин.
Кабели с резиновой изоляцией на напряжение до 1 кВ испытаниям повышенным напряжением не подвергаются.
Для кабелей с изоляцией из поливинилхлоридного пластиката (PVC) напряжением до 10 кВ уровень испытательного напряжения
0
0
должен составлять 4·U , где U
- номинальное напряжение промыш-
ленной частоты между проводником и землей или металлическим экраном, используемым в конструкции кабеля. Продолжительность испытания – 15 мин.
Для маслонаполненных кабельных линий напряжением 110 кВ и выше уровень испытательного напряжения выпрямленного тока принимается согласно ГОСТ 16441 (пункт 7.10). Продолжительность испытания – 15 мин.
При смешанной прокладке кабелей в качестве испытательного на- пряжения для всей кабельной линии следует принимать наименьшее из испытательных напряжений.
При проведении испытаний кабелей напряжением 2−35 кВ необхо- димо обращать внимание на характер изменения токов утечки и асим- метрии их по фазам. Абсолютное значение тока утечки и коэффици- ент асимметрии не являются браковочными показателями, но должны учитываться при оценке состояния изоляции, увеличении времени ис- пытаний, сокращении периодичности.
Кабели с удовлетворительной изоляцией имеют стабильные зна-
10,5 мин
чения тока утечки. Отношение I
/ I
1 мин
не должно быть больше
единицы.
Коэффициент асимметрии I
/I
max
min
составляет 2–3.
Испытание оболочки кабелей на напряжение 10 кВ и выше повышенным выпрямленным напряжением
Наружная оболочка кабелей, проложенных в земле, должна быть испытана выпрямленным напряжением 10 кВ в течение 10 мин. Испы- тательное напряжение должно быть приложено между металлическим экраном или броней и заземлителем.
Испытание напряжением переменного тока частотой 50 Гц
Такое испытание допускается для кабельных линий на напряжении 110 – 330 кВ взамен испытания выпрямленным напряжением. Испыта-
ние проводится напряжением (1,0 – 1,73) U .
ном
При отсутствии испытательной установки необходимой мощности
допускается проводить испытания смонтированной кабельной линии с экструдированной изоляцией следующими методами:
в соответствии с требованиями 4.4.29.6;
0
испытание в течение 24 ч номинальным (рабочим) напряжением системы U .
Испытание повышенным переменным напряжением
После прокладки кабельные линии с пропитанной бу- мажной изоляцией на напряжение до 35 кВ должны выдержать испы- тание повышенным постоянным напряжением в соответствии с требо- ваниями 4.4.29.3, испытание повышенным напряжением переменного тока не проводится (см. ГОСТ 18410 (пункт 5а.8)).
Испытание кабелей с экструдированной изоляцией проводят для:
0
кабелей напряжением 0,66-3,0 кВ − по СТБ IEC 60502-1. Величи- на повышенного испытательного напряжения частотой 50 Гц должна составлять 2,5U +2 кВ. Продолжительность испытания – 5 мин;
кабелей напряжением 6-35 кВ − по СТБ IEC 60502-2. Величина повышенного испытательного напряжения частотой 50 Гц должна со-
0
ставлять 3,5U
кВ. Продолжительность испытания – 5 мин, либо со-
гласно таблице 4.4.58;
кабелей напряжением 110 кВ – по СТБ IEC 60840; 220-330 кВ – согласно СТБ IEC 62067. Испытания должны проводиться повышен- ным напряжением переменного тока в диапазоне частот 20-300 Гц, форма волны должна быть синусоидальной. Значения испытательно- го напряжения для кабельных линий 110-330 кВ приведены в таблице
Продолжительность испытания – 60 мин.
Таблица 4.4.57.2
Кабели напряжением, кВ
110
220
330
Испытательное напряжение, кВ
128
180
250
Испытания кабелей с использованием сверхнизкой ча- стоты проводятся повышенным напряжением переменного тока ча- стотой 0,1 Гц, при этом рекомендуется контролировать значение tgδ и/ или уровень частичных разрядов.
При отсутствии установок для испытаний кабельных линий пере- менным напряжением частотой 0,1 Гц, допускается проведение ис- пытаний основной изоляции повышенным напряжением перемен- ного тока частотой 50 Гц по 4.4.29.6.1. При отсутствии установки необходимой мощности, по указанию производителя кабельной про- дукции и арматуры допускаются испытания повышенным напряже-
0
нием выпрямленного тока 4U
в течении 15 мин, или иным указаниям
изготовителя методом (применением частоты 0,01 Гц до 1,0 Гц, за- тухающим переменным током частотой от 20 Гц до 500 Гц - метод DAC, снижение уровня испытательного напряжения с увеличением времени испытания).
Величина и длительность приложения испытательного напряже- ния частотой 0,1 Гц принимаются в соответствии со значениями та- блицы 4.4.58.
Таблица 4.4.58 – Величина и длительность испытательного напряжения для силовых кабелей
Кабели напряжением, кВ | Испытательное напряжение, частотой 0,1 Гц, кВ | ||
15 мин | 30 мин | 60 мин | |
6 | 18 | 15 | 11 |
10 | 30 | 25 | 18 |
20 | 60 | 50 | 36 |
35 | 105 | 85 | 60 |
Определение сопротивления жил кабеля
Проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше. Сопротивле- ние жил кабельной линии постоянному току, приведенное к удельному значению (на 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре +20 °С), должно быть не более 0,01793 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы. Измеренное сопротивление, приведенное к удельному значению, может отличаться от указанных значений не более чем на 5 %.
Определение электрической рабочей емкости кабелей
Проводится для линий на напряжение 20 кВ и выше. Измеренная емкость, приведенная к удельному значению (на 1 м длины), долж- на отличаться от результатов испытаний изготовителем не более чем на 5 %.
Измерение токораспределения по одножильным кабелям
Неравномерность распределения токов по токопроводящим жи- лам и оболочкам (экранам) кабелей не должна быть более 10 %.
Определение объема нерастворенного газа (пропиточное испытание)
Проводится для маслонаполненных кабельных линий на напряже- ние 110–330 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле долж- но быть не более 0,1 %.
одпитывающих агрегатов
и автоматического подогрева концевых муфт
Проводится для маслонаполненных кабельных линий 110–330 кВ.
Проверка антикоррозионных защит
При приемке линий в эксплуатацию проверяется работа антикор- розионных защит для:
кабелей с металлической оболочкой, проложенных в грунтах со средней и низкой коррозионной активностью (удельное сопротивле- ние 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;
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 указаниями по электрохимической защите подземных энергетических сооружений от коррозии.
Оценку коррозионной активности грунтов и естественных вод сле- дует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602.
Определение характеристик масла и изоляционной жидкости
Определение проводится для всех элементов маслонаполненных кабельных линий на напряжение 110 кВ и для концевых муфт (вво- дов в трансформаторы и КРУЭ) кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение 110 кВ.
Пробы масел марок С-220, 5 РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС должны удовлетворять требованиям норм та- блиц 4.4.59 и 4.4.60.
Если значения электрической прочности и степени дегазации мас- ла МН−4 соответствуют нормам, а значения тангенса угла диэлектри- ческих потерь, tg, измеренные по методике ГОСТ 6581, превышают указанные в таблице 4.4.60, пробу масла дополнительно выдержива- ют при температуре 100 °С в течение 2 ч, периодически измеряя tg. При уменьшении значения тангенса угла диэлектрических потерь, tg, проба масла выдерживается при температуре 100 °С до получения установившегося значения, которое принимается за контрольное зна- чение.
Таблица 4.4.59 − Нормы на показатели качества масел марок С-220, 5 РА, МН-3 и МН-4 и изоляционной жидкости марки ПМС
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 | − |
Примечание − Испытание масел, не указанных в настоящей таблице, необходимопроводить в соот- ветствии с требованием изготовителя. | |||
Таблица 4.4.60 − Тангенс угла диэлектрических потерь масла
и изоляционной жидкости (при 100 °С), %, не более, для кабелей на напряжение, кВ
110 | 150-220 | 330 |
0,5/0,8 * | 0,5/0,8 * | 0,5/− |
* В числителе – значение для масел марок С−220 и 5 РА, в знаменателе − для МН−3, МН−4 и ПМС. | ||
Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ
а) Общие положения.
В процессе выполнения строительно-монтажных работ проводятся проверка и контроль правильного выполнения следующих операций:
установки опор (отклонение опоры от вертикальной оси вдоль и поперек линии, выход опоры из створа линии, уклон и разворот тра- верс и др.);
монтаж проводов и тросов (габариты ВЛ от поверхности земли и инженерных сооружений, регулировка стрел провеса, соединение и крепление проводов и тросов и др.);
заземления опор (параметры элементов заземляющих устройств, глубина заложения и соединения заземлителей и др.).
Требования к заземляющим устройствам, проверка пробивных предохранителей, испытание цепи «фаза-нуль» для ВЛИ аналогич- ны требованиям к воздушным линиям и выполняются в соответствии с 4.4.28.
Контроль расположения элементов опор
Проводится измерение (выборочно) заглубления железобетонных опор в грунте, определение расположения фундаментов металличе- ских опор и железобетонных опор на оттяжках, а также заложения ри- гелей и расположения анкеров оттяжек.
Измеренные значения на ВЛ напряжением 35–750 кВ не должны превышать допусков, приведенных в таблице 4.4.61 и в проектах кон- кретных ВЛ. Измерения выполняются на 2 % – 3 % общего количества установленных опор.
Заглубление в грунт железобетонных опор ВЛ напряжением 0,38 – 20 кВ должно соответствовать проекту ВЛ, но быть не менее 1,7 м для ВЛ напряжением 0,38 кВ и 2,0 м для ВЛ напряжением 6–20 кВ. Измерение производится на всех сложных опорах и на 20 % проме- жуточных опор.
Таблица 4.4.61 − Допуски на расположение сборных фундаментов и свай опор на ВЛ напряжением 35–750 кВ, мм
Наименование
Свободностоящие опоры
Опоры
с оттяжками
Расстояние между осями подножников в плане
± 20
± 50
Разность вертикальных отметок верха подножников *
20
20
Смещение центра подножника в плане
–
50
* Количество прокладок для компенсации разности отметок должно быть не более четырех общей толщиной не более 40 мм; площадь и конфигурация прокладок должны соответствовать конструк- ции опорных частей опоры.
Испытание изоляторов
Испытания установленных на ВЛ стеклянных подвесных изолято- ров, изоляторов всех типов для подвески грозозащитного троса и по- лимерных изоляторов не проводятся; их контроль осуществляется внешним осмотром.
Измерение сопротивления изоляторов
Измерение сопротивления фарфоровых подвесных изоляторов проводится мегаомметром на напряжение 2500 В только при положи- тельной температуре окружающего воздуха. При монтаже изоляторов сопротивление изоляции измеряется непосредственно перед установ- кой изоляторов.
Сопротивление каждого подвесного изолятора должно быть не ме- нее 300 МОм.
Контроль соединений проводов и грозозащитных тросов
Контроль соединений проводов и грозозащитных тросов проводит- ся согласно 4.4.31.
Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов
Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов проводится в соответствии с 4.4.28.
Воздушные линии напряжением 0,4 кВ с изолированными проводами (ВЛИ)
а) Измерение сопротивления изоляции.
Сопротивление изоляции жил, изоляции их соединений и ответвле- ний от них должно быть не менее 0,5 МОм при напряжении мегаомме- тра 1000 В. Сопротивление измеряется между фазными проводами; проводами (жилами) фазными и уличного освещения; проводами фаз- ными, уличного освещения и нулевым.
б) Испытание повышенным напряжением.
Испытание повышенным напряжением проводится мегаомметром на напряжение 2500 В. Измерение сопротивления изоляции в этом случае не проводится.
в) Проверка соединений жил.
Проверка проводится путем внешнего осмотра и измерения паде- ния напряжения или электрического сопротивления.
Соединения жил фазных, уличного освещения и нулевой несущей бракуются, если:
кривизна опрессованного зажима превышает 3 % его длины;
на поверхности соединительного зажима имеются трещины и следы механических повреждений;
падение напряжения или электрическое сопротивление на участ- ке соединения или ответвления более чем в 1,2 раза превышает па- дение напряжения или электрическое сопротивление на участке жил той же длины.
Проверка проводится выборочно на 2 % – 5 % от общего количе- ства соединений и ответвлений.
Контактные соединения проводов, грозозащитных тросов (тросов), сборных и соединительных шин
а) Общие положения.
При проведении контроля контактных соединений, выполненных опрессовкой, контроля качества швов сварных и паяных соедине- ний, имеющих гальваническое покрытие, следует руководствоваться ГОСТ 17441 и 4.4.31.
Контроль опрессованных контактных соединений
Контролируются геометрические размеры и состояние контактных соединений проводов и грозозащитных тросов (тросов) ВЛ и шин рас- пределительных устройств.
Геометрические размеры (длина и диаметр спрессованной части корпуса зажима) не должны отличаться от предусмотренных техноло- гическими указаниями по монтажу контактных соединений.
Стальной сердечник опрессованного соединительного зажима не должен быть смещен относительно симметрического положения более чем на 15 % длины прессуемой части провода.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии, меха- нических повреждений.
При приемке в эксплуатацию выборочно контролируется не менее 3 % ycтановленных зажимов каждого типоразмера (марки).
Контроль контактных соединений, выполненных
с применением овальных соединительных зажимов
Проверяются геометрические размеры и состояние КС проводов и грозозащитных тросов.
Геометрические размеры соединительных зажимов после монтажа не должны отличаться от предусмотренных технологическими указа- ниями по монтажу зажимов.
На поверхности зажима не должно быть трещин, коррозии (на стальных соединительных зажимах), механических повреждений.
Число витков скрутки скручиваемых зажимов на сталеалюминие- вых, алюминиевых и медных проводах не должно составлять менее 4 и более 4,5, а зажимов типа СОАС-95-3 при соединении проводов марки АЖС 70/39 − менее 5 и более 5,5 витков.
При приемке в эксплуатацию ВЛ контролируется выборочно не ме- нее 2 % установленных зажимов каждого типоразмера.
Контроль затяжки болтов контактных соединений
Проверяется затяжка болтов контактных соединений, выполнен- ных с применением соединительных плашечных, петлевых пере- ходных, соединительных переходных, ответвительных, аппаратных зажимов. Проверка проводится в соответствии с инструкцией по их монтажу.
Контроль сварных контактных соединений
Контроль сварных контактных соединений проводится для: а) выполненных с применением термитных патронов.
Контролируются контактные соединения проводов ВЛ и сборных соединительных шин РУ, выполненных с применением термитных па- тронов. В сварном соединении не должно быть:
пережогов наружного повива провода или нарушения сварки при перегибе сваренных концов провода;
усадочных раковин в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода из алюминия, сплавов или меди, глубиной более 6 мм − ста- леалюминиевого провода сечением 150−600 мм2;
б) жестких сборных и соединительных шин РУ.
В сварном соединении не должно быть трещин, прожогов, кра- теров, непроваров сварного шва более 10 % его длины при глубине более 15 % толщины свариваемого металла; суммарное значение не- проваров, подрезов, газовых пор и вольфрамовых включений в швах свариваемых алюминиевых шин должно быть не более 15 % толщины свариваемого металла в каждом рассматриваемом сечении.
Системы возбуждения синхронных генераторов и синхронных компенсаторов
а) Общие положения.
Приводятся объем, нормы и периодичность испытаний основных устройств и аппаратов в составе систем возбуждения следующих типов:
систем тиристорного независимого возбуждения;
систем тиристорного самовозбуждения, в том числе резервных возбудителей;
систем бесщеточного возбуждения;
систем полупроводникового высокочастотного возбуждения (далее − ВЧ);
систем с электромашинным коллекторным возбудителем, в том числе резервных возбудителей (далее − РВ).
Проверку и испытания автоматического регулятора возбуждения, резервного регулятора возбуждения, систем управления возбужде- нием, устройств защиты, диагностики, измерений и сигнализации следует выполнять в соответствии с технической документацией из- готовителя и типовыми методическими указаниями по наладке и ис- пытаниям системы возбуждения.
Контроль основных параметров и характеристик СВ проводится со- гласно 4.4.32 и технической документации изготовителя на конкретные СВ и отдельные устройства, входящие в состав СВ.
Измерение сопротивления и испытания электрической прочности изоляции
Перед проверкой состояния изоляции вторичной коммутации функциональных узлов системы возбуждения, а также силовой части тиристорных преобразователей (далее − ТП) панели и блоки с микро- электронной аппаратурой должны быть выдвинуты из разъемов, а все
не отсоединенные элементы, которые не рассчитаны на испытатель- ное напряжение, − закорочены.
Все высоковольтные испытания, как правило, проводятся после очистки от пыли и продувки сжатым воздухом, в соответствии с ме- тодикой испытаний изготовителя и с применением заводских испыта- тельных приспособлений для закорачивания цепей, не рассчитанных на данные испытания.
Нормы, объемы испытаний и критерии оценки состояния изоляции оборудования каждого типа СВ приведены в таблице 4.4.62.
Состояние изоляции оценивается по величине сопротивления, измеряемого при температуре плюс 10−30 °С, а также по способно- сти выдерживать приложенное испытательное напряжение частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Испытания силового оборудования СВ повышенным напряжением частотой 50 Гц выполняются только при приемо-сдаточных испытаниях.
Проверка наличия цепи защитного заземления
Наличие цепи защитного заземления корпусов всех шкафов, пане- лей, блоков, защитных экранов, кожухов и ограждений элементов СВ проверяется омметром.
Величина сопротивления связи с контуром заземления, R, не нор- мируется, но не должна превышать 0,05 Ом.
Проверяются целостность проводников, соединяющих аппаратуру с контуром заземления, надежность болтовых соединений.
Измерение сопротивления постоянному току
Измеряется сопротивление постоянному току обмоток трансфор- маторов и электрических машин в системах возбуждения. Измерения проводятся при установившейся температуре, близкой к температуре окружающей среды. Измеренное сопротивление для сравнения его с данными измерений изготовителем приводится к соответствующей температуре.
Нормы отклонений значений сопротивлений обмоток электриче- ских машин и аппаратуры приведены в таблице 4.4.63.
ТКП 339-2022
246
Таблица 4.4.62 − Сопротивление изоляции и испытательное напряжение
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна - чение сопротив - ления изоляции, МОм
1. Тиристорный преобразователь (ТП) цепи ротора главного генератора в системах возбуждения СТС, СТН: силовые токоведущие цепи преобра - зователей, связанные с тиристорами защитные цепи, вторичные обмотки выходных трансформаторов системы управления и т.д.; примыкающие
к преобразователям отключенные разъединители (СТС), первичные обмотки трансформаторов собственных нужд (СТС). В системах с водяным охлаждением ТП вода при испытаниях отсутствует
2500
5
0,8 испытательного напря - жения ТП при испытаниях изготовителем, но не менее 0,8 испытательного напря - жения обмотки ротора при испытаниях изготовителем
Относительно корпуса и соединенных с ним вторичных цепей ТП (первичных обмоток импульсных трансформа- торов СУТ, блок-контактов силовых предохранителей, вторичных обмоток трансформаторов делителей тока
и т.д.), примыкающих к ТП силовых элементов схемы (вторичных обмоток трансформаторов собственных нужд в СТС, другой стороны разъединителей в СТС ряда модификаций).
Тиристоры (аноды, катоды, управ- ляющие электроды) при испытаниях должны быть закорочены, а блоки системы управления тиристорами СУТ выдвинуты из разъемов
247
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
2. Силовые элементы систем СТС, СТН, ВЧ (источники питания, преобразова- тели и т.д.) со всей присоединенной аппаратурой вплоть до выключателей ввода возбуждения либо до разъедини- телей выхода преобразователей (схемы систем возбуждения без резервных возбудителей):
– системы без водяного охлажде-
1000
1,0
1,0 кВ
Относительно корпуса
ния преобразователей и с водяным
охлаждением при незаполненной водой
системе охлаждения
– при заполненной водой (с удельным
1000
1,0
1,0 кВ
Блоки системы управления тиристора-
сопротивлением не менее 75 кОм см)
ми выдвинуты
системе охлаждения ТП
3. Силовые цепи возбуждения генератора без обмотки ротора (после выключателя ввода возбуждения или разъединителей постоянного тока, см. показатель 2): устройство АГП, разряд- ник, силовой резистор, шинопроводы и т.д. Цепи, подключенные к измеритель- ным кольцам в системе БСВ (обмотка ротора отключена)
1000
1,0
0,8 испытательного напряжения ротора при ис- пытаниях изготовителем
Относительно земли
248
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
4. Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения возбудителя
системы БСВ: силовые токоведущие части, тиристоры и связанные с ними цепи (см. показатель 1). Тиристорный преобразователь в цепи возбуждения ВГ системы СТН
1000
5,0
0,8 испытательного напря- жения ТП при испытаниях изготовителем, но не менее 0,8 испытательного напря- жения обмотки возбуждения обращенного генератора или ВГ
Относительно корпуса и соединен- ных с ним вторичных цепей ТП, не связанных с силовыми цепями, см. показатель 1. При испытаниях ТП от- ключен по входу и выходу от силовой схемы; тиристоры (аноды, катоды, управляющие электроды) должны быть закорочены, а блоки СУТ вы- двинуты из разъемов
5. Выпрямительная установка в системе ВЧ возбуждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения выпрямительной установки при испытаниях из- готовителем, но не менее 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора
Относительно корпуса. При испытани- ях выпрямительная установка отклю- чена от источника питания и обмотки ротора, шины питания и шины выхода (А, В, С, +, -) объединены
6. Вспомогательный синхронный гене- ратор ВГ в системах СТН:
– обмотки статора
2500
Согласно 4.4.3.2
0,8 испытательного напряже- ния обмотки статора ВГ при испытаниях изготовителем, но не ниже 0,8 испытатель- ного напряжения изготовите- ля обмотки ротора главного генератора
Относительно корпуса и между обмот- ками (фазами)
249
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
– обмотки возбуждения
1000
Согласно 4.4.3.2
0,8 испытательного напряже- ния обмотки возбуждения ВГ при испытаниях изготови- телем
Относительно корпуса
7. Индукторный генератор в системе ВЧ возбуждения:
– рабочие обмотки (три фазы) и обмот- ка последовательного возбуждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения обмоток при ис- пытаниях изготовителем, но не ниже 0,8 испытательного напряжения обмотки ротора генератора
Относительно корпуса и соединенных
с ним обмоток независимого возбужде- ния, между обмотками
– обмотки независимого возбуждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения обмоток при испытаниях изготовителем
Относительно корпуса и между обмот- ками независимого возбуждения
8. Подвозбудитель в системе ВЧ воз- буждения
1000
5,0
0,8 испытательного на- пряжения при испытаниях изготовителем
Каждая фаза относительно других, соединенных с корпусом
250
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
9. Обращенный генератор совместно
1000
5,0
0,8 испытательного напря-
Относительно корпуса. Возбудитель
с вращающимся преобразователем в
системе БСВ:
– обмотки якоря совместно с вращаю-
щимся преобразователем
жения обмотки якоря при
отсоединен от ротора генератора;
испытаниях изготовителем
вентили, RC-цепи или варисторы за-
шунтированы (соединены +, -, шпильки
переменного тока); подняты щетки на
измерительных контактных кольцах
– обмотки возбуждения обращенного
500
5,0
0,8 испытательного напря-
Относительно корпуса. Обмотки воз-
генератора
жения обмотки возбуждения
буждения отсоединены от схемы
при испытаниях изготовите-
лем, но не менее 1,2 кВ
Обмотки выпрямительного трансфор-
2500
Согласно
0,8 испытательного напряже-
Относительно корпуса и между
матора ВТ в системах СТС
4.4.6.2, а)
ния обмоток трансформатора
обмотками
и 4.4.6.2, б)
при испытаниях изготовите-
лем; вторичные обмотки для
БСВ и ВГ − не менее 1,2 кВ
10. Обмотки выпрямительного транс- форматора в системах возбуждения ВГ (СТН) и БСВ
2500 − первич- ная обмотка 1000 − вторич- ная обмотка
То же
То же
251
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
11. Выпрямительные и последовательные трансформаторы СВ (СТС, СТН, БСВ). Изоляция активной стали, ярем, стяжных шпилек
1000 − 2500
Согласно 4.4.6.2, б)
Согласно 4.4.6.3, б)
Доступных стяжных шпилек относи- тельно ярем и активной стали, а также активной стали относительно ярем и корпуса
12. Обмотки последовательного транс- форматора в системах СТС
2500
То же
0,8 испытательного напряжения обмоток при испытаниях изготовителем
13, Коллекторный возбудитель и подвоз- будитель:
-бандажи якоря и коллектора возбудите- ля и подвозбудителя
1000−500
1000
1000
1,0
0,5
1,0
1,0
8,0 U возбудителя
ном.
генератора, но в пределах
1,2 кВ<U <2,8 кВ
и
–
Относительно корпуса и бандажей
Относительно корпуса и бандажей
При заземленной обмотке якоря
цепи возбуждения коллекторного возбудителя (без обмоток возбудителя и ротора) со всей присоединенной аппаратурой
обмотки возбудителя и подвозбуди- теля
252
ТКП 339-2022
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
14. Токопроводы, связывающие источни- ки питания (ВГ в системе СТН, ВТ и ПТ в системе СТС, индукторный генератор в ВЧ системе) с тиристорными или диод- ными преобразователями, токопроводы постоянного тока:
2500
2500
10
5
0,8 испытательного на- пряжения токопроводов при испытаниях изготовителем
0,8 испытательного напря- жения обмотки ротора при испытаниях изготовителем
Относительно земли между фазами
15. Цепи вторичной коммутации СВ, не связанные с силовыми токоведущими частями:
а) вторичные цепи ТП (первичные об- мотки выходных трансформаторов СУТ и связанные с ними цепи; вторичные обмотки индуктивных делителей тока и связанные с ними цепи; цепи контроля проводимости ветвей, перегорания предохранителей, температуры тиристо- ров и т.п.)
1000
5
В соответствии с техни- ческой документацией изготовителя
Испытания проводятся относительно земли и между разнопотенциальными гальванически развязанными цепями, в соответствии с технической документа- цией изготовителя
без присоединенной аппаратуры
с присоединенной аппаратурой
ТКП 339-2022
253
Окончание таблицы 4.4.62
Испытуемый объект
Измерение сопротивления изоляции
Значение испытательного напряжения
Примечание
Напряжение мега-омме- тра, В
Минимальное зна- чение сопротив- ления изоляции, МОм
б) электрические цепи каркасов (кассет) межблочных соединений и соедине- ний с внешними цепями (внутренний электромонтаж шкафов)
в) цепи ~380 В (от ТСН и от собствен- ных нужд электростанции; цепи 220
(110) В постоянного тока; цепи транс- форматоров тока и напряжения
г) блоки и панель с электронной и
500−1000
1000
−
5
5
−
В соответствии с техни- ческой документацией изготовителя
1000 В
−
Согласно 4.4.23
Проверяется отсутствие замыкания
микропроцессорной аппаратурой
на корпус цепей внутреннего монтажа
с помощью высокоомного омметра и
наличия связи с корпусом защитных
внутриблочных экранов только в одной
точке
Таблица 4.4.63 − Нормы отклонений значений сопротивления постоянному току
Испытуемый элемент
Норма
Примечание
1. Обмотки возбуждения: коллекторного возбудителя вспомогательного генератора в си- стеме СТН
индукторного генератора в систе- ме ВЧ
обращенного синхронного генератора в системе БСН
Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 2 % от данных при испытаниях изготовителем
–
2. Обмотки трансформаторов: выпрямительных в системе СТС, СТН, БСВ
последовательных в отдельных системах СТС
Значение измеренного сопротивления не должно отличаться более чем на 2 % от данных при испытаниях изготовителем
–
3. Рабочие обмотки индукторных генераторов
Значения сопротивлений параллельных ветвей не должны отличаться друг от друга более чем на 15 %
–
4. Обмотка якоря возбудителя (между коллекторными пластинами), обмотки фаз вращающихся подвозбудителей
Значения измеренных сопротивлений не должны от- личаться друг от друга более чем на 10 %
Если схемой соедине- ний не обусловлено большее значение
5. Резисторы УГП, УЗП, УНВ, регули- ровочные реостаты возбуждения
Значения измеренных сопротивлений не должны отличаться от данных при испытаниях изготовителем более чем на 10 %
Проверка трансформаторов систем возбуждения
Проверяются выпрямительные и последовательные трансформа- торы, трансформаторы собственных нужд и начального возбуждения, измерительные трансформаторы напряжения и тока.
Проверка проводится в соответствии с объемом и нормами, изло- женными в 4.4.6–4.4.8.
Кроме того, для последовательных трансформаторов определя- ется зависимость между напряжениями на разомкнутых вторичных
обмотках и током статора генератора U
2п.т
ст
= f(I ).
2п.т
Зависимость U
ст
= f(I ) определяется при снятии характеристик
ст. ном.
трехфазного короткого замыкания блока (генератора) до I
Харак-
теристики отдельных фаз (при однофазных последовательных транс- форматорах) не должны различаться между собой более чем на 5 %.
Измерение воздушного зазора и определение характеристик коллекторного возбудителя
Измерения воздушного зазора между полюсами и якорем возбуди- теля в диаметрально противоположных точках проводятся под всеми полюсами и не должны отличаться друг от друга более чем на ± 5 % от среднего значения у возбудителей турбогенераторов мощностью 300 МВт и на ± 10 % − у возбудителей всех остальных генераторов, если ТНПА не предусмотрены другие нормы.
Определение характеристик коллекторного возбудителя:
характеристика холостого хода определяется до наибольшего (потолочного) значения, установленного изготовителем (испытания витковой изоляции в течение 5 мин);
снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке воз- будителя на ротор генератора до величины не менее номинального тока возбуждения генератора.
Отклонение от данных испытаний изготовителем не нормируется.
При испытаниях холостого хода и под нагрузкой определяются пределы регулирования напряжения возбудителя в соответствии с данными заводских испытаний и проектными расчетами.
При работе возбудителя под нагрузкой проверяется степень искре- ния щеток, установленных на коллекторе возбудителя (при номиналь- ном режиме степень искрения должна быть не выше 1,5, если другие данные не оговорены в технической документации изготовителя).
Определение характеристик индукторного генератора в системах ВЧ
Характеристики индукторного генератора определяются совмест- но с выпрямительной установкой (далее − ВУ) возбуждения при от- ключенной обмотке последовательного возбуждения.
Характеристика холостого хода индукторного генератора совмест-
ст
но с выпрямительной установкой (U
, U
в.у
= f(I
н.в
н.в
), где I
– ток в обмотке
независимого возбуждения), определяемая до значения U
в.у
, соответ-
ствующего удвоенному номинальному значению напряжения ротора,
не должна отличаться от полученной при испытаниях изготовителем более чем на 5 %. Разброс напряжений между последовательно со- единенными вентилями ВУ не должен превышать 10 % среднего зна- чения.
Характеристика короткого замыкания индукторного генератора со- вместно с ВУ также не должна отличаться более чем на 5 % от по- лученной при испытаниях изготовителем. При выпрямленном токе, соответствующем номинальному току ротора, разброс токов по па- раллельным ветвям в плечах ВУ не должен превышать 20 % среднего значения.
Определяется также нагрузочная характеристика при работе на ро-
тор до I xx [I
= f(I
)], соответствующего U = U .
p p в.в
ст. ген
ст. ном
Определение внешней характеристики вращающегося подвозбудителя в системах ВЧ−возбуждения
При изменении нагрузки на подвозбудитель (нагрузкой являет- ся автоматический регулятор возбуждения) изменение напряжения подвозбудителя не должно превышать величину, указанную в техни- ческой документации изготовителя. Разность напряжений по фазам не должна превышать 10 %.
Проверка элементов обращенного синхронного генератора, вращающегося преобразователя
в системе БСВ
Измеряются сопротивления постоянному току переходных кон- тактных 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 изме- рений сравниваются с нормами, полученными при испытаниях изго- товителем.
Проверяются усилия затяжки вентилей, предохранителей, RC- цепей, варисторов и т.д. в соответствии с нормами, полученными при испытаниях изготовителем.
Измеряются обратные токи вентилей вращающегося преобразо- вателя в полной схеме с RC-цепями (либо варисторами) при напря- жении, равном повторяющемуся для данного класса. Токи не должны превышать допустимые значения, указанные в технической докумен- тации изготовителя на системы возбуждения.
Определение характеристик обращенного генератора и вращающегося выпрямителя
Характеристики обращенного генератора и вращающегося выпря- мителя определяются в режимах трехфазного короткого замыкания генератора (блока), а также проверяется точность измерения тока ро- тора.
Измеряются ток статора I , ток возбуждения возбудителя I
, напря-
ст в.в
p
жение ротора U , определяется соответствие полученным при испыта-
p
ниях изготовителем характеристик возбудителя U
в.в
= f(I
). По измерен-
ным токам статора и характеристике короткого замыкания генератора
р
I
ст
= f(I ), полученной при испытаниях изготовителем, определяется
правильность настройки датчиков тока ротора. Отклонение измерен-
ного с помощью датчика типа ДТР-II тока ротора (тока выхода БСВ) не должно превышать 10 % расчетного значения тока ротора.
Проверка тиристорных преобразователей систем СТС, СТН, БСВ
Измерение сопротивления и испытание повышенным напряжени- ем изоляции проводятся в соответствии с таблицей 4.4.62.
Проводятся гидравлические испытания повышенным давлением воды ТП с водяной системой охлаждения. Величина давления и вре- мя его воздействия должны соответствовать нормам изготовителей на каждый тип преобразователя. Выполняется повторная проверка изоляции ТП после заполнения дистиллятом в соответствии с табли- цей 4.4.62. При приемо-сдаточных испытаниях проверяется соответ- ствие комплектности тиристоров нумерации протокола изготовителя с указанием для каждого тиристора, в том числе из ЗИП, прямого им- пульсного падения напряжения U, В (разница U для тиристоров одно- го плеча не должна превышать 0,05 В или указаний ТУ на СВ). Выпол- няется проверка усилий зажатия тиристоров с помощью специальных приспособлений и ключа-динамометра в соответствии с технической документацией изготовителя.
Проверяется отсутствие пробитых тиристоров, поврежденных RC- цепей. Проверка выполняется с помощью омметра. Проверка тири- сторов при напряжении, равном повторяющемуся для данного класса (измерение обратных и прямых токов утечки), должна проводиться, если иное не оговорено в документации изготовителя на СВ, только в отдельных случаях (нарушение инструкции хранения тиристоров; проверка поврежденных тиристоров при групповом пробое; участив- шиеся случаи перегорания предохранителей в цепи тиристоров; на- рушение норм распределения токов или обратных напряжений между тиристорами ТП и т.п.).
Проверяется целостность параллельных ветвей плавкой вставки каждого силового предохранителя путем измерения сопротивления постоянному току.
Проверяются состояние изоляции системы управления тиристоров (далее − СУТ), состояние электролитических конденсаторов в СУТ специальным прибором без выпаивания их из схемы, диапазон регу- лирования выпрямленного напряжения при воздействии на систему управления тиристоров. Определяются параметры импульсов управ- ления, отсутствие ложных импульсов на управляющих электродах ти- ристоров.
Проверяется ТП при работе генератора в номинальном режиме с номинальным током ротора. Проверка выполняется в следующем объеме:
распределение токов между параллельными ветвями плеч пре- образователей; отклонение значений токов в ветвях от среднеариф- метического значения тока ветви должно быть не более 10 %;
распределение обратных напряжений между последовательно включенными тиристорами с учетом коммутационных перенапряже- ний; отклонение мгновенного значения обратного напряжения от сред- него на тиристоре ветви не должно быть более ± 20 %;
распределение тока между параллельно включенными преобра- зователями; токи не должны отличаться более чем на ± 10 % от сред- него 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 %.
верка выпрямительной диодной установки в системе ВЧ-возбуждения
Проверка проводится при работе генератора в номинальном режи- ме с номинальным током ротора. Определяются:
распределение тока между параллельными ветвями плеч; откло- нение от среднего не должно превышать ± 20 %;
распределение обратных напряжений по последовательно вклю- ченным вентилям; отклонение от среднего не должно превышать 20 %.
Проверка коммутационной аппаратуры, силовых резисторов, аппаратуры питания СУВ и схемы начального возбуждения
а) Силовые сопротивления самосинхронизации (защиты ротора от перенапряжений), устройства гашения поля, цепи начального воз- буждения, регулировочные сопротивления (ЭМК).
При приемо-сдаточных испытаниях проводятся проверка с механи- ческой ревизией, продувка и чистка опорных изоляторов, измерение полного сопротивления и отдельных секций постоянному току, провер- ка состояния изоляции в соответствии с таблицами 4.4.62 и 4.4.63.
б) Силовые выключатели и разъединители в цепи вход − выход СВ, в цепи рабочего и резервного возбудителей; АГП и выключатели (контакторы) УГП ТГ и ВГ; выключатели (контакторы) в цепи сопро- тивления, шунтирующего обмотку ротора (УЗП); контакторы цепи на- чального возбуждения и другие контакторы СВ.
При приемо-сдаточных испытаниях проводится проверка и ре- гулировка механической части в полном объеме, соответствующем инструкциям изготовителя (регулировка зазоров, люфтов, усилий пру- жин и т.п.); проверка переходных сопротивлений главных контактов;
многократное включение при 0,9 U
ном
и отключение (не менее пяти
раз) при 0,8 U
ном
оперативного тока; для АГП выполняется проверка
сопротивлений шунтирующих промежутков в дугогасительной камере,
отсутствие короткозамкнутых промежутков, проверка правильности направления магнитного дутья.
в) Релейно-контакторная аппаратура в цепях защиты, управления и сигнализации СВ, цепи тока и напряжения, автоматы цепей опера- тивного тока: при приемо-сдаточных испытаниях проводится поэле- ментная проверка в соответствии с действующими ТНПА и техниче- ской документацией (типовыми инструкциями) на СВ.
Проверка разрядников и пробивных предохранителей в устройствах защиты от перенапряжений цепей СВ и ротора
В установках СВ (СТС, БСВ) с напряжением сетевой обмотки трансформатора ПТ выше 1000 В на стороне вентильной обмотки сети с изолированной нейтралью, от которой питается тиристорный преобразователь, устанавливаются пробивные предохранители, по- этому при приемо-сдаточных испытаниях проводятся:
а) проверка исправности предохранителя: целостности фарфо- ра, резьбовых соединений и крепления, качества заземления (связь с контуром), чистоты разрядной поверхности электродов, целостности и толщины слюдяной прокладки в соответствии с классом напряжения защищаемой сети, совпадения отверстий в слюдяных дисках (если их два и более). У собранного предохранителя измеряется сопротивле-
ние изоляции разрядного промежутка мегаомметром 500 В (250 В), R
должно быть не менее 5 МОм;
б) определение пробивного напряжения, U
из
пробоя
, в соответствии
с классом напряжения защищаемой сети и технической документаци-
пробоя
ей изготовителя, при этом U
должно быть не более 70 % испы-
тательного напряжения обмотки ротора, полученного при испытаниях изготовителем. Для пробивных предохранителей со слюдяными дис- ками и воздушным промежутком, если напряжение пробоя соответ- ствует расчетному, то после снижения до нуля его повышают до 0,75
пробоя
U , и если при этом не наступает пробой, то измеренное сопротив-
из
ление R
из
должно быть больше 0,7R
до пробоя.
При приемо-сдаточных испытаниях проводится также проверка разрядника многократного или однократного действия, установленно- го для защиты ротора в УЗП, которая осуществляется в соответствии с технической документацией на СВ изготовителя, при этом его про- бивное напряжение не должно превышать 70 % испытательного на- пряжения обмотки ротора при испытаниях изготовителем.
Тепловой контроль элементов систем возбуждения
Измерения выполняются после включения систем возбуждения под нагрузку.
Измеряется температура силовых тиристоров, диодов, предохра- нителей, шин и других элементов преобразователей и шкафов, в кото- рых они расположены.
Температуры элементов не должны превышать допустимые техни- ческой документацией изготовителя.
При проверке рекомендуется применение тепловизоров. Допуска- ется применение пирометров.
Проверка СВ при комплексных испытаниях совместно с СГ (СК), работающем на холостом ходу
В объем проверок при приемо-сдаточных испытаниях входят:
а) проверка режима начального возбуждения. Процесс осцилло- графируется;
б) проверка пределов регулирования напряжения и плавности ре- гулирования во всем диапазоне. При этом должны обеспечиваться диапазон и плавность регулирования возбуждения:
для СК − от максимально допустимого отрицательного тока возбуждения (реверсивные СВ) или от нуля (нереверсивные СВ) до 1,1 номинального значения положительного тока возбуждения (при работе в сети);
для ТГ и ГГ, работающих на ХХ, − от 0,8 U
ном
до 1,1 U
ном
статора
СГ при воздействии на уставку АРВ, от 0,2 U
ном
до 1,1 U
ном
статора
СГ при воздействии на контрольный выход АРВ или устройство руч-
ного управления, если не указаны другие требования в ТУ на дан- ный тип СВ.
Для СВ типа СТС проверка пределов регулирования в диапазоне
0,2−1,1 U
ном
осуществляется обеспечением ТП питанием от собствен-
ных нужд электростанции:
а) проверка устойчивости (для регуляторов сильного действия и областей устойчивости) работы системы регулирования возбужде- ния при работе с основным и резервным регулятором (каналом);
б) проверка переходов с основного регулятора (канала) на резерв- ный и обратно. Процесс осциллографируется;
в) проверка переходов в режим фиксированной рабочей точки (если в схеме предусмотрено РТХХ) отключением и включением АРВ при выведенном из работы резервном регуляторе. Процесс осцилло- графируется;
г) проверка режимов гашения поля при работе с основным и ре- зервным регуляторами (инвертирование, АГП) с осциллографирова-
нием процессов гашения; при испытаниях генератора (ХХХ, ХКЗ, за-
щиты) – проверка режимов гашения поля при I
ст.ном.
в режиме КЗ
и при U
ст.ном
в режиме ХХ;
д) проверка правильности работы СВ при переводах возбужде-
ния турбогенератора на резервный возбудитель и обратно, процесс осциллографируется. Переводы не рекомендуется проводить, если рабочий и резервный возбудители представляют собой полупроводни- ковые преобразователи с поданным на них питанием от двух несин- хронных источников напряжений (СТС и СТС-Р).
Проверка СВ при комплексных испытаниях совместно с СГ (СК), работающим в сети
В объем проверок при приемо-сдаточных испытаниях входят:
а) проверка регулирования напряжения в схеме точной ручной и автоматической синхронизации при включении генератора в сеть;
б) проверка плавности и пределов регулирования возбуждения при наборе и разгрузке генератора по реактивной мощности во всем диапазоне, предусмотренном изготовителем диаграммой мощности генератора, если нет других ограничений по условиям энергосистемы; в) проверка характеристик всех датчиков и преобразователей, вхо- дящих в состав СВ, при изменении нагрузки генератора от минималь-
ного до номинального режима;
г) проверка соответствия требуемым нормам токораспределения между параллельно работающими ветвями при номинальном токе ро- тора;
д) проверка работы СВ при имитации неисправностей отдельных элементов (если в схеме предусматривается внутреннее резервиро- вание этих элементов) и автоматического вступления ограничителей по току ротора, реактивной мощности СГ (СК);
е) проверка устойчивости работы системы регулирования воз- буждения при различных ступенях активной нагрузки при 0,2; 0,6; 0,8;
1,0 Р ;
ном
ж) проверка устройств ограничения перегрузки по току ротора (да-
лее − УОП) и ограничения минимального возбуждения, их статических и динамических характеристик во всем диапазоне;
з) определение контрольной регулировочной характеристики СВ
при близкой к Р
ном
min
активной мощности и изменении реактивной от Q
max
до + Q
, проверка соответствия требуемому значению коэффициен-
тов усиления;
и) проверка отсутствия толчков при переходах с основного регу- лятора возбуждения (АРВ) на резервный (РРВ) или ручное регулиро- вание и обратно (с основного канала на резервный и обратно), с ра- бочего на резервный возбудитель и обратно, проверка правильности
действия при этом автоматики, блокировок, сигнализации. Процесс перехода осциллографируется;
к) проверка при нулевом выходе работающего АРВ правильности настройки «фиксированной рабочей точки при работе в сети» (если предусмотрено в схеме);
л) проверка статизма регулирования напряжения на шинах высо- кого напряжения электростанции и согласование характеристик па- раллельно работающих генераторов;
м) проверка работы СВ в течение 48 ч при близких к номинальным нагрузках;
н) выполнение для головного образца СВ обязательно, а для се- рийных по требованию заказчика − опыт искусственной форсировки
при Р = Р
и проверка динамических характеристик СВ, предельного
г
уровня U
гном
вфорс
, I
вфорс
, правильности работы УОП.
Резисторы заземления нейтрали
Измерение изоляции резистора
Значение сопротивления изоляции резистора, R
из
, измеренное
при помощи мегаомметра на 2500 В, должно быть не менее 2 МОм.
Испытание повышенным напряжением частотой 50 Гц
Испытание проводится напряжением 24 кВ для сети 10 кВ и напря- жением 18 кВ для сети 6 кВ. Длительность испытания – 1 мин.
Определение сопротивления постоянному току
Сопротивление резистора не должно отличаться более чем на ±10 % от полученного при испытаниях изготовителем.
Класс точности применяемых приборов − 0,5.
Токопроводы и воздушные линии электропередачи
Токопроводы напряжением до 35 кВ
Область применения
Подраздел 5.1 распространяется на токопроводы пере- менного и постоянного тока напряжением до 35 кВ. Дополнительные требования к токопроводам, устанавливаемым во взрывоопасных и пожароопасных зонах, приведены в [8] (главы 7.3 и 7.4). Требования настоящего раздела не распространяются на специальные токопрово- ды для электролизных установок, короткой сети электротермических
установок, а также на токопроводы, устройство которых определяется специальными правилами или нормами.
В зависимости от вида проводников токопроводы подраз- деляются на гибкие (при использовании проводов) и жесткие (при ис- пользовании жестких шин).
Жесткий токопровод до 1 кВ заводского изготовления, поставляе- мый комплектными секциями, называется шинопроводом.
Жесткие токопроводы до 1 кВ по назначению подразделя- ются на:
магистральные, предназначенные в основном для присоедине- ния к ним распределительных шинопроводов и силовых распредели- тельных пунктов, щитов и отдельных мощных электроприемников;
распределительные, предназначенные в основном для присо- единения к ним электроприемников;
троллейные, предназначенные для питания передвижных элек- троприемников;
осветительные, предназначенные для питания светильников и электроприемников небольшой мощности.
Общие требования
В сетях 6–35 кВ промышленных предприятий для передачи в одном направлении мощности более 15–20 МВ·А при напряжении 6 кВ, более 25–35 МВ·А при напряжении 10 кВ и более 35 МВ·А при на- пряжении 35 кВ следует применять, как правило, гибкие или жест- кие токопроводы преимущественно перед линиями, выполненными из большого числа параллельно прокладываемых кабелей.
Открытую прокладку токопроводов следует применять во всех слу- чаях, если она возможна по условиям генерального плана объекта электроснабжения и окружающей среды.
В местах, где в воздухе содержатся химически активные вещества, воздействующие разрушающе на токоведущие части, под- держивающие конструкции и изоляторы, токопроводы должны иметь соответствующее исполнение или должны быть приняты другие меры их защиты от указанных воздействий.
Расчет и выбор проводников, изоляторов, арматуры, кон- струкций и аппаратов токопроводов следует проводить в соответствии с [8] (глава 1.4) как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току), так и по условиям работы при коротких замыканиях.
Токоведущие части должны иметь обозначение и расцветку в соответствии с требованиями 4.1.
Токоведущие части токопроводов следует выполнять, как правило, из алюминиевых, сталеалюминиевых и стальных прово- дов, труб и шин профильного сечения.
В начале и в конце токопровода, а также в промежуточных точках следует предусматривать стационарные заземляющие ножи или устройства для присоединения переносных заземлений. Число промежуточных точек заземлений должно выбираться таким, чтобы наведенное от соседних токопроводов при КЗ напряжение между дву- мя соседними точками установки заземлений не превышало 250 В (см. 6.2.2.12).
Механические нагрузки на токопроводы, а также расчетные температуры окружающей среды следует определять в соответствии с требованиями 6.2.3.5–6.2.3.7.
Компоновка и конструктивное выполнение токопроводов должны предусматривать возможность удобного и безопасного про- ведения монтажных и ремонтных работ.
Токопроводы выше 1 кВ на открытом воздухе должны быть защищены от грозовых перенапряжений в соответствии с требовани- ями 6.2.8.4 и 6.2.9.5. В токопроводах переменного тока с симметрич- ной нагрузкой при токе 1 кА и более рекомендуется, а при токе 1,6 кА и более следует предусматривать меры по снижению потерь электро- энергии в шинодержателях, арматуре и конструкциях от воздействия магнитного поля.
При токах 2,5 кА и более должны быть, кроме того, предусмотре- ны меры по снижению и выравниванию индуктивного сопротивления (например, расположение полос в пакетах по сторонам квадрата, применение спаренных фаз, профильных шин, круглых и квадратных полых труб, транспозиции). Для протяженных гибких токопроводов рекомендуется также применение внутрифазных транспозиций, коли- чество которых должно определяться расчетным путем в зависимости от длины токопровода.
При несимметричных нагрузках значение тока, при котором необ- ходимо предусматривать меры по снижению потерь электроэнергии от воздействия магнитного поля, должно в каждом отдельном случае определяться расчетом.
В случаях, если изменение температуры, вибрация транс- форматоров, неравномерная осадка здания и т. п. могут повлечь за собой опасные механические напряжения в проводниках, изоля- торах или других элементах токопроводов, следует предусматривать меры к устранению этих напряжений (компенсаторы или подобные им приспособления). На жестких токопроводах компенсаторы долж-
ны устанавливаться также в местах пересечений с температурными и осадочными швами зданий и сооружений.
Неразъемные соединения токопроводов рекомендуется выполнять при помощи сварки. Для соединения ответвлений с гиб- кими токопроводами допускается применение прессуемых зажимов.
Соединения проводников из разных материалов должны выпол- няться так, чтобы была предотвращена коррозия контактных поверх- ностей.
Выбор сечения токопроводов выше 1 кВ по длительно допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах следу- ет проводить с учетом ожидаемого роста нагрузок, но не более чем на 25 % – 30 % выше расчетных.
Для токопроводов, выполняемых с применением не- изолированных проводов, длительно допустимые токи следует определять в соответствии с [8] (глава 1.3) с применением коэффи- циента 0,8 при отсутствии внутрифазной транспозиции проводов, 0,98 – при наличии внутрифазной транспозиции проводов.
Токопроводы напряжением до 1 кВ
Места ответвлений от токопроводов должны быть доступны для обслуживания.
В производственных помещениях токопроводы исполнения IP00 следует располагать на высоте не менее 3,5 м от уровня пола или площадки обслуживания, а токопроводы исполнения до IP31 − не менее 2,5 м.
Высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше с изоли- рованными шинами, а также токопроводов исполнения IP40 и выше не нормируется. Не нормируется также высота установки токопрово- дов любого исполнения при напряжении сети 42 В и ниже переменного тока и 110 В и ниже постоянного тока.
В помещениях, посещаемых только квалифицированным обслу- живающим персоналом (например, в технических этажах зданий и т.п.), высота установки токопроводов исполнения IP20 и выше не нормируется.
В электропомещениях промышленных предприятий высота уста- новки токопроводов исполнения IP00 и выше не нормируется. Места, где возможны случайные прикосновения к токопроводам исполнения IP00, должны быть ограждены.
Токопроводы должны иметь дополнительную защиту в местах, где возможны механические повреждения.
Токопроводы и ограждения, размещаемые над проходами, должны быть установлены на высоте не менее 1,9 м от пола или площадки обслуживания.
Сетчатые ограждения токопроводов должны иметь сетку с ячейка- ми не более 25 25 мм.
Конструкции, на которые устанавливают токопроводы, должны быть выполнены из несгораемых материалов и иметь предел огне- стойкости не менее 0,25 ч.
Узлы прохода токопроводов через перекрытия, перегородки и сте- ны должны исключать возможность распространения пламени и дыма из одного помещения в другое.
Расстояние от токоведущих частей токопроводов без обо- лочек (исполнение IP00) до трубопроводов должно быть не менее 1 м, а до технологического оборудования – не менее 1,5 м.
Расстояние от шинопроводов, имеющих оболочки (исполнение IP21; IP31; IP51; IP65), до трубопроводов и технологического оборудо- вания не нормируется.
Расстояние в свету между проводниками разных фаз или по- люсов токопроводов без оболочек (IP00) и от них до стен зданий и за- земленных конструкций должно быть не менее 50 мм, а до сгораемых элементов зданий – не менее 200 мм.
Коммутационная и защитная аппаратура для ответвлений от токопроводов должна устанавливаться непосредственно на токо- проводах или вблизи пункта ответвления в соответствии с [8] (пункт 3.1.16). Эта аппаратура должна быть расположена и ограждена так, чтобы исключалась возможность случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением. Для оперативного управления с уров- ня пола или площадки обслуживания аппаратами, установленными на недоступной высоте, должны быть предусмотрены соответствую- щие устройства (тяги, тросы). Аппараты должны иметь различимые с пола или площадки обслуживания признаки, указывающие положе- ние аппарата (включено, отключено).
Для токопроводов следует применять изоляторы из несго- раемых материалов (фарфор, стеатит и т. п.).
По всей трассе токопроводов без защитных оболочек (IP00) через каждые 10–15 м, а также в местах, посещаемых людьми (поса- дочные площадки для крановщиков и т. п.), должны быть установлены предупреждающие плакаты по технике безопасности.
Должны быть предусмотрены меры (например, изоляцион- ные распорки) для предотвращения недопустимого сближения прово- дников фаз между собой и с оболочкой токопровода при прохождении токов КЗ.
На токопроводы в крановых пролетах распространяются следующие дополнительные требования.
Неогражденные токопроводы без защитных оболочек (IP00), прокладываемые по фермам, следует размещать на высоте не ме- нее 2,5 м от уровня настила моста и тележки крана; при прокладке токопроводов ниже 2,5 м, но не ниже уровня нижнего пояса фермы перекрытия должны быть предусмотрены ограждения от случайного прикосновения к ним с настила моста и тележки крана на всем протя- жении токопроводов. Допускается устройство ограждения в виде на- веса на самом кране под токопроводом.
Участки токопроводов без защитных оболочек (IP00) над ремонт- ными загонами для кранов должны иметь ограждения, предотвраща- ющие прикосновение к токоведущим частям с настила тележки крана. Ограждение не требуется, если токопровод расположен над этим на- стилом на уровне не менее 2,5 м или если в этих местах применяются изолированные проводники; в последнем случае наименьшее рассто- яние до них определяют, исходя из ремонтных условий. При работе двух и более кранов на общих рельсовых путях следует руководство- ваться [8] (пункт 5.4.16).
Прокладка токопроводов под краном без применения специаль- ных мер защиты от механических повреждений допускается в мертвой зоне крана. Предусматривать специальные меры защиты от механи- ческих повреждений не требуется для шинопроводов в оболочке лю- бого исполнения на ток до 630 А, расположенных вблизи технологиче- ского оборудования вне мертвой зоны крана.
Токопроводы напряжением выше 1 кВ
В производственных помещениях допускается применение токопроводов исполнения IР41 и выше. Токопроводы должны быть расположены от уровня пола или площадки обслуживания на высоте не менее 2,5 м.
Для передачи мощности в одном направлении в сетях 6–35 кВ промышленных предприятий следует, как правило, применять гибкие или жесткие токопроводы вместо линий, выполненных из боль- шого числа параллельно прокладываемых кабелей. Токопровод пред- почтителен при передаче мощности:
более 15–20 МВ·А – при напряжении 6 кВ;
более 25–35 МВ·А – при напряжении 10 кВ;
35 МВ·А – при напряжении 35 кВ.
При размещении токопроводов в туннелях и галереях должны быть выполнены требования 6.2.5.7, а также следующие требования:
Ширина коридоров обслуживания токопроводов, не имеющих оболочки (IP00), должна быть не менее: 1 м – при одностороннем рас- положении и 1,2 м – при двустороннем расположении. При длине токо- провода более 150 м ширина коридора обслуживания как при односто- роннем, так и при двустороннем обслуживании оборудования должна быть увеличена по сравнению с приведенной не менее чем на 0,2 м.
Высота ограждения токопроводов, не имеющих оболочки, от уровня пола должна быть не менее 1,7 м.
В начале и в конце токопровода, а также в промежуточных точках следует предусматривать стационарные заземляющие ножи или устройства для присоединения переносных заземлений. Число мест установки переносных заземлений должно быть таким, чтобы на- веденное от соседних токопроводов при КЗ напряжение между двумя соседними точками установки заземлений не превышало 250 В.
В туннелях и галереях, где размещены токопроводы, долж- но быть выполнено освещение в соответствии с [8] (раздел 6). Осве- щение туннелей и галерей должно питаться от двух источников с че- редованием присоединений ламп к обоим источникам.
Там, где прокладываются токопроводы без оболочек (IP00), осве- тительная арматура должна быть установлена так, чтобы было обе- спечено безопасное ее обслуживание. В этом случае осветительная электропроводка в туннелях и галереях должна быть экранирована (кабели с металлической оболочкой, электропроводки в стальных тру- бах и др.).
При выполнении туннелей и галерей для токопроводов должны быть соблюдены следующие требования:
Сооружения должны выполняться из несгораемых материалов. Несущие строительные конструкции из железобетона должны иметь предел огнестойкости не менее REI45, а из стального проката – не ме- нее REI15.
Вентиляция должна быть выполнена такой, чтобы разность тем- ператур входящего и выходящего воздуха при номинальной нагрузке не превышала 15 °С. Вентиляционные отверстия должны быть закры- ты жалюзи или сетками и защищены козырьками.
Внутреннее пространство туннелей и галерей не должно пере- секаться какими-либо трубопроводами.
Туннели и галереи токопроводов должны быть оборудованы устройствами связи. Аппаратура средств связи и места ее установки должны определяться при конкретном проектировании.
На открытом воздухе могут применяться токопроводы всех исполнений (см. 5.1.4.2), защита от грозовых перенапряжений выпол- няется в соответствии с 6.2.8.2, 6.2.9.5 и [9].
Гибкие токопроводы напряжением выше 1 кВ
Гибкие токопроводы на открытом воздухе должны про- кладываться на самостоятельных опорах. Совмещенная прокладка токопроводов и технологических трубопроводов на общих опорах не допускается.
Расстояние между проводами расщепленной фазы реко- мендуется принимать равным не менее чем шести диаметрам при- меняемых проводов.
Расстояние между токоведущими частями и от них до за- земленных конструкций, зданий и других сооружений, а также до по- лотна автомобильной или железной дороги должно приниматься со- гласно требованиям 5.3.
Сближение токопроводов со зданиями и сооружениями, со- держащими взрывоопасные помещения, а также со взрывоопасными наружными установками должно выполняться в соответствии с [8] (глава 7.3).
Проверку расстояний от токопроводов до пересекаемых сооружений следует производить с учетом дополнительных весовых нагрузок на провода от междуфазных и внутрифазных распорок и воз- можной максимальной температуры провода в послеаварийном режи- ме. Максимальная температура при работе токопровода в послеава- рийном режиме принимается равной плюс 70 °С.
Располагать фазы цепи протяженного токопровода реко- мендуется по вершинам равностороннего треугольника.
Конструкция протяженного токопровода должна предусма- тривать возможность применения переносных заземлений, позволяю- щих безопасно выполнять работы на отключенной цепи.
Число мест установки переносных заземлений выбирается по 5.1.2.6.
При расчете проводов гибких токопроводов необходимо ру- ководствоваться следующим:
тяжение и напряжение в проводах при различных сочетаниях внешних нагрузок должны приниматься в зависимости от допустимого нормативного тяжения на фазу, обусловленного прочностью применя- емых опор и узлов, воспринимающих усилия.
Нормативное тяжение на фазу следует принимать, как правило, не более 9,8 кН (10 тс);
должны учитываться дополнительные весовые нагрузки на про- вода от междуфазных и внутрифазных распорок;
давление ветра на провода должно определяться по методике, изложенной в 5.3.5.15.
Воздушные линии электропередачи напряжением до 1 кВ
Область применения
Подраздел 5.2 распространяется на воздушные линии элек- тропередачи переменного тока напряжением до 1 кВ, выполняемые с применением самонесущих изолированных и неизолированных про- водов.
Дополнительные требования к ВЛ до 1 кВ приведены в 5.3 и [8] (главы 6.3, 7.7).
Кабельные вставки в ВЛ до 1 кВ и кабельные ответвления от ВЛ до 1 кВ должны выполняться в соответствии с [8] (пункт 2.3) с учетом действующих ТНПА.
Подвеска с помощью линейной арматуры проводов линий связи (в том числе волоконно-оптических), установка оборудования и аппа- ратуры связи на опорах ВЛ до 1 кВ должны соответствовать требова- ниям действующих ТНПА.
При возведении (реконструкции) воздушные линии электропереда- чи должны выполняться с применением самонесущих изолированных проводов.
Воздушные сети наружного освещения рекомендуется вы- полнять с использованием СИП.
Состояние ВЛ в расчетах механической части:
нормальный режим – режим при необорванных проводах;
аварийный режим – режим при оборванных проводах;
монтажный режим – режим в условиях монтажа опор и проводов. Механический расчет ВЛ до 1 кВ в аварийном режиме не прово-
дится.
Общие требования
Применяемые на ВЛ до 1 кВ конструкции (стойки опор, ме- таллические конструкции и т.д.), арматура, оборудование, аппаратура, неизолированные и самонесущие изолированные провода и матери- алы должны соответствовать требованиям государственных стандар- тов, технических условий (согласованных с ГПО «Белэнерго») и дру- гих ТНПА, утвержденных в установленном порядке.
Провода и арматура по нормированным, гарантированным и расчетным характеристикам должны соответствовать условиям ра- боты ВЛ до 1 кВ.
Все конструктивные элементы ВЛ до 1 кВ должны быть стойкими к воздействиям климатических факторов внешней среды (для условий Республики Беларусь) и защищены от их воздействия (металлические конструкции, узлы крепления, бандажи и т.п. на опо- рах должны быть защищены от коррозии).
Механический расчет элементов ВЛ должен производиться в соответствии с методами, изложенными в 5.3.5–5.3.8.
ВЛ должны размещаться так, чтобы опоры не загораживали входы в здания и въезды во дворы и не затрудняли движение транс- порта и пешеходов. В местах, где имеется опасность наезда транс- порта (у въездов во дворы, вблизи съездов с дорог, при пересечении дорог и т.п.), опоры должны быть защищены от наезда (отбойными тумбами или другими сооружениями); допускается нанесение на опо- ры наклонных ярких цветных полос.
К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты оп- тического кабеля (ОК), в любое время года должен быть обеспечен подъезд специальных транспортных средств со сварочным и измери- тельным оборудованием.
На опорах ВЛ на высоте не менее 1,5 м от земли должны быть установлены (нанесены): номер линии – на первой от подстан- ции опоре; порядковый номер опоры; год установки опоры (наносится на концевых и ответвительных опорах); плакаты, на которых указаны расстояния от опоры ВЛ до кабельной линии связи (на опорах, уста- новленных на расстоянии менее половины высоты опоры ВЛ до кабе- лей связи).
На опорах при размещении на них соединительных муфт ОК на вы- соте 2,0–2,5 м должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
условное обозначение ВОЛС;
номер соединительной муфты.
На ВЛ и ответвлениях от ВЛ могут предусматриваться пун- кты секционирования и устройства с защитными аппаратами.
На опорах ВЛ с ответвлением к вводу может устанавливать- ся выносной щиток учета с защитными аппаратами и приборами уче- та электроэнергии.
Климатические условия
Для расчета ВЛ до 1 кВ в нормальном режиме должны при- ниматься климатические условия как для ВЛ до 20 кВ в соответствии с 5.3.5. При этом следует принимать при расчете:
х
по 5.3.5.15: С = 1,1 − для СИП, свободных или покрытых голо-
ледом;
– по 5.3.5.17 и 5.3.5.18:
=
=
nw n г
nw n г
= 0,8 − для одноцепных ВЛ;
= 0,9 − для одноцепных ВЛ с подвеской на опорах ПВ;
nw
n г
= 1,0 и
= 1,2 − для двухцепных и многоцепных ВЛ, а также
при подвеске на опорах ВЛ самонесущего неметаллического оптиче- ского кабеля (далее − ОКСН);
1
p
= 1,0 и К
= 1,0 − во всех случаях.
Расчет длины пролета ответвления от ВЛ к вводу по 5.2.4.9 должен выполняться в гололедном режиме для двух слу- чаев:
э
направление ветра – под углом 90° к оси ВЛ, провода ВЛ покры- ты гололедом b , толщина стенки гололеда на проводах ответвления
э
b
o
= 0,5b ;
направление ветра – вдоль ВЛ (угол 0°), толщина стенки гололе-
o
да на проводах ответвления b
э
= b .
При этом в обоих случаях следует учитывать редукцию тяжения проводов ответвления при отклонении верха опоры.
Провода, линейная арматура
На ВЛ рекомендуется применять самонесущие изолирован- ные провода (СИП).
СИП должны относиться к категории защищенных, иметь изоля- цию из трудносгораемого светостабилизированного материала, стой- кого к ультрафиолетовому излучению и воздействию озона.
Основные технические требования СИП: а) материал изоляции – сшитый полиэтилен;
б) цвет изоляции – черный;
в) конструктивное исполнение несущего элемента:
с неизолированной нулевой несущей жилой;
с изолированной нулевой несущей жилой;
без отдельного несущего элемента (нулевой несущей жилы). Не- сущим элементом являются скрученные в жгут основные изолирован- ные токопроводящие жилы (фазные и PEN-проводник) одинакового сечения;
г) основные и вспомогательные жилы для цепей освещения долж- ны быть скручены из алюминиевых круглых проволок, иметь круглую форму и быть уплотненными.
Прочность при растяжении алюминиевых проволок до их скрутки в жилу должна быть не менее 120 Н/мм2;
д) нулевая несущая жила должна быть скручена из круглых прово- лок алюминиевого сплава.
Прочность при растяжении проволок из алюминиевого сплава до скрутки в жилу должна быть не менее 295 Н/мм2, относительное удлинение при разрыве – не менее 4 %, модуль упругости – не ме- нее 62·103 Н/мм2, коэффициент линейного расширения – не более 23·10-6 оС-1.
Допускается применение многопроволочного сталеалюминевого провода;
е) СИП должны иметь четкую маркировку, устойчивую к воздей- ствию солнечного излучения.
Допускается применение конструкций СИП, отличных от указанных в 5.2.4.2, при обязательном соблюдении 5.2.2.1 и 5.2.2.2.
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 табли- цах 5.2.1 и 5.2.2.
Таблица 5.2.1 − Минимально допустимые сечения самонесущих изолированных проводов
Нормативная толщина стенки гололеда, b ,
э
мм
Сечение несущей жилы, мм2, на маги- стралях ВЛИ, на линейных ответвлени- ях от ВЛИ **
Сечение жилы на ответ- влениях от ВЛИ и от ВЛ к вводам, мм2
10
35 (25)*
16
15 и более
50 (35)*
16
* В скобках дано сечение основной жилы СИП, скрученных в жгут, без отдельного несущего эле- мента.
**При использовании на линейном ответвлении дополнительных опор допускается применение се- чения жилы равное16 мм2.
Таблица 5.2.2 − Минимально допустимые сечения неизолированных проводов
Нормативная толщина стенки гололеда, b , мм
э
Материал провода
Сечение провода на магистрали и линейном от- ветвлении, мм2
10
Алюминий (А), нетермообрабо- танный алюминиевый сплав (АН)
25
Сталеалюминиевый (АС), термо- обработанный алюминиевый сплав (АЖ)
25
Медь (М)
16
15 и более
А, АН
35
АС, АЖ
25
М
16
На ВЛИ рекомендуется применять СИП с изолированным PEN-проводником, как правило, без отдельного несущего элемента.
На ВЛ (кроме магистралей и линейных ответвлений) до- пускается применение одинарных изолированных проводов (далее – изолированный провод) с требованиями к изоляции согласно 5.2.4.1.
Все виды механических нагрузок и воздействие на СИП с не- сущей жилой должна воспринимать эта жила, а на СИП без отдельного несущего элемента – основные жилы скрученного провода.
Механический расчет проводов должен проводиться по ме- тоду допускаемых напряжений для условий, указанных в 5.3.5–5.3.8. При этом напряжения в проводах не должны превышать допускаемых напряжений, приведенных в таблице 5.2.3, а расстояния от проводов до поверхности земли, пересекаемых сооружений и заземленных эле- ментов опор должны отвечать требованиям настоящего раздела.
Таблица 5.2.3 − Допустимое механическое напряжение в проводах ВЛ до 1 кВ
Провод
Допустимое напряжение, %, предела прочности при растяжении
при наибольшей нагрузке и низшей температуре, t
г
при среднегодовой температуре, t
сг
СИП сечением 25–120 мм2
40
30
Алюминиевый сечением, мм2:
25–95
35
30
120
40
30
Из термообработанного и нетермо- обработанного алюминиевого сплава сечением, мм2:
25–95
40
30
120
45
30
Сталеалюминиевый сечением, мм2:
25
35
30
35–95
40
30
При расчете используются параметры проводов, приведенных в таблице 5.3.8.
Длина пролета ответвления к вводу должна быть не более 25 м.
При расстояниях от магистрали или линейного ответвления ВЛ до здания, превышающих 25 м, устанавливается необходимое коли- чество дополнительных опор.
Выбор сечения токоведущих проводников по длительно допустимому току следует выполнять с учетом [8] (глава 1.3). Сечение токоведущих проводников должно проверяться по условию нагрева при коротких замыканиях (КЗ) и на термическую стойкость.
Допустимый нагрев токопроводящих жил СИП при эксплу- атации с изоляцией из сшитого полиэтилена не должен превышать 90 °С в нормальном режиме эксплуатации и 250 °С – при коротком замыкании.
Допустимые токи нагрузки СИП, рассчитанные при темпе- ратуре окружающей среды 25 °С, скорости ветра 6 м/с, интенсивности солнечной радиации 1000 Вт/м2, и допустимые токи односекундного короткого замыкания должны соответствовать указанным в табли- це 5.2.4.
Таблица 5.2.4 − Допустимые токи нагрузки и односекундные токи короткого замыкания СИП
Номинальное сечение основных жил, мм2
Допустимый ток нагрузки, А, не более
Допустимый ток односекундного короткого замыкания, кА, не более
16
100
1,5
25
130
2,3
35
160
3,2
50
195
4,6
70
240
6,5
95
300
8,8
Крепление, соединение СИП и присоединение к СИП должны проводиться следующим образом:
крепление на промежуточных, угловых промежуточных, пере- крестных и дополнительных опорах ВЛИ – с помощью поддерживаю- щих зажимов за несущий элемент.
СИП без отдельного несущего элемента при наличии вспомога- тельных жил крепится в поддерживающих зажимах за весь скручен- ный жгут.
Поддерживающий зажим должен иметь конструкцию с примене- нием материалов, препятствующих повреждению (истиранию) изоля- ции СИП;
крепление на опорах ВЛИ анкерного типа, а также концевое кре- пление проводов ответвления на опоре и на вводе – с помощью на- тяжных зажимов за несущий элемент, а именно:
за неизолированную или изолированную нулевую несущую жилу;
за основные жилы СИП без отдельного несущего элемента (фаз- ные + «0»). Вспомогательные жилы (при наличии) прокладываются вдоль зажима.
Натяжной зажим для крепления СИП за неизолированную нулевую несущую жилу должен быть, как правило, металлическим.
Натяжной зажим для крепления СИП за изолированную нулевую несущую жилу и зажим крепления СИП без отдельного несущего эле- мента за основные изолированные жилы должны иметь конструкцию, препятствующую разрушению изоляционного слоя проводов;
соединение несущей нулевой жилы СИП в пролете ВЛИ должно осуществляться с помощью специальных соединительных зажимов. Зажим для соединения изолированной нулевой несущей жилы должен иметь атмосферостойкое изолирующее покрытие или защитную изо- лирующую оболочку, устойчивые к воздействию солнечной радиации.
В шлейфах опор анкерного типа допускается соединение нулевой несущей жилы СИП выполнять с помощью плашечного зажима (для изолированной жилы – предварительно сняв изоляцию).
Соединительные зажимы нулевой несущей жилы СИП должны иметь прочность не менее 90 % прочности провода (за исключением плашечного зажима);
соединение между собой основных и вспомогательных (наруж- ного освещения) жил СИП – с помощью прессуемых изолированных герметичных соединительных зажимов-гильз (далее – изолированных соединительных зажимов-гильз).
Соединение основных жил СИП без отдельного несущего элемен- та, имеющих механическую нагрузку, должно выполняться с помощью изолированных соединительных зажимов с допустимой механической прочностью не менее 80 % разрывного усилия провода.
Соединение основных жил СИП с неизолированной и изолирован- ной нулевой несущей жилой, а также вспомогательных (для наруж- ного освещения) жил – с помощью изолированных соединительных зажимов-гильз, имеющих допустимую механическую прочность не ме- нее 60 % разрывного усилия провода. Сечение соединяемых основ- ных и вспомогательных жил должно быть одинаковым.
Соединение изолированных жил СИП с помощью прессуемых изолированных соединительных зажимов-гильз должно проводиться с применением специально предназначенного для этого инструмента (рекомендованного производителем зажимов);
рекомендуется в анкерном пролете ВЛИ выполнять не более од- ного соединения СИП;
соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допу- скается;
соединение заземляющих проводников производится с помо- щью плашечных зажимов;
присоединение к СИП (ответвление от СИП) осуществляется с помощью ответвительных зажимов.
Ответвление от изолированных жил СИП (основных, вспомога- тельных, изолированной нулевой несущей) выполняется с помощью прокалывающих зажимов.
Рекомендуется применение герметичных и влагозащищенных от- ветвительных прокалывающих зажимов.
Ответвительными зажимами следует соединять провода ответвле- ния от ВЛ к вводу с проводами ввода, а также подключать светильни- ки, оборудование, приборы контроля напряжения, устройства зазем- ления.
Расстояние между смежными герметичными (влагозащищенными) зажимами разных фаз СИП должно быть не менее 5 см;
болтовые соединения линейной арматуры (кроме ответвитель- ных зажимов со срывным элементом) должны затягиваться с усилием, оговоренным ТУ или другими ТНПА.
Крепление поддерживающих и натяжных зажимов к опорам ВЛИ, стенам зданий и сооружениям следует выполнять с помощью крюков, кронштейнов и узлов крепления.
При монтаже провода СИП для крепления траверс к опорам допу- скается использование ЛКС (лента крепёжная стальная) при условии, что конструкции траверс позволяют подобное крепление.
Расчетные усилия в поддерживающих и натяжных зажи- мах, узлах крепления и кронштейнах в нормальном режиме не долж- ны превышать 40 % их механической разрушающей нагрузки.
Соединение проводов в пролетах ВЛ следует выполнять при помощи соединительных зажимов, обеспечивающих механиче- скую 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 соору- жениями соединение проводов ВЛ не допускается.
Соединение проводов в петлях анкерных опор должно проводить- ся при помощи зажимов. Провода разных марок или сечений должны соединяться только в петлях анкерных опор.
Крепление неизолированных проводов к изоляторам и изо- лирующим траверсам на опорах ВЛ, за исключением опор для пере- сечений, 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.
Коэффициент запаса прочности крюков и штырей должен быть не менее двух.
Расположение проводов на опорах
На опорах допускается любое расположение СИП и неизо- лированных проводов ВЛ независимо от района климатических усло- вий. Нулевой провод ВЛ с неизолированными проводами, как правило, следует располагать ниже фазных проводов. Изолированные провода наружного освещения, прокладываемые на опорах ВЛИ, могут разме- щаться 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.
Устанавливаемые на опорах аппараты для подключения электроприемников должны размещаться на высоте не менее 1,5 м от поверхности земли.
Устанавливаемые на опорах защитные и секционирующие устрой- ства должны размещаться ниже проводов ВЛ. Высота расположения соединительных муфт оптических кабелей на опорах ВЛ должна быть не менее 3 м от поверхности земли.
Расстояния между неизолированными проводами на опо- ре 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 про- водов 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.
Расстояние по вертикали между неизолированными прово- дами ВЛ разных фаз на опоре при ответвлении от ВЛ и при пересече- нии разных ВЛ на общей опоре должно быть не менее 10 см.
Расстояние от проводов ВЛ до любых элементов опоры должно быть не менее 5 см.
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.
При совместной подвеске на общих опорах двух или более ВЛИ расстояние между жгутами СИП должно быть не менее 0,3 м.
При совместной подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и проводов ВЛ до 20 кВ расстояние по вертикали между бли- жайшими 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 СИП без отдельного несущего элемента;
1,75 м − при подвеске СИП с неизолированным несущим про- водом;
2,0 м − при подвеске неизолированных проводов ВЛ до 1 кВ.
При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и по- крытых проводов ВЛП 10 кВ расстояние по вертикали между ближай- шими проводами ВЛ до 1 кВ и ВЛП 10 кВ на опоре и в пролете при тем- пературе плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 0,4 м для ВЛИ и 1,5 м для неизолированных проводов ВЛ до 1 кВ.
Изоляция
СИП крепится к опорам без применения изоляторов.
На ВЛ с неизолированными проводами независимо от ма- териала опор, степени загрязнения атмосферы и интенсивности гро- зовой деятельности следует применять изоляторы либо траверсы из изоляционных материалов.
Коэффициент запаса прочности штыревых изоляторов должен быть не менее 2,5.
На опорах ответвлений от ВЛ с неизолированными прово- дами следует, как правило, применять многошейковые или подстав- ные (дополнительные) изоляторы.
СИП с изоляцией из сшитого полиэтилена должны быть стойкими к циклическому воздействию комплекса атмосферных фак- торов, включающего:
воздействие солнечного излучения;
воздействие температуры плюс (70 ± 2)°С;
воздействие дождя;
воздействие температуры минус (40 ± 2)°С.
Требования к свойствам изоляции СИП, выполненной из сшитого полиэтилена в соответствии с ГОСТ 31946, приведены в таблице 5.2.5.
Таблица 5.2.5 − Свойства изоляции из сшитого полиэтилена
Наименование характеристик
Норма
1. До старения:
прочность при растяжении, МПа, не менее относительное удлинение при разрыве, %, не менее
12,5
200
2. После старения в термостате при температуре (135 ± 3)°С в течение 168 ч: изменение* значения прочности при растяжении, %, не более
изменение* значения относительного удлинения при разрыве, %, не более
± 25
± 25
3. Тепловая деформация:
относительное удлинение после выдержки в течение 15 мин при температуре (200 ± 3)°С и растягивающей нагрузке 0,2 МПа, %, не более
относительное удлинение после снятия нагрузки и охлаждения, %, не более
175
15
4. Водопоглощение после выдержки в течение 336 ч в воде при температуре (85 ± 2)°С:
изменение массы, мг/см2, не более
1
5. Усадка после выдержки в термостате при температуре (130 ± 3)°С в течение 1 ч, %, не более
4
6. Стойкость к продавливанию при воздействии температуры (90 ± 2)°С в течение 4 ч, глубина продавливания, %, не более
50
7. Содержание сажи, %, не менее
2,5
Разность между средним значением, полученным после старения, и средним значением, получен- ным до старения, выраженная в процентах от последнего.
Заземление. Защита от перенапряжений
На опорах ВЛ должны быть выполнены заземляющие устройства, предназначенные для повторного заземления, защи- ты от грозовых перенапряжений, заземлений электрооборудования, установленного на опорах. Сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 30 Ом.
Металлические опоры, металлические конструкции и ар- матура железобетонных элементов опор должны быть присоединены к PEN-проводнику. Заземляющие проводники должны иметь диаметр не менее 6 мм.
На железобетонных опорах PEN-проводник следует присо- единять к арматуре железобетонных стоек и подкосов опор.
Узлы крепления подкосов заземлять не требуется.
Крюки и штыри деревянных опор ВЛ заземлению не под- лежат, за исключением крюков и штырей на опорах, где выполнены
повторные заземления и заземления для защиты от грозовых пере- напряжений.
Крюки, штыри и арматура ВЛ напряжением до 1 кВ, ограни- чивающие пролет пересечения с ВЛ напряжением выше 1 кВ, а так- же опоры, на которых производится их совместная подвеска, должны быть заземлены.
На деревянных опорах ВЛ при переходе в кабельную линию заземляющий проводник должен быть присоединен к PEN-проводнику ВЛ и к металлической оболочке кабеля.
Защитные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ для защиты от грозовых перенапряжений, должны быть присоедине- ны к заземлителю.
Соединение заземляющих проводников между собой, при- соединение их к верхним заземляющим выпускам стоек железобетон- ных опор, крюкам и кронштейнам, а также к заземляемым металлокон- струкциям и к заземляемому электрооборудованию, установленному на опорах ВЛ, должны выполняться болтовыми соединениями (пла- шечными, ответвительными зажимами и т.д.) или сваркой.
Присоединение заземляющих проводников (спусков) к заземлите- лю в земле должно выполняться сваркой.
В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для за- щиты от атмосферных перенапряжений. Сопротивление этих зазем- ляющих устройств должно быть не более 30 Ом, а расстояние между ними – не более 120 м.
Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены:
на опорах с ответвлениями к вводам в здания, в которых мо- жет быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и т.п.) или которые представляют большую материаль- ную ценность ( животноводческие и птицеводческие помещения, склады и пр.);
на концевых опорах линий, имеющих ответвления к вводам, при этом наибольшее расстояние от соседнего заземления этих же линий должно быть не более 50 м.
К указанным заземляющим устройствам должны быть присоедине- ны на деревянных опорах крюки и штыри, а на железобетонных опо- рах, кроме того, арматура.
Заземляющие устройства защиты от грозовых перенапряжений ре- комендуется совмещать с повторным заземлением PEN-проводника.
В начале и в конце каждой магистрали ВЛИ в местах сек- ционирования, а также в местах пересечения ВЛ выше 1 кВ на прово-
дах должны быть предусмотрены зажимы для присоединения прибо- ров контроля напряжения и переносного заземления.
Допускается установка стационарных устройств заземления.
Требования к заземляющим устройствам повторного за- земления и защитным проводникам приведены в 4.3.
Оттяжки опор ВЛ должны быть присоединены к заземляю- щему проводнику.
Опоры
На ВЛ могут применяться опоры из различного материала. Следует применять следующие типы опор:
промежуточные, устанавливаемые на прямых участках трассы ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы не должны восприни- мать усилий, направленных вдоль ВЛ;
анкерные, устанавливаемые для ограничения анкерного проле- та, а также в местах изменения числа, марок и сечений проводов ВЛ. Эти опоры в нормальных режимах работы должны воспринимать уси- лия от разности тяжения проводов, направленные вдоль ВЛ;
угловые, устанавливаемые в местах изменения направле- ния трассы ВЛ. Эти опоры при нормальных режимах работы долж- ны воспринимать результирующую нагрузку от тяжения проводов смежных пролетов. Угловые опоры могут быть промежуточными и анкерного типа;
концевые, устанавливаемые в начале и конце ВЛ, а также в ме- стах, ограничивающих кабельные вставки. Они являются опорами ан- керного типа и должны воспринимать в нормальных режимах работы ВЛ одностороннее тяжение всех проводов.
Опоры, на которых выполняются ответвления от ВЛ, называют- ся ответвительными; опоры, на которых выполняется пересечение ВЛ разных направлений или пересечение ВЛ с инженерными соору- жениями, − перекрестными. Эти опоры могут быть всех указанных типов.
Конструкции опор должны обеспечивать возможность уста- новки:
светильников уличного освещения всех типов;
концевых кабельных муфт;
защитных аппаратов;
секционирующих и коммутационных аппаратов;
шкафов и щитков для подключения электроприемников;
аппаратуры ЛС, а также подвеску других цепей ВЛ до 1 кВ (неизо- лированных и изолированных) и линий связи.
Опоры независимо от их типа могут быть свободностоящи- ми, с подкосами или оттяжками.
Оттяжки опор могут прикрепляться к анкерам, установленным в земле, или к каменным, кирпичным, железобетонным и металли- ческим элементам зданий и сооружений. Сечение оттяжек определя- ется расчетом. Они могут быть многопроволочными или из круглой стали. Сечение многопроволочных стальных оттяжек должно быть не менее 25 мм2, а диаметр однопроволочных стальных оттяжек – не менее 6 мм.
Опоры ВЛ должны рассчитываться по первому и второму предельному состоянию в нормальном режиме работы ВЛ на клима- тические условия по 5.2.3.1 и 5.2.3.2.
Промежуточные опоры должны быть рассчитаны на следующие сочетания нагрузок:
одновременное воздействие поперечной ветровой нагруз- ки на провода, свободные или покрытые гололедом, и на конструк- цию опоры, а также нагрузки от тяжения проводов ответвлений к вводам, свободных от гололеда или частично покрытых гололедом (см. 5.2.3.2);
на нагрузку от тяжения проводов ответвлений к вводам, покры- тых гололедом, при этом допускается учет отклонения опоры под дей- ствием нагрузки;
на условную расчетную нагрузку, равную 1,5 кН, приложенную к вершине опоры и направленную вдоль оси ВЛ.
Угловые опоры (промежуточные и анкерные) должны быть рассчи- таны на результирующую нагрузку от тяжения проводов и ветровую нагрузку на провода и конструкцию опоры.
Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжения проводов смежных пролетов и поперечную нагрузку от давления ве- тра при гололеде и без гололеда на провода и конструкцию опоры. За наименьшее значение разности тяжения следует принимать 50 % наибольшего значения одностороннего тяжения всех проводов.
Концевые опоры должны быть рассчитаны на одностороннее тя- жение всех проводов.
Ответвительные опоры рассчитываются на результирующую на- грузку от тяжения всех проводов.
При установке опор на затапливаемых участках трассы, где возможны размывы грунта или воздействие ледохода, опоры должны быть укреплены (подсыпка земли, замощение, устройство банкеток, установка ледорезов). На заболоченных участках допускается при- менение опор с поверхностными фундаментами или должны быть предусмотрены мероприятия по надежному закреплению опор.
Габариты, пересечения и сближения
Расстояние по вертикали от проводов ВЛИ до поверхности земли в населенной и ненаселенной местности должно быть не менее 5 м, до проезжей части улиц – не менее 6 м. Оно может быть умень- шено в труднодоступной местности до 2,5 м и в недоступной (склоны гор, скалы, утесы) − до 1 м.
При пересечении непроезжей части улиц ответвлениями от ВЛИ к вводам в здания расстояния от СИП до тротуаров пешеходных до- рожек допускается уменьшить до 3,5 м.
Расстояние от СИП и изолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводу должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние от неизолированных проводов до поверхности земли на ответвлениях к вводам должно быть не менее 2,75 м.
Расстояние от проводов ВЛ в населенной и ненаселенной местности при наибольшей стреле провеса проводов до земли и про- езжей части улиц должно быть не менее 6 м. Расстояние от прово- дов до земли может быть уменьшено в труднодоступной местности до 3,5 м и в недоступной местности (склоны гор, скалы, утесы) − до 1 м.
Расстояние по горизонтали от СИП, одинарных изолирован- ных проводов при наибольшем их отклонении до элементов зданий и сооружений должно быть не менее:
1,0 м − до балконов, террас и окон;
0,2 м − до глухих стен зданий, сооружений.
Расстояние от проводов до деревьев и кустов при наибольшей стреле провеса СИП или наибольшем отклонении должно быть не ме- нее 0,3 м.
Допускается прохождение ВЛИ над крышами зданий и сооружени- ями (кроме оговоренных в [8] (главы 7.3 и 7.4)), при этом расстояние от них до проводов по вертикали должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние по горизонтали от неизолированных проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до зданий и сооружений должно быть не менее:
1,5 м − до балконов, террас и окон;
1,0 м − до глухих стен.
Прохождение ВЛ с неизолированными проводами над зданиями, наземными и надземными сооружениями не допускается.
Расстояние от неизолированных проводов ВЛ при наибольшей стреле их провеса или наибольшем отклонении до деревьев, кустов и прочей растительности должно быть не менее 1 м.
Наименьшее расстояние от СИП и неизолированных про- водов ВЛ до поверхности земли или воды, а также до различных со- оружений при прохождении ВЛ над ними определяется при высшей
температуре воздуха без учета нагрева проводов ВЛ электрическим током.
При прокладке по стенам зданий и сооружениям минималь- ное расстояние от СИП должно быть:
при горизонтальной прокладке:
над окном, входной дверью − 0,3 м;
под балконом, окном, карнизом − 0,5 м;
до земли − 2,5 м;
при вертикальной прокладке:
до окна − 0,5 м;
до балкона, входной двери − 1,0 м.
Расстояние в свету между СИП и стеной здания или сооружением должно быть не менее 0,06 м.
Расстояния по горизонтали от подземных частей опор или заземлителей опор до подземных кабелей, трубопроводов и на- земных колонок различного назначения должны быть не менее при- веденных в таблице 5.2.6.
Таблица 5.2.6 − Наименьшее допустимое расстояние по горизонтали
от подземных частей опор или заземляющих устройств опор до подземных кабелей, трубопроводов и наземных колонок
Объект сближения
Расстояние, м
Водо-, паро- и теплопроводы, распределительные газопроводы, канализационные трубы
1
Пожарные гидранты, колодцы, люки канализации, водоразборные колонки
2
Кабели (кроме кабелей связи, сигнализации и проводного вещания – (см. 5.2.10.7))
1
То же, но при прокладке их в изолирующей трубе
0,5
При пересечении ВЛ с различными сооружениями, а также с улицами и площадями населенных пунктов угол пересечения не нор- мируется.
Пересечение ВЛ с судоходными реками и каналами не ре- комендуется. При необходимости выполнения такого пересечения ВЛ должны сооружаться в соответствии с требованиями 5.3.21. При пе- ресечении несудоходных рек и каналов расстояние от проводов ВЛ до наибольшего уровня воды должно быть не менее 2 м, а до уровня льда − не менее 6 м.
Пересечения и сближения ВЛ напряжением до 1 кВ с ВЛ напряжением выше 1 кВ, а также совместная подвеска их проводов на общих опорах должны выполняться с соблюдением требований, приведенных в 5.3.16.
Пересечение ВЛ до 1 кВ между собой рекомендуется вы- полнять на перекрестных опорах; допускается также их пересечение в пролете. Расстояние по вертикали между проводами пересекающих- ся ВЛ должно быть не менее: 0,1 м – на опоре, 1 м – в пролете.
В местах пересечения ВЛ до 1 кВ между собой могут при- меняться промежуточные опоры и опоры анкерного типа.
При пересечении ВЛ до 1 кВ между собой в пролете место пере- сечения следует выбирать как можно ближе к опоре верхней пересе- кающей ВЛ, при этом расстояние по горизонтали от опор пересекаю- щей ВЛ до проводов пересекаемой ВЛ при наибольшем их отклонении должно быть не менее 2 м.
При параллельном прохождении и сближении ВЛ до 1 кВ и ВЛ выше 1 кВ расстояние между ними по горизонтали должно быть не менее указанных в 5.3.16.11.
Совместная подвеска проводов ВЛ до 1 кВ и неизолиро- ванных проводов ВЛ до 20 кВ на общих опорах допускается при со- блюдении следующих условий:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ;
провода ВЛ до 20 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ;
провода ВЛ до 20 кВ, закрепляемые на штыревых изоляторах, должны иметь двойное крепление.
При подвеске на общих опорах проводов ВЛ до 1 кВ и про- водов ВЛП 10 кВ должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным климатическим условиям ВЛ до 20 кВ;
провода ВЛП 10 кВ должны располагаться, как правило, выше проводов ВЛ до 1 кВ;
крепление проводов ВЛП 10 кВ на штыревых изоляторах должно быть усиленным.
При пересечении ВЛ до 1 кВ с ВЛ выше 1 кВ расстояние от проводов пересекающей ВЛ до пересекаемой ВЛ должно соответ- ствовать требованиям, приведенным в 5.3.16.2 и 5.3.16.8.
Сечение проводов пересекаемой ВЛ должно приниматься в соот- ветствии с 5.3.16.4.
Пересечения, сближения, совместная подвеска ВЛ с линиями связи, проводного вещания и РК 1
Угол пересечения ВЛ с ЛС 2 и ЛПВ должен быть по возмож- ности близок к 90°. Для стесненных условий угол пересечения не нор- мируется.
Под ЛПВ следует понимать линии проводного вещания.
Воздушные линии связи по назначению подразделяются на линии междугородной телефонной связи (далее − МТС), линии сельской телефонной связи (далее − СТС), линии городской телефонной связи (далее − ГТС).
По значимости воздушные линии связи и проводного вещания под- разделяются на классы:
линии МТС и СТС: магистральные линии МТС, соединяющие Минск с областными центрами и последние между собой, и линии Белорусской железной дороги, проходящие вдоль железных дорог и по территории железнодорожных станций (класс I); внутризоновые линии МТС, соединяющие республиканские, краевые и областные центры с районными центрами и последние между собой, и соедини- тельные линии СТС (класс II); абонентские линии СТС (класс III);
линии ГТС на классы не подразделяются;
линии проводного вещания: фидерные линии с номинальным напряжением выше 360 В (класс I); фидерные линии с номинальным напряжением до 360 В и абонентские линии с напряжением 15 и 30 В (класс II).
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС и ЛПВ в пролете пересечения при наи- большей стреле провеса провода ВЛ должно быть:
от СИП и изолированных проводов − не менее 1 м;
от неизолированных проводов − не менее 1,25 м.
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ до проводов или подвесных кабелей ЛС или ЛПВ при пересечении на общей опоре должно быть:
между СИП и ЛС или ЛПВ − не менее 0,5 м;
между неизолированным проводом ВЛ и ЛПВ − не менее 1,5 м.
1 Под РК следует понимать радиочастотный кабель – кабель, предназначенный для передачи радио- и видеосигналов. Его применяют в качестве фидера в антенно-фи- дерных устройствах радиоприемников, телевизионных приемников, в сетях телемеханики и т.д.
2 Под ЛС следует понимать линии связи Министерства связи Республики Беларусь и других ведомств, а также линии сигнализации Министерства путей сообщения.
Место пересечения проводов ВЛ с проводами или подвес- ными кабелями ЛС и ЛПВ в пролете должно находиться по возмож- ности ближе к опоре ВЛ, но не менее 2 м от нее.
Пересечение ВЛ с ЛС и ЛПВ может быть выполнено по од- ному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и изолированными проводами ЛС и ЛПВ;
проводами ВЛ и подземным или подвесным кабелем ЛС и ЛПВ;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ;
подземной кабельной вставкой в ВЛ с изолированными и неизо- лированными проводами ЛС и ЛПВ.
При пересечении проводов ВЛ с изолированными прово- дами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования:
пересечение ВЛИ с ЛС и ЛПВ может выполняться в пролете и на опоре;
пересечение неизолированных проводов ВЛ с проводами ЛС, а также с проводами ЛПВ напряжением выше 360 В должно выпол- няться только в пролете. Пересечение неизолированных проводов ВЛ с проводами ЛПВ напряжением до 360 В может выполняться как в про- лете, так и на общей опоре;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС маги- стральных и внутризоновых сетей связи и соединительными линиями СТС, а также ЛПВ напряжением выше 360 В, должны быть анкерного типа. При пересечении всех остальных ЛС и ЛПВ допускаются опо- ры ВЛ промежуточного типа, усиленные дополнительной приставкой или подкосом;
провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные ВЛ должны иметь двойное крепление, СИП закрепляется анкерными зажимами. Провода ЛС и ЛПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление. В городах и поселках городского типа вновь строящиеся ЛС и ЛПВ допускается располагать над проводами ВЛ напряжением до 1 кВ.
При пересечении проводов ВЛ с подземным или подвес- ным кабелем ЛС и ЛПВ должны выполняться следующие требования:
расстояние от подземной части металлической или железобе- тонной опоры и заземлителя деревянной опоры до подземного кабеля ЛС и ЛПВ в населенной местности должно быть, как правило, не ме- нее 3 м. В стесненных условиях допускается уменьшение этих рас- стояний до 1 м (при условии допустимости мешающих влияний на ЛС и ЛПВ); при этом кабель должен быть проложен в стальной трубе или покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры не менее 3 м;
в ненаселенной местности расстояние от подземной части или заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ должно быть не менее значений, приведенных в таблице 5.2.7;
Таблица 5.2.7 − Наименьшее расстояние от подземной части
и заземлителя опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ в ненаселенной местности
Эквивалент- ное удельное
сопротивление земли, Омм
Наименьшее расстояние, м, от подземного кабеля ЛС и ЛПВ
до заземлителя или подземной части железобетонной и металли- ческой опоры
до подземной части дере- вянной опоры, не имеющей заземляющего устройства
До 100
10
5
Более 100 до 500
15
10
Более 500 до 1000
20
15
Более 1000
30
25
провода ВЛ должны располагаться, как правило, над подвесным кабелем ЛС и ЛПВ (5.2.10.6, пункт 4);
соединение проводов ВЛ в пролете пересечения с подвесным кабелем ЛС и ЛПВ не допускается. Сечение несущей жилы СИП долж- но быть не менее 35 мм2; сечение основной жилы СИП без отдельно- го несущего элемента – не менее 25 мм2. Неизолированные провода ВЛ должны быть многопроволочными сечением не менее: алюминие- вые − 35 мм2, сталеалюминиевые − 25 мм2;
металлическая оболочка подвесного кабеля и трос, на котором подвешен кабель, должны быть заземлены на опорах, ограничиваю- щих пролет пересечения;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции ближайшего провода ВЛ на горизонтальную пло- скость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересечения.
При пересечении ВЛИ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования:
пересечение ВЛИ с ЛС и ЛПВ может выполняться в пролете и на опоре;
опоры ВЛИ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС маги- стральных и внутризоновых сетей связи и с соединительными линия- ми СТС, должны быть анкерного типа. При пересечении всех осталь- ных ЛС и ЛПВ на ВЛИ допускается применение промежуточных опор, усиленных дополнительной приставкой или подкосом;
несущая жила СИП или жгута СИП без отдельного несущего элемента на участке пересечения должна иметь коэффициент запаса прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не ме- нее 2,5;
провода ВЛИ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, несущие провода СИП должны закрепляться натяжными зажимами. Провода ВЛИ до- пускается располагать под проводами ЛПВ. При этом провода ЛПВ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должны иметь двой- ное крепление;
соединение несущей жилы СИП и основных жил СИП без от- дельного несущего элемента, а также проводов ЛС и ЛПВ в пролетах пересечения не допускается.
При пересечении неизолированных проводов ВЛ с неизо- лированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования:
пересечение проводов ВЛ с проводами ЛС, а также проводами ЛПВ напряжением выше 360 В должно выполняться только в пролете. Пересечение проводов ВЛ с абонентскими и фидерными линиями
ЛПВ напряжением до 360 В допускается выполнять на опорах ВЛ;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа;
провода ЛС, как стальные, так и из цветного металла, должны иметь коэффициент запаса прочности на растяжение при наибольших расчетных нагрузках не менее 2,2;
провода ВЛ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ. На опорах, ограничивающих пролет пересечения, неизолированные провода ВЛ должны иметь двойное крепление. Провода ВЛ напряже- нием 380/220 В и ниже допускается располагать под проводами ЛПВ и линий ГТС. При этом провода ЛПВ и линий ГТС на опорах, ограничи- вающих пролет пересечения, должны иметь двойное крепление;
соединение неизолированных проводов ВЛ, а также проводов ЛС и ЛПВ в пролетах пересечения не допускается. Провода ВЛ долж- ны быть многопроволочными с сечениями не менее: алюминиевые − 35 мм2, сталеалюминиевые − 25 мм2.
При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ с неизолированными и изолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблюдаться следующие требования:
расстояние от подземной кабельной вставки в ВЛ до опоры ЛС и ЛПВ и ее заземлителя должно быть не менее 1 м, а при прокладке кабеля в изолирующей трубе − не менее 0,5 м;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ до проекции ближайшего провода ЛС и ЛПВ на горизонтальную пло- скость должно быть не менее наибольшей высоты опоры пролета пересечения.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛИ и про- водами ЛС и ЛПВ при параллельном прохождении или сближении должно быть не менее 1 м.
При сближении ВЛ с воздушными ЛС и ЛПВ расстояние по горизон- тали между неизолированными проводами ВЛ и проводами ЛС и ЛПВ должно быть не менее 2 м. В стесненных условиях это расстояние допускается уменьшить до 1,5 м. Во всех остальных случаях расстоя- ние между линиями должно быть не менее высоты наиболее высокой опоры ВЛ, ЛС и ЛПВ.
При сближении ВЛ с подземными или подвесными кабелями ЛС и ЛПВ расстояния между ними должны приниматься в соответствии с 5.2.10.7 (пункты 1 и 5).
Сближение ВЛ с антенными сооружениями передающих радиоцентров, приемными радиоцентрами, выделенными приемными пунктами проводного вещания и местных радиоузлов не нормируется.
Провода от опоры ВЛ до ввода в здание не должны пере- секаться с проводами ответвлений от ЛС и ЛПВ, и их следует распола- гать на одном уровне или выше ЛС и ЛПВ.
Расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и проводами ЛС и ЛПВ, телевизионными кабелями и спусками от радиоантенн на вво- дах должно быть не менее 0,5 м для СИП и 1,5 м для неизолирован- ных проводов ВЛ.
Совместная подвеска подвесного кабеля сельской теле- фонной связи и ВЛИ допускается при выполнении следующих требо- ваний:
несущий элемент СИП должен быть изолированным;
расстояние от СИП до подвесного кабеля СТС в пролете и на опоре ВЛИ должно быть не менее 0,5 м;
каждая опора ВЛИ должна иметь заземляющее устройство, при этом сопротивление заземления должно быть не более 10 Ом;
на каждой опоре ВЛИ должно быть выполнено повторное зазем- ление PEN-проводника;
несущий канат телефонного кабеля вместе с металлическим сетча- тым наружным покровом кабеля должен быть присоединен к заземлите- лю каждой опоры отдельным самостоятельным проводником (спуском).
Совместная подвеска на общих опорах неизолированных проводов ВЛ, ЛС и ЛПВ не допускается.
На общих опорах допускается совместная подвеска неизолирован- ных проводов ВЛ и изолированных проводов ЛПВ. При этом должны соблюдаться следующие условия:
номинальное напряжение ВЛ должно быть не более 380 В;
номинальное напряжение ЛПВ должно быть не более 360 В;
расстояние от нижних проводов ЛПВ до земли, между цепями ЛПВ и их проводами должно соответствовать требованиям действу- ющих правил Министерства связи и информатизации Республики Бе- ларусь;
неизолированные провода ВЛ должны располагаться над прово- дами ЛПВ; при этом расстояние по вертикали от нижнего провода ВЛ до верхнего провода ЛПВ должно быть на опоре не менее 1,5 м, а в про- лете − не менее 1,25 м; при расположении проводов ЛПВ на крон- штейнах это расстояние принимается от нижнего провода ВЛ, распо- ложенного на той же стороне, что и провода ЛПВ.
На общих опорах допускается совместная подвеска СИП ВЛИ с неизолированными или изолированными проводами ЛС и ЛПВ. При этом должны соблюдаться следующие условия:
номинальное напряжение ВЛИ должно быть не более 380 В;
номинальное напряжение ЛПВ должно быть не более 360 В;
номинальное напряжение ЛС, расчетное механическое на- пряжение в проводах ЛС, расстояния от нижних проводов ЛС и ЛПВ до земли, между цепями и их проводами должны соответствовать тре- бованиям действующих правил Министерства связи и информатиза- ции Республики Беларусь;
провода ВЛИ до 1 кВ должны располагаться над проводами ЛС и ЛПВ; при этом расстояние по вертикали от СИП до верхнего прово- да ЛС и ЛПВ независимо от их взаимного расположения должно быть не менее 0,5 м на опоре и в пролете. Провода ВЛИ и ЛС и ЛПВ реко- мендуется располагать по разным сторонам опоры.
Совместная подвеска на общих опорах неизолирован- ных проводов ВЛ и кабелей ЛС не допускается. Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ напряжением не более 380 В и кабелей ЛПВ допускается при соблюдении условий, оговоренных в 5.2.10.15.
Оптические волокна ОКНН должны удовлетворять требованиям 5.3.12.15 и 5.3.12.16.
Совместная подвеска на общих опорах проводов ВЛ на- пряжением не более 380 В и проводов телемеханики допускается при соблюдении требований 5.2.10.15 и 5.2.10.16, а также если цепи те- лемеханики не используются как каналы проводной телефонной связи.
На опорах ВЛ (ВЛИ) допускается подвеска волоконно-оп- тических кабелей связи (ОК):
неметаллических самонесущих (ОКСН);
неметаллических, навиваемых на фазный провод или жгут СИП (ОКНН).
Механические расчеты опор ВЛ с ОКСН и ОКНН должны прово- диться для исходных условий, указанных в 5.2.3.1 и 5.2.3.2.
Опоры ВЛ, на которых подвешивают ОК, и их закрепления в грунте должны быть рассчитаны с учетом возникающих при этом дополни- тельных нагрузок.
Расстояние от ОКСН до поверхности земли в населенной и нена- селенной местности должно быть не менее 5 м.
Расстояние между проводами ВЛ до 1 кВ и ОКСН на опоре и в про- лете должно быть не менее 0,4 м.
есечения и сближения ВЛ с инженерными сооружениями
При пересечении и параллельном следовании ВЛ с желез- ными и автомобильными дорогами должны выполняться требования 5.3.18 и 5.3.19.
Пересечения могут выполняться также при помощи кабельной вставки в ВЛ.
При сближении ВЛ с автомобильными дорогами расстоя- ние от проводов ВЛ до дорожных знаков и их несущих тросов должно быть не менее 1 м. Несущие тросы должны быть заземлены с сопро- тивлением заземляющего устройства не более 10 Ом.
При организации новой застройки опоры ВЛ на улицах и дорогах в населенной местности допускается располагать на расстояниях от проезжей части таких же, как и для опор с устройством наружного освещения по ТКП 45-4.04-287 (5.2.14).
При отсутствии ограждения проезжих частей бортовым камнем в стесненных условиях расстояние от кромки проезжей части до наруж- ной поверхности опоры ВЛ следует принимать по ТКП 45-3.03-227 (11.3). На улицах и дорогах в условиях исторически сложившейся за- стройки городов, поселков и сельских населенных пунктов опоры ВЛИ-
0,4 кВ следует располагать:
− при наличии ограждения проезжей части бортовым камнем на расстоянии не менее 0,3 м от лицевой грани бортового камня до на- ружной поверхности опоры;
− при отсутствии ограждения проезжей части бортовым кам- нем на расстоянии не менее 0,6 м от наружной поверхности опоры до кромки проезжей части.
При пересечении и сближении ВЛ с контактными провода- ми и несущими тросами трамвайных и троллейбусных линий должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ должны, как правило, располагаться вне зоны, занятой со- оружениями контактных сетей, включая опоры.
В этой зоне опоры ВЛ должны быть анкерного типа, а неизолиро- ванные провода должны иметь двойное крепление;
провода ВЛ должны быть расположены над несущими тросами контактных проводов. Провода ВЛ должны быть многопроволочными с сечением не менее: алюминиевые − 35 мм2, сталеалюминиевые − 25 мм2, несущая жила СИП − 35 мм2, сечение основной жилы СИП без отдельного несущего элемента − не менее 25 мм2. Соединение проводов ВЛ в пролетах пересечения не допускается;
расстояние от проводов ВЛ при наибольшей стреле прове- са должно быть не менее 8 м до головки рельса трамвайной линии и 10,5, м – до проезжей части улицы в зоне троллейбусной линии.
При этом во всех случаях расстояние от проводов ВЛ до несущего троса или контактного провода должно быть не менее 1,5 м;
пересечение ВЛ с контактными проводами в местах расположе- ния поперечин запрещается;
совместная подвеска на опорах троллейбусных линий контакт- ных проводов и проводов ВЛ напряжением не более 380 В допуска- ется при соблюдении следующих условий: опоры троллейбусных линий должны иметь механическую прочность, достаточную для под- вески проводов ВЛ, расстояние между проводами ВЛ и кронштейном или устройством крепления несущего троса контактных проводов должно быть не менее 1,5 м.
При пересечении и сближении ВЛ с канатными дорогами и надземными металлическими трубопроводами должны выполняться следующие требования:
ВЛ должна проходить под канатной дорогой; прохождение ВЛ над канатной дорогой не допускается;
канатные дороги должны иметь снизу мостки или сетки для ограждения проводов ВЛ;
при прохождении ВЛ под канатной дорогой или под трубопрово- дом провода ВЛ должны находиться от них на расстоянии: не менее 1 м − при наименьшей стреле провеса проводов до мостков или ограж- дающих сеток канатной дороги или до трубопровода; не менее 1 м − при наибольшей стреле провеса и наибольшем отклонении проводов до элементов канатной дороги или до трубопровода;
при пересечении ВЛ с трубопроводом расстояние от проводов ВЛ при их наибольшей стреле провеса до элементов трубопровода
должно быть не менее 1 м. Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пере- сечения с трубопроводом, должны быть анкерного типа. Трубопровод в пролете пересечения должен быть заземлен, сопротивление зазем- лителя − не более 10 Ом;
при параллельном следовании ВЛ с канатной дорогой или тру- бопроводом расстояние по горизонтали от проводов ВЛ до канат- ной дороги или трубопровода должно быть не менее высоты опоры, а на стесненных участках трассы при наибольшем отклонении про- водов − не менее 1 м.
При сближении ВЛ с пожаро- и взрывоопасными уста- новками и с аэродромами следует руководствоваться требованиями 5.3.24 и 5.3.27.
Прохождение ВЛ до 1 кВ с неизолированными провода- ми не допускается по территориям спортивных сооружений, школ (общеобразовательных и интернатов), технических училищ, детских дошкольных учреждений (детских яслей, детских садов, детских ком- бинатов), детских домов, детских игровых площадок, а также по терри- ториям детских оздоровительных лагерей.
По названным территориям (кроме спортивных и игровых площа- док) допускается прохождение ВЛИ при условии, что нулевая жила СИП должна быть изолированной, а полная ее проводимость должна быть не менее проводимости фазной жилы СИП.
Воздушные линии электропередачи напряжением выше 1 кВ
Область применения
Подраздел 5.3 распространяется на воздушные линии элек- тропередачи напряжением выше 1 кВ и до 750 кВ, выполняемые не- изолированными проводами, и напряжением выше 1 кВ и до 110 кВ, выполняемые проводами, покрытыми защитной изолирующей обо- лочкой.
Требования к ВЛ с неизолированными проводами распространяют- ся и на ВЛ соответствующего напряжения, выполняемые проводами с защитной изолирующей оболочкой, кроме требований, специально оговоренных в соответствующих разделах технического кодекса.
Настоящий подраздел не распространяется на электрические воз- душные линии, сооружение которых определяется другими ТНПА (контактные сети электрифицированных железных дорог, трамвая, троллейбуса; ВЛ для электроснабжения сигнализации, централиза-
ции и блокировки (далее − СЦБ); ВЛ напряжением 6–35 кВ, смонтиро- ванные на опорах контактной сети и т.п.).
Кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соответствии с 5.3.9.10, ТКП 611 и [8] (глава 2.3).
При возведении (реконструкции) воздушные линии электропереда- чи напряжением 10 кВ должны выполняться проводами, покрытыми защитной изолирующей оболочкой.
К воздушной линии электропередачи напряжением выше 1 кВ в настоящем техническом кодексе отнесено устройство для передачи и распределения электроэнергии по изолированным и неизолированным проводам, расположенным на открытом воз- духе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры к опорам или кронштейнам, стойкам на зданиях и инженерных сооружениях (мостам, путепроводам, эстакадам и аналогичным сооружениям).
За начало и конец ВЛ (ВЛП) принимаются:
у ЗРУ − место выхода провода из аппаратного зажима, присоеди- няемого к проходному изолятору;
у ОРУ с линейными порталами − место выхода провода из зажи- ма натяжной гирлянды изоляторов на линейном портале в сторону ВЛ;
у КТП − место крепления провода к изолятору КТП или место вы- хода провода из аппаратного зажима;
у ТП с выносным разъединителем − место выхода провода из ап- паратного зажима, присоединяемого к разъединителю.
Состояние ВЛ в расчетах механической части:
нормальный режим − режим при необорванных проводах, тро- сах, гирляндах изоляторов и тросовых креплениях;
аварийный режим − при оборванных одном или нескольких про- водах или тросах, гирляндах изоляторов и тросовых креплений;
монтажный режим − в условиях монтажа опор, проводов и тро- сов.
По условиям воздействия ветра на ВЛ различают три типа местности:
открытые побережья озер, водохранилищ и другие открытые местности (А);
городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой не менее 2/3 высоты опор (В);
городские районы с застройкой зданиями высотой более 25 м, просеки в лесных массивах с высотой деревьев более высоты опор, орографически защищенные извилистые и узкие склоновые долины и ущелья (С).
Воздушная линия считается расположенной в местности данно- го типа, если эта местность сохраняется с наветренной стороны ВЛ на расстоянии, равном тридцатикратной высоте опоры при высоте опор до 60 м и 2 км при большей высоте.
Большими переходами называются пересечения судоход- ных участков рек, каналов, озер и водохранилищ, на которых устанав- ливаются опоры высотой 50 м и более, а также пересечения ущелий, оврагов, водных пространств и других препятствий с пролетом пере- сечения более 700 м независимо от высоты опор ВЛ.
Общие требования
Все элементы ВЛ должны соответствовать в своей части государственным стандартам, строительным нормам и правилам Ре- спублики Беларусь и требованиям настоящего раздела.
При проектировании, строительстве, реконструкции и эксплуата- ции ВЛ должны соблюдаться требования действующих нормативных правовых актов и санитарно-гигиенических правил.
Механический расчет проводов и тросов ВЛ производится по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры − по методу разрушающих нагрузок. По обоим методам расчеты прово- дятся на расчетные нагрузки.
Расчет строительных конструкций ВЛ (опор, фундаментов и ос- нований) проводится по методу предельных состояний на расчетные нагрузки для двух групп предельных состояний (см. 5.3.10.3) в соот- ветствии с государственными стандартами и строительными нормами и правилами.
Элементы ВЛ рассчитываются на сочетания нагрузок, дей- ствующих в нормальных, аварийных и монтажных режимах.
Сочетания климатических и других факторов в различных режимах работы ВЛ (наличие ветра, гололеда, значение температуры, количе- ство оборванных проводов или тросов и пр.) определяются в соответ- ствии с 5.3.5.33−5.3.5.36, 5.3.10.7, 5.3.10.10−5.3.10.13.
Основными характеристиками нагрузок являются их норма- тивные значения, которые устанавливаются настоящим техническим кодексом, а для нагрузок, не регламентированных ими, − в соответ- ствии со строительными нормами и правилами.
Расчетные значения нагрузок определяются как произведение их нормативных значений на коэффициенты надежности по нагруз-
ке , надежности по ответственности , условий работы , регио-
f n d
p
нальные .
При расчете элементов ВЛ расчетные нагрузки могут дополнитель- но умножаться на коэффициент сочетаний.
Необходимость применения коэффициентов и их значения уста- навливаются настоящим техническим кодексом.
При отсутствии указаний о значениях коэффициентов они прини- маются равными единице.
Нормативные значения нагрузок от веса оборудования, ма- териалов, от тяжения проводов, грозозащитных тросов принимаются на основании государственных стандартов или в соответствии с указа- ниями настоящего технического кодекса.
Основной характеристикой сопротивления материала эле- ментов ВЛ являются:
разрывное усилие (для проводов и тросов), механическая (элек- тромеханическая) разрушающая нагрузка (для изоляторов), механи- ческая разрушающая нагрузка (для линейной арматуры), указанные в стандартах или технических условиях на эти изделия;
нормативные и расчетные сопротивления материала опор и фун- даментов, устанавливаемые нормами проектирования строительных конструкций.
На ВЛ 110 кВ и выше длиной более 100 км для ограничения несимметрии токов и напряжений должен выполняться один полный цикл транспозиции.
Двухцепные ВЛ 110 кВ и выше рекомендуется выполнять с проти- воположным чередованием фаз цепей (смежные фазы разных цепей должны быть разноименными). Схемы транспозиции обеих цепей ре- комендуется выполнять одинаковыми.
Допускаются увеличение длины нетранспонированной ВЛ, вы- полнение неполных циклов транспозиции, различные длины участков в цикле и увеличение числа циклов. Вносимая при этом данной ВЛ расчетная несимметрия по условиям обеспечения надежной работы релейной защиты не должна превышать 0,5 % по напряжению и 2 % по току обратной последовательности.
Шаг транспозиции по условию влияния на линии связи не нор- мируется.
Для ВЛ с горизонтальным расположением фаз рекомендуется упрощенная схема транспозиции (в месте транспозиции поочередно меняются местами только две смежные фазы).
На ВЛ с горизонтальным расположением фаз и двумя тро- сами, используемыми для высокочастотной связи, для снижения по- терь от токов в тросах в нормальном режиме рекомендуется выпол- нять скрещивание (транспозицию) тросов. Количество скрещиваний должно выбираться из условий самопогасания дуги сопровождающего тока промышленной частоты при грозовых перекрытиях искровых про- межутков на изоляторах тросов.
Схема скрещивания должна быть симметрична относительно каж- дого шага транспозиции фаз и точек заземления тросов, при этом крайние участки рекомендуется принимать равными половине длины остальных участков.
Для ВЛ, проходящих в районах с толщиной стенки гололеда 25 мм и более, а также с частыми образованиями гололеда или из- морози в сочетании с сильными ветрами и в районах с частой и ин- тенсивной пляской проводов, рекомендуется предусматривать плавку гололеда на проводах и тросах.
Для филиалов электросетей, у которых свыше 50 % ВЛ проходят в указанных районах, рекомендуется разрабатывать общую схему плавки гололеда.
При обеспечении плавки гололеда без перерыва электроснаб- жения потребителей толщина стенки гололеда может быть снижена на 15 мм, при этом нормативная толщина стенки гололеда должна быть не менее 20 мм.
На ВЛ с плавкой гололеда должно быть организовано наблюдение за гололедом, при этом предпочтительно применение сигнализаторов появления гололеда и устройств контроля окончания плавки гололеда.
Требования настоящего пункта не распространяются на ВЛП.
Интенсивность электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля, создаваемого ВЛ при максимальных рабо- чих параметрах (напряжении и токе) и при абсолютной максимальной температуре воздуха для населенной местности, не должна превы- шать предельно допустимых значений, установленных в действующих санитарно-эпидемиологических правилах и нормативах.
Для ненаселенной и труднодоступной местности температура воз- духа при предельно допустимой напряженности электрического поля принимается равной температуре воздуха теплого периода с обеспе- ченностью 0,99.
По окончании сооружения или реконструкции ВЛ необхо- димо выполнять:
землевание земель, отводимых в постоянное пользование;
рекультивацию земель, отводимых во временное пользование;
природоохранительные мероприятия, направленные на мини- мальное нарушение естественных форм рельефа и сохранение зеле- ных насаждений и естественного состояния грунта;
противоэрозионные мероприятия.
Проект воздушной линии электропередачи напряжением 35 кВ и выше выполняется на основании продольного профиля трас- сы, выполненного по результатам комплексных инженерных изыска-
ний в масштабе не мельче: горизонтальный 1:5 000, вертикальный 1:500.
Требования к проектированию ВЛ, учитывающие особенности их ремонта и технического обслуживания
Ремонт и техническое обслуживание ВЛ должны предусма- триваться централизованно, специализированными бригадами с про- изводственных баз предприятия (структурной единицы).
Размещение производственных баз, состав необходимых помеще- ний, оснащение средствами механизации работ, транспортом и скла- дами аварийного резерва, оборудование средствами связи должны производиться на основании перспективных схем организации экс- плуатации с учетом существующей материальной базы энергопред- приятия.
Обеспечение ВЛ аварийным запасом материалов и оборудования предусматривается в объеме действующих нормативов.
Для эксплуатации ВЛ в труднодоступной местности, участков ВЛ, доступ к которым наземным транспортом невозможен, а также ВЛ, проходящих в безлюдной местности с суровыми климатическими ус- ловиями, следует предусматривать пункты временного пребывания персонала или использование вертолетов. Расположение пунктов временного пребывания персонала и вертолетных площадок, состав помещений для персонала и экипажа вертолетов, механизмов обосно- вываются в проекте. Вертолетные площадки должны удовлетворять действующим нормативным требованиям.
Численность ремонтно-эксплуатационного персонала и площадь производственно-жилых помещений ремонтных баз, а так- же количество транспортных средств и механизмов, необходимых для эксплуатации ВЛ, определяются в соответствии с действующими нормативами.
При проектировании ВЛ должна быть предусмотрена тех- нологическая связь между ремонтными бригадами и диспетчерскими пунктами, базами, с которых осуществляется ремонт и техническое обслуживание ВЛ, а также между бригадами и отдельными монтера- ми. Если ВЛ обслуживается с нескольких баз, необходимо предусмо- треть связь между последними. Технологической связью должны быть обеспечены и пункты временного пребывания на трассе ВЛ.
К ВЛ в любое время года должен быть обеспечен подъезд на возможно близкое расстояние, но не далее чем на 0,5 км от трассы ВЛ. Для проезда вдоль трассы ВЛ и для подъезда к ним должна быть
расчищена от насаждений, пней, камней и т. п. полоса земли шириной не менее 2,5 м.
Исключения допускаются на участках ВЛ, проходящих:
по топким болотам и сильно пересеченной местности, где проезд невозможен. В этих случаях необходимо выполнять вдоль трассы ВЛ пешеходные тропки с мостиками шириной 0,8−1,0 м, оборудованные перилами, или насыпные земляные дорожки шириной не менее 0,8 м;
по территориям, занятым садовыми и ценными сельскохозяй- ственными культурами, а также отведенным под насаждения защит- ных полос вдоль железных, автомобильных дорог и запретных полос по берегам рек, озер, водохранилищ, каналов и других водных объ- ектов.
На трассах ВЛ, проходящих по местности, пересеченной мелиора- тивными каналами, должны предусматриваться пешеходные мостики шириной 0,8−1,0 м, оборудованные перилами.
На опорах ВЛ эксплуатирующей организацией должны быть нане- сены следующие постоянные знаки:
порядковый номер опоры, номер ВЛ или ее условное обозначе- ние − на всех опорах; на двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, кроме того, должна быть обозначена соответствующая цепь;
на опорах при размещении на них соединительных муфт ОК должны быть нанесены условное обозначение ВОЛС и номер соеди- нительной муфты;
расцветка фаз − на ВЛ 35 кВ и выше на концевых опорах, опо- рах, смежных с транспозиционными, и на первых опорах ответвлений от ВЛ;
предупреждающие плакаты – на всех опорах ВЛ в населенной местности;
плакаты с указанием расстояния от опоры ВЛ до кабельной ли- нии связи − на опорах, установленных на расстоянии менее половины высоты опоры до кабелей связи.
По распоряжению организации, эксплуатирующей ВЛ, на опорах допускается размещение дополнительной необходимой информации. Допускается совмещать на одном знаке всю информацию, уста-
навливаемую требованиями настоящего раздела.
Нанесение надписей на опорах производить на высоте 1,5–1,8 м, установку информационных табличек – 2,0–2,5 м.
Плакаты и знаки должны устанавливаться с боку опоры поочеред- но с правой и с левой стороны, а на переходах через дороги плакаты должны быть обращены в сторону дороги.
На ВЛ 110 кВ и выше, обслуживание которых осуществляется с использованием вертолетов, в верхней части каждой пятой опоры устанавливаются номерные знаки, видимые с вертолета. При этом
для ВЛ 750 кВ знаки должны быть эмалированными и иметь размер 400 500 мм.
Линейные разъединители, переключательные пункты, вы- сокочастотные заградители, установленные на ВЛ, должны иметь со- ответствующие порядковые номера и диспетчерские наименования.
Защита ВЛ от воздействия окружающей среды
Металлические опоры и подножники, металлические дета- ли железобетонных и деревянных опор, бетонные и железобетонные конструкции должны быть защищены от коррозии с учетом требова- ний строительных норм и правил по защите строительных конструк- ций от коррозии. В необходимых случаях следует предусматривать защиту от электрокоррозии.
Вновь устанавливаемые стальные опоры, а также стальные элемен- ты и детали железобетонных и деревянных опор должны защищаться от коррозии путем применения технологии горячего цинкования.
Защита от коррозии должна проводиться в условиях изготовителя. Допускается выполнение ее на специально оборудованных полигонах.
Стальные канаты, применяемые в качестве грозозащитных тросов, оттяжек и элементов опор, должны иметь коррозионно-стой- кое исполнение с учетом вида и степени агрессивности среды в усло- виях эксплуатации.
На грозозащитный трос и оттяжки в процессе сооружения ВЛ долж- на быть нанесена защитная смазка.
Трасса ВЛ не должна проходить по склонам холмов, овра- гов с неустойчивой структурой грунта.
Трассы ВЛ следует располагать вне зоны возможного сме- щения грунта. При невозможности обхода таких зон должна предусма- триваться инженерная защита ВЛ.
При прохождении ВЛ в условиях пересеченной местности с солифлюкционными явлениями при размещении опор на косогорах подземная часть опор и фундаментов должна рассчитываться на до- полнительную нагрузку от давления слоя сползающего грунта.
При прохождении ВЛ по просадочным грунтам опоры, как правило, должны устанавливаться на площадках с минимальной площадью водосбора с выполнением комплекса противопросадочных мероприятий. Нарушение растительности и почвенного покрова долж- но быть минимальным.
При прохождении ВЛ по полузакрепленным и незакреплен- ным пескам необходимо выполнение пескозакрепительных меропри- ятий. Нарушение растительного покрова должно быть минимальным.
Опоры ВЛ рекомендуется устанавливать на безопасном расстоянии от русла реки с интенсивным размывом берегов, с учетом прогнозируемых перемещений русла и затопляемости поймы, а так- же вне мест, где могут быть потоки дождевых и других вод, ледоходы и т.п. При обоснованной невозможности установки опор в безопасных местах необходимо выполнить мероприятия по защите опор от по- вреждений (специальные фундаменты, укрепление берегов, откосов, склонов, устройство водоотвода, струенаправляющих дамб, ледоре- зов и иных сооружений).
Применение опор с оттяжками на участках ВЛ до 330 кВ, проходящих по обрабатываемым землям, не допускается.
На участках трассы, проходящих по обрабатываемым зем- лям, в населенной местности и в местах стесненных подходов к элек- тростанциям и подстанциям, рекомендуется применять двухцепные и многоцепные свободностоящие опоры.
При прохождении ВЛ с деревянными опорами на террито- риях, прилегающих к участкам лесного фонда, в том числе к лесным насаждениям с наличием сухостоя, валежника, растительного опада, где возможны низовые пожары, и болотам, должна быть предусмотре- на одна из следующих мер:
устройство канавы глубиной 0,4 м и шириной 0,6 м на расстоянии 2 м вокруг каждой стойки опоры;
уничтожение травы и кустарника и очистка от них площадки ра- диусом 2 м вокруг каждой опоры;
применение железобетонных приставок, при этом расстояние от земли до нижнего торца стойки должно быть не менее 1 м.
Установка деревянных опор ВЛ 110 кВ и выше в местностях, где возможны низовые или торфяные пожары, не рекомендуется.
В районах расселения крупных птиц для предохранения изоляции от загрязнения, независимо от степени загрязнения окружа- ющей среды, а также для предотвращения гибели птиц следует:
не использовать опоры ВЛ со штыревыми изоляторами (кроме ВЛП, имеющих устройство для защиты от птиц);
на траверсах опор ВЛ 35–330 кВ, в том числе в местах крепле- ния поддерживающих гирлянд изоляторов, а также на тросостойках для исключения возможности посадки или гнездования птиц преду- сматривать установку противоптичьих заградителей;
закрывать верхние отверстия полых стоек железобетонных опор наголовниками.
В районах сильноагрессивной степени воздействия сре- ды, а также в местах, где в процессе эксплуатации установлено кор-
розионное разрушение металла изоляторов, линейной арматуры, про- водов и тросов, заземлителей, следует предусматривать:
изоляторы и линейную арматуру в тропическом исполнении, при необходимости с дополнительными защитными мероприятиями;
коррозионно-стойкие провода (см. 5.3.6.6), тросы и тросовые элементы опор (см. 5.3.4.2);
увеличение сечения элементов заземляющих устройств, приме- нение оцинкованных заземлителей.
Климатические условия и нагрузки
При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться кли- матические условия − ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тро- сов, вибрация.
Определение расчетных условий по ветру и гололеду должно про- водиться на основании соответствующих карт климатического рай- онирования территории Республики Беларусь с уточнением при не- обходимости их параметров в сторону увеличения или уменьшения по региональным картам и материалам многолетних наблюдений гидрометеорологических станций и метеопостов за скоростью ветра, массой, размерами и видом гололедно-изморозевых отложений. В ма- лоизученных районах 1 для этой цели могут организовываться специ- альные обследования и наблюдения.
При отсутствии региональных карт значения климатических па- раметров уточняются путем обработки соответствующих данных многолетних наблюдений согласно положениям ТКП 641 по расчету климатических нагрузок на ВЛ и построению региональных карт с по- вторяемостью один раз в 25 лет.
Основой для районирования по ветровому давлению служат значе- ния максимальных скоростей ветра с 10-минутным интервалом осред- нения скоростей на высоте 10 м с повторяемостью один раз в 25 лет. Районирование по гололеду проводится по максимальной толщине стенки отложения гололеда цилиндрической формы при плотности 0,9 г/см3 на проводе диаметром 10 мм, расположенном на высоте 10 м над поверхностью земли, повторяемостью один раз в 25 лет.
Температура воздуха определяется на основании данных метеоро- логических станций с учетом положений {56] и требований настоящего технического кодекса.
1 К малоизученным районам относятся горная местность и районы, где на 100 км трассы ВЛ для характеристики климатических условий имеется только одна репрезента- тивная метеорологическая станция.
Интенсивность грозовой деятельности должна определяться по картам районирования территории Республики Беларусь по числу грозовых часов в году, региональным картам с уточнением при необ- ходимости по данным метеостанций о среднегодовой продолжитель- ности гроз.
Степень агрессивного воздействия окружающей среды определя- ется с учетом положений санитарных норм и правил, государствен- ных стандартов, содержащих требования к применению элементов ВЛ и указаний настоящего раздела.
Определение районов по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тросов должно проводиться по карте районирова- ния территории Республики Беларусь с уточнением по данным экс- плуатации.
По частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов и тро- сов территория Республики Беларусь делится на районы с умеренной пляской проводов (частота повторяемости пляски один раз в 5 лет и менее) и редкой пляской проводов (частота повторяемости менее одного раза в 10 лет).
При определении климатических условий должно быть уч- тено влияние на интенсивность гололедообразования и на скорость ветра особенностей микрорельефа местности (небольшие холмы и котловины, высокие насыпи, овраги, балки и т. п.), а в горных райо- нах − особенностей микро- и мезорельефа местности (гребни, склоны, платообразные участки, днища долин, межгорные долины и т. п.).
Значения максимальных ветровых давлений и толщин сте- нок гололеда для ВЛ определяются на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью один раз в 25 лет (нормативные значения).
0
0
Нормативное ветровое давление W , соответствующее 10-минутному интервалу осреднения скорости ветра (v ), на высоте 10 м над поверхностью земли принимается по таблице 5.3.1 в соот- ветствии с картой районирования территории Республики Беларусь по ветровому давлению или по региональным картам районирования.
0
Таблица 5.3.1 − Нормативное ветровое давление, W , на высоте 10 м
над поверхностью земли
Район по ветру
Нормативное ветровое давление, W , Па (скорость ветра v , м/с)
0 0
I
400 (25)
II
500 (29)
III
650 (32)
IV
800 (36)
Окончание таблицы 5.3.1
Район по ветру
Нормативное ветровое давление, W , Па (скорость ветра v , м/с)
0 0
V
1 000 (40)
VI
1 250 (45)
VII
1 500 (49)
Особый
Выше 1 500 (выше 49)
Полученное при обработке метеоданных нормативное ветровое давление следует округлять до ближайшего большего значения, при- веденного в таблице 5.3.1.
Ветровое давление W (Па) определяется по формуле
(5.3.1)Ветровое давление более 1500 Па должно округляться до ближай- шего большего значения, кратного 250 Па.
Для ВЛ 110−750 кВ нормативное ветровое давление должно при- ниматься не менее 500 Па.
Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, ветровое давление рекомендуется принимать соответствующим району на один выше, чем принято для данного региона по региональным картам рай- онирования или на основании обработки материалов многолетних на- блюдений.
Для участков ВЛ, сооружаемых в условиях, способствую- щих резкому увеличению скоростей ветра (высокий берег большой реки, резко выделяющаяся над окружающей местностью возвышен- ность, открытые для сильных ветров большие озера и водохранилища в пределах 3−5 км), при отсутствии данных наблюдений нормативное ветровое давление следует увеличивать на 40 % по сравнению с при- нятым для данного района. Полученные значения следует округлять до ближайшего значения, указанного в таблице 5.3.1.
г
г
Нормативное ветровое давление при гололеде W с повто- ряемостью один раз в 25 лет определяется по формуле (5.3.1), по ско- рости ветра при гололеде v .
г
Скорость ветра v принимается по региональному районированию ветровых нагрузок при гололеде или определяется по данным на- блюдений согласно положениям ТКП 641 по расчету климатических нагрузок. При отсутствии региональных карт и данных наблюдений
W = 0,25W . Для ВЛ до 20 кВ нормативное ветровое давление при го-
г 0
лоледе должно приниматься не менее 200 Па, для ВЛ 330–750 кВ − не менее 160 Па.
Нормативные ветровые давления (скорости ветра) при гололеде округляются до ближайших следующих значений, Па (м/с): 80 (11), 120 (14), 160 (16), 200 (18), 240 (20), 280 (21), 320 (23), 360 (24).
Значения более 360 Па должны округляться до ближайшего значе- ния, кратного 40 Па.
Ветровое давление на провода ВЛ определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тро- сы − по высоте расположения центра тяжести тросов, на конструкции опор ВЛ − по высоте расположения средних точек зон, отсчитываемых от отметки поверхности земли в месте установки опоры. Высота каж- дой зоны должна быть не более 10 м.
w
Для различных высот расположения центра тяжести проводов, тросов, а также средних точек зон конструкции опор ВЛ ветровое дав- ление определяется умножением его значения на коэффициент K ,
принимаемый по таблице 5.3.2.
Полученные значения ветрового давления должны быть округлены до целого числа.
w
Для промежуточных высот значения коэффициентов K
определя-
ются линейной интерполяцией.
Высота расположения приведенного центра тяжести проводов
пр
или тросов h
для габаритного пролета определяется по формуле
, (5.3.2)
ср
где h
среднеарифметическое значение высоты крепления прово-
дов к изоляторам или среднеарифметическое значение высоты крепления тросов к опоре, отсчитываемое от отметок земли в ме- стах установки опор, м;
f − стрела провеса провода или троса в середине пролета при выс- шей температуре, м.
При расчете проводов и тросов ветер следует принимать направленным под углом 90° к оси ВЛ.
w
Таблица 5.3.2 − Изменение коэффициента K
от типа местности
по высоте в зависимости
Высота расположения приведенного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор ВЛ над поверхностью земли, м
Коэффициент K для типов местности
w
А
В
С
До 15
1,00
0,65
0,40
20
1,25
0,85
0,55
40
1,50
1,10
0,80
60
1,70
1,30
1,00
80
1,85
1,45
1,15
100
2,00
1,60
1,25
150
2,25
1,90
1,55
200
2,45
2,10
1,80
250
2,65
2,30
2,00
300
2,75
2,50
2,20
350 и выше
2,75
2,75
2,35
Примечание − Типы местности соответствуют определениям, приведенным в 5.3.1.4.
При расчете опор ветер следует принимать направленным под углом 0°, 45° и 90° к оси ВЛ, при этом для угловых опор за ось ВЛ принимается направление биссектрисы внешнего угла поворота, об- разованного смежными участками линии.
э
Нормативную толщину стенки гололеда b
плотностью
0,9 г/см3 следует принимать по таблице 5.3.3 в соответствии с картой районирования территории Республики Беларусь по толщине стенки гололеда или по региональным картам районирования.
Полученные при обработке метеоданных нормативные толщины стенок гололеда рекомендуется округлять до ближайшего большего значения, приведенного в таблице 5.3.3.
В особых районах следует принимать толщину стенки гололеда, полученную при обработке метеоданных, округленную до 1 мм.
Для ВЛ 330–750 кВ нормативная толщина стенки гололеда должна быть не менее 15 мм.
Для ВЛ, сооружаемых в труднодоступных местностях, толщину стенки гололеда рекомендуется принимать соответствующей району на один выше, чем принято для данного региона по региональным картам районирования или на основании обработки метеоданных.
э
Таблица 5.3.3 − Нормативная толщина стенки гололеда, b , для высоты
10 м над поверхностью земли
Район по гололеду
Нормативная толщина стенки гололеда b , мм
э
I
10
II
15
III
20
IV
25
V
30
VI
35
VII
40
Особый
Выше 40
При отсутствии данных наблюдений для участков ВЛ, про- ходящих по плотинам и дамбам гидротехнических сооружений, вбли- зи прудов-охладителей, башенных градирен, брызгальных бассейнов в районах с низшей температурой выше минус 45 °С, нормативную
э
толщину стенки гололеда b
следует принимать на 5 мм больше, чем
для прилегающих участков ВЛ, а для районов с низшей температурой минус 45° и ниже − на 10 мм больше.
у
Нормативная ветровая нагрузка при гололеде на провод (трос) определяется по 5.3.5.15 с учетом условной толщины стенки гололеда b , которая принимается по региональному районированию ветровых нагрузок при гололеде или рассчитывается согласно поло- жениям ТКП 641 по расчету климатических нагрузок. При отсутствии
у
региональных карт и данных наблюдений b
э
= b .
Толщина стенки гололеда (b , b ) на проводах ВЛ опреде-
э у
ляется на высоте расположения приведенного центра тяжести всех
проводов, на тросах − на высоте расположения центра тяжести тро- сов. Высота приведенного центра тяжести проводов и тросов опреде- ляется в соответствии с 5.3.5.7.
Толщина стенки гололеда на проводах (тросах) при высоте рас- положения приведенного их центра тяжести более 25 м определяет-
ся умножением ее значения на коэффициенты K и K , принимаемые
i d
по таблице 5.3.4. При этом исходную толщину стенки гололеда (для
высоты 10 м и диаметра 10 мм) следует принимать без увеличения, предусмотренного 5.3.5.10. Полученные значения толщины стенки го- лоледа округляются до 1 мм.
При высоте расположения приведенного центра тяжести проводов или тросов до 25 м поправки на толщину стенки гололеда на прово-
дах и тросах в зависимости от высоты и диаметра проводов и тросов не вводятся.
Таблица 5.3.4 − Коэффициенты K и K , учитывающие изменение
i d
толщины стенки гололеда
Высота расположения при- веденного центра тяжести проводов, тросов и средних точек зон конструкций опор над поверхностью земли, м
Коэффициент K , учи-
i
тывающий изменение
толщины стенки голо- леда по высоте над поверхностью земли
Диаметр провода (троса), мм
Коэффициент K , учиты-
d
вающий изменение тол-
щины стенки гололеда в зависимости от диаметра провода (троса)
25
1,0
10
1,0
30
1,4
20
0,9
50
1,6
30
0,8
70
1,8
50
0,7
100
2,0
70
0,6
Примечание − Для промежуточных высот и диаметров значения коэффициентов K и K определя-
i d
ются линейной интерполяцией.
Для участков ВЛ, сооружаемых в холмистой местности, независимо от высот местности над уровнем моря нормативную тол-
э
щину стенки гололеда b
рекомендуется принимать не более 20 мм.
i
При этом не следует учитывать коэффициент K .
Температуры воздуха (среднегодовая, низшая, которая принимается за абсолютно минимальную, высшая, которая принима- ется за абсолютно максимальную) определяются по [56] и по данным метеорологических наблюдений с округлением до значений, кратных пяти.
0
Температуру воздуха при нормативном ветровом давлении W сле- дует принимать равной минус 5°С, за исключением районов со сред- негодовой температурой минус 5 °С и ниже, для которых ее следует принимать равной минус 10 °С.
Температуру воздуха при гололеде для территории с высотными отметками местности до 1000 м над уровнем моря следует принимать равной минус 5 °С, при этом для районов со среднегодовой темпера- турой минус 5 °С и ниже температуру воздуха при гололеде следует принимать равной минус 10 °С. В районах, где при гололеде наблюда- ется температура ниже минус 15 °С, ее следует принимать по факти- ческим данным.
Нормативная ветровая нагрузка на провода и тросы
, Н, действующая перпендикулярно проводу (тросу), для каждого рас- считываемого условия определяется по формуле
= K K C WFsin2, (5.3.3)
w l w x
w
где
коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового
давления по пролету ВЛ, принимаемый равным:
Ветровое давление,Па
До 200
240
280
300
320
360
400
500
580
и более
Коэффициент
w
1
0,94
0,88
0,85
0,83
0,80
0,76
0,71
0,70
w
Промежуточные значения
определяются линейной интерполя-
цией;
l
l
K − коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ве- тровую нагрузку, равный 1,2 при длине пролета до 50 м, 1,1 − при 100 м, 1,05 − при 150 м, 1,0 − при 250 м и более (промежуточ- ные значения K определяются интерполяцией);
K
w
– коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления
по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по та- блице 5.3.2;
C
x
– коэффициент лобового сопротивления, принимаемый рав-
ным: 1,1 − для проводов и тросов, свободных от гололеда, диаме- тром 20 мм и более; 1,2 − для всех проводов и тросов, покрытых гололедом, и для всех проводов и тросов, свободных от гололеда, диаметром менее 20 мм;
W − нормативное ветровое давление, Па, в рассматриваемом ре- жиме:
0
W = W
определяется по таблице 5.3.1 в зависимости от ветро-
вого района;
г
W = W − определяется по 5.3.5.6;
у
F − площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда b );
− угол между направлением ветра и осью ВЛ.
Площадь продольного диаметрального сечения провода (троса)
F (м2) определяется по формуле
F = (d + 2KK b )·l·103, (5.3.4)
i d у
где d − диаметр провода, мм;
i
d
K и K
коэффициенты, учитывающие изменение толщины стен-
ки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода и определяемые по таблице 5.3.4;
у
b − условная толщина стенки гололеда, мм, принимается соглас- но 5.3.5.11;
l − длина ветрового пролета, м.
Нормативная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м провода и трос определяется по формуле
= KK
b (d + KK b )g·103, (5.3.5)
i d э
i d э
где K , K
коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки
i d
гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода и при-
нимаемые по таблице 5.3.4;
b
э
– толщина стенки гололеда, мм, по 5.3.5.9;
d − диаметр провода, мм;
− нормативная линейная гололедная нагрузка на 1 м провода и трос
, плотность льда, принимаемая равной 0,9 г/см3;g − ускорение свободного падения, принимаемое равным 9,8 м/с2.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на провода (тросы)
при механическом расчете проводов и тросов по методу допускаемых напряжений определяется по формуле
, (5.3.6)
где
− нормативная ветровая нагрузка по 5.3.5.15;
nw
– коэффициент надежности по ответственности, принимае-
мый равным:
1,0 − для ВЛ до 220 кВ;
1,1 − для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и мно- гоцепных опорах независимо от напряжения, а также для отдель- ных особо ответственных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования;
p
– региональный коэффициент, принимаемый от 1 до 1,3. До-
пускается принимать от 0,85 до 1. Значение коэффициента при- нимается на основании опыта эксплуатации и указывается в за- дании на проектирование ВЛ;
f
− коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,1.
Расчетная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м про-
вода (троса) P
г.п
при механическом расчете проводов и тросов по мето-
ду допускаемых напряжений определяется по формуле
P =
, (5.3.7)
г.п
nw p f d
где
− нормативная линейная гололедная нагрузка, принимаемая по 5.3.5.16;
nw
– коэффициент надежности по ответственности, принимае-
мый равным: 1,0 − для ВЛ до 220 кВ; 1,3 − для ВЛ 330–750 кВ и ВЛ, сооружаемых на двухцепных и многоцепных опорах незави- симо от напряжения, а также для отдельных особо ответственных одноцепных ВЛ до 220 кВ при наличии обоснования;
p
− региональный коэффициент, принимаемый равным от 1 до 1,5. Допускается принимать от 0,85 до 1. Значение коэффициента принимается на основании опыта эксплуатации и указывается в задании на проектирование ВЛ;
f
коэффициент надежности по гололедной нагрузке, равный
1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 − для районов по гололеду III и выше;
d
коэффициент условий работы, равный 0,5.
При расчете приближений токоведущих частей к сооруже- ниям, насаждениям и элементам опор расчетная ветровая нагрузка на провода (тросы) определяется по 5.3.5.17.
При определении расстояний от проводов до поверхности земли и до пересекаемых объектов и насаждений расчетная линейная гололедная нагрузка на провода принимается по 5.3.5.18.
Нормативная ветровая нагрузка на конструкцию опоры определяется как сумма средней и пульсационной составляющих.
Нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки (Н) на опору
определяется по формуле
= K WС А, (5.3.8)
w x
w
где K
принимается по 5.3.5.7;
W принимается по 5.3.5.15;
x
С − аэродинамический коэффициент, определяемый в зависимо- сти от вида конструкции, согласно строительным нормам и пра- вилам;
А − площадь проекции, ограниченная контуром конструкции, ее части или элемента с наветренной стороны на плоскость перпен- дикулярно ветровому потоку, вычисленная по наружному габари- ту, м2.
Для конструкций опор из стального проката, покрытых гололедом, при определении А учитывается обледенение конструкции с толщиной
у
стенки гололеда b
при высоте опор более 50 м, а также для районов
по гололеду V и выше независимо от высоты опор.
Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб обледенение конструкций при определении на- грузки
не учитывается.Нормативная пульсационная составляющая ветровой на-
грузки
для опор высотой до 50 м принимается:для свободностоящих одностоечных стальных опор:
= 0,5 ; (5.3.9)
для свободностоящих портальных стальных опор:
= 0,6 ; (5.3.10)
для свободностоящих железобетонных опор (портальных и одно- стоечных) на центрифугированных стойках:
= 0,5 ; (5.3.11)
для свободностоящих одностоечных железобетонных опор ВЛ до 35 кВ:
= 0,8 ; (5.3.12)
для стальных и железобетонных опор с оттяжками при шарнир- ном креплении к фундаментам:
= 0,6 . (5.3.13)
Нормативное значение пульсационной составляющей ветровой нагрузки для свободностоящих опор высотой более 50 м, а также для других типов опор, не перечисленных выше, независимо от их вы- соты определяется в соответствии со строительными нормами и пра- вилами на нагрузки и воздействия.
В расчетах деревянных опор пульсационная составляющая ветро- вой нагрузки не учитывается.
Нормативная гололедная нагрузка (Н) на конструкции ме- таллических опор J н определяется по формуле
Jн = K b gA , (5.3.14)
i э г 0
где K , b , , g принимаются согласно 5.3.5.16;
i э
г
коэффициент, учитывающий отношение площади поверхно-
сти элемента, подверженной обледенению, к полной поверхности элемента и принимаемый равным 0,6 для районов по гололеду до IV при высоте опор более 50 м и для районов по гололеду V и выше, независимо от высоты опор;
А
0
площадь общей поверхности элемента, м2.
Для районов по гололеду до IV при высоте опор менее 50 м голо- ледные отложения на опорах не учитываются.
Для железобетонных и деревянных опор, а также стальных опор с элементами из труб гололедные отложения не учитываются.
Гололедные отложения на траверсах рекомендуется определять по приведенной формуле с заменой площади общей поверхности эле- мента на площадь горизонтальной проекции консоли траверсы.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на провода (тросы), вос- принимаемая опорами
, определяется по формуле
(5.3.15)
где − нормативная ветровая нагрузка по 5.3.5.15;
p
,
nw
принимаются согласно 5.3.5.17;
f
коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный
для проводов (тросов), покрытых гололедом и свободных от го- лоледа:
1,3 − при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 − при расчете по второй группе предельных состояний.
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на конструкцию опоры Q
определяется по формуле
Q = ( )
, (5.3.16)
nw p f
где
− нормативная средняя составляющая ветровой нагрузки, принимаемая по 5.3.5.22;
− нормативная пульсационная составляющая ветровой на- грузки, принимаемая по 5.3.5.23;
p
,
nw
принимаются согласно 5.3.5.17;
f
− коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный:
1,3 − при расчете по первой группе предельных состояний; 1,1 − при расчете по второй группе предельных состояний.
P
и
Расчетная ветровая нагрузка (Н) на гирлянду изоляторов определяется по формуле
P =
K C F W , (5.3.17)
и nw p w x и 0 f
p
nw
где ,
принимаются согласно 5.3.5.17;
K
w
принимается согласно 5.3.5.7;
С
x
коэффициент лобового сопротивления цепи изоляторов,
принимаемый равным 1,2;
f
− коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,3;
W
0
нормативное ветровое давление (5.3.5.4);
F
и
площадь диаметрального сечения цепи гирлянды изолято-
ров, м2, определяется по формуле
F = 0,7D H nN·106, (5.3.18)
и и и
и
где D
диаметр тарелки изоляторов, мм;
H
и
– строительная высота изолятора, мм;
n − число изоляторов в цепи;
N − число цепей изоляторов в гирлянде.
Расчетная линейная гололедная нагрузка (Н/м) на 1 м про-
вода (троса) Р
, воспринимаемая опорами, определяется по формуле
г.о
Р
г.о
пг p f d
=
, (5.3.19)где
− нормативная линейная гололедная нагрузка, принимается согласно 5.3.5.16; ,
принимаются согласно 5.3.5.18;
пг p
f
− коэффициент надежности по гололедной нагрузке при расче-
те по первой и второй группам предельных состояний, принима- ется равным 1,3 для районов по гололеду I и II; 1,6 – для районов по гололеду III и выше;
d
– коэффициент условий работы, равный:
1,0 − при расчете по первой группе предельных состояний; 0,5 − при расчете по второй группе предельных состояний.
Гололедная нагрузка от проводов и тросов, приложенная к точкам их крепления на опорах, определяется умножением соответствующей
линейной гололедной нагрузки (5.3.5.16, 5.3.5.18, 5.3.5.28) на длину весового пролета.
Расчетная гололедная нагрузка (Н) на конструкции опор J
определяется по формуле
J = Jн
пг p f d
, (5.3.20)
где Jн − нормативная гололедная нагрузка, принимаемая согласно 5.3.5.24;
,
пг p
принимаются согласно 5.3.5.18;
f
d
,
принимаются согласно 5.3.5.28.
В районах по гололеду III и выше обледенение гирлянд изоляторов учитывается увеличением их веса на 50 %. В районах по гололеду II и менее обледенение не учитывается.
Воздействие ветрового давления на гирлянды изоляторов при го- лоледе не учитывается.
f
Расчетная нагрузка на опоры ВЛ от веса проводов, тросов, гирлянд изоляторов, конструкций опор по первой и второй группам предельных состояний определяется при расчетах как произведение нормативной нагрузки на коэффициент надежности по весовой на- грузке , принимаемый равным для проводов, тросов и гирлянд изоля- торов 1,05, для конструкций опор – с указаниями строительных норм и правил на нагрузки и воздействия.
Нормативные нагрузки на опоры ВЛ от тяжения проводов и тросов определяются при расчетных ветровых и гололедных нагруз- ках по 5.3.5.17 и 5.3.5.18.
Расчетная горизонтальная нагрузка от тяжения проводов и тросов,
Т
max
, свободных от гололеда или покрытых гололедом, при расчете
конструкций опор, фундаментов и оснований определяется как произ-
f
ведение нормативной нагрузки от тяжения проводов и тросов на коэф- фициент надежности по нагрузке от тяжения , равный:
1,3 − при расчете по первой группе предельных состояний;
1,0 − при расчете по второй группе предельных состояний.
Расчет ВЛ по нормальному режиму работы необходимо проводить для сочетания следующих условий:
+
высшая температура t , ветер и гололед отсутствуют;
-
низшая температура t , ветер и гололед отсутствуют;
сг
среднегодовая температура t , ветер и гололед отсутствуют;
провода и тросы покрыты гололедом по 5.3.5.18, температура при гололеде – по 5.3.5.14, ветер отсутствует;
0
ветер – по 5.3.5.17, температура при W
по 5.3.5.14, гололед
отсутствует;
провода и тросы покрыты гололедом – по 5.3.5.18, ветер при го- лоледе на провода и тросы – по 5.3.5.17, температура при гололеде по 5.3.5.14;
расчетная нагрузка от тяжения проводов – по 5.3.5.32.
Расчет ВЛ по аварийному режиму работы необходимо про- изводить для сочетания следующих условий:
cг
среднегодовая температура t , ветер и гололед отсутствуют;
-
низшая температура t , ветер и гололед отсутствуют;
провода и тросы покрыты гололедом – по 5.3.5.18, температура при гололеде – по 5.3.5.14, ветер отсутствует;
расчетная нагрузка от тяжения проводов – по 5.3.5.32.
При расчете приближения токоведущих частей к кронам деревьев, элементам опор ВЛ и сооружениям необходимо принимать следующие сочетания климатических условий:
при рабочем напряжении: расчетная ветровая нагрузка –
0
по 5.3.5.17, температура при W
по 5.3.5.14, гололед отсутствует;
при грозовых и внутренних перенапряжениях: температура
0
+15 °С, ветровое давление, равное 0,06 W , но не менее 50 Па;
для обеспечения безопасного подъема на опору при нали- чии напряжения на линии: для ВЛ 330 кВ и ниже − температура ми- нус 15 °С, гололед и ветер отсутствуют; для ВЛ 750 кВ − температура минус 15 °С, ветровое давление 50 Па, гололед отсутствует.
При расчете приближений угол отклонения у поддерживающей гирлянды изоляторов от вертикали определяется по формуле
tg = (K Р + Р
± Р )/(G
+ 0,5G ), (5.3.21)
g и о пр г
где P − расчетная ветровая нагрузка на провода фазы, направленная поперек оси ВЛ (или по биссектрисе угла поворота ВЛ), Н;
K
g
– коэффициент инерционности системы «гирлянда − провод
в пролете», при отклонениях под давлением ветра принимается равным:
Ветровое давление, Па
До 310
350
425
500
От 615
Коэффициент K
g
1
0,95
0,9
0,85
0,8
Промежуточные значения определяются линейной интерполя- цией;
Р
o
– горизонтальная составляющая от тяжения проводов
на поддерживающую гирлянду промежуточно-угловой опоры (принимается со знаком плюс, если ее направление совпадает
с направлением ветра, и со знаком минус, если она направлена в наветренную сторону), Н;
G
пp
расчетная нагрузка от веса провода, воспринимаемая гир-
ляндой изоляторов, Н;
г
G − расчетная нагрузка от веса гирлянды изоляторов, Н;
P
и
расчетная ветровая нагрузка на гирлянды изоляторов, Н,
принимаемая по 5.3.5.27.
Проверку опор ВЛ по условиям монтажа необходимо про- водить по первой группе предельных состояний на расчетные нагруз- ки при следующих климатических условиях: температура минус 15 °С, ветровое давление на высоте 15 м над поверхностью земли – 50 Па, гололед отсутствует.
Провода и грозозащитные тросы
Воздушные линии могут выполняться с одним или несколь- кими проводами в фазе; во втором случае фаза называется расще- пленной.
Провода расщепленной фазы могут быть изолированы друг от друга. Диаметр проводов, их сечение и количество в фазе, а также рассто-
яние между проводами расщепленной фазы определяются расчетом.
На проводах расщепленной фазы в пролетах и петлях ан- керных опор должны быть установлены дистанционные распорки. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавлива- емыми в пролете на расщепленной фазе из двух или трех проводов, не должны превышать 60 м, а при прохождении ВЛ по местности типа А (см. 5.3.1.4) − 40 м. Расстояния между распорками или группами распорок, устанавливаемыми в пролете на расщепленной фазе из че- тырех и более проводов, не должны превышать 40 м. При прохожде- нии ВЛ по местности типа С эти расстояния допускается увеличивать до 60 м.
На ВЛ должны применяться многопроволочные провода и тросы. Минимально допустимые сечения проводов приведены в та- блице 5.3.5.
Таблица 5.3.5 − Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности
Характеристика ВЛ
Сечение проводов, мм2
алюминиевых и из нетермо- обработанного алюминиевого сплава
из термо-об- работан-ного алюминиево- го сплава
стале- алю- мини- евых
сталь- ных
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 10 кВ
–
–
70/11
–
– 35 кВ и выше
–
–
120/19
–
ВЛ, сооружаемые на одноцепных опорах *:
– 35 кВ
– 110 кВ
−
−
−
−
70/11
120/19
−
−
* Для ВЛ 220-330 кВ минимальные допустимые сечения проводов принимаются по условиям табли- цы 5.3.6
Примечания
В пролетах пересечений с автомобильными дорогами, троллейбусными и трамвайными линиями, железными дорогами необщего пользования допускается применение проводов таких же сечений, как на ВЛ без пересечений.
В районах, где требуется применение проводов с антикоррозионной защитой, минимально допу- стимые сечения проводов принимаются такими же, как и сечения соответствующих марок без анти- коррозионной защиты.
Для снижения потерь электроэнергии на перемагничивание стальных сердечников в сталеалюминиевых проводах и в проводах из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердеч- ником рекомендуется применять провода с четным числом повивов алюминиевых проволок.
В качестве грозозащитных тросов для вновь строящихся ВЛ следует, как правило, применять стальные канаты, плакированные алюминием 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 доро- гами общего пользования и электрифицированными в районах по го- лоледу I−II;
50 мм2 − в остальных районах и на ВЛ, сооружаемых на двух- цепных и многоцепных опорах;
50 мм2 − на ВЛ 110 кВ;
70 мм2 − на ВЛ 220 кВ и выше.
Сталеалюминиевые провода или провода из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником в качестве грозоза- щитного троса рекомендуется применять:
на особо ответственных переходах через инженерные сооруже- ния (электрифицированные железные дороги, автомобильные дороги категории IA (см. 5.3.19.1), судоходные водные преграды и т. п.);
на участках ВЛ, проходящих в районах с повышенным загряз- нением атмосферы (промышленные зоны с высокой химической ак- тивностью уносов, зоны интенсивного земледелия с засоленными по- чвами и водоемами, побережья морей и т. п.), а также проходящих по населенной и труднодоступной местностям;
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 много- канальных систем высокочастотной связи при необходимости приме- няются одиночные или сдвоенные изолированные друг от друга тросы или тросы со встроенным оптическим кабелем связи (см. 5.3.12.1– 5.3.12.23). Между составляющими сдвоенного троса в пролетах и пет- лях анкерных опор должны быть установлены дистанционные изоли- рующие распорки.
Расстояния между распорками в пролете не должны превышать 40 м.
Для сталеалюминиевых проводов с площадью поперечного сечения алюминиевых проволок А и стальных проволок C рекоменду- ются следующие области применения:
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;
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;
на больших переходах с пролетами более 700 м − отношение
А/C более 1,46.
Выбор марок проводов из других материалов обосновывается рас- четами.
При сооружении ВЛ в местах, где опытом эксплуатации установ- лено разрушение проводов от коррозии (побережья 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, следу- ет применять провода, которые в соответствии с государственными стандартами и техническими условиями предназначены для указан- ных условий.
На равнинной местности при отсутствии данных эксплуатации ши- рину прибрежной полосы, к которой относится указанное требование, следует принимать равной 5 км, а полосы от химических предприя- тий − 1,5 км.
При выборе конструкции ВЛ, количества составляющих и площади сечения проводов фазы и их расположения необходимо ограничение напряженности электрического поля на поверхности про- водов до уровней, допустимых по короне и радиопомехам (см. [8] (гла- ва 1.3)).
По условиям короны и радиопомех при отметках до 1 000 м над уровнем моря рекомендуется применять на ВЛ провода диаме- тром не менее указанных в таблице 5.3.6.
Сечение грозозащитного троса, выбранное по механическо- му расчету, должно быть проверено на термическую стойкость в соот- ветствии с [8] (глава 1.4) и 5.3.12.16, 5.3.12.18, 5.3.12.19.
Провода и тросы должны рассчитываться на расчетные на- грузки нормального, аварийного и монтажного режимов ВЛ для соче- таний условий, указанных в 5.3.5.33–5.3.5.36.
При этом напряжения в проводах (тросах) не должны превышать допустимые значения, приведенные в таблице 5.3.7.
Таблица 5.3.6 − Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех, мм
Напряжение ВЛ, кВ
Фаза с проводами
одиночными
два и более
110
11,4 (АС 70/11)
–
220
21,6 (АС 240/32)
–
24,0 (АС 300/39)
2 21,6 (2 AС 240/32)
330
33,2 (АС 600/72)
3 15,2 (3 AC 120/19)
3 17,1 (3 AС 150/24)
750
–
4 29,1 (4 AС 400/93)
5 21,6 (5 АС 240/32)
Примечания:
Для ВЛ 220 кВ минимальный диаметр провода 21,6 мм относится к горизонтальному располо- жению фаз, а в остальных случаях расположения фаз допустим с проверкой по радиопомехам со- гласно [8] (глава 1.3).
Для ВЛ 330 кВ минимальный диаметр провода 15,2 мм (три провода в фазе) относится к одно- цепным опорам.
Указанные в таблице 5.3.7 напряжения следует относить к той точке провода на длине пролета, в которой напряжение наи- большее. Допускается указанные напряжения принимать для низшей точки провода при условии превышения напряжения в точках подвеса не более 5 %.
Расчет монтажных напряжений и стрел провеса проводов (тросов) должен выполняться с учетом остаточных деформаций (вы- тяжки).
В механических расчетах проводов (тросов) следует принимать физико-механические характеристики, приведенные в таблице 5.3.8.
Таблица 5.3.7 − Допустимое механическое напряжение в проводах и тросах ВЛ напряжением выше 1 кВ
Провода и тросы
Допустимое напряже- ние, % предела прочности при растяжении
Допустимое напряжение, Н/мм2
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
Алюминиевые с площадью попереч- ного сечения, мм2:
70−95
35
30
56
48
120−240
40
30
64
51
300−750
45
30
72
51
Из нетермообработанного алюмини- евого сплава площадью поперечного сечения, мм2:
50−95
40
30
83
62
120−185
45
30
94
62
Из термообработанного алюминие- вого 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
- 120 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
Окончание таблицы 5.3.7
Провода и тросы
Допустимое напряже- ние, % предела прочности при растяжении
Допустимое напряжение, Н/мм2
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
при наиболь- шей нагрузке и низшей температуре
при средне- годовой темпера- туре
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 техниче- ским условиям
Защищенные провода, АСИ, СИП-4
40
30
114
85
Таблица 5.3.8 − Физико-механические характеристики проводов и тросов
Провода и тросы
Модуль упругости, 104 Н/мм2
Температурный коэф-фициент линейного удлинения,
106 град1
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 алюмини- евого сплава
6,3
23,0
208
Окончание таблицы 5.3.8
Провода и тросы
Модуль упругости, 104 Н/мм2
Температурный коэф-фициент линейного удлинения,
106 град1
Предел прочности при растяжении *,
р
Н/мм2, провода и
троса в целом
Из термообработанного алюминие- вого 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,АСИ, СИП-4
6,25
23,0
294
* Предел прочности при растяжении определяется отношением разрывного усилия провода (тро-
р
са) P , нормированного государственным стандартом или техническими условиями, к площади по-
р
перечного сечения s , = P /s . Для сталеалюминиевых проводов s = s + s .
п р р п п А С
** Принимается по соответствующим стандартам, но не менее 1200 Н/мм2.
Защищать от вибрации следует:
одиночные провода и тросы при длинах пролетов, превышающих значения, приведенные в таблице 5.3.9, и механических напряжениях при среднегодовой температуре, превышающих приведенные в та- блице 5.3.10;
расщепленные провода и тросы из двух составляющих при дли- нах пролетов, превышающих 150 м, и механических напряжениях, превышающих приведенные в таблице 5.3.11;
провода расщепленной фазы из трех и более составляющих при длинах пролетов, превышающих 700 м;
провода ВЛП при прохождении трассы на местности типа А, если напряжение в проводе при среднегодовой температуре превышает 40 Н/мм2.
В таблицах 5.3.9–5.3.11 тип местности принимается согласно 5.3.1.4.
При длинах пролетов менее указанных в таблице 5.3.9 и в мест- ности типа С защита от вибрации не требуется.
Таблица 5.3.9 − 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 сердечни- ком 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 |
* Приведены площади сечения алюминиевой части. | |||
сг
Таблица 5.3.10 − Механические напряжения, Н/мм2, одиночных проводов и тросов при среднегодовой температуре t , требующих
защиты от вибрации
Провода, тросы | Тип местности | |
А | В | |
Сталеалюминиевые марок АС при А/C: | ||
0,65–0,95 | >70 | >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 сердечни- ком и без него всех марок | >40 | >45 |
Стальные всех марок | >170 | >195 |
Защищать от вибрации рекомендуется:
провода алюминиевые и из нетермообработанного алюминиево- го сплава площадью сечения до 95 мм2, из термообработанного алю- миниевого 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, спи- ральными вязками;
провода (тросы) большего сечения − гасителями вибрации типа Стокбриджа;
провода ВЛП в местах их крепления к изоляторам − гасителями вибрации спирального типа с полимерным покрытием.
Гасители вибрации следует устанавливать с обеих сторон пролета.
Таблица 5.3.11 − Механические напряжения, Н/мм2, расщепленных проводов и тросов из двух составляющих,
сг
при среднегодовой температуре t , требующих защиты
от вибрации
Провода, тросы | Тип местности | |
А | В | |
Сталеалюминиевые марок АС при А/С: | ||
0,65−0,95 | >75 | >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 сердечни- ком и без него всех марок | >45 | >50 |
Стальные всех марок | >195 | >215 |
Для ВЛ, проходящих в особых условиях (отдельные пролеты в местности типа С и др.), защита от вибрации должна проводиться по специальному проекту.
Защита от вибрации больших переходов выполняется согласно 5.3.11.14.
Расположение проводов и тросов и расстояния между ними
На ВЛ может применяться любое расположение проводов на опоре: горизонтальное, вертикальное, смешанное. На ВЛ 35 кВ и выше с расположением проводов в несколько ярусов предпочти- тельной является схема со смещением проводов соседних ярусов по горизонтали; в районах по гололеду IV и более рекомендуется при- менять горизонтальное расположение проводов.
Расстояния между проводами ВЛ, а также между провода- ми и тросами должны выбираться:
по условиям работы проводов (тросов) в пролетах согласно 5.3.7.3–5.3.7.9;
по допустимым изоляционным расстояниям: между проводами – согласно 5.3.9.11; между проводами и элементами опоры – согласно 5.3.9.9;
по условиям защиты от грозовых перенапряжений – согласно 5.3.9.5 и 5.3.9.6;
по условиям короны и допустимых уровней радиопомех и аку- стических шумов – согласно 5.3.6.7, государственным стандартам, строительным нормам и правилам.
Расстояния между проводами, а также между проводами и троса- ми 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), полу- ченных при расстановке опор и превышающих габаритные пролеты не более чем на 25 %, увеличения расстояний, вычисленных для га- баритного пролета, не требуется.
Для пролетов, превышающих габаритные более чем на 25 %, следу- ет производить проверку расстояний между проводами и между прово- дами и тросами согласно требованиям 5.3.7.3−5.3.7.5, 5.3.7.7−5.3.7.10,
5.3.9.5 и 5.3.9.6, при этом допускается не учитывать требования таблиц приложения А.
0
При различии стрел провеса, конструкций проводов и гирлянд изо- ляторов в разных фазах ВЛ дополнительно должны проверяться рас- стояния между проводами (тросами) в пролете. Проверка проводится при наиболее неблагоприятных статических отклонениях при норма- тивном ветровом давлении W , направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ. При этом расстояния между проводами или про- водами и тросами в свету для условий наибольшего рабочего напря- жения должны быть не менее указанных в 5.3.9.9 и 5.3.9.10.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при го- ризонтальном расположении проводов минимальное расстояние меж- ду проводами в пролете определяется по формуле
(5.3.22)
где d
гop
расстояние по горизонтали между неотклоненными прово-
дами (для расщепленных проводов – между ближайшими прово-
дами разных фаз), м;
d
эл
расстояние согласно 5.3.9.11 для условий внутренних пере-
напряжений, м;
K
в
коэффициент, значение которого принимается по табли-
це 5.3.12;
f − наибольшая стрела провеса при высшей температуре или при гололеде без ветра, соответствующая действительному пролету, м;
− длина поддерживающей гирлянды изоляторов, м:
для пролета, ограниченного анкерными опорами = 0; для пролетов с комбинированными гирляндами изоляторов , принимается равной ее проекции на вертикальную плоскость;
для пролетов с различной конструкцией гирлянд изоляторов
принимается равной полусумме длин гирлянд изоляторов смежных опор;
− поправка на расстояние между проводами, м, принимается равной 0,25 на ВЛ 35 кВ и 0,5 на ВЛ 110 кВ и выше в пролетах, ограниченных анкерными опорами, в остальных случаях = 0.
в
Таблица 5.3.12 − Значение коэффициента K
P /P *
wп I
0,5
1
2
3
5
7
10 и более
K
в
0,65
0,70
0,73
0,75
0,77
0,775
0,78
*Р
wп
– расчетная ветровая нагрузка на провод согласно 5.3.5.17,
Н;
I
Р − расчетная нагрузка от веса провода, Н.
wп
Для промежуточных значений Р
I
/Р , указанных в таблице 5.3.12,
K
в
определяется линейной интерполяцией.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов
при вертикальном расположении проводов минимальное расстояние между неотклоненными проводами в середине пролета определяется по формуле
(5.3.23)
где d
верт
– расстояние между неотклоненными проводами (для рас-
щепленных проводов − между ближайшими проводами разнои-
менных фаз) по вертикали, м;
d
эл
, f, , − то же, что и в 5.3.7.3;
K
г
– коэффициент, значение которого принимается по табли-
це 5.3.13;
− угол наклона прямой, соединяющей точки крепления про- водов (тросов) смежных опор к горизонтали; при углах наклона до 10° допускается принимать cos = 1.
г
Таблица 5.3.13 − Значение коэффициента K
Значение стрел провеса, м
Значение коэффициента K при отношении Р /Р *
г г.п I
0,5
1
2
3
4
5
7
10 и более
Менее 12
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
*Р
г.п
расчетная гололедная нагрузка на провод, Н/м, определя-
ется по 5.3.5.18;
I
P − то же, что и в 5.3.7.3.
Для промежуточных значений Р
/P , указанных в таблице 5.3.13, K
г.п I г
определяется линейной интерполяцией.
На ВЛ с поддерживающими гирляндами изоляторов при сме- шанном расположении проводов (имеются смещения проводов друг относительно друга как по горизонтали, так и по вертикали) минималь-
ное смещение по горизонтали d
гор
(при заданном расстоянии между
проводами по вертикали) или минимальное расстояние по вертикали
d
верт
(при заданном смещении по горизонтали) определяется в сере-
дине пролета в зависимости от наименьших расстояний между прово-
дами ВЛ d и d
, рассчитанных согласно 5.3.7.3 и 5.3.7.4 для факти-
гор
верт
ческих условий, и принимается в соответствии с таблицей 5.3.14 (при
d
гор
< d
верт
) или таблицей 5.3.15 (при d
гор
> d
).
верт
Таблица 5.3.14 − Соотношения между горизонтальным и вертикальным
гор
смещением проводов при d
< d
верт
Горизонтальное смещение
0
0,25d
гор
0,50d
гор
0,75d
гор
d
гор
Вертикальное расстояние
d
верт
0,95d
верт
0,85d
верт
0,65d
верт
0
Таблица 5.3.15 − Соотношения между горизонтальным и вертикальным
гор
смещением проводов при d
> d
верт
Вертикальное расстояние
0
0,25d
верт
0,50d
верт
0,75d
верт
d
верт
Горизонтальное смещение
d
гор
0,95d
гор
0,85d
гор
0,65d
гор
0
Промежуточные значения смещений и расстояний определяются линейной интерполяцией.
Расстояния, определенные по 5.3.7.3–5.3.7.5, допускается окру- глять до 0,1 м для стрел провеса до 4 м, до 0,25 м – для стрел провеса 4−12 м и до 0,5 м – при стрелах более 12 м.
Выбранные согласно 5.3.7.4, 5.3.7.5 расстояния между про- водами должны быть также проверены на условия пляски (см. при- ложение А (таблицы А.1−А.8)). Из двух расстояний следует принимать наибольшее.
На ВЛ 35 кВ и выше с подвесными изоляторами при непа- раллельном расположении проводов минимальные расстояния между ними следует определять:
в середине пролета − в соответствии с 5.3.7.3–5.3.7.6;
на опоре: горизонтальные расстояния d
гор
согласно 5.3.7.3
при стреле провеса провода f /16, длине поддерживающей гирлянды
в
изоляторов /16 и K
верт
= 1; вертикальные расстояния d
– согласно
г
5.3.7.4 при стреле провеса f = 0 и K = 1.
Расстояния между проводами ВЛ с металлическими и железобе- тонными опорами должны также удовлетворять требованиям: на од- ноцепных опорах − 5.3.9.9, 5.3.9.10, на двухцепных опорах − 5.3.7.10, а на ВЛ с деревянными опорами − требованиям 5.3.9.8;
на расстоянии от опоры 0,25 длины пролета: горизонтальные
гор
расстояния d
определяются интерполяцией расстояния на опоре
и в середине пролета; вертикальные расстояния d
как для середины пролета.
верт
принимаются
При изменении взаимного расположения проводов в пролете наи- меньшее расстояние между проводами определяется линейной интер-
гор
поляцией минимальных расстояний d
или d
верт
, рассчитанных в точ-
ках, ограничивающих первую или вторую четверти пролета от опоры, в которой имеется пересечение.
Расстояния между проводами и тросами определяются со- гласно 5.3.7.3—5.3.7.5 дважды: по параметрам провода и параметрам троса, и из двух расстояний выбирается наибольшее. При этом допу- скается определять расстояния по фазному напряжению ВЛ.
Выбор расстояний между проводами и тросами по условиям пля- ски производится по стрелам провеса провода при среднегодовой температуре (см. приложение А).
При двух и более тросах на ВЛ выбор расстояний между ними про- водится по параметрам тросов.
На ВЛ 35 кВ и ниже со штыревыми и стержневыми изоля- торами при любом расположении проводов расстояние между ними по условиям их сближения в пролете должно быть не менее значений, м, определенных по формуле
эл
d = d
+ 0,6f, (5.3.24)
эл
где d
то же, что и в 5.3.7.3;
f − стрела провеса при высшей температуре после вытяжки про- вода в действительном пролете, м.
При f > 2 м расстояние d допускается определять согласно 5.3.7.3 и 5.3.7.4 при = 0.
Расстояние между проводами на опоре и в пролете ВЛП независи- мо от расположения проводов на опоре и района по гололеду должно быть не менее 0,4 м.
На двухцепных опорах расстояние между ближайшими проводами разных цепей по условию работы проводов в пролете должно удовлетворять требованиям 5.3.7.3–5.3.7.6, 5.3.7.11; при этом указанные расстояния должны быть не менее: 2 м − для ВЛ до 10 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; 6 м − для ВЛ 220 кВ; 7 м − для ВЛ 330 кВ и 10 м − для ВЛ 750 кВ. На двухцепных опорах ВЛП расстояние между ближайшими прово- дами разных цепей должно быть не менее 0,6 м для ВЛП со штыревы-
ми изоляторами и 1,5 м − с подвесными изоляторами.
Провода ВЛ разных напряжений выше 1 кВ могут быть под- вешены на общих опорах.
Допускается подвеска на общих опорах проводов ВЛ до 10 кВ и ВЛ до 1 кВ при соблюдении следующих условий:
ВЛ до 1 кВ должны выполняться по расчетным условиям ВЛ выс- шего напряжения;
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;
крепление проводов высшего напряжения на штыревых изоля- торах должно быть двойным.
В сетях до 35 кВ с изолированной нейтралью, имеющих участки совместной подвески с ВЛ более высокого напряжения, электромаг- нитное и электростатическое влияние последних не должно вызывать смещение нейтрали при нормальном режиме сети более 15 % фазно- го напряжения.
К сетям с заземленной нейтралью, подверженным влиянию ВЛ бо- лее высокого напряжения, специальных требований в отношении на- веденного напряжения не предъявляется.
Провода ВЛП могут быть подвешены на общих опорах с провода- ми ВЛ 6–10 кВ, а также с проводами ВЛ и воздушной линии электро- передачи с самонесущими изолированными проводами (ВЛИ) до 1 кВ.
Расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛП и ВЛ 6–10 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 ВЛП 6–10 кВ и ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны соблюдаться следующие требования:
ВЛ до 1 кВ или ВЛИ должны выполняться по расчетным услови- ям ВЛП;
провода ВЛП 6–10 кВ должны располагаться выше проводов ВЛ до 1 кВ или ВЛИ;
расстояние по вертикали между ближайшими проводами ВЛП 6–10 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;
крепление проводов ВЛП 6–10 кВ на штыревых и подвесных изо- ляторах должно выполняться усиленным.
Изоляторы и арматура
На ВЛ 110 кВ и выше должны применяться подвесные изо- ляторы, допускается применение стержневых и опорно-стержневых изоляторов.
На ВЛ 35 кВ должны применяться подвесные или стержневые изо- ляторы. Допускается применение штыревых изоляторов.
На ВЛ 10 кВ и ниже должны применяться:
на промежуточных опорах − любые типы изоляторов;
на опорах анкерного типа − подвесные изоляторы, допускается применение штыревых изоляторов в районе по гололеду I и в нена- селенной местности.
Выбор типа и материала (стекло, фарфор, полимерные ма- териалы) изоляторов производится с учетом климатических условий (температуры и увлажнения) и условий загрязнения.
На ВЛ 330 кВ и выше рекомендуется применять стеклян- ные или полимерные (по согласованию с заказчиком) изоляторы; на ВЛ 35−220 кВ − стеклянные, полимерные и фарфоровые, преиму- щество должно отдаваться стеклянным или полимерным изоляторам. На ВЛ, проходящих в особо сложных для эксплуатации условиях (болота, поймы рек и т.п.), на ВЛ, сооружаемых на двухцепных и мно- гоцепных опорах, на ВЛ, питающих тяговые подстанции электрифици- рованных железных дорог, и на больших переходах независимо от на-
пряжения следует применять стеклянные изоляторы или, при наличии соответствующего обоснования, полимерные.
Выбор количества изоляторов в гирляндах проводится в соответ- ствии с приложением Б.
Изоляторы и арматура выбираются по нагрузкам в нор- мальных и аварийных режимах работы ВЛ при климатических услови- ях, указанных в 5.3.5.33 и 5.3.5.34 соответственно.
Горизонтальная нагрузка в аварийных режимах поддерживающих гирлянд изоляторов определяется согласно 5.3.10.7–5.3.10.9.
м
Расчетные усилия в изоляторах и арматуре не должны превышать установленных государственными стандартами и техническими усло- виями значений разрушающих нагрузок (механической или электро- механической для изоляторов и механической для арматуры), делен- ных на коэффициент надежности по материалу .
Для ВЛ, проходящих в районах со среднегодовой температурой минус 10 °С и ниже или в районах с низшей температурой минус 50 °С и ниже, расчетные усилия в изоляторах и арматуре умножаются на ко-
d
эффициент условий работы
d
= 1,4 , для остальных ВЛ
= 1,0.
м
Коэффициенты надежности по материалу
для изолято-
ров и арматуры должны быть не менее:
в нормальном режиме:
− при наибольших нагрузках ..........................................................2,5
при среднеэксплуатационных нагрузках для изоляторов:
- для поддерживающих гирлянд .....................................................5,0
- для натяжных гирлянд...................................................................6,0
в аварийном режиме:
− для ВЛ 750 кВ ...............................................................................2,0
− для ВЛ 330 кВ и ниже ...................................................................1,8
в нормальном и аварийных режимах:
− для крюков и штырей....................................................................1,1
В качестве расчетного аварийного режима работы двух- и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд изоляторов с механической связкой между цепями изоляторов (см. 5.3.8.14) следует принимать обрыв одной цепи. При этом расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются для климатических условий, ука- занных в 5.3.5.33 в режимах, дающих наибольшие значения нагрузок, а расчетные усилия в оставшихся в работе цепях изоляторов не долж- ны превышать 90 % механической (электромеханической) разрушаю- щей нагрузки изоляторов.
Конструкции поддерживающих и натяжных гирлянд изо- ляторов должны обеспечивать возможность удобного производства строительно-монтажных и ремонтных работ.
Крепление проводов к подвесным изоляторам и крепле- ние тросов следует проводить при помощи глухих поддерживающих или натяжных зажимов.
Крепление проводов к штыревым изоляторам следует проводить проволочными вязками или специальными зажимами. Допускается в месте крепления проводов ВЛП к подвесным изоляторам снимать защитную изолирующую оболочку.
Радиопомехи, создаваемые гирляндами изоляторов и ар- матурой при наибольшем рабочем напряжении ВЛ, не должны превы- шать значения, нормируемые государственными стандартами.
Поддерживающие гирлянды изоляторов ВЛ 750 кВ должны выполняться двухцепными с раздельным креплением к опоре.
Поддерживающие гирлянды изоляторов для про- межуточно-угловых опор ВЛ 330 кВ и выше должны выполняться двух- цепными.
На ВЛ 110 кВ и выше в условиях труднодоступной мест- ности рекомендуется применение двухцепных поддерживающих и на- тяжных гирлянд изоляторов с раздельным креплением к опоре.
В двухцепных поддерживающих гирляндах изоляторов цепи следует располагать вдоль оси ВЛ.
Для защиты проводов шлейфов (петель) от повреждений при соударении с арматурой натяжных гирлянд изоляторов ВЛ с фа- зами, расщепленными на три провода и более, на них должны быть установлены предохранительные муфты в местах приближения про- водов шлейфа к арматуре гирлянды.
Двух- и трехцепные натяжные гирлянды изоляторов следу- ет предусматривать с раздельным креплением к опоре. Допускается натяжные гирлянды с количеством цепей более трех крепить к опоре не менее чем в двух точках.
Конструкции натяжных гирлянд изоляторов расщепленных фаз и их узел крепления к опоре должны обеспечивать раздельный мон- таж и демонтаж каждого провода, входящего в расщепленную фазу.
На ВЛ 330 кВ и выше в натяжных гирляндах изоляторов с раздельным креплением цепей к опоре должна быть предусмотрена механическая связка между всеми цепями гирлянды, установленная со стороны проводов.
В натяжных гирляндах изоляторов ВЛ 330 кВ и выше со стороны пролета должна быть установлена экранная защитная арма- тура.
В одном пролете ВЛ допускается не более одного соедине- ния на каждый провод и трос.
В пролетах пересечения ВЛ с улицами (проездами), инженерными сооружениями, перечисленными в 5.3.17.1−5.3.20.1, 5.3.25.1, водны- ми пространствами одно соединение на провод (трос) допускается:
при сталеалюминиевых проводах с площадью сечения по алю- минию 240 мм2 и более независимо от содержания стали;
при сталеалюминиевых проводах с отношениям А/С 1,49
для любой площади сечения алюминия;
при стальных тросах с площадью сечения 120 мм2 и более;
при расщеплении фазы на три сталеалюминиевых провода с площадью сечения по алюминию 150 мм2 и более.
Не допускается соединение проводов (тросов) в пролетах пересе- чения ВЛ между собой на пересекающих (верхних) ВЛ, а также в про- летах пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта горючих жидкостей и газов.
Прочность заделки проводов и тросов в соединительных и натяжных зажимах должна составлять не менее 90 % разрывного усилия проводов и канатов при растяжении. Соединительные зажимы на ВЛП должны иметь защитное изолирующее покрытие или оболочку.
Защита от перенапряжений, заземление
Воздушные линии 110–750 кВ с металлическими и железо- бетонными опорами должны быть защищены от прямых ударов мол- нии тросами по всей длине.
Сооружение ВЛ 110–330 кВ или их участков без тросов допуска- ется:
в районах с числом грозовых часов в году менее 20 и в районах с плотностью разрядов на землю менее 1,5 на 1 км2 в год;
на участках ВЛ в районах с плохо проводящими грунтами ( > 103 Ом·м);
на участках трассы с расчетной толщиной стенки гололеда бо- лее 25 мм;
для ВЛ с усиленной изоляцией провода относительно заземлен- ных частей опоры при обеспечении расчетного числа грозовых отклю- чений линии, соответствующего расчетному числу грозовых отключе- ний ВЛ такого же напряжения с тросовой защитой.
Число грозовых отключений линии для случаев, приведенных в пунктах 1−3, определенное расчетом с учетом опыта эксплуата- ции, не должно превышать без усиления изоляции трех в год для ВЛ 110−330 кВ.
Воздушные линии 110–220 кВ, предназначенные для элек- троснабжения объектов добычи и транспорта нефти и газа, должны быть защищены от прямых ударов молнии тросами по всей длине (не-
зависимо от интенсивности грозовой деятельности и удельного экви- валентного сопротивления земли).
Защита подходов ВЛ к подстанциям должна выполняться в соответствии с 6.2.
Для ВЛ до 35 кВ применение грозозащитных тросов не тре- буется.
Воздушные линии 110 кВ на деревянных опорах в районах с чис- лом грозовых часов до 40, как правило, не должны защищаться троса- ми, а в районах с числом грозовых часов более 40 защита их тросами обязательна.
На ВЛ 6–10 кВ на деревянных опорах по условиям молниезащиты применение металлических траверс не рекомендуется.
На ВЛП 6–20 кВ должны быть установлены устройства защиты изо- ляции проводов при грозовых перекрытиях.
Гирлянды изоляторов единичных металлических и желе- зобетонных опор, а также крайних опор участков с такими опорами и другие места с ослабленной изоляцией на ВЛ с деревянными опора- ми должны защищаться защитными аппаратами, в качестве которых могут использоваться вентильные разрядники (далее − РВ), ограничи- тели перенапряжения нелинейные (далее − ОПН), трубчатые разряд- ники (далее − РТ) и искровые промежутки (далее − ИП). Устанавлива- емые ИП должны соответствовать требованиям, приведенным в 6.2.
При выполнении защиты ВЛ от грозовых перенапряжений тросами необходимо руководствоваться следующим:
одностоечные металлические и железобетонные опоры с одним тросом должны иметь угол защиты не более 30°, а опоры с двумя тро- сами − не более 20°;
на металлических опорах с горизонтальным расположением про- водов и с двумя тросами угол защиты по отношению к внешним про- водам для ВЛ 110−330 кВ должен быть не более 20°, для ВЛ 750 кВ − не более 22°. В районах по гололеду IV и более и в районах с частой и интенсивной пляской проводов для ВЛ 110−330 кВ допускается угол защиты до 30°;
на железобетонных и деревянных опорах портального типа до- пускается угол защиты по отношению к крайним проводам не более 30°;
при защите ВЛ двумя тросами расстояние между ними на опоре должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали от тросов до проводов, а при высоте подвеса тросов на опоре более 30 м рас- стояние между тросами должно быть не более 5-кратного расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре, умноженного на ко- эффициент, равный , где h − высота подвеса троса на опоре.
Расстояния по вертикали между тросом и проводом ВЛ в се- редине пролета без учета отклонения их ветром по условиям защиты от грозовых перенапряжений должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.16 и не менее расстояния по вертикали между тросом и проводом на опоре.
Таблица 5.3.16 − Наименьшее расстояние между тросом и проводом в середине пролета
Длина про- лета, м
Наименьшее расстояние между тросом и проводом по верти- кали, м
Длина про- лета, м
Наименьшее расстояние между тросом и проводом по верти- кали, м
100
2,0
700
11,5
150
3,2
800
13,0
200
4,0
900
14,5
300
5,5
1000
16,0
400
7,0
1200
18,0
500
8,5
1500
21,0
600
10,0
При промежуточных значениях длин пролетов расстояния опреде- ляются интерполяцией.
Крепление тросов на всех опорах ВЛ 220−750 кВ должно быть выполнено при помощи изоляторов, шунтированных ИП разме- ром не менее 40 мм.
На каждом анкерном участке длиной до 10 км тросы должны быть заземлены в одной точке путем устройства специальных перемычек на анкерной опоре. При большей длине анкерных пролетов количе- ство точек заземления в пролете выбирается таким, чтобы при наи- большем значении продольной электродвижущей силы, наводимой в тросе при коротком замыкании (далее − КЗ) на ВЛ, не происходил пробой ИП.
Изолированное крепление троса рекомендуется выполнять сте- клянными подвесными изоляторами.
На подходах ВЛ 220−330 кВ к подстанциям на длине 1−3 км и на подходах ВЛ 750 кВ на длине 3−5 км, если тросы не используются для емкостного отбора, плавки гололеда или связи, их следует зазем- лять на каждой опоре.
На ВЛ 110 кВ и ниже, если не предусмотрена плавка гололеда или организация каналов высокочастотной связи на тросе, изолиро- ванное крепление троса следует выполнять только на металлических и железобетонных анкерных опорах.
На участках ВЛ с неизолированным креплением троса и током КЗ на землю, превышающим 15 кА, а также на подходах к подстанциям заземление троса должно быть выполнено с установкой перемычки, шунтирующей зажим.
При использовании тросов для устройства каналов высокочастот- ной связи они изолируются от опор на всем протяжении каналов вы- сокочастотной связи и заземляются на подстанциях и усилительных пунктах через высокочастотные заградители.
Количество изоляторов в поддерживающем тросовом креплении должно быть не менее двух и определяться условиями обеспечения требуемой надежности каналов высокочастотной связи. Количество изоляторов в натяжном тросовом креплении следует принимать удво- енным по сравнению с количеством изоляторов в поддерживающем тросовом креплении.
Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы искровым промежутком. Размер ИП выбирается минимально возмож- ным по следующим условиям:
разрядное напряжение ИП должно быть ниже разрядного напря- жения изолирующего тросового крепления не менее чем на 20 %;
ИП не должен перекрываться при однофазном КЗ на землю на других опорах;
при перекрытиях ИП от грозовых разрядов должно происходить самопогасание дуги сопровождающего тока промышленной частоты.
На ВЛ 750 кВ для улучшения условий самопогасания дуги сопро- вождающего тока промышленной частоты и снижения потерь электро- энергии рекомендуется применять скрещивание тросов.
Если на тросах ВЛ предусмотрена плавка гололеда, то изолиро- ванное крепление тросов выполняется по всему участку плавки. В од- ной точке участка плавки тросы заземляются с помощью специальных перемычек. Тросовые изоляторы шунтируются ИП, которые должны быть минимальными, выдерживающими напряжение плавки и иметь разрядное напряжение меньше разрядного напряжения тросовой гир- лянды. Размер ИП должен обеспечивать самопогасание дуги сопрово- ждающего тока промышленной частоты при его перекрытии во время КЗ или грозовых разрядов.
На ВЛ с деревянными опорами портального типа расстояние между фазами по дереву должно быть не менее: 3 м − для ВЛ 35 кВ; 4 м – для ВЛ 110 кВ; 5 м – для ВЛ 220 кВ.
В отдельных случаях для ВЛ 110−220 кВ при наличии обоснова- ний (небольшие токи КЗ, районы со слабой грозовой деятельностью и т.п.) допускается уменьшение указанных расстояний до значения, рекомендованного для ВЛ напряжением на одну ступень ниже.
На одностоечных деревянных опорах допускаются следующие расстояния между фазами по дереву: 0,75 м − для ВЛ 3−10 кВ; 2,5 м − для ВЛ 35 кВ при условии соблюдения расстояний в пролете согласно 5.3.7.9.
Кабельные вставки в ВЛ должны быть защищены по обоим концам кабеля от грозовых перенапряжений защитными аппаратами. Заземляющий зажим защитных аппаратов, металлические оболочки кабеля, корпус кабельной муфты должны быть соединены между со- бой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим защитного аппарата должен быть соединен с заземлителем отдельным проводником.
Для ВЛ, проходящих на высоте до 1000 м над уровнем моря, изоляционные расстояния по воздуху от проводов и арматуры, находящейся под напряжением, до заземленных частей опор должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.17.
Допускается уменьшение изоляционных расстояний по грозовым перенапряжениям, указанных в таблице 5.3.17, при условии сниже- ния общего уровня грозоупорности ВЛ не более чем на 20 %. Для ВЛ 750 кВ, проходящих на высоте до 500 м над уровнем моря, расстояния, указанные в таблице 5.3.17, могут быть уменьшены на 10 % для про- межутка «провод шлейфа – стойка анкерно-угловой опоры», «про- вод – оттяжка» и на 5 % для остальных промежутков. Наименьшие изо- ляционные расстояния по внутренним перенапряжениям приведены для следующих значений расчетной кратности: 4,5 − для ВЛ 6–10 кВ; 3,5 − для ВЛ 35 кВ; 3,0 − для ВЛ 110–220 кВ; 2,7 − для ВЛ 330 кВ и 2,1 −
для ВЛ 750 кВ.
При других, более низких значениях расчетной кратности внутрен- них перенапряжений допустимые изоляционные расстояния по ним пересчитываются пропорционально.
Изоляционные расстояния по воздуху между токоведущими частя- ми и деревянной опорой, не имеющей заземляющих спусков, допуска- ется уменьшать на 10 %, за исключением расстояний, выбираемых по условию безопасного подъема на опору.
Таблица 5.3.17 − Наименьшее изоляционное расстояние по воздуху
(в свету) от токоведущих до заземленных частей опоры
Расчетное условие
Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35
110
220
330
750
Грозовые перенапряжения для изо- ляторов:
штыревых
20
40
–
–
–
–
подвесных
20
40
100
180
260
Не норми- руется
Внутренние перенапряжения
10
30
80
160
215
450/500*
Обеспечение безопасного подъема на опору без отключения ВЛ
–
150
150
250
350
540/580*
Рабочее напряжение
–
10
25
55
80
160
* В знаменателе – промежуток «провод шлейфа – стойка анкерно-угловой опоры», в числителе – все промежутки, кроме промежутка «провод – опора» для средней фазы, который должен быть не менее 480 см.
Наименьшие расстояния на опоре между проводами ВЛ в месте их пересечения между собой при транспозиции, ответвлени- ях, переходе с одного расположения проводов на другое должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.18.
Дополнительные требования к защите от грозовых пере- напряжений ВЛ при пересечении их между собой и при пересечении ими различных сооружений приведены в 5.3.16.10, 5.3.17.8, 5.3.20.4.
На двухцепных ВЛ 110 кВ и выше, защищенных тросом, для снижения количества двухцепных грозовых перекрытий допуска- ется усиление изоляции одной из цепей на 20 % – 30 % по сравнению с изоляцией другой цепи.
На ВЛ должны быть заземлены:
а) опоры, имеющие грозозащитный трос или другие устройства молниезащиты;
б) железобетонные и металлические опоры ВЛ 6–35 кВ, опоры ВЛ 6–10 кВ, устанавливаемые в ненаселенной местности, дополнитель- но не заземляются при условии, что стойка опоры имеет соединение металла с грунтом площадью не менее 500 см2 (нижний заземляющий выпуск диаметром 10 мм и длиной не менее 1,6 м) и на ней установ- лены штыревые изоляторы типов ШФ10-Г, ШС10-Г, ШФ20-Г или по два подвесных изолятора в гирлянде.
Заземляющие устройства ВЛ (ВЛП) 10 кВ на железобетонных опо- рах следует выполнять согласно ТКП 385;
в) опоры, на которых установлены силовые или измерительные трансформаторы, разъединители, предохранители и другие аппараты; г) металлические и железобетонные опоры ВЛ 110–330 кВ без тро- сов и других устройств молниезащиты, если это необходимо по усло-
виям обеспечения работы релейной защиты и автоматики.
Таблица 5.3.18 − Наименьшее расстояние между фазами на опоре
Расчетное условие
Наименьшее изоляционное расстояние, см, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35
110
220
330
750
Грозовые перенапряжения
20
50
135
250
310
Не норми- руется
Внутренние перенапряжения
22
44
100
200
280
640*
Наибольшее рабочее напряжение
10
20
45
95
140
280
* При значениях расчетной кратности внутренних перенапряжений менее 2,1 допустимые изоляци- онные расстояния пересчитываются пропорционально.
Деревянные опоры и деревянные опоры с металлическими тра- версами ВЛ без грозозащитных тросов или других устройств молние- защиты не заземляются.
Сопротивления заземляющих устройств опор, приведенных в пе- речислении а), при их высоте до 50 м должны быть не более приве- денных в таблице 5.3.19; при высоте опор более 50 м – в два раза ниже по сравнению с приведенными в таблице 5.3.19. На двухцепных и многоцепных опорах ВЛ, независимо от напряжения линии и высоты опор, рекомендуется снижать сопротивления заземляющих устройств в два раза по сравнению с приведенными в таблице 5.3.19.
Допускается превышение сопротивлений заземления части опор по сравнению с нормируемыми значениями, если имеются опоры с пониженными значениями сопротивлений заземления, а ожидае- мое число грозовых отключений не превышает значений, получаемых при выполнении требований таблицы 5.3.19 для всех опор ВЛ.
Таблица 5.3.19 − Наибольшее сопротивление заземляющих устройств опор ВЛ
Удельное эквивалентное сопротивление грунта, , Ом·м
Наибольшее сопротивление заземляющего устройства, Ом
До 100
10
Более 100 до 500
15
Более 500 до 1000
20
Более 1000 до 5000
30
Более 5000
6·10−3
-Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в пере- числении б) для ВЛ 3–10 кВ, проходящих в населенной местности, а также всех ВЛ 35 кВ должны быть не более приведенных в таблице 5.3.19: для ВЛ 3–10 кВ в ненаселенной местности в грунтах с удель- ным сопротивлением до 100 Ом·м − не более 30 Ом, а в грунтах с выше 100 Омм − не более 0,3 Ом.
Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 110 кВ и выше, указанных в перечислении в), должны быть не более приведенных в таблице 5.3.19, а для ВЛ 3–35 кВ не должны превышать 30 Ом.
Сопротивления заземляющих устройств опор, указанных в пере- числении г), определяются при проектировании ВЛ.
Для ВЛ, защищенных тросами, сопротивления заземляющих устройств, выполненных по условиям молниезащиты, должны обе- спечиваться при отсоединенном тросе, а по остальным условиям − при неотсоединенном тросе.
Сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ должны обеспе- чиваться и измеряться при токах промышленной частоты в период их наибольших значений в летнее время. Допускается проводить изме- рение в другие периоды с корректировкой результатов путем введения сезонного коэффициента, однако не следует проводить измерение в период, когда на значение сопротивления заземляющих устройств оказывает существенное влияние промерзание грунта.
Место присоединения заземляющего устройства к железобетон- ной опоре должно быть доступно для выполнения измерений.
Железобетонные фундаменты опор ВЛ 110 кВ и выше могут быть использованы в качестве естественных заземлителей (ис- ключение 5.3.9.15 и 5.3.18.5) при осуществлении металлической связи между анкерными болтами и арматурой фундамента и отсутствии ги- дроизоляции железобетона полимерными материалами.
Битумная обмазка на железобетонных опорах и фундаментах не влияет на их использование в качестве естественных заземлителей.
При прохождении ВЛ 110 кВ и выше в местности с гли- нистыми, суглинистыми, супесчаными и тому подобными грунтами с удельным сопротивлением 1000 Ом·м следует использовать арматуру железобетонных фундаментов, опор и пасынков в качестве естественных заземлителей без дополнительной укладки или в со- четании с укладкой искусственных заземлителей. В грунтах с более высоким удельным сопротивлением естественная проводимость же- лезобетонных фундаментов не должна учитываться, а требуемое значение сопротивления заземляющего устройства должно обеспечи- ваться только применением искусственных заземлителей.
Требуемые сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ 35 кВ должны обеспечиваться применением искусственных заземлителей,
а естественная проводимость фундаментов, подземных частей опор и пасынков (приставок) при расчетах не должна учитываться.
Для заземления железобетонных опор в качестве зазем- ляющих проводников следует использовать элементы напряженной и ненапряженной продольной арматуры стоек, металлические части которых соединены между собой и могут быть присоединены к зазем- лителю.
В качестве заземляющего проводника вне стойки или внутри может быть проложен при необходимости специальный проводник. Элемен- ты арматуры, используемые для заземления, должны удовлетворять термической стойкости при протекании токов КЗ. За время КЗ стержни должны нагреваться не более чем на 60 °С.
Оттяжки железобетонных опор должны использоваться в качестве заземляющих проводников дополнительно к арматуре.
Тросы, заземляемые согласно 5.3.9.7, и детали крепления гирлянд изоляторов к траверсе железобетонных опор должны быть металличе- ски соединены с заземляющим спуском или заземленной арматурой.
Сечение каждого из заземляющих спусков на опоре ВЛ должно быть не менее 35 мм2, а для однопроволочных спусков диа- метр должен быть не менее 10 мм (сечение 78,5 мм2). Количество спу- сков должно быть не менее двух.
Для районов со среднегодовой относительной влажностью воздуха 60 % и более, а также при средне- и сильноагрессивных степенях воз- действия среды заземляющие спуски у места их входа в грунт должны быть защищены от коррозии в соответствии с требованиями [57].
В случае опасности коррозии заземлителей следует увеличивать их сечение или применять оцинкованные заземлители.
На ВЛ с деревянными опорами рекомендуется болтовое соедине- ние заземляющих спусков; на металлических и железобетонных опо- рах соединение заземляющих спусков может быть выполнено как бол- товым, так и сварным.
Заземлители опор ВЛ, как правило, должны находить- ся на глубине не менее 0,5 м, а в пахотной земле − 1 м. В случае установки опор в скальных грунтах допускается прокладка лучевых заземлителей непосредственно под разборным слоем над скальными породами при толщине слоя не менее 0,1 м. При меньшей толщине этого слоя или его отсутствии рекомендуется прокладка заземлителей по поверхности скалы с заливкой их цементным раствором.
Опоры и фундаменты
Опоры ВЛ разделяются на два основных вида: анкер- ные опоры, полностью воспринимающие тяжение проводов и тросов в смежных с опорой пролетах, и промежуточные, которые не воспри- нимают тяжение проводов или воспринимают его частично. На базе анкерных опор могут выполняться концевые и транспозиционные опоры. Промежуточные и анкерные опоры могут быть прямыми и угловыми.
В зависимости от количества подвешиваемых на них цепей опоры разделяются на одноцепные, двухцепные и многоцепные.
Опоры могут выполняться свободностоящими или с оттяжками. Промежуточные опоры могут быть гибкой и жесткой конструкции;
анкерные опоры должны быть жесткими. Допускается применение ан- керных опор гибкой конструкции для ВЛ до 35 кВ.
К опорам жесткой конструкции относятся опоры, отклонение верха которых (без учета поворота фундаментов) при воздействии расчет- ных нагрузок по второй группе предельных состояний не превышает 1/100 высоты опоры. При отклонении верха опоры более 1/100 высо- ты опоры относятся к опорам гибкой конструкции.
Опоры анкерного типа могут быть нормальной и облегченной кон- струкции (см. 5.3.10.11).
Анкерные опоры следует применять в местах, определяе- мых условиями работ на ВЛ при ее сооружении и эксплуатации, а так- же условиями работы конструкции опоры.
Требования к применению анкерных опор нормальной конструкции устанавливаются настоящей главой.
На ВЛ 35 кВ и выше расстояние между анкерными опорами должно быть не более 10 км, а на ВЛ, проходящих в труднодоступной местно- сти и в местности с особо сложными природными условиями, − не бо- лее 5 км.
На ВЛ (ВЛП) 6-10 кВ длина анкерного пролета не должна превы- шать: 2 км – в I районе по гололеду; 1 км – в районах по гололеду II и более, а также при прохождении ВЛ (ВЛП) в лесных массивах.
На ВЛ 10 кВ и ниже с подвесными изоляторами расстояние между анкерными опорами не должно превышать 3 км.
На ВЛ, проходящих по сильно пересеченной местности в районах по гололеду III и более, рекомендуется устанавливать опоры анкерно- го типа в местах, резко возвышающихся над окружающей местностью.
Предельные состояния, по которым производится расчет опор, фундаментов и оснований ВЛ, подразделяются на две группы.
Первая группа включает предельные состояния, которые ведут к потере несущей способности элементов или к полной непригодно-
сти их в эксплуатации, то есть к их разрушению любого характера. К этой группе относятся состояния при наибольших внешних нагруз- ках и при низшей температуре, то есть при условиях, которые могут привести к наибольшим изгибающим или крутящим моментам на опо- ры, наибольшим сжимающим или растягивающим усилиям на опоры и фундаменты.
Вторая группа включает предельные состояния, при которых воз- никают недопустимые деформации, перемещения или отклонения элементов, нарушающие нормальную эксплуатацию; к этой группе от- носятся состояния при наибольших прогибах опор.
Метод расчета по предельным состояниям имеет целью не допу- скать, с определенной вероятностью, наступления предельных состо- яний первой и второй групп при эксплуатации, а также первой группы при производстве работ по сооружению ВЛ.
Нагрузки, воздействующие на строительные конструкции ВЛ, в зависимости от продолжительности действия подразделяются на постоянные и временные (длительные, кратковременные, особые):
к постоянным нагрузкам относятся:
собственный вес проводов, тросов, строительных конструкций, гирлянд изоляторов, линейной арматуры; тяжение проводов и тросов при среднегодовой температуре и отсутствии ветра и гололеда; воз- действие предварительного напряжения конструкций, а также нагруз- ки от давления воды на фундаменты в руслах рек;
к длительным нагрузкам относятся: нагрузки, создаваемые воз- действием неравномерных деформаций оснований, не сопровожда- ющихся изменением структуры грунта, а также воздействием усадки и ползучести бетона;
к кратковременным нагрузкам относятся: давление ветра на про- вода, тросы и опоры − свободные от гололеда и покрытые гололедом; вес отложений гололеда на проводах, тросах, опорах; тяжение про- водов и тросов сверх их значений при среднегодовой температуре; нагрузки от давления воды на опоры и фундаменты в поймах рек и от давления льда; нагрузки, возникающие при изготовлении и пере- возке конструкций, а также при монтаже строительных конструкций, проводов и тросов;
к особым нагрузкам относятся: нагрузки, возникающие при обры- ве проводов и тросов, а также при сейсмических воздействиях.
Опоры, фундаменты и основания ВЛ должны рассчиты- ваться на сочетания расчетных нагрузок нормальных режимов по пер- вой и второй группам предельных состояний и аварийных и монтаж- ных режимов ВЛ по первой группе предельных состояний.
Расчет опор, фундаментов и оснований фундаментов на проч- ность и устойчивость должен проводиться на нагрузки первой группы предельных состояний.
Расчет опор, фундаментов и их элементов на выносливость и по деформациям проводится на нагрузки второй группы предельных состояний.
Расчет оснований по деформациям производится на нагрузки вто- рой группы предельных состояний без учета динамического воздей- ствия порывов ветра на конструкцию опоры.
Опоры, фундаменты и основания должны рассчитываться также на нагрузки и воздействия внешней среды в конкретных условиях (воздействие размывающего действия воды, давления волн, навалов льда, давления грунта и т. п.), которые принимаются в своей части в соответствии со строительными нормами и правилами или другими нормативными документами.
Дополнительно учитывается следующее:
возможность временного усиления отдельных элементов кон- струкций в монтажных режимах;
расчет железобетонных опор и фундаментов по раскрытию тре- щин в нормальных режимах проводится на нагрузки второй группы предельных состояний, причем кратковременные нагрузки снижаются на 10 %; при использовании опор и фундаментов в условиях агрес- сивной среды снижение кратковременных нагрузок не производится;
отклонение верха опоры при воздействии расчетных нагрузок по второй группе предельных состояний не должно приводить к нару- шению установленных настоящим техническим кодексом наименьших изоляционных расстояний от токоведущих частей (проводов) до за- земленных элементов опоры и до поверхности земли и пересекаемых инженерных сооружений;
расчет опор гибкой конструкции проводится по деформирован- ной схеме (с учетом дополнительных усилий, возникавших от весовых нагрузок при деформациях опоры, для первой и второй групп предель- ных состояний);
расчет опор, устанавливаемых в районах с сейсмичностью свыше 6 баллов, на воздействие сейсмических нагрузок должен вы- полняться в соответствии со строительными нормами и правилами по строительству в сейсмических районах; при этом расчетные на- грузки от веса гололеда, от тяжения проводов и тросов в нормальных режимах умножаются на коэффициент сочетаний = 0,8.
Опоры должны рассчитываться в нормальном режиме по первой и второй группам предельных состояний на сочетания ус- ловий, указанных в 5.3.5.33 (перечисления 4)– 6)) и 5.3.5.35 (перечис- ления 1)–3)).
Опоры анкерного типа и промежуточные угловые опоры должны рассчитываться также на условия 5.3.5.33 (перечисление 2)), если тяжение проводов или тросов в этом режиме больше, чем в режиме наибольших нагрузок.
Анкерные опоры должны быть рассчитаны на разность тяжений проводов и тросов, возникающую вследствие неравенства значе- ний приведенных пролетов по обе стороны опоры. При этом условия для расчета разности тяжений устанавливаются при разработке кон- струкции опор.
Концевые опоры должны рассчитываться также на одностороннее тяжение всех проводов и тросов.
Двухцепные опоры во всех режимах должны быть рассчитаны так- же для условий, когда смонтирована только одна цепь.
Промежуточные опоры ВЛ с поддерживающими гирлянда- ми изоляторов и глухими зажимами должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на расчетные
ав
условные горизонтальные статические нагрузки T . Расчет проводится при следующих условиях:
оборваны провод или провода одной фазы одного пролета (при любом числе проводов на опоре), тросы не оборваны;
оборван один трос пролета (для расщепленного троса − все его составляющие), провода не оборваны.
Условные нагрузки прикладываются в местах крепления той фазы или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых эле- ментах получаются наибольшими. При этом принимаются сочетания условий, указанных в 5.3.5.34 (перечисление 1)).
Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка
T
ав
от проводов на опоры принимается равной:
на ВЛ с нерасщепленными фазами:
для свободностоящих металлических опор, опор из любого ма-
териала на оттяжках, А-образных и других типов жестких опор с про-
max
водами площадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 − 0,5Т ,
max
площадью сечения алюминиевой части 205 мм2 и более − 0,4Т ;
– для железобетонных свободностоящих опор с проводами пло-
max
щадью сечения алюминиевой части до 185 мм2 − 0,3Т
; площадью
max
сечения алюминиевой части 205 мм2 и более − 0,25Т ;
– для деревянных свободностоящих опор с проводами площадью
сечения алюминиевой части до 185 мм2 − 0,25Т
max
; сечения алюмини-
max
евой части 205 мм2 и более – 0,2Т
max
, где Т
– наибольшая расчетная
нагрузка от тяжения проводов (см. 5.3.5.32);
– для других типов опор (опор из новых материалов, металличе- ских гибких опор и т.п.) − в зависимости от гибкости рассчитываемых опор в пределах, указанных выше;
на ВЛ напряжением до 330 кВ с расщепленными фазами путем умножения значений, указанных в перечислении 1) для нерасщеплен- ных фаз, на дополнительные коэффициенты: 0,8 − при расщеплении на два провода; 0,7 − на три провода и 0,6 − на четыре провода.
На ВЛ 750 кВ с расщеплением на четыре и более проводов в фазе − 27 кН.
В расчетах допускается учитывать поддерживающее действие необорванных проводов и тросов при среднегодовой температуре без гололеда и ветра. При этом расчетные условные нагрузки следует определять, как в перчислении 1), а механические напряжения, возни- кающие в поддерживающих проводах и тросах, не должны превышать 70 % их разрывного усилия.
При применении средств, ограничивающих передачу продольной нагрузки на промежуточную опору (многороликовые подвесы и др.), расчет следует проводить на нагрузки, возникающие при использова- нии этих средств, но не более расчетных условных нагрузок, принима- емых при подвеске проводов в глухих зажимах.
Расчетная условная горизонтальная статическая нагрузка
ав
на промежуточные опоры T
от тросов принимается равной:
от одиночного троса − 0,5Т
;
,
max
от расщепленного троса (из двух составляющих) − 0,4Т
max
max
но не менее 20 кН, где Т
ния тросов (см. 5.3.5.32).
– наибольшая расчетная нагрузка от тяже-
Промежуточные опоры со штыревыми изоляторами должны рассчитываться в аварийном режиме на обрыв одного прово- да, дающего наибольшие усилия в элементах опоры с учетом гибко- сти опор и поддерживающего действия необорванных проводов. Рас-
ав
четная условная горизонтальная статическая нагрузка T
для стоек
max
и приставок принимается равной 0,3Т
, но не менее 3 кН; для осталь-
ных элементов опоры − 0,15Т что и в 5.3.10.8.
max
, но не менее 1,5 кН, где Т
max
то же,
Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех- проводов и тросов, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими.
Расчет проводится на следующие условия:
для опор ВЛ с алюминиевыми и стальными проводами всех сечений, проводами из алюминиевых сплавов всех сечений, стале- алюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алю-
миниевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2:
оборваны провода двух фаз одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные нормальные опоры);
оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не оборваны (анкерные облегченные и конце- вые опоры);
для опор ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечни- ком площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сече- ний, используемыми в качестве проводов: оборваны провода одной фазы одного пролета при любом числе цепей на опоре, тросы не обо- рваны (анкерные нормальные и концевые опоры);
для опор ВЛ независимо от марок и сечений подвешиваемых проводов: оборван один трос одного пролета (при расщепленном тро- се − все составляющие), провода не оборваны. Сочетания климатиче- ских условий принимаются согласно 5.3.5.34 (перечисления 2) и 3)).
Опоры анкерного типа должны проверяться в монтажном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия:
в одном пролете смонтированы все провода и тросы, в другом пролете провода и тросы не смонтированы. Тяжение в смонтирован-
max
ных проводах и тросах принимается равным 0,6Т
max
, где Т
наи-
большее расчетное горизонтальное тяжение проводов и тросов (см. 5.3.5.32). При этом сочетания климатических условий принимаются по 5.3.5.36.
В этом режиме металлические опоры и их закрепления долж- ны иметь требуемую нормами прочность без установки временных оттяжек;
в одном из пролетов при любом числе проводов на опоре по- следовательно и в любом порядке монтируются провода одной цепи, тросы не смонтированы;
в одном из пролетов при любом числе тросов на опоре после- довательно и в любом порядке монтируются тросы, провода не смон- тированы.
При проверках по перечислениям 2) и 3) допускается предусма- тривать временное усиление отдельных элементов опор и установку временных оттяжек.
Опоры ВЛ должны проверяться на расчетные нагрузки, соответствующие способу монтажа, принятому проектом, с учетом со- ставляющих от усилий тягового троса, веса монтируемых проводов
(тросов), изоляторов, монтажных приспособлений и монтера с инстру- ментами.
Узел крепления каждого провода (проушина, диафрагма и др.) при раздельном креплении проводов расщепленной фазы должен рассчитываться с учетом перераспределения нагрузки от оборванной цепи подвески на оставшиеся провода фазы.
Элементы опоры должны выдерживать вертикальную нагрузку от веса монтера с инструментами, расчетное значение которой равно 1,3 кН в сочетании с нагрузками нормального режима от проводов и тросов, свободных от гололеда, при среднегодовой температуре, а также с нагрузками аварийного и монтажного режимов.
Расчетные нагрузки на опоры от веса монтируемых проводов (тро- сов) при климатических условиях согласно 5.3.5.36 и гирлянд изолято- ров в условиях равнинной местности рекомендуется принимать:
на промежуточных опорах – равными удвоенному весу проле- та проводов (тросов) без гололеда и гирлянды изоляторов, исходя из возможности подъема монтируемых проводов (тросов) и гирлянды через один блок;
на анкерных опорах и промежуточных опорах, при ограничении последними монтажного участка, − с учетом усилия в тяговом тросе, определяемого из условия расположения тягового механизма на рас- стоянии 2,5h от опоры, где h − высота подвеса провода средней фазы на опоре.
При установке тягового механизма в условиях пересеченной мест- ности необходимо дополнительно учитывать усилие от наклона тяго- вого троса с учетом разности высотных отметок точки подвеса прово- да и тягового механизма.
Расчетная вертикальная нагрузка от веса монтера и монтажных приспособлений, прикладываемая в месте крепления гирлянд изо- ляторов, для опор ВЛ 750 кВ принимается равной 3,25 кН, для опор анкерного типа ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами − 2,6 кН, для промежуточных опор ВЛ до 330 кВ с подвесными изоляторами − 1,95 кН, для опор со штыревыми изоляторами − 1,3 кН.
Конструкции опор должны обеспечивать на отключенной ВЛ, а на ВЛ 110 кВ и выше и при наличии на ней напряжения:
производство их технического обслуживания и ремонтных работ;
удобные и безопасные подъем персонала на опору от уровня земли до вершины опоры и его перемещение по элементам опоры (стойкам, траверсам, тросостойкам, подкосам и др.). На опоре и ее элементах должна предусматриваться возможность крепления специ- альных устройств и приспособлений для выполнения эксплуатацион- ных и ремонтных работ.
Для подъема персонала на опору должны быть преду- смотрены следующие мероприятия:
на каждой стойке металлических опор высотой до вершины до 20 м при расстояниях между точками крепления решетки к поясам стойки (ствола) более 0,6 м или при наклоне решетки к горизонтали более 30°, а для опор высотой более 20 и менее 50 м независимо от расстояний между точками крепления решетки и угла ее наклона должны быть выполнены специальные ступеньки (степ-болты) на од- ном поясе или лестницы без ограждения, доходящие до отметки верх- ней траверсы.
Конструкция тросостойки на этих опорах должна обеспечивать удобный подъем или иметь специальные ступеньки (степ-болты).
Стационарные устройства для подъема на опору должны начи- наться с высоты не менее 3 м от поверхности земли;
на каждой стойке металлических опор высотой до вершины опо- ры более 50 м должны быть установлены лестницы с ограждениями, доходящие до вершины опоры. При этом через каждые 15 м по вер- тикали должны быть выполнены площадки (трапы) с ограждениями. Трапы с ограждениями должны выполняться также на траверсах этих опор. На опорах со шпренгельными траверсами должна быть обеспе- чена возможность держаться за тягу при перемещении по траверсе;
на железобетонных опорах любой высоты должна быть обеспе- чена возможность подъема на нижнюю траверсу с телескопических вышек, по инвентарным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъемных устройств. Для подъема по железобетон- ной центрифугированной стойке выше нижней траверсы на опорах ВЛ 35–750 кВ должны быть предусмотрены стационарные лазы (лест- ницы без ограждений и т. п.).
Для подъема по железобетонной вибрированной стойке ВЛ 35 кВ и ниже, на которой установлены силовые или измерительные транс- форматоры, разъединители, предохранители или другие аппара- ты, должна быть предусмотрена возможность крепления инвентар- ных лестниц или специальных инвентарных подъемных устройств. На железобетонные вибрированные стойки, на которых вышеуказан- ное электрооборудование не устанавливается, это требование не рас- пространяется.
Удобный подъем на тросостойки и металлические вертикальные части стоек железобетонных опор ВЛ 35–750 кВ должны обеспечивать их конструкция или специальные ступеньки (степ-болты);
железобетонные опоры, не допускающие подъема по инвентар- ным лестницам или с помощью специальных инвентарных подъемных устройств (опоры с оттяжками или внутренними связями, закреплен- ными на стойке ниже нижней траверсы и т.п.), должны быть снабжены
стационарными лестницами без ограждений, доходящими до нижней траверсы.
Выше нижней траверсы должны быть выполнены устройства, ука- занные в перечислении 3).
ольшие переходы
Участок большого перехода должен быть ограничен кон- цевыми опорами (концевыми устройствами в виде бетонных якорей и др.), выделяющими большой переход в самостоятельную часть ВЛ, прочность и устойчивость которой не зависят от влияния смежных участков ВЛ.
В зависимости от типа крепления проводов опоры, уста- навливаемые между концевыми (К) опорами (устройствами), могут быть:
промежуточными (П) − с креплением всех проводов на опоре с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов;
анкерными (А) − с креплением всех проводов на опоре с помо- щью натяжных гирлянд изоляторов;
комбинированными (ПА) − со смешанным креплением проводов на опоре с помощью как поддерживающих, так и натяжных гирлянд изоляторов.
Переходные опоры, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми. Допускается применение про- межуточных опор и анкерных опор облегченного типа для переходов со сталеалюминиевыми проводами или проводами из термообрабо- танного алюминиевого сплава со стальным сердечником с сечени- ем алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК в качестве проводов с сечением ка- натов 50 мм2 и более. При этом количество промежуточных опор меж- ду концевыми опорами должно соответствовать требованиям 5.3.11.4.
В зависимости от конкретных условий могут применяться следующие схемы переходов:
однопролетные на концевых опорах К-К;
двухпролетные с опорами К-П-К, К-ПА-К;
трехпролетные с опорами К-П-П-К, К-ПА-ПА-К;
четырехпролетные с опорами К-П-П-П-К, К-ПА-ПА-ПА-К (толь- ко для нормативной толщины стенки гололеда 15 мм и менее и длин переходных пролетов не более 1100 м);
многопролетные с опорами К-А…А-К;
при применении опор П или ПА переход должен быть разде- лен опорами А на участки с числом опор П или ПА на каждом участке
не более двух, то есть К-П-П-А...А-П-П-К, К-ПА-ПА-А...А-ПА-ПА-К (или не более трех по 4).
Ветровое давление на провода и тросы больших пере- ходов через водные пространства определяется согласно 5.3.5.7, но с учетом следующих дополнительных требований.
Для перехода, состоящего из одного пролета, высота располо- жения приведенного центра тяжести проводов или тросов определя- ется по формуле
(5.3.25)
где h
, h
ср1
ср2
– высота крепления тросов или средняя высота крепле-
ния проводов к изоляторам на опорах перехода, отсчитываемая
от меженного уровня реки, нормального горизонта пролива, кана- ла, водохранилища, а для пересечений ущелий, оврагов и других препятствий − от отметки земли в местах установки опор, м;
f − стрела провеса провода или троса при высшей температуре в середине пролета, м.
Для перехода, состоящего из нескольких пролетов, ветровое
давление на провода или тросы определяется для высоты h
пр
, соот-
ветствующей средневзвешенной высоте приведенных центров тяже- сти проводов или тросов во всех пролетах и вычисляемой по формуле
(5.3.26)
где h
пр1
, h
пр2
прn
, …, h
– высоты приведенных центров тяжести проводов
или тросов над меженным уровнем реки, нормальным горизонтом
пролива, канала, водохранилища в каждом из пролетов, а для пе- ресечений ущелий, оврагов и других препятствий – над средне- арифметическим значением отметок земли в местах установки опор, м.
При этом если пересекаемое водное пространство имеет высо- кий незатопляемый берег, на котором расположены как переход- ные, так и смежные с ними опоры, то высоты приведенных цен- тров тяжести в пролете, смежном с переходным, отсчитываются от отметки земли в этом пролете;
l , l , …, l
длины пролетов, входящих в переход, м.
1 2 n
Нормативное ветровое давление на провода, тросы и конструкции опор больших переходов, сооружаемых в местах, защищенных от по- перечных ветров, уменьшать не допускается.
Переходы могут выполняться одноцепными и двухцепными. Двухцепными рекомендуется выполнять переходы в населенной местности, в районах промышленной застройки, а также при потреб- ности в перспективе второго перехода в ненаселенной или труднодо-
ступной местности.
На одноцепных переходах для ВЛ 330 кВ и ниже рекомен- дуется применять треугольное расположение фаз, допускается гори- зонтальное расположение фаз; для ВЛ 750 кВ следует, как правило, применять горизонтальное расположение фаз.
На двухцепных переходах ВЛ до 330 кВ рекомендуется расположение проводов в трех ярусах, допускается также расположе- ние проводов в двух ярусах.
Расстояния между проводами, а также между проводами и тросами из условий работы в пролете должны выбираться в соответ- ствии с 5.3.7.3–5.3.7.7 с учетом дополнительных требований:
г
значение коэффициента K
в таблице 5.3.13 необходимо
увеличивать на: 0,2 − при отношении нагрузок Р
I
/Р
г.п
в интервале
от 2 до 6,99; 0,4 − при отношении нагрузок Р
г.п
I
/Р , равном 7 и более;
расстояния между ближайшими фазами одноцепных и двухцеп-
ных ВЛ должны также удовлетворять требованиям 5.3.11.10, 5.3.11.11.
Для обеспечения нормальной работы проводов в пролете в любом районе по пляске проводов, при расположении их в разных ярусах, расстояния между соседними ярусами промежуточных пере- ходных опор высотой более 50 м и смещение по горизонтали должны быть:
Расстояния, м, не менее
7,5
9
11
18
Смещение по горизонтали, м, не менее
2
2,5
3,5
7
ВЛ напряжением, кВ
35–110
220
330
750
На двухцепных опорах расстояние между осями фаз раз- ных цепей должно быть:
Расстояние между осями фаз, м, не менее
8
10
12
19
ВЛ напряжением, кВ, не менее
35–110
220
330
750
На переходах с пролетами, превышающими пролеты ос- новной линии не более чем в 1,5 раза, рекомендуется проверять це- лесообразность применения провода той же марки, что и на основной
линии. На переходах ВЛ до 110 кВ рекомендуется проверять целесо- образность применения в качестве проводов стальных канатов, если это позволяет электрический расчет проводов.
На переходах с расщепленными фазами рекомендуется рассма- тривать фазы с меньшим количеством проводов больших сечений с проверкой проводов на нагрев.
В качестве грозозащитных тросов следует применять стальные канаты и сталеалюминиевые провода по 5.3.6.5.
В случае использования грозозащитных тросов для организации каналов высокочастотной связи рекомендуется применение в каче- стве тросов проводов из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником и сталеалюминиевых проводов, а также тросов со встроенными оптическими кабелями.
Одиночные и расщепленные провода и тросы должны быть защищены от вибрации установкой с каждой стороны переход- ного пролета длиной до 500 м − одного гасителя вибрации на каждом проводе и тросе и длиной от 500 до 1500 м − не менее двух разнотип- ных гасителей вибрации на каждом проводе и тросе.
Защита от вибрации проводов и тросов в пролетах длиной более 1500 м, а также независимо от длины пролета для проводов диаме- тром более 38 мм и проводов с тяжением при среднегодовой темпе- ратуре более 180 кН должна проводиться по специальному проекту.
На переходах ВЛ должны применяться, как правило, сте- клянные изоляторы.
Количество изоляторов в гирляндах переходных опор определяется в соответствии с приложением Б.
Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов сле- дует предусматривать с количеством цепей не менее двух с раздель- ным креплением к опоре. Многоцепные натяжные гирлянды должны крепиться к опоре не менее чем в двух точках.
Конструкция гирлянд изоляторов расщепленных фаз и крепление их к опоре должны, по возможности, обеспечивать раз- дельный монтаж и демонтаж каждого из проводов, входящих в рас- щепленную фазу.
Для крепления проводов и тросов к гирляндам изолято- ров на переходных опорах рекомендуется применять глухие поддер- живающие зажимы или поддерживающие устройства специальной конструкции (роликовые подвесы).
При выполнении защиты переходов ВЛ 110–750 кВ от гро- зовых перенапряжений необходимо руководствоваться следующим:
все переходы следует защищать от прямых ударов молнии тро- сами;
количество тросов должно быть не менее двух с углом защиты по отношению к крайним проводам не более 20°.
При расположении перехода за пределами длины защищаемого подхода ВЛ к РУ и подстанциям с повышенным защитным уровнем в районах по гололеду III и более, а также в районах с частой и интен- сивной пляской проводов допускается угол защиты до 30°;
рекомендуется установка защитных аппаратов по 5.3.9.4 на пе- реходах с пролетами длиной выше 1000 м или с высотой опор выше 100 м;
горизонтальное смещение троса от центра крайней фазы долж- но быть не менее: 1,5 м − для ВЛ 110 кВ; 2,5 м − для ВЛ 220 кВ; 3,5 м − для ВЛ 330 кВ и 4 м − для ВЛ 750 кВ;
выбор расстояния между тросами производится согласно
5.3.7.8 и 5.3.9.5 (перечисление 4)).
Крепление тросов на всех опорах перехода должно быть выполнено при помощи изоляторов с разрушающей механической на- грузкой не менее 120 кН.
С целью уменьшения потерь электроэнергии в изолирующем тро- совом креплении должно быть не менее двух изоляторов. Их количе- ство определяется с учетом доступности местности и высоты опор.
При использовании тросов для устройства каналов высокочастот- ной связи или для плавки гололеда количество изоляторов, опреде- ленное по условиям обеспечения надежности каналов связи или по ус- ловиям обеспечения плавки гололеда, должно быть увеличено на два. Изоляторы, на которых подвешен трос, должны быть шунтированы искровым промежутком, размер которого выбирается в соответствии
с 5.3.9.7 без учета установки дополнительных изоляторов.
Подвеска грозозащитных тросов для защиты переходов ВЛ 35 кВ и ниже не требуется. На переходных опорах должны устанав- ливаться защитные аппараты. Размер ИП при использовании их в ка- честве защитных аппаратов рекомендуется принимать в соответствии с 6.2. При увеличении количества изоляторов из-за высоты опоры электрическая прочность ИП должна быть скоординирована с элек- трической прочностью гирлянд.
Для обеспечения безопасного перемещения обслужива- ющего персонала по траверсам переходных опор высотой более 50 м с расположением фаз в разных ярусах наименьшее допустимое изо- ляционное расстояние по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должно быть не менее: 3,3 м − для ВЛ до 110 кВ; 4,3 м − для ВЛ 220 кВ; 5,3 м − для ВЛ 330 кВ; 7,6 м − для ВЛ 750 кВ.
Сопротивление заземляющих устройств опор должно вы- бираться в соответствии с таблицей 5.3.19 и согласно 5.3.9.13.
Сопротивление заземляющего устройства опор с защитными ап- паратами должно быть не более 10 Ом при удельном сопротивлении земли не выше 1000 Ом·м и не более 15 Ом при более высоком удель- ном сопротивлении.
При проектировании переходов через водные простран- ства необходимо провести следующие расчеты по гидрологии поймы реки:
гидрологический расчет, устанавливающий расчетный уровень воды, уровень ледохода, распределение расхода воды между руслом и поймами и скорости течения воды в руслах и по поймам;
русловой расчет, устанавливающий размер отверстия перехода и глубины после размыва у опор перехода;
гидравлический расчет, устанавливающий уровень воды перед переходом, струенаправляющими дамбами и насыпями, высоту волн на поймах;
расчет нагрузок на фундаменты, находящиеся в русле и пойме реки, с учетом воздействия давления льда и навалов судов.
Высота фундаментов опор, находящихся в русле и пойме реки, должна превышать уровень ледохода на 0,5 м.
Заглубление фундаментов опор переходов мелкого и глубокого заложения при возможности размыва грунта должно быть не менее 2,5 м (считая от отметки грунта после размыва). Глубина погруже- ния свай в грунт при свайном основании должна быть не менее 4 м от уровня размыва.
Промежуточные и комбинированные опоры (П и ПА) с креплением проводов с помощью поддерживающих гирлянд изоля- торов должны рассчитываться в аварийном режиме по первой группе предельных состояний на следующие условия:
оборваны одиночный провод или все провода одной фазы одно- го пролета, тросы не оборваны (одноцепные опоры);
оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные со сталеалюминиевыми про- водами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2);
оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса – все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не обо- рваны.
В расчетах опор расчетная горизонтальная статическая нагрузка от проводов принимается равной:
при нерасщепленной фазе и креплении ее в глухом зажиме − ре- дуцированному тяжению, возникающему при обрыве фазы. При этом принимаются сочетания условий согласно 5.3.5.34 (перечисление 3)). При расщепленной фазе и креплении ее в глухих зажимах значе- ния для нерасщепленных фаз умножаются на дополнительные коэф- фициенты: 0,8 − при расщеплении на два провода; 0,7 − на три прово-
да; 0,6 − на четыре провода и 0,5 − на пять и более;
при нерасщепленной и расщепленной фазах провода и крепле- нии их в поддерживающем устройстве специальной конструкции – ус- ловной нагрузке, равной 25 кН при одном проводе в фазе; 40 кН – при двух проводах в фазе; 60 кН – при трех и более проводах в фазе. Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в глухом зажиме, при- нимается равной наибольшему расчетному горизонтальному тяжению троса при сочетании условий, указанных в 5.3.5.34 (перечисление 3)). При этом для тросов, расщепленных на две составляющие, тяже-
ние следует умножать на 0,8.
Расчетная нагрузка от троса, закрепленного в поддерживающем устройстве специальной конструкции, принимается равной 40 кН. На- грузки прикладываются в местах крепления проводов тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассчитываемых элементах полу- чаются наибольшими.
Опоры анкерного типа должны рассчитываться в аварий- ном режиме по первой группе предельных состояний на обрыв тех фаз или того троса, при обрыве которых усилия в рассматриваемых элементах получаются наибольшими. Расчет проводится на следую- щие условия:
оборваны провод или провода одной фазы одного пролета, тро- сы не оборваны (одноцепные опоры со сталеалюминиевыми прово- дами и проводами из термообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов 185 мм2 и более, а также со стальными канатами типа ТК всех сечений, используемыми в качестве проводов);
оборваны провода двух фаз одного пролета, тросы не оборваны (двухцепные опоры, а также одноцепные опоры со сталеалюминие- выми проводами и проводами из термообработанного алюминиево- го сплава со стальным сердечником сечением алюминиевой части для обоих типов проводов до 150 мм2);
оборван один трос одного пролета (при расщеплении троса − все его составляющие), провода независимо от марок и сечений не оборваны. Расчетные нагрузки от проводов и тросов принимаются равными наибольшему расчетному горизонтальному тяжению провода или тро-
са при сочетании условий согласно 5.3.5.34 (перечисления 2) и 3)).
При определении усилий в элементах опоры учитываются услов- ные нагрузки или неуравновешенные тяжения, возникающие при об- рывах тех проводов или тросов, при которых эти усилия имеют наи- большие значения.
Опоры большого перехода должны иметь дневную мар- кировку (окраску) и сигнальное освещение в соответствии с 5.3.27.2.
Подвеска волоконно-оптических линий связи на ВЛ
К волоконно-оптической линии связи на воздушных линиях электропередачи в настоящем ТКП относится линия связи, для пере- дачи информации по которой служит оптический кабель, размещае- мый на элементах ВЛ.
Требования 5.3.12.3−5.3.12.23 распространяются на раз- мещение на ВЛ оптических кабелей следующих типов:
ОКГТ − оптический кабель, встроенный в грозозащитный трос;
ОКФП − оптический кабель, встроенный в фазный провод;
ОКСН − оптический кабель самонесущий неметаллический;
ОКНН − оптический кабель неметаллический, прикрепляемый или навиваемый на грозозащитный трос или фазный провод.
Все элементы ВОЛС-ВЛ должны соответствовать услови- ям работы ВЛ.
Для сооружения конкретной линии связи допускается ис- пользование нескольких ВЛ различного напряжения, совпадающих по направлению с ее трассой.
При сооружении вводов ОК на регенерационные пункты и узлы связи энергообъектов на отдельных самостоятельных опорах конструктивное выполнение и требования к параметрам и характери- стикам вводов определяются в проекте.
Элементы ВОЛС-ВЛ, включая вводы ОК на регенерацион- ные пункты, узлы связи энергообъектов должны проектироваться на те же климатические условия, что и ВЛ, на которой эта ВОЛС размещает- ся, и соответствовать требованиям 5.3.5.
Оптические кабели, размещаемые на элементах ВЛ, долж- ны удовлетворять требованиям:
механической прочности;
термической стойкости;
стойкости к воздействию грозовых перенапряжений;
обеспечения нагрузок на оптические волокна, не превышающих допускаемые;
стойкости к воздействию электрического поля.
Механический расчет ОКГТ, ОКФП, ОКСН должен произ- водиться на расчетные нагрузки по методу допускаемых напряжений с учетом вытяжки кабелей и допустимых нагрузок на оптическое во- локно.
Механический расчет грозозащитного троса или фазно- го провода, на которых размещается ОКНН, должен производиться с учетом дополнительных весовых и ветровых нагрузок от ОК во всех режимах, указанных в 5.3.5.33–5.3.5.36.
Механический расчет ОК всех типов следует выполнять для исходных условий по 5.3.5.33–5.3.5.36.
Значения физико-механических параметров, необходимых для ме- ханического расчета ОК, и данные по вытяжке должны приниматься по техническим условиям на ОК или по данным изготовителей кабелей.
Оптические кабели должны быть защищены от вибра- ции в соответствии с условиями их подвески и требованиями изго- товителя ОК.
При подвеске на ВЛ ОКГТ и ОКФП их расположение должно удовлетворять требованиям 5.3.7.1–5.3.7.11 и 5.3.9.6.
Независимо от напряжения ВЛ ОКГТ должен, как пра- вило, быть заземлен на каждой опоре. Сопротивление заземляющих устройств опор, на которых подвешен ОКГТ, должно соответствовать таблице 5.3.19. Допускается увеличение этих сопротивлений при обе- спечении термической стойкости ОК.
При наличии плавки гололеда на грозозащитных тросах допуска- ется изолированное крепление ОКГТ при условии, что стойкость опти- ческих волокон по температурному режиму удовлетворяет условиям работы в режиме плавки гололеда и режиму протекания токов на этом участке (5.3.12.15, 5.3.12.16, 5.3.12.18).
Необходимость заземления (или возможность изолиро- ванной подвески) троса, на котором подвешен ОКНН, обосновывается в проекте.
Оптические кабели ОКГТ, ОКФП и ОКНН должны быть проверены на работоспособность по температурному режиму при про- текании максимального полного тока КЗ, определяемого с учетом времени срабатывания резервных защит, дальнего резервирования, действия УРОВ и АПВ и полного времени отключения выключателей. Допускается не учитывать дальнее резервирование.
Оптические кабели ОКФП и ОКНН (при подвеске его на фазном проводе) следует проверять на работоспособность по тем- пературному режиму при температурах провода, возникающих при его нагреве наибольшим рабочим током линии.
Напряженность электрического поля в точке подвеса ОКСН должна рассчитываться с учетом реального расположения кабеля, транспозиции фаз ВЛ, вероятности отключения одной цепи в случае двухцепной ВЛ, а также конструкции зажима (протектора).
Оптический кабель типа ОКНН следует проверять:
при подвеске его на фазном проводе − на стойкость при воздей- ствии электрического поля проводов;
при подвеске его на грозозащитном тросе − на стойкость к воз- действию электрического напряжения, наведенного на тросе, и пря- мых ударов молнии в трос.
Токи КЗ, на которые производится проверка ОК (ОКГТ ОКФП, ОКНН) на термическую стойкость, должны определяться с уче- том перспективы развития энергосистемы.
Место крепления ОКСН на опоре с учетом его вытяжки в процессе эксплуатации определяется, исходя из условий:
стойкости оболочки к воздействию электрического поля;
обеспечения наименьшего расстояния до поверхности земли не менее 5 м независимо от напряжения ВЛ и вида местности;
обеспечения расстояний от ОКСН до фазных проводов на опоре не менее 0,6 м для ВЛ до 35 кВ; 1 м − 110 кВ; 2 м − 220 кВ; 2,5 м − 330 кВ; 5 м − 750 кВ при отсутствии гололеда и ветра.
С учетом указанных условий ОКСН может размещаться как выше фазных проводов, так и между фазами или ниже фазных проводов.
При креплении ОКНН к фазному проводу должны быть обеспечены следующие наименьшие расстояния от провода с прикре- пленным или навитым ОК:
до конструкции опоры при отклонении от воздействия ветра – в соответствии с таблицей 5.3.17;
до земли и инженерных сооружений и естественных препят- ствий – в соответствии с таблицами 5.3.20–5.3.25, 5.3.30, 5.3.31, 5.3.34–5.3.40.
При подвеске на ВЛ ОК любого типа должна быть выпол- нена проверка опор и их закреплений в грунте с учетом дополнитель- ных нагрузок, возникающих при этом.
Соединение строительных длин ОК выполняется в специ- альных соединительных муфтах, которые рекомендуется размещать на анкерных опорах.
Высота расположения соединительных муфт на опорах ВЛ должна быть не менее 5 м от основания опоры.
К опорам ВЛ, на которых размещаются соединительные муфты ОК, должен быть обеспечен в любое время года подъезд транспорт- ных средств со сварочным и измерительным оборудованием.
На опорах ВЛ при размещении на них муфт ОК дополнительно к 5.3.3.4 должны быть нанесены следующие постоянные знаки:
условное обозначение ВОЛС;
номер соединительной муфты.
Прохождение ВЛ по ненаселенной и труднодоступной местности
Расстояния от проводов ВЛ до поверхности земли в не- населенной и труднодоступной местности в нормальном режиме ВЛ должны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.20.
Наименьшие расстояния определяются при наибольшей стреле провеса провода без учета его нагрева электрическим током:
при высшей температуре воздуха для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.20 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Таблица 5.3.20 − Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до поверхности земли в ненаселенной
и труднодоступной местности
Характеристика местности
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
до 10
35–110
220
330
750
ВЛП
Ненаселенная местность
6
6
7
7,5
12
5
Труднодоступная местность
5
5
6
6,5
10
5
При прохождении ВЛ всех классов напряжений рекомен- дуется не занимать земли, орошаемые дождевальными установками. Допускается прохождение ВЛ по этим землям при условии выполне- ния требований строительных норм и правил на мелиоративные си- стемы и сооружения.
В местах пересечения ВЛ со скотопрогонами наименьшее расстояние по вертикали от проводов до поверхности земли должно быть не меньше, чем при пересечении с автомобильными дорогами (см. 5.3.19.3).
В местах пересечения ВЛ с мелиоративными каналами наименьшее расстояние по вертикали от проводов при высшей тем- пературе воздуха без учета нагрева провода электрическим током до бермы канала должно быть не менее: 7 м – для ВЛ до 110 кВ; 8 м – для ВЛ 220 кВ; 8,5 м – для ВЛ 330 кВ, 16 м – для ВЛ 750 кВ.
Опоры должны располагаться вне полосы отвода земель в посто- янное пользование для мелиоративных каналов.
При параллельном следовании ВЛ с мелиоративными каналами крайние провода ВЛ при неотклоненном их положении должны распо- лагаться вне полосы отвода земель в постоянное пользование для ме- лиоративных каналов.
Шпалерная проволока для подвески винограда, хмеля и других аналогичных сельскохозяйственных культур, пересекае- мая ВЛ 110 кВ и выше под углом менее 70°, должна быть заземлена через каждые 50–70 м ее длины в пределах охранной зоны ВЛ.
Сопротивление заземления не нормируется.
Прохождение ВЛ по насаждениям 1
Следует, как правило, избегать прокладки ВЛ в природо- охранных лесах и лесах, расположенных в границах полос шириной 200 м от границ земельных участков, на которых расположены сана- тории, дома отдыха, пансионаты, оздоровительные лагеря, туристиче- ские базы и другие лечебные, санаторно-курортные, оздоровительные объекты.
Для прохождения ВЛ по насаждениям должны быть про- рублены просеки.
Ширина просек в насаждениях должна приниматься в зависимости от высоты насаждений 2 с учетом их перспективного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуатацию.
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 прохож- дении ВЛ по территории фруктовых садов вырубка просек не обяза- тельна.
Для ВЛ до 220 кВ, не служащих единственным источником пи- тания потребителей, а также при прохождении ВЛ в парках и садах ширина просеки рассчитывается по формуле
A = D + 2(B + a + K), (5.3.27)
где А − ширина просеки, м;
1 Под насаждениями понимаются естественные и искусственные древостой и кустар- ники, а также сады и парки.
2 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 высо- та преобладающего по запасу поколения.
D − расстояние по горизонтали между крайними, наиболее уда- ленными 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 таблице 5.3.21);
а − горизонтальная проекция стрелы провеса провода и поддер- живающей гирлянды изоляторов, м, при наибольшем их отклоне- нии согласно 5.3.5.35, (перечисление 1)) с учетом типа местности согласно 5.3.1.4;
K − радиус горизонтальной проекции кроны с учетом перспек- тивного роста в течение 25 лет с момента ввода ВЛ в эксплуата- цию, м.
Таблица 5.3.21 − Наименьшее расстояние по горизонтали между проводами ВЛ и кронами деревьев
Напряжение ВЛ, кВ
До 10
35-110
220
330
750
Наименьшее расстояние, м
3
4
5
6
7
Радиусы проекций крон деревьев основных лесообразующих по- род принимаются равными, м:
липа, береза .............................................4,5
ель, пихта, клен, осина ............................5,0
сосна, лиственница ..................................7,0
дуб, бук ......................................................9,0
Для других пород деревьев радиусы проекций крон определяются при конкретном проектировании по данным владельца насаждений.
Для ВЛ 330 кВ и выше, а также для радиальных ВЛ до 220 кВ, служащих единственным источником питания потребителей, ширина просеки принимается равной большему из двух значений, рассчитан- ных по формуле, приведенной в перечислении 2), и по формуле
А D 2Н, (5.3.28)
где Н − высота насаждений с учетом перспективного роста, м.
Для ВЛП ширина просек в насаждениях должна рассчитываться по формуле:
А D 2 (В K), (5.3.29)
где А, D, K – пояснения символов (см. формулу 5.3.27);
В – наименьшее допустимое расстояние по горизонтали между крайним проводом и кроной деревьев, м, принимаемое, В = 1,25 – для ВЛП 10 кВ; В = 2,0 – для ВЛП 35 кВ; В = 2,5 – для ВЛП 110 кВ.
При реконструкции ВЛ 10 кВ с переводом ее в ВЛП допускается оставлять существующую ширину просеки меньше рассчитанной по формуле 5.3.29. При этом в процессе эксплуатации при необходи- мости следует подрезать крону примыкающих к ВЛП деревьев для со- блюдения расстояния 1,25 м от кроны до проводов.
При прохождении ВЛП 10 кВ по территории фруктовых садов с де- ревьями высотой более 4 м расстояние от крайних проводов до дере- вьев должно быть не менее 2 м.
Опасные деревья, произрастающие в полосе леса, примыкаю- щие к просекам воздушных линий электропередачи и угрожающие па- дением на провода и опоры ВЛ, должны вырубаться.
В понижениях рельефа, на косогорах и в оврагах просека прорубается с учетом перспективной высоты насаждений, при этом, если расстояние по вертикали от верха крон деревьев до провода ВЛ более 9 м, просека прорубается только под ВЛ по ширине, равной рас- стоянию между крайними проводами плюс по 2 м в каждую сторону.
После окончания монтажа места нарушения склонов на просеках должны быть засажены кустарниковыми породами.
Прохождение линий электропередачи в лесах любых кате- горий необходимо выполнять:
напряжением до 35 кВ – ВЛП;
напряжением 110 кВ и выше – ВЛП или на повышенных опорах над лесными насаждениями.
Прохождение ВЛ напряжением свыше 110 кВ в природоохранных, рекреационно-оздоровительных и защитных лесах допускается вы- полнять над лесными насаждениями. ВЛ над лесными насаждениями сооружается при условии прохождения ВЛ по самостоятельной трас- се, вне коридора или других коммуникаций, протяженность которого в направлении проектируемой ВЛ, как правило, составляет более 2 км. При этом воздушный промежуток «верх кроны дерева – провод» принимается не менее указанных значений:
Напряжение ВЛ, кВ
Наименьшее расстояние, м
110
3,0
330
5,0
Высота насаждений принимается максимально возможной на весь нормативный срок службы ВЛ (участка ВЛ). Под высотой насаждений следует понимать максимальную высоту деревьев, расположенных
в полосе между крайними проводами ВЛ с учетом их максимального отклонения плюс расстояние по таблице 5.3.21.
При прохождении ВЛ над лесными насаждениями ширина просеки между кронами деревьев должна приниматься не более 6 м (по 3 м в каждую сторону от оси ВЛ); кроме этого, должны предусматриваться площадки вокруг опор для ее обслуживания шириной не более 5 м от основания опоры.
По всей ширине просеки по трассе ВЛ должны быть про- ведены ее очистка от вырубленных деревьев и кустарников, корчевка пней или срезка их ниже уровня земли не менее чем на 0,2 м и рекуль- тивация.
Прохождение ВЛ по населенной местности
Прохождение ВЛ по населенной местности следует вы- полнять в соответствии с требованиями строительных норм и правил. ВЛ 110 кВ и выше следует размещать за пределами селитебной тер- ритории.
Угол пересечения с улицами (проездами) не нормируется. При про- хождении ВЛ вдоль улицы допускается расположение проводов над про- езжей 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 строи- тельных норм и правил.
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 ВЛП на штыревых изоляторах должно вы- полняться усиленным с применением спиральных пружинных вязок с полимерным покрытием; при применении поддерживающих гирлянд изоляторов крепление проводов следует выполнять с помощью глухих поддерживающих зажимов.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до поверхно- сти земли в населенной местности в нормальном режиме работы ВЛ должны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.22.
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 5.3.2.10 при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 330 кВ и выше;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.20 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
В местах пересечения ВЛ с улицами, проездами и т. п. рас- стояния 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 тем- пературе воздуха, без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.22. При прохождении ВЛ в пределах специально отведенных в город- ской черте коридоров, а также для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка вертикальных расстоя-
ний при обрыве проводов не требуется.
Расстояние по горизонтали от основания опоры ВЛ до кю- вета или бортового камня проезжей части улицы (проезда) должно быть не менее 2,0 м; расстояние до тротуаров и пешеходных дорожек не нормируется.
Таблица 5.3.22 − 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
ВЛП
до 35
110
220
330
750
Нормальный режим:
– до поверхности земли
6
7
7
8
11
23
– до производственных зданий и сооружений
3
3
4
5
7,5
12
Обрыв провода в смежном пролете до поверхности земли
5,0
5,5
5,5
5,5
6
−
На улицах и дорогах в условиях исторически сложившейся за- стройки городов, поселков и сельских населенных пунктов опоры ВЛП- 10 кВ следует располагать:
при наличии ограждения проезжей части бортовым камнем на расстоянии не менее 0,3 м от лицевой грани бортового камня до на- ружной поверхности опоры;
при отсутствии ограждения проезжей части бортовым камнем на расстоянии не менее 0,6 м от кромки проезжей части до наружной поверхности опоры»;
до границ приусадебных земельных участков индивидуальных домов и земельных участков для ведения коллективного садовод- ства – в соответствии с требованиями 5.3.15.8.
Прохождение ВЛ над зданиями и сооружениями, как пра- вило, не допускается.
Допускается прохождение ВЛ над производственными зданиями и сооружениями промышленных предприятий I и II степени огнестой- кости в соответствии со строительными нормами и правилами пожар- ной безопасности зданий и сооружений с кровлей из негорючих мате- риалов (для ВЛ 330–750 кВ только над производственными зданиями электрических станций и подстанций). При этом расстояние по вер- тикали от проводов ВЛ до указанных зданий и сооружений при наи- большей стреле провеса должно быть не менее приведенных в табли- це 5.3.22.
Металлические кровли, над которыми проходят ВЛ, должны быть заземлены. Сопротивление заземления должно быть не более указан- ного в таблице 5.3.19.
Для ВЛ 330 кВ и выше должна быть обеспечена защита персонала, находящегося внутри производственных зданий электрических стан- ций и подстанций, от влияния электрического поля, а заземление ме- таллической кровли должно выполняться не менее чем в двух точках.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ до 220 кВ при наибольшем их отклонении до ближайших частей произ- водственных, складских, административно-бытовых и общественных зданий и сооружений должны быть не менее: 2 м − для ВЛ до 10 кВ, 4 м − для ВЛ 35–110 кВ, 6 м − для ВЛ 220 кВ.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов ВЛ 330 кВ и выше должны быть не менее:
до ближайших частей непроизводственных и производствен- ных зданий и сооружений электрических станций и подстанций при наибольшем отклонении проводов: 8 м − для ВЛ 330 кВ, 10 м − для ВЛ 750 кВ;
до ближайших частей производственных, складских, админи- стративно-бытовых и общественных зданий и сооружений (кроме электрических станций и подстанций) при неотклоненном положении проводов: 20 м − для ВЛ 330 кВ, 40 м − для ВЛ 750 кВ.
Прохождение ВЛ по территориям стадионов, учебных и детских уч- реждений не допускается.
Расстояния от отклоненных проводов ВЛ, расположенных вдоль улиц, в парках и садах, до деревьев, а также до тросов под- вески дорожных знаков должны быть не менее приведенных в табли- це 5.3.21.
Расстояния по горизонтали от крайних проводов вновь сооружае- мых ВЛ при неотклоненном их положении до детских игровых площа- док, площадок отдыха и занятий физкультурой, остановочных пунктов
общественного транспорта, открытых стоянок всех видов машин и ме- ханизмов должны быть не менее расстояний для охранных зон ВЛ соответствующих напряжений.
Земельные участки жилых и общественных зданий, хозяйственные площадки или ближайшие выступающие части жилых и обществен- ных зданий при отсутствии земельных участков со стороны прохож- дения ВЛ, а также границы приусадебных земельных участков инди- видуальных домов и земельных участков для ведения коллективного садоводства, должны находиться вне охранных и санитарно-защит- ных зон вновь сооружаемых ВЛ, а для реконструируемых ВЛ − вне границ санитарно-защитных зон согласно [58], за исключением ВЛП и воздушных линий электропередачи для совместной подвески ВЛИ- 0,4 кВ и ВЛП-10 кВ.
Допускается принимать для ВЛ (ВЛП) от 1 до 10 кВ расстояние по горизонтали от крайних проводов ВЛ (ВЛП) при наибольшем их от- клонении до границ приусадебных земельных участков индивидуаль- ных домов и коллективных садовых участков не менее 2 м − для ВЛ и 0,3 м − для ВЛП, и при совместной подвеске ВЛИ-0,4 кВ и ВЛП-10 кВ.
Если при расстояниях, указанных в 5.3.15.7 и 5.3.15.8, от ВЛ до зданий и сооружений, имеющих приемную радио- или теле- визионную аппаратуру, радиопомехи превышают значения, норми- руемые 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 [8] (гла- ва 1.3) и 5.3.6.7.
Расстояния от заземлителей опор ВЛ до проложенных в земле силовых кабелей должны приниматься в соответствии с [8] (главы 2.1 и 2.3).
Пересечение и сближение ВЛ между собой
Угол пересечения ВЛ (ВЛП) выше 1 кВ между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ не нормируется.
Место пересечения должно выбираться возможно ближе к опоре верхней (пересекающей) ВЛ (ВЛП).
Расстояние от проводов нижней (пересекаемой) ВЛ (ВЛП) до опор верхней (пересекающей) ВЛ (ВЛП) по горизонтали и от проводов верх-
ней (пересекающей) ВЛ (ВЛП) до опор нижней (пересекаемой) ВЛ (ВЛП) в свету должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.23. При пересечении ВЛП 10 кВ с ВЛИ 0,4 кВ наименьшее расстояние по горизонтали от опор ВЛП 10 кВ до проводов ВЛИ 0,4 кВ при наи- большем их отклонении должно быть не менее 1,5 м, а от опор ВЛИ 0,4 кВ до проводов ВЛП 10 кВ при наибольшем их отклонении должно быть не менее 0,5 м.
Таблица 5.3.23 − Наименьшее расстояние между проводами и опорами пересекающихся ВЛ
Напряжение ВЛ, кВ
Наименьшее расстояние
от проводов до ближайшей части опоры, м
при наибольшем отклонении проводов
при неотклоненном положении проводов
До 330
3
6
750
6
15
Допускается выполнение пересечений ВЛ и ВЛП между собой и с ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ на общей опоре.
Опоры ВЛ 750 кВ, ограничивающие пролет пересечения с ВЛ 750 кВ, должны быть анкерного типа.
Пересечения ВЛ 750 кВ с ВЛ 330 кВ и ниже, а также ВЛ 330 кВ и ниже между собой допускается осуществлять в пролетах, ограни- ченных как промежуточными, так и анкерными опорами.
Одностоечные деревянные опоры пересекающей ВЛ, ограничива- ющие пролет пересечения, как правило, должны быть с железобетон- ными приставками. Допускается применение одностоечных деревян- ных опор без приставок и, как исключение, повышенных деревянных опор с деревянными приставками.
При пересечении ВЛ 750 кВ с ВЛ 6–10 кВ и ВЛ (ВЛИ) до 1 кВ опоры пересекаемых ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, долж- ны быть анкерного типа, провода пересекаемых ВЛ в пролете пере- сечения должны быть:
сталеалюминиевыми площадью сечения по алюминию не менее 70 мм2 − для ВЛ 6–10 кВ;
сталеалюминиевыми площадью сечения по алюминию не менее 70 мм2 или из термоупроченного алюминиевого сплава площадью се- чения не менее 70 мм2 − для ВЛП 6–10 кВ;
алюминиевыми площадью сечения не менее 50 мм2 − для ВЛ до 1 кВ;
жгут СИП без несущего нулевого провода с площадью сечения фазной жилы не менее 25 мм2 или с несущим проводом из термообра- ботанного алюминиевого сплава площадью сечения не менее 50 мм2.
Провода в пролетах пересечений должны крепиться на опорах с помощью:
подвесных стеклянных изоляторов − для ВЛ (ВЛП) 6–10 кВ;
штыревых изоляторов с двойным креплением к ним − для ВЛ до 1 кВ;
натяжных анкерных зажимов − для ВЛИ.
На промежуточных опорах пересекающей ВЛ с поддержи- вающими гирляндами изоляторов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, а на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление провода.
На промежуточных опорах существующей ВЛ 750 кВ, ограничиваю- щих пролет пересечения с вновь сооружаемыми под ней ВЛ до 330 кВ при площади сечения алюминиевой части проводов 300 мм2 и более, при сооружении под ними других ВЛ допускается оставлять зажимы с ограниченной прочностью заделки и выпадающие зажимы.
Провода ВЛ более высокого напряжения, как правило, должны быть расположены выше проводов, пересекаемых ВЛ бо- лее низкого напряжения. Допускается, как исключение, прохождение ВЛ 35 кВ и выше с проводами площадью сечения алюминиевой ча- сти 120 мм2 и более над проводами ВЛ более высокого напряжения, но не выше 220 кВ 1. При этом прохождение ВЛ более низкого напря- жения над проводами двухцепных ВЛ более высокого напряжения не допускается.
Пересечение ВЛ 35–330 кВ с двухцепными ВЛ тех же напря- жений, служащими для электроснабжения потребителей, не имеющих резервного питания, или с двухцепными ВЛ, цепи которых являются взаиморезервирующими, должно, как правило, осуществляться в раз- ных пролетах пересекающей ВЛ, разделенных анкерной опорой. Пере- сечение ВЛ 750 кВ с такими ВЛ допускается выполнять в одном проле- те, ограниченном как анкерными, так и промежуточными опорами.
На участках стесненной трассы пересечение ВЛ с проводами пло- щадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более с двухцепными ВЛ допускается осуществлять в одном пролете пересекающей ВЛ, ограниченном промежуточными опорами. При этом на опорах, ограни- чивающих пролет пересечения, должны быть применены двухцепные поддерживающие гирлянды изоляторов с раздельным креплением це- пей к опоре.
1 В городах и поселках городского типа допускается прохождение ВЛИ над проводами ВЛ напряжением до 10 кВ.
Наименьшие расстояния между ближайшими проводами (или проводами и тросами) пересекающихся ВЛ должны принимать- ся не менее приведенных в таблице 5.3.24 при температуре воздуха плюс 15 °С без ветра.
При определении расстояний между проводами пересекающих- ся ВЛ следует учитывать возможность поражения молнией обеих ВЛ и принимать расстояния для более неблагоприятного случая. Если верхняя ВЛ защищена тросами, то учитывается возможность пораже- ния только нижней ВЛ.
Для промежуточных длин пролетов соответствующие расстояния определяются линейной интерполяцией.
Расстояние между ближайшими проводами пересекающей и пере- секаемой ВЛ 6–10 кВ при условии, что хотя бы одна из них выполнена с защищенными проводами, при температуре плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 1,5 м.
Расстояние по вертикали между ближайшими проводами пере- секающей ВЛП и пересекаемой ВЛИ при температуре воздуха плюс 15 °С без ветра должно быть не менее 1 м.
Таблица 5.3.24 − Наименьшее расстояние между проводами или проводами и тросами пересекающихся ВЛ
на металлических и железобетонных опорах, а также на деревянных опорах при наличии грозозащитных устройств
Длина пролета ВЛ, м
Наименьшее расстояние, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м
30
50
70
100
120
150
При пересечении ВЛ 750 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
6,5
6,5
6,5
7,0
–
–
300
6,5
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
450
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
500
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
При пересечении ВЛ 330 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
5,0
5,0
5,0
5,5
–
–
300
5,0
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
450
5,0
5,5
6,0
7,0
7,5
8,0
При пересечении ВЛ 220 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
4
4
4
4
–
–
300
4
4
4
4,5
5
5,5
450
4
4
5
6
6,5
7
Окончание таблицы 5.3.24
Длина пролета ВЛ, м
Наименьшее расстояние, м, при расстоянии от места пересечения до ближайшей опоры ВЛ, м
30
50
70
100
120
150
При пересечении ВЛ 110–35 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 200
3
3
3
4
–
–
300
3
3
4
4,5
5
–
При пересечении ВЛ 10 кВ между собой и с ВЛ более низкого напряжения
До 100
2
2
–
–
–
–
150
2
2,5
2,5
–
–
–
Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 110 кВ под про- водами пересекающих ВЛ до 330 кВ, если расстояние по вертикали от проводов пересекающей ВЛ до верха опоры пересекаемой ВЛ на 4 м больше значений, приведенных в таблице 5.3.24.
Допускается сохранение опор пересекаемых ВЛ до 110 кВ под проводами пересекающих ВЛ 750 кВ, если расстояние по вертика- ли от проводов ВЛ 750 кВ до верха опоры пересекаемой ВЛ не менее 12 м при высшей температуре воздуха.
Расстояния между ближайшими проводами (или между проводами и тросами) пересекающихся ВЛ 35 кВ и выше подлежат дополнительной проверке на условия отклонения проводов (тросов) одной из пересекающихся ВЛ в пролете пересечения при ветровом давлении согласно 5.3.5.19, направленном перпендикулярно оси пролета данной ВЛ, и неотклоненном положении провода (троса) другой. При этом расстояния между проводами и тросами или про- водами должны быть не менее указанных в таблице 5.3.17 или 5.3.18 для условий наибольшего рабочего напряжения, температура воздуха для неотклоненных проводов принимается по 5.3.5.14.
На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, на опорах, ограничивающих пролеты пересечения, должны устанав- ливаться защитные аппараты на обеих пересекающихся ВЛ. Рассто- яния между проводами пересекающихся ВЛ должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.24.
На опорах ВЛ 35 кВ и ниже при пересечении их с ВЛ 750 кВ и ниже допускается применять ИП. При этом для ВЛ 35 кВ должно быть пред- усмотрено автоматическое повторное включение. Искровые проме- жутки на одностоечных и А-образных опорах с деревянными траверса- ми выполняются в виде одного заземляющего спуска и заканчиваются
бандажами на расстоянии 75 см (по дереву) от точки крепления ниж- него изолятора. На П- и АП-образных опорах заземляющие спуски прокладываются по двум стойкам опор до траверсы.
На ВЛ с деревянными опорами, не защищенных тросами, при пе- ресечении их с ВЛ 750 кВ металлические детали для крепления про- водов (крюки, штыри, оголовки) должны быть заземлены на опорах, ограничивающих пролет пересечения, а количество подвесных изоля- торов в гирляндах должно соответствовать изоляции для металличе- ских опор. При этом на опорах ВЛ 35–220 кВ должны быть установле- ны защитные аппараты.
Если расстояние от места пересечения до ближайших опор пере- секающихся ВЛ составляет более 40 м, допускается защитные аппа- раты не устанавливать, а заземление деталей крепления проводов на опорах ВЛ 35 кВ и выше не требуется.
Установка защитных аппаратов на опорах пересечения не требу- ется:
для ВЛ с металлическими и железобетонными опорами;
для ВЛ с деревянными опорами при расстояниях между прово- дами пересекающихся ВЛ не менее: 9 м − при напряжении 750 кВ; 7 м − при напряжении 330 кВ; 6 м − при напряжении 220 кВ; 5 м − при напряжении 35–110 кВ; 4 м − при напряжении до 10 кВ.
Сопротивления заземляющих устройств деревянных опор с за- щитными аппаратами должны приниматься в соответствии с табли- цей 5.3.19.
При параллельном следовании и сближении ВЛ одного напряжения между собой или с ВЛ других напряжений расстояния по горизонтали должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.25 и приниматься по ВЛ более высокого напряжения.
Таблица 5.3.25 − Наименьшее расстояние по горизонтали между ВЛ
Участки ВЛ и расстояния | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | ||||||
До 10 | 35 | 110 | 220 | 330 | 750 | ВЛП | |
Участки нестесненной трассы, между осями ВЛ | Высота наиболее высокой опоры* | ||||||
Участки стесненной трассы, подходы к подстанциям: | |||||||
между крайними проводами в неоткло- ненном положении | 2,5 | 4 | 5 | 7 | 10 | 20** | 2 |
от отклоненных проводов одной ВЛ до ближайших частей опор другой ВЛ | 2 | 4 | 4 | 6 | 8 | 10 | 2 |
* Не менее 75 м для ВЛ 750 кВ. ** Для двух и более ВЛ 750 кВ фазировка смежных крайних фаз должна быть разноименной. | |||||||
Указанные расстояния подлежат дополнительной проверке:
на непревышение смещения нейтрали более 15 % фазного на- пряжения в нормальном режиме работы ВЛ до 35 кВ с изолированной нейтралью за счет электромагнитного и электростатического влияния ВЛ более высокого напряжения;
на исключение возможности развития в отключенном положении ВЛ 750 кВ, оборудованных компенсирующими устройствами (шунти- рующими реакторами, синхронными или тиристорными статическими компенсаторами и др.), резонансных перенапряжений. Степень ком- пенсации рабочей емкости линии, расстояния между осями ВЛ и дли- ны участков сближений должны определяться расчетами.
Пересечение и сближение ВЛ с сооружениями связи, сигнализации и проводного вещания
Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с ЛС и ЛПВ должно быть выполнено по одному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС 1 и ЛПВ;
проводами ВЛ и воздушным кабелем ЛС и ЛПВ;
подземной кабельной вставкой в ВЛ и неизолированными про- водами ЛС и ЛПВ;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ.
Пересечение ВЛ напряжением до 35 кВ с неизолирован- ными проводами ЛС и ЛПВ может применяться в следующих случаях:
если невозможно проложить ни подземный кабель ЛС и ЛПВ, ни кабель ВЛ;
если применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходи- мости установки дополнительного или переноса ранее установленно- го усилительного пункта ЛС;
если при применении кабельной вставки в ЛПВ общая длина кабельных вставок в линию превышает допустимые значения;
если на ВЛ применены подвесные изоляторы. При этом ВЛ на участке пересечения с неизолированными проводами ЛС и ПВ вы- полняются с повышенной механической прочностью проводов и опор (5.3.17.10).
Пересечение ВЛ 110–330 кВ с ЛС и ЛПВ должно быть вы- полнено по одному из следующих вариантов:
проводами ВЛ и подземным кабелем ЛС и ЛПВ;
проводами ВЛ и неизолированными проводами ЛС и ЛПВ.
Пересечение ВЛ 750 кВ с ЛС и ЛПВ выполняется подзем- ным кабелем ЛС и ЛПВ. При невозможности прокладки подземного
1 В данном подразделе к кабелям связи относятся металлические и оптические кабе- ли с металлическими элементами.
кабеля ЛС и ЛПВ в условиях стесненной, труднопроходимой горной местности допускается выполнять пересечение ЛС и ЛПВ с ВЛ 750 кВ неизолированными проводами, но расстояние в свету от вершин опор ЛС и ЛПВ до неотклоненных проводов ВЛ должно быть не менее 30 м.
При пересечении ВЛ 110–330 кВ с воздушными проводами ЛС и ЛПВ применять кабельные вставки не следует, если:
применение кабельной вставки в ЛС приведет к необходимо- сти установки дополнительного усилительного пункта на ЛС, а отказ от применения этой кабельной вставки не приведет к увеличению ме- шающего влияния ВЛ на ЛС сверх допустимых норм;
применение кабельной вставки в ЛПВ приведет к превышению суммарной допустимой длины кабельных вставок в линии, а отказ от этой кабельной вставки не приведет к увеличению мешающего вли- яния ВЛ на ЛПВ сверх допустимого значения.
В пролете пересечения ЛС и ЛПВ с ВЛ до 750 кВ, на кото- рых предусматриваются каналы высокочастотной связи и телемеха- ники с аппаратурой, работающей в совпадающем с аппаратурой ЛС и ЛПВ спектре частот и имеющей мощность на один канал:
более 10 Вт − ЛС и ЛПВ должны быть выполнены подземны- ми кабельными вставками. Длина кабельной вставки определяется по расчету мешающего влияния, при этом расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции крайнего про- вода ВЛ на горизонтальную плоскость должно быть не менее 100 м;
от 5 до 10 Вт − необходимость применения кабельной вставки в ЛС и ЛПВ или принятия других средств защиты определяется по рас- чету мешающего влияния. При этом в случае применения кабельной вставки расстояние в свету от неотклоненных проводов ВЛ до 330 кВ до вершин кабельных опор ЛС и ЛПВ должно быть не менее 20 м, а от неотклоненных проводов ВЛ 750 кВ до вершин кабельных опор ЛС и ЛПВ − не менее 30 м;
менее 5 Вт, или если высокочастотная аппаратура ВЛ работа- ет в несовпадающем спектре частот, или ЛС и ЛПВ не уплотнена ВЧ аппаратурой − применение кабельной вставки при пересечении с ВЛ до 750 кВ по условиям мешающего влияния не требуется. Если ка- бельная вставка в ЛС и ЛПВ оборудуется не по условиям мешающего влияния от высокочастотных каналов ВЛ, то расстояние по горизон- тали от основания кабельной опоры ЛС и ЛПВ до проекции на гори- зонтальную плоскость крайнего неотклоненного провода ВЛ до 330 кВ должно быть не менее 15 м. Для ВЛ 330 кВ расстояние в свету от край- них неотклоненных проводов ВЛ до вершины кабельных опор ЛС и ЛПВ должно быть не менее 20 м, а для ВЛ 750 кВ − не менее 30 м.
Пересечения проводов ВЛ с воздушными линиями город- ской телефонной связи не допускаются; эти линии в пролете пере-
сечения с проводами ВЛ должны выполняться только подземными кабелями.
При пересечении ВЛ с подземным кабелем связи и ПВ (или с подземной кабельной вставкой) должны соблюдаться следую- щие требования:
угол пересечения ВЛ до 330 кВ с ЛС и ЛПВ не нормируется, угол пересечения ВЛ 750 кВ с ЛС и ЛПВ должен быть по возможности бли- зок к 90°, но не менее 45°;
расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до ближайшего за- землителя опоры ВЛ напряжением до 35 кВ или ее подземной метал- лической или железобетонной части должно быть не менее:
в населенной местности − 3 м;
в ненаселенной местности − расстояний, приведенных в табли- це 5.3.26.
Таблица 5.3.26 – Наименьшее расстояние от подземных кабелей ЛС (ЛПВ) до ближайшего заземлителя опоры ВЛ и ее подземной части
Эквивалентное удельное сопротивление земли, Ом·м
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 35
110–330
750
До 100
10
10
15
Более 100 до 500
15
25
25
Более 500 до 1000
20
35
40
Более 1000
30
50
50
Расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до подземной части незаземленной деревянной опоры ВЛ напряжением до 35 кВ должно быть не менее:
в населенной местности − 2 м; в стесненных условиях оно может быть уменьшено до 1 м при условии прокладки кабеля в полиэтилено- вой трубе на длине в обе стороны от опоры не менее 3 м;
в ненаселенной местности: 5 м − при эквивалентном удельном сопротивлении земли до 100 Ом·м; 10 м − при эквивалентном удель- ном сопротивлении земли от 100 до 500 Ом·м; 15 м − при эквива- лентном удельном сопротивлении земли от 500 до 1000 Ом·м; 25 м − при эквивалентном удельном сопротивлении земли более 1000 Ом·м;
в населенной местности в стесненных условиях оно может быть уменьшено до 1 м, при этом кабель должен быть проложен в стальной или полиэтиленовой трубе или покрыт швеллером или угловой сталью по длине в обе стороны от опоры не менее 5 м;
расстояние от подземных кабелей ЛС и ЛПВ до ближайшего за- землителя опоры ВЛ 110 кВ и выше и ее подземной части должно быть не менее значений, приведенных в таблице 5.3.26;
при прокладке подземного кабеля (кабельной вставки) в сталь- ных трубах, или при покрытии его швеллером, уголком, или при про- кладке его в полиэтиленовой трубе, закрытой с обеих сторон от попа- дания земли, на длине, равной расстоянию между проводами ВЛ плюс 10 м с каждой стороны от крайних проводов для ВЛ до 330 кВ и 15 м для ВЛ 750 кВ, допускается уменьшение указанных в таблице 5.3.26 расстояний до 5 м для ВЛ до 330 кВ и до 10 м – для 750 кВ.
Металлические покровы кабеля в этом случае следует соединять с трубой или другими металлическими защитными элементами. Это требование не относится к оптическим кабелям и кабелям с внеш- ним изолирующим шлангом, в том числе с металлической оболочкой. Металлические покровы кабельной вставки должны быть заземлены по концам. При уменьшении расстояний между кабелем и опорами ВЛ, указанных в таблице 5.3.26, помимо приведенных мер защиты не- обходимо устройство дополнительной защиты от ударов молнии пу- тем оконтуровки опор тросами в соответствии с требованиями норма- тивной документации по защите кабелей от ударов молнии;
вместо применения швеллера, уголка или стальной трубы допу- скается при строительстве новой ВЛ использовать два стальных троса сечением 70 мм2, прокладываемых симметрично на расстоянии не бо- лее 0,5 м от кабеля по горизонтали и на глубине 0,4 м. Тросы должны быть продлены с обеих сторон под углом 45° к трассе в сторону опоры ВЛ и заземлены на сопротивление не более 30 Ом. Соотношения меж- ду длиной отвода тросов l и сопротивлением R заземлителя должны соответствовать значениям, приведенным в таблице 5.3.27;
Таблица 5.3.27 − Сопротивления заземлителей при защите кабеля ЛС и ЛПВ на участке пересечения с ВЛ
Удельное сопротивление земли, Ом·м
До 100
101–500
Более 500
Длина отвода, l, м
20
30
50
Сопротивление заземлителя, Ом
30
30
20
Примечание − Защита кабеля от ударов молнии путем оконтуровки опор ВЛ или прокладки защитно- го троса в этом случае также обязательна.
в пролете пересечения ВЛ с ЛС и ЛПВ крепление проводов ВЛ на опорах, ограничивающих пролет пересечения, должно осущест- вляться с помощью глухих зажимов, не допускающих падения прово- дов на землю в случае их обрыва в соседних пролетах;
на ЛС и ЛПВ при применении для прокладки волоконно-опти- ческого кабеля без элементов металла защита их от ударов молний, от опасного электромагнитного влияния ВЛ и электрифицированных железных дорог не требуется.
При пересечении подземной кабельной вставки в ВЛ до 35 кВ с неизолированными проводами ЛС и ЛПВ должны соблю- даться следующие требования:
угол пересечения подземной кабельной вставки ВЛ с ЛС и ЛПВ не нормируется;
расстояние от подземной кабельной вставки до незаземленной опоры ЛС и ЛПВ должно быть не менее 2 м, а до заземленной опоры ЛС (ЛПВ) и ее заземлителя − не менее 10 м;
расстояние по горизонтали от основания кабельной опоры ВЛ, неуплотненной и уплотненной в несовпадающем и совпадающем спектрах частот в зависимости от мощности высокочастотной аппа- ратуры, до проекции проводов ЛС и ЛПВ должно выбираться в соот- ветствии с требованиями, изложенными в 5.3.17.6;
подземные кабельные вставки в ВЛ должны выполняться в соответствии с [8] (глава 2.3) и 5.3.9.8.
При пересечении проводов ВЛ с неизолированными про- водами ЛС и ЛПВ необходимо соблюдать следующие требования:
угол пересечения проводов ВЛ с проводами ЛС и ЛПВ должен быть по возможности близок к 90°. Для стесненных условий угол не нормируется;
место пересечения следует выбирать по возможности ближе к опоре ВЛ. При этом расстояние по горизонтали от ближайшей части опоры ВЛ до проводов ЛС и ЛПВ должно быть не менее 7 м, а от опор ЛС и ЛПВ до проекции на горизонтальную плоскость ближайшего не- отклоненного провода ВЛ – не менее 15 м. Расстояние в свету от вер- шин опор ЛС и ПВ до неотклоненных проводов ВЛ должно быть не ме- нее 15 м для ВЛ до 330 кВ;
не допускается расположение опор ЛС и ЛПВ под проводами пересекающей ВЛ;
опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с ЛС и ЛПВ, должны быть анкерного типа облегченной конструкции из любого ма- териала – как свободностоящие, так и на оттяжках. Деревянные опоры должны быть усилены дополнительными приставками или подкосами;
пересечения можно выполнять на промежуточных опорах при ус- ловии применения на ВЛ проводов с площадью сечения алюминиевой части не менее 120 мм2;
провода ВЛ должны быть расположены над проводами ЛС и ЛПВ и иметь многопроволочные сечения не менее приведенных в таблице 5.3.5;
провода ЛС и ЛПВ в пролете пересечения не должны иметь со- единений;
в пролете пересечения ВЛ с ЛС и ЛПВ на промежуточных опорах ВЛ крепление проводов на опорах должно осуществляться только с по- мощью поддерживающих гирлянд изоляторов с глухими зажимами;
изменение места установки опор ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ, допускается при условии, что отклонение средней длины элемента скрещивания на ЛС и ЛПВ не будет превы- шать значений, указанных в таблице 5.3.28;
Таблица 5.3.28 − Допустимое изменение места установки опор ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения с ВЛ
Длина элемента скрещивания, м
35
40
50
60
70
80
100
125
170
Допустимое отклонение, м
±6
±6,5
±7
±8
±8,5
±9
±10
±11
±13
длины пролетов ЛС и ЛПВ в месте пересечения с ВЛ не должны превышать значений, указанных в таблице 5.3.29;
опоры ЛС и ЛПВ, ограничивающие пролет пересечения или смежные с ним и находящиеся на обочине автомобильной дороги, должны быть защищены от наездов транспортных средств;
провода на опорах ЛС и ЛПВ, ограничивающие пролет пере- сечения с ВЛ, должны иметь двойное крепление: при траверсном про- филе − только на верхней траверсе, при крюковом профиле − на двух верхних цепях;
расстояния по вертикали от проводов ВЛ до пересекаемых проводов ЛС и ЛПВ в нормальном режиме ВЛ и при обрыве проводов в смежных пролетах ВЛ должны быть не менее приведенных в табли- це 5.3.30.
Расстояния по вертикали определяются в нормальном режи- ме при наибольшей стреле провеса проводов (без учета их нагрева электрическим током). В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при среднегодовой температуре, без гололеда и ветра. Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка по аварийному режиму не требуется.
При разности высот точек крепления проводов ЛС и ЛПВ на опо- рах, ограничивающих пролет пересечения (например, на косогорах) с ВЛ 35 кВ и выше, вертикальные расстояния, определяемые по та-
блице 5.3.30, подлежат дополнительной проверке на условия откло- нения проводов ВЛ при ветровом давлении, определенном согласно 5.3.5.19, направленном перпендикулярно оси ВЛ, и при неотклонен- ном положении проводов ЛС и ЛПВ.
Таблица 5.3.29 − Максимально допустимые длины пролетов ЛС и ЛПВ в месте пересечения с ВЛ
Марки проводов, применяе- мых на ЛС и ЛПВ
Диаметр провода, мм
Максимально допустимые длины пролета ЛС и ЛПВ, м, для линий типов
О
Н
У
ОУ
Сталеалюминиевые:
АС 25/4,2
6,9
150
85
65
50
АС 16/2,7
5,6
85
65
40
35
АС 10/1,8
4,5
85
50
40
35
Биметаллические (сталемедные) БСМ-1, БСМ-2
4,0
180
125
100
85
3,0
180
100
85
65
2,0
150
85
65
40
1,6
100
65
40
40
1,2
85
35
–
–
Биметаллические (сталеалюминиевые) БСА-КПЛ
5,1
180
125
90
85
4,3
180
100
85
65
Стальные
5,0
150
130
70
45
4,0
150
85
50
40
3,0
125
65
40
–
2,5
100
40
30
–
2,0
100
40
30
–
1,5
100
40
–
–
Примечание − О − обычный, Н − нормальный, У − усиленный, ОУ − особо усиленный.
Расстояния между проводами следует принимать для наиболее неблагоприятного случая.
При применении на ВЛ плавки гололеда следует проверять габари- ты проводов ЛС и ЛПВ в режиме плавки гололеда. Эти габариты про- веряются при температуре провода в режиме плавки гололеда и долж- ны быть не меньше, чем при обрыве провода ВЛ в смежном пролете;
на деревянных опорах ВЛ без грозозащитного троса, ограничи- вающих пролет пересечения с ЛС и ЛПВ, при расстояниях между про- водами пересекающихся линий, менее указанных в перечислении б)
таблицы 5.3.30, на ВЛ должны устанавливаться защитные аппараты. Защитные аппараты должны устанавливаться в соответствии с требо- ваниями 5.3.16.10. При установке ИП на ВЛ должно быть предусмо- трено автоматическое повторное включение;
на деревянных опорах ЛС и ЛПВ, ограничивающих пролет пересечения, должны устанавливаться молниеотводы в соответствии с требованиями, предъявляемыми в нормативной документации на ЛС и ЛПВ.
Совместная подвеска проводов ВЛ и проводов ЛС и ЛПВ на общих опорах не допускается. Это требование не распространя- ется на специальные оптические кабели, которые подвешиваются на конструкциях ВЛ. Эти кабели должны соответствовать требовани- ям настоящего подраздела и правил проектирования, строительства и эксплуатации волоконно-оптических линий связи на воздушных ли- ниях электропередачи.
Таблица 5.3.30 − Наименьшее расстояние по вертикали
от проводов ВЛ до проводов ЛС и ЛПВ
Расчетный режим ВЛ
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35−110
220
330
Нормальный режим:
а) ВЛ на деревянных опорах при наличии грозо- защитных устройств, а также на металлических и железобетонных опорах
2
3
4
5
б) ВЛ на деревянных опорах при отсутствии грозоза- щитных устройств
4
5
6
−
Обрыв проводов в смежных пролетах
1
1
2
2,5
При сближении ВЛ с ЛС и ЛПВ расстояния между их про- водами и мероприятия по защите от влияния определяются в соот- ветствии с правилами защиты устройств проводной связи, железно- дорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияния линий электропередачи.
При сближении ВЛ с воздушными ЛС и ЛПВ наимень- шие расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор ЛС и ЛПВ должны быть не менее высоты наиболее высокой опоры ВЛ, а на участках стесненной трассы расстояние от крайних проводов ВЛ при наибольшем отклонении их ветром расстояния должны быть не менее значений, указанных в таблице 5.3.31. При этом расстояние в свету от ближайшего неотклоненного провода ВЛ до вершин опор
ЛС и ЛПВ должно быть не менее: 15 м − для ВЛ до 330 кВ, 30 м − для ВЛ 750 кВ.
Таблица 5.3.31 − Наименьшее расстояние между проводами ВЛ
при наибольшем отклонении их ветром и опорами ЛС и ЛПВ в условиях стесненной трассы
Напряжение ВЛ, кВ
До 10
35-110
220
330
750
Наименьшее расстояние, м
2
4
6
8
10
Шаг транспозиции ВЛ по условию влияния на ЛС и ЛПВ не норми- руется.
Опоры ЛС и ЛПВ должны быть укреплены дополнительными под- порами или устанавливаться сдвоенными в случае, если при их паде- нии возможно соприкосновение между проводами ЛС и ЛПВ и прово- дами ВЛ.
При сближении ВЛ со штыревыми изоляторами на участ- ках, имеющих углы поворота, с воздушными ЛС и ЛПВ расстояния между ними должны быть такими, чтобы провод, сорвавшийся с угло- вой опоры ВЛ, не мог оказаться от ближайшего провода ЛС и ЛПВ на расстояниях менее приведенных в таблице 5.3.31. При невозмож- ности выполнить это требование провода ВЛ, отходящие с внутренней стороны поворота, должны иметь двойное крепление.
При сближении ВЛ с подземными кабелями ЛС и ЛПВ наименьшие расстояния между ними и меры защиты определяются в соответствии с правилами защиты устройств проводной связи, же- лезнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешаю- щего влияния линий электропередачи и рекомендациями по защите оптических кабелей с металлическими элементами от опасного вли- яния линий электропередачи, электрифицированных железных дорог переменного тока и электрических подстанций.
Наименьшие расстояния от заземлителя и подземной части опоры ВЛ до подземного кабеля ЛС и ЛПВ должны быть не менее приведен- ных в таблице 5.3.26.
Расстояния от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров должны приниматься по таблице 5.3.32.
Таблица 5.3.32 − Наименьшее расстояние от ВЛ до антенных сооружений передающих радиоцентров
Антенные сооружения
Наименьшее расстояние, м, при напряже- нии ВЛ, кВ
До 110
220−750
Средневолновые и длинноволновые передающие антенны
За пределами высокочастотного заземляющего устройства, но не менее 100
Коротковолновые передающие антенны:
в направлении наибольшего излучения
200
300
в остальных направлениях
50
50
Коротковолновые передающие слабонаправ- ленные и ненаправленные антенны
150
200
Наименьшие расстояния сближения ВЛ со створом ради- орелейной линии и радиорелейными станциями вне зоны направлен- ности антенны должны приниматься по таблице 5.3.33. Возможность пересечения ВЛ со створом радиорелейной линии устанавливается при проектировании ВЛ.
Таблица 5.3.33 − Наименьшее расстояние от ВЛ до границ приемных радиоцентров, радиорелейных KB- и УКВ- станций, выделенных приемных пунктов радиофикации
и местных радиоузлов
Радиоустройства
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 35
110−220
330−750
Магистральные, областные, районные, связные радиоцентры и радиорелейные станции в направлении излучения основного лепестка диаграммы направлен- ности антенны
500
1000
2000
Радиолокационные станции, радиотехнические системы ближней навигации
1000
1000
1000
Автоматические ультракоротковолновые радиопеленга- торы
800
800
800
Коротковолновые радиопеленгаторы
700
700
700
Станции проводного вещания
200
300
400
Радиорелейные станции вне направления основного лепестка диаграммы направленности их антенн и створы радиорелейных линий
100
200
250
Расстояния от ВЛ до границ приемных радиоцентров и выделенных приемных пунктов радиофикации и местных радиоуз- лов должны приниматься по таблице 5.3.33.
Если соблюдение расстояний, указанных в таблицах
и 5.3.33, затруднительно, то допускается их уменьшение (при условии выполнения мероприятий на ВЛ, обеспечивающих соответ- ствующее уменьшение помех). Для каждого случая в процессе про- ектирования ВЛ должен быть составлен проект мероприятий по со- блюдению норм радиопомех.
Расстояния от ВЛ до телецентров и радиоузлов должны быть не менее: 400 м − для ВЛ до 10 кВ, 700 м − для ВЛ 35−110 кВ, 1000 м − для ВЛ 220−750 кВ.
Пересечение и сближение ВЛ с железными дорогами
Пересечение ВЛ с железными дорогами следует выпол- нять, как правило, воздушными переходами. На железных дорогах с особо интенсивным движением 1 и в некоторых технически обосно- ванных случаях (например, при переходе через насыпи, на железно- дорожных станциях или в местах, где устройство воздушных перехо- дов технически затруднено) переходы ВЛ следует выполнять кабелем. Пересечение ВЛ с железными дорогами в горловинах железнодо- рожных станций и в местах сопряжения анкерных участков контактной
сети запрещается.
Угол пересечения ВЛ с электрифицированными 2 или подлежащи- ми электрификации 3 железными дорогами, а также угол пересечения ВЛ 750 кВ с железными дорогами общего пользования должен быть близок к 90°, но не менее 65°.
При пересечении и сближении с железными дорогами, вдоль ко- торых проходят линии связи и сигнализации, необходимо руковод- ствоваться таблицей 5.3.34 и требованиями 5.3.17, угол пересечения воздушной ЛС и ВЛ должен определяться расчетом опасного и меша- ющего влияний.
1 К особо интенсивному движению поездов относится такое движение, при котором количество пассажирских и грузовых поездов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 100 пар в сутки и на однопутных − 48 пар в сутки.
2 К электрифицированным железным дорогам относятся все электрифицированные дороги независимо от рода тока и значения напряжения контактной сети.
3 К дорогам, подлежащим электрификации, относятся дороги, которые будут электри- фицированы в течение 10 лет, считая от года строительства ВЛ, намечаемого проектом.
Таблица 5.3.34 − Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами
Пересечение или сближение
Наименьшие расстояния, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35–100
220
330
750
При пересечении
Для неэлектрифицированных железных дорог:
– от провода до головки рельса в нормальном режиме ВЛ по вертикали:
– железных дорог широкой и узкой колеи общего пользования
7,5
7,5
8,5
9
20
– железных дорог широкой колеи необщего пользования
7,5
7,5
8,5
9
12
– железных дорог узкой колеи необщего пользования
6,5
6,5
7,5
8
12
– от провода до головки рельса при обрыве про- вода ВЛ в смежном пролете по вертикали:
– железных дорог широкой колеи
6
6
6,5
7
–
– железных дорог узкой колеи
4,5
4,5
5
5,5
–
Для электрифицированных или подлежащих электрификации железных дорог от проводов ВЛ до наивысшего провода или несущего троса:
– в нормальном режиме по вертикали
Как при пересечении ВЛ между собой в соответствии с таблицей 5.3.24
– при обрыве провода в соседнем пролете
1
1
2
2,5
–
При сближении или параллельном следовании
Для неэлектрифицированных железных дорог на участках стесненной трассы от отклоненного провода ВЛ до габарита приближения строений по горизонтали
1,5
2,5
2,5
3,5
5,5
Для электрифицированных или подлежащих элек- трификации железных дорог от крайнего провода ВЛ до крайнего провода, подвешенного с полевой стороны опоры контактной сети, по горизонтали
Как при сближении ВЛ
между собой в соответствии с таблицей 5.3.25
То же, но при отсутствии проводов с полевой стороны опор контактной сети
Как при сближении ВЛ с сооружениями в соответствии с таблицей 5.3.34
При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами расстояния от основания опоры ВЛ до габарита приближения строе-
ний1 на неэлектрифицированных железных дорогах или до оси опор контактной сети электрифицированных или подлежащих электрифика- ции дорог должны быть не менее высоты опоры плюс 3 м. На участках стесненной трассы допускается эти расстояния принимать не менее: 3 м − для ВЛ до 10 кВ, 6 м − для ВЛ 35−110 кВ, 8 м − для ВЛ 220−330 кВ и 20 м − для ВЛ 750 кВ.
Защита пересечений ВЛ с контактной сетью защитными аппара- тами осуществляется в соответствии с требованиями, приведенными в 5.3.16.10.
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с железны- ми дорогами от проводов до различных элементов железной дороги должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.34.
Наименьшие расстояния по вертикали от проводов ВЛ до раз- личных элементов железных дорог, а также до наивысшего провода или несущего троса электрифицированных железных дорог опреде- ляются в нормальном режиме ВЛ при наибольшей стреле провеса провода (при высшей температуре воздуха с учетом дополнительного нагрева провода электрическим током или при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18).
При отсутствии данных об электрических нагрузках ВЛ температу- ра проводов принимается равной длительно допустимой температуре провода, по ГОСТ 839.
В аварийном режиме расстояния проверяются при пересече- нии ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 для условий среднегодовой температуры без гололеда и ве- тра, без учета нагрева проводов электрическим током.
При площади сечения алюминиевой части проводов 185 мм2 и бо- лее проверка в аварийном режиме не требуется. Допускается распо- ложение проводов пересекающей ВЛ над опорами контактной сети при расстоянии по вертикали от проводов ВЛ до верха опор кон- тактной сети не менее: 7 м − для ВЛ напряжением до 110 кВ, 8 м − для ВЛ 220 кВ, 9 м − для ВЛ 330 кВ и 10 м − для ВЛ 750 кВ. В ис- ключительных случаях на участках стесненной трассы допускается подвеска проводов ВЛ и контактной сети на общих опорах.
При пересечении и сближении ВЛ с железными дорогами, вдоль которых проходят линии связи и сигнализации, необходимо кроме таблицы 5.3.34 руководствоваться требованиями, предъявляемыми к пересечениям и сближениям ВЛ с сооружениями связи.
1 Габаритом приближения строений называется предназначенное для пропуска подвиж ного состава предельное поперечное перпендикулярное пути очертание, внутрь которого, помимо подвижного состава, не могут заходить никакие части строений, сооружений и устройств.
При пересечении ВЛ электрифицированных и подлежа- щих электрификации железных дорог общего пользования опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерны- ми нормальной конструкции. На участках с особо интенсивным и интенсивным движением 1 поездов эти опоры должны быть металли- ческими.
Допускается в пролете этого пересечения, ограниченного анкерны- ми опорами, установка промежуточной опоры между путями, не пред- назначенными для прохождения регулярных пассажирских поездов, а также промежуточных опор по краям железнодорожного полотна путей любых дорог. Указанные опоры должны быть металлическими или железобетонными. Крепление проводов на них должно осущест- вляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами.
Применение опор из любого материала с оттяжками и деревян- ных одностоечных опор не допускается. Деревянные промежуточные опоры должны быть П-образными (с Х- или Z-образными связями) или А-образными.
При пересечении железных дорог необщего пользования допуска- ется применение анкерных опор облегченной конструкции и промежу- точных опор. Крепление проводов на промежуточных опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изо- ляторов с глухими зажимами. Опоры всех типов, устанавливаемых на пересечении железных дорог необщего пользования, могут быть свободностоящими или на оттяжках.
На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным про- водом в фазе натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре. Крепление натяжных гирлянд изоляторов для расщепленного прово- да в фазе должно выполняться в соответствии с 5.3.8.15. Применение штыревых изоляторов в пролетах пересечений ВЛ с железными до- рогами не допускается.
Использование в качестве заземлителей арматуры железобетон- ных опор и железобетонных приставок у опор, ограничивающих про- лет пересечения, не допускается.
При пересечении ВЛ с железной дорогой, имеющей ле- созащитные насаждения, следует руководствоваться требованиями 5.3.14.2.
Минимальные расстояния от ВЛ до мостов железных до- рог с пролетом 20 м и менее принимаются такими же, как до соответ-
1 К интенсивному относится такое движение поездов, при котором количество пас- сажирских и грузовых составов в сумме по графику на двухпутных участках составляет более 50 и до 100 пар в сутки, а на однопутных − более 24 и до 48 пар в сутки.
ствующих железных дорог по таблице 5.3.34, а с пролетом более 20 м устанавливаются при проектировании ВЛ.
Пересечение и сближение ВЛ с автомобильными дорогами
Требования, приведенные в настоящем разделе, распро- страняются на пересечения и сближения с автомобильными дорогами:
общего пользования и подъездными к промышленным предпри- ятиям (категорий I-а, I-б, I-в, II-V по [59]);
внутрихозяйственными в сельскохозяйственных предприятиях (категорий VI-а и VI-б по ТКП 45-3.03-96).
Пересечение и сближение ВЛ с республиканскими дорогами обще- го пользования должны также соответствовать требованиям правил установления и использования придорожных полос республиканских автомобильных дорог общего пользования.
Угол пересечения с автомобильными дорогами не нормируется.
При пересечении автомобильных дорог категорий I-а, I-б и I-в опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерного типа нормальной конструкции.
На ВЛ с подвесными изоляторами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более на- тяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре.
Натяжные многоцепные гирлянды изоляторов для расщепленной фазы, состоящие из двух-пяти цепей, следует предусматривать с раз- дельным креплением каждой цепи к опоре.
Допускается в пролете пересечения дорог категорий I-а, I-б и I-в, ограниченном анкерными опорами, установка промежуточных опор за пределами водопропускной канавы у подошвы дорожного полот- на с учетом требований 5.3.19.7. Крепление проводов на этих опорах должно осуществляться поддерживающими двухцепными гирляндами изоляторов с глухими зажимами.
При пересечении автомобильных дорог категорий II−V, VI−а и VI−б опоры, ограничивающие пролет пересечения, могут быть анкерного типа облегченной конструкции или промежуточными.
На промежуточных опорах с поддерживающими гирляндами изоля- торов провода должны быть подвешены в глухих зажимах, на опорах со штыревыми изоляторами должно применяться двойное крепление проводов на ВЛ и усиленное крепление на ВЛП.
При сооружении новых автомобильных дорог всех категорий и про- хождении их под действующими ВЛ 750 кВ переустройство ВЛ не тре-
буется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с таблицей 5.3.35.
Расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомо- бильными дорогами должны быть не менее приведенных в табли- це 5.3.35.
Таблица 5.3.35 − Наименьшие расстояния при пересечении и сближении ВЛ с автомобильными дорогами
Пересечение, сближение или параллельное следование
Наименьшие расстояния, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 1
Св. 1 до 10
35–110
220
330
750
Расстояние по вертикали:
а) от провода до покрытия проезжей части дорог всех категорий
6
7
7
8
8,5
16
б) то же, при обрыве провода в смежном пролете
5,5
5,5
5,5
5,5
6
–
Расстояние по горизонтали:
1. При пересечении дорог всех категорий:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
Высота опоры
б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи или до наружной бровки кювета дорог категорий I-а, I-б, I-в и II
5
5
5
5
10
15
в) то же, до дороги категорий III–V
2
2
2,5
2,5
5
15
2. При пересечении дороги категорий IV-а и IV-б:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
Высота опоры
б) в стесненных условиях от основания или любой части опоры до подошвы насыпи, наружной бровки, выемки или боковой водоотводящей канавы
1,5
1,5
2,5
2,5
5
15
3. При параллельном следовании с дорогами всех категорий:
а) от основания или любой части опоры до бровки земляного полотна дороги
Высота опоры плюс 5 м
б) от крайнего неотклоненного провода до бровки земляного полотна
10
10
15
15
20*
40*
в) то же, в стесненных условиях**
2
2
4
6
8
15
* С учетом предельно допустимых уровней напряженности электрического поля.
** Допускается уменьшать для ВЛИ-0,4 кВ согласно 5.2.11.2, для ВЛП-10 кВ − согласно 5.3.15.5
Во всех случаях сближения с криволинейными участками автодо- рог, проходящих по насыпям, минимальные расстояния от проводов ВЛ до бровки земляного полотна должны быть не менее расстояний по вертикали, указанных в таблице 5.3.35.
Наименьшие расстояния по вертикали в нормальном режиме ра- боты ВЛ от проводов до проезжей части дорог должны приниматься:
без учета нагрева провода электрическим током при высшей температуре воздуха для ВЛ 330 кВ и ниже, при температуре возду- ха по 5.3.2.10, при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Расстояния по вертикали от проводов ВЛ с площадью се- чения алюминиевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с ав- томобильными дорогами должны быть проверены на обрыв провода в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. Эти расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.35.
В местах пересечения ВЛ с автомобильными дорогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорожные зна- ки в соответствии с требованиями СТБ 1300.
В местах пересечения ВЛ 330 кВ и выше с автомобильными до- рогами с обеих сторон ВЛ на дорогах должны устанавливаться дорож- ные знаки, запрещающие остановку транспорта в охранных зонах этих линий.
Подвеска дорожных знаков на тросах-растяжках в пределах охран- ных зон ВЛ не допускается.
При сближении ВЛ или пересечении ВЛ зеленых насаж- дений, расположенных вдоль автомобильных дорог, следует руковод- ствоваться 5.3.14.2.
Для предотвращения наездов транспортных средств на опоры ВЛ, расположенные на расстоянии менее 4 м от кромки про- езжей части, должны применяться дорожные ограждения по СТБ 1300. В условиях исторически сложившейся застройки населенных пунктов при установке опор ВЛ на обочинах улиц без бортового камня при невозможности выполнения требований СТБ 1300 (пункты 7.4.1, 7.4.2, 7.4.4, 7.5.1, 7.5.2, 7.5.4), а также в случаях, когда установка ограждений может стать причиной ухудшения условий движения транспорта и пешеходов (сужение проезжей части, тротуаров и обочин, препятствий въезда во дворы и т. п.) допускается дорожные ограждения не устанавливать, при этом опоры ВЛ должны быть
обозначены вертикальной разметкой в соответствии с СТБ 1300 (пункт 9.4.1).
Минимальные расстояния от ВЛ до мостов автомобиль- ных дорог с пролетом 20 м и менее принимаются такими же, как до со- ответствующих автомобильных дорог по таблице 5.3.35, а с пролетом более 20 м устанавливаются при проектировании ВЛ.
Пересечение, сближение или параллельное следование ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями
Угол пересечения ВЛ с троллейбусными и трамвайными линиями следует принимать близким 90°, но не менее 60°.
При пересечении троллейбусных и трамвайных линий опо- ры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерны- ми нормальной конструкции.
Для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части
120 мм2 и более или со стальными канатами типа ТК сечением 50 мм2 и более допускаются также промежуточные опоры с подвеской проводов в глухих зажимах или с двойным креплением на штыревых изоляторах.
В случае применения анкерных опор на ВЛ с подвесными изоля- торами и нерасщепленным проводом в фазе с площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более натяжные гирлянды изоляторов для провода должны быть двухцепными с раздельным креплением каждой цепи к опоре.
При сооружении новых троллейбусных и трамвайных линий и про- хождении их под действующими ВЛ 330 кВ переустройство ВЛ не тре- буется, если выдерживаются наименьшие расстояния в соответствии с таблицей 5.3.36.
Для ВЛП с проводами площадью сечения алюминиевой части 120 мм2 и более допускается применение промежуточных опор с уси- ленным креплением покрытых защитной оболочкой проводов.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трам- вайными линиями в нормальном режиме работы ВЛ должны прини- маться не менее приведенных в таблице 5.3.36:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током;
при расчетной линейной гололедной нагрузке – по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде – согласно 5.3.5.14.
Расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алю- миниевой части менее 185 мм2 в местах пересечения с проводами
или несущими тросами троллейбусной или трамвайной линии должны быть проверены в аварийном режиме на обрыв провода ВЛ в смежном пролете при среднегодовой температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током. При этом расстояния должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.36.
При сближении ВЛ 110 кВ и выше с троллейбусными и трамвай- ными линиями расстояния между их проводами и мероприятия по за- щите от влияния должны быть определены в соответствии с нормами и правилами на трамвайные и троллейбусные линии.
Защита пересечений ВЛ с контактной сетью осуществля- ется защитными аппаратами в соответствии с требованиями, приве- денными в 5.3.16.10.
Таблица 5.3.36 − Наименьшее расстояние от проводов ВЛ
при пересечении, сближении или параллельном следовании с троллейбусными и трамвайными линиями
Пересечение, сближение или параллельное следование | Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ | |||
До 10 | 35−110 | 220 | 330 | |
Расстояние по вертикали от проводов ВЛ: | ||||
а) при пересечении с троллейбусной линией в нор- мальном режиме ВЛ: | ||||
- до высшей отметки проезжей части | 11 | 11 | 12 | 13 |
- до проводов контактной сети или несущих тросов | 3 | 3 | 4 | 5 |
б) при пересечении с трамвайной линией в нормаль- ном режиме ВЛ: | ||||
– до головки рельса | 9,5 | 9,5 | 10,5 | 11,5 |
– до проводов контактной сети или несущих тросов | 3 | 3 | 4 | 5 |
в) при обрыве провода ВЛ в смежном пролете до проводов или несущих тросов троллейбусной или трамвайной линии | 1 | 1 | 2 | 2,5 |
Расстояние по горизонтали при сближении или парал- лельном следовании: | ||||
а) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей | Не менее высоты опоры | |||
б) от крайних проводов ВЛ при наибольшем их отклонении до опор троллейбусной и трамвайной контактных сетей на участках стесненной трассы | 3 | 4 | 6 | 8 |
в) от крайних неотклоненных проводов ВЛ до остановочных пунктов трамваев и троллейбусов, разворотных колец с путями рабочими, отстоя, обгона и ремонта | 10 | 20 | 25 | 30 |
Допускается размещение проводов пересекающей ВЛ над опо- рами контактной сети при расстояниях по вертикали от проводов ВЛ до верха опор контактной сети не менее: 7 м − для ВЛ напряжением до 110 кВ, 8 м − для ВЛ 220 кВ, 9 м − для ВЛ 330 кВ.
Пересечение ВЛ с водными пространствами
Угол пересечения ВЛ с водными пространствами (реками, каналами, озерами, водохранилищами и др.) не нормируется.
Следует избегать по возможности пересечения ВЛ мест длитель- ной стоянки судов (затонов, портов и других отстойных пунктов).
Прохождение ВЛ над шлюзами не допускается.
При пересечении судоходных участков рек, каналов, озер и водохранилищ независимо от длины пролета пересечения, а также несудоходных участков водных пространств с пролетом пересечения более 700 м (большие переходы) опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения, должны быть анкерными концевыми.
Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами и проводами из тер- мообработанного алюминиевого сплава со стальным сердечником с площадью сечения алюминиевой части для обоих типов проводов 120 мм2 и более или стальными канатами типа ТК площадью сечения 50 мм2 и более допускается применение промежуточных опор и ан- керных опор облегченного типа; при этом количество промежуточных опор между концевыми опорами должно соответствовать требовани- ям 5.3.11.4.
При применении в пролете пересечения промежуточных опор про- вода и тросы должны крепиться к ним глухими или специальными за- жимами (например, многороликовыми подвесами).
На пересечениях ВЛ с судоходными водными пространствами, вы- полненных на промежуточных опорах с креплением проводов в глухих зажимах, расстояния по вертикали от проводов ВЛ площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 до судов должны быть проверены на обрыв провода в соседнем пролете при среднегодовой температу- ре воздуха без ветра и гололеда без учета нагрева проводов электри- ческим током. При площади сечения алюминиевой части 185 мм2 и бо- лее проверка в аварийном режиме не требуется.
Расстояние от нижней точки провеса проводов ВЛ в нор- мальном и аварийном режимах до уровня высоких (паводковых) вод на судоходных участках рек. каналов, озер и водохранилищ определя- ется как сумма максимального габарита судов и наименьшего рассто- яния от проводов ВЛ до габарита судов по таблице 5.3.37.
Таблица 5.3.37 − Наименьшее расстояние при пересечении ВЛ с водными пространствами
Расстояние
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 110
220
330
750
Для судоходных участков рек, каналов, озер и водохрани- лищ от проводов по вертикали:
– до максимального габарита судов или сплава в нормальном режиме ВЛ
2
3,0
3,5
5,5
– то же, но при обрыве провода в соседнем пролете
0,5
1,0
1,5
–
– до верхних рабочих площадок обслуживания судов (крыша рубки и т.д.) в затонах, портах и других отстой- ных пунктах
–
–
11,0
23,0
– до уровня льда
6,0
7,0
7,5
12,0
Для несудоходных участков рек, каналов, озер и водо- хранилищ от проводов по вертикали:
– до уровня высоких вод*
5,5
6,5
7,0
10,0
– до уровня льда
6,0
7,0
7,5
12,0
* Наименьшее расстояние обеспечивает пропуск плавающих средств высотой до 3,5 м.
Стрела провеса провода при этом определяется при высшей тем- пературе воздуха без учета нагрева проводов электрическим током.
Уровень высоких (паводковых) вод принимается с вероятно- стью превышения (обеспеченностью) 0,01 (повторяемость один раз в 100 лет) для ВЛ 750 кВ и 0,02 (повторяемость один раз в 50 лет) − для ВЛ 330 кВ и ниже.
Расстояния от нижней точки провеса провода ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и температуре воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
При пересечении ВЛ 330 кВ и выше мест длительной стоянки су- дов (затонов, портов и других отстойных пунктов) должно быть обе- спечено наименьшее расстояние до верхних рабочих площадок об- служивания судов согласно таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при температуре воздуха по 5.3.2.10 без уче- та нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсивности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля.
Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ в нор- мальном режиме до уровня высоких (паводковых) вод на несудоход- ных участках рек, канатов, озер и водохранилищ должны быть не ме- нее приведенных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при температуре воздуха 15 °С без учета нагрева про- водов электрическим током.
Расстояния от нижней точки провеса проводов ВЛ до уровня льда должны быть не менее указанных в таблице 5.3.37. Стрела провеса провода при этом определяется при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и температуре воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
Места пересечения ВЛ с судоходными и сплавными река- ми, озерами, водохранилищами и каналами должны быть обозначены на берегах сигнальными знаками в соответствии с правилами плава- ния по внутренним водным путям.
Знаки «Соблюдай надводный габарит» устанавливаются по одному на каждом берегу на расстоянии 100 м выше или ниже (по течению) оси воздушного перехода. При ширине реки до 100 м щиты знаков устанав- ливаются непосредственно на опоре ВЛ на высоте не менее 5 м.
Предупреждающие навигационные знаки устанавливают владель- цы ВЛ. Размеры знака, цвет и режим горения огней должны соответ- ствовать в своей части государственным стандартам.
В местах пересечения и сближения ВЛ с водными про- странствами, в том числе пожарными и частными водоемами, обвод- ными и мелиоративными каналами, заливами, гаванями и т. п., а также в местах возможного затопления паводковыми водами, непосред- ственно у береговой линии с учетом возможного сезонного подъема уровня воды (разлива), на стойках или на опорах на высоте 2-2,5 м (см. 5.3.3.4) должны быть установлены плакаты (знаки) «Ловить рыбу
опасно для жизни! Охранная зона
м.» с указанием охранной зоны
ВЛ в зависимости от класса напряжения.
Прохождение ВЛ по мостам
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 бере- га 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 под-
держивающими гирляндами изоляторов провода должны быть под- вешены в глухих зажимах. Применение штыревых изоляторов не до- пускается, кроме ВЛП, где допускается их применение с креплением проводов спиральными пружинными вязками.
На металлических железнодорожных мостах с ездой по низу, снабженных на всем протяжении верхними связями, прово- да допускается располагать непосредственно над пролетным строе- нием моста выше связей или за его пределами; располагать прово- да в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицирован- ных железных дорог, не допускается. Расстояния от проводов ВЛ до всех линий МПС, проложенных по конструкции моста, принимаются по 5.3.18.3 как для стесненных участков трассы.
На городских и шоссейных мостах провода допускается распола- гать 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.
Наименьшие расстояния от проводов ВЛ до различных частей моста должны приниматься в соответствии с требованиями организаций, в ведении которых находится данный мост. При этом определение наибольшей стрелы провеса проводов производится пу- тем сопоставления стрел провеса при высшей температуре воздуха и при гололеде.
Прохождение ВЛ по плотинам и дамбам
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 ме- нее приведенных в таблице 5.3.38.
Таблица 5.3.38 − Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до различных частей плотин и дамб
Части плотин и дамб
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 110
220
330
750
Гребень и бровка откоса
6
7
7,5
12
Наклонная поверхность откоса
5
6
6,5
9
Поверхность переливающейся через плотину воды
4
5
5,5
7
Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ долж- ны приниматься не менее приведенных в таблице 5.3.38:
при высшей температуре воздуха без учета нагрева провода электрическим током для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 без учета нагрева проводов электрическим током при предельно допустимых значениях интенсив- ности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и тем- пературе воздуха при гололеде согласно 5.3.5.14.
При прохождении ВЛ по плотинам и дамбам, по которым проложены пути сообщения, ВЛ должна удовлетворять также требо- ваниям, предъявляемым к ВЛ при пересечении и сближении с соот- ветствующими объектами путей сообщения.
При этом расстояния по горизонтали от любой части опоры до пу- тей сообщения должны приниматься как для ВЛ на участках стеснен- ной трассы. Расстояния до пешеходных дорожек и тротуаров не нор- мируются.
Располагать провода в пределах габарита приближения строений, а также в пределах ширины, занятой элементами контактной сети электрифицированных железных дорог, не допускается.
Допускается располагать провода в пределах полотна автомо- бильной дороги, пешеходных дорожек и тротуаров.
5.3.24 Сближение ВЛ со взрыво- и пожароопасными установками
5.3.24.1 Сближение ВЛ со зданиями, сооружениями и наружными технологическими установками, связанными с добычей, транспорти- ровкой, производством, изготовлением, использованием или хранени- ем взрывоопасных, взрывопожароопасных и пожароопасных веществ, а также со взрыво- и пожароопасными зонами, должно выполняться в соответствии с ТНПА.
Если нормы сближения не предусмотрены нормативными доку- ментами, то расстояния от оси трассы ВЛ до указанных зданий, соору- жений, наружных установок и зон должны составлять не менее полу- торакратной высоты опоры.
Пересечение и сближение ВЛ с надземными
и наземными трубопроводами, сооружениями транспорта нефти и газа и канатными дорогами
Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными газо- проводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, трубопрово- дами сжиженных углеводородных газов, аммиакопроводами 1, а так- же с пассажирскими канатными дорогами рекомендуется принимать близким к 90°.
Угол пересечения ВЛ с надземными и наземными трубопроводами для транспорта негорючих жидкостей и газов, а также с промышлен- ными канатными дорогами не нормируется.
Пересечение ВЛ 110 кВ и выше с надземными и назем- ными магистральными и промысловыми трубопроводами 2 для транс- порта горючих жидкостей и газов, как правило, не допускается.
Допускается пересечение этих ВЛ с действующими однониточны- ми наземными магистральными трубопроводами для транспорта го- рючих жидкостей и газов, а также с действующими техническими кори- дорами этих трубопроводов при прокладке трубопроводов в насыпи.
В пролетах пересечения с ВЛ надземные и наземные трубопрово- ды для транспорта горючих жидкостей и газов, кроме проложенных в насыпи, следует защищать ограждениями, исключающими попада- ние как проводов на трубопровод при их обрыве, так и необорванных проводов при падении опор, ограничивающих пролет пересечения.
Ограждения должны быть рассчитаны на нагрузки от воздействия проводов при их обрыве или при падении опор ВЛ, ограничивающих про- лет пересечения, и на термическую стойкость при протекании токов КЗ.
Ограждение должно выступать по обе стороны пересечения на расстояние, равное высоте опоры.
Опоры ВЛ, ограничивающие пролет пересечения с над- земными и наземными трубопроводами, а также с канатными доро- гами, должны быть анкерными нормальной конструкции. Для ВЛ со сталеалюминиевыми проводами площадью сечения по алюминию
120 мм2 и более или со стальными канатами площадью сечения 50 мм2 и более кроме пересечений с пассажирскими канатными доро- гами допускаются анкерные опоры облегченной конструкции или про- межуточные опоры. Поддерживающие зажимы на промежуточных опорах должны быть глухими.
1 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы сжижен- ных углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводы для транспорта горючих жидкостей и газов.
2 Магистральные и промысловые трубопроводы в дальнейшем именуются маги- стральные трубопроводы.
При сооружении новых трубопроводов и канатных дорог под дей- ствующими ВЛ 330 кВ и выше переустройство ВЛ не требуется, если выдерживается наименьшее расстояние в соответствии с табли- цей 5.3.39.
В пролетах пересечения ВЛ с трубопроводами для транспорта горю- чих жидкостей и газов провода и тросы не должны иметь соединений.
Провода ВЛ должны располагаться над надземными тру- бопроводами и канатными дорогами. В исключительных случаях допу- скается прохождение ВЛ до 220 кВ под канатными дорогами, которые должны иметь мостики или сетки для ограждения проводов ВЛ. Кре- пление мостиков и сеток на опорах ВЛ не допускается.
Расстояния по вертикали от ВЛ до мостиков, сеток и ограждений (см. 5.3.25.2) должны быть такими же, как до надземных и наземных трубопроводов и канатных дорог (см. таблицу 5.3.39).
В пролетах пересечения с ВЛ металлические трубопрово- ды, кроме проложенных в насыпи, канатные дороги, а также ограж- дения, мостики и сетки должны быть заземлены. Сопротивление, обеспечиваемое применением искусственных заземлителей, должно быть не более 10 Ом.
Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании с надземными и наземными трубопроводами и канатными дорогами должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.39 1.
Расстояния по вертикали в нормальном режиме работы ВЛ долж- ны приниматься не менее значений, приведенных в таблице 5.3.39:
Таблица 5.3.39 − Наименьшее расстояние от проводов ВЛ до наземных, надземных трубопроводов, канатных дорог
Пересечение, сближение и параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35
110
220
330
750
Расстояние по вертикали (в свету) при пересечении:
– от неотклоненных проводов ВЛ до любой части трубопроводов (насыпи), защитных устройств, трубо- провода или канатной дороги в нормальном режиме
3*
4
4
5
6
12
– то же, при обрыве провода в смежном пролете
2*
2*
2*
3
4
–
Расстояния по горизонтали:
1) при сближении и параллельном следовании от край- него неотклоненного провода до любой части:
1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных уста- новок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Окончание таблицы 5.3.39
Пересечение, сближение и параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35
110
220
330
750
– магистрального нефтепровода и нефтепродукто- провода
50 м, но не менее высоты опоры
– газопровода с избыточным давлением свыше 1,2 МПа (магистрального газопровода)
Не менее удвоенной высоты опоры, но не менее 50 м
– аммиакопровода
3-кратная высота опоры, но не менее 50 м
– немагистральных нефтепровода и нефтепродук- топровода, газопровода с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, водопровода, канализации (напорной и самотечной), водостока, тепловой сети
Не менее высоты опоры**
– помещений со взрывоопасными зонами и наруж- ных взрывоопасных установок:
– компрессорных (КС), газораспределительных стан- ций (ГРС) и газораспределительных пунктов (ГРП):
– на газопроводах с давлением свыше 1,2 МПа
80
80
100
140
160
200
– на газопроводах с давлением газа 1,2 МПа и менее
Не менее высоты опоры плюс 3 м
– нефтеперекачивающих станций (НПС)
40
40
60
100
120
150
2) при пересечении от основания опоры ВЛ до любой части:
– трубопровода, защитных устройств- трубопровода или канатной дороги
Не менее высоты опоры
– то же, на участках трассы в стесненных условиях
3
4
4
5
6
15
* При прокладке трубопровода в насыпи расстояние до насыпи увеличивается на 1 м.
** Если высота надземного сооружения превышает высоту опоры ВЛ, расстояние между этим сооружени- ем и ВЛ следует принимать не менее высоты сооружения.
Примечание − Приведенные в таблице расстояния принимаются до границы насыпи или защитного устройства.
при высшей температуре воздуха без учета нагрева проводов электрическим током расстояния должны приниматься как для ВЛ 330 кВ и ниже;
при температуре воздуха по 5.3.2.10 без учета нагрева провода электрическим током при предельно допустимых значениях интенсив- ности электрической и магнитной составляющих электромагнитного поля − для ВЛ 750 кВ;
при расчетной линейной гололедной нагрузке по 5.3.5.18 и темпе- ратуре воздуха при гололеде − согласно 5.3.5.14.
В аварийном режиме расстояния проверяются для ВЛ с проводами площадью сечения алюминиевой части менее 185 мм2 при средне- годовой температуре, без гололеда и ветра; для ВЛ с проводами пло- щадью сечения алюминиевой части 185 мм2 и более проверка при об- рыве провода не требуется.
Трасса ВЛ напряжением 110 кВ и выше при параллельном сле- довании с техническими коридорами надземных и наземных маги- стральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов должна прохо- дить, как правило, на местности с отметками рельефа выше отметок технических коридоров магистральных нефтепроводов и нефтепро- дуктопроводов. При параллельном следовании ВЛ 110 кВ и выше с техническими коридорами надземных и наземных магистральных газопроводов, нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и аммиако- проводов расстояние от оси ВЛ до крайнего трубопровода должно быть не менее 1000 м.
Расстояние от крайних неотклоненных проводов ВЛ до про- дувочных свечей, устанавливаемых на магистральных газопроводах, следует принимать не менее 300 м; до вытяжных свечей – не менее 50 м (см. таблицу 5.3.39).
На участках стесненной трассы ВЛ это расстояние может быть уменьшено до 150 м, кроме многоцепных ВЛ, расположенных как на общих, так и на раздельных опорах.
На участках пересечения ВЛ с вновь сооружаемыми над- земными и наземными магистральными трубопроводами последние на расстоянии по 50 м в обе стороны от проекции крайнего неоткло- ненного провода должны иметь для ВЛ до 10 кВ категорию, отвеча- ющую требованиям строительных норм и правил, а для ВЛ 35 кВ и выше − на одну категорию выше.
Пересечение и сближение ВЛ с подземными трубопроводами
Угол пересечения ВЛ 35 кВ и ниже с подземными маги- стральными и промысловыми газопроводами, нефтепроводами, не- фтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводородных газов и аммиакопроводами 1 не нормируется.
Угол пересечения ВЛ 110 КВ и выше с вновь сооружаемыми под- земными магистральными трубопроводами для транспорта горючих
1 Газопроводы, нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, трубопроводы снижения углеводородных газов, аммиакопроводы в дальнейшем именуются трубопроводами для транспорта горючих, жидкостей и газов; магистральные и промысловые трубопрово- ды – магистральными трубопроводами.
жидкостей и газов, а также с действующими техническими коридорами этих трубопроводов должен быть не менее 60°.
Угол пересечения ВЛ с подземными газопроводами с избыточным давлением газа 1,2 МПа и менее, немагистральными нефтепровода- ми, нефтепродуктопроводами, трубопроводами сжиженных углеводо- родных газов и аммиакопроводами, а также с подземными трубопро- водами для транспорта негорючих жидкостей и газов не нормируется.
Расстояния при пересечении, сближении и параллельном следовании ВЛ с подземными трубопроводами должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.40 1.
В исключительных случаях в процессе проектирования допуска- ется уменьшение до 50 % расстояний (например, при прохождении ВЛ по территориям электростанций, промышленных предприятий, по улицам городов и т. п.), приведенных в перечислении 3) таблицы
5.3.40 для газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее.
При этом следует предусматривать защиту фундаментов опор ВЛ от возможного их подмыва при повреждении указанных трубопрово- дов, а также защиту, предотвращающую вынос опасных потенциалов на металлические трубопроводы.
Расстояния от крайних неотклоненных проводов ВЛ до продувочных свечей, устанавливаемых на газопроводах с давлени- ем газа свыше 1,2 МПа (магистральных газопроводах), и до помеще- ний со взрывоопасными зонами и наружных взрывоопасных установок КС, ГРС и НПС следует принимать как для надземных и наземных тру- бопроводов по 5.3.25.7 и по таблице 5.3.39 соответственно.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубо- проводы на участках сближения и параллельного следования с ВЛ при прокладке их на расстояниях менее приведенных в перечислении
таблицы 5.3.40 должны иметь категорию:
– для газопроводов и ВЛ 750 кВ
– не менее II;
– для газопроводов и ВЛ 330 кВ и ниже
– не менее III;
– для нефтепроводов и ВЛ выше 1 кВ
– не менее III.
Вновь сооружаемые подземные магистральные трубопроводы при пересечении с ВЛ в пределах охранной зоны ВЛ должны соответ- ствовать строительным нормам и правилам.
1 Взаимное расположение трубопроводов, их зданий, сооружений и наружных уста- новок и ВЛ, входящих в состав трубопроводов, определяется ведомственными нормами.
Таблица 5.3.40 − Наименьшее расстояние от ВЛ до подземных сетей
Пересечение, сближение или параллельное следование
Наименьшее расстояние, м, при напряжении ВЛ, кВ
До 10
35
110
220
330
750
Расстояние по горизонтали:
1) при сближении и параллельном следовании от крайнего неотклоненного провода до любой части:
магистральных нефтепроводов, нефтепродук- топроводов, аммиакопроводов, газопроводов
с давлением газа свыше 1,2 МПа (магистральные газопроводы)
10
15
20
25
30
40
2) при сближении и параллельном следовании в стесненных условиях и при пересечении от
заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры до любой части трубопроводов, указанных в перечислении 1)
5
5
10
10
15
25
3) при пересечении, сближении и параллельном следовании от заземлителя или подземной части (фундаментов) опоры:
до немагистральных нефтепроводов, нефтепродук- топроводов, трубопроводов сжиженных углеводо- родных газов и аммиакопроводов и до газопроводов с давлением газа 1,2 МПа и менее
5
5
10
10
10
25
до водопровода, канализации (напорной и самотеч- ной), водостоков, дренажей тепловых сетей
2
2
3
3
3
10
Сближение ВЛ с аэродромами и вертодромами
Размещение ВЛ в районах аэродромов, вертодромов и воздушных трасс проводится в соответствии с требованиями строи- тельных норм и правил на аэродромы и планировку и застройку город- ских и сельских поселений.
В соответствии с [60] в целях обеспечения безопасности полетов воздушных судов опоры ВЛ, расположенные на приаэродром- ной территории и на местности в пределах воздушных трасс и нару- шающие 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 пред- приятия и организации, которые их строят и эксплуатируют.
Необходимость и характер маркировки и светоограждения про- ектируемых опор ВЛ определяются в каждом конкретном случае со-
ответствующими органами гражданской авиации при согласовании строительства.
Выполнение дневной маркировки и светоограждения опор ВЛ про- водится в соответствии с [60]. При этом следует соблюдать следую- щие условия:
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 ме- нее 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 авиаци- онными правилами [60], но не более 30 м;
для светоограждения опор должны быть использованы загради- тельные огни, которые устанавливаются на самой верхней части (точ- ке) и ниже через каждые 45 м. Расстояния между промежуточными ярусами, как правило, должны быть одинаковыми. Опоры, располо- женные внутри застроенных районов, светоограждаются сверху вниз до высоты 45 м над средним уровнем высоты застройки;
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 вы- ходе из строя основного. Автомат включения резервного огня должен работать так, чтобы в случае выхода его из строя остались включен- ными оба заградительных огня;
заградительные огни должны быть установлены так, чтобы их можно было наблюдать со всех направлений в пределах от зенита до 5° ниже горизонта;
заградительные огни должны быть постоянного излучения крас- ного 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 загра- дительного огня должна быть не менее 10 кд, а частота проблесков – не менее 60 проблесков в мин.
При установке на опоре нескольких проблесковых огней должна быть обеспечена одновременность проблесков;
средства светового ограждения аэродромных препятствий по условиям электроснабжения относятся к потребителям I категории,
и их электроснабжение должно осуществляться по отдельным лини- ям, подключенным к подстанциям.
Линии должны быть обеспечены аварийным (резервным) питанием. Рекомендуется предусмотреть АВР;
включение и отключение светового ограждения препятствий в рай- оне аэродрома производится владельцами ВЛ и диспетчерским пунктом аэродрома по заданному режиму работы. На случай отказа автоматиче- ских устройств для включения заградительных огней следует предусма- тривать возможность включения заградительных огней вручную;
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, пре- дусматриваемые на опорах ВЛ.
Распределительные устройства и подстанции
Распределительные устройства напряжением до 1 кВ переменного тока и до 1,5 кВ постоянного тока
Область применения
Подраздел 6.1 распространяется на распределительные устройства и низковольтные комплектные устройства до 1 кВ пере- менного тока и до 1,5 кВ постоянного тока, устанавливаемые в по- мещениях и на открытом воздухе и выполняемые в виде щитов рас- пределительных, управления, релейных, пультов, шкафов, шинных выводов, сборок.
Дополнительные требования к РУ специального назначения при- ведены в разделе 8 и в соответствующих главах раздела 7 [8].
Общие требования
Выбор проводов, шин, аппаратов, приборов и конструкций должен проводиться как по нормальным условиям работы (соответ- ствие рабочему напряжению и току, классу точности и т. п.), так и по ус- ловиям работы при коротком замыкании (термические и динамиче- ские воздействия, коммутационная способность).
Панели распределительных устройств должны иметь чет- кие надписи, указывающие порядковый номер, название присоедине- ния, к которому относится панель (ячейка), а установленная на па- нелях аппаратура должна иметь надписи или маркировку согласно
схемам. Надписи должны выполняться на лицевой стороне устрой- ства, а при обслуживании с двух сторон − также на задней стороне устройства.
На лицевой стороне НКУ должны быть знак безопасности в соот- ветствии с ТКП 290 и надписи (маркировка) с указанием наименова- ния НКУ, номера, соответствующего диспетчерскому наименованию, схеме. С внутренней стороны (например, на дверцах) должны быть принципиальная однолинейная электрическая схема. У аппаратов за- щиты и коммутации в соответствии с однолинейной принципиальной электрической схемой должны быть нанесены надписи с указанием значения тока плавкой вставки на предохранителях или номинального тока автоматических выключателей и наименование электроприемни- ков, соответственно через них получающих питание.
В щитках освещения допускается не размещать принципиальную однолинейную электрическую схему, если она очевидна по физиче- скому размещению установленного оборудования. В этом случае все аппараты защиты и коммутации в щитке должны быть пронумерова- ны, а с внутренней стороны щитка освещения должна быть представ- лена таблица с указанием номеров этих аппаратов и наименованием электроприемников (светильников), соответственно через них получа- ющих питание.
Распределительные устройства и НКУ должны комплек- товаться паспортной табличкой, выполненной в соответствии с ГОСТ IEC 61439-1.
Относящиеся к цепям различного рода тока и различных напряжений части РУ должны быть выполнены и размещены так, что- бы была обеспечена возможность их четкого распознавания.
Взаимное расположение фаз и полюсов в пределах всего устройства должно быть одинаковым. Шины должны иметь окраску, предусмотренную в 4.1.14. В РУ должна быть обеспечена возмож- ность установки переносных защитных заземлений.
Все металлические части РУ и НКУ должны иметь антикор- розийное покрытие.
Заземление и защитные меры безопасности должны быть выполнены в соответствии с 4.3.
Установка приборов и аппаратов
Аппараты и приборы следует располагать так, чтобы возни- кающие в них при эксплуатации искры или электрические дуги не могли причинить вреда обслуживающему персоналу, воспламенить или по- вредить окружающие предметы, вызвать КЗ или замыкание на землю.
Аппараты рубящего типа должны устанавливаться так, что- бы они не могли замкнуть цепь самопроизвольно, под действием силы тяжести. Их подвижные токоведущие части в отключенном положе- нии, как правило, не должны быть под напряжением.
Рубильники с непосредственным ручным управлением (без привода), предназначенные для включения и отключения тока нагруз- ки и имеющие контакты, обращенные к оператору, должны быть защи- щены несгораемыми оболочками без отверстий и щелей. Указанные рубильники, предназначенные лишь для снятия напряжения, допуска- ется устанавливать открыто при условии, что они будут недоступны для неквалифицированного персонала.
На приводах коммутационных аппаратов должны быть чет- ко указаны положения «включено», «отключено».
Должна быть предусмотрена возможность снятия напря- жения с каждого автоматического выключателя на время его ремонта или демонтажа. Для этой цели в необходимых местах должны быть установлены рубильники или другие отключающие аппараты. Отклю- чающий аппарат перед выключателем каждой отходящей от РУ линии не требуется предусматривать в электроустановках:
с выдвижными выключателями;
со стационарными выключателями, в которых во время ремонта или демонтажа данного выключателя допустимо снятие напряжения общим аппаратом с группы выключателей или со всего распредели- тельного устройства.
Автоматические выключатели и предохранители пробочно- го типа должны присоединяться к сети так, чтобы при вывинченной пробке предохранителя (автоматического выключателя) винтовая гильза предохранителя (автоматического выключателя) оставалась без напряжения. При одностороннем питании присоединение питаю- щего проводника (кабеля или провода) к аппарату защиты должно вы- полняться, как правило, к неподвижным контактам.
Уровни установки аппаратов, органов управления аппара- тов ручного оперативного управления и измерительных приборов, должны соответствовать требованиям ГОСТ IEC 61439-1, если согла- шением между изготовителем НКУ и потребителем не установлены иные требования. Как правило, приборы и аппараты на РУ и НКУ сле- дует устанавливать на высоте от 800 до 1800 мм от уровня пола:
аппараты ручного оперативного управления (переключатели, кнопки, рукоятки) – на высоте 800-1600 мм от уровня пола;
измерительные приборы – на высоте от 1000-1800 мм от уровня пола.
Шины, провода, кабели
Открытые токоведущие части, как правило, должны иметь изоляционное покрытие. Между неподвижно укрепленными токоведу- щими 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 неизо- лированных токоведущих частей до ограждений должны быть обеспе- чены расстояния не менее 100 мм при сетчатых и 40 мм при сплошных съемных ограждениях.
В пределах панелей, щитов и шкафов, установленных в сухих помещениях, изолированные провода с изоляцией, рассчи- танной на напряжение не ниже 660 В, могут прокладываться по ме- таллическим, защищенным от коррозии поверхностям вплотную один к другому. В этих случаях для силовых цепей должны применяться снижающие коэффициенты на токовые нагрузки, приведенные в [8] (глава 1.3).
Защитные (РЕ) проводники и шины могут быть проложены без изоляции. Нулевые рабочие (N) проводники, шины и совмещен- ные (PEN) проводники прокладываются с изоляцией.
Электропроводки цепей управления, измерения и другие должны соответствовать [8] (глава 3.4). Прокладка кабелей должна со- ответствовать [8] (главы 2.3). Проходы кабелей как снизу, так и сверху, внутрь панелей, шкафов и т.п. должны осуществляться через уплотня- ющие устройства, предотвращающие попадание внутрь пыли, влаги, посторонних предметов и т. п.
Конструкции распределительных устройств
Конструкции РУ, НКУ и устанавливаемая в них аппаратура должны соответствовать требованиям действующих стандартов.
Распределительные устройства и НКУ должны быть вы- полнены так, чтобы вибрации, возникающие при действии аппаратов, а также от сотрясений, вызванных внешними воздействиями, не на- рушали контактных соединений и не вызывали разрегулировки аппа- ратов и приборов.
Поверхности гигроскопичных изоляционных плит, на кото- рых непосредственно монтируются неизолированные токоведущие части, должны быть защищены от проникновения в них влаги (про- питкой, окраской и т. п.)
В устройствах, устанавливаемых в сырых (3.80) и особо сырых (3.75) помещениях, и открытых установках применение гигроскопиче- ских изоляционных материалов (например, мрамора, асбестоцемен- та) не допускается.
Конструкции РУ и НКУ должны предусматривать ввод ка- белей без нарушения степени защиты оболочки, места для проклад- ки разделки внешних присоединений, а также наименьшую в данной конструкции длину разделки кабелей. Должен быть обеспечен доступ ко всем обслуживаемым аппаратам, приборам, устройствам и их за- жимам. Распределительное устройство должно иметь устройства для подключения нулевых рабочих (N), заземляющих (РЕ) и совме- щенных (PEN) проводников внешних кабелей и проводов. В случае если внешние кабели по сечению или количеству не могут быть подключены непосредственно к зажимам аппаратов, конструкция РУ должна предусматривать дополнительные зажимы или промежу- точные шины с устройствами для присоединения внешних кабелей. Распределительные устройства и НКУ должны предусматривать ввод кабелей как снизу, так и сверху, или только снизу, или только сверху.
Установка распределительных устройств в электропомещениях
В электропомещениях проходы обслуживания, находящи- еся с лицевой или с задней стороны щита, должны соответствовать следующим требованиям:
ширина проходов в свету должна быть не менее 0,8 м, высота проходов в свету – не менее 1,9 м. Ширина прохода должна обеспечи- вать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования. В отдельных местах проходы могут быть стеснены выступающими строительными конструкциями, однако ширина прохода в этих местах должна быть не менее 0,6 м;
расстояния от наиболее выступающих неогражденных неизо- лированных токоведущих частей (например, отключенных ножей ру- бильников) при их одностороннем расположении на высоте менее 2,2 м до противоположной стены, ограждения или оборудования, не имеющего неогражденных неизолированных токоведущих частей, должны быть не менее:
1,0 м − при напряжении ниже 660 В при длине щита до 7 и 1,2 м при длине щита более 7 м;
1,5 м − при напряжении 660 В и выше.
Длиной щита в данном случае называется длина прохода между двумя рядами сплошного фронта панелей (шкафов) или между одним рядом и стеной;
расстояния между неогражденными неизолированными токове- дущими частями и находящимися на высоте менее 2,2 м при их двух- стороннем расположении должны быть не менее:
1,5 м − при напряжении ниже 660 В;
2,0 м − при напряжении 660 В и выше.
неизолированные токоведущие части, находящиеся на рассто- яниях, меньше приведенных в перечислениях 2) и 3), должны быть ограждены. При этом ширина прохода с учетом ограждений должна быть не менее оговоренной в 6.1.6.1 1);
неогражденные неизолированные токоведущие части, разме- щенные над проходами, должны быть расположены на высоте не ме- нее 2,2 м;
ограждения, горизонтально размещаемые над проходами, долж- ны быть расположены на высоте не менее 1,9 м;
проходы для обслуживания щитов, при длине щита более 7 м, должны иметь два выхода. Выходы из прохода с монтажной стороны щита могут быть выполнены как в щитовое помещение, так и в поме- щения другого назначения. При ширине прохода обслуживания более 3 м и отсутствии маслонаполненных аппаратов второй выход необяза- телен. Двери из помещений РУ должны открываться в сторону других помещений (за исключением РУ выше 1 кВ переменного тока и выше 1,5 кВ постоянного тока) или наружу и иметь самозапирающиеся зам- ки, отпираемые без ключа с внутренней стороны помещения. Ширина дверей должна быть не менее 0,75 м, высота – не менее 1,9 м.
В качестве ограждения неизолированных токоведущих ча- стей могут служить сетки с размерами ячеек не более 25 25 мм, а также сплошные или смешанные ограждения. Высота ограждений должна быть не менее 1,7 м.
Двери электрощитового помещения должны иметь запира- ющее устройство, препятствующее доступу в него лиц неэлектротех- нического персонала и посторонних. На дверях должна быть надпись
«Электрощитовая»
Установка распределительных устройств в производственных помещениях
Распределительные устройства, установленные в поме- щениях, доступных для неквалифицированного персонала, должны иметь токоведущие части, закрытые сплошными ограждениями, либо должны быть выполнены со степенью защиты не менее IP2X. В случае применения РУ с открытыми токоведущими частями оно должно быть ограждено и оборудовано местным освещением. При этом ограждение должно быть сетчатым, сплошным или смешанным высотой не менее 1,7 м. Дверцы входа за ограждение должны запираться на ключ. Рас- стояние от сетчатого ограждения до неизолированных токоведущих частей устройства должно быть не менее 0,7 м, а от сплошных − в со- ответствии с 6.1.4.1. Ширина проходов - в соответствии с 6.1.6.1.
Оконцевание проводов и кабелей должно быть выполнено так, чтобы оно находилось внутри устройства.
Съемные ограждения должны выполняться так, чтобы их удаление было невозможно без специального инструмента. Дверцы должны запираться на ключ.
6.1.8 Установка распределительных устройств на открытом воздухе
6.1.8.1 При установке распределительных устройств на открытом воздухе необходимо соблюдать следующие требования:
устройство должно быть расположено на спланированной пло- щадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки и должно иметь конструкцию, соответствующую условиям окружающей среды. В рай- онах, где наблюдаются снежные заносы высотой 1 м и более, шкафы следует устанавливать на повышенных фундаментах;
должен быть предусмотрен местный подогрев для обеспечения нормальной работы аппаратов, реле, измерительных приборов и при- боров учета в соответствии с требованиями технической документа- ции изготовителя. В шкафах должно быть предусмотрено местное освещение.
Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1 кВ
Область применения
Подраздел 6.2 распространяется на стационарные распре- делительные устройства и трансформаторные подстанции перемен- ного тока напряжением выше 1 кВ.
Настоящий подраздел не содержит требований по устрой- ству РУ и ПС в части:
выбора площадки (кроме 6.2.2.20);
инженерной подготовки территории;
мероприятий по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием;
определения категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений;
определения степени огнестойкости зданий (кроме 6.2.6.4);
охранных мероприятий.
По перечисленному выше следует руководствоваться требовани- ями соответствующих строительных норм и правил и лругих ТНПА.
Общие требования
В распределительных устройствах трансформаторных под- станций при применении стальных порталов и опор, а также стальных деталей для железобетонных стоек порталов и опор под оборудова- ние, в качестве защиты от коррозии металла, следует применять за- щитные покрытия, нанесенные методом горячего цинкования.
Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстоя- ния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:
вызываемые нормальными условиями работы электроустанов- ки усилия, нагрев, электрическая дуга или иные сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли причинить вред обслуживающему персоналу, а также привести к повреждению оборудования и возникновению короткого замыкания или замыканию на землю;
при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обуслов- ленных действием КЗ;
при снятом напряжении с какой-либо цепи относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться без- опасному техническому обслуживанию и ремонту без нарушения нор- мальной работы соседних цепей;
была обеспечена возможность удобного транспортирования обо- рудования;
выключатель (выключатель-разъединитель) или его привод дол- жен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель по- ложения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя не допу- скается. Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатель должен быть и на вы- ключателе, и на приводе.
При использовании разъединителей и отделителей при их наружной и внутренней установке для отключения и включения токов холостого хода силовых трансформаторов, зарядных токов воздуш- ных и кабельных линий электропередачи и систем шин необходимо выполнять следующие требования:
разъединителями и отделителями напряжением 110–330 кВ не- зависимо от климатических условий и степени промышленного загряз- нения атмосферы при их наружной установке допускается отключать и включать ток холостого хода силовых трансформаторов и зарядные
токи воздушных и кабельных линий, систем шин и присоединений, ко- торые не превышают значений, указанных в таблице 6.2.1;
Таблица 6.2.1 − Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи, отключаемые и включаемые разъединителями
и отделителями 110–330 кВ
Номинальное напряжение, кВ
Тип отделителя, разъединителя
Расстояние между осями полюсов , м (рисунок см. 6.2.1)
Ток, А, не более
холостого хода
зарядный
110
2,0
6,0
2,5
ВР
2,5
7,0
3,0
3,0
9,0
3,5
2,0
4,0
1,5
ГП
2,5
6,0
2,0
3,0
8,0
3,0
3,5
10,0
3,5
150
2,5
2,3
1,0
2,7
4,0
1,5
ВР
3,0
6,0
2,0
3,4
7,6
2,5
4,0
10,0
3,0
3,0
2,3
1,0
ГП
3,7
5,0
1,5
4,0
5,5
2,0
4,4
6,0
2,5
220
3,5
3,0
1,0
ВР
4,0
5,0
1,5
4,5
8,0
2,0
3,5
3,0
1,0
ГП
4,0
5,0
1,5
4,5
8,0
1,0
330
ГП
6,0
5,0
2,0
ПН
6,0
3,5
1,0
ПНЗ
6,0
4,5
1,5
Примечания
ВР − вертикально-рубящий, ГП − горизонтально-поворотный, ПН − подвесной, ПНЗ − подвесной с опере- жающим отключением и отстающим включением полюса фазы В.
Приведены результирующие токи холостого хода с учетом взаимной компенсации индуктивных токов ненагруженных трансформаторов зарядными токами их присоединений и зарядных токов воздушных или кабельных присоединений индуктивными токами ненагруженных трансформаторов
разъединителями и отделителями напряжением 110 и 220 кВ при их внутренней установке со стандартными расстояниями меж- ду осями полюсов соответственно 2 и 3,5 м допускается отключать и включать токи холостого хода силовых (авто) трансформаторов
при глухозаземленной нейтрали соответственно не более 4 и 2 А, а также зарядные токи присоединений не более 1,5 А;
указанные на рисунке 6.2.1 расстояния по горизонтали а, б, в от колонок и концов горизонтально-поворотных (ГП) подвижных кон- тактов в отключенном положении до заземленных и токоведущих ча- стей соседних присоединений должны быть не меньше расстояний между осями полюсов д, указанных в таблицах 6.2.1 и 6.2.2. Эти тре- бования к расстояниям а, б, в по рисунку 6.2.1 применимы и к разъеди- нителям и отделителям напряжением 110–220 кВ при их внутренней установке в соответствии с перечислением 2);
Расстояния по вертикали г от концов вертикально-рубящих (ВР) и ГП подвижных контактов до заземленных и токоведущих частей должны быть на 0,5 м больше расстояний д;
разъединителями и отделителями 6−35 кВ при их наружной и внутренней установке допускается отключать и включать токи холо- стого хода силовых трансформаторов, зарядные токи воздушных и ка- бельных линий электропередачи, а также токи замыкания на землю, которые не превышают значений, указанных в таблице 6.2.2 (см. ри- сунок 6.2.1) и таблице 6.2.3 (см. рисунок 6.2.2 (перечисления a) и б)).
Таблица 6.2.2 − Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи,
токи замыкания на землю, отключаемые и включаемые разъединителями и отделителями 6–35 кВ (наружной установки) (см. рисунок 6.2.1)
Номинальное напряжение, кВ | Расстояние между осями полюсов , м (см. рисунок 6.2.1) | Ток, А, не более | ||
холостого хода | зарядный | замыкания на землю | ||
6 | 0,4 | 2,5 | 5,0 | 7,5 |
10 | 0,5 | 2,5 | 4,0 | 6,0 |
20 | 0,75 | 3,0 | 3,0 | 4,5 |
35 | 1,0 | 3,0 | 2,0 | 3,0 |
35 | 2,0 | 5,0 | 3,0 | 5,0 |
Размеры изолирующих перегородок для стандартных трехпо- люсных разъединителей приведены в таблице 6.2.4 в соответствии с рисунком 6.2.2, а) и б);
– у разъединителей и отделителей, установленных горизонтально, спуски из гибкого провода прокладывать полого (постепенно понижа- ясь) во избежание переброски на них дуги, не допуская расположения, близкого к вертикальному. Угол между горизонталью и прямой, соеди- няющей точку подвеса спуска и линейный зажим полюса, должен быть не более 65°.
Рисунок 6.2.1 − Границы расположения открытых подвижных контактов разъединителя (отделителя) по отношению к заземленным и токоведущим частям
а − вертикальная; б − наклонная; 1 − изолирующие перегородки
Рисунок 6.2.2 − Установка разъединителя (отделителя)
Таблица 6.2.3 − Наибольшие токи холостого хода и зарядные токи,
токи замыкания на землю, отключаемые и включаемые разъединителями и отделителями 6–35 кВ (внутренней установки) (см. рисунок 6.2.2)
Номинальное напряжение, кВ | Расстояние между осями полюсов Ж, м | Наименьшее расстояние до заземленных и токоведущих частей, м | Ток, А, не более | |||||
зарядный | замыкания на землю | |||||||
А | Б | |||||||
6 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,5 | 3,5 | 2,5 | 4,0 | |
10 | 0,25 | 0,3 | 0,3 | 0,7 | 3,0 | 2,0 | 3,0 | |
20 | 0,3 | 0,4 | 0,4 | 1,0 | 3,0 | 1,5 | 2,5 | |
35 | 0,45 | 0,5 | 0,5 | 1,5 | 2,5 | 1,0 | 1,5 | |
Примечание – При изолирующих перегородках между полюсами отключаемые и включаемые токи в 1,5 раза больше значений, указанных в настоящей таблице. | ||||||||
Таблица 6.2.4 − Размеры изолирующих перегородок
Номинальное напряжение, кВ | Размеры изолирующих перегородок, м (см. рисунок 6.2.2) | ||
Г | Д | Е | |
6 | 0,1 | 0,5 | 0,05 |
10 | 0,65 | 0,65 | 0,05 |
20 | 0,2 | 1,1 | 0,05 |
35 | 0,25 | 1,8 | 0,05 |
Ошиновку из жестких шин необходимо выполнять так, чтобы на расстоянии в (см. рисунок 6.2.1) шины подходили к разъединителям (отделителям) с подъемом или горизонтально. Недопустимое сближе- ние шин с подвижными контактами у горизонтально-поворотных разъ- единителей и отделителей показано пунктиром;
для обеспечения безопасности персонала и защиты его от све- тового и теплового воздействия дуги над ручными приводами отде- лителей и разъединителей необходимо устанавливать стационарные козырьки из листового металла, металлопрофиля или металлочере- пицы. Сооружение козырьков не требуется у разъединителей и отде- лителей напряжением 6–10 кВ, если отключаемый ток холостого хода не превышает 3 А, а отключаемый зарядный − 2 А;
приводы трехполюсных разъединителей 6–35 кВ при их вну- тренней установке, если они не отделены от разъединителей стеной или перекрытием, снабжать глухим щитом, расположенным между приводом и разъединителем.
В электроустановках напряжением 35, 110, и 220 кВ с разъе- динителями и отделителями в одной цепи отключение ненагруженного трансформатора, автотрансформатора, системы шин, линий электро- передачи производить дистанционно отделителем, включение − разъ- единителем.
Выбор аппаратов, проводников и изоляторов по условиям КЗ дол- жен проводиться в соответствии с [8] (глава 1.4).
Конструкции, на которых установлены электрооборудова- ние, аппараты, токоведущие части и изоляторы, должны выдерживать нагрузки от их веса, тяжения, коммутационных операций, воздействия ветра, гололеда и электродинамических усилий, возникающих при КЗ, а также сейсмических воздействий.
Строительные конструкции, доступные для прикосновения персона- ла, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до тем- пературы выше 50 °С; недоступные для прикосновения − выше 70 °С.
Конструкции на нагрев могут не проверяться, если по токоведущим частям проходит переменный ток 1000 А и менее.
Во всех цепях РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, предохра- нителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. д.) каждой цепи со всех ее сторон, откуда может быть подано напряжение. Видимый разрыв может отсутствовать в комплектных распредели- тельных устройствах заводского изготовления (в том числе с запол- нением элегазом − КРУЭ) с выкатными элементами и/или при нали- чии надежного механического указателя гарантированного положения
контактов.
Допускается установка выключателей (выключателей-разъеди- нителей) 35–330 кВ без аппаратов, создающих видимый разрыв (без разъединителей). Для создания видимого разрыва должна быть пред- усмотрена возможность отсоединения шлейфов ошиновки со стороны возможной подачи напряжения. В конструкции выключателя-разъеди- нителя должно быть предусмотрено наличие надежного механическо- го указателя гарантированного положения контактов.
Указанное требование не распространяется на высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, а также трансформаторы на- пряжения емкостного типа, присоединяемые к системам шин, разряд- ники и ограничители перенапряжений, устанавливаемые на выводах трансформаторов и шунтирующих реакторов, на отходящих линиях и сборных шинах, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами.
В отдельных случаях, обусловленных схемными или конструктив- ными решениями, трансформаторы тока допускается устанавливать до разъединяющих устройств.
При расположении РУ и ПС в местах, где воздух может со- держать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки:
применение закрытых ПС и РУ, защищенных от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение;
применение усиленной изоляции и шин из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или покраска их защитным покры- тием;
расположение ПС и РУ со стороны господствующего направле- ния ветра;
применение минимального количества открыто установленного оборудования.
При сооружении ПС и РУ вблизи химических предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено разруше- ние алюминия от коррозии, следует применять специальные алюмини- евые и сталеалюминиевые провода, защищенные от коррозии, в том числе полимерным покрытием, или провода из меди и ее сплавов.
При расположении РУ и ПС в сейсмических районах для обеспечения требуемой сейсмостойкости наряду с применением имевшегося сейсмостойкого оборудования следует предусматривать специальные меры, повышающие сейсмостойкость электроустановки.
В ОРУ, КРУ, КРУН, неотапливаемых ЗРУ и ящиков (сборок собственных нужд, вторичной коммутации и т. д.), расположенных на ОРУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже до- пустимой для оборудования, должен быть предусмотрен подогрев в соответствии с действующими ТНПА на оборудование.
Ошиновку РУ и ПС, как правило, следует выполнять из алю- миниевых и сталеалюминиевых проводов, полос, труб и шин из про- филей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назна- чения (исключения см. в 6.2.2.6).
При этом, если деформации ошиновки, вызываемые изменения- ми температуры, могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, следует предусматривать меры, исключа- ющие возникновение таких напряжений.
Конструкция жесткой ошиновки должна предусматривать устрой- ства для гашения вибрации шин и компенсирующие устройства для предотвращения передачи механических усилий на контактные
выводы аппаратов и опорные изоляторы от температурных деформа- ций и неравномерной осадки опорных конструкций.
Токопроводы следует выполнять в соответствии с требования- ми 5.1.
Обозначение фаз электрооборудования и ошиновки РУ и ПС должно выполняться в соответствии с требованиями 4.1.
Распределительные устройства 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой от неправильных действий при переключениях в электрических установках (далее − оперативной блокировкой), предназначенной для предотвращения неправильных действий с разъединителями, заземляющими ножами 1, отделителя- ми, короткозамыкателями и выключателями-разъединителями.
Оперативная блокировка должна исключать:
подачу напряжения разъединителем или выключателем-разъ- единителем на участок электрической схемы, заземленной включен- ным заземлителем, а также на участок электрической схемы, отделен- ной от включенных заземлителей только выключателем;
включение заземлителя на участке схемы, не отделенном разъ- единителем (или выключателем-разъединителем) от других участков, которые могут быть как под напряжением, так и без напряжения;
отключение и включение разъединителями токов нагрузки. Оперативная блокировка должна обеспечивать в схеме с после-
довательным соединением разъединителя с отделителем включение ненагруженного трансформатора разъединителем, а отключение – от- делителем.
На заземлителях линейных разъединителей со стороны линии до- пускается иметь только механическую блокировку с приводом разъ- единителя.
На заземлителях, установленных на выключателях-разъедините- лях со стороны линии, допускается иметь только механическую бло- кировку с положением главных контактов выключателей-разъедини- телей.
Приводы разъединителей, приводы выключателей-разъедините- лей, приводы заземлителей заземляющих ножей сборных шин, до- ступные для посторонних лиц, а также для исключения ошибочных действий, должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.
Распределительные устройства и ПС должны быть обо- рудованы стационарными заземлителями, обеспечивающими в соот-
1 В настоящем подразделе вместо «заземляющий нож» используется слово «зазем- литель», под которым понимается как элемент аппарата, так и отдельно установленный аппарат.
ветствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и оши- новки. В РУ 3 кВ и выше стационарные заземлители должны быть размещены так, чтобы были не нужны переносные заземления и что- бы персонал, работающий на токоведущих частях любых участков присоединений и сборных шин, был защищен заземлителями со всех сторон, откуда может быть подано напряжение.
На случай отключения в процессе ремонта разъединителя (или вы- ключателя-разъединителя) с заземлителями или только заземлителя этого разъединителя (или выключателя-разъединителя) должны быть предусмотрены другие стационарные заземлители на данном участ- ке схемы, расположенные со стороны возможной подачи напряжения. Последнее требование не относится к заземлителям со стороны ли- нейных разъединителей или к заземлителям, установленным на вы- ключателях-разъединителях в сторону ВЛ (при отсутствии обходной системы шин или ремонтной перемычки со стороны ВЛ), а также к за- землителям в цепи секционной связи КРУ.
На заземлителях линейных разъединителей и выключателей-разъ- единителей со стороны линии следует, как правило, иметь привод с дистанционным управлением для исключения травмирования пер- сонала при ошибочном включении их и наличии на линии напряжения; в ячейках КРУЭ и у выключателей-разъединителей эти заземлители, кроме того, рекомендуется иметь быстродействующими.
Каждая секция (система) сборных шин РУ 35 кВ и выше должна иметь, как правило, два комплекта заземлителей. При наличии транс- форматоров напряжения заземления сборных шин следует осущест- влять, как правило, заземлителями разъединителей трансформато- ров напряжения.
Применение переносных защитных заземлений предусматривает- ся в следующих случаях:
при работе на линейных разъединителях или выключателях- разъединителях и на оборудовании, расположенном со стороны ВЛ до линейного разъединителя или выключателя-разъединителя;
на участках схемы, где заземлители установлены отдельно от разъединителей, выключателей-разъединителей на время ремонта заземлителей;
для защиты от наведенного напряжения.
Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. Руко- ятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов – в цвета оборудования. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть примене- ны, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовле-
ны контактные поверхности для присоединения переносных заземля- ющих проводников.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведущих частей и электрооборудования должны иметь высоту над уровнем плани- ровки для ОРУ и открыто установленных трансформаторов 2,0 м или 1,6 м (с учетом требований 6.2.3.13 и 6.2.3.14), а над уровнем пола для ЗРУ и трансформаторов, установленных внутри здания, – 1,9 м; сетки должны иметь отверстия размером не более 25 25 мм, а так- же приспособления для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений в ОРУ должна располагаться на высоте 0,05 м, а в ЗРУ при необходимости − на уровне пола.
Применение барьеров допускается при входе в камеры выключа- телей, трансформаторов и других аппаратов для их осмотра при на- личии напряжения на токоведущих частях. Барьеры должны устанав- ливаться на высоте 1,2 м и быть съемными. При высоте пола камер над уровнем земли более 0,3 м необходимо оставить между дверью и барьером расстояние не менее 0,5 м или предусмотреть площадку перед дверью для осмотра.
Применение барьеров в качестве единственного вида ограждения токоведущих частей недопустимо.
Внешние ограждения должны выполняться в соответствии с требо- ваниями, приведенными в 6.2.2.26.
Указатели уровня и температуры масла маслонаполнен- ных трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характери- зующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (на- пример, со стороны прохода в камеру).
Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или по- верхности земли до крана трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2 м или должен быть предусмотрен соответствующий при- ямок.
Электропроводка цепей защиты автоматики, измерения, сигнализации и освещения, проложенная по электротехническим устройствам с масляным наполнением, должна быть выполнена про- водами с маслостойкой изоляцией.
Расчетный уровень высоких (паводковых) вод принимает- ся с обеспеченностью: 2 % (повторяемость один раз в 50 лет) – для ПС 330 кВ и ниже и 1 % (повторяемость 1 раз в 100 лет) – для ПС 750 кВ.
Распределительные устройства и ПС должны быть обору- дованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна
быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопас- ное обслуживание.
Распределительные устройства и ПС рекомендуется обе- спечить телефонной и другими видами связи в соответствии с приня- той системой обслуживания.
Размещение РУ и ПС, генеральный план и инженерная под- готовка территории и защита их от затопления, оползней и т. п. должны быть выполнены в соответствии с требованиями генеральных планов промышленных и сельскохозяйственных предприятий.
Компоновка и конструктивное выполнение ОРУ и ЗРУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.
Расстояния между РУ (ПС) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева (с учетом роста деревьев за 25 лет).
Для РУ и ПС, размещаемых в районе жилой и промышлен- ной застройки, должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, создаваемого работающим электрооборудованием (трансфор- маторами, синхронными компенсаторами и т. п.), до значений, допу- стимых [61].
На ПС, имеющих постоянный дежурный персонал, и на ПС с дежурством на дому (при расположении служебно-жилого дома вблизи ПС) следует предусматривать хозяйственно-питьевой водо- провод и хозяйственно-фекальную канализацию с подключением к ближайшим сетям, а при отсутствии сетей по согласованию с ор- ганами санитарного надзора предусматривать простейшие местные очистные сооружения (септик, поля подземной фильтрации, выгреб).
На ПС без постоянного дежурного персонала, расположен- ной вдали от сетей водопровода и канализации, должен предусматри- ваться наружный туалет с водонепроницаемой выгребной ямой. Персо- нал оперативно-выездной бригады должен быть обеспечен привозной питьевой водой и рукомойником. При расположении ПС напряжением 35 кВ и выше без постоянного дежурного персонала вблизи существую- щих или проектируемых систем водоснабжения и канализации (на рас- стоянии до 250 м) в здании ОПУ должен предусматриваться санузел (умывальник и унитаз). При этом сеть канализации должна быть само- течной.
Территория подстанции напряжением 35 кВ и выше долж- на быть ограждена внешним забором высотой не менее 2,2 м. Ограж- дение следует выполнять сплошным, а на ПС, расположенных в горо- дах, вблизи взрывопожароопасных объектов, в лесах и прилегающих
к ним территориях, на полях сельхозугодий, − глухим (железобетон- ные панели, профилированные металлические листы). Вставки допу- скается выполнять из «бессер блоков» или кирпича. По согласованию с заказчиком допускается применение других строительных решений наружного ограждения, в том числе обеспечивающих выполнение ни- жеперечисленных защитных мероприятий. Срок службы данных ре- шений должен составлять не менее 25 лет.
В случае необходимости выполнения противоподкопных мероприятий под полотном защитного ограждения следует выполнять дополнительное нижнее ограждение из металлической оцинкованной решетки с ячейкой не более 10 см с заглублением ее в грунт не менее чем на 0,5 м. Верхнее дополнительное ограждение следует устанавливать на основное ограждение посредством использования кронштейнов, на которых закрепляют ленточный или проволочный барьер безопасности − плоское, спиральное или сеточное полотно общей шириной (высотой, диаметром) не менее 0,5 м. Допускается устанавливать дополнительное верхнее ограждение в вертикальном расположении либо с внутренней стороны периметра под наклоном около 45 ° к основному ограждению в виде козырька. Дополнительное верхнее ограждение следует устанавливать на крышах одноэтажных зданий, примыкающих к основному ограждению и являющихся составной частью периметра.
Ворота и калитки ПС должны быть сплошными металлическими и закрываться на внутренний замок.
На территории ПС напряжением свыше 110 кВ рекоменду- ется ограждать открытые РУ и силовые трансформаторы внутренним сетчатым забором высотой 1,6 м (см. 6.2.3.14).
ОРУ разных номинальных напряжений и силовые трансформато- ры могут иметь общее ограждение.
Заборы могут не предусматриваться для закрытых ПС, а также для столбовых, мачтовых и комплектных ПС наружной установки с выс- шим напряжением до 35 кВ при условии соблюдения требований 6.2.7.11
На территории ОРУ, ПС и электростанций следует пред- усматривать устройства по сбору и удалению масла (при наличии маслонаполненного оборудования) с целью исключения возможности растекания его по территории и загрязнения окружающей среды.
Расстояния от электрооборудования до взрывоопасных зон и помещений следует принимать согласно [8] (глава 7.3).
На ПС применяется постоянный и переменный оператив- ный ток. При этом на всех новых и/или реконструируемых ПС напряже- нием 110 кВ должна применяться система оперативного постоянного
тока (ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких подстанциях допускаются только при специальном обоснова- нии. На ПС напряжением 220 кВ и выше применение выпрямленного или переменного оперативного тока запрещается.
Рекомендуемый состав каждого комплекта СОПТ (систе- мы ОПТ):
АБ – две малообслуживаемые свинцово-кислотные АБ с жид- ким электролитом для ПС 220-750 кВ и ПС 110 кВ с более чем двумя выключателями в РУ высшего напряжения, а также питающих потре- бителей первой или особой категории обязательно, для остальных ПС 110–35 кВ – одна малообслуживаемая или две герметичные свин- цово-кислотные АБ;
щит постоянного тока (ЩПТ) − один на каждую АБ;
зарядное устройство (ЗУ) – два на каждую АБ (при отсутствии возможности установки 4 ЗУ на две АБ, допускается определять коли-
ЗУ
чество ЗУ как Х
= N
АБ
AB
+ 1, где N
количество АБ, а +1 – резервное
зарядное устройство, мощность которого должна быть выбрана с уче- том нагрузки потребителей всех секций СОПТ, а также компенсацией саморазряда первой и ускоренного заряда второй АБ;
шкафы управления оперативным током (ШУОТ) – по согласова- нию заказчика допускать применение только для упрощенной СОПТ (ШУОТ + герметичные АБ) на ПС 35–110 кВ с менее чем двумя выклю- чателями в РУ высшего напряжения;
кабельная распределительная сеть;
отключающие аппараты защиты от сверхтоков (коротких замыка- ний и перегрузок);
устройства защиты от перенапряжений;
коммутационные аппараты;
устройства мониторинга СОПТ;
устройство контроля изоляции полюсов сети относительно земли;
система автоматизированного поиска мест повреждения изоля- ции полюсов сети относительно земли (поиск «земли»);
устройства регистрации аварийных процессов и событий СОПТ в составе АСУ ТП;
средства выдачи сигнала обобщенной неисправности в АСУ ТП.
Здания управления и распределительных устройств ПС 35–110 кВ рекомендуется выполнять модульной конструкции, со- стоящей из быстросочленяемых блоков максимальной заводской го- товности, устанавливаемых на заранее подготовленном фундаменте. В комплект поставки может входить лестница.
В модуле изготовителем должны быть предусмотрены:
силовой щиток напряжением 380 В (питание систем освещения, отопления, вентиляции, кондиционирования);
щиток аварийного освещения;
система рабочего освещения (напряжение сети в нормальном режиме 380 В/220 В (фаза-ноль);
система аварийного освещения (напряжение сети в нормальном режиме 380 В/220 В (фаза-ноль), в аварийном режиме 220 В – ав- томатическое переключение питания системы аварийного освещения на БАО щита постоянного тока 220 В);
розеточная сеть 220 В;
сеть ремонтного освещения 220 В/12 В (ящик с понижающим трансформатором);
система отопления (напряжение сети 380 В/220 В (фаза-ноль);
система вентиляции (напряжение сети 380 В);
система кондиционирования (напряжение сети 380 В/220 В (фаза- ноль));
охранная сигнализация;
пожарная сигнализация (при необходимости, согласно [26]);
закладные металлоконструкции в полу для установки панелей (шкафов), в том числе и в резервных местах (количество, размеры и привязка осей закладных металлоконструкций будут уточнены после проведения тендера на панели (шкафы);
металлические кабельные каналы указанных размеров подполь- ного исполнения для разводки контрольных и силовых кабелей в со- ответствии с планом;
трубы указанных размеров в дне кабельных каналов с после- дующей герметизацией для вывода силовых и контрольных кабелей в кабельные лотки на ОРУ в соответствии с планом;
кабельные стойки с консолями вдоль стен кабельных каналов для прокладки силовых и контрольных кабелей;
заземляющее устройство внутри модуля.
Пределы огнестойкости строительных конструкций модулей долж- ны соответствовать требованиям [4], исходя из принятой степени ог- нестойкости модуля.
На окнах ОПУ должны быть предусмотрены антивандальные ре- шетки.
Помещения закрытых распределительных устройств выполняются без окон. В случае необходимости в естественном освещении следует применять стеклоблоки. Устройство световых фонарей не допускается.
Открытые распределительные устройства
В ОРУ 110 кВ и выше должен быть предусмотрен проезд вдоль выключателей и выключателей-разъединителей для передвиж- ных монтажно-ремонтных механизмов, пожарной аварийно-спасатель- ной техники и приспособлений, а также передвижных лабораторий. Габариты проезда по ширине должны быть не менее 4,0 м, по высоте – не менее 4,25 м.
Соединения гибких проводов в пролетах должно выполнять- ся опрессовкой с помощью соединительных зажимов, а соединения в петлях у опор, присоединение ответвлений в пролете и присоедине- ние к аппаратным зажимам − опрессовкой или сваркой. При этом при- соединение ответвлений в пролете выполняется, как правило, без раз- резания проводов пролета.
Пайка и скрутка проводов не допускаются.
Болтовые соединения допускаются только на зажимах аппаратов и на ответвлениях к разрядникам, ОПН, конденсаторам связи и транс- форматорам напряжения, а также для временных установок, для кото- рых применение неразъемных соединений требует большого объема работ по перемонтажу шин.
Гирлянды изоляторов для подвески шин в ОРУ могут быть одно- цепными. Если одноцепная гирлянда не удовлетворяет условиям ме- ханических нагрузок, то следует применять двухцепную.
Разделительные (врезные) гирлянды не допускаются, за исключе- нием гирлянд, с помощью которых осуществляется подвеска высоко- частотных заградителей.
Закрепление гибких шин и тросов в натяжных и подвесных зажимах в отношении прочности должно соответствовать требованиям 5.3.8.18.
ТКП 339-2022
430
Таблица 6.2.5 − Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ (подстанций) 10−750 кВ, защищенных разрядниками, и ОРУ 220−750 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений (в знаменателе) (рисунки 6.2.3–6.2.12)
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обо- зна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
до 10
20
35
110
150
220
330
750
6.2.3
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции,
A
ф-з
200
300
400
900
1300
1800
1200
2500
2000
5500
5000
6.2.4
6.2.5
находящихся под напряжением, до протяженных заземленных конструкций и до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м, а также до стационарных межъячейковых экранов и
противопожарных перегородок
6.2.3
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции,
Aф-з
200
300
400
900
1300
1600
1200
2200
1800
5000
4500
6.2.4
находящихся под напряжением, до заземленных конструкций: головка аппарата-опора, провод-стойка, траверса, провод-кольцо,
стержень
6.2.3
6.2.4
6.2.11
Между токоведущими частями разных фаз
A
ф-ф
220
330
440
1000
1400
2000
1600
2800
2200
8000
6500
6.2.5
6.2.7
От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограж- дений высотой до 1,6 м и до транспортируемого оборудования
Б
950
1050
1150
1650
2050
2550
2000
3250
3000
6300
5800
6.2.8
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней
В
950
1050
1150
1650
2050
3000
2400
4000
3500
7000
6000
6.2.6
6.2.12
От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов
Г
2900
3000
3100
3600
4000
4500
3900
5000
4700
8200
7200
ТКП 339-2022
431
Окончание таблицы 6.2.5
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обо- зна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
до 10
20
35
110
150
220
330
750
6.2.8
6.2.9
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонта- ли при обслуживании одной цепи и неотключенной другой
Д1
2200
2300
2400
2900
3300
3600
3200
4200
3800
7000
6500
6.2.10
6.2.12
От токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора или до здания и сооружения
Д
2200
2300
2400
2900
3300
3800
3200
4500
4000
7500
6500
6.2.11
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту
Ж
240
365
485
1100
1550
2200
1800
3100
2600
7500
6100
Примечания
транспортируемых по железнодорожным путям, допускается принять менее размера Б, но не менее размера A .
ф-ф
ф-ф ф-ф
щимися проводами, параллельными проводами длиной до 20 м для ОРУ 750 кВ с разрядниками равны 7000 мм, а для ОРУ 750 кВ с ОПН − 5500 мм.
ф
Для элементов изоляции, находящихся под распределенным потенциалом, изоляционные расстояния следует принимать с учетом фактических значений потенциалов в разных точках поверхности. При отсутствии данных о распределении потенциала следует условно принимать прямолинейный закон падения по- тенциала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны заземленных частей).
Расстояние от токоведущих частей или элементов изоляции (со стороны токоведущих частей), находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов,
Для напряжения 750 кВ в таблице даны расстояния A между параллельными проводами длиной более 20 м; расстояния A между экранами, скрещиваю-
Ограничители перенапряжений имеют защитный уровень ограничения коммутационных перенапряжений фаза-земля 1,8U .
Соединения жестких шин в пролетах следует выполнять сваркой, а соединение шин соседних пролетов – с помощью компен- сирующих устройств, присоединяемых к шинам, как правило, сваркой. Допускается присоединение компенсирующих устройств к пролетам с помощью болтовых соединений.
Ответвления от жестких шин могут выполняться как гибкими, так и жесткими, а присоединение их к пролетам следует выполнять, как правило, сваркой.
Ответвления от сборных шин ОРУ, как правило, должны располагаться ниже сборных шин.
Подвеска ошиновки одним пролетом над двумя и более секциями или системами сборных шин не допускается.
Нагрузки на шины и конструкции от ветра и гололеда, а так- же расчетные температуры воздуха должны определяться в соответ- ствии с требованиями строительных норм и правил. При этом прогиб жестких шин не должен превышать 1/80 длины пролета.
При определении нагрузок на конструкции дополнительно следует учитывать вес человека с инструментами и монтажными приспособле- ниями при применении:
натяжных гирлянд изоляторов − 2,0 кН;
поддерживающих гирлянд − 1,5 кН;
опорных изоляторов − 1,0 кН.
Тяжение спусков к аппаратам ОРУ не должно вызывать недопусти- мых механических напряжений и недопустимого сближения проводов при расчетных климатических условиях.
Расчетные механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные изоляторы, следует принимать в соот- ветствии с требованиями ТНПА.
Коэффициент запаса механической прочности при нагруз- ках, соответствующих 6.2.3.5, следует принимать:
для гибких шин − не менее 3 по отношению к их временному со- противлению разрыва;
для подвесных изоляторов − не менее 4 по отношению к гаранти- рованной минимальной разрушающей нагрузке целого изолятора (ме- ханической или электромеханической в зависимости от требований ТНПА на примененный тип изолятора);
для сцепной арматуры гибких шин − не менее 3 по отношению к минимальной разрушающей нагрузке;
для опорных изоляторов жесткой ошиновки − не менее 2,5 по от- ношению к гарантированной минимальной разрушающей нагрузке изо- лятора.
Опоры для крепления шин ОРУ должны рассчитываться как промежуточные или концевые в соответствии с 5.3.
Компоновки ОРУ 35 кВ и выше рекомендуется выполнять без верхнего яруса шин, проходящего над выключателями и выключа- телями-разъединителями.
Наименьшие расстояния в свету между неизолированны- ми токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведу- щих частей до земли, заземленных конструкций и ограждений, а также между неизолированными токоведущими частями разных цепей сле- дует принимать по таблице 6.2.5 (см. рисунки 6.2.3–6.2.12).
Если в установках расстояния между фазами увеличиваются по сравнению с приведенными в таблице 6.2.5 по результатам провер- ки на корону, соответственно должны быть увеличены и расстояния до заземленных частей.
ф-з
Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах (см. рисунок 6.2.3) между токоведущими и заземленными частями A
и между токоведущими частями разных фаз A
ф-ф
следует принимать
по таблице 6.2.5, а при гибких (см. рисунок 6.2.4) следует определять
следующим образом:
(6.2.1)где a = f sin;
f − стрела провеса проводов при температуре +15 °С, м;
= arctg P/Q;
Q − расчетная нагрузка от веса провода на 1 м длины провода, даН/м;
Р − расчетная линейная ветровая нагрузка на провод, даН/м; при этом скорость ветра принимается равной 60 % значения, вы- бранного при расчете строительных конструкций.
Наименьшие допустимые расстояния в свету между на- ходящимися под напряжением соседними фазами в момент их наи- большего сближения под действием токов КЗ должны быть не менее приведенных в таблице 5.3.18, принимаемых по наибольшему рабо- чему напряжению.
Наименьшие расстояния от токоведущих частей и изо- ляторов, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений должны быть (см. таблицу 6.2.5, рисунок 6.2.5):
по горизонтали − не менее размера Б при высоте ограждения
ф-з
1,6 м и не менее размера A
при высоте ограждения 2,0 м. Второй
вариант рекомендуется для применения в стесненных условиях пло- щадки ПС;
ф-з
по вертикали − не менее размера A
, отмеряемого в плоскости
ограждения от точки, расположенной на высоте 2,7 м от земли.
Рисунок 6.2.3 − Наименьшие расстояния в свету при жестких шинах
ф-з
между токоведущими и заземленными частями (A токоведущими частями разных фаз (A
, A
1
ф-з
)
) и между
ф-ф
Токоведущие части (выводы, шины, спуски и т. п.) мо- гут не иметь внутренних ограждений, если они расположены над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооруже- ний на высоте не менее значений, соответствующих размеру Г по та- блице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.6).
Неогражденные токоведущие части, соединяющие конденсатор устройств высокочастотной связи, телемеханики и защиты с филь- тром, должны быть расположены на высоте не менее 2,5 м. При этом рекомендуется устанавливать фильтр на высоте, позволяющей произ- водить его ремонт (настройку) без снятия напряжения с оборудования присоединения.
Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя кромка фарфо- ра (полимерного материала) изоляторов расположена над уровнем планировки или наземных коммуникационных сооружений на высоте не менее 2,5 м, разрешается не ограждать (рисунок 6.2.6). При мень- шей высоте оборудование должно иметь постоянные ограждения, ув- летворяющие требованиям 6.2.2.13, располагаемые от трансформато- ров и аппаратов на расстояниях не менее приведенных в 6.2.3.13. Вместо постоянных ограждений допускается устройство козырьков, предотвращающих прикосновение обслуживающего персонала к изо- ляции и элементам оборудования, находящимся под напряжением.
Рисунок 6.2.4 − Наименьшие расстояния в свету при гибких шинах между токоведущими и заземленными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной
горизонтальной плоскости
Расстояния от неогражденных токоведущих частей до габаритов машин, механизмов и транспортируемого оборудования должны быть не менее размера Б по таблице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.7).
Расстояния между ближайшими неогражденными токове- дущими частями разных цепей должны выбираться из условия без- опасного обслуживания одной цепи при неотключенной второй.
Рисунок 6.2.5 − Наименьшие расстояния от токоведущих частей
и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений
Рисунок 6.2.6 − Наименьшие расстояния от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки форфора изоляторов до земли
При расположении неогражденных токоведущих частей разных цепей размер В определен из условия обслуживания нижней цепи при неотключенной верхней, а размер Д 1 − обслуживания одной цепи при неотключенной другой. Если такое обслуживание не предусма- тривается, расстояние между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях должно приниматься в соответствии с 6.2.3.11; при этом должна быть учтена возможность сближения проводов в ус- ловиях эксплуатации (под влиянием ветра, гололеда, температуры).
Рисунок 6.2.7 − Наименьшие расстояния от токоведущих частей до транспортируемого оборудования
Рисунок 6.2.8 − Наименьшие расстояния между токоведущими частями разных цепей, расположенными в различных плоскостях с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней
Рисунок 6.2.9 − Наименьшие расстояния по горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при неотключенной другой
Расстояния между токоведущими частями и верхней кром- кой внешнего забора должны быть не менее размера Д по табли- це 6.2.5 (см. рисунок 6.2.10).
Рисунок 6.2.10 − Наименьшие расстояния от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения
Рисунок 6.2.11 − Наименьшие расстояния от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до заземленных
и токоведущих частей
Расстояния от подвижных контактов разъединителей в от- ключенном положении до заземленных частей должны быть не менее
размеров A
ф-з
и A
ф-з
; до ошиновки своей фазы, присоединенной ко вто-
рому контакту, − не менее размера Ж; до ошиновки других присоеди-
ф-ф
нений – не менее размера A
по таблице 6.2.5 (см.рисунок 6.2.11).
Расстояния между токоведущими частями ОРУ и здания- ми или сооружениями (ЗРУ, помещение щита управления, трансфор- маторная башня и др.) по горизонтали должны быть не менее размера Д, а по вертикали при наибольшем провисании проводов – не менее размера Г по таблице 6.2.5 (см. рисунок 6.2.12).
Прокладка воздушных осветительных линий, воздушных линий связи и цепей сигнализации над и под токоведущими частями ОРУ не допускается.
Расстояния от складов водорода до ОРУ, трансформато- ров, синхронных компенсаторов должны быть не менее 50 м; до опор ВЛ − не менее 1,5 высоты опоры; до зданий ПС при количестве храни- мых на складе баллонов до 500 шт. − не менее 20 м, свыше 500 шт. − не менее 25 м; до внешней ограды ПС − не менее 5,5 м.
Рисунок 6.2.12 − Наименьшие расстояния между токоведу- щими частями и зданиями и сооружениями
Расстояния от открыто установленных электротехнических устройств до водоохладителей ПС должны быть не менее значений, приведенных в таблице 6.2.6.
Таблица 6.2.6 − Наименьшее расстояние от открыто
установленных электротехнических устройств до водоохладителей ПС
Водоохладитель
Расстояние, м
Брызгальные устройства и открытые градирни
80
Башенные и одновентиляторные градирни
30
Секционные вентиляторные градирни
42
Для реконструируемых объектов приведенные в таблице 6.2.6 рас- стояния допускается уменьшать, но не более чем на 25 %.
Расстояния от оборудования РУ и ПС до зданий ЗРУ и дру- гих технологических зданий и сооружений, до КБ, СТК, СК определя- ются исключительно технологическими требованиями.
Противопожарные разрывы от маслонаполненного обо- рудования с массой масла в единице оборудования 60 кг и более до производственных, жилых и общественных зданий должны быть не менее:
16 м − при степени огнестойкости этих зданий I – II;
20 м − при степени огнестойкости III;
24 м − при степени огнестойкости lV и V.
При установке у стен производственных зданий категорий Г и Д маслонаполненных трансформаторов с массой масла 60 кг и более, электрически связанных с оборудованием, установленным в этих зда- ниях, разрешаются расстояния менее указанных. При этом на рассто- янии от них более 10 м и вне пределов участков шириной Б (см. ри- сунок 6.2.13) пределы огнестойкости и классы пожарной опасности строительных конструкций не нормируются.
При расстоянии менее 10 м до трансформаторов в пределах участ- ков шириной б должны выполняться следующие требования:
до высоты д (до уровня ввода трансформаторов) окна не допу- скаются;
при расстоянии г менее 5 м и степенях огнестойкости зданий III – V стена здания со стороны трансформаторов должна быть вы- полнена противопожарной 1-го типа и возвышаться над кровлей, вы- полненной из сгораемого материала, не менее чем на 0,6 м;
при расстоянии г менее 5 м и степенях огнестойкости зданий I – III, а также при расстоянии г 5 м и более без ограничения по ог- нестойкости на высоте от д до +е допускается заполнение оконных проемов противопожарными окнами 1-го типа; выше +е − окна, от- крывающиеся внутрь здания, с проемами, снабженными снаружи ме- таллическими сетками с ячейками не более 25 25 мм;
Первый вариант ( < 4 м)
е
A A
д
г
Допускается при г > 5 м
д
b a
A
Б=А+2в A–А
Допускается только при
г ≤ 5 м
Лестница
Площадка
Второй вариант ( > 4 м)
е
Б Б
Допускается при г > 5 м
д
д a д б в a в Б=а+2в Б=а+2в
Б–Б
Допускается только при
г ≤ 5 м
г
Лестница
Площадка
Обычное окно Противопожарные окна 1-го типа
Окно, открывающееся внутрь здания, с металличе- ской сеткой снаружи
Противопожарная дверь 1-го типа
Рисунок 6.2.13 − Требования к открытой установке маслонаполненных трансформаторов у зданий категорий Г и Д
при расстоянии г менее 5 м на высоте менее д, а при г 5 м и бо- лее – на любой высоте допускается устройство противопожарных две- рей 1-го типа;
вентиляционные приемные отверстия в стене здания при рас- стоянии г менее 5 м не допускаются; вытяжные отверстия с выбросом незагрязненного воздуха в указанном пределе допускаются на высо- те д с устройством противопожарных клапанов;
при расстоянии г от 5 до 10 м вентиляционные отверстия в ограж- дающих конструкциях кабельных помещений со стороны трансформа- торов на участке шириной б не допускаются.
Приведенные на рисунке 6.2.13 размеры а–г и А принимаются до наиболее выступающих частей трансформаторов на высоте не бо- лее 1,9 м от поверхности земли. При единичной мощности трансфор- маторов до 1,6 МВ·А расстояния в 1,5 м; е 8 м; более 1,6 MB·А – в 2 м; е 10 м. Расстояние б принимается по 6.2.13.8, расстояние г должно быть не менее 0,8 м.
Для предотвращения растекания масла и распростране- ния пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансфор- маторов, реакторов или выключателей с количеством масла более 1 т в единице должны быть выполнены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники с соблюдением следующих требований:
а) габариты маслоприемника должны выступать за габариты трансформатора, реактора или выключателя не менее чем на 0,6 м при массе масла до 2 т; 1 м – при массе от 2 до 10 т; 1,5 м – при массе от 10 до 50 т; 2 м – при массе более 50 т. При этом габарит маслопри- емника может быть принят меньше на 0,5 м со стороны стены или пе- регородки, располагаемой от трансформатора, реактора или выклю- чателя на расстоянии менее 2 м;
б) объем маслоприемника следует рассчитывать на единовремен- ный прием 100 % масла, залитого в трансформатор, реактор или вы- ключатель;
в) устройство маслоприемников и маслоотводов должно исклю- чать переток масла (воды) из одного маслоприемника в другой, рас- текание масла по кабельным и другим подземным сооружениям, рас- пространение пожара, засорение маслоотвода и забивку его снегом, льдом и т.п.;
г) маслоприемники под трансформаторы, реакторы или выключа- тели мощностью до 10 МВА допускается выполнять без отвода масла. Маслоприемники без отвода масла должны выполняться заглублен- ной конструкции и закрываться металлической решеткой, поверх ко- торой должен быть насыпан слой чистого гравия, или промытого гра- нитного щебня толщиной не менее 0,25 м, либо непористого щебня другой породы с частицами от 30 до 70 мм;
д) маслоприемники с отводом масла могут выполняться как заглу- бленными, так и незаглубленными (дно на уровне окружающей пла- нировки). При выполнении заглубленного маслоприемника устройство бортовых ограждений не требуется, если при этом обеспечивается объем маслоприемника, указанный в перечислении б);
е) маслоприемники с отводом масла могут выполняться:
с установкой металлической решетки на маслоприемнике, поверх которой насыпан гравий или щебень толщиной слоя 0,25 м;
без металлической решетки с засыпкой гравия на дно маслопри- емника толщиной слоя не менее 0,25 м.
Незаглубленный маслоприемник следует выполнять в виде борто- вых ограждений маслонаполненного оборудования. Высота бортовых ограждений должна быть не более 0,5 м над уровнем окружающей планировки.
Дно маслоприемника (заглубленного и незаглубленного) должно иметь уклон не менее 0,005° в сторону приямка и должно быть за- сыпано чисто промытым гранитным (либо другой непористой поро- ды) гравием или щебнем фракцией от 30 до 70 мм. Толщина засыпки должна быть не менее 0,25 м.
Верхний уровень гравия (щебня) должен быть не менее чем на 75 мм ниже верхнего края борта (при устройстве маслоприемников с бортовыми ограждениями) или уровня окружающей планировки (при устройстве маслоприемников без бортовых ограждений).
Допускается не проводить засыпку дна маслоприемников по всей площади гравием. При этом на системах отвода масла от трансфор- маторов (реакторов) следует предусматривать установку огнепрегра- дителей;
ж) при установке маслонаполненного электрооборудования на же- лезобетонном перекрытии здания (сооружения) устройство маслоот- вода является обязательным;
з) маслоотводы должны обеспечивать отвод из маслоприемника масла и воды, применяемой для тушения пожара АУВП, на безопас- ное в пожарном отношении расстояние от оборудования и сооруже- ний: 50 % масла и полное количество воды должны удаляться не бо- лее чем за 15 мин;
и) на подстанциях, не оборудованных АУВП, маслосборники должны выполняться закрытого типа и рассчитываться на едино- временный прием 100 % объема масла, содержащегося в наиболь- шем по объему масла трансформаторе, реакторе или выключателе. На подстанциях, оборудованных АУВП, маслосборники должны вы- полняться закрытого типа и рассчитываться на прием 100 % объема масла, содержащегося в наибольшем по объему масла трансформато- ре или реакторе, и 80 % воды от АУВП из расчета орошения площади
маслоприемника и площадей боковых поверхностей трансформатора или реактора с интенсивностью 0,2 л/с•м2 в течение 10 мин.
Удаление масла и воды из маслоприемника без отвода масла и маслосборника должно предусматриваться передвижным (пере- носным) насосным агрегатом. При этом рекомендуется выполнение простейшего устройства для проверки наличия масла (воды) в мас- лоприемнике.
Противопожарное водоснабжение подстанций необходи- мость устраивать согласно [62].
КРУН, КТПБ и КТПП наружной установки должны быть расположены на спланированной площадке на высоте не менее 0,2 м от уровня планировки с выполнением около шкафов площадки для об- служивания.
Расположение устройства должно обеспечивать удобные выкаты- вание и транспортировку трансформаторов и выкатной части ячеек.
Биологическая защита от воздействия электрических и магнитных полей
На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше в зонах пребывания обслу- живающего персонала (пути передвижения обслуживающего персона- ла, рабочие места) напряженность электрического поля должна быть в пределах допустимых уровней, установленных ГОСТ 12.1.002.
На ПС и в РУ напряжением 1−20 кВ в местах пребывания обслуживающего персонала напряженность магнитного поля (далее – МП) должна соответствовать требованиям [63].
На ПС на рабочих местах, где напряженность электриче- ского поля выше 5 кВ/м, рекомендуется производить устройство за- щитных экранов.
В местах напряженности электрического поля свыше 5 до 25 кВ/м допустимая продолжительность пребывания обслужива- ющего персонала без защитных экранов не должна превышать време- ни, указанного в [63].
На ПС и в ОРУ напряжением 330 кВ и выше в целях сниже- ния воздействия ЭП на персонал необходимо:
применять металлоконструкции ОРУ из оцинкованных, алюмини- рованных или алюминиевых элементов;
лестницы для подъема на траверсы металлических порталов располагать, как правило, внутри их стоек (лестницы, размещенные снаружи, должны быть огорожены экранирующими устройствами, обе- спечивающими внутри допустимые уровни напряженности ЭП).
На ПС и в ОРУ 330 кВ и выше для снижения уровня напря- женности ЭП следует исключать соседство одноименных фаз в смеж- ных ячейках.
На ПС напряжением 330 кВ и выше производственные и складские здания следует размещать вне зоны влияния ЭП. Допу- скается их размещение в этой зоне при обеспечении экранирования подходов ко входам в эти здания. Экранирование подходов, как прави- ло, не требуется, если вход в здание, расположенное в зоне влияния, находится с внешней стороны по отношению к токоведущим частям.
Производственные помещения, рассчитанные на постоянное пребывание персонала, не должны размещаться в непосредственной близости от токоведущих частей ЗРУ и других электроустановок, а так- же под и над токоведущими частями оборудования (например, токо- проводами), за исключением случаев, когда рассчитываемые уровни магнитных полей не превышают предельно допустимых значений.
Зоны пребывания обслуживающего персонала должны быть рас- положены на расстояниях от экранированных токопроводов и (или) шинных мостов, обеспечивающих соблюдение предельно допустимых уровней магнитного поля.
Токоограничивающие реакторы и выключатели не должны располагаться в соседних ячейках распредустройств 6–10 кВ.
При невозможности обеспечения этого требования между ячейка- ми токоограничивающих реакторов и выключателей должны устанав- ливаться стационарные ферромагнитные экраны.
Экранирование источников МП или рабочих мест при не- обходимости обеспечения допустимых уровней МП должно осущест- вляться посредством ферромагнитных экранов, толщина и ге- ометрические размеры которых следует рассчитывать по требуемому коэффициенту экранирования:
K = H /H
, (6.2.2)
э в доп
в
где H − наибольшее возможное значение напряженности МП на экра- нируемом рабочем месте, А/м;
H
доп
= 80 А/м − допустимое значение напряженности МП.
Для рабочих мест, где пребывание персонала по характеру и усло-
виям выполнения работ является непродолжительным, H
ется исходя из требований ГОСТ 12.1.002.
доп
определя-
Закрытые распределительные устройства и подстанции
Закрытые распределительные устройства и подстанции мо- гут как располагаться в отдельно стоящих зданиях, так и быть встро- енными или пристроенными.
Размещение отдельно стоящих зданий подстанций по отноше- нию к производственным, общественным и жилым зданиям долж- но соответствовать требованиям [4] и требованиям, приведенным в 8.2. Расстояние от трансформаторных подстанций до жилых зданий по условию обеспечения допустимых уровней шума, установленных [65], следует принимать по [61]. Должны быть соблюдены условия, при которых обеспечивается защита населения от вредного воздей- ствия электрических и магнитных полей, установленных в [58].
Пристройка ПС к существующему зданию с использованием стены здания в качестве стены ПС допускается при условии принятия спе- циальных мер, предотвращающих нарушение гидроизоляции стыка, при осадке пристраиваемой ПС. Указанная осадка должна быть также учтена при креплении оборудования на существующей стене здания.
Дополнительные требования к сооружению встроенных и пристроенных ПС в жилых и общественных зданиях – в разделе 8.
В помещениях ЗРУ 35–220 кВ и в закрытых камерах транс- форматоров следует предусматривать стационарные устройства или возможность применения передвижных либо инвентарных грузо- подъемных устройств для механизации ремонтных работ и техниче- ского обслуживания оборудования.
В помещениях с КРУ следует предусматривать площадку для ре- монта и наладки выкатных элементов.
Закрытые РУ разных классов напряжений, как правило, следует размещать в отдельных помещениях. Это требование не рас- пространяется на КТП 35 кВ и ниже, а также на КРУЭ.
Допускается размещать РУ до 1 кВ в одном помещении с РУ выше 1 кВ при условии, что части РУ или ПС до 1 кВ и выше будут эксплу- атироваться одной организацией.
Помещения РУ, трансформаторов, преобразователей и т.п. долж- ны быть отделены от служебных и других вспомогательных помеще- ний (исключения см. в [8] (главы 4.3, 5.1, 7.5)).
При компоновке КРУЭ в ЗРУ рекомендуется предусма- тривать площадки обслуживания на разных уровнях в случае, если они не поставляются изготовителем.
Трансформаторные помещения и ЗРУ не допускается раз- мещать:
под помещением производств с мокрым технологическим про- цессом, под душевыми, ванными и т.п.;
непосредственно над и под помещениями, в которых в пределах площади, занимаемой РУ или трансформаторными помещениями, одновременно может находиться более 50 человек в период более 1 ч. Это требование не распространяется на трансформаторные по- мещения с трансформаторами сухими или с негорючим наполнением, а также РУ для промышленных предприятий.
Расстояния в свету между неизолированными токоведу- щими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до заземленных конструкций и ограждений, пола и земли, а также между неогражденными токоведущими частями разных цепей должно быть не менее значений, приведенных в таблице 6.2.7 (см. рисунки 6.2.14–6.2.17).
Гибкие шины в ЗРУ следует проверять на их сближение под дей- ствием токов КЗ в соответствии с требованиями 6.2.3.10.
Расстояния от подвижных контактов разъединителей в отключенном положении до ошиновки своей фазы, присоединен- ной ко второму контакту, должно быть не менее размера Ж по табли- це 6.2.7 (см. рисунок 6.2.16).
Неизолированные токоведущие части должны быть защи- щены от случайных прикосновений (помещены в камеры, ограждены сетками и т. п.).
При размещении неизолированных токоведущих частей вне камер и расположении их ниже размера Д по таблице 6.2.7 от пола они долж- ны быть ограждены. Высота прохода под ограждением должна быть не менее 1,9 м (см. рисунок 6.2.17).
Токоведущие части, расположенные выше ограждений до высоты 2,3 м от пола, должны располагаться от плоскости ограждения на рас- стояниях, приведенных в таблице 6.2.7 для размера В (см. рисунок 6.2.16).
Аппараты, у которых нижняя кромка фарфора (полимерного ма- териала) изоляторов расположена над уровнем пола на высоте 2,2 м и более, разрешается не ограждать, если при этом выполнены назван- ные требования.
Применение барьеров в огражденных камерах не допускается.
Неогражденные неизолированные токоведущие части различных цепей, находящиеся на высоте, превышающей размер Д по таблице 6.2.7, должны быть расположены на таком расстоянии одна от другой, чтобы после отключения какой-либо цепи (например, секции шин) было обеспечено ее безопасное обслуживание при на- личии напряжения в соседних цепях. В частности, расстояние между неогражденными токоведущими частями, расположенными с двух
сторон коридора обслуживания, должно соответствовать размеру Г
по таблице 6.2.7 (см. рисунок 6.2.16).
Ширина коридора обслуживания должна обеспечивать удобное обслуживание установки и перемещение оборудования, при- чем она должна быть не менее (считая в свету между ограждения- ми): 1 м − при одностороннем расположении оборудования; 1,2 м − при двустороннем расположении оборудования.
В коридоре обслуживания, где находятся приводы выключателей или разъединителей, указанные размеры должны быть увеличены соответственно до 1,5 и 2 м, при этом несъемные рычаги управления не должны входить в размер коридора обслуживания, а съемные могут входить. При длине коридора до 7 м допускается уменьшение ширины коридора при двустороннем обслуживании до 1,8 м.
Ширина коридора обслуживания КРУ с выкатными эле- ментами и КТП должна обеспечивать удобство управления, переме- щения и разворота оборудования и его ремонта.
При установке КРУ и КТП в отдельных помещениях ширину кори- дора обслуживания следует определять, исходя из следующих требо- ваний:
при однорядной установке − длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее 0,6 м;
при двухрядной установке − длина наибольшей из тележек КРУ (со всеми выступающими частями) плюс не менее 0,8 м.
При наличии коридора с задней стороны КРУ и КТП для их осмо- тра ширина его должна быть не менее 0,8 м; допускаются отдельные местные сужения не более чем на 0,2 м.
При открытой установке КРУ и КТП в производственных помеще- ниях ширина свободного прохода должна определяться расположе- нием производственного оборудования, обеспечивать возможность транспортирования наиболее крупных элементов КРУ и КТП, в том числе КРУ с выкатными элементами, поставляемыми без тележек (при массе выкатного оборудования менее 20 кг), и в любом случае она должна быть не менее 1 м.
Таблица 6.2.7 − Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ (подстанций) 3–330 кВ, защищенных разрядниками, и ЗРУ 110–330 кВ, защищенных ограничителями перенапряжений1
(в знаменателе) (см. рисунки 6.2.14–6.2.17)
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обозна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
3
6
10
20
35
110
150
220
330
6.2.14
От токоведущих частей до за- земленных конструкций и частей зданий
A
ф-з
65
90
120
180
290
700
600
1100
800
1700
1200
2400
2000
6.2.14
Между проводниками разных фаз
A
ф-ф
70
100
130
200
320
800
750
1200
1050
1800
1600
2600
2200
6.2.15
От токоведущих частей до сплош- ных ограждений
Б
95
120
150
210
320
730
630
1130
830
1730
1230
2430
2030
6.2.16
От токоведущих частей до сетча- тых ограждений
В
165
190
220
280
390
800
700
1200
900
1800
1300
2500
2100
6.2.16
Между неогражденными токоведу- щими частями разных цепей
Г
2000
2000
2000
2200
2200
2900
2800
3300
3000
3800
3400
4600
4200
6.2.17
От неогражденных токоведущих частей до пола
Д
2500
2500
2500
2700
2700
3400
3300
3700
4200
3700
5000
6.2.17
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли при выходе их не на территорию ОРУ и при отсутствии
проезда транспорта под выводами
Е
4500
4500
4500
4750
4750
5500
5400
6000
5700
6500
6000
7200
6800
ТКП 339-2022
449
1 Ограничители перенапряжений имеют защитный уровень коммутационных перенапряжений фаза-земля 1,8 Uф.
ТКП 339-2022
450
Окончание таблицы 6.2.7
Номер рисунка
Наименование расстояния
Обозна- чение
Изоляционное расстояние, мм, для номинального напряжения, кВ
3
6
10
20
35
110
150
220
330
6.2.16
От контакта и ножа разъедини-
Ж
80
110
150
220
350
900
850
1300
1150
2000
1800
3000
2500
теля в отключенном положении до ошиновки, присоединенной к
второму контакту
–
От неогражденных кабельных
–
2500
2500
–
–
–
3800
3200
4500
4000
5750
5300
7500
6500
выводов из ЗРУ до земли при вы-
ходе кабелей на опору или портал не на территории ОРУ и при
отсутствии проезда транспорта
под выводами
Рисунок 6.2.14 − Наименьшие расстояния в свету между неизолированными токоведущими частями разных фаз в ЗРУ и между ними и заземленными частями (см. таблицу 6.2.7)
Рисунок 6.2.15 − Наименьшие расстояния между неизолированными токоведущими частями в ЗРУ и сплошными ограждениями
(см. таблицу 6.2.7)
Рис. 6.2.16 − Наименьшие расстояния от неизолированных токоведущих частей в ЗРУ до сетчатых ограждений и между неогражденными неизолированными токоведущими частями разных цепей (см. таблицу 6.2.7)
Высота помещения, как правило, должна быть не менее высоты КРУ, КТП, считая от шинных вводов, перемычек или выступающих ча- стей шкафов, плюс 0,8 м до потолка или 0,3 м до балок.
Допускается меньшая высота помещения, если при этом обеспе- чиваются удобство и безопасность замены, ремонта и наладки обо- рудования КРУ, КТП, шинных вводов и перемычек.
Расчетные нагрузки на перекрытия помещений по пути транспортировки электрооборудования должны приниматься с учетом массы наиболее тяжелого оборудования (например, трансформато- ра), а проемы должны соответствовать их габаритам.
При воздушных вводах в ЗРУ, КТП и закрытые ПС для слу- чая, когда вводы выходят не на территорию ОРУ и не пересекают проездов или мест, где возможно движение транспорта и т. п., рассто-
яния от низшей точки провода до поверхности земли должны быть не менее размера Е (см. таблицу 6.2.7, рисунок 6.2.17).
Рисунок 6.2.17 − Наименьшие расстояния от пола до неогражденных неизолированных токоведущих частей и до нижней кромки фарфора изолятора и высота прохода в ЗРУ. Наименьшее расстояние от земли до неогражденных линейных выводов из ЗРУ вне территории ОРУ
и при отсутствии проезда транспорта под выводами (см. таблицу 6.2.7)
При меньших расстояниях от провода до земли на соответству- ющем участке под вводом должны быть предусмотрены либо ограж- дение территории забором высотой 1,6 м, либо горизонтальное ограж- дение под вводом. При этом расстояние от земли до провода в пло- скости забора должно быть не менее размера Е.
При воздушных вводах, пересекающих проезды или места, где воз- можно движение транспорта и т. п., расстояния от низшей точки про- вода до земли следует принимать в соответствии с 5.3.15.3 и 5.3.15.4. При воздушных выводах из ЗРУ на территорию ОРУ указанные расстояния должны приниматься по таблице 6.2.5 для размера Г
(см. рисунок 6.2.6).
Расстояния между смежными линейными выводами двух цепей должны быть не менее значений, приведенных в таблице 6.2.3 для раз- мера Д, если не предусмотрены перегородки между выводами сосед- них цепей.
На кровле здания ЗРУ в случае неорганизованного водостока над воздушными вводами следует предусматривать козырьки.
На крышах ЗРУ над воздушными вводами должны быть предусмо- трены ограждения высотой не менее 0,8 м, выходящие в плане не ме- нее чем по 0,5 м от осей крайних фаз. Вместо указанных огражде- ний допускается устройство над вводами козырьков тех же габаритов в плане.
Прокладку кабельных линий к установленному оборудованию в ЗРУ рекомендуется осуществлять через кабельные подполья или ка- бельные каналы. Элементы перекрытия кабельного подполья, канала и люк (люки) в перекрытии кабельного подполья, канала должны иметь предел огнестойкости и класс пожарной опасности, соответствующие степени огнестойкости здания (сооружения) согласно [4].
Выходы из РУ следует выполнять исходя из следующих требований:
при длине РУ до 7 м допускается один выход;
при длине РУ более 7 до 60 м должны быть предусмотрены два выхода по его концам; допускается располагать выходы из РУ на рас- стоянии до 7 м от его торцов;
при длине РУ более 60 м, кроме выходов по его концам, долж- ны быть предусмотрены дополнительные выходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридора обслуживания до выхода было не более 30 м.
Выходы могут быть выполнены наружу, на лестничную клетку или в другое производственное помещение, а также в другие отсеки РУ. Выходы следует выполнять с соблюдением требований [4].
Ворота камер с шириной створки более 1,5 м должны иметь калит- ку, если они используются для выхода персонала.
Полы помещений РУ рекомендуется выполнять по всей площади каждого этажа на одной отметке. Конструкция полов должна исключать возможность образования цементной пыли. Устройство по-
рогов в дверях между отдельными помещениями и в коридорах не до- пускается (исключения − в 6.2.5.21, 6.2.5.24).
Двери из РУ должны открываться в направлении выхода из помещений или наружу и иметь самозапирающиеся замки, откры- ваемые без ключа со стороны РУ.
Замки в дверях помещений РУ одного напряжения должны откры- ваться одним и тем же ключом; ключи от входных дверей РУ и других помещений не должны подходить к замкам камер, а также к замкам дверей в ограждениях электрооборудования.
Требование о применении самозапирающихся замков не распро- страняется на РУ городских и сельских распределительных электри- ческих сетей напряжением 10 кВ и ниже.
Двери РУ городских и сельских распределительных сетей напряжени- ем 10 кВ и ниже должны запираться на встроенные механические замки.
КРУ и КТП собственных нужд электростанций и подстан- ций должны иметь ограждающие конструкции и перегородки, которые следует выполнять с соблюдением требований [4].
Допускается установка КРУ и КТП собственных нужд в технологи- ческих помещениях электростанций и ПС в соответствии с требовани- ями 6.2.6.8.
В одном помещении РУ напряжением от 0,4 кВ и выше до- пускается установка до двух масляных трансформаторов мощностью до 0,63 МВ·А каждый, отделенных друг от друга и от остальной части помещения РУ перегородкой из негорючих материалов с пределом огнестойкости EI45, высотой не менее высоты трансформатора, вклю- чая вводы высшего напряжения.
Аппараты, относящиеся к пусковым устройствам электро- двигателей, синхронных компенсаторов и т. п. (выключатели, пусковые реакторы, трансформаторы и т. п.), допускается устанавливать в об- щей камере без перегородок между ними.
Трансформаторы напряжения независимо от массы масла в них допускается устанавливать в огражденных камерах РУ. При этом в камере должен быть предусмотрен порог или пандус, рассчитанный на удержание полного объема масла, содержащегося в трансформа- торе напряжения.
Ячейки выключателей следует отделять от коридора об- служивания сплошными или сетчатыми ограждениями, а друг от дру- га − сплошными перегородками из негорючих материалов. Такими же перегородками или щитами эти выключатели должны быть отделены от привода.
Под каждым масляным выключателем с массой масла 60 кг и бо- лее в одном полюсе требуется устройство маслоприемника на полный объем масла в одном полюсе.
В закрытых отдельно стоящих, пристроенных и встроен- ных в производственные помещения ПС, в камерах трансформаторов и других маслонаполненных аппаратов с массой масла в одном баке до 600 кг при расположении камер на первом этаже с дверями, выхо- дящими наружу, маслосборные устройства не выполняются.
При массе масла или негорючего экологически безопасного диэ- лектрика в одном баке более 600 кг должен быть устроен маслопри- емник, рассчитанный на полный объем масла или на удержание 20 % масла с отводом в маслосборник.
Должны быть также предусмотрены меры против растекания мас- ла через кабельные сооружения.
При сооружении камер над подвалом, на втором этаже и выше (см. 6.2.6.4), а также при устройстве выхода из камер в кори- дор под трансформаторами и другими маслонаполненными аппара- тами должны выполняться маслоприемники по одному из следующих способов:
а) при массе масла в одном баке (полюсе) до 60 кг выполняется порог или пандус для удержания полного объема масла;
б) при массе масла от 60 до 600 кг под трансформатором (аппа- ратом) выполняется маслоприемник, рассчитанный на полный объем масла, либо у выхода из камеры − порог или пандус для удержания полного объема масла;
в) при массе масла более 600 кг:
маслоприемник, вмещающий не менее 20 % полного объема масла трансформатора или аппарата, с отводом масла в маслосбор- ник. Маслоотводные трубы от маслоприемников под трансформато- рами должны иметь диаметр не менее 10 см. Со стороны маслопри- емников маслоотводные трубы должны быть защищены сетками. Дно маслоприемника должно иметь уклон 2 % в сторону приямка;
маслоприемник без отвода масла в маслосборник. В этом слу- чае маслоприемник должен быть перекрыт решеткой со слоем тол- щиной 25 см чистого промытого гранитного (либо другой непористой породы) гравия или щебня фракцией от 30 до 70 мм и рассчитан на полный объем масла; уровень масла – на 5 см ниже решетки. Верх- ний уровень гравия в маслоприемнике под трансформатором должен быть на 7,5 см ниже отверстия воздухоподводящего вентиляционного канала. Площадь маслоприемника должна превышать площадь осно- вания трансформатора или аппарата.
Вентиляция помещений трансформаторов и реакторов должна быть приточно-вытяжной и обеспечивать удаление избыт- ков выделяемого тепла при номинальной мощности установленного оборудования. При невозможности удаления избыточного тепла при- точно-вытяжной вентиляцией с естественным побуждением предус- матривается механическая. Производительность приточно-вытяжных вентиляционных установок и кратность воздухообменов определяют- ся из расчета разности температур входящего в помещение и выходя- щего из него воздуха не более 15°С при номинальной нагрузке обору- дования и максимальной расчетной температуре наружного воздуха.
В местах с низкими зимними температурами приточные и вытяж- ные вентиляционные отверстия должны быть снабжены утепленными клапанами, открываемыми извне.
Помещения КРУЭ и помещения для хранения баллонов с элегазом должны быть оборудованы аварийной вытяжной вентиля- цией с 8-кратным воздухообменом. Вытяжка должна осуществляться из нижней (2/3) и верхней (1/3) зон помещений. Аварийная вентиляция должна включаться автоматически от стационарного газосигнализато- ра или от технологических защит элегазового оборудования при выда- че сигнала о падении давления в баллонах с элегазом. Кроме аварий- ной необходимо предусматривать приточно-вытяжную вентиляцию с естественным побуждением в объеме однократного воздухообмена.
Помещения РУ, содержащие оборудование, заполненное маслом или компаундом, должны быть оборудованы аварийной вытяж- ной вентиляцией, рассчитанной на 5-кратный воздухообмен, включае- мой извне и не связанной с другими вентиляционными устройствами.
Для помещений с элегазовым оборудованием, а также оборудо- ванием заполненным маслом или компаундом, находящихся выше уровня земли, как правило, достаточно естественной вентиляции, обеспечивающей однократный обмен воздуха в течение одного часа. Приточно-вытяжная вентиляция с принудительным побуждением (аварийная) в ЗРУ необходима, если объем элегаза (при давлении в 101,3 кПа) в самом большом отсеке аппаратов превышает 10 % от объема помещения
Контроль концентрации элегаза в помещении ЗРУ и трансформа- торных камерах должен осуществляться с помощью датчиков, уста- навливаемых на высоте 10–15 см от уровня пола не менее чем в двух местах помещения с наиболее вероятным скоплением элегаза.
Помещения, где возможны утечки элегаза, должны быть специаль- но отмечены плакатом, и вход в них ограничен. Курение в помещениях с элегазовым оборудованием запрещено, о чем должны предупреж- дать соответствующие надписи или знаки.
Проходы в ограждающих конструкциях зданий и помеще- ний после прокладки токопроводов и других коммуникаций следует выполнять с соблюдением требований [4].
Прочие отверстия в наружных стенах для предотвраще- ния проникновения животных и птиц должны быть защищены сетками или решетками с ячейками размером 10 10 мм.
Перекрытия кабельных каналов и двойных полов должны быть выполнены съемными плитами из негорючих материалов вро- вень с чистым полом помещения. Масса отдельной плиты перекрытия должна быть не более 50 кг.
Прокладка в камерах аппаратов и трансформаторов тран- зитных кабелей и проводов, как правило, не допускается. В исключи- тельных случаях допускается прокладка их в трубах или в противо- пожарном коробе (канале) с пределом огнестойкости не менее EI45.
Электропроводки освещения и цепей управления и измерения, расположенные внутри камер или же находящихся вблизи неизолиро- ванных токоведущих частей, могут быть допущены лишь в той мере, в какой это необходимо для осуществления присоединений (напри- мер, к измерительным трансформаторам).
6.2.5.33 Прокладка в помещения РУ относящихся к ним (не тран- зитных) трубопроводов отопления допускается при условии приме- нения цельных сварных труб без вентилей и т. п., а вентиляционных сварных коробов − без задвижек и других подобных устройств. Допу- скается также транзитная прокладка трубопроводов отопления при ус- ловии, что каждый трубопровод заключен в сплошную водонепрони- цаемую оболочку.
6.2.5.33 При выборе схемы РУ, содержащего элегазовые аппара- ты, следует применять более простые схемы, чем в РУ с воздушной изоляцией.
Внутрицеховые распределительные устройства и трансформаторные подстанции
Требования, приведенные в 6.2.6.2–6.2.6.6, учитывают осо- бенности внутрицеховых РУ и ПС напряжением до 35 кВ промышлен- ных предприятий, которые должны также отвечать другим требовани- ям настоящего раздела в той мере, в какой они не изменены.
Распределительные устройства и подстанции, специальные элек- троустановки промышленных предприятий, в том числе во взрывоо- пасных и пожароопасных зонах, электротермические установки долж- ны также отвечать требованиям соответствующих разделов.
Внутрицеховые РУ и ПС с маслонаполненным оборудова- нием могут размещаться на первом этаже в основных и вспомогатель- ных помещениях, которые согласно противопожарным требованиям отнесены к категории Г или Д, в зданиях I–II степени огнестойкости как открыто, так и в отдельных помещениях (см. 6.2.6.4 и 6.2.6.5).
Распределительные устройства и подстанции без маслонаполнен- ного оборудования могут размещаться в помещениях категории В1–В4, Г2 или Д.
На ПС могут быть установлены сухие, с негорючим экологически чистым диэлектриком или масляные трансформаторы.
В обоснованных случаях допускается в производственных зданиях I–II степени огнестойкости предусматривать выкатку внутрь помеще- ний сухих трансформаторов, трансформаторов с негорючим диэлек- триком, а также масляных трансформаторов с массой масла не более 6,5 т при условии выкатки и транспортировки их до ворот цеха пред- приятия не через взрывоопасные или пожароопасные зоны.
Под каждым трансформатором и аппаратом с массой мас- ла или жидкого диэлектрика 60 кг и более должен быть устроен мас- лоприемник в соответствии с требованиями 6.2.5.24 – как для транс- форматоров и аппаратов с массой масла более 600 кг.
Внутрицеховые, пристроенные и встроенные ПС, в том чис- ле КТП, установленные в отдельном помещении или открыто в произ- водственном помещении, должны отвечать следующим требованиям:
ПС (в том числе КТП) с масляными трансформаторами и закры- тые камеры с масляными трансформаторами разрешается устанавли- вать только на первом этаже основных и вспомогательных помещений производств, отнесенных к категории Г или Д, в зданиях I–II степени огнестойкости;
расстояния между отдельными помещениями разных ПС или между закрытыми камерами масляных трансформаторов не нор- мируются;
ограждающие конструкции помещения внутрицеховой или встро- енной ПС, в которой устанавливаются КТП с масляными трансформа- торами, а также закрытых камер масляных трансформаторов должны быть выполнены из негорючих материалов и иметь предел огнестой- кости не менее REI (EI) 45;
для ПС с трансформаторами сухими или с негорючим экологиче- ски чистым диэлектриком единичная или суммарная мощность транс- форматоров, их количество, расстояния между ними, расстояния меж- ду ПС, этаж установки не ограничиваются.
Допускается пристраивать и встраивать ПС, в том числе и КТП с масляными трансформаторами и закрытые камеры с масляными
трансформаторами, в помещения категории В1–В4 при условии отде- ления помещения трансформаторной подстанции от производствен- ного помещения противопожарными перегородками и противопожар- ными перекрытиями в соответствии с требованиями [4].
Вентиляция ПС, размещаемых в отдельных помещениях, должна отвечать требованиям 6.2.5.25−6.2.5.27.
При устройстве вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещаемых в производственных помещениях с нормаль- ной средой, разрешается забирать воздух непосредственно из цеха.
Для вентиляции камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), размещаемых в помещениях пыльных или с воздухом, содержащим проводящие или разъедающие смеси, воздух должен забираться извне либо очищаться фильтрами. Система вентиляции должна предотвра- щать подсос неочищенного воздуха из производственного помещения.
В зданиях с негорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, допускается непосредственно в цех.
В зданиях с трудногорючими перекрытиями отвод воздуха из камер трансформаторов и помещений ПС (КТП), сооружаемых внутри цеха, должен проводиться по вытяжным шахтам, выведенным выше кровли здания не менее чем на 1 м.
Полы внутрицеховых, встроенных и пристроенных ПС должны быть не ниже уровня пола цеха.
Открыто размещенные в цеху КТП и КРУ должны иметь сет- чатые ограждающие конструкции. Внутри ограждений должны быть предусмотрены проходы не менее указанных в 6.2.5.11.
Как правило, КТП и КРУ следует размещать в пределах «мертвой зоны» работы цеховых подъемно-транспортных механизмов. При рас- положении ПС и РУ в непосредственной близости от путей проезда внутрицехового транспорта, движения подъемно-транспортных меха- низмов должны быть приняты меры для защиты ПС и РУ от случайных повреждений (отбойные устройства, световая сигнализация и т. п.).
Комплектные, столбовые, мачтовые трансформаторные подстанции, сетевые секционирующие пункты
и реклоузеры
Требования, приведенные в 6.2.7.2–6.2.7.11, отражают особенности трансформаторных подстанций наружной установки комплектных, столбовых, мачтовых с высшим напряжением до 35 кВ и низшим напряжением до 1 кВ, а также сетевых секционирующих пун- ктов напряжением до 35 кВ и не относятся к КТП внутреннего обслу- живания.
Во всем остальном, что не оговорено в 6.2.7.1–6.2.7.11, следует руководствоваться другими требованиями 6.2.
Присоединение трансформатора к сети высшего напряже- ния должно осуществляться при помощи:
а) предохранителей и разъединителя (выключателя нагрузки);
б) комбинированного аппарата «предохранитель-разъединитель» с видимым разрывом цепи;
в) управляемых интеллектуальных разъединителей, отключающих поврежденный участок сети в бестоковую паузу цикла АПВ;
г) реклоузеров.
Управление коммутационным аппаратом должно осуществляться с поверхности земли. Привод коммутационного аппарата должен за- пираться на замок. Коммутационный аппарат должен иметь заземли- тели со стороны трансформатора.
Коммутационный аппарат МТП и СТП, как правило, должен устанавливаться на концевой (или ответвительной) опоре ВЛ.
Коммутационный аппарат КТП и ССП может устанавливаться как на концевой (ответвительной) опоре ВЛ, так и внутри КТП и ССП.
На подстанциях, ССП и реклоузерах без ограждения рас- стояние по вертикали от поверхности земли до неизолированных то- коведущих частей при отсутствии движения транспорта под выводами должно быть не менее 3,5 м для напряжений до 1 кВ, а для напряже- ний 10 (6) и 35 кВ − по таблице 6.2.7 (размер Е).
На подстанциях ССП и реклоузерах с ограждением высотой не ме- нее 1,8 м указанные расстояния до неизолированных токоведущих ча- стей напряжением 10 (6) и 35 кВ могут быть уменьшены до размера Г, указанного в таблице 6.2.5. При этом в плоскости ограждения рассто- яние от ошиновки до кромки внешнего забора должно быть не менее размера Д, указанного в той же таблице.
При воздушных вводах, пересекающих проезды и места, где воз- можно движение транспорта, расстояние от низшего провода до зем- ли следует принимать в соответствии с 5.3.15.3, 5.3.15.4.
При установке реклоузеров в ОРУ допускается принимать расстоя- ния по вертикали от поверхности земли до неизолированных токоведу- щих частей напряжением 10 (6) и 35 кВ в соответствии с размерами Г, указанными в таблице 6.2.5. Применяемые на реклоузерах несущие конструкции (в том числе железобетонные или металлические стойки) должны быть выбраны и установлены в соответствии с 6.2.2.1.
Для обслуживания МТП на высоте не менее 3 м должна быть оборудована площадка с перилами. Для подъема на площад- ку рекомендуется применять лестницы с устройством, запрещающим подъем по ней при включенном коммутационном аппарате.
Для СТП устройство площадок и лестниц не обязательно.
Части МТП, остающиеся под напряжением при отключен- ном коммутационном аппарате, должны находиться вне зоны досяга- емости (см. 4.3.11) с уровня площадки. Отключенное положение аппа- рата должно быть видно с площадки.
Со стороны низшего напряжения трансформатора рекомен- дуется устанавливать аппарат, обеспечивающий видимый разрыв.
Электропроводка в МТП и СТП между трансформатором и низковольтным шитом, а также между щитом и ВЛ низшего напряже- ния должна быть защищена от механических повреждений и выпол- няться в соответствии с требованиями, приведенными в 4.3.11.
Для подстанций мощностью 0,25 МВ·А и менее допускается освещение низковольтного щита не предусматривать.
По условиям пожарной безопасности подстанции (СТП, МТП) с размещением трансформаторов вне оболочки подстанции должны быть расположены на расстоянии:
а) с маслонаполненными трансформаторами:
не менее 3 м – от стен зданий I, II степеней огнестойкости;
не менее 5 м – от стен зданий lll степеней огнестойкости;
не менее 7,5 м – от стен зданий lV–V степеней огнестойкости;
б) с сухими трансформаторами с классами воспламеняемости, F, по [65]:
для F1 − на расстоянии 1,5 м до стен зданий;
для F0 − расстояние не нормируется.
Если подстанции (СТП, МТП) размещаются с меньшими расстояни- ями, должны быть предусмотрены специальные огнепреграждающие конструкции с высотой, определяемой верхней точкой бака (кожуха) трансформатора, и с длиной не менее ширины (длины) трансформа- тора, в зависимости от способа его установки.
Комплектные подстанции с трансформаторами, установленными внутри металлического или бетонного корпуса подстанции, которые размещаются на фундаменте, должны быть расположены на расстоя- ниях, определяемых по [4] (подраздел 9.2).
В местах возможного наезда транспорта подстанции долж- ны быть защищены отбойными тумбами.
Защита от грозовых перенапряжений
Защита от грозовых перенапряжений РУ и ПС осуществля- ется:
от прямых ударов молнии − стержневыми и тросовыми молние-
отводами;
от набегающих волн с отходящих линий − защитными аппара- тами, устанавливаемыми на подходах и в РУ, к которым относятся разрядники вентильные, ограничители перенапряжений, разрядники трубчатые и защитные искровые промежутки.
Ограничители перенапряжений, остающиеся напряжения которых при номинальном разрядном токе не более чем на 10 % ниже оста- ющегося напряжения РВ или среднего пробивного напряжения РТ или ИП, называются далее соответствующими.
Открытые РУ и ПС 35–750 кВ должны быть защищены от прямых ударов молнии.
Здания закрытых РУ и ПС следует защищать от прямых ударов молнии.
Защиту зданий закрытых РУ и ПС, имеющих металлические покры- тия кровли, следует выполнять заземлением этих покрытий. При на- личии железобетонной кровли и непрерывной электрической связи от- дельных ее элементов защита выполняется заземлением ее арматуры. Защиту зданий закрытых РУ и ПС, крыша которых не имеет метал- лических или железобетонных покрытий с непрерывной электрической связью отдельных ее элементов, следует выполнять стержневыми молниеотводами либо укладкой молниеприемной сетки непосред-
ственно на крыше зданий.
При установке стержневых молниеотводов на защищаемом зда- нии от каждого молниеотвода должно быть проложено не менее двух токоотводов по противоположным сторонам здания.
Молниеприемная сетка должна быть выполнена из стальной про- волоки диаметром 6–8 мм и уложена на кровлю непосредственно или под слой негорючих утеплителя или гидроизоляции. Сетка должна иметь ячейки площадью не более 150 м2 (например, ячейка 12 12 м). Узлы сетки должны быть соединены сваркой. Токоотводы, соединя- ющие молниеприемную сетку с заземляющим устройством, должны быть проложены не реже чем через каждые 25 м по периметру здания. В качестве токоотводов следует использовать металлические и же- лезобетонные (при наличии хотя бы части ненапряженной арматуры) конструкции зданий. При этом должна быть обеспечена непрерывная электрическая связь от молниеприемника до заземлителя. Металли- ческие элементы здания (трубы, вентиляционные устройства и пр.) следует соединять с металлической кровлей или молниеприемной
сеткой.
При расчете числа обратных перекрытий на опоре следует учиты- вать увеличение индуктивности опоры пропорционально отношению расстояния по токоотводу от опоры до заземления к расстоянию от за- земления до верха опоры.
При вводе в закрытые РУ и ПС ВЛ через проходные изоляторы, расположенные на расстоянии менее 10 м от токопроводов и дру- гих связанных с ним токоведущих частей, указанные вводы должны быть защищены РВ или соответствующими ОПН. При присоединении к магистралям заземления ПС на расстоянии менее 15 м от силовых трансформаторов необходимо выполнение условий 6.2.8.4
Для расположенных на территории ПС электролизных зданий, по- мещений для хранения баллонов с водородом и установок с ресиве- рами водорода молниеприемная сетка должна иметь ячейки площа- дью не более 36 м2 (например, 6 6 м).
Защита зданий и сооружений, в том числе взрывоопасных и пожа- роопасных, а также труб, расположенных на территории электростан- ции, осуществляется в соответствии с технической документацией, утвержденной в установленном порядке.
Защита ОРУ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии должна быть выполнена отдельно стоящими или установленными на конструк- циях стержневыми молниеотводами. Рекомендуется использовать за- щитное действие высоких объектов, которые являются молниеприем- никами (опоры ВЛ, прожекторные мачты, радиомачты и т. п.).
На конструкциях ОРУ 110 кВ и выше стержневые молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 1000 Ом·м − независимо от площади за- земляющего устройства ПС; более 1000 до 2000 Ом·м − при площади заземляющего устройства ПС 10 000 м2 и более.
Установка молниеотводов на конструкциях ОРУ 35 кВ допуска- ется при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 500 Ом·м − независимо от площади заземляющего устрой- ства ПС, более 500 Ом·м − при площади заземляющего устройства ПС 10 000 м2 и более.
От стоек конструкций ОРУ 35 кВ и выше с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземле- ния не менее чем в трех направлениях. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. Кроме того, должно быть установле- но не менее одного вертикального заземлителя (электрода) длиной не менее 5 м на каждом направлении, на расстоянии не менее длины электрода от места присоединения к магистрали заземления стойки с молниеотводом. При необходимости допускается установка допол- нительного вертикального электрода непосредственно в месте присо- единения к магистрали заземления стойки с молниеотводом.
Если зоны защиты стержневых молниеотводов не закрывают всю территорию ОРУ, дополнительно используют тросовые молниеотво- ды, расположенные над ошиновкой.
Гирлянды подвесной изоляции на порталах ОРУ 20 и 35 кВ с тросо- выми или стержневыми молниеотводами, а также на концевых опорах ВЛ должны иметь следующее количество изоляторов:
а) на порталах ОРУ с молниеотводами:
не менее шести изоляторов при расположении вентильных раз- рядников или соответствующих им по уровню остающихся напряже- ний ОПН не далее 15 м по магистралям заземляющего устройства от места присоединения к нему;
не менее семи изоляторов в остальных случаях; б) на концевых опорах:
не менее семи изоляторов при подсоединении к порталам тро- са ПС;
не менее восьми изоляторов, если трос не заходит на конструк- ции ПС и при установке на концевой опоре стержневого молниеотво- да.
Число изоляторов на ОРУ 35 кВ и концевых опорах должно быть увеличено, если это требуется по условиям приложения Б.
При установке молниеотводов на концевых опорах ВЛ 110 кВ и выше специальных требований к выполнению гирлянд изоляторов не предъявляется. Установка молниеотводов на концевых опорах ВЛ 3–20 кВ не допускается.
Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ, на которых установ- лены молниеотводы, до токоведущих частей должно быть не менее длины гирлянды.
Расстояние в земле между точкой заземления молниеотвода и точ- кой заземления нейтрали или бака трансформатора должно быть не менее 3 м.
На трансформаторных порталах, порталах шунтирую- щих реакторов и конструкциях ОРУ, удаленных от трансформаторов или реакторов по магистралям заземления на расстояние менее 15 м, молниеотводы могут устанавливаться при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон не более 350 Ом·м и при со- блюдении следующих условий:
непосредственно на всех выводах обмоток 6–35 кВ трансформа- торов или на расстоянии не более 5 м от них по ошиновке, включая ответвления к защитным аппаратам, должны быть установлены соот- ветствующие ОПН 6–35 кВ или РВ;
должно быть обеспечено растекание тока молнии от стойки кон- струкции с молниеотводом не менее чем по трем направлениям. Реко- мендуемый угол между направлениями – не менее 90°;
на каждом направлении на расстоянии 3–5 м от стойки с молние- отводом должно быть установлено по одному вертикальному электро- ду длиной не менее 5 м;
на ПС с высшим напряжением 35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале сопротивление заземляющего устрой- ства не должно превышать 4 Ом без учета естественных заземлителей;
заземляющие проводники РВ или ОПН и силовых трансфор- маторов рекомендуется присоединять к заземляющему устройству ПС поблизости друг от друга или выполнять их так, чтобы место при- соединения РВ или ОПН к заземляющему устройству находилось между точками присоединения заземляющих проводников портала с молниеотводом и трансформатора. Заземляющие проводники из- мерительных трансформаторов тока необходимо присоединить к за- земляющему устройству РУ в наиболее удаленных от заземления РВ или ОПН местах.
Защиту от прямых ударов молнии ОРУ следует, по возможно- сти, выполнять отдельно стоящими молниеотводами, установленными по периметру подстанции. Молниеотводы необходимо предусматри- вать на максимальном удалении от зданий ОПУ, ГЩУ, РЩ. Отдельно стоящие молниеотводы должны иметь обособленные заземлители с сопротивлением не более 80 Ом при импульсном токе 60 кА.
3
Расстояние S , м, между обособленным заземлителем молниеот- вода и заземляющим устройством ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 3 м):
u
S
3
> 0,2R , (6.2.3)
u
где R
импульсное сопротивление заземления, Ом, отдельно стоя-
щего молниеотвода.
Расстояние по воздуху S
в.о
, м, от отдельно стоящего молниеот-
вода с обособленным заземлителем до токоведущих частей, зазем-
ленных конструкций и оборудования ОРУ (ПС) должно быть равным (но не менее 5 м):
S
в.о
u
> 0,12R
+ 0,1H, (6.2.4)
где Н − высота рассматриваемой точки на токоведущей части или оборудовании над уровнем земли, м.
Заземлители отдельно стоящих молниеотводов в ОРУ могут быть присоединены к заземляющему устройству ОРУ (ПС) при соблюдении указанных в 6.2.8.2 условий установки молниеотводов на конструк- циях ОРУ. Место присоединения заземлителя отдельно стоящего
молниеотвода к заземляющему устройству ПС должно быть удалено по магистралям заземления на расстояние не менее 15 м от места присоединения к нему трансформатора (реактора), конструкций КРУН 6-10 кВ и зданий ОПУ, ГЩУ, РЩ. В месте присоединения заземлителя отдельно стоящего молниеотвода к заземляющему устройству ОРУ 35–150 кВ магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлени- ями – не менее 90°.
Заземлители молниеотводов, установленных на прожекторных мачтах, должны быть присоединены к заземляющему устройству ПС. В случае несоблюдения условий, указанных в 6.2.8.2, дополнительно к общим требованиям присоединения заземлителей отдельно стоя- щих молниеотводов должны быть соблюдены следующие требования:
в радиусе 5 м от молниеотвода следует установить три верти- кальных электрода длиной не менее 5 м;
если расстояние по магистрали заземления от места присоеди- нения заземлителя молниеотвода к заземляющему устройству до ме- ста присоединения к нему трансформатора (реактора) превышает 15 м, но менее 40 м, то на выводах обмоток напряжением до 35 кВ трансформатора должны быть установлены РВ или ОПН.
в.с
Расстояние по воздуху S
отдельно стоящего молниеотвода, за-
землитель которого соединен с заземляющим устройством ОРУ (ПС), до токоведущих частей должно составлять
S
в.с
> 0,1H + m, (6.2.5)
где H − высота токоведущих частей над уровнем земли, м; m − длина гирлянды изоляторов, м.
Тросовые молниеотводы ВЛ 110 кВ и выше, как правило, следует присоединять к заземленным конструкциям ОРУ (ПС).
От стоек конструкций ОРУ 110–750 кВ, к которым присоединены тросовые молниеотводы, должны быть выполнены магистрали за- земления не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. В радиусе 5 м от стойки кон- струкции, к которой присоединены тросовые молниеотводы, следует установить три вертикальных электрода длиной не менее 5 м.
Тросовые молниеотводы, защищающие подходы ВЛ 35 кВ, разреша- ется присоединять к заземленным конструкциям ОРУ при эквивалентном удельном сопротивлении земли в грозовой сезон: до 750 Ом·м − незави- симо от площади заземляющего контура ПС; более 750 Ом·м − при пло- щади заземляющего контура ПС 10000 м2 и более.
От стоек конструкций ОРУ 35 кВ, к которым присоединены тросо- вые молниеотводы, магистрали заземления должны быть выполнены не менее чем по трем направлениям. Рекомендуемый угол между направлениями – не менее 90°. Кроме того, на каждом направлении должно быть установлено по одному вертикальному электроду дли- ной не менее 5 м на расстоянии не менее 3–5 м. Сопротивление за- землителей концевых опор ВЛ напряжением 35 кВ не должно превы- шать 10 Ом.
Тросовые молниеотводы на подходах ВЛ 35 кВ к тем ОРУ, к кото- рым не допускается их присоединение, должны заканчиваться на бли- жайшей к ОРУ опоре. Первый от ОРУ бестросовый пролет этих ВЛ должен быть защищен стержневыми молниеотводами, устанавливае- мыми на ПС, опорах ВЛ или около ВЛ.
Гирлянды изоляторов на порталах ОРУ 35 кВ и на концевых опорах ВЛ 35 кВ следует выбирать в соответствии с 6.2.8.2.
Устройство и защита подходов ВЛ к ОРУ и ПС должны отве- чать требованиям, приведенным в 6.2.8,6, 6.2.8.10–6.2.8.14, 6.2.8.20– 6.2.8.24.
Не допускается установка молниеотводов на конструкциях:
трансформаторов, к которым открытыми токопроводами присо- единены вращающиеся машины;
опор открытых токопроводов, если к ним присоединены враща- ющиеся машины.
Порталы трансформаторов и опоры открытых токопроводов, свя- занных с вращающимися машинами, должны входить в зоны защиты отдельно стоящих или установленных на других конструкциях мол- ниеотводов.
Указанные требования относятся и к случаям соединения откры- тых токопроводов с шинами РУ, к которым присоединены вращающи- еся машины.
При использовании прожекторных мачт, мачт радиосвя- зи в качестве молниеотводов или порталов с молниеприемниками или присоединенными грозотросами с устройством на них систем освещения ОРУ, электропроводку к ним следует выполнять кабелями с металлической оболочкой в стальной трубе, металлических коробах или металлорукавах либо без металлической оболочки в алюминие- вой трубе.
Около конструкции с молниеотводом эти кабели должны быть про- ложены в металлических трубах в земле на протяжении 5–10 м. Трубы должны по концам присоединяться к заземляющему устройству ПС. Конец трубы, удаленный от мачты, присоединяется к вертикальному заземлителю длиной 5 м.
В месте ввода кабелей в здание металлическая оболочка кабе- лей, броня должны быть соединены с заземляющим устройством ПС, а также должны быть предусмотрены устройства защиты от импульс- ных перенапряжений уровня I. При горизонтальном эквивалентном сопротивлении земли, равном произведению длины кабеля от кон- струкции с молниеотводом до здания на удельное сопротивление земли, меньшее 450 Омм2, рекомендуется применять УЗИП I уровня
макс
с параметром максимального разрядного тока I
≥ 150 кА. При гори-
зонтальном эквивалентном сопротивлении земли 450–700 Омм2 ре- комендуется применять УЗИП I уровня с параметром максимального
разрядного тока 50 кА ≤ I
макс
≤ 100 кА. При горизонтальном эквива-
лентном сопротивлении земли более 700 Омм2, а также при удель-
ном сопротивлении земли более 350 Омм или при удаленности мачты от здания более 15 м применять УЗИП I уровня с параметром макси-
макс
мального разрядного тока I
≤ 50 кА.
В месте ввода кабелей на щит собственных нужд должны быть предусмотрены устройства защиты от импульсных перенапряжений уровня II.
Защита ВЛ 35 кВ и выше от прямых ударов молнии на под- ходах к РУ (ПС) выполняется тросовыми молниеотводами в соответ- ствии с таблицей 6.2.8.
На каждой опоре подхода, за исключением случаев, предусмотрен- ных в 5.3.9.7, трос должен быть присоединен к заземлителю опоры.
Если выполнение заземлителей с требуемыми сопротивлениями заземления оказывается невозможным, необходимо использовать следующие способы его снижения:
применение горизонтальных заземлителей, прокладываемых вдоль оси ВЛ и соединяющих ЗУ соседних опор ВЛ (заземлителей- противовесов). При этом в случае применения заземлителей-противо- весов на ВЛ с подвешиваемым на ней ОКГТ необходимо выполнять проверку ОКГТ на термическую стойкость в режиме однофазного КЗ;
применение глубинных вертикальных заземлителей длиной до 30 м.
В особо гололедных районах и в районах с эквивалентным удель- ным сопротивлением земли более 1000 Ом·м допускается выполнение защиты подходов ВЛ к РУ (ПС) отдельно стоящими стержневыми мол- ниеотводами, сопротивление заземлителей которых не нормируется.
В районах, имеющих не более 60 грозовых часов в году, допускается не выполнять защиту тросом подхода ВЛ 35 кВ к ПС 35 кВ с двумя трансформаторами мощностью до 1,6 МВ·А каж- дый или с одним трансформатором мощностью до 1,6 МВ·А и нали- чием резервного питания.
При этом опоры подхода ВЛ к ПС на длине не менее 0,5 км долж- ны иметь заземлители с сопротивлением, указанным в таблице 4.2.8. При выполнении ВЛ на деревянных опорах, кроме того, требуется на подходе длиной 0,5 км присоединять крепления изоляторов к зазем- лителю опор и устанавливать комплект трубчатых разрядников на пер- вой опоре подхода со стороны ВЛ. Расстояние между РВ или соответ- ствующими ОПН и трансформатором должно быть не более 10 м.
При отсутствии резервного питания на ПС с одним трансформа- тором мощностью до 1,6 MB·А подходы ВЛ 35 кВ к ПС должны быть защищены тросом на длине не менее 0,5 км.
На первой опоре подхода ВЛ 35–220 кВ к ПС, считая со сто- роны линии, должен быть установлен комплект трубчатых разрядников (РТ1) или соответствующих защитных аппаратов в следующих случаях:
линия по всей длине, включая подход, построена на деревянных опорах;
линия построена на деревянных опорах, подход линии − на ме- таллических или железобетонных опорах;
на подходах ВЛ 35 кВ на деревянных опорах к ПС 35 кВ защита выполняется в соответствии с 6.2.8.22.
Установка РТ1 в начале подходов ВЛ, построенных по всей длине на металлических или железобетонных опорах, не требуется.
Сопротивления заземляющего устройства опор с разрядниками или ОПН должны быть не более 10 Ом при удельном сопротивле- нии земли не выше 1000 Омм и не более 15 Ом при более высо- ком удельном сопротивлении. На деревянных опорах заземляющие спуски от этих аппаратов должны быть проложены по двум стойкам или с двух сторон одной стойки.
На ВЛ 35–110 кВ, которые имеют защиту тросом не по всей длине и в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, как правило, следует устанавливать комплект трубчатых разрядников (РТ2) или соответствующих защитных аппаратов на входных порта- лах или на первой от ПС опоре того конца ВЛ, который может быть отключен. При наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или соответ- ствующие ОПН.
Расстояние от РТ2 до отключенного конца линии (аппарата) долж- но быть не более 60 м для ВЛ 110 кВ и не более 40 м для ВЛ 35 кВ.
ТКП 339-2022
471
Таблица 6.2.8 − Защита ВЛ от прямых ударов молнии на подходах к РУ и подстанциям
Номи- нальное напря- жение ВЛ, кВ
Подходы ВЛ на опорах с горизонтальным расположением проводов
Подходы ВЛ на опорах
с негоризонтальным расположением проводов
Наибольшее допустимое сопротивление заземляющего устройства опор, Ом, при эквивалентном удельном сопротивле- нии земли, Ом·м**
Длина защищен- ного подхода, км*
Кол-во тросов, шт.
Защитный угол троса, град.
Длина за- щищенного подхода, км*
Кол-во тросов, шт.
Защитный угол троса, град.
До 100
Более 100
до 500
Более 500
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
35
1–2
2
30
1–2
1–2
30
10
15
20
110
1–3
2
20***
1–3
1–2
20***
10
15
20 4*
150
2–3
2
20***
2–3
1–2
20***
10
15
20 4*
220
2–3
2
20
2–3
2
20***
10
15
20 4*
330
2–4
2
20
2–4
2
20
10
15
20 4*
750
4–5
2
20–22
–
–
–
10
15
20 4*
* Выбор длины защищаемого подхода производится с учетом таблиц 6.2.10–6.2.13.
** На подходах ВЛ 110–330 кВ с двухцепными опорами заземляющие устройства опор рекомендуется выполнять с сопротивлением вдвое меньшим указанного в таблице 6.2.8.
*** На железобетонных опорах допускается угол защиты до 30°.
4* Для опор с горизонтальным расположением проводов, устанавливаемых в земле с эквивалентным удельным сопротивлением более 1000 Ом·м, допускается сопротивление заземляющего устройства 30 Ом.
На ВЛ, работающих на пониженном относительно клас- са изоляции напряжении, на первой опоре защищенного подхода ее к ПС, считая со стороны линии, т. е. на расстоянии от ПС, определяе- мом таблицами 6.2.10–6.2.12 в зависимости от удаления РВ или ОПН от защищаемого оборудования, должны быть установлены РТ или ИП класса напряжения, соответствующего рабочему напряжению линии.
Допускается устанавливать защитные промежутки или шунтиро- вать перемычками часть изоляторов в гирляндах на нескольких смеж- ных опорах (при отсутствии загрязнения изоляции). Число изоляторов в гирляндах, оставшихся незашунтированными, должно соответство- вать рабочему напряжению.
На ВЛ с изоляцией, усиленной по условию загрязнения атмосфе- ры, если начало защищенного подхода к ПС в соответствии с табли- цами 6.2.10–6.2.12 находится в зоне усиленной изоляции, на первой опоре защищенного подхода должен устанавливаться комплект за- щитных аппаратов, соответствующих рабочему напряжению ВЛ.
Трубчатые разрядники должны быть выбраны по току КЗ в соответствии со следующими требованиями:
для сетей до 35 кВ верхний предел тока, отключаемого трубча- тым разрядником, должен быть не менее наибольшего действующего значения тока трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом аперио- дической составляющей), а нижний предел − не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока двухфазного КЗ;
для сетей 110 кВ и выше верхний предел тока, отключаемого трубчатым разрядником, должен быть не менее наибольшего возмож- ного эффективного значения тока однофазного или трехфазного КЗ в данной точке сети (с учетом апериодической составляющей), а ниж- ний предел − не более наименьшего возможного в данной точке сети значения установившегося (без учета апериодической составляющей) тока однофазного или двухфазного КЗ. При отсутствии трубчатого раз- рядника на требуемые значения токов КЗ вместо них допускается при- менять ИП;
на ВЛ 3–35 кВ с деревянными опорами в заземляющих спусках защитных промежутков следует выполнять дополнительные защит- ные промежутки, установленные на высоте не менее 2,5 м от земли. Рекомендуемые размеры защитных промежутков приведены в табли- це 6.2.9.
Таблица 6.2.9 − Рекомендуемые размеры основных и дополнительных защитных промежутков
Номинальное напряжение, кВ
Размеры защитных промежутков, мм
основных
дополнительных
3
20
5
6
40
10
10
60
15
20
140
20
35
250
30
110
650
–
150
930
–
220
1350
–
330
1850
–
750
4220
–
Расстояния по шинам, включая ответвления, от разрядников до трансформаторов и другого оборудования должны быть не более указанных в таблицах 6.2.10–6.2.12 (см. 6.2.8.4). При превышении ука- занных расстояний должны быть дополнительно установлены защит- ные аппараты на шинах или линейных присоединениях.
Приведенные в таблицах 6.2.10–6.2.12 наибольшие допустимые расстояния до электрооборудования соответствуют его изоляции ка- тегории «б» по по ГОСТ 1516.3.
Наибольшие допустимые расстояния между РВ или ОПН и защи- щаемым оборудованием определяют, исходя из числа линий и разряд- ников, включенных в нормальном режиме работы ПС.
Количество и места установки РВ или ОПН следует выбирать, исходя из принятых на расчетный период схем электрических со- единений, числа ВЛ и трансформаторов. При этом расстояния от за- щищаемого оборудования до РВ или ОПН должны быть в пределах допустимых и на промежуточных этапах с длительностью, равной гро- зовому сезону или более. Аварийные и ремонтные работы при этом не учитываются.
ТКП 339-2022
474
Таблица 6.2.10 − Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 35–220 кВ
Номинальное напря-же- ние, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан- циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
35
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
0,5
20
30
–
–
30
40
–
–
35
45
–
–
25
40
–
–
30
50
–
–
1,0
40
60
–
–
50
100
–
–
90
120
–
–
75
100
–
–
100
150
–
–
1,5
60
90
–
–
80
120
–
–
120
150
–
–
100
130
–
–
125
200
–
–
2,0 и
более
75
100
–
–
100
150
–
–
150
180
–
–
125
150
–
–
150
200
–
–
Опоры с негоризо- нтальным располо- жением проводов
1,0
20
30
–
–
30
40
–
–
40
50
–
–
40
60
–
–
50
100
–
–
1,5
30
50
–
–
50
60
–
–
60
70
–
–
60
90
–
–
80
120
–
–
2,0 и
более
45
70
–
–
70
90
–
–
90
100
–
–
70
120
–
–
90
150
–
–
110
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
1,0
30
50
40
100
50
70
60
120
70
90
80
125
120
140
130
180
130
150
140
190
1,5
50
80
70
150
70
90
80
160
90
110
100
175
140
170
150
200
200
200
180
200
2,0
70
100
90
180
80
120
100
200
110
135
120
250
170
200
180
220
200
200
200
200
2,5
90
165
120
220
95
150
125
250
125
180
135
250
190
200
220
250
200
200
200
200
3,0 и
более
100
180
150
250
110
200
160
250
140
200
170
250
200
200
250
250
200
200
250
250
ТКП 339-2022
475
Продолжение таблицы 6.2.10
Номинальное напря-же- ние, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан- циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
110
Опоры с негоризо- нтальным располо- жением проводов
1,0
15
20
20
50
20
30
30
75
30
40
40
100
70
90
80
110
100
130
120
170
1,5
30
55
40
80
40
60
50
100
50
70
60
130
110
130
120
160
150
180
160
200
2,0
50
75
70
120
60
90
70
150
70
100
90
190
120
150
140
180
200
200
180
250
2,5
65
100
90
160
70
115
100
200
80
125
120
250
130
200
160
230
200
200
200
200
3,0 и
более
80
140
120
200
80
140
130
250
95
150
140
250
150
200
180
250
200
220
220
250
150–
220
Опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
Опоры с негоризон- тальным расположе- нием проводов
2,0
–
–
20
65
–
–
60
100
–
–
90
110
90
160
100
210
150
220
200
280
2,5
–
–
35
75
–
–
70
140
–
–
100
150
110
180
120
250
170
280
250
350
3,0 и
более
–
–
80
100
–
–
90
170
–
–
120
180
120
200
160
280
190
310
270
400
2,0
–
–
10
35
–
–
35
60
–
–
45
65
60
90
75
130
90
120
100
150
2,5
–
–
15
70
–
–
65
90
–
–
80
90
80
120
100
180
120
160
140
220
3,0
–
–
40
90
–
–
85
110
–
–
100
120
100
160
140
230
150
200
180
300
ТКП 339-2022
476
Окончание таблицы 6.2.10
Номинальное напря-же- ние, кВ
Тип опор на подходах ВЛ к РУ и подстан- циям
Длина защищенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояния до силовых трансформаторов, м
Расстояния до остального оборудования, м
тупиковые РУ
РУ с двумя постоянно включенными ВЛ
РУ с тремя или более по- стоянно включенными ВЛ
тупиковые РУ
РУ с двумя или более по- стоянно включенными ВЛ
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни- ки II гр.
разрядники III гр.
разрядни-ки II гр.
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
1 РВС
2
РВС
1 РВМГ
2
РВМГ
Примечания
Lопн = Lрв (Uисп – Uопн)/(Uисп –Uрв),
где L − расстояние от ОПН до защищаемого оборудования, м;
опн
L − расстояние от разрядника до защищаемого оборудования, м;
рв
U − испытательное напряжение защищаемого оборудования при полном грозовом импульсе, кВ;
исп
U , U − остающееся напряжение на ОПН (РВ) при токе 5 кА − для классов напряжения 110–220 кВ; 10 кА − для классов напряжения 330 кВ и выше.
опн рв
4 При отличающихся данных защищенного тросом подхода допускается линейная интерполяция допустимого расстояния.
Расстояния от РВ до электрооборудования, кроме силовых трансформаторов, не ограничиваются при числе параллельно работающих ВЛ: на напряжении 110 кВ − 7 и более; на 150 кВ − 6 и более; на 220 кВ − 4 и более.
Допустимые расстояния определяются до ближайшего РВ.
При использовании ОПН вместо РВ или при изменении испытательных напряжений защищаемого оборудования расстояние до силовых трансформаторов или другого электро- оборудования определяется по формуле
ТКП 339-2022
477
Таблица 6.2.11 − Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 330 кВ
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплектов вентильных раз- рядников, тип, место установки
Длина защи- щенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов напряжения
до остального оборудования
опоры с гори- зон-тальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным располо-жени- ем проводов
опоры с горизон-тальным располо-жением
проводов
опоры с не- горизонтальным располо-жением проводов
опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
опоры с не- горизон-тальным расположе-нием проводов
Тупиковая по схеме блока трансформа- тор – линия
Один комплект вентильных разряд- ников II гр. у силового трансформатора
2,5
45
–
75
–
130
100
3,0
70
20
90
30
140
110
4,0
100
50
115
85
150
130
Два комплекта вентильных раз- рядников II гр.: один комплект − у силового трансформатора, другой − в линейной ячейке
2,5
70
–
250**
–
330**
232**
3,0
120
20
320**
100
380**
270**
4,0
160
90
400**
250
450**
340**
Тупиковая по схеме объединенный блок
Два комплекта вен- тильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
70
–
210
–
335
280
2,5
110
20
240
100
340
320
3,0
150
65
260
200
355
340
ТКП 339-2022
478
Продолжение таблицы 6.2.11
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплектов вентильных раз- рядников, тип, место установки
Длина защи- щенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов напряжения
до остального оборудования
опоры с гори- зон-тальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным располо-жени- ем проводов
опоры с горизон-тальным располо-жением
проводов
опоры с не- горизонтальным располо-жением проводов
опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
опоры с не- горизон-тальным расположе-нием проводов
Проходная с двумя ВЛ и одним транс- фор-матором, по схеме треугольник
Один комплект вентильных разряд- ников II гр. у силового трансформатора
2,0
80
–
160
–
390
300
2,5
110
50
210
120
410
350
3,0
150
80
250
150
425
380
Проходная с двумя ВЛ и двумя транс- форматорами по схеме мостик
Два комплекта вен- тильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
60
–
320
–
420
300
2,5
80
20
400
260
500
360
3,0
130
60
475
310
580
415
Проходная с двумя ВЛ и двумя транс- форматорами
по схеме четы- рехугольник
Два комплекта вен- тильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
150
–
500
–
1000
1000
2,5
200
80
700
320
1000
1000
3,0
240
140
750
470
1000
1000
Подстанция с тремя и более отходящими ВЛ и двумя транс- форма-торами
Два комплекта вен- тильных разрядников II гр. у силовых транс- форматоров
2,0
150
40
960
–
1000
1000
2,5
220
80
1000
400
1000
1000
3,0
300
140
1000
1000
1000
1000
ТКП 339-2022
479
Окончание таблицы 6.2.11
Тип под- станции, число ВЛ
Число комплектов вентильных раз- рядников, тип, место установки
Длина защи- щенного тросом подхода ВЛ, км
Расстояние*, м
до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов
до трансформаторов напряжения
до остального оборудования
опоры с гори- зон-тальным расположени- ем проводов
опоры с него- ризонтальным располо-жени- ем проводов
опоры с горизон-тальным располо-жением
проводов
опоры с не- горизонтальным располо-жением проводов
опоры с горизон- тальным располо- жением проводов
опоры с не- горизон-тальным расположе-нием проводов
Подстанция с тремя и более отходящими ВЛ и одним транс- форма-тором
Один комплект вентильных разряд- ников II гр. у силового трансформатора
2,0
100
30
700
–
1000
750
2
175
70
800
200
1000
1000
3,0
250
100
820
700
1000
1000
* Соответственно примечанию 3 к таблице 6.2.10.
** От РВ, установленных у силовых трансформаторов.
Примечание − При отличающихся длинах защищенного подхода допускается линейная интерполяция значения допустимого расстояния.
ТКП 339-2022
480
Таблица 6.2.12 − Наибольшие допустимые расстояния от вентильных разрядников до защищаемого оборудования 750 кВ
Тип подстанции, число ВЛ
Число комплектов разрядников, тип, место установки
Расстояние*, м
до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунти- рующих реакторов
до транс- форматоров напряжения
до остального электрооборудо- вания
Тупиковая по схеме блок трансфор- матор – линия с одним шунтирующим реактором
Три комплекта вентильных разрядников: один − у силового трансформатора, другой − у реактора, третий − в линейной ячейке
75***
200***
1000
Тупиковая по схеме трансформа- тор − линия с двумя шунтирующими реакторами
Три комплекта вентильных разрядников: один − у силового трансформатора, второй и третий − у реактора
75***
140***
350***
То же
Четыре комплекта вентильных разрядников: один − у силово- го трансформатора, второй и третий − у реакторов; четвертый
- в линейной ячейке
140
230
1000
Тупиковая по схеме два трансформа- тора − линия с одним шунтирующим реактором
Три комплекта вентильных разрядников: два − у силовых трансформаторов, третий − у реактора
50***
140***
350*
То же
Четыре комплекта вентильных разрядников: два − у силовых трансформаторов, третий − у реактора, четвертый комплект
- в линейной ячейке
130
230
1000
Проходная по схеме трансформа- тор − две линии с шунтирующими реакторами
Три комплекта вентильных разрядников: один − у силового трансформатора, два − у реактора
100
120
350**
Проходная по схеме два трансфор- матора − две линии с шунтирующими реакторами
Четыре комплекта вентильных разрядников: два – у силовых трансформаторов, два −
у реакторов
120
120
350**
* При расстоянии от оборудования, установленного на вводе ВЛ на подстанцию (конденсатор связи, линейный разъединитель и др.), до точки присоединения ВЛ к ошиновке подстанции − не более 45 м.
** То же, не более 90 м.
*** При использовании ОПН, в том числе в РУ с уменьшенными воздушными изоляционными промежутками, или при изменении испытательных напряжений допустимые расстояния до силовых трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов и другого электрооборудования определяются согласно примечанию 3 к таблице 6.2.10.
В цепях трансформаторов и шунтирующих реакторов РВ или ОПН должны быть установлены без коммутационных аппаратов между ними и защищаемым оборудованием.
Защитные аппараты при нахождении оборудования под напряжением должны быть постоянно включены.
При присоединении трансформатора к РУ кабельной ли- нией 110 кВ и выше в месте присоединения кабеля к шинам РУ с ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. Заземляющий зажим РВ или ОПН должен быть присоединен к металлическим оболочкам кабеля. В случае присоединения к шинам РУ нескольких кабелей, не- посредственно соединенных с трансформаторами, на шинах РУ уста- навливается один комплект РВ или ОПН. Место их установки следует выбирать возможно ближе к местам присоединения кабелей.
При длине кабеля больше удвоенного расстояния, указанного в та- блицах 6.2.10–6.2.12, РВ или ОПН с такими же остающимися напря- жениями, как у защитного аппарата в начале кабеля, устанавливается у трансформатора.
Неиспользуемые обмотки низшего и среднего напряжений силовых трансформаторов (автотрансформаторов), а также обмотки, временно отключенные от шин РУ в грозовой период, соединенные в звезду или треугольник, должны быть защищены РВ или ОПН, вклю- ченными между вводами каждой фазы и землей.
Для защиты нейтралей обмоток 110–150 кВ силовых транс- форматоров, имеющих изоляцию, пониженную относительно изоля- ции линейного конца обмотки и допускающую работу с разземленной нейтралью, следует устанавливать ОПН, обеспечивающие защиту их изоляции и выдерживающие в течение нескольких часов квазиустано- вившиеся перенапряжения при обрыве фазы линии.
В нейтрали трансформатора, изоляция которой не допускает раз- земления, установка разъединителей не допускается.
Шунтирующие реакторы 330 и 750 кВ должны быть защи- щены от грозовых и внутренних перенапряжений грозовыми или ком- бинированными разрядниками, устанавливаемыми на присоединени- ях реакторов.
Распредустройства 3–20 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть защищены РВ или ОПН, установленными на шинах или у трансформаторов. В обоснованных случаях могут быть допол- нительно установлены защитные емкости. Вентильный разрядник или ОПН в одной ячейке с трансформатором напряжения должен быть присоединен до его предохранителя.
При применении воздушной связи трансформаторов с шинами РУ 3–20 кВ расстояния от РВ и ОПН до защищаемого оборудования
не должны превышать 60 м при ВЛ на деревянных опорах и 90 м – при ВЛ на металлических и железобетонных опорах.
При присоединении трансформаторов к шинам кабелями рассто- яния от установленных на шинах РВ или ОПН до трансформаторов не ограничиваются.
Защита подходов ВЛ 3–20 кВ к ПС молниеотводами по условиям грозозащиты не требуется.
На подходах ВЛ 3–20 кВ с деревянными опорами к ПС на рассто- янии 200–300 м от ПС должен быть установлен комплект защитных аппаратов (РТ1). На ВЛ 3–20 кВ, которые в грозовой сезон могут быть длительно отключены с одной стороны, следует устанавливать защит- ные аппараты (далее − РТ2) на конструкции ПС или на концевой опоре того конца ВЛ, который может быть длительно отключен. Расстояние от РТ2 до отключенного выключателя по ошиновке должно быть не бо- лее 10 м. При мощности трансформатора до 0,63 MB·A допускается не устанавливать трубчатые разрядники на подходах ВЛ 3–20 кВ с де- ревянными опорами.
При невозможности выдержать указанные расстояния, а также при наличии на отключенном конце ВЛ трансформаторов напряжения вместо РТ2 должны быть установлены РВ или ОПН. Расстояние от РВ до защищаемого оборудования должно быть при этом не более 10 м, для ОПН − увеличенное пропорционально разности испытательного напряжения ТН и остающегося напряжения ОПН. При установке РВ или ОПН на всех вводах ВЛ в ПС и их удалении от подстанционного оборудования в пределах допустимых значений по условиям грозо- защиты защитные аппараты на шинах ПС могут не устанавливаться. Сопротивление заземления разрядников (ОПН) РТ1 и РТ2 не должны превышать 10 Ом при удельном сопротивлении земли до 1000 Ом•м и 15 Ом при более высоком удельном сопротивлении.
На подходах к подстанциям ВЛ 3–20 кВ с металлическими и желе- зобетонными опорами установка защитных аппаратов не требуется. Однако при применении на ВЛ 3–20 кВ изоляции, усиленной более чем на 30 % (например, из-за загрязнения атмосферы), на расстоянии 200–300 м от ПС и на ее вводе должны быть установлены ИП.
Металлические и железобетонные опоры на протяжении 200–300 м подхода к ПС должны быть заземлены с сопротивлением не более приведенных в таблице 5.3.19.
Защита ПС 3–20 кВ с низшим напряжением до 1 кВ, присоединен- ных к ВЛ 3–20 кВ, должна выполняться РВ или ОПН, устанавливаемы- ми со стороны высокого и низкого напряжения ПС.
В случае присоединения ВЛ 3–20 кВ к ПС с помощью кабельной вставки в месте присоединения кабеля к ВЛ должен быть установлен комплект РВ или ОПН. В этом случае заземляющий зажим защитного
аппарата, металлические оболочки кабеля, а также корпус кабельной муфты должны быть соединены между собой по кратчайшему пути. Заземляющий зажим разрядника должен быть соединен с заземли- телем отдельным спуском. Если ВЛ выполнена на деревянных опо- рах, на расстоянии 200–300 м от конца кабеля следует устанавливать комплект защитных аппаратов. При длине кабельной вставки более 50 м установка РВ или ОПН на ПС не требуется. Сопротивление за- землителя аппарата должно быть не более значений, приведенных в таблице 5.3.19. Молниезащита токопроводов 3–20 кВ осуществляет- ся как молниезащита ВЛ соответствующего класса напряжения.
Защита кабельных вставок ВЛ 35-220 кВ должна осущест- вляться в соответствии с требованиями 5.3.9.10.
Защиту ПС 35–110 кВ с трансформаторами мощностью до 40 МВ·А, присоединенными к ответвлениям протяженностью менее требуемой длины защищаемого подхода (см. таблицы 6.2.8 и 6.2.10) от действующих ВЛ без троса, допускается выполнять по упрощенной схеме (см. рисунок 6.2.18), включающей:
Рисунок 6.2.18 − Схемы защиты от грозовых перенапряжений ПС, присоединенных к ВЛ ответвлениями длиной до и более 150 м
разрядники вентильные или ОПН – устанавливаются на ПС на расстоянии от силового трансформатора не более 10 м при ис- пользовании РВ III группы или соответствующих ОПН и не более 15 м при использовании РВ II группы или соответствующих ОПН. При этом расстояние от РВ до остального оборудования не должно превышать соответственно 50 и 75 м.
Расстояние до ограничителей определяется так же, как в таблицах 6.2.10−6.2.13;
тросовые молниеотводы подхода к ПС на всей длине ответвле- ния; при длине ответвления менее 150 м следует дополнительно за- щищать тросовыми или стержневыми молниеотводами по одному пролету действующей ВЛ в обе стороны от ответвления;
комплекты защитных аппаратов РТ1, РТ2 с сопротивлением за- землителя не более 10 Ом, устанавливаемые на деревянных опорах: РТ2 − на первой опоре с тросом со стороны ВЛ или на границе участ- ка, защищаемого стержневыми молниеотводами; РТ1 − на незащи- щенном участке ВЛ на расстоянии 150–200 м от РТ2.
При длине подхода более 500 м установка комплекта трубчатых
разрядников РТ1 не требуется.
Защита ПС, на которых расстояния между РВ и трансформатором превышают 10 м, выполняется в соответствии с требованиями, при- веденными в 6.2.9.5.
Упрощенную защиту ПС в соответствии с указанными требования- ми допускается выполнять и в случае присоединения ПС к действую- щим ВЛ с помощью коротких подходов (см. рисунок 6.2.19). При этом трансформаторы должны быть защищены РВ II группы или соответ- ствующими ОПН.
Выполнение упрощенной защиты ПС, присоединенных к вновь со- оружаемым ВЛ, не допускается.
В районах с удельным сопротивлением земли 1000 Ом·м и более сопротивление заземления разрядников РТ1 и РТ2 35–110 кВ, устанавливаемых для защиты ПС, которые присоединяются к дей- ствующим ВЛ на ответвления или с помощью коротких заходов, долж- но быть не более 30 Ом.
Коммутационные аппараты, устанавливаемые на опорах ВЛ до 110 кВ, имеющих защиту тросом не по всей длине, как правило, должны быть защищены защитными аппаратами, устанавливаемыми на тех же опорах со стороны потребителя. Если коммутационный ап- парат нормально отключен, защ