контакты

цены

услуги

справочная информация

статьи

	Главная
	Электрика
-	Монтаж электрики, ремонт
-	Электротехнические измерения
-	Цены на электромонтажные работы
+	ПТЕЕС 2012
-	ПБЕЕС
-	ПУЭ (ПУЕ)
+	Установка, ТО, ремонт кондиционеров
+	Связь, Мини-АТС обслуживание, ремонт медных линий связи
+	Оптика
+	Телевидение
+	Компьютерные сети
+	Электротехническая лаборатория
+	Cварочные работы
	Ремонт дизель генераторов
	Ремонт измерительных приборов
	Ремонт офисной техники

 

 

Правила улаштування електроустановок.

В энергетике немаловажное значение имеет нормативная база те же ПУЭ (правила устройства электроустановок) действуют с середины 20 века и до сегодняшнего дня ещё не утратили свою актуальность. В основном они представлены в бумажном виде и их довольно таки сложно найти в сети. У нас вы можете ознакомится с электронными версиями ПУЭ прямо на сайте или скачать ПУЭ бесплатно, также по ссылкам ниже можно приобрести бумажный вариант "Правил устройства электроустановок". Купив такую книгу для предприятия вы сможете изучить интерересующие вас вопросы или пополнить библиотеку ваших энергетиков.

 

Из-за большого объёма, на сайте ПУЭ представлено по разделам, для просмотра выберите из СОДЕРЖАНИЯ ПУЭ нужный раздел.

Обращайте внимание что хоть ПУЭ и существует с времён СССР на данное время в ПУЭ для России и Украины имеются отличия. На сайте представлена Украинская версия ПУЭ.

Скачать ПУЭ раздел 1 - РАЗДЕЛ 1 ОБЩИЕ ПРАВИЛА

Скачать ПУЭ раздел 2 -РАЗДЕЛ 2 КАНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Скачать ПУЭ раздел 3 -РАЗДЕЛ 3 ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

Скачать ПУЭ раздел 4 -РАЗДЕЛ 4 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ

Скачать ПУЭ раздел 5 -РАЗДЕЛ 5 ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ УСТАНОВКИ

Скачать ПУЭ раздел 6 -РАЗДЕЛ 6 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ

Скачать ПУЭ раздел 7 -РАЗДЕЛ 7 ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ УСТАНОВОК

Содержание ПУЭ:

 

Раздел 1: ОБЩИЕ ПРАВИЛА

• Глава 1.1. Общая часть
• Глава 1.2. Электроснабжение и электричкские сети
• Глава 1.3. Выбор проводников по нагревеву, экономической плотности тока и по условиям короны
• Глава 1.4.Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания
• Глава 1.5. Учёт электроэнергии
• Глава 1.6. Измерение электрических величин
• Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности
• Глава 1.8. Нормы приёмо-сдаточных испытаний
• Глава 1.9. Внешняя изоляция электроустановок

Раздел 2: КАНАЛИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

• Глава 2.1. Электропроводки
• Глава 2.2. Токоприводы напряжением до 35 кВ
• Глава 2.3. Кабельные линии напряжением до 220кВ
• Глава 2.4. Воздушные линии эдектопередачи напряжением до 1кВ
• Глава 2.5. Воздушные линии элуктопередачи напряжением свыше 1кВ до 750кВ
• Приложение А методика проверки климатических нагрузок для линий классов безотказности 3КБ и 4КБ
• Приложение Б методика определения климатических нагрузок для горной местности

Раздел 3: ЗАЩИТА и АВТОМАТИКА

• Глава 3.1. Защита электрических сетей напряжением до 1кВ
• Глава 3.2. Релейная защита
• Глава 3.3. Автоматика и телемеханика
• Глава 4.4. Вторичные цепи

Раздел 4: РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА И ПОДСТАНЦИИ

• Глава 4.1. Распределительные устройства напряжением до 1кВ переменного тока и до 1,5кВ постоянного тока
• Глава 4.2. Распределительные устройства и подстанции напряжением выше 1кВ
• Глава 4.3. Преобразовательные подстанции и установки
• Глава 4.4. Аккумуляторные установки

Раздел 5: ЭЛЕКТРОСИЛОВЫЕ УСТАНОВКИ

• Глава 5.1. Электромашинные помещения
• Глава 5.2. Генераторы и синхронные компенсаторы
• Глава 5.3. Электродвигатели и их коммуникационные аппараты
• Глава 5.6. Конденсаторные установки

Раздел 6: ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ

• Глава 6.1. Общая часть
• Глава 6.2. Внутреннее освещение
• Глава 6.3. Наружное освещение
• Глава 6.4. Световая реклама, знаки и иллюминация
• Глава 6.5. Управление освещением
• Глава 6.6. Осветительные приборы и электроустановочное оборудование

Раздел 7: ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ УСТАНОВОК

• Глава 7.5. Электротермические установки
• Глава 7.7. Торфяные электроустановки

РАЗДЕЛ 1 ОБЩИЕ ПРАВИЛА

Главы 1.1-1.6,1.8. ПУЭ-86 (шестое издание, переработанное и дополненное). Министерство энергетики и электрификации СССР, 1986 г.
Глава 1.7. Заземление и защитные меры электробезопасности.
Утверждено приказом Министерством топлива и энергетики Украины от 28 августа 2006 г. № 305
Глава 1.9. Внешняя изоляция электроустановок.
Утверждено приказом Министерством топлива и энергетики Украины от 4 октября 2006 г. № 367

ГЛАВА 1.1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.1.1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) распространяются на вновь сооружаемые и реконструируемые электроустановки до 500 кВ, в том числе на специальные электроустановки, оговоренные в разд. 7 настоящих Правил.
Устройство специальных электроустановок, не оговоренных в разд. 7, должно регламентироваться другими директивными документами. Отдельные требования настоящих Правил могут применяться для таких электроустановок в той мере, в какой они по исполнению и условиям работы аналогичны электроустановкам, оговоренным в настоящих Правилах.
Отдельные требования настоящих Правил можно применять для действующих электроустановок, если это упрощает электроустановку, если расходы по реконструкции обоснованы технико-экономическим расчетом или если эта реконструкция направлена на обеспечение тех требований безопасности, которые распространяются на действующие электроустановки.
По отношению к реконструируемым электроустановкам требования настоящих Правил распространяются лишь на реконструируемую часть электроустановок, например на аппараты, заменяемые по условиям короткого замыкания (КЗ).
1.1.2. ПУЭ разработаны с учетом обязательности проведения в условиях эксплуатации планово-предупредительных и профилактических испытаний, ремонтов
электроустановок и их электрооборудования, а также систематического обучения и проверки обслуживающего персонала в объеме требований действующих правил технической эксплуатации и правил техники безопасности.
1.1.3. Электроустановками называется совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической энергии и преобразования ее в другой вид энергии.
Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются Правилами на электроустановки до 1 кВ и электроустановки выше 1 кВ (по действующему значению напряжения).
1.1.4. Открытыми или наружными электроустановками называются электроустановки, не защищенные зданием от атмосферных воздействий.
Электроустановки, защищенные только навесами, сетчатыми ограждениями и т.п., рассматриваются как наружные.
Закрытыми или внутренними электроустановками называются электроустановки, размещенные внутри здания, защищающего их от атмосферных воздействий.
1.1.5. Электропомещениями называются помещения или отгороженные, например, сетками, части помещения, доступные только для квалифицированного обслуживающего персонала (см. 1.1.16), в которых расположены электроустановки.
1.1.6. Сухими помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60%. При отсутствии в таких помещениях условий, приведенных в 1.1.10-1.1.12, они называются нормальными.
1.1.7. Влажными помещениями называются помещения, в которых пары или конденсирующая влага выделяется лишь кратковременно в небольших количествах, а относительная влажность воздуха более 60%, но не превышает 75%.
1.1.8. Сырыми помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха длительно превышает 75%.
1.1.9. Особо сырыми помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха близка к 100% (потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой).
1.1.10. Жаркими помещениями называются помещения, в которых под воздействием различных тепловых излучений температура превышает постоянно или периодически (более 1 сут) +35 °С (например, помещения с сушилками, сушильными и обжигательными печами, котельные и т.п.).
1.1.11. Пыльными помещениями называются помещения, в которых по условиям производства выделяется технологическая пыль в таком количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин, аппаратов и т.п.

Пыльные помещения разделяются на помещения с токопроводящей пылью и помещения с нетокопроводящей пылью.
1.1.12. Помещениями с химически активной или органической средой называются помещения, в которых постоянно или в течение длительного времени содержатся агрессивные пары, газы, жидкости, образуются отложения или плесень, разрушающие изоляцию и токоведущие части электрооборудования.
1.1.13. В отношении опасности поражения людей электрическим током различаются:
1. Помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность (см. пп. 2 и 3).
2. Помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:
а) сырости или токопроводящей пыли (см. 1.1.8 и 1.1.11);
б) токопроводящих полов (металлические, земляные, железобетонные, кирпичные и т.п.);
в) высокой температуры (см. 1.1.10);
г) возможности одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования, - с другой.
3. Особоопасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:
а) особой сырости (см. 1.1.9);
б) химически активной или органической среды (см. 1.1.12);
в) одновременно двух или более условий повышенной опасности (см. п. 2).
4. Территории размещения наружных электроустановок. В отношении опасности поражения людей электрическим током эти территории приравниваются к особо опасным помещениям.
1.1.14. Маслонаполненными аппаратами называются аппараты, у которых отдельные элементы и все нормально искрящие части или части, между которыми образуется дуга, погружены в масло так, что исключается возможность соприкосновения между этими частями и окружающим воздухом.
1.1.15. Номинальным значением параметра (номинальным параметром) называется указанное изготовителем электротехнического устройства значение параметра, являющееся исходным для отсчета отклонений от этого значения при эксплуатации и испытаниях устройства.

1.1.16. Квалифицированным обслуживающим персоналом называются специально подготовленные лица, прошедшие проверку знаний в объеме, обязательном для данной работы (должности), и имеющие квалификационную группу по технике безопасности, предусмотренную Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок.
1.1.17. Для обозначения обязательности выполнения требований ПУЭ применяются слова «должен», «следует», «необходимо» и производные от них. Слова «как правило» означают, что данное требование является преобладающим, а отступление от него должно быть обосновано. Слово «допускается» означает, что данное решение применяется в виде исключения как вынужденное (вследствие стесненных условий, ограниченных ресурсов необходимого оборудования, материалов и т.п.). Слово «рекомендуется» означает, что данное решение является одним из лучших, но не обязательным.
1.1.18. Принятые ПУЭ нормируемые значения величин с указанием «не менее» являются наименьшими, а с указанием «не более» - наибольшими. При выборе рациональных размеров и норм необходимо учитывать опыт эксплуатации и монтажа, требования электробезопасности и пожарной безопасности.
1.1.19. Все значения величин, приведенные в Правилах с предлогами «от» и «до», следует понимать «включительно».

ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТРОЙСТВУ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

1.1.19. Применяемые в электроустановках электрооборудование и материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ или технических условий, утвержденных в установленном порядке.
1.1.20. Конструкция, исполнение, способ установки и класс изоляции применяемых машин, аппаратов, приборов и прочего электрооборудования, а также кабелей и проводов должны соответствовать параметрам сети или электроустановки, условиям окружающей среды и требованиям соответствующих глав ПУЭ.
1.1.21. Применяемые в электроустановках электрооборудование, кабели и провода по своим нормированным, гарантированным и расчетным характеристикам должны соответствовать условиям работы данной электроустановки.
1.1.22. Электроустановки и связанные с ними конструкции должны быть стойкими в отношении воздействия окружающей среды или защищены от этого воздействия.
1.1.23. Строительная и санитарно-техническая части электроустановок (конструкции здания и его элементов, отопление, вентиляция, водоснабжение и пр.) должны выполняться в соответствии с действующими строительными нормами и правилами (СНиП) Госстроя СССР при обязательном выполнении дополнительных требований, приведенных в ПУЭ.
1.1.24. Электроустановки должны удовлетворять требованиям действующих директивных документов о запрещении загрязнения окружающей среды, вредного или мешающего влияния шума, вибрации и электрических полей.
1.1.25. В электроустановках должны быть предусмотрены сбор и удаление отходов: химических веществ, масла, мусора, технических вод и т.п. В соответствии с действующими требованиями по охране окружающей среды должна быть исключена возможность попадания указанных отходов в водоемы, систему отвода ливневых вод, овраги, а также на территории, не предназначенные для этих отходов.
1.1.26. Проектирование и выбор схем, компоновок и конструкций электроустановок должны производиться на основе технико-экономических сравнений, применения простых и надежных схем, внедрения новейшей техники, с учетом опыта эксплуатации, наименьшего расхода цветных и других дефицитных материалов, оборудования и т.п.
1.1.27. При опасности возникновения электрокоррозии или почвенной коррозии должны предусматриваться соответствующие мероприятия по защите сооружений, оборудования, трубопроводов и других подземных коммуникаций.
1.1.28. В электроустановках должна быть обеспечена возможность легкого распознавания частей, относящихся к отдельным их элементам (простота и наглядность схем, надлежащее расположение электрооборудования, надписи, маркировка, расцветка).
1.1.29. Буквенно-цифровое и цветовое обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.
Шины должны быть обозначены:

1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А- желтым цветом, фазы В - зеленым, фазы С - красным, нулевая рабочая N - голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной, - продольными полосами желтого и зеленого цветов;
2) при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, - желтым цветом, а В, присоединенная к концу обмотки, - красным.
Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

1. при постоянном токе: положительная шина (+) - красным цветом, отрицательная (-) - синим и нулевая рабочая М - голубым;
2. резервная как резервируемая основная шина; если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или для антикоррозийной защиты.
Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым только в местах присоединения шин; если неизолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроустановки.
1.1.30. При расположении шин в распределительных устройствах (кроме КРУ заводского изготовления) необходимо соблюдать следующие условия:
1. В закрытых распределительных устройствах при переменном трехфазном токе шины должны располагаться:
а) сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин при вертикальном расположении А-В-С сверху вниз; при расположении горизонтально, наклонно или треугольником наиболее удаленная шина А, средняя В, ближайшая к коридору обслуживания С;
б) ответвления от сборных шин - слева направо А-В-С, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров - из центрального).
2. В открытых распределительных устройствах при переменном трехфазном токе шины должны располагаться:
а) сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин, шунтирующие перемычки и перемычки в схемах кольцевых, полуторных и т.п., должны иметь со стороны главных трансформаторов на высшем напряжении шину А;
б) ответвления от сборных шин в открытых распределительных устройствах должны выполняться так, чтобы расположение шин присоединений слева направо было А-В-С, если смотреть со стороны шин на трансформатор.
Расположение шин ответвлений в ячейках независимо от их размещения по отношению к сборным шинам должно быть одинаковым.
3. При постоянном токе шины должны располагаться:
а) сборные шины при вертикальном расположении: верхняя М, средняя (-), нижняя (+);
б) сборные шины при горизонтальном расположении: наиболее удаленная М, средняя (-) и ближайшая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания;
в) ответвления от сборных шин: левая шина М, средняя (-), правая (+), если смотреть на шины из коридора обслуживания.
В отдельных случаях допускаются отступления от требований, приведенных в пп. 1-3, если их выполнение связано с существенным усложнением электроустановок (например, вызывает необходимость установки специальных опор вблизи подстанции для транспозиции проводов ВЛ) или если применяются на подстанции две или более ступени трансформации.
1.1.31. Для защиты от влияния электроустановок должны предусматриваться меры в соответствии с «Общесоюзными нормами допускаемых индустриальных радиопомех» и «Правилами защиты устройств проводной связи, железнодорожной сигнализации и телемеханики от опасного и мешающего влияний линий электропередачи».
1.1.32. Безопасность обслуживающего персонала и посторонних лиц должна обеспечиваться путем:

1. применения надлежащей изоляции, а в отдельных случаях - повышенной;
2. применения двойной изоляции;
3. соблюдения соответствующих расстояний до токоведущих частей или путем закрытия, ограждения токоведущих частей;
4. применения блокировки аппаратов и ограждающих устройств для предотвращения ошибочных операций и доступа к токоведущим частям;
5. надежного и быстродействующего автоматического отключения частей электрооборудования, случайно оказавшихся под напряжением, и поврежденных участков сети, в том числе защитного отключения;
6. заземления или зануления корпусов электрооборудования и элементов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие повреждения изоляции;
7. выравнивания потенциалов;
8. применения разделительных трансформаторов;

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

1. применения предупреждающей сигнализации, надписей и плакатов;
2. применения устройств, снижающих напряженность электрических полей;
3. использования средств защиты и приспособлений, в том числе для защиты от воздействия электрического поля в электроустановках, в которых его напряженность превышает допустимые нормы.

1.1.33. В электропомещениях с установками до 1 кВ допускается применение неизолированных и изолированных токоведущих частей без защиты от прикосновения, если по местным условиям такая защита не является необходимой для каких-либо иных целей (например, для защиты от механических воздействий). При этом доступные прикосновению части должны быть расположены так, чтобы нормальное обслуживания не было сопряжено с опасностью прикосновения к ним.
1.1.34. В жилых, общественных и тому подобных помещениях устройства, служащие для ограждения и закрытия токоведущих частей, должны быть сплошные; в производственных помещениях и электропомещениях эти устройства допускаются сплошные, сетчатые или дырчатые.
1.1.35.
Ограждающие и закрывающие устройства должны быть выполнены так, чтобы снимать или открывать их было можно лишь при помощи ключей или инструментов.
1.1.35. Все ограждающие и закрывающие устройства должны обладать в соответствии с местными условиями достаточной механической прочностью. При напряжении выше 1 кВ толщина металлических ограждающих и закрывающих устройств должна быть не менее 1 мм. Устройства, предназначенные для защиты проводов и кабелей от механических повреждений, по возможности должны быть введены в машины, аппараты и приборы.
1.1.36. Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током, от действия электрической дуги и т.п. все электроустановки должны быть снабжены средствами защиты, а также средствами оказания первой помощи в соответствии с «Правилами применения и испытания средств защиты, используемых в электроустановках».
1.1.37. Пожаро- и взрывобезопасность электроустановок, содержащих мас-лонаполненные аппараты и кабели, а также электрооборудования, покрытого и пропитанного маслами, лаками, битумами и т.п., обеспечивается выполнением требований, приведенных в соответствующих главах ПУЭ. При сдаче в эксплуатацию указанные электроустановки должны быть снабжены противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с действующими положениями.

ПРИСОЕДИНЕНИЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

1.1.38. Присоединение электроустановки к энергосистеме производится в соответствии с «Правилами пользования электрической энергией».

ПЕРЕДАЧА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

1.1.39. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки и установленное в них электрооборудование должны быть подвергнуты приемо-сдаточным испытаниям (см. гл. 1.8).
1.1.40. Вновь сооруженные и реконструированные электроустановки вводятся в промышленную эксплуатацию только после приемки их приемочными комиссиями согласно действующим положениям.

ГЛАВА 1.2 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

1.2.1. Настоящая глава Правил распространяется на все системы электроснабжения. Системы электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок, кроме требований настоящей главы, должны соответствовать также требованиям специальных правил.
1.2.2. Энергетической системой (энергосистемой) называется совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и теплоты при общем управлении этим режимом.
1.2.3. Электрической частью энергосистемы называется совокупность электроустановок электрических станций и электрических сетей энергосистемы.
1.2.4. Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.
1.2.5. Электроснабжением называется обеспечение потребителей электрической энергией.
Системой электроснабжения называется совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.
1.2.6. Централизованным электроснабжением называется электроснабжение потребителей от энергосистемы.
1.2.7. Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.
1.2.8. Приемником электрической энергии (электроприемником) называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии.
1.2.9. Потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории.
1.2.10. Независимым источником питания электроприемника или группы электроприемников называется источник питания, на котором сохраняется напряжение в пределах, регламентированных настоящими Правилами для послеаварийного режима, при исчезновении его на другом или других источниках питания этих электроприемников.
К числу независимых источников питания относятся две секции или системы шин одной или двух электростанций и подстанций при одновременном соблюдении следующих двух условий:
1) каждая из секций или систем шин в свою очередь имеет питание от независимого источника питания;
2) секции (системы) шин не связаны между собой или имеют связь, автоматически отключающуюся при нарушении нормальной работы одной из секций (систем) шин.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.2.11. При проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:
1) перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;
2) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их ведомственной принадлежности;
3) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на перспективу;
4) снижение потерь электрической энергии.
При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.
При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.
1.2.12. При решении вопросов развития систем электроснабжения следует учитывать ремонтные, аварийные и послеаварийные режимы.
1.2.13. При выборе независимых взаимно резервирующих источников питания, являющихся объектами энергосистемы, следует учитывать вероятность одновременного зависимого кратковременного снижения или полного исчезновения напряжения на время действия релейной защиты и автоматики при повреждениях в электрической части энергосистемы, а также одновременного длительного исчезновения напряжения на этих источниках питания при тяжелых системных авариях.
1.2.14. Требования 1.2.11-1.2.13 должны быть учтены на всех промежуточных этапах развития энергосистем и систем электроснабжения потребителей.
1.2.15. Проектирование электрических сетей должно осуществляться с учетом вида их обслуживания (постоянное дежурство, дежурство на дому, выездные бригады и др.).
1.2.16. Работа электрических сетей 3-35 кВ должна предусматриваться с изолированной или заземленной через дугогасящие реакторы нейтралью.
Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

1. в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на ВЛ, и во всех сетях 35 кВ - более 10 А;
2. в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на ВЛ: при напряжении 3-6 кВ - более 30 А; при 10 кВ - более 20 А; при 15-20 кВ - более 15 А;

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

КАТЕГОРИИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ И ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.2.17. В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:
Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.
Электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.
Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.
1.2.18. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.
Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.
В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т.п.
Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.
Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.
1.2.19. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.
Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.
Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему

длительному току ВЛ. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.
При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут. допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.
1.2.20. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сут.

УРОВНИ И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ, КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

1. Для электрических сетей следует предусматривать технические мероприятия по обеспечению качества напряжения электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-67* «Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения».
2. Устройства регулирования напряжения должны обеспечивать поддержание напряжения на тех шинах напряжением 6-20 кВ электростанций и подстанций, к которым присоединены распределительные сети, в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период наименьших нагрузок этих сетей.

1. Устройства компенсации реактивной мощности, устанавливаемые у потребителя, должны обеспечивать потребление от энергосистемы реактивной мощности в пределах, указанных в условиях на присоединение электроустановок этого потребителя к энергосистеме.
2. Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях следует производить в соответствии с действующей инструкцией по компенсации реактивной мощности.

ГЛАВА 1.3 ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ плотности ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

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

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ

1.3.2. Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.п. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети.
1.3.3. При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы электроприемников (с общей длительностью цикла до 10 мин и длительностью рабочего периода не более 4 мин) в качестве расчетного тока для проверки сечения проводников по нагреву следует принимать ток, приведенный к длительному режиму. При этом:
1) для медных проводников сечением до 6 мм2, а для алюминиевых проводников до 10 мм2 ток принимается, как для установок с длительным режимом работы;
2) для медных проводников сечением более 6 мм2, а для алюминиевых проводников более 10 мм2 ток определяется умножением допустимого длительного тока на коэффициент 0,875/, где ТПВ - выраженная в относительных единицах длительность рабочего периода (продолжительность включения по отношению к продолжительности цикла).
1.3.4. Для кратковременного режима работы с длительностью включения не более 4 мин и перерывами между включениями, достаточными для охлаждения проводников до температуры окружающей среды, наибольшие допустимые токи следует определять по нормам повторно-кратковременного режима (см. 1.3.3). При длительности включения более 4 мин, а также при перерывах недостаточной длительности между включениями наибольшие допустимые токи следует определять, как для установок с длительным режимом работы.
1.3.5. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, может допускаться кратковременная перегрузка, указанная в табл. 1.3.1.
1.3.6. На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией допускается перегрузка до 10%, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15% номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 сут, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.
На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 сут в пределах, указанных в табл. 1.3.2.
Для кабельных линий, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки должны быть понижены на 10%.
Перегрузка кабельных линий напряжением 20-35 кВ не допускается.
1.3.7. Требования к нормальным нагрузкам и послеаварийным перегрузкам относятся к кабелям и установленным на них соединительным и концевым муфтам и концевым заделкам.
1.3.8. Нулевые рабочие проводники в четырехпроводной системе трехфазного тока должны иметь проводимость не менее 50% проводимости фазных проводников; в необходимых случаях она должна быть увеличена до 100% проводимости фазных проводников.
1.3.9. При определении допустимых длительных токов для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин, а также для жестких и гибких токопроводов, проложенных в среде, температура которой существенно отличается от приведенной в 1.3.12-1.3.15 и 1.3.22, следует применять коэффициенты, приведенные в табл. 1.3.3.Таблица 1.3.1. Допустимая кратковременная перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией

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

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

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

1.3.10. Допустимые длительные токи для проводов с резиновой или поливи-нилхлоридной изоляцией, шнуров с резиновой изоляцией и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках приведены в табл. 1.3.4-1.3.11. Они приняты для температур: жил +65 °С, окружающего воздуха +25 °С и земли +15 °С.
При определении количества проводов, прокладываемых в одной трубе (или жил многожильного проводника), нулевой рабочий проводник четырехпроводной системы трехфазного тока, а также заземляющие и нулевые защитные проводники в расчет не принимаются.
Данные, содержащиеся в табл. 1.3.4 и 1.3.5, следует применять независимо от количества труб и места их прокладки (в воздухе, перекрытиях, фундаментах).
Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, проложенных в коробах, а также ВЛотках пучками, должны приниматься: для проводов - по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей –по табл. 1.3.6-1.3.8, как для кабелей, проложенных в воздухе. При количестве одновременно нагруженных проводов более четырех, проложенных в трубах, коробах, а также ВЛотках пучками, токи для проводов должны приниматься по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных открыто (в воздухе), с введением снижающих коэффициентов 0,68 для 5 и 6; 0,63 для 7-9 и 0,6 для 10-12 проводов.
Для проводников вторичных цепей снижающие коэффициенты не вводятся.
1.3.11. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных ВЛотках, при однорядной прокладке (не в пучках) следует принимать как для проводов, проложенных в воздухе.
Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, следует принимать по табл. 1.3.4-1.3.7, как для одиночных проводов и кабелей, проложенных открыто (в воздухе), с применением снижающих коэффициентов, указанных в табл. 1.3.12.
При выборе снижающих коэффициентов контрольные и резервные провода и кабели не учитываются.
Таблица 1.3.4. Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами

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

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

 

 

 

Сечение токопроводящей жилы, мм2	Ток*, А, для проводов и кабелей
	одножильных	двухжильных			трехжильных
	при прокладке
	в воздухе	в воздухе	в земле		в воздухе	в земле
1	2	3	4		5	6
1,5	23	19	33		19	27
2,5	30	27	44		25	38
4	41	38	55		35	49
6	50	50	70		42	60
10	80	70		105	55	90
16	100	90		135	75	115
25	140	115		175	95	150
35	170	140		210	120	180
50	215	175		265	145	225
70	270	215		320	180	275
95	325	260		385	220	330
120	385	300		445	260	385
150	440	350		505	305	435
185	510	405		570	350	500
240	605	-		-	-	-
* Токи относятся к проводам и кабелям как с нулевой жилой, так и без нее.

Таблица 1.3.7. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных

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

Таблица 1.3.9. Допустимый длительный ток для переносных шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для торфопредприятий

Таблица 1.3.10. Допустимый длительный ток для шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для передвижных электроприемников

Таблица 1.3.11. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией для электрифицированного транспорта 1,З и 4кВ

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

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

1.3.12. Допустимые длительные токи для кабелей напряжением до 35 кВ с изоляцией из пропитанной кабельной бумаги в свинцовой, алюминиевой или поливинилхлоридной оболочке приняты в соответствии с допустимыми температурами жил кабелей:
Номинальное напряжение, кВ ....................... До 3          6           10          20 и 35
Допустимая температура жилы кабеля, °С ... + 80           +65       +60        +50
1.3.13. Для кабелей, проложенных в земле, допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.13, 1.3.16, 1.3.19-1.3.22. Они приняты из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7-1,0 м не более одного кабеля при температуре земли + 15 °С и удельном сопротивлении земли 120 см К/Вт.
Таблица 1.3.13. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в земле

Таблица 1.3.1 4. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воде

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

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

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

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

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

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

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

При удельном сопротивлении земли, отличающемся от 120 см К/Вт, необходимо к токовым нагрузкам, указанным в упомянутых ранее таблицах, применять поправочные коэффициенты, указанные в табл. 1.3.23.
1.3.14. Для кабелей, проложенных в воде, допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.14, 1.3.17, 1.3.21, 1.3.22. Они приняты из расчета температуры воды +15 С.
1.3.15. Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, при любом количестве кабелей и температуре воздуха + 25 С допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.15, 1.3.18-1.3.22, 1.3.24, 1.3.25.
1.3.16. Допустимые длительные токи для одиночных кабелей, прокладываемых в трубах в земле, должны приниматься, как для тех же кабелей, прокладываемых в воздухе, при температуре, равной температуре земли.
Таблица 1.3.22. Допустимый длительный ток для кабелей с отдельно освинцованными алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе

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

1.3.17. При смешенной прокладке кабелей допустимые длительные токи должны приниматься для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения, если длина его более 10 м. Рекомендуется применять в указанных случаях кабельные вставки большего сечения.
1.3.18. При прокладке нескольких кабелей в земле (включая прокладку в трубах) допустимые длительные токи должны быть уменьшены путем введения коэффициентов, приведенных в табл. 1.3.26. При этом не должны учитываться резервные кабели. Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями между ними менее 100 мм в свету не рекомендуется.
Таблица 1.3.24. Допустимый длительный ток для одножильных кабелей с медной жилой с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, небронированных, прокладываемых в воздухе

1. Для масло- и газонаполненных одножильных бронированных кабелей, а также других кабелей новых конструкций допустимые длительные токи устанавливаются заводами-изготовителями.
2. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, следует определять по эмпирической формуле:

I=abcI0
где Iо - допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, определяемый по табл. 1.3.27;
а- коэффициент, выбираемый по табл. 1.3.28 в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке;
b - коэффициент, выбираемый в зависимости от напряжения кабеля:

Номинальное напряжение кабеля, кВ........ До 3           6            10
Коэффициенте.......................................... 1,09          1,05          1,0

с - коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока:
Среднесуточная загрузка Sср.сут /Sном.......... 1            0,85          0,7
Коэффициент c........................................... 1            1,07         1,16

Резервные кабели допускается прокладывать в незанумерованных каналах блока, если они работают, когда рабочие кабели отключены.
Таблица 1.3.25. Допустимый длительный ток для одножильных кабелей с алюминиевой жилой с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, небронированных, прокладываемых в воздухе

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

Таблица 1.3.2 7. Допустимый длительный ток для кабелей 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм2, прокладываемых в блоках

Таблицы 1.3.28. Поправочный коэффициент а на сечение кабеля

1.3.21. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в двух параллельных блоках одинаковой конфигурации, должны уменьшаться путем умножения на коэффициенты, выбираемые в зависимости от расстояния между блоками:
Расстояние между блоками, мм........ 500           1000       1500       2000          2500       3000
Коэффициент.................................... 0,85          0,89        0,91        0,93          0,95        0,96

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ и шин

1.3.22. Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и окрашенных шин приведены в табл. 1.3.29-1.3.35. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева + 70 °С при температуре воздуха +25 °С.
Для полых алюминиевых проводов марок ПА500 и ПА600 допустимый длительный ток следует принимать:
Марка провода      ПА500         ПА600
Ток, А                     1340            1680
1.3.23. При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи, приведенные в табл. 1.3.33, должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин с шириной полос более 60 мм.
1.3.24. При выборе шин больших сечений необходимо выбирать наиболее экономичные по условиям пропускной способности конструктивные решения, обеспечивающие наименьшие добавочные потери от поверхностного эффекта и эффекта близости и наилучшие условия охлаждения (уменьшение количества полос в пакете, рациональная конструкция пакета, применение профильных шин и т.п.).
Таблица 1.3.29. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80

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

Таблица 1.3.31, Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения

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

Таблица 1.3.33. Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов

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

Таблица 1.3.35. Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА

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

где I - расчетный ток в час максимума энергосистемы, A;
Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы, выбираемое по табл. 1.3.36.
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.
1.3.26. Выбор сечений проводов линий электропередачи постоянного и переменного тока напряжением 330 кВ и выше, а также линий межсистемных связей и мощных жестких и гибких токопроводов, работающих с большим числом часов
использования максимума, производится на основе технико-экономических расчетов.
1.3.27. Увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. При этом во избежание увеличения количества линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных значений, приведенных в табл. 1.3.36.
В технико-экономических расчетах следует учитывать все вложения в дополнительную линию, включая оборудование и камеры распределительных устройств на обоих концах линий. Следует также проверять целесообразность повышения напряжения линии.
Данными указаниями следует руководствоваться также при замене существующих проводов проводами большего сечения или при прокладке дополнительных линий для обеспечения экономической плотности тока при росте нагрузки. В этих случаях должна учитываться также полная стоимость всех работ по демонтажу и монтажу оборудования линии, включая стоимость аппаратов и материалов.
Таблица 1.3.36. Экономическая плотность тока

1.3.28. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:

1. сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000-5000;
2. ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;
3. сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;
4. проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т.п.;
5. сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3-5 лет.

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

1. При максимуме нагрузки в ночное время экономическая плотность тока увеличивается на 40%.
2. Для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40% .
3. Для линий одинакового сечения с п ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в kраз, причем kопределяется из выражения

гдеI1, I2,..., In, - нагрузки отдельных участков линии; l1, l2, ... , ln - длины отдельных участков линии; L - полная длина линии.
4. При выборе сечений проводников для питания п однотипных, взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т.д.), из которых т одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36, в knраз, где knравно:

1. Сечение проводов ВЛ 35 кВ в сельской местности, питающих понижающие подстанции 35/6-10 кВ с трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой, должно выбираться по экономической плотности тока. Расчетную нагрузку при выборе сечений проводов рекомендуется принимать на перспективу в 5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию. Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резервирования в сетях 35 кВ в сельской местности, должны применяться минимальные по длительно допустимому току сечения проводов, исходя из обеспечения питания потребителей электроэнергии в послеаварийных и ремонтных режимах.
2. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.
3. Для линий электропередачи напряжением 6-20 кВ приведенные в табл. 1.3.36 значения плотности тока допускается применять лишь тогда, когда они не вызывают отклонения напряжения у приемников электроэнергии сверх допустимых пределов с учетом применяемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.

ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ И РАДИОПОМЕХ

1.3.33. При напряжении 35 кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны с учетом среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте расположения данной электроустановки над уровнем моря, приведенного радиуса проводника, а также коэффициента негладкости проводников.
При этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.
Проверку следует проводить в соответствии с действующими руководящими указаниями.
Кроме того, для проводников необходима проверка по условиям допустимого уровня радиопомех от короны.

ГЛАВА 1.4 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.4.1. Настоящая глава Правил распространяется на выбор и применение по условиям КЗ электрических аппаратов и проводников в электроустановках переменного тока частотой 50 Гц напряжением до и выше 1 кВ.

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

1.4.2. По режиму КЗ должны проверяться (исключения см. в 1.4.3):
1. В электроустановках выше 1 кВ:
а) электрические аппараты, токопроводы, кабели и другие проводники, а также опорные и несущие конструкции для них;
б) воздушные линии электропередачи при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов при динамическом действии токов КЗ.
Кроме того, для линий с расщепленными проводами должны быть проверены расстояния между распорками расщепленных проводов для предупреждения повреждения распорок и проводов при схлестывании.
Провода ВЛ, оборудованных устройствами быстродействующего автоматического повторного включения, следует проверять и на термическую стойкость.
2. В электроустановках до 1 кВ - только распределительные щиты, токопроводы и силовые шкафы. Трансформаторы тока по режиму КЗ не проверяются.
Аппараты, которые предназначены для отключения токов КЗ или могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.
Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.
1.4.3. По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:

1. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, - по электродинамической стойкости.
2. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, - по термической стойкости.

Цепь считается защищенной плавким предохранителем, если его отключающая способность выбрана в соответствии с требованиями настоящих Правил и он способен отключить наименьший возможный аварийный ток в данной цепи.
3. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 МВ*А и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:
а) в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;
б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;
в) возможна замена проводника без значительных затруднений.

1. Проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в п. 3, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие, приведенное в п. 3,6.
2. Трансформаторы тока в цепях до 20 кВ, питающих трансформаторы или реактированные линии, в случаях, когда выбор трансформаторов тока по условиям КЗ требует такого завышения коэффициентов трансформации, при котором не может быть обеспечен необходимый класс точности присоединенных измерительных приборов (например, расчетных счетчиков), при этом на стороне высшего напряжения в цепях силовых трансформаторов рекомендуется избегать применения трансформаторов тока, не стойких к току КЗ, а приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на стороне низшего напряжения.
3. Провода ВЛ (см. также 1.4.2, п. 1, б).
4. Аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором, встроенным в предохранитель или установленным отдельно.

1.4.4. При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся.
Расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка, не менее чем на 5 лет от запланированного срока ввода ее в эксплуатацию.
При этом допустимо вести расчет токов КЗ приближенно для начального момента КЗ.
1.4.5. В качестве расчетного вида КЗ следует принимать:

1. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное КЗ.
2. Для определения термической стойкости аппаратов и проводников - трехфазное КЗ; на генераторном напряжении электростанций - трехфазное или двухфазное в зависимости от того, какое из них приводит к большему нагреву.
3. Для выбора аппаратов по коммутационной способности - по большему из значений, получаемых для случаев трехфазного и однофазного КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю); если выключатель характеризуется двумя значениями коммутационной способности - трехфазной и однофазной - соответственно по обоим значениям.

1. Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условия повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях (исключения см. в 1.4.7 и 1.4.17, п. 3). Со случаями одновременного замыкания на землю различных фаз в двух разных точках схемы допустимо не считаться.
2. На реактированных линиях в закрытых распределительных устройствах проводники и аппараты, расположенные до реактора и отделенные от питающих сборных шин (на ответвлениях от линий - от элементов основной цепи) разделяющими полками, перекрытиями и т.п., набираются по току КЗ за реактором, если последний расположен в том же здании и соединение выполнено шинами.

Шинные ответвления от сборных шин до разделяющих полок и проходные изоляторы в последних должны быть выбраны исходя из КЗ до реактора.
1.4.8. При расчете термической стойкости в качестве расчетного времени следует принимать сумму времен, получаемую от сложения времени действия основной защиты (с учетом действия АПВ), установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя, и полного времени отключения этого выключателя (включая время горения дуги).
При наличии зоны нечувствительности у основной защиты (по току, напряжению, сопротивлению и т.п.) термическую стойкость необходимо дополнительно проверять, исходя из времени действия защиты, реагирующей на повреждение в этой зоне, плюс полное время отключения выключателя. При этом в качестве расчетного тока КЗ следует принимать то значение его, которое соответствует этому месту повреждения.
Аппаратура и токопроводы, применяемые в цепях генераторов мощностью 60 МВт и более, а также в цепях блоков генератор - трансформатор такой же мощности, должны проверяться по термической стойкости, исходя из времени прохождения тока КЗ 4 с.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

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

1. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно с номинальной нагрузкой.
2. Все синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства форсировки возбуждения.
3. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ будет иметь наибольшее значение.
4. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.
5. Расчетное напряжение каждой ступени принимается на 5% выше номинального напряжения сети.
6. Должно учитываться влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывается при мощности электродвигателей до 100 кВТ в единице, если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации либо если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.п.).

1. В электроустановках выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, а также токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для ВЛ с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.
2. В электроустановках до 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные и активные сопротивления всех элементов цепи, включая активные сопротивления переходных контактов цепи. Допустимо пренебречь сопротивлениями одного вида (активными или индуктивными), если при этом полное сопротивление цепи уменьшается не более чем на 10%.
3. В случае питания электрических сетей до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.
4. Элементы цепи, защищенной плавким предохранителем с токоограничивающим действием, следует проверять на электродинамическую стойкость по наибольшему мгновенному значению тока КЗ, пропускаемого предохранителем.

   ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ И ИЗОЛЯТОРОВ, ПРОВЕРКА НЕСУЩИХ КОНСТРУКЦИЙ ПО УСЛОВИЯМ ДИНАМИЧЕСКОГО ДЕЙСТВИЯ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

   1.4.14. Усилия, действующие на жесткие шины и передающиеся ими на изоляторы и поддерживающие жесткие конструкции, следует рассчитывать по наибольшему мгновенному значению тока трехфазного КЗ iyс учетом сдвига между токами в фазах и без учета механических колебаний шинной конструкции. В отдельных случаях (например, при предельных расчетных механических напряжениях) могут быть учтены механические колебания шин и шинных конструкций.
   Импульсы силы, действующие на гибкие проводники и поддерживающие их изоляторы, выводы и конструкции, рассчитываются по среднеквадратическому (за время прохождения) току двухфазного замыкания между соседними фазами. При расщепленных проводниках и гибких токопроводах взаимодействие токов КЗ в проводниках одной и той же фазы определяется по действующему значению тока трехфазного КЗ.
   Гибкие токопроводы должны проверяться на схлестывание.
   1.4.15. Найденные расчетом в соответствии с 1.4.14 механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные и проходные изоляторы, должны составить в случае применения одиночных изоляторов не более 60% соответствующих гарантийных значений наименьшего разрушающего усилия; при спаренных опорных изоляторах - не более 100% разрушающего усилия одного изолятора.
   При применении шин составных профилей (многополосные, из двух швеллеров и т.д.) механические напряжения находятся как арифметическая сумма напряжений от взаимодействия фаз и взаимодействия элементов каждой шины между собой.
   Наибольшие механические напряжения в материале жестких шин не должны превосходить 0,7 временного сопротивления разрыву по ГОСТ.

   ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ

   1.4.16. Температура нагрева проводников при КЗ должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, °С:
   Шины:
   медные.................................................................................................. 300
   алюминиевые......................................................................................... 200
   стальные, не имеющие непосредственного соединения с аппаратами.. 400
   стальные с непосредственным присоединением к аппаратам................ 300
   Кабели с бумажной пропитанной изоляцией на напряжение, кВ:
   до 10 .................................................................................................... 200
   20-220.................................................................................................... 125
   Кабели и изолированные провода с медными и алюминиевыми жилами
   и изоляцией:
   поливинилхлоридной и резиновой........................................................ 150
   полиэтиленовой.................................................................................... 120
   Медные неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2:
   менее 20................................................................................................ 250
   20 и более............................................................................................. 200
   Алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/мм2:
   менее 10................................................................................................ 200
   10 и более ............................................................................................ 160
   Алюминиевая часть сталеалюминиевых проводов 200
   1.4.17. Проверка кабелей на нагрев токами КЗ в тех случаях, когда это требуется в соответствии с 1.4.2 и 1.4.3, должна производиться для:

   1. одиночных кабелей одной строительной длины, исходя из КЗ в начале кабеля;
   2. одиночных кабелей со ступенчатыми сечениями по длине, исходя из КЗ в начале каждого участка нового сечения;
   3. пучка из двух и более параллельно включенных кабелей, исходя из КЗ непосредственно за пучком (по сквозному току КЗ).

   1.4.18. При проверке на термическую стойкость аппаратов и проводников линий, оборудованных устройствами быстродействующего АПВ, должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения суммарной продолжительности прохождения тока КЗ по таким линиям.
   Расщепленные провода ВЛ при проверке на нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один провод суммарного сечения.

   ВЫБОР АППАРАТОВ ПО КОММУТАЦИОННОЙ СПОСОБНОСТИ

   1.4.19. Выключатели выше 1 кВ следует выбирать:

   1. по отключающей способности с учетом параметров восстанавливающегося напряжения;
   2. по включающей способности. При этом выключатели генераторов, установленные на стороне генераторного напряжения, проверяются только на несинхронное включение в условиях противофазы.
   1. Предохранители следует выбирать по отключающей способности. При этом в качестве расчетного тока следует принимать действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ без учета токоограничивающей способности предохранителей.
   2. Выключатели нагрузки и короткозамыкатели следует выбирать по предельно допустимому току, возникающему при включении на КЗ.
   3. Отделители и разъединители не требуется проверять по коммутационной способности при КЗ. При использовании отделителей и разъединителей для отключения - включения ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов или уравнительных токов параллельных цепей отделители и разъединители следует проверять по режиму такого отключения - включения.

   ГЛАВА 1.5 УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

   ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

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

   1.5.2. Расчетным учетом электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее.
   Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками.
   1.5.3. Техническим (контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т.п.
   Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета.

   ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

   1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:

   1. выработанной генераторами электростанций;
   2. потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций;
   3. отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;
   4. переданной в другие энергосистемы или полученной от них;
   5. отпущенной потребителям из электрической сети.

   Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:

   1. определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;
   2. составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;
   3. контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии.

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

   ПУНКТЫ УСТАНОВКИ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

   1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.
   1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

   1. для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;
   2. для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, - по два счетчика со стопорами;
   3. для межсистемных линий электропередачи - два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;
   4. для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 1.5.10).

   Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков;
   5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).
   Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;

   1. для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;
   2. для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами.

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

   1. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий.
   2. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:
   1. для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10);
   2. для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;
   3. на трансформаторах СН;
   4. для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.п.), присоединенных к шинам СН;
   5. для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами.

   Для линий до 10 кВ во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков.
   1.5.10. Расчетные счетчики, предусматриваемые в соответствии с 1.5.7, п. 4и1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.
   1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:

   1. на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;
   2. на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.

   Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5.
   В случае, когда установка дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН), допускается организация учета на отходящих линиях 6-10 кВ.
   Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии ;

   1. на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей;
   2. на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения;
   3. на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе.

   Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.
   1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

   1. на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;
   2. на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

   Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.
   Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

   ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТНЫМ СЧЕТЧИКАМ

   1.5.13. Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке - пломбу энергоснабжающей организации.
   На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес, а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет.

   1. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков.
   2. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены ниже:

   Генераторы мощностью более 50 МВт,
   межсистемные линии электропередачи 220 кВ и выше,
   трансформаторы мощностью 63 МВ-А и более           0,5 (0,7)*
   Генераторы мощностью 12-50 МВт,
   межсистемные линии электропередачи 110-150 кВ,
   трансформаторы мощностью 10-40 МВ-А                    1,0
   Прочие объекты учета                                                  2,0
   * Значение, указанное в скобках относится к импортируемым счетчикам.
   Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.

   УЧЕТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

   1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжение для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.
   Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока.
   Трансформаторы напряжения, используемые для присоединения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.
   1.5.17. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5%.
   1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами.
   Допускается производить совместное присоединение токовых цепей, если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, а совместное присоединение не приводит к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока, служащих для учета, и обеспечивает необходимые характеристики устройств релейной защиты.
   Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 1.5.21).
   1.5.19. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.
   Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5% при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.
   Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 1,5% номинального напряжения.

   1. Для присоединения расчетных счетчиков на линиях электропередачи 110 кВ и выше допускается установка дополнительных трансформаторов тока (при отсутствии вторичных обмоток для присоединения счетчиков, для обеспечения работы счетчика в требуемом классе точности, по условиям нагрузки на вторичные обмотки и т.п.). См. также 1.5.18.
   2. Для обходных выключателей 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов тока на одну ступень по отношению к указанному в 1.5.16.

   Для обходного выключателя 110 кВ и шиносоединительного (междусекционного) выключателя 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5; при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень.
   Такое же включение счетчиков и снижение класса точности трансформаторов тока допускается для шиносоединительного (междусекционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110 - 220 кВ со встроенными трансформаторами тока.
   1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции.
   1.5.23. Цепи учета следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки.
   Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей.
   Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования.
   1.5.24. Трансформаторы напряжения, используемые только для учета и защищенные на стороне высшего напряжения предохранителями, должны иметь контроль целости предохранителей.

   1. При нескольких системах шин и присоединении каждого трансформатора напряжения только к своей системе шин должно быть предусмотрено устройство для переключения цепей счетчиков каждого присоединения на трансформаторы напряжения соответствующих систем шин.
   2. На подстанциях потребителей конструкция решеток и дверей камер, в которых установлены предохранители на стороне высшего напряжения трансформаторов напряжения, используемых для расчетного учета, должна обеспечивать возможность их пломбирования.

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

   УСТАНОВКА СЧЕТЧИКОВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКА К НИМ

   1.5.27. Счетчики должны размещаться ВЛегко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С.
   Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40 °С, а также в помещениях с агрессивными средами.
   Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20 °С.

   1. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15 ÷ +25 °С. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года.
   2. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройств (КРУ, КРУН), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию.

   Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках.
   Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

   1. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей).
   2. Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1°. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.
   3. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4.
   4. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается.
   5. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19).
   6. При монтаже электропроводки для присоединения счетчиков непосредственного включения около счетчиков необходимо оставлять концы проводов длиной не менее 120 мм. Изоляция или оболочка нулевого провода на длине 100 мм перед счетчиком должна иметь отличительную окраску.
   7. Для безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна предусматриваться возможность отключения счетчика установленными до него на расстоянии не более 10 м коммутационным аппаратом или предохранителями. Снятие напряжения должно предусматриваться со всех фаз, присоединяемых к счетчику.

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

   1. Заземление (зануление) счетчиков и трансформаторов тока должно выполняться в соответствии с требованиями гл. 1.7. При этом заземляющие и нулевые защитные проводники от счетчиков и трансформаторов тока напряжением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов должны быть медными.
   2. При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений.

   ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ

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

   1. На электростанциях с поперечными связями (имеющих общий паропровод) должна предусматриваться на стороне генераторного напряжения превышающих трансформаторов техническая возможность установки (в условиях эксплуатации) счетчиков технического учета активной электроэнергии, используемых для контроля правильности работы расчетных генераторных счетчиков.
   2. Счетчики активной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на подстанциях напряжением 35 кВ и выше энергосистем: на сторонах среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов; на каждой отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше, находящейся на балансе энергосистемы.

   Счетчики реактивной электроэнергии для технического учета следует устанавливать на сторонах среднего и низшего напряжении силовых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше энергосистем.
   Указанные требования к установке счетчиков электроэнергии подлежат реализации по мере обеспечения счетчиками.
   1.5.42. На предприятиях следует предусматривать техническую возможность установки (в условиях эксплуатации) стационарных или применения инвентарных переносных счетчиков для контроля за соблюдением лимитов расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, отдельными энергоемкими агрегатами, для определения расхода электроэнергии на единицу продукции или полуфабриката.
   Допускается установка счетчиков технического учета на вводе предприятия, если расчетный учет с этим предприятием ведется по счетчикам, установленным на подстанциях или электростанциях энергосистем.
   На установку и снятие счетчиков технического учета на предприятиях разрешения энергоснабжающей организации не требуется.

   1. Приборы технического учета на предприятиях (счетчики и измерительные трансформаторы) должны находиться в ведении самих потребителей и должны удовлетворять требованиям 1.5.13 (за исключением требования о наличии пломбы энергоснабжающей организации), 1.5.14 и 1.5.15.
   2. Классы точности счетчиков технического учета активной электроэнергии должны соответствовать значениям, приведенным ниже:

   Для линий электропередачи с двусторонним питанием
   напряжением 220 кВ и выше, трансформаторов
   мощностью 63 МВ*А и более                                         1,0
   Для прочих объектов учета                                            2,0
   Классы точности счетчиков технического учета реактивной электроэнергии допускается выбирать на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков технического учета активной электроэнергии.

   ГЛАВА 1.6 ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН

   ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

   1.6.1. Настоящая глава Правил распространяется на измерения электрических величин, осуществляемые при помощи стационарных средств (показывающих, регистрирующих, фиксирующих и др.).
   Правила не распространяются на лабораторные измерения и на измерения, осуществляемые с помощью переносных приборов.
   Измерения неэлектрических величин, а также измерения других электрических величин, не регламентированных Правилами, требуемые в связи с особенностями технологического процесса или основного оборудования, выполняются на основании соответствующих нормативных документов.

   ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

   1.6.2. Средства измерений электрических величин должны удовлетворять следующим основным требованиям:

   1. класс точности измерительных приборов должен быть не хуже 2,5;
   2. классы точности измерительных шунтов, добавочных резисторов, трансформаторов и преобразователей должны быть не хуже приведенных в табл. 1.6.1;

   Таблица 1.6.1. Классы точности средств измерений

   Класс точности прибора	Класс точности шунта, добавочного резистора	Класс точности измерительного преобразователя	Класс точности измерительного трансформатора
   1,0	0,5	0,5	0,5
   1,5	0,5	0,5*	0,5*
   2,5	0,5	1,0	1,0**
   * Допускается 1,0. ** Допускается 3,0.

   3) пределы измерения приборов должны выбираться с учетом возможных наибольших длительных отклонений измеряемых величин от номинальных значений.
   1.6.3. Установка измерительных приборов должна, как правило, производиться в пунктах, откуда осуществляется управление.
   На подстанциях и гидроэлектростанциях без постоянного дежурства оперативного персонала допускается не устанавливать стационарные показывающие приборы, при этом должны быть предусмотрены места для присоединения переносных приборов специально обученным персоналом.
   1.6.4. Измерения на линиях электропередачи 330 кВ и выше, а также на генераторах и трансформаторах должны производиться непрерывно.
   На генераторах и трансформаторах гидроэлектростанций допускается производить измерения периодически с помощью средств централизованного контроля.
   Допускается производить измерения «по вызову» на общий для нескольких присоединений (за исключением указанных в первом абзаце) комплект показывающих приборов, а также применять другие средства централизованного контроля.
   1.6.5. При установке регистрирующих приборов в оперативном контуре пункта управления допускается не устанавливать показывающие приборы для непрерывного измерения тех же величин.

   ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА

   1. Измерение тока должно производиться в цепях всех напряжений, где оно необходимо для систематического контроля технологического процесса или оборудования.
   2. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях:
   1. генераторов постоянного тока и силовых преобразователей;
   2. аккумуляторных батарей, зарядных, подзарядных и разрядных устройств;
   3. возбуждения синхронных генераторов, компенсаторов, а также электродвигателей с регулируемым возбуждением.

   Амперметры постоянного тока должны иметь двусторонние шкалы, если возможно изменение направления тока.
   1.6.8. В цепях переменного трехфазного тока следует, как правило, измерять ток одной фазы.
   Измерение тока каждой фазы должно производиться:

   1. для синхронных турбогенераторов мощностью 12 МВт и более;
   2. для линий электропередачи с пофазным управлением, линий с продольной компенсацией и линий, для которых предусматривается возможность длительной работы в неполнофазном режиме; в обоснованных случаях может быть предусмотрено измерение тока каждой фазы линий электропередачи 330 кВ и выше с трехфазным управлением;
   3. для дуговых электропечей.

   ИЗМЕРЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

   1.6.9. Измерение напряжения, как правило, должно производиться:
   1) на секциях сборных шин постоянного и переменного тока, которые могут работать раздельно.
   Допускается установка одного прибора с переключением на несколько точек измерения.
   На подстанциях допускается измерять напряжение только на стороне низшего напряжения, если установка трансформаторов напряжения на стороне высшего напряжения не требуется для других целей;
   2) в цепях генераторов постоянного и переменного тока, синхронных компенсаторов, а также в отдельных случаях в цепях агрегатов специального назначения.
   При автоматизированном пуске генераторов или других агрегатов установка на них приборов для непрерывного измерения напряжения не обязательна;

   1. в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 1 МВт и более. В цепях возбуждения гидрогенераторов измерение не обязательно;
   2. в цепях силовых преобразователей, аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств;
   3. в цепях дугогасящих реакторов.

    

   1. В трехфазных сетях производится измерение, как правило, одного междуфазного напряжения. В сетях напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью допускается измерение трех междуфазных напряжений для контроля исправности цепей напряжением одним прибором (с переключением).
   2. Должна производиться регистрация значений одного междуфазного напряжения сборных шин 110 кВ и выше (либо отклонения напряжения от заданного значения) электростанций и подстанций, по напряжению на которых ведется режим энергосистемы.

   КОНТРОЛЬ изоляции

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

   ИЗМЕРЕНИЕ МОЩНОСТИ

   1.6.13. Измерение мощности должно производиться в цепях:
   1) генераторов - активной и реактивной мощности.
   При установке на генераторах мощностью 100 МВт и более щитовых показывающих приборов их класс точности должен быть не хуже 1,0.
   На электростанциях мощностью 200 МВт и более должна также измеряться суммарная активная мощность.
   Рекомендуется измерять суммарную активную мощность электростанций мощностью менее 200 МВт при необходимости автоматической передачи этого параметра на вышестоящий уровень оперативного управления;

   1. конденсаторных батарей мощностью 25 Мвар и более и синхронных компенсаторов - реактивной мощности;
   2. трансформаторов и линий, питающих СН напряжением 6 кВ и выше тепловых электростанций, - активной мощности;
   3. повышающих двухобмоточных трансформаторов электростанций - активной и реактивной мощности. В цепях повышающих трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов с использованием обмотки низшего напряжения) измерение активной и реактивной мощности должно производиться со стороны среднего и низшего напряжений.

   Для трансформатора, работающего в блоке с генератором, измерение мощности со стороны низшего напряжения следует производить в цепи генератора;
   5) понижающих трансформаторов 220 кВ и выше - активной и реактивной, напряжением 110-150 кВ - активной мощности.
   В цепях понижающих двухобмоточных трансформаторов измерение мощности должно производиться со стороны низшего напряжения, а в цепях понижающих трехобмоточных трансформаторов - со стороны среднего и низшего напряжений.
   На подстанциях 110-220 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения измерение мощности допускается не выполнять. При этом должны предусматриваться места для присоединения контрольных показывающих или регистрирующих приборов;

   1. линий напряжением 110 кВ и выше с двусторонним питанием, а также обходных выключателей - активной и реактивной мощности;
   2. на других элементах подстанций, где для периодического контроля режимов сети необходимы измерения перетоков активной и реактивной мощности, должна предусматриваться возможность присоединения контрольных переносных приборов.
   1. При установке щитовых показывающих приборов в цепях, в которых направление мощности может изменяться, эти приборы должны иметь двустороннюю шкалу.
   2. Должна производиться регистрация:

    

   1. активной мощности турбогенераторов (мощностью 60 МВт и более);
   2. суммарной мощности электростанций (мощностью 200 МВт и более).

   ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ

   1.6.16. Измерение частоты должно производиться:

   1. на каждой секции шин генераторного напряжения;
   2. на каждом генераторе блочной тепловой или атомной электростанции;
   3. на каждой системе (секции) шин высшего напряжения электростанции;
   4. в узлах возможного деления энергосистемы на несинхронно работающие части.

   1.6.17. Регистрация частоты или ее отклонения от заданного значения должна производиться:

   1. на электростанциях мощностью 200 МВт и более;
   2. на электростанциях мощностью 6 МВт и более, работающих изолированно.

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

   ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ СИНХРОНИЗАЦИИ

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

   РЕГИСТРАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

   1.6.20. Для автоматической регистрации аварийных процессов в электрической части энергосистемы должны предусматриваться автоматические осциллографы.
   Расстановку автоматических осциллографов на объектах, а также выбор регистрируемых ими электрических параметров, как правило, следует производить в соответствии с рекомендациями, приведенными в табл. 1.6.2 и 1.6.3.
   Таблица 1.6.2. Рекомендации по расстановке автоматических аварийных осциллографов на объектах энергосистем

   Напряжение распределительного устройства, кВ	Схема распределительного устройства		Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства	Количество устанавливаемых осциллографов
   1	2		3	4
   750	Любая		Любое	Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима)
   500	— » —		Одна или две	Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)
   500	— » —		Три или более	Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предаварийного режима)
   330	— » —		Одна	Не устанавливается
   330	— » —		Две или более	Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)
   220	С секциями или системами шин		Одна или две на каждую секцию или рабочую систему шин	Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)
   220	То же		Три или четыре на каждую секцию или рабочую систему шин	Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
   220			Пять или более на каждую секцию или рабочую систему шин	Один-два для каждой секции или рабочей системы шин с одним пусковым устройством (без записи предаварийного режима
   220	Полуторная или многоугольник	Три или более		Один для трех-четырех линий или для каждой системы шин (без записи предаварийного режима)
   220	Без выключателей 220 кВ или с одним выключателем	Одна или две		Не устанавливается
   220	Треугольник, четырехугольник, мостик	То же		Допускается установка одного автоматического осциллографа, если на противоположных концах линий 220 кВ нет автоматических осциллографов
   110	С секциями или системами шин	Одна - три на каждую секцию или систему шин		Один для двух секций или рабочих систем шин (без записи предаварийного режима)
   110	С секциями или системами шин	Четыре - шесть на каждую секцию или рабочую систему шин		Один для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
   110	С секциями или системами шин	Семь или более на каждую секцию или рабочую систему шин		Один для каждой секции или рабочей системы шин. Допускается установка двух автоматических осциллографов для каждой секции или рабочей системы шин (без записи предаварийного режима)
   110	Без выключателей на стороне 110 кВ, мостик, треугольник, четырехугольник	Одна или две		Не устанавливается

   По согласованию с энергосистемами (районными энергетическими управлениями) могут предусматриваться регистрирующие приборы с ускоренной записью при аварии (для регистрации электрических параметров, не контролируемых с помощью автоматических осциллографов).1.6.21. На электрических станциях, принадлежащих потребителю и имеющих связь с энергосистемой (блок-станциях), автоматические аварийные осциллографы должны предусматриваться для каждой системы шин 110 кВ и выше, через которые осуществляется связь с энергосистемой по линиям электропередачи. Эти осциллографы, как правило, должны регистрировать напряжения (фазные и нулевой последовательности) соответствующей системы шин, токи (фазные и нулевой последовательности) линий электропередачи, связывающих блок-станцию с системой.
   Таблица 1.6.3. Рекомендации по выбору электрических параметров, регистрируемых автоматическими аварийными осциллографами

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

   1. Для регистрации действия устройств противоаварийной системной автоматики рекомендуется устанавливать дополнительные осциллографы. Расстановка дополнительных осциллографов и выбор регистрируемых ими параметров должны предусматриваться в проектах противоаварийной системной автоматики.
   2. Для определения мест повреждений на ВЛ 110 кВ и выше длиной более 20 км должны предусматриваться фиксирующие приборы.

   ГЛАВА 1.7 ЗАЗЕМЛЕНИЕ И ЗАЩИТНЫЕ МЕРЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

   МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ
   ПРИКАЗ
   28 августа 2006 г. № 305 г. Киев
   Об утверждении и введении в действие новой редакции главы 1.7 Правил устройства электроустановок
   С целью введения в действие новой редакции главы 1.7 « Заземление и защитные меры электробезопасности» Правил устройства электроустановок (далее - ПУЭ)
   ПРИКАЗЫВАЮ:

   1. Утвердить в новой редакции главу 1.7 ПУЭ «Заземление и защитные меры электробезопасности», которая вступает в силу с 1 января 2007 года (прилагается).
   2. Хозрасчетному подразделению «Научно-инженерный энергосервисный центр» института «Укрсельэнергопроект» (Белоусов В.И.) внести главу 1.7 ПУЭ в реестр и компьютерный банк данных действующих нормативных документов Минтопэнерго.
   3. Объединению энергетических предприятий «Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики» (Коданевой В.Т.) обеспечить издание и распространение главы 1.7 ПУЭ на основании заказов заинтересованных организаций и фактической оплаты.
   4. Департаменту по вопросам электроэнергетики (Меженный С.Я.), Объединению энергетических предприятий «Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики» (Коданева В.Т.) и институту «Укрсельэнергопроект» (Лях В.В.) в течение месяца со дня подписания приказа разработать программу мероприятий по внедрению новой главы 1.7 ПУЭ.
   5. Институту «Укрсельэнергопроект» (Лях В.В.) обеспечить научно-техническое сопровождение процесса внедрения новой редакции главы 1.7 ПУЭ.
   6. С момента введения в действие новой редакции главы 1.7 ПУЭ признать утратившей силу главу 1.7 ПУЭ шестого издания «Заземление и защитные меры электробезопасности», утвержденную 30 апреля 1980 г. Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР.
   7. Контроль за выполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра топлива и энергетики Украины Шеберстова О. М.

   Министр Ю. Бойко

   УТВЕРЖДЕНО Приказ Министерства топлива и энергетики Украины 28.08.2006 г. №305

   ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

   1.7.1. Настоящая глава Правил распространяется на электроустановки переменного и постоянного тока, предназначенные для производства, преобразования, трансформации, передачи и распределения электроэнергии, которые проектируются, строятся или реконструируются, и содержит общие требования к их электробезопасности как в нормальном режиме работы электроустановок, так и в случае повреждения изоляции. Требования настоящей главы могут также применяться к действующим электроустановкам с целью повышения их электробезопасности.
   Меры электробезопасности в электроустановках напряжением до 1 кВ зданий и сооружений (жилых, административно-бытовых, общественных, цеховых и т.п.) регламентируются ДБН В.2.5-27-2006 и другими действующими в Украине нормативными документами.
   1.7.2. В отношении мер электробезопасности электроустановки подразделяют на:

   1. электроустановки напряжением до 1 кВ в электрических сетях с глухозаземленной нейтралью;
   2. электроустановки напряжением до I кВ в электрических сетях с изолированной нейтралью;
   3. электроустановки напряжением выше 1 кВ в электрических сетях с изолированной, компенсированной или (и) заземленной через резистор нейтралью;
   4. электроустановки напряжением выше 1 кВ в электрических сетях с глухо-заземленной или эффективно заземленной нейтралью.

   Примечание. Требования настоящей главы к электроустановкам напряжением до 1 кВ касаются также электроустановок напряжением до 1,5 кВ постоянного и выпрямленного тока, переменная составляющая которого не превышает 10% действующего значения.

   ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОНЯТИЙ

   1.7.3. Электробезопасность - отсутствие угрозы со стороны электроустановки жизни, здоровью и имуществу людей, животным, растениям и окружающей среде, превышающей допустимый риск.
   1.7.4. Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью - трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4.
   Коэффициент замыкания на землю в трехфазной сети - отношение разницы потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разнице потенциалов между фазой и землей в этой точке до замыкания.
   1.7.5. Глухозаземленная нейтраль - нейтраль генератора или трансформатора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформаторы тока). Глухозаземленными могут быть также вывод источника однофазного тока или полюс источника постоянного тока в двухпроводных сетях, а также средняя точка источника в трехпроводных сетях переменного и постоянного тока.
   Средняя точка - общая точка между двумя симметричными элементами цепи, противоположные концы которых присоединены к различным линейным проводникам той же цепи.
   Линейный (фазный) проводник - проводник, который в нормальном режиме работы электроустановки находится под напряжением и используется для передачи и распределения электрической энергии, но не является проводником средней точки или нейтральным проводником.
   1.7.6. Изолированная нейтраль - нейтраль генератора или трансформатора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через большое сопротивление приборов сигнализации, измерения и других подобных им устройств, наличие которых практически не влияет на ток замыкания на землю.
   Компенсированная нейтраль - нейтраль генератора или трансформатора, присоединенная к заземляющему устройству через дугогасящие реакторы для компенсации емкостного тока в сети при однофазных замыканиях на землю.
   Заземленная через резистор нейтраль - нейтраль генератора или трансформатора в сети с изолированной либо компенсированной нейтралью, присоединенная к заземляющему устройству через резистор, например, для защиты сети от перенапряжений или (и) выполнения селективной защиты в случае замыкания на землю, что приводит к увеличению тока замыкания.

   1. Проводящая часть - любая часть, имеющая свойство проводить электрический ток.
   2. Проводник - проводящая часть, предназначенная для проведения электрического тока определенного значения.
   3. Токоведущая часть - проводник или проводящая часть, которые находятся в процессе их нормальной работы под напряжением, включая нейтральный проводник, но не PEN-проводник.
   1. Открытая проводящая часть - проводящая часть электроустановки, доступная для прикосновения, которая в процессе работы не находится под рабочим напряжением, но может оказаться под напряжением в случае повреждения изоляции токопроводящих частей (например, корпуса электрооборудования и т.п.).
   2. Сторонняя проводящая часть - проводящая часть, которая не является частью электроустановки, способна выносить электрический потенциал, как правило, электрический потенциал локальной земли (например, рельсы подъезд-
   3.  

   ных путей, строительные металлоконструкции, металлические трубы и оболочки коммуникаций и т.п.).
   1.7.12. Прямое прикосновение - электрический контакт людей или животных с токоведущими частями, находящимися под напряжением, либо приближение к ним на опасное расстояние.
   Электрический контакт - состояние двух или более проводящих частей, которые прикасаются друг к другу случайно или преднамеренно и образуют единую непрерывную проводящую часть.
   1.7.13. Косвенное прикосновение - электрический контакт людей или животных с открытой проводящей частью, оказавшейся под напряжением в результате повреждения изоляции.
   1.7.14. Защита от прямого прикосновения- защита, предотвращающая поражение электрическим током при отсутствии повреждения изоляции проводников.
   1.7.15. Защита при косвенном прикосновении - защита, предотвращающая поражение электрическим током в случае единичного повреждения.
   1.7.16. Заземлитель- проводящая часть (проводник) или совокупность соединенных между собой проводящих частей (проводников), которые находятся в электрическом контакте с землей непосредственно или через промежуточную проводящую среду, например бетон.

   1. Искусственный заземлитель - заземлитель, специально выполняемый с целью заземления.
   2. Естественный заземлитель - проводящая часть, которая, кроме своих непосредственных функций, одновременно может выполнять функции заземлителя (например, арматура фундаментов и инженерных коммуникаций зданий и сооружений, подземная часть металлических и железобетонных опор ВЛ и т.п.).
   3. Электрически независимые заземлители - заземлители, расположенные на таком расстоянии друг от друга, что максимально возможный ток, который может стекать в землю по одному из них, существенно не влияет на электрический потенциал других.
   4. Заземляющий проводник- проводник, соединяющий заземлитель с определенной точкой системы либо электроустановки или оборудования.
   5. Заземляющее устройство - совокупность электрически соединенных между собой заземлителя и заземляющих проводников, включая элементы их соединения.
   6. Заземление- выполнение электрического соединения между определенной точкой системы либо установки или оборудования и локальной землей (см. 1.7.31).

   Примечание. Соединение с локальной землей может быть преднамеренным, непреднамеренным и случайным, а также постоянным либо временным.
   Защитное заземление - заземление точки либо точек системы, установки или оборудования с целью обеспечения электробезопасности.
   Термин «заземление», принятый в главе, следует понимать как «защитное заземление».
   Функциональное (рабочее) заземление - заземление точки либо точек системы, установки или оборудования с целью, не связанной с электробезопасностыо (например, для обеспечения электромагнитной совместимости).
   1.7.23. Защитный проводник - проводник, предназначенный для обеспечения электробезопасности.
   Защитный заземляющий проводник - заземляющий проводник, предназначенный для защитного заземления.
   Проводник системы уравнивания потенциалов - защитный проводник, предназначенный для защитного уравнивания потенциалов.
   РЕ-проводник (РЕ от англ. protectiveearthing - защитное заземление) - защитный проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, предназначенный для защиты от поражения электрическим током.
   1.7.24. Нейтральный проводник (N-проводник) - проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, электрически соединенный с нейтральной точкой источника питания и используемый для распределения электрической энергии.
   Нейтральная точка - общая точка соединенной в звезду многофазной системы или заземленная точка однофазной системы.
   Проводник средней точки (М-проводник) - проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, электрически соединенный со средней точкой источника питания и используемый для распределения электрической энергии.
   1.7.25. PEN-проводник - проводник в электроустановках напряжением до 1 кВ, который соединяет в себе функции защитного (РЕ-) и нейтрального (N-) проводников.
   Примечание.Термины «нейтральный» и «защитный» проводники в системе TN являются синонимами соответствующих терминов «нулевой рабочий» и «нулевой защитный» проводники, которые использовались в предыдущих редакциях ПУЭ, и не соответствуют терминам международных стандартов.
   1.7.26. Тип заземления системы - показатель, характеризующий устройство нейтрального проводника (N-проводника) или проводника средней точки (М-про- водника) и соединения с землей токопроводящих частей источника питания и открытых проводящих частей в электроустановках напряжением до 1 кВ.
   В соответствии с ГОСТ 30331.2 приняты следующие обозначения типа заземления системы:
   система TN - система, в которой сеть питания имеет глухое заземление одной точки токопроводящих частей источника питания, а электроприемники и открытые проводящие части электроустановки присоединяются к этой точке при помощи соответственно N- или М- и защитного РЕ-проводников;
   система TN-S - система TN, в которой N- или М- и РЕ-проводники распределены по всей сети;
   система TN-C— система TN, в которой N- или М- и РЕ-проводники соединены в одном PEN-проводнике по всей сети;
   система TN-C-S — система TN, в которой N- или М- и РЕ-проводники соединены в одном проводнике в части сети начиная от источника питания;
   система ТТ - система, одна точка токопроводящих частей источника питания которой заземлена, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к РЕ-проводнику, соединенному с заземлителем, электрически независимым от заземлителя, к которому подключена точка токопроводящих частей источника питания;
   система IT — система, в которой система питания изолирована от земли или заземлена через приборы или (и) устройства, имеющие большое сопротивление, а открытые проводящие части электроустановки присоединены к заземленному РЕ-проводнику.
   На рисунках 1.7.1 и 1.7.2 представлены примеры выполнения систем TN, ТТ и IT соответственно в трехфазных электроустановках переменного тока и в электроустановках постоянного тока, где приняты следующие условные обозначения:

   	N-проводник (М-проводник)
   	PEN-проводник
   	защитный проводник (РЕ-проводник)

   Для систем ТТ и IT представлены возможные варианты присоединения РЕ-про-водников к заземляющему устройству.
   Буквенные обозначения типа заземления системы означают:
   первая буква - характер заземления источника питания:
   Т (от лат. terra- земля)- непосредственное присоединение одной точки токопроводящих частей источника питания к заземляющему устройству. В трехфазных сетях такой точкой, как правило, является нейтраль источника питания (если нейтраль недоступна, то заземляют фазный проводник), в трехпроводных сетях однофазного тока и постоянного тока - средняя точка, а в двухпроводных сетях - один из выводов источника однофазного тока или один из полюсов источника постоянного тока;
   I (от англ. isolated - изолированный) - все токоведущие части источника питания изолированы от земли или одна точка заземлена через большое сопротивление (например, через сопротивление приборов контроля изоляции);
   вторая буква - характер заземления открытых проводящих частей электроустановки:
   N (от англ. neutral - нейтраль) - непосредственная связь открытых проводящих частей электроустановки с точкой заземления источника питания;
   Т - непосредственная связь открытых проводящих частей с землей независимо от характера связи источника питания с землей.
   Следующие буквы в системе TN обозначают устройство нейтрального N и защитного РЕ-проводников:
   S (от англ. separate - разделять) - функции N- и РЕ-проводников выполняют отдельные проводники;
   С (от англ. combine - объединять) - функции N- и РЕ-проводников выполняет один PEN-проводник.

   1. Замыкание на землю — возникновение случайной проводящей цепи между проводником, находящимся под напряжением, и землей (заземляющим устройством) непосредственно или через промежуточные проводящие части (поврежденную изоляцию, строительные конструкции, растения и т.п.).
   2. Ток замыкания на землю - ток, стекающий в землю через место замыкания.
   3. Ток утечки - нежелательный ток, стекающий с токопроводящих частей в землю или в не изолированные от земли проводящие части в случае отсутствия повреждений в электрической цепи.
   4.  
   5. Зона нулевого потенциала (относительная земля) - проводящая часть земли, находящаяся за пределами зоны воздействия любого заземляющего устройства, электрический потенциал которой условно принят за нулевой.
   6. Зона растекания (локальная земля) - часть земли, которая находится в электрическом контакте с заземлителем и электрический потенциал которой не обязательно равен нулю.

   Термин «земля», используемый в главе, следует понимать, как «земля в зоне растекания».
   1.7.32. Напряжение на заземляющем устройстве - напряжение, возникающее в случае стекания тока с заземлителя в землю между точкой ввода тока в заземли - тель и зоной нулевого потенциала.

   1. Сопротивление заземляющего устройства (заземлителя)- отношение напряжения на заземляющем устройстве (заземлителе) к току, стекающему с заземлителя в землю.
   2. Напряжение прикосновения- напряжение, возникающее на теле человека или животного в случае одновременного прикосновения к двум проводящим частям.
   1. Напряжение шага - напряжение между двумя точками на поверхности локальной земли, расположенными на расстоянии 1 м друг от друга, что соответствует длине большого шага человека.
   2. Эквивалентное удельное сопротивление земли с неоднородной структурой — электрическое удельное сопротивление земли с однородной структурой, в которой сопротивление заземляющего устройства имеет то же значение, что и в земле с неоднородной структурой.

   Термин «удельное сопротивление», используемый в главе для земли с неоднородной структурой, следует понимать как «эквивалентное удельное сопротивление».
   1.7.37. Защитное выравнивание потенциалов - снижение напряжения прикосновения и (или) напряжения шага путем прокладывания в земле или в проводящем полу либо на их поверхности проводящих частей, присоединенных к заземляющему устройству, либо путем применения специального покрытия земли (пола).
   Термин «выравнивание потенциалов», используемый в главе, следует понимать как «защитное выравнивание потенциалов».
   1.7.38. Защитное уравнивание потенциалов - достижение равенства потенциалов проводящих частей путем электрического соединения их между собой.
   Термин «уравнивание потенциалов», используемый в главе, следует понимать как «защитное уравнивание потенциалов».

   1. Главная заземляющая шина (ГЗШ) - зажим или сборная шина, являющиеся частью заземляющего устройства электроустановки напряжением до 1 кВ и дающие возможность выполнять электрические соединения определенного количества проводников с целью заземления и уравнивания потенциалов.
   2. Сверхток - ток, значение которого превышает наибольшее рабочее (расчетное) значение тока электрической цепи.

   1.7.41. Электрическая цепь - совокупность проводящих частей, через которые может протекать электрический ток в нормальном либо аварийном режиме работы электроустановки.
   Термин «цепь», используемый в главе, следует понимать как «электрическая цепь».

   
   ИСТ - источник питания; LI, L2, L3 - линейные (фазные) проводники;
   1 - заземлитель источника питания; 2 - открытые проводящие части;
   3 - заземлитель открытых проводящих частей; 4 - защитный заземляющий
   проводник (заземление системы обозначено утолщенными линиями)
   Рис. 1.7.1. Схемы выполнения систем TN-S, TN-C, TN-C-S, ТТ и IT в электроустановках трехфазного тока

   
   ИСТ - источник питания; L+, L - линейные проводники;
   М - проводник средней точки; 1-1 - заземлитель линейного проводника;
   1-2- заземлитель проводника средней точки; 2 - открытые проводящие части;
   3 - заземлитель открытых проводящих частей; 4 - защитный заземляющий
   проводник (заземление системы обозначено утолщенными линиями)
   Рис. 1.7.2. Схемы выполнения систем TN-S, TN-C, TN-C-S, ТТ и IT в электроустановках постоянного тока

   Примечание. В понятиях, касающихся защиты от сверхтоков, термин обозначает ту часть электроустановки, которая защищена от сверхтока одним или несколькими защитными устройствами.
   1.7.42. Защитное автоматическое отключение питания - автоматическое размыкание одного или нескольких линейных проводников и, в случае необходимости, нейтрального проводника, выполняемое с целью электробезопасности.
   Термин «автоматическое отключение питания», используемый в главе, следует понимать как «защитное автоматическое отключение питания».
   УЗО - устройство защитного автоматического отключения питания, реагирующее на дифференциальный ток.
   Примечание. Дифференциальный ток - это векторная сумма токов, проходящих через устройство.

   1. Основная изоляция- изоляция токопроводящих частей в электроустановках напряжением до 1 кВ, обеспечивающая защиту от прямого прикосновения.
   2. Дополнительная изоляция -самостоятельная изоляция, предусмотренная как дополнительная к основной изоляции в электроустановках напряжением до 1 кВ и предназначенная для обеспечения защиты от поражения электрическим током в случае повреждения основной изоляции.
   3. Двойная изоляция - изоляция в электроустановках напряжением до 1 кВ, состоящая из основной и дополнительной изоляции.
   4. Усиленная изоляция - единая система изоляции токопроводящих частей в электроустановках напряжением до 1 кВ, обеспечивающая такую же степень защиты от поражения электрическим током, как и двойная изоляция.
   5. Защитный (электрический) экран - проводящий экран, применяемый для отделения одной электрической цепи и (или) проводников от опасных токопроводящих частей.

   1.7.48. Защитное (электрическое) отделение (электрическое разделение цепей) - отделение одной электрической цепи от другой в электроустановках напряжением до 1 кВ с помощью двойной изоляции либо основной изоляции и защитного экрана либо усиленной изоляции.

   1. Разделительный трансформатор - трансформатор, вторичные обмотки которого отделены от первичной обмотки и оболочки с помощью защитного электрического разделения цепей.
   2. Безопасный разделительный трансформатор - разделительный трансформатор, предназначенный для питания цепей сверхнизкого напряжения.
   3. Сверхнизкое (малое) напряжение - напряжение между какими-либо проводниками или каким-либо проводником и землей, не превышающее 50 В для переменного тока и 120 В для постоянного.

   Система БСНН (англ. эквивалент SELVsystem) - система безопасного сверхнизкого напряжения, в которой токоведущие части системы БСНН электрически отделены от всех других цепей более высокого напряжения при помощи защитного электрического разделения цепей.
   Система ЗСНН (англ. эквивалент PELVsystem) - система защитного сверхнизкого напряжения, это система БСНН в случае заземления ее цепи.
   Система ФСНН (англ. эквивалент FELVsystem) - система функционального сверхнизкого напряжения, в которой по условиям эксплуатации для питания электроприемников используют сверхнизкое напряжение и при этом требования, касающиеся систем БСНН и ЗСНН, не могут быть выполнены либо в их применении нет необходимости, а для защиты от поражения электрическим током в цепи сверхнизкого напряжения используют дополнительные меры зашиты, такие, как ограждения либо изоляция, соответствующая изоляции первичной цепи, и автоматическое отключение питания.
   1.7.52. Барьер - часть, предотвращающая непреднамеренное прямое прикосновение, но не препятствующая преднамеренному прямому прикосновению.
   Ограждение - часть, обеспечивающая защиту от прямого прикосновения со стороны возможного доступа.
   Оболочка - ограждение внутренних частей оборудования, предотвращающее доступ к токоведущим частям из любого направления.
   Зона досягаемости - зона, доступная прикосновению из любой точки поверхности, где обычно находятся люди, до границы, которой человек может достичь, протягивая голую руку без инструмента или каких-либо устройств ВЛюбом направлении.
   Непроводящие (изолирующие) помещения, зоны, площадки - помещения, зоны, площадки, в которых (на которых) защита от косвенного прикосновения обеспечивается высоким сопротивлением пола и стен и в которых отсутствуют заземленные проводящие части.
   1.7.53. Стационарные электроприемники- электроприемники, которые в процессе эксплуатации не могут находиться в руках человека, перемещаться и получают питание по фиксированной схеме от электрической сети централизованного электроснабжения.

   ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

   1. Токоведущие части электроустановки не должны быть доступными для случайного прямого прикосновения к ним, а доступные для прикосновения открытые и сторонние проводящие части не должны находиться под напряжением, представляющим опасность поражения током, как в нормальном режиме работы электроустановки, так и в случае повреждения изоляции.
   2. Для предотвращения поражения электрическим током в нормальном режиме следует применять отдельно или в сочетании следующие меры защиты от прямого прикосновения:
   1. основную изоляцию токопроводящих частей (1.7.71);
   2. ограждения и оболочки (1.7.72); -барьеры (1.7.73);
   3. размещение вне зоны досягаемости (1.7.74).

   Для дополнительной защиты от поражения электрическим током в случае прямого прикосновения в электроустановках напряжением до 1 кВ можно применять УЗО (1.7.76).
   Защита от прямого прикосновения не требуется, если номинальное напряжение не превышает:

   1. 25 В переменного или 60 В постоянного тока в случае применения системы БСНН, если электрооборудование эксплуатируется в сухих помещениях;
   2. 25 В переменного или 60 В постоянного тока в случае применения системы ЗСНН, если электрооборудование находится в зоне действия системы уравнивания потенциалов и эксплуатируется только в сухих помещениях, а вероятность контакта человека с частями, находящимися под напряжением, незначительна;

   - 6 В переменного или 15 В постоянного тока во всех других случаях.
   1.7.56. Для предотвращения поражения электрическим током при повреждении изоляции следует применять отдельно или в сочетании следующие меры защиты в случае косвенного прикосновения:
   -защитное заземление (1.7.63, 1.7.65, 1.7.66);

   1. автоматическое отключение питания (1.7.61, 1.7.63);
   2. уравнивание потенциалов (1.7.78);
   3. оборудование класса II или с равноценной изоляцией (1.7.86, 1.7.87);
   4. защитное электрическое разделение цепей (1.7.86, 1.7.88);
   5. изолирующие (непроводящие) помещения, зоны, площадки (1.7.86, 1.7.89);
   6. системы сверхнизкого (малого) напряжения БСНН, ЗСНН, ФСНН (1.7.68-1.7.70);
   7. выравнивание потенциалов (1.7.65, 1.7.66).

   Защиту при косвенном прикосновении следует выполнять во всех случаях, если номинальное напряжение превышает 50 В переменного и 120 В постоянного тока.
   В помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках выполнение защиты от поражения электрическим током в случае косвенного прикосновения может понадобиться при более низких напряжениях, например: 25 В переменного и 60 В постоянного тока или 12 В переменного и 30 В постоянного тока - при наличии требований соответствующих глав ПУЭ и других нормативных документов.
   1.7.57. Меры защиты от поражения электрическим током должны быть достаточными и реализованными при изготовлении электрооборудования либо в процессе монтажа электроустановки или в обоих случаях.
   Две или более принятых мер защиты в электроустановке не должны приводить к снижению эффективности каждой из них.
   1.7.58. Для заземления электроустановок могут быть использованы искусственные и естественные заземлители.
   Использование естественных заземлителей в качестве элементов заземляющих устройств не должно приводить к их повреждению токами коротких замыканий или к нарушению работы устройств, с которыми они связаны. Если при использовании естественных заземлителей сопротивление заземляющего устройства или напряжение прикосновения не превышает допустимых значений, а также обеспечиваются нормируемые значения напряжения на заземляющем устройстве и допустимая плотность тока в естественных заземлителях, то выполнять искусственные заземлители в электроустановке не обязательно.
   1.7.59. Для заземления территориально сближенных электроустановок разных назначений и напряжения следует, как правило, применять одно общее заземляющее устройство.
   Заземляющее устройство, используемое для заземления электроустановок одного или разных назначений и напряжений, в течение всего периода эксплуатации должно соответствовать всем требованиям к заземлению этих электроустановок: защите людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции, условиям режимов работы сетей, защиты электрооборудования от перенапряжения, электромагнитной совместимости компьютерных и микропроцессорных систем, РЗА и АСУ ТП, которые применяются в этих электроустановках, и т.п. В первую очередь следует соблюдать следующие требования к защитному заземлению.
   Заземляющие устройства электроустановок зданий и сооружений и заземляющие устройства для их молниезащиты, как правило, должны быть общими.
   В случае выполнения электрически независимого заземлителя для функционального заземления, при условии работы информационного либо другого чувствительного к влиянию помех оборудования, следует применять специальные меры защиты от поражения электрическим током, указываемые в технических условиях либо инструкции по эксплуатации этого оборудования.
   Для объединения заземляющих устройств различных электроустановок в одно общее заземляющее устройство следует использовать все имеющиеся искусственные заземляющие проводники и заземлители. Количество их должно быть не менее двух. В случае если между распределительными устройствами расположено здание с аппаратурой релейной защиты и автоматики, количество заземляющих проводников должно быть не менее четырех. При этом два из них должны находиться вблизи стен этого здания.
   1.7.60. Необходимые значения напряжения прикосновения и сопротивления заземляющего устройства в случае стекания с него токов замыкания на землю и токов утечки следует обеспечивать при наименее благоприятных условиях ВЛюбое время года.
   Для определения сопротивления заземляющих устройств следует учитывать искусственные и естественные заземлители.
   Для определения удельного сопротивления земли за расчетное следует принимать его сезонное значение, которое отвечает наименее благоприятным условиям.
   Заземляющие устройства должны быть механически прочными и динамически устойчивыми к токам замыкания на землю и не должны термически повреждаться за время протекания указанных токов. Материал и сечение заземлителей должны обеспечивать их устойчивость к коррозии на весь период эксплуатации.
   1.7.61. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ, как правило, выполняется с использованием системы заземления TN.
   Для защиты от поражения электрическим током при косвенном прикосновении в электроустановках с системой TN следует осуществлять автоматическое отключение питания. Требования к автоматическому отключению питания в случае применения системы TN должны соответствовать 1.7.80, 1.7.81, 1.7.82.
   На воздушных линиях сетей с системой TN необходимо оборудовать повторное заземление PEN-проводника в соответствии с требованиями 1.7.93. Рекомендуется также выполнять повторное заземление PEN (РЕ)-проводника на вводе в электроустановки зданий согласно 1.7.94.

   1. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ с использованием системы заземления ТТ следует выполнять по требованиям и рекомендациям действующих нормативных документов.
   2. Питание электроустановок напряжением до 1 кВ с использованием системы заземления IT рекомендуется выполнять при повышенных требованиях к безопасности и бесперебойности питания электроприемников.

   В таких электроустановках защиту от косвенного прикосновения при первом замыкании на землю следует осуществлять защитным заземлением в сочетании с непрерывным контролем изоляции сети с действием на сигнал или в случае необходимости - на отключение. Первое замыкание на землю необходимо устранять в кратчайшее время. В случае двойного замыкания на открытые проводящие части защиту от косвенного прикосновения следует осуществлять путем применения автоматического отключения питания согласно 1.7.83.

   1. Систему IT, соединенную через трансформаторы с сетью напряжением выше 1 кВ, следует защищать пробивным предохранителем от опасности, возникающей в случае повреждения изоляции между обмотками высшего и низшего напряжений трансформатора. Пробивной предохранитель следует устанавливать в нейтрали или фазе со стороны низкого напряжения каждого из трансформаторов.
   2. В электроустановках напряжением выше 1 кВ электрической сети с изолированной, компенсированной или (и) заземленной через резистор нейтралью для предотвращения поражения электрическим током в случае косвенного прикосновения следует выполнять защитное заземление открытых проводящих частей (1.7.98), выравнивание потенциалов (1.7.101) и автоматический контроль изоляции с действием на сигнал. В таких электроустановках необходимо предусматривать возможность быстрого, в пределах допустимого времени, нахождения места замыкания на землю и локализации его для последующего устранения повреждения. Рекомендуется предусматривать защиту с действием на отключение питания при двойном замыкании на землю.

   Защиту с действием на отключение питания при первом замыкании на землю следует осуществлять в тех случаях, когда это необходимо по условиям электробезопасности, согласно требованиям ПУЭ и других нормативных документов или по требованию заказчика.

   1. В электроустановках напряжением выше 1 кВ электрической сети с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью для предотвращения поражения электрическим током в случае косвенного прикосновения необходимо применять защитное заземление открытых проводящих частей, обеспечивать выравнивание потенциалов и автоматическое отключение поврежденного звена сети (1.7.105, 1.7.106).
   2. Открытые проводящие части электрооборудования, установленного на сопротивлениях воздушных линий электропередачи (предохранителей, коммутационных аппаратов, конденсаторов, силовых и измерительных трансформаторов и т.п.), необходимо присоединять:
   1. к РЕ (PEN)-проводнику согласно особенностям типа заземления системы в электроустановках с напряжением до 1 кВ;
   2. к заземлению в электроустановках напряжением выше 1 кВ с изолированной, компенсированной или (и) заземленной через резистор нейтралью с соблюдением требований 1.7.98, 1.7.101;
   3. к заземлению в электроустановках напряжением выше 1 кВ с эффективно заземленной и глухозаземленной нейтралью с соблюдением требований 2.5.127.

   Сопротивление заземляющего устройства опор воздушных линий электропередачи, на которых электрооборудование не установлено, должно соответствовать требованиям глав 2.4 и 2.5.

   МЕРЫ ЗАЩИТЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ СИСТЕМ БСНН, ЗСНН И ФСНН

   1. В электроустановках напряжением до 1 кВ защиту от поражения электрическим током при косвенном прикосновении и в ряде случаев от прямого прикосновения (см. 1.7.55) можно осуществлять с применением систем БСНН, ЗСНН и ФСНН. Наиболее целесообразно применять эти системы в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных.
   2. В случае применения систем БСНН и ЗСНН защита от поражения электрическим током считается достаточной, если она соответствует следующим требованиям:
   1. источником питания цепей должен быть безопасный разделительный трансформатор в соответствии с ДСТУ 3225 либо другой источник сверхнизкого напряжения, обеспечивающий равноценную степень безопасности согласно ДБНВ.2.5-27-2006;
   2. устройство цепей систем должно гарантировать электрическое отделение от цепей более высокого напряжения, по крайней мере равноценное отделению между цепями первичной и вторичной обмоток безопасного разделительного трансформатора. Это требование не исключает присоединения цепи системы ЗСНН к заземляющему устройству;
   3. проводники цепей следует прокладывать отдельно от проводников более высоких напряжений и защитных проводников либо отделять их от них заземленным защитным экраном или заключать в неметаллическую оболочку дополнительно к основной изоляции;
   4. токоведущие части системы БСНН не следует присоединять к заземлителю, токоведущим частям и защитным проводникам других цепей, а открытые проводящие части не следует преднамеренно присоединять к заземлителю, защитным проводникам или открытым проводящим частям другой цепи, а также к сторонним проводящим частям, кроме случая, когда необходимо их соединение с электрооборудованием, но при этом сами части другой цепи не могут оказаться под напряжением выше сверхнизкого;
   5. вилки для цепей систем БСНН и ЗСНН не должны входить в штепсельные розетки другого напряжения, штепсельные розетки не должны допускать включение вилок другого напряжения, а штепсельные розетки цепей системы БСНН не должны иметь защитного контакта;
   6. защиту от прямого прикосновения в цепях БСНН и ЗСНН, за исключением условий, при которых она не требуется (1.7.55), следует осуществлять при помощи ограждений или оболочек согласно 1.7.72 либо посредством изоляции, соответствующей испытательному напряжению 500 В переменного тока в течение 1 мин.

   1.7.70. В случае применения системы ФСНН защита от поражения электрическим током должна соответствовать следующим требованиям:

   1. источником питания цепей может быть трансформатор, вторичная обмотка которого отделена от первичной только основной изоляцией, либо источник питания, применяемый в системах БСНН и ЗСНН;
   2. защиту от прямого прикосновения следует обеспечивать при помощи ограждений или оболочек согласно 1.7.72 либо посредством изоляции, соответствующей минимальному испытательному напряжению для изоляции первичной цепи;
   3. защиту при косвенном прикосновении следует обеспечивать путем соединения открытых проводящих частей оборудования в цепи системы ФСНН с защитным проводником первичной цепи, если последняя защищена путем автоматического отключения питания;
   4. вилки для цепей системы ФСНН не должны входить в штепсельные розетки другого напряжения, а штепсельные розетки не должны допускать включение вилок другого напряжения и должны иметь контакт для присоединения защитного проводника.

   МЕРЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПРЯМОГО ПРИКОСНОВЕНИЯ

   1. Основная изоляция должна полностью покрывать токоведущие части и быть способной выдерживать механические, электрические, химические, тепловые и другие воздействия, возникающие в процессе эксплуатации. Устранение изоляции должно быть возможно только путем ее разрушения. Для заводских изделий изоляция должна отвечать стандартам или соответствующим техническим условиям на это оборудование. Лакокрасочные покрытия и другие подобные покрытия не считаются изоляцией, защищающей от поражения электрическим током. Если изоляцию выполняют во время монтажа, ее качество следует испытывать по нормам, предназначенным для проверки качества изоляции оборудования заводского изготовления. При обеспечении основной изоляции воздушным промежутком защиту от прямого прикосновения к токоведущим частям или приближение к ним на опасное расстояние, в том числе в электроустановках напряжением выше 1 кВ, необходимо осуществлять при помощи оболочек, ограждений, барьеров или путем размещения вне зоны досягаемости.
   2. Ограждения и оболочки в электроустановках напряжением до и выше 1 кВ должны обеспечивать степень защиты не менее IP2X согласно ГОСТ 14254, за исключением случаев, когда для нормальной работы электрооборудования необходимо иметь увеличенные зазоры по сравнению со степенью защиты IP2X. В таких случаях следует принимать соответствующие меры для предотвращения непреднамеренного прикосновения к токоведущим частям, а электроустановку должен обслуживать специально подготовленный персонал.

   Ограждения и оболочки следует надежно закреплять, они должны иметь достаточную механическую прочность и долговечность.
   Вход за ограждение или раскрытие оболочки должны быть возможны только с помощью специального ключа либо инструмента или после снятия напряжения с токопроводящих частей. При невозможности соблюдения этих условий следует устанавливать промежуточные ограждения со степенью защиты не менее IP2X, устранение которых также возможно только с помощью специального ключа либо инструмента. Легкодоступные верхние горизонтальные поверхности ограждений и оболочек должны иметь степень защиты по крайней мере IP4X.
   1.7.73. Барьеры должны защищать от случайного прикосновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ или приближения к ним на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ. Они не исключают преднамеренного прикосновения и приближения к токоведущим частям в случае обхода барьера. Для снятия барьеров нет необходимости применять ключ или инструмент, однако их следует закреплять так, чтобы их невозможно было устранить непреднамеренно. Барьеры рекомендуется изготавливать из изолирующего материала.
   1.7.74. Размещение вне зоны досягаемости для защиты от непреднамеренного прямого прикосновения к токоведущим частям в электроустановках напряжением до 1 кВ либо приближения к ним на опасное расстояние в электроустановках напряжением выше 1 кВ может быть применено при невозможности выполнения мер, указанных в 1.7.71-1.7.73, либо их недостаточности. Внутри зоны досягаемости не должно быть частей, имеющих разные потенциалы и доступных для одновременного прикосновения.
   В электроустановках напряжением до 1 кВ доступными для одновременного прикосновения считаются две части, если они находятся на расстоянии не более 2,5 м друг от друга. В вертикальном направлении зона досягаемости составляет 2,5 м от поверхности, на которой находятся люди (рис. 1.7.3). Указанные на рис. 1.7.3 габариты зоны досягаемости определены при условии непосредственного прикосновения голыми руками без вспомогательного устройства (например, инструмента либо лестницы). Расстояния, указанные на рисунке, следует увеличивать с учетом габаритов предметов большей длины или большего объема, которые обычно переносят через эту зону.

   
   поверхность, на которой находятся люди; 0,75,1,25,2,50 м - расстояния от края поверхности S до границы зоны досягаемости
   Рис. 1.7.3. Зоны досягаемости в электроустановках до 1 кВ

   1. Меры защиты от прямого прикосновения путем установки барьеров и размещения вне зоны досягаемости допускается применять только в электроустановках или их частях, доступных только для квалифицированного персонала.
   2. Дополнительной мерой защиты от поражения электрическим током в случае прямого прикосновения в электроустановках напряжением до 1 кВ является применение УЗО с номинальным дифференциальным током отключения не более 30 мА. Его следует применять в случаях, если другие меры электробезопасности, указанные в 1.7.71-1.7.74, являются недостаточными или возможен их отказ, а также при наличии требований к конкретным электроустановкам (см. также 1.7.164). Применение УЗО не может быть единственной мерой защиты от прямого прикосновения и не исключает необходимости применения одной из мер, указанных в 1.7.71-1.7.74.

      МЕРЫ ЗАЩИТЫ ПРИ КОСВЕННОМ ПРИКОСНОВЕНИИ

      1.7.77. Требования защиты при косвенном прикосновении распространяются на:

      1. корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, светильников и т.п.;
      2. приводы электрических аппаратов;
      3. вторичные обмотки трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, а также вторичные обмотки фильтров присоединения высокочастотных каналов;
      4. каркасы распределительных щитов, щитов управления, щитков и шкафов, а также съемных частей либо открывающихся частей, если на последних установлено электрооборудование напряжением выше 50 В переменного или 120 В постоянного тока (в случаях, предусмотренных 1.7.56, - выше 12 или 25 В переменного либо 30 или 60 В постоянного тока);
      5. металлические и железобетонные конструкции распределительных установок, шинопроводов (токопроводов), металлические кабельные соединительные муфты, металлические оболочки и броню контрольных и силовых кабелей, металлические оболочки проводов, металлические рукава и трубы электропроводки, кожухи, лотки, короба, струны, тросы и стальные полосы, на которых прикреплены кабели и провода (кроме струн, тросов и полос, на которых проложены кабели, металлическая оболочка или броня которых соединена с защитным проводником), а также другие металлические основы, на которых устанавливают электрооборудование;
      6. металлические оболочки и броню контрольных, силовых кабелей и проводов напряжением, не превышающим значений, указанных в 1.7.56, проложенных на общих металлических конструкциях с кабелями и проводами более высоких напряжений;
      7. металлические корпуса передвижных и переносных электроприемников;
      8. металлические корпуса электрооборудования, установленного на подвижных частях станков, машин и механизмов.

      В случае применения автоматического отключения питания для защиты от поражения электрическим током открытые проводящие части, указанные в перечнях 1), 2), и 4)- 8), следует соединять с РЕ-проводником в соответствии с особенностями типа заземления системы в электроустановках до 1 кВ. Открытые проводящие части оборудования напряжением выше 1 кВ и один из выводов вторичных обмоток трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, а также вторичные обмотки фильтров присоединения высокочастотных каналов (перечень 3) необходимо соединять с защитным заземлением.
      1.7.78. В помещениях и открытых установках, где применяют такие меры защиты, как автоматическое отключение питания или защитное заземление, необходимо выполнять защитное уравнивание потенциалов. С этой целью все сторонние проводящие части (строительные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, металлические корпуса технологического оборудования, подкрановые и железнодорожные пути и т.п.) необходимо присоединять к защитному заземлению в электроустановках напряжением выше 1 кВ и к защитному РЕ-проводнику в электроустановках напряжением до 1 кВ (см. 1.7.80).
      1.7.79. Не требуют присоединения к системе заземления:

      1. корпуса электрооборудования, аппаратов и электромонтажных конструкций, установленных на металлических основах (конструкциях, распределительных установках, щитах, шкафах, станинах станков, машин и механизмов) с электрическим контактом между ними, что соответствует требованиям класса 2 соединений по ГОСТ 10434, и металлические основы, которые уже присоединены к защитным проводникам;
      2. металлические конструкции, на которых устанавливают электрооборудование, с электрическим контактом между этими конструкциями и установленным на них электрооборудованием, соответствующим требованиям класса 2 соединений по ГОСТ 10434, если это электрооборудование уже присоединено к защитным проводникам. При этом указанные конструкции нельзя использовать для заземления установленного на них другого электрооборудования;
      3. открывающиеся или съемные части металлических каркасов распределительных установок, шкафов, ограждений и т.п., если на них не установлено электрооборудование или напряжение установленного электрооборудования не превышает значений, приведенных в 1.7.56;
      4. арматура изоляторов всех типов, оттяжек, кронштейнов и осветительная арматура, установленная на деревянных конструкциях (опорах воздушных линий), если этого не требуют условия молниезащиты. В электроустановках напряжением до 1 кВ проложенные по деревянной конструкции кабели с металлической заземленной оболочкой либо неизолированные заземляющие проводники следует соединять с РЕ-проводником согласно типу заземления системы;
      5. открытые проводящие части электрооборудования с двойной изоляцией;
      6. открытые проводящие части электроустановок напряжением до 1 кВ, которые из-за незначительных размеров (не более чем 50 мм х 50 мм) или расположения недоступны для прикосновения, а их соединение с РЕ-проводником усложнено или ненадежно (например, болты, металлические скобы, отрезки труб механической защиты кабелей в местах их прохода через стены и перекрытия и другие подобные детали, в том числе металлические протяжные и ответвительные коробки площадью до 100 см2 в случае скрытых электропроводок).

      1.7.80. При осуществлении автоматического отключения питания в электроустановках напряжением до 1 кВ доступные прикосновению открытые проводящие части необходимо присоединять к РЕ-проводнику согласно особенностям типа заземления системы и выполнять основную систему уравнивания потенциалов в соответствии с 1.7.84, а при необходимости - также и дополнительную (местную) систему уравнивания потенциалов согласно 1.7.85.
      Характеристики устройств, используемых для защитного автоматического отключения питания, и полное сопротивление цепи замыкания (цепи «фаза-нуль») должны обеспечивать автоматическое отключение питания в пределах нормируемого времени, достаточного для электробезопасности человека, в случае замыкания токоведущей части на открытую проводящую часть или защитный проводник.
      1.7.81. Для защитного автоматического отключения питания можно использовать устройства защиты, реагирующие на сверхтоки или на дифференциальный ток (УЗО). Устройства УЗО можно устанавливать в цепях отдельных электроприемников, групповых цепях и на вводе в электроустановку (см. также 1.7.164).
      УЗО не следует применять в электроустановках с системой TN-C. Не допускается применять УЗО в цепях, внезапное отключение которых может привести при технологических причинах к возникновению ситуаций, опасных для пользователя и обслуживающего персонала, отключению пожарной, охранной сигнализации и т.п.
      В электроустановках с системой TN-C-S присоединять РЕ-проводник к PEN-проводнику необходимо со стороны питания относительно УЗО.
      1.7.82. В системе TN время автоматического отключения питания в групповых цепях с рабочим током до 32 А не должно превышать значений, приведенных в табл. 1.7.1.
      Таблица 1.7.1. Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения питания в групповых цепях с рабочим током до 32 А

      Номинальное напряжение между линейным проводником и землей U0, В	Время отключения, с, в электроустановках
      	переменного тока	постоянного тока
      127	0,8	-
      230	0,4	5,0
      400	0,2	0,4
      Выше 400	0,1	0,1

      Для распределительных цепей, питающих распределительные, групповые и другие щиты и щитки, а также групповых цепей с рабочим током более 32 А время автоматического отключения не должно превышать 5 с. Указанные выше требования выполняются при соблюдении условия:

      ZIn≤U0

      где Z - полное сопротивление цепи замыкания (цепи «фаза-нуль»), Ом;
      Iп - ток срабатывания устройства автоматического отключения питания за время, указанное в табл. 1.7.1, или время не более 5 с для условий, в которых это допускается (например, для распределительных цепей, питающих распределительные, групповые, поверхностные и другие щиты и щитки и т.п.), А;
      U0 - номинальное напряжение между линейным проводником (фазой) и землей (действующее значение), В.

      1. В системе IT допустимое время автоматического отключения питания при двойном замыкании на открытые проводящие части электроустановки не должно превышать значений, приведенных в табл. 1.7.1.
      2. Основная система уравнивания потенциалов в электроустановках до 1 кВ должна соединять между собой следующие проводящие части:
      1. РЕ (PEN)-проводники электроустановки;
      2. заземляющий проводник повторного заземления на вводе в электроустановку (если выполняется повторное заземление);
      3. металлические трубы коммуникаций (водоснабжения, канализации, теплофикации и т.п.). Если какой-либо трубопровод имеет изолирующую вставку на вводе в здание, то к основной системе уравнивания потенциалов присоединяют только ту часть трубопровода, которая находится со стороны здания относительно изолирующей вставки;
      4. металлические части строительных конструкций;
      5. систему молниезащиты, если она имеется, а нормативные документы, касающиеся молниезащиты, не запрещают присоединять ее к защитному заземлению;
      6. металлические части централизованных систем вентиляции и кондиционирования.

      При наличии децентрализованных систем вентиляции и кондиционирования металлические воздухопроводы следует присоединять к РЕ-шине щитов питания вентиляторов и кондиционеров;
      7) заземляющий проводник функционального заземления, если оно имеется и отсутствуют ограничения на присоединение сети функционального заземления к заземляющему устройству защитного заземления;
      8) металлические оболочки телекоммуникационных кабелей. Проводящие части, входящие в здание снаружи, следует соединять в непосредственной близости к точке их ввода в здание.
      Для соединения с основной системой уравнивания потенциалов все указанные части следует присоединять к ГЗШ (1.7.126-1.7.130) с помощью проводников системы уравнивания потенциалов (1.7.148-1.7.150).
      Присоединять проводники основной системы уравнивания потенциалов к заземлителям молниезащиты и естественным заземлителям следует в разных местах.
      1.7.85. Дополнительную систему уравнивания потенциалов в электроустановках до 1 кВ необходимо выполнять, если требование относительно времени защитного отключения питания не обеспечено. Она может охватывать всю электроустановку или какую-либо ее часть и должна соединять между собой все одновременно доступные прикосновению (1.7.74) открытые проводящие части стационарного электрооборудования и сторонние проводящие части, включая доступные для прикосновения металлические части строительных конструкций, а также защитные проводники всего электрооборудования, в том числе защитные проводники штепсельных розеток.
      Для некоторых помещений с повышенной опасностью выполнение дополнительной системы уравнивания потенциалов может быть обязательным, если это указано в нормативных документах, касающихся электроустановок этих помещений.
      Для уравнивания потенциалов можно использовать специально предусмотренные проводники (1.7.150) или открытые и сторонние проводящие части, если они соответствуют требованиям 1.7.132 к защитным проводникам по проводимости и непрерывности электрической цепи.
      1.7.86. Если время автоматического отключения питания в отдельных частях электроустановки напряжением до 1 кВ не соответствует требованиям 1.7.82 для системы TN и 1.7.83 для системы IT, то защиту при косвенном прикосновении к этим частям можно осуществлять с помощью других мер защиты путем применения: электрооборудования класса II; электрического разделения цепей; изолирующих (непроводящих) помещений, зон, площадок, незаземленной системы местного уравнивания потенциалов; систем БСНН, ЗСНН, ФСНН.
      1.7.87. Защита с применением электрооборудования класса II или с равноценной изоляцией обеспечивается двойной либо усиленной изоляцией или размещением электрооборудования, имеющего только основную изоляцию токопроводящих частей, в изолирующей оболочке. Изолирующая оболочка должна быть устойчивой к возможным электрическим, термическим и механическим нагрузкам.
      Проводящие части электрооборудования с двойной изоляцией, а также электрооборудования, размещенного в изолирующей оболочке, не требуется присоединять к защитным проводникам.
      1.7.88. Защитное электрическое разделение цепей применяется, как правило, для одной цепи. Наибольшее рабочее напряжение отделяемой цепи не должно превышать 500 В.
      Питание отделяемой цепи следует осуществлять от разделительного трансформатора, соответствующего требованиям ДСТУ 3225, или от другого источника, обеспечивающего равноценную степень безопасности.
      Токоведущие части цепи, питающиеся от разделительного трансформатора, не должны иметь соединений с заземленными частями и защитными проводниками других цепей.
      Проводники цепей, питающихся от разделительного трансформатора, рекомендуется прокладывать отдельно от других цепей. Если это невозможно, то для таких цепей необходимо использовать кабели без металлической оболочки, брони, экрана либо изолированные провода, проложенные в изоляционных трубах, коробах и каналах при условии, что номинальное напряжение этих кабелей и проводов соответствует наибольшему напряжению совместно проложенных цепей, а каждая цепь защищена от сверхтоков.
      Если от разделительного трансформатора питается только один электроприемник, то его открытые проводящие части не присоединяются ни к защитному проводнику, ни к открытым проводящим частям других цепей.
      Допускается питание нескольких электроприемников от одного разделительного трансформатора при условии одновременного выполнения следующих требований:

      1. открытые проводящие части отделяемой цепи не должны иметь электрической связи с металлическим корпусом источника питания;
      2. открытые проводящие части отделяемой цепи следует соединять между собой изолированными незаземленными проводниками дополнительной (местной) системы уравнивания потенциалов, не имеющей соединений с защитными проводниками и открытыми проводящими частями других цепей;
      3. штепсельные розетки должны иметь защитный контакт, подключенный к местной незаземленной системе уравнивания потенциалов;
      4. гибкие кабели, за исключением питающих электрооборудование класса II, должны иметь защитный проводник, применяемый в качестве проводника уравнивания потенциалов;
      5. время автоматического отключения питания в случае двойного замыкания разных фаз на две открытые проводящие части не должно превышать время, указанное в табл. 1.7.1.

      1.7.89. Изолирующие (непроводящие) помещения, зоны и площадки в качестве меры защиты от косвенного прикосновения разрешается применять в электроустановках напряжением до 1 кВ, доступных только для обслуживающего их квалифицированного персонала.
      Сопротивление изолирующего пола и стен таких помещений, зон и площадок ВЛюбой точке относительно локальной земли должно быть не ниже:
      - 50 кОм -для электроустановки номинальным напряжением до 500 В включительно;
      - 100 кОм - для электроустановки номинальным напряжением выше 500 В. Если сопротивление в какой-либо точке меньше указанных значений, то
      такие помещения, зоны и площадки не следует рассматривать как меры защиты от поражения электрическим током.
      В случае применения изолирующих помещений, зон, площадок в качестве меры защиты при косвенном прикосновении открытые проводящие части необходимо размещать таким образом, чтобы человек не мог одновременно коснуться двух открытых проводящих частей либо открытой и сторонней проводящих частей, если указанные части при повреждении основной изоляции могут оказаться под разным потенциалом. Выполнение этого требования может быть обеспечено отдалением указанных проводящих частей друг от друга на расстояние границы досягаемости руками (см. 1.7.74), оборудованием между ними барьеров, изолированием сторонних проводящих частей или сочетанием этих мер.
      В изолирующих помещениях, зонах, площадках не следует применять защитный проводник. Кроме того, необходимо предусматривать меры против внесения потенциала сторонними проводящими частями (например, переносным или передвижным электрооборудованием класса I, металлическими водопроводными трубами и т.п.). Пол и стены изолирующих помещений, зон и площадок не должны подвергаться воздействию влаги.
      1.7.90. При выполнении мер защиты в электроустановках напряжением до 1 кВ классы электрооборудования по способу защиты человека от поражения электрическим током принимают в соответствии с табл. 1.7.2.
      Таблица 1. 7.2. Применение электрооборудования в электроустановках напряжением до 1 кВ

      Класс электрооборудования согласно ГОСТ 12.2.0070	Маркировка	Назначение защиты	Условия и область применения
      Класс 0	-	В случае косвенного прикосновения	В непроводящих помещениях, зонах, площадках. В цепях, питающихся от вторичной обмотки разделительного трансформатора только с одним электроприемником
      Класс I	Защитный зажим Знак буквы РЕ или желто-зеленые полосы	В случае косвенного прикосновения	Присоединение заземляющего зажима к защитному проводнику электроустановки. Применяется, если требования относительно отдельных мест помещений не ограничивают применение электрооборудования этого класса
      Класс электрооборудования согласно ГОСТ 12.2.0070	Маркировка	Назначение защиты	Условия и область применения
      Класс II	Знак	В случае косвенного прикосновения	Во всех помещениях и при любых условиях, если специальные требования не ограничивают применение электрооборудования этого класса
      Класс III	Знак	От прямого и в случае косвенного прикосновения	Питание от безопасного разделительного трансформатора при любых условиях и во всех помещениях

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

      1.7.91. В электроустановках с глухозаземленной нейтралью нейтральную или среднюю точку либо один из выводов источника питания необходимо надежно присоединять к заземлителю с помощью заземляющего проводника.
      Не допускается использовать PEN (РЕ- или N-)-проводники, соединяющие нейтраль с распределительным щитом, в качестве заземляющих.
      Если в PEN-проводнике, соединяющем нейтраль источника трехфазного тока с шиной PEN распределительного щита напряжением до 1 кВ, установлен трансформатор тока, то заземляющий проводник следует присоединять не к нейтрали источника непосредственно, а к PEN-проводнику и, при возможности, сразу за трансформатором тока. В таком случае деление PEN-проводника на РЕ- и N-пpoводники в системе TN-S следует выполнять также вне трансформатора тока. Трансформатор тока нужно размещать в непосредственной близости к выводу нейтрали источника питания.
      Вывод PEN или N-проводника от нейтрали источника на распределительное устройство следует осуществлять: при выводе фаз шинами - шиной на изоляторах; при выводе фаз кабелем (проводом) - жилой кабеля (провода).
      Проводимость PEN- или N-проводника от нейтрали источника к распределительному устройству должна быть не менее 50% проводимости выводного фазного проводника.
      1.7.92. Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтраль источника питания или выводы источника однофазного тока, ВЛюбое время года не должно превышать 2, 4 и 8 Ом соответственно для линейных напряжений 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока. Это сопротивление необходимо обеспечивать с учетом использования всех заземлителей, присоединенных к PEN (РЕ)-проводнику, если количество отводных линий не менее двух. Сопротивление заземлителя, к которому непосредственно присоединяют нейтраль источника трехфазного тока либо выводы источника однофазного тока, должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно для линейных напряжений 660, 380 и 220 В источника трехфазного тока или 380, 220 и 127 В источника однофазного тока (см. также 1.7.96).
      1.7.93. На концах воздушных линий электропередачи как с неизолированными, так и с самонесущими изолированными проводами либо ответвлений от них длиной более 200 м следует выполнить повторные заземления PEN (РЕ)-проводника со значением сопротивления согласно 1.7.95. В первую очередь необходимо использовать естественные заземлители (подземные части железобетонных и металлических опор), а также заземлители, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений (см. главу 2.4).
      Указанные повторные заземления выполняют только в том случае, если на воздушных линиях отсутствуют заземлители, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений, или их недостаточно для выполнения условия, указанного в 1.7.95.
      Повторные заземления PEN-проводника в сетях постоянного тока следует выполнять с применением отдельных искусственных заземлителей. Они не должны иметь металлических соединений с подземными трубопроводами.

      1. На вводе в электроустановку здания от воздушной линии рекомендуется выполнять повторное заземление PEN (РЕ-)-проводника, если в здании при отсутствии коммуникаций водоснабжения, газоснабжения, металлических и железобетонных конструкций не может быть осуществлена основная система уравнивания потенциалов (1.7.84). В этом случае сопротивление заземлителя повторного заземления РЕ (РЕN)-проводника на вводе в здание должно быть не более 30 Ом.
      2. Общее сопротивление всех заземлителей, присоединенных к PEN-пpo-воднику каждой линии, в том числе естественных заземлителей, ВЛюбое время года не должно превышать 5, 10 и 20 Ом соответственно для линейного напряжения 660,380 и 220 В источника трехфазного тока или 380,220 и 127 В источника однофазного тока. Сопротивление каждого из повторных заземлителей должно быть не более 15, 30 и 60 Ом соответственно для того же напряжения (см. также 1.7.96).
      3. Для удельного сопротивления земли ρ > 100 Ом*м допускается увеличивать указанные в 1.7.92 и 1.7.95 значения сопротивления заземления в 0,01ρ раз, но не более чем в 10 раз, за исключением сопротивления заземляющих устройств и заземлителей, используемых одновременно для электроустановок напряжением выше 1 кВ. В последнем случае увеличение сопротивления возможно лишь до значения, при котором выполняется условие 1.7.3, приведенное в 1.7.98.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

      1.7.97. Сопротивление заземляющего устройства R, Ом, используемого для защитного заземления открытых проводящих частей в электроустановках с изолированной нейтралью, должно соответствовать условию:

      R ≤ Ud/I     (1.7.2)

      где Uд - допустимое напряжение прикосновения, значение которого в помещениях без повышенной опасности принимается 50 В (см. также 1.7.56);
      I - полный ток замыкания на землю (на открытые проводящие части), А. Выполнение указанного условия может не проверяться, если сопротивление заземляющего устройства Rне превышает:

      1. 4 Ом - в случае мощности источника питания выше 100 кВ*А;
      2. 10 Ом - в случае мощности источника питания или суммарной мощности параллельно работающих источников питания до 100 кВ-А.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С ИЗОЛИРОВАННОЙ, КОМПЕНСИРОВАННОЙ ИЛИ (И) ЗАЗЕМЛЕННОЙ ЧЕРЕЗ РЕЗИСТОР НЕЙТРАЛЬЮ

      1.7.98. В электроустановках напряжением выше 1 кВ электрической сети с изолированной, компенсированной или (и) заземленной через резистор нейтралью сопротивление заземляющего устройства R, Ом, в случае прохождения расчетного тока замыкания на землю ВЛюбое время года с учетом сопротивления естественных заземлителей должно быть:
      1) в случае использования заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ, в которых N-, PEN-, (РЕ)-проводники выходят за пределы этого заземляющего устройства, а защита от замыкания на землю в электроустановке напряжением выше 1 кВ действует на сигнал

      R ≤ 67/Ip                       (1.7.3)

      где Ip - расчетный ток замыкания на землю, А.
      В этом случае необходимо также выполнять требования, выдвигаемые к заземлению электроустановок напряжением до 1 кВ.
      Если условие 1.7.3 не выполняется для системы заземления TN, то нейтральную точку источника питания напряжением до 1 кВ следует присоединять к электрически независимому заземлителю. В этом случае заземляющий проводник, соединяющий нейтральную точку источника питания с электрически независимым заземлителем, а также N-, PEN- (РЕ-) проводники в пределах заземляющего устройства электроустановки напряжением выше 1 кВ должны иметь такую же изоляцию относительно земли, как и линейные проводники установки напряжением до 1 кВ. Если это соединение выполняют кабелем, то кабель должен быть без металлической оболочки и брони.
      Если условие 1.7.3 не выполняется для системы заземления IT, то РЕ-провод-ник, к которому присоединяются открытые проводящие части электроустановки потребителя электрической энергии, должен быть присоединен к заземлителю, электрически независимому от заземлителя электроустановки напряжением выше 1 кВ, или у потребителя должно быть выполнено защитное выравнивание потенциалов;
      2) при использовании заземляющего устройства только для электроустановок напряжением выше 1 кВ, а также в случае использования его одновременно для электроустановок напряжением до 1 кВ, в которых N-, PEN-, (РЕ)-проводники не выходят за пределы этого заземляющего устройства,

      R ≤ 250/Ip                   (1.7.4)

      но не более 10 Ом.
      1.7.99. За расчетный ток Ip принимается:

      1. в электрических сетях с изолированной нейтралью - полный ток замыкания на землю;
      2. в электрических сетях с компенсированной нейтралью:
      1. для заземляющих устройств, к которым присоединены дугогасящие реакторы, - ток, равный 125% номинального тока этих реакторов;
      2. для заземляющих устройств, к которым не присоединены дугогасящие реакторы, - ток замыкания на землю в случае отключения самого мощного из реакторов;

      3) в электрических сетях с заземленной через резистор нейтралью либо через дугогасящие реакторы и резистор ток Ip определяют по выражению:

           (1.7.5)

      где Uф - фазное напряжение сети, В;
      I3 - ток, принятый согласно перечням 1) или 2), при отсутствии резистора, А;
      R - сопротивление резистора, Ом.
      За расчетный может быть принят ток плавления предохранителей или ток срабатывания релейной защиты от однофазных замыканий на землю либо межфазных замыканий, если в последнем случае защита обеспечивает отключение замыканий на землю. В этом случае ток замыкания на землю должен превышать номинальный ток предохранителей не менее чем в 3 раза и ток срабатывания релейной защиты не менее чем в 1,5 раза, а напряжение на заземляющем устройстве при замыкании на землю в зависимости от длительности замыкания не должно превышать приведенное в табл. 1.7.3.
      Расчетный ток замыкания на землю следует определять для той из возможных схем сети, в которой этот ток имеет наибольшее значение.
      1.7.100. Для трансформаторных подстанций 6-10/0,4 кВ выполняют, как правило, одно заземляющее устройство, к которому присоединяют:

      1. нейтрали и корпуса трансформаторов;
      2. металлические оболочки и броню кабелей напряжением выше 1 кВ;
      3. металлические оболочки и броню кабелей напряжением до 1 кВ, кроме тех, в которых нейтральный проводник заземлен на независимый заземлитель;

      -открытые проводящие части оборудования напряжением до и выше 1 кВ;
      - сторонние проводящие части.
      В кабельных сетях условие 1.7.3 всегда выполняется, если сопротивление общего заземляющего устройства подстанции соответствует требованиям к электроустановкам напряжением до 1 кВ (1.7.92 и 1.7.97) или к заземляющей шине подстанции присоединены свинцовые оболочки и броня кабелей, проложенных в земле, при количестве кабелей не менее двух, напряжением до или выше 1 кВ или обоих напряжений, при общей длине этих кабелей не менее 1 км.
      Таблица 1.7,3. Зависимость допустимого напряжения на заземляющем устройстве, которое одновременно используется для электроустановок до и выше 1 кВ, от длительности замыкания на землю в электроустановках напряжением выше 1 кВ

      Допустимое напряжение на заземляющем устройстве RхIp, В	Длительность замыкания на землю, с
      67	-
      70	3
      75	2
      90	1
      100	0,8
      110	0,6
      140	0,5
      200	0,4
      330	0,3
      460	0,2
      500	0,15
      560	0,1
      670	0,05

      1.7.101. В наружных электроустановках напряжением выше 1 кВ вокруг площади, занятой электрооборудованием, на глубине не менее 0,5 м, следует прокладывать замкнутый горизонтальный заземлитель, к которому присоединяют заземляемые открытые проводящие части.
      Если сопротивление заземляющего устройства составляет выше 10 Ом (согласно 1.7.113 для земли с удельным сопротивлением выше 500 Ом-м), то необходимо дополнительно осуществить защитное выравнивание потенциалов вдоль рядов электрооборудования со стороны обслуживания, для чего следует проложить в земле горизонтальные заземлители на глубине 0,5 м и на расстоянии 0,8-1 м от фундаментов либо основ электрооборудования, присоединив их к заземляющему устройству.
      1.7.102. Заземляющее устройство электроустановки сети напряжением выше 1 кВ с изолированной, заземленной через дугогасящий реактор или (и) резистор нейтралью, объединенное с заземляющим устройством электроустановки сети напряжением выше 1 кВ с глухозаземленной либо эффективно заземленной нейтралью в одно общее заземляющее устройство, должно удовлетворять также требованиям 1.7.103-1.7.111.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОЙ ЛИБО ЭФФЕКТИВНО ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

      1.7.103. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ в электрической сети с глухозаземленной либо эффективно заземленной нейтралью следует устраивать с соблюдением требований либо к напряжению прикосновения (1.7.105), либо к их сопротивлению (1.7.106), а также с соблюдением требований к их конструктивному выполнению (1.7.107-1.7.109). При этом напряжение на заземляющем устройстве необходимо ограничивать в соответствии с 1.7.104. Требования 1.7.103-1.7.109 не распространяются на заземляющие устройства опор воздушных линий электропередачи.

      1. При стекании тока короткого замыкания на землю с заземляющего устройства, выполняемого с соблюдением требований к его сопротивлению, напряжение на заземляющем устройстве во всех случаях не должно превышать 10 кВ. Напряжение выше 10 кВ допускается на заземляющем устройстве, которое выполняется с соблюдением требований к напряжению прикосновения и с которого не может выноситься потенциал за пределы внешнего ограждения электроустановки. Для напряжения на заземляющем устройстве выше 5 кВ следует предусматривать меры по защите изоляции кабелей связи и телемеханики, отходящих от электроустановки, и по предотвращению выноса опасных потенциалов за ее пределы.
      2. Заземляющее устройство, выполняемое согласно требованиям к напряжению прикосновения, должно обеспечивать ВЛюбое время года значение напряжения прикосновения, не превышающее приведенное в табл. 1.7.4.

      Таблица 1.7,4. Предельно допустимое напряжение прикосновения

      Длительность действия, с	До 0,1	0,2	0,5	0,7	0,9	Свыше 1,0 до 5,0
      Напряжение прикосновения, В	500	400	200	130	100	65

      Сопротивление заземляющего устройства в этом случае определяют по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и по току замыкания на землю.
      Для определения допустимого напряжения прикосновения за расчетную длительность действия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. На рабочих местах оперативного обслуживания электрического оборудования, где при выполнении оперативных переключений может возникнуть короткое замыкание на конструкции, досягаемой для прикосновения персонала, выполняющего переключение, следует принимать минимальное время действия резервной защиты от этого вида повреждения, а для другой территории - основной защиты.
      Продольные и поперечные горизонтальные заземлители для выполнения защитного выравнивания потенциалов необходимо размещать с учетом требований ограничения напряжения прикосновения до нормируемых значений и удобства присоединения заземляющего оборудования.
      Глубина закладки в почве продольных и поперечных горизонтальных искусственных заземлителей должна быть не менее 0,3 м. Для снижения напряжения прикосновения в местах оперативного обслуживания электрического оборудования может быть выполнена подсыпка слоя щебня толщиной 0,1-0,2 м.
      При сочетании заземляющих устройств электроустановок разных напряжений в одно общее заземляющее устройство напряжение прикосновения следует определять как наибольшее из случаев замыкания на землю на каждой из этих электроустановок.
      1.7.106. Заземляющее устройство, выполняемое согласно требованиям к его сопротивлению, должно иметь ВЛюбое время года сопротивление не более 0,5 Ом, с учетом сопротивления искусственных и естественных заземлителей.
      Продольные заземлители следует прокладывать 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 основ оборудования. Допускается увеличивать расстояния от фундаментов или основ оборудования до 1,5 м с прокладкой одного заземлителя для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания повернуты друг к другу, а расстояние между основаниями либо 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 в сторону увеличения от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4,0; 5,0; 6,0; 7,5; 9,0; 11; 13,5; 16; 20 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, прилегающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6 м X 6 м.
      Горизонтальные заземлители необходимо прокладывать по краю территории, занятой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур.
      Если заземляющее устройство находится в пределах внешнего ограждения электроустановки, то около входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал, например, путем установки двух вертикальных заземлителей, присоединенных к внешнему горизонтальному заземлителю напротив входов и въездов. В этом случае вертикальные заземлители должны быть длиной 3-5 м, а расстояние между ними должно равняться ширине входа или въезда.
      1.7.107. В случае выполнения заземляющего устройства согласно требованиям к напряжению прикосновения (1.7.105) или к его сопротивлению (1.7.106) дополнительно необходимо:

      1. прокладывать замкнутый горизонтальный заземлитель вокруг площади, занятой электрооборудованием;
      2. прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители и соединять их между собой в заземляющую сетку;
      3. обеспечивать как можно меньшую длину заземляющих проводников;
      4. прокладывать продольные и поперечные горизонтальные заземлители так, чтобы узел соединения их между собой в заземляющую сетку находился вблизи мест размещения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей;
      5. присоединять высоковольтное оборудование к заземлителю, обеспечивающему стекание тока не менее чем в двух направлениях;
      6. прокладывать заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, на глубину не менее 0,3 м.

      В случае выхода заземляемого устройства за пределы электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубину не менее 1 м, а внешний контур его рекомендуется выполнять в виде многоугольника с тупыми или закругленными углами.
      1.7.108. Внешнее ограждение электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству. Если от электроустановки отходят воздушные линии напряжением 110 кВ и выше, то ограждение необходимо заземлять при помощи вертикальных заземлителей длиной 2-3 м, установленных возле стоек ограждения по всему его периметру через каждые 20-50 м. Устанавливать такие заземлители не следует для ограждения с металлическими стойками и со стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограждения.
      Для устранения электрической связи внешнего ограждения с заземляющим устройством расстояние от ограждения до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль него с внутренней, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Горизонтальные заземлители, трубы и кабели с металлической оболочкой или броней и другие металлические коммуникации, выходящие за пределы ограждения, следует прокладывать внутри между стойками ограждения на глубину не менее 0,5 м. В местах прилегания внешнего ограждения к зданиям и сооружениям, а также в местах прилегания к внешнему ограждению внутренних металлических ограждений необходимо оборудовать кирпичные или деревянные вставки длиной не менее 1 м.
      Питание электроприемников, установленных на внешнем ограждении, необходимо осуществлять от разделительных трансформаторов (согласно 1.7.111). Разделительные трансформаторы не допускается устанавливать на ограждении. Линию, соединяющую вторичную обмотку разделительного трансформатора с электроприемником, установленным на ограждении, необходимо изолировать от земли на расчетное напряжение на заземляющем устройстве.

      1. Если осуществить хотя бы одну из указанных в 1.7.108 мер невозможно, то металлические части ограждения необходимо присоединить к заземляющему устройству и выполнить защитное выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сторон ограждения не превышало допустимых значений. В случае выполнения заземляющего устройства при допустимом сопротивлении необходимо проложить горизонтальный заземлитель с внешней стороны ограждения на расстоянии 1 м от него и на глубину 1 м. Этот заземлитель необходимо присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках.
      2. Если заземляющее устройство какой-либо другой электроустановки соединено с заземлителем электроустановки напряжением выше 1 кВ электрической сети с глухозаземленной либо эффективно заземленной нейтралью кабелем с металлической оболочкой или броней, а также через другие металлические связки, то для выравнивания потенциалов вокруг такой электроустановки или здания, в котором они расположены, необходимо принять одну из таких мер:
      1. проложить в земле на глубину 1 м и на расстоянии 1 м от фундамента здания или периметра территории, занятой оборудованием, заземлитель, соединенный с системой уравнивания потенциалов этой территории, а на входе и на въезде на территорию здания - проводники на расстоянии 1 и 2 м от заземлителя на глубину 1 и 1,5 м соответственно и соединить эти проводники с заземлителем;
      2. использовать железобетонные фундаменты в качестве заземлителей в соответствии с 1.7.115, если при этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечивать условия защитного выравнивания потенциалов с помощью железобетонных фундаментов, используемых в качестве заземлителей, необходимо согласно ГОСТ 12.1.030.

      Соблюдать меры, указанные в перечнях 1) и 2), не обязательно, если вокруг здания имеются асфальтовые отмостки, в том числе на входах и на въездах. Если около какого-либо входа (въезда) отмостка отсутствует, то около этого входа (въезда) следует осуществлять защитное выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в перечне 1), или соблюдать меры по перечню 2). Во всех случаях необходимо соблюдать требования согласно 1.7.111.
      1.7.111. С целью избежания выноса потенциала не допускается питание электроприемников, находящихся за пределами заземляющих устройств электроустановки напряжением выше 1 кВ электрической сети с глухозаземленной нейтралью, от трансформатора с заземленной нейтралью со стороны напряжения до 1 кВ, находящегося в пределах контура заземляющего устройства электроустановки напряжением выше 1 кВ.
      При необходимости питание таких электроприемников можно осуществлять от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне напряжения до 1 кВ воздушной линией или кабельной линией с кабелем без металлической оболочки и брони. В этом случае напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать напряжение срабатывания пробивного предохранителя, установленного со стороны более низкого напряжения трансформатора с изолированной нейтралью.
      Питание таких электроприемников возможно также от разделительного трансформатора. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занятой заземляющим устройством электроустановки напряжением выше 1 кВ, должен иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА В МЕСТНОСТЯХ С БОЛЬШИМ УДЕЛЬНЫМ СОПРОТИВЛЕНИЕМ ЗЕМЛИ

      1.7.112. При сооружении искусственных заземлителей на территории электроустановки в местностях с большим удельным сопротивлением земли рекомендуется принимать следующие меры:

      1. выполнение вертикальных заземлителей увеличенной длины, если с глубиной удельное сопротивление земли уменьшается, а естественные углубленные заземлители (например, скважины с обсадными металлическими трубами) отсутствуют;
      2. выполнение выносных заземлителей, если поблизости от электроустановки есть места с меньшим удельным сопротивлением земли;
      3. укладку в траншеи вокруг горизонтальных заземлителей в скальных структурах влажной глинистой почвы с последующей трамбовкой и засыпанием щебнем до верха траншеи;
      4. применение искусственной обработки почвы с целью снижения ее удельного сопротивления, если другие меры не могут быть приняты или не дают необходимого эффекта.

      1.7.113. Для электроустановок напряжением выше 1 кВ, а также до 1 кВ с изолированной нейтралью, в районах с удельным сопротивлением земли р > 500 Ом-м, если меры, предусмотренные 1.7.112, не дают возможности получить приемлемые по экономическим показателям заземлители, допускается увеличивать установленные настоящей главой значения сопротивлений заземляющих устройств в 0,002 р раза, но не более чем в 10 раз. Увеличение установленных настоящей главой сопротивлений должно быть таким, чтобы выполнялись условия 1.7.2-1.7.4, приведенные в 1.7.97 и 1.7.98.
      1.7.114. Заземляющие устройства электроустановок напряжением выше 1 кВ с эффективной и глухозаземленной нейтралью в районах с большим удельным сопротивлением земли следует, как правило, выполнять согласно требованиям к напряжению прикосновения (1.7.105). При наличии естественных заземлителей с малым сопротивлением допускается осуществлять их по нормам к сопротивлению.
      В скальных структурах допускается прокладывать горизонтальные заземлители на меньшую глубину, чем требуется согласно 1.7.105-1.7.108, но не менее 0,15 м. Кроме того, допускается не выполнять вертикальные заземлители, которые требуются согласно 1.7.106, на входах и на въездах.

      ЗАЗЕМЛИТЕЛИ

      1.7.115. В качестве естественных заземлителей можно использовать:

      1. металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, находящиеся в контакте с землей, в том числе железобетонные фундаменты в неагрессивных, слабоагрессивных и среднеагрессивных средах;
      2. подземные части железобетонных и металлических опор воздушных линий электропередачи, в том числе фундаменты опор, при отсутствии гидроизоляции железобетона полимерными материалами;
      3. свинцовые оболочки кабелей, проложенных в земле. Оболочки кабелей могут быть единственными заземлителями при количестве кабелей не менее двух. Алюминиевые оболочки кабелей использовать в качестве заземлителей не допускается;
      4. металлические трубопроводы, проложенные в земле (см. также 1.7.116);
      5. другие проводящие части, которые пригодны для целей заземления и не могут даже временно быть демонтированы (полностью или частично) без ведома персонала, эксплуатирующего электроустановку (обсадные трубы буровых скважин, металлические шпунты гидротехнических сооружений, закладные части затворов и т.п.);
      6. заземлители опор воздушных линий электропередачи, соединенные с заземляющим устройством электроустановки с помощью грозозащитного троса, если трос не изолирован от опор линии;
      7. заземлители опор воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ, соединенные PEN-проводником с заземляющим устройством источника питания при количестве линий не менее двух;
      8. рельсы магистральных неэлектрифицированных железных дорог и подъездных путей при наличии перемычек между рельсами.

      1.7.116. Не допускается использовать в качестве естественных заземлителей трубопроводы горючих жидкостей, горючих или взрывоопасных газов и смесей. Не следует также использовать в качестве естественных заземлителей трубы канализации, центрального отопления и коммунального водопровода. Однако эти требования не исключают необходимости присоединения этих трубопроводов и труб в электроустановках напряжением до 1 кВ к основной системе уравнивания потенциалов. Не следует также использовать в качестве естественных заземлителей железобетонные конструкции зданий и сооружений с предварительно напряженной арматурой, однако это ограничение не распространяется на опоры воздушных линий электропередачи и опорные конструкции открытых распределительных устройств.
      Возможность использования естественных заземлителей по условию плотности тока, протекающего по ним, необходимость сварки арматурных стержней железобетонных фундаментов и конструкций, приваривание анкерных болтов к арматурным стержням железобетонных фундаментов, а также возможность использования фундаментов в сильноагрессивных средах должны определяться расчетами.
      1.7.117. Искусственные заземлители могут быть из черной стали без покрытия или с покрытием, из нержавеющей стали и медными. Искусственные заземлители не следует красить.
      Материал, используемый для заземлителей и заземляющих проводников, должен быть электрохимически совместим с материалом соединительных и контактных элементов.
      Минимальные размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле, должны соответствовать размерам, указанным в табл. 1.7.5.
      Таблица 1.7.5. Минимальные размеры заземлителей и заземляющих проводников, проложенных в земле

      Материал	Характеристика внешней поверхности	Тип заземлителей	Минимальные размеры
      			Диаметр, мм	Сечение, мм2		Толщина стенки, мм	Толщина покрытия, мкм
      Сталь черная	Без покрытия	Для вертикальных заземлителей: - круглый	16	-		-	-
      		Для горизонтальных заземлителей: - круглый - прямоугольная полоса - профиль	10 - -	- 100 100		- 4 4	- - -
      Сталь с покрытием	Горяче-оцинкованное покрытие	Для вертикальных заземлителей: круглый	16	-		-	70
      		Для горизонтальных заземлителей: - круглый - прямоугольная полоса - профиль	10 - -	- 90 90		- 3 3	50 70 70
      	Гальваническое медное покрытие	Для вертикальных заземлителей: - круглый	14	-		-	250
      		Для горизонтальных заземлителей: - круглый	10	-		-	250
      Нержавеющая сталь	Без покрытия	Так же, как для стали с горячееоцинкованным покрытием
      Медь	Без покрытия	Круглый Прямоугольная полоса Труба	12 - 20		- 50 -	- 2 2	- - -
      		Канат многопроволочный	1,8 для каждой из проволок		35	-	-

      Заземлители из черной стали, как правило, не следует использовать в сильноагрессивной среде. В этом случае рекомендуется применять медные заземлители или заземлители из стали с медным гальваническим покрытием. При использовании заземлителей из черной стали без покрытия в среднеагрессивной среде их размеры рекомендуется увеличивать по сравнению с приведенными в табл. 1.7.5 и в зависимости от расчетного срока службы заземляющего устройства.

      1. Сечение горизонтальных заземлителей для электроустановок напряжением выше 1 кВ необходимо выбирать при условии термической стойкости и допустимой температуры нагревания 400 °С (кратковременное нагревание, соответствующее полному времени действия основной защиты и отключения выключателя). За расчетный принимается ток однофазного замыкания на землю в электроустановках с эффективно заземленной и глухозаземленнои нейтралью и ток двойного замыкания на землю в электроустановках с изолированной, компенсированной или заземленной через резистор нейтралью.
      2. Траншеи для горизонтальных заземлителей необходимо заполнять однородной почвой, не содержащей щебня и строительного мусора.

      Не следует располагать заземлители в местах, где земля подсушивается искусственным нагреванием, например, вблизи трубопроводов.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ ПРОВОДНИКИ

      1.7.120. Сечение заземляющих проводников в зависимости от напряжения электроустановки и режима нейтрали должно соответствовать требованиям, приведенным в 1.7.121-1.7.123.
      Если заземляющий проводник прокладывают в земле, то его минимальное сечение в зависимости от материала, из которого он изготовлен, должно соответствовать указанному в табл. 1.7.5.
      Прокладывать в земле алюминиевые заземляющие проводники не допускается, а также не допускается использовать в качестве заземляющих проводников открытые проводящие части кабельных сооружений.
      Заземляющие проводники необходимо защищать от коррозии одним из существующих способов, например, путем окрашивания в слабоагрессивных почвах, а в средне- и сильноагрессивных почвах дополнительно на переходе почва-воздух рекомендуется устанавливать термоусадную трубку длиной не менее 0,6 м (0,3 м под землей и 0,3 м над землей).
      1.7.121. В электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью сечение заземляющих проводников, соединяющих токоведущую часть источника питания с заземлителем, должно соответствовать требованиям 1.7.137 к защитным проводникам. Сечение заземляющих проводников повторных заземлений, а также в системах заземления ТТ и IT, соединяющих заземлитель с РЕ-шиной или ГЗШ, определяют по максимальному току, который может протекать через заземлитель за время срабатывания защитного устройства.
      Во всех случаях минимальное сечение заземляющего проводника должно быть не менее 6 мм2 - для меди, 16 мм2 - для алюминия и 50 мм2 - для стали.
      Сечение заземляющего проводника, соединяющего заземлитель рабочего (функционального) заземления с ГЗШ, должно соответствовать требованиям стандартов и инструкций производителя оборудования к устройству его заземления и быть не менее 10 мм2 - для меди, 16 мм2 - для алюминия, 75 мм2 - для стали.
      Сечение заземляющих проводников воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ следует принимать согласно требованиям главы 2.4.

      1. В электроустановках напряжением выше 1 кВ электрической сети с изолированной, компенсированной или заземленной через резистор нейтралью проводимость заземляющих проводников должна составлять не менее 1/3 проводимости фазных проводников. Как правило, не требуется применять медные проводники сечением более 25 мм2, алюминиевые - более 35 мм2, стальные - более 120 мм2.
      2. В электроустановках напряжением выше 1 кВ с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью сечение заземляющих проводников необходимо выбирать таким образом, чтобы в случае протекания через них наибольшего тока однофазного замыкания на землю температура заземляющих проводников не превышала 400 °С (кратковременное нагревание, соответствующее полному времени действия основной защиты и отключения выключателя).
      3. Для измерения сопротивления заземляющего устройства необходимо предусматривать в удобном месте возможность отсоединения заземляющего проводника. Отсоединение заземляющего проводника должно быть возможно только при помощи инструмента. В электроустановках напряжением до 1 кВ таким местом, как правило, является ГЗШ.
      4. В месте ввода в здание или сооружение заземляющего проводника, не

      входящего в состав кабеля питания, должен быть нанесен знак ().

      ГЛАВНАЯ ЗАЗЕМЛЯЮЩАЯ ШИНА (ГЗШ)

      1.7.126. В каждой электроустановке напряжением до 1 кВ, в которой выполняется основная система уравнивания потенциалов, необходимо предусматривать оборудование ГЗШ.

      1. Если здание имеет несколько отдельных вводов, то ГЗШ следует устраивать для каждого вводного устройства. При наличии встроенных трансформаторных подстанций ГЗШ необходимо оборудовать для каждой из них.
      2. Материал и конструкция ГЗШ должны обеспечивать ее механическую прочность, термическую стойкость и коррозионную устойчивость, удобство присоединения к ней проводников.

      ГЗШ следует изготавливать из меди, латуни; допускается изготавливать ее из стали. Применение алюминиевых шин не допускается.
      Сечение ГЗШ должно обеспечивать ее проводимость не меньше проводимости того из непосредственно присоединенных к ней проводников, у которого проводимость имеет наибольшее значение.
      1.7.129. Конструкция ГЗШ должна предусматривать возможность индивидуального присоединения и отсоединения проводников.
      Присоединение и отсоединение проводников должны быть возможны только с помощью инструмента.
      1.7.130. ГЗШ можно размещать внутри вводного устройства электроустановки напряжением до 1 кВ или оборудовать отдельно около него в месте, доступном и удобном для обслуживания. В качестве ГЗШ можно использовать РЕ-шину вводного устройства.
      В местах, доступных для лиц, не эксплуатирующих электроустановку, оборудовать отдельную ГЗШ не рекомендуется. Если избежать этого невозможно, то отдельную ГЗШ следует размещать в шкафу с дверцами, закрывающимися на ключ.
      В местах, доступных только обслуживающему персоналу (например, в электропомещениях), отдельную ГЗШ можно устанавливать открыто.

      ЗАЩИТНЫЕ ПРОВОДНИКИ (РЕ-ПРОВОДНИКИ)

      1.7.131. В качестве защитных проводников в электроустановках напряжением до 1 кВ можно использовать:
      1) специально предусмотренные для этого проводники:

      1. жилы многожильных кабелей и проводов;
      2. изолированные либо неизолированные проводники, проложенные в ограждающей конструкции (трубе, коробе, лотке) совместно с фазными проводниками линии питания;
      3. стационарно проложенные изолированные либо неизолированные проводники;

      2) открытые проводящие части:

      1. алюминиевые оболочки кабелей;
      2. металлические оболочки и опорные конструкции комплектных устройств и шинопроводов, которые входят в состав электроустановки напряжением до 1 кВ;
      3. металлические короба и лотки электропроводок, если их конструкция допускает такое использование и это указано в документации изготовителя;
      4. металлические трубы электропроводок;

      3) некоторые сторонние проводящие части:
      - металлические конструкции зданий и сооружений (фермы, колонны и т.п.);

      1. стальная арматура железобетонных строительных конструкций зданий и сооружений;
      2. металлические конструкции производственного назначения (подкрановые рельсы, галереи, площадки, шахты лифтов и подъемников, обрамления каналов и т.п.).

      Проводники, специально предусмотренные для использования в качестве защитных, нельзя использовать с иной целью.
      1.7.132. Использовать открытые и сторонние проводящие части, указанные в 1.7.131, в качестве защитных проводников допускается, если они соответствуют требованиям настоящей главы к проводимости электрической цепи.
      Открытые и сторонние проводящие части можно использовать в качестве защитных проводников, если они, кроме того, одновременно соответствуют следующим требованиям:

      1. непрерывность электрической цепи обеспечивается их конструкцией или соответствующими соединениями, защищенными от механических, химических и электрохимических повреждений;
      2. их демонтаж невозможен без ведома персонала, эксплуатирующего электроустановку.

      1.7.133. Не допускается использовать в качестве защитных проводников следующие проводящие части:

      1. трубы газоснабжения и другие трубопроводы горючих либо взрывоопасных веществ и смесей;
      2. трубы водоснабжения, канализации и центрального отопления;
      3. несущие тросы для тросовой проводки;
      4. свинцовые оболочки кабелей и проводов;
      5. конструктивные части, которые могут.подвергаться механическому повреждению в нормальных условиях эксплуатации;
      6. металлические оболочки изоляционных трубок и трубчатых проводов, металлорукава и т.п.

      Примечание. Использование свинцовых оболочек кабелей в качестве защитных проводников допускается, если оно будет обосновано соответствующими расчетами.

      1. РЕ-проводник, если он входит в состав линии (кабеля, провода), питающей данное оборудование, не допускается использовать для выполнения функций РЕ-проводника электрооборудования, получающего питание от другой линии. Также не допускается использовать открытые проводящие части электрооборудования в качестве РЕ-проводников для другого оборудования. Исключением являются оболочки и опорные конструкции комплектных устройств и комплектных шинопроводов, если есть возможность присоединения к ним защитных проводников в требуемом месте.
      2. Изоляция защитных проводников не требуется. Однако в местах, где возможно повреждение изоляции фазных проводников из-за искрения между неизолированным защитным проводником и металлической оболочкой либо конструкцией (например, в случае прокладки проводников в трубах, коробах, лотках),
      3.  

      защитные проводники должны иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников.
      1.7.136. РЕ-проводники необходимо, как правило, прокладывать в общей оболочке с фазными проводниками или рядом с ними.
      Если для защиты от поражения электрическим током используются устройства защиты от сверхтока, это требование является обязательным.
      1.7.137. Минимальное сечение РЕ-проводников должно соответствовать значениям, приведенным в табл. 1.7.6.
      Сечения проводников в табл. 1.7.6 приведены для случая, когда они изготовлены из того же материала, что и фазные. Сечение проводников из другого материала должно быть по проводимости эквивалентно указанному в табл. 1.7.6.
      Таблица 1.7.6. Минимальное сечение РЕ-проводников, представляющих собой жилу кабеля либо изолированный провод питания

      Сечение фазных проводников, мм2	Минимальное сечение защитных проводников, мм2
      S≤16	S
      16<S≤35	16
      S>35	S/2

      Минимальное сечение РЕ-проводника, являющегося жилой кабеля (провода) с сечением фазных жил 150 мм2, допускается принимать в размере 70 мм2.
      1.7.138. Сечение РЕ-проводника должно также быть не меньше минимального значения, определяемого по формуле:
           (1.7.6)
      где S - минимальное сечение РЕ-проводника, мм2;
      I - ток короткого замыкания, обеспечивающий время отключения поврежденной цепи защитным аппаратом в соответствии с табл. 1.7.1, или время не более 5 с согласно 1.7.82, А;
      t - время срабатывания защитного устройства, с;
      К - коэффициент, значение которого зависит от материала РЕ-проводника, его изоляции, начальной и конечной температур. Значения К для РЕ-проводников при разных условиях приведены в табл. 1.7.7-1.7.11.
      Если в результате расчета получено нестандартное сечение, в качестве минимального сечения РЕ-проводника необходимо принимать ближайшее большее по величине стандартное значение.
      1.7.139. Сечение медных РЕ-проводников, которые не входят в состав кабелей или проводов питания и проложены не в общей ограждающей конструкции (трубе, коробе, лотке) с фазными проводниками, во всех случаях должно быть не менее чем:
      - 2,5 мм2 - при наличии механической защиты;
      - 4 мм2 - при отсутствии механической защиты.
      Сечение отдельно проложенных алюминиевых РЕ-проводников должно быть не менее 16 мм2.
      1.7.140. Если РЕ-проводник является общим для двух или более цепей, то его минимальное сечение должно определяться с учетом:

      1. проводимости фазных проводников той цепи, в которой она наибольшая;
      2. наибольшего значения произведения 12*t, существующего в этих цепях.

      Таблица 1.7.7. Значения коэффициента К для изолированных РЕ-проводников, не входящих в состав кабелей (проводов) питания и не проложенных в жгуте с другими кабелями (проводами)

       

      Изоляция проводника (в скобках указана длительно допустимая температура изоляции)	Температура, °С		Материал проводника
      			Медь	Алюминий	Сталь
      	начальная	конечная	Значения коэффициента К
      Поливинилхлорид (70 °С)	30	160(140)	143(133)	95(88)	52(49)
      Поливинилхлорид (90 °С)	30	160(140)	143(133)	95(88)	52(49)
      Сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина (90 °С)	30	250	176	116	64
      Резина (60 °С)	30	200	159	105	58
      Резина (85 °С)	30	220	166	110	60
      Силиконовая резина	30	350	201	133	73
      Примечание. Значения конечной температуры и коэффициента К, указанного в скобках, используют для проводников, сечение которых превышает 300 мм2.

      Таблица 1.7.8, Значения коэффициента К для неизолированных РЕ-проводников, находящихся в контакте с покрытием кабеля (изолированного провода) и не проложенных в жгуте с другими кабелями (изолированными проводами)

      Изоляционное покрытие кабеля или провода	Температура, °С		Материал проводника
      			Медь	Алюминий	Сталь
      	начальная	конечная	Значения коэффициента К
      Поливинилхлорид	30	200	159	105	58
      Полиэтилен	30	150	138	91	50
      Бутиловая резина	30	220	166	110	60

      Таблица 1.7.9. Значения коэффициента К для РЕ-проводников, входящих в состав кабелей (изолированных проводов) питания или проложенных в жгуте с другими кабелями (изолированными проводами)

       

      Изоляция проводника (в скобках указана длительно допустимая температура)	Температура, °С		Материал проводника
      			Медь	Алюминий	Сталь
      	начальная	конечная	Значения коэффициента К
      Поливинилхлорид(70 °С)	70	160(140)	115(103)	76(68)	42(37)
      Поливинилхлорид(90 °С)	90	160(140)	100(86)	66(57)	36(31)
      Сшитый полиэтилен, этиленпропиленовая резина (90 °С)	90	250	143	94	52
      Резина (60 °С)	60	200	141	93	51
      Резина (85 °С)	85	220	134	89	48
      Силиконовая резина	180	350	132	87	47
      Примечание. Значения конечной температуры и коэффициента К, указанного в скобках, используют для проводников, сечение которых превышает 300 мм2

      Таблица 1.7.10. Значения коэффициента К при использовании в качестве РЕ-проводника металлической оболочки, брони кабеля (изолированного провода) питания

       

      Изоляция кабеля или провода (в скобках указана длительно допустимая температура)	Температура, °С		Материал проводника
      			Медь	Алюминий	Сталь
      	начальная	конечная	Значения коэффициента К
      Поливинилхлорид(70 °С)	60	200	141	93	51
      Поливинилхлорид(90 °С)	80	200	128	85	46
      Сшитый полиэтилен, этилен-пропиленовая резина (90 °С)	80	200	128	85	46
      Резина(60 °С)	55	200	144	95	52
      Резина (85 °С)	75	220	140	93	51
      Минеральная с поливинил-хлоридным покрытием	70	200	135	-	-
      Минеральная без покрытия	105	250	135	-	-

      Таблица I. 7.11. Значения коэффициента К для неизолированных РЕ-проводников, если указанные температуры не являются опасными для материалов, расположенных поблизости от этих проводников (в качестве начальной температуры проводника принято 30 С)

      Условия эксплуатации проводников	Материал проводника
      	Медь		Алюминий		Сталь
      	К	Максимальная температура, °С	К	Максимальная температура, °С	К	Максимальная температура, °С
      Проложенные открыто и в специально отведенных местах	228	500*	125	300*	82	500*
      Обычные	159	200	105	200	58	200
      Пожароопасные	138	150	91	150	50	150
      * Указанные температуры допускаются, если они не ухудшают качество соединения.

      1. Защитные проводники допускается прокладывать в земле, в полу, по краю фундаментов технологических установок и т.п. Не допускается прокладывать в земле неизолированные алюминиевые защитные проводники.
      2. В сухих помещениях без агрессивной среды защитные проводники можно прокладывать непосредственно по стенам. Во влажных, сырых и особо сырых помещениях, а также в помещениях с агрессивной средой защитные проводники необходимо прокладывать на расстоянии от стен не менее 10 мм.
      3. Неизолированные защитные проводники следует защищать от коррозии.

      В местах пересечения их с кабелями, трубопроводами и т.п., а также в местах их ввода в здание, прохода сквозь стены и перекрытия они должны быть защищены от механических повреждений.
      В местах пересечения температурных и осадочных швов следует предусматривать компенсацию их длины.
      1.7.144. Защитные проводники должны иметь цветовое обозначение чередующимися продольными или поперечными желтыми и зелеными полосами одинаковой ширины (см. также главу 1.1).

      PEN-ПРОВОДНИКИ

      1. В системе TN для трехфазных воздушных и кабельных линий, жилы которых имеют сечение не менее 10 мм2 для медных и 16 мм2 - для алюминиевых проводников, функции защитного (РЕ-) и нейтрального (N-) проводников можно совмещать в одном PEN-проводнике при условии, что рассматриваемая часть электроустановки не защищена УЗО.
      2. Специально предусмотренные PEN-проводники должны соответствовать требованиям 1.7.137 к сечению РЕ-проводников, а также главы 2.1 или других действующих нормативных документов к сечению нейтрального проводника.
      3.  

      PEN-проводники должны иметь изоляцию, равноценную изоляции фазных проводников.
      Изолировать PEN-шины в комплектных распределительных устройствах не требуется.
      Не допускается использовать сторонние проводящие части в качестве единственного PEN-проводника.
      1.7.147. Если начиная с какой-либо точки N- и РЕ-проводники разделены, не разрешается объединять эти проводники за этой точкой по ходу распределения энергии. Если в распределительном устройстве предусмотрены отдельные шины для деления N- и РЕ-проводников, PEN-проводник необходимо присоединять к шине для подключения РЕ-проводников.

      ПРОВОДНИКИ СИСТЕМЫ УРАВНИВАНИЯ ПОТЕНЦИАЛОВ

      1. Для оборудования систем уравнивания потенциалов можно использовать сторонние и открытые проводящие части электроустановок, указанные в 1.7.131, или специально проложенные проводники либо их соединения.
      2. Сечение проводников основной системы уравнивания потенциалов должно быть не менее чем:
      1. 6 мм2 для меди;
      2. 16 мм2 для алюминия;
      3. 50 мм2 для стали.

      1.7.150. Сечение проводников дополнительной системы уравнивания потенциалов должно обеспечивать проводимость не ниже чем:

      1. при соединении двух открытых проводящих частей - проводимость наименьшего из защитных проводников, подключенных к этим частям;
      2. при соединении открытой и сторонней проводящих частей - половина проводимости защитного проводника, подключенного к открытой проводящей части.

      Сечение проводников дополнительной системы уравнивания потенциалов должно также соответствовать требованиям 1.7.139.

      СОЕДИНЕНИЯ И ПРИСОЕДИНЕНИЯ ЗАЩИТНЫХ ПРОВОДНИКОВ

      1.7.151. Соединения и присоединения заземляющих, РЕ-проводников и проводников системы уравнивания и выравнивания потенциалов должны обеспечивать непрерывность электрической цепи. Соединения стальных проводников рекомендуется осуществлять с помощью сварки. В помещениях и наружных электроустановках без агрессивной среды допускается соединять заземляющие и защитные проводники другими способами, обеспечивающими требования ГОСТ 10434 к соединениям класса 2.
      В случае выполнения заземляющих устройств с использованием искусственных медных заземлителеи или заземлителеи из черной стали с покрытием для соединения заземлителеи между собой и присоединения к ним заземляющих проводников могут применяться специальные резьбовые соединения, изготовленные по техническим условиям, согласованным в установленном порядке, либо имеющие сертификат соответствия.
      Соединение следует защищать от коррозии и механического повреждения. Для болтовых соединений необходимо обеспечивать меры против ослабления контакта.
      При соединении проводников из различных материалов следует предусматривать меры против возможной электролитической коррозии.
      1.7.152. Соединения должны быть доступными для осмотра и выполнения испытаний, за исключением соединений:

      1. заполненных компаундом или герметичных;
      2. находящихся в полу, стенах, перекрытиях, земле и т.п.;
      3. являющихся частью оборудования и выполненных в соответствии со стандартами или техническими условиями на это оборудование.

      1.7.153. Присоединение заземляющих проводников, РЕ-проводников и проводников уравнивания потенциалов к открытым проводящим частям необходимо выполнять путем сварки или болтового соединения.
      При использовании естественных заземлителей для заземления электроустановок и сторонних проводящих частей в качестве РЕ-проводников и проводников уравнивания потенциалов контактные соединения необходимо осуществлять методами, предусмотренными ГОСТ 12.1.030.
      Соединения защитных проводников электропроводок и воздушных линий необходимо осуществлять такими же методами, что и соединения фазных проводников.

      1. Защитные проводники, присоединенные к оборудованию, подлежащему частому демонтажу или установленному на подвижных частях либо подвергающемуся сотрясению и вибрации, должны быть гибкими.
      2. Места и способы присоединения заземляющих проводников к протяжным естественным заземлителям, например, к трубопроводам, следует выбирать такими, чтобы при разъединении заземлителей для ремонтных работ ожидаемое напряжение прикосновения и расчетное значение сопротивления заземляющего устройства не превышали безопасных значений.
      1. При осуществлении контроля непрерывности цепи заземления не допускается включать катушки устройств, предназначенных для проведения этого контроля, последовательно (в рассечку) с защитными проводниками.
      2. Не допускается включать коммутационные аппараты в цепи РЕ- и PEN-проводников, за исключением случая питания электроприемников при помощи штепсельных соединений.

      Допускается одновременно отключать все проводники на вводе в электроустановки индивидуальных жилых, дачных домов и аналогичных им объектов, которые питаются однофазными ответвлениями от воздушной линии. В этом случае деление PEN-проводника на РЕ- и N-проводники необходимо осуществлять до вводного защитно-коммутационного аппарата.
      1.7.158. Если РЕ-проводники могут быть разъединены при помощи того же штепсельного соединителя, что и фазные проводники, розетка и вилка штепсельного соединителя должны иметь специальные защитные контакты для присоединения к ним РЕ-проводников.
      Если корпус штепсельной розетки металлический, то его необходимо присоединять к защитному контакту этой розетки.
      1.7.159. Присоединение каждой открытой проводящей части электроустановки к РЕ-проводнику или к защитному заземлению должно выполняться при помощи отдельных ответвлений. Последовательно включать в РЕ-проводник или заземляющий проводник открытые проводящие части не допускается.
      Присоединение сторонних проводящих частей к основной системе уравнивания потенциалов должно также выполняться при помощи отдельных ответвлений.
      Присоединение открытых и сторонних проводящих частей к дополнительной системе уравнивания потенциалов можно выполнять при помощи как отдельных ответвлений, так и присоединения к одному общему неразъемному проводнику.

      ПЕРЕНОСНЫЕ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКИ

      1. К переносным электроприемникам относятся электроприемники, которые могут в процессе их эксплуатации находиться в руках человека (ручной электроинструмент, переносная радиоэлектронная аппаратура и т.п.).
      2. Питание переносных электроприемников переменного тока следует выполнять от сети напряжением не выше 380/220 В.

      В зависимости от категории помещения по уровню опасности поражения людей электрическим током для защиты при косвенном прикосновении в цепях, питающих переносные электроприемники, можно применять автоматическое отключение питания, двойную изоляцию, защитное электрическое деление цепей, сверхнизкое напряжение.
      1.7.162. В случае применения автоматического отключения питания металлические корпуса переносных электроприемников, за исключением электроприемников с двойной изоляцией, следует присоединять к РЕ-проводнику согласно особенностям типа заземления системы.
      Для этого необходимо предусматривать дополнительный проводник, расположенный в одной оболочке с фазными проводниками (третья жила кабеля или провода - для электроприемников однофазного и постоянного тока, четвертая или пятая жила - для электроприемников трехфазного тока), который присоединяют к корпусу электроприемника и защитного контакта вилки штепсельного соединителя.
      Этот проводник должен быть медным, гибким, а его сечение - равняться сечению фазных проводников. Использовать с этой целью нейтральный проводник, даже расположенный в общей оболочке с фазными проводниками, не допускается.

      1. Допускается применять стационарные и отдельные переносные РЕ-проводники и проводники уравнивания потенциалов для переносных электроприемников испытательных лабораторий и экспериментальных установок, перемещать которые во время их работы не предусматривается. При этом стационарные проводники должны удовлетворять требованиям 1.7.131-1.7.144, а переносные проводники должны быть медными, гибкими и иметь сечение не менее сечения фазных проводников. В случае прокладки таких проводников не в составе общего с фазными проводниками кабеля их сечение должно быть не менее указанного в 1.7.139.
      2. Для дополнительной защиты от прямого и косвенного прикосновений в цепях штепсельных розеток с рабочим током до 32 А должны быть установлены УЗО с номинальным дифференциальным током не более 30 мА. Исключением из этого правила являются цепи штепсельных розеток с электроприемниками, которые предусматривают большой ток утечки (более 10 мА).

      Допускается применять переносные электроприемники, оборудованные У 30-вилками.
      1.7.165. Для присоединения переносных электроприемников к сети питания следует применять штепсельные соединители, соответствующие требованиям 1.7.158.
      В штепсельных соединителях переносных электроприемников, а также удлинительных проводов и кабелей проводники со стороны источника питания следует присоединять к розетке, а со стороны электроприемника - к вилке.
      1.7.166. Для защиты цепей розеток УЗО рекомендуется размещать в распределительных щитках. Допускается применять УЗО-розетки.
      1.7.167. Защитные проводники переносных проводов и кабелей следует помечать чередующимися продольными или поперечными желтыми и зелеными полосами одинаковой ширины.

      ПЕРЕДВИЖНЫЕ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ

      1.7.168. К передвижным электроустановкам, на которые распространяются изложенные требования, относятся автономные передвижные источники питания электрической энергией и передвижные установки, электроприемники которых могут получать питание от стационарных либо автономных передвижных источников электрической энергии.
      Требования к передвижным электроустановкам не распространяются на судовые электроустановки, подвижной состав электротранспорта, жилые автофургоны и электрооборудование, расположенное на подвижных частях станков, машин и механизмов.

      1. Автономный передвижной источник питания - это такой источник питания электрической энергией, который дает возможность осуществлять питание потребителей независимо от централизованного электроснабжения (энергосистемы).
      2. Электроприемники передвижных электроустановок могут получать питание от стационарных или автономных передвижных источников питания с глухозаземленнои либо изолированной нейтралью.
      3. Автономные передвижные источники электрической энергии можно применять для питания электроприемников как стационарных, так и передвижных установок.

      1.7.172. При питании стационарных электроприемников от автономных передвижных источников питания режим нейтрали источника питания и меры защиты должны соответствовать режиму нейтрали и мерам защиты, принятым для стационарных электроприемников.
      1.7.173. При питании электроприемников передвижных установок от стационарных или автономных передвижных источников питания с глухозаземленнои нейтралью следует применять системы заземления TN-S или TN-C-S. Объединять функции защитного РЕ-проводника и N-проводника в одном общем PEN-проводнике внутри передвижной электроустановки запрещается. Разделение PEN- проводника линии питания на РЕ- и N-проводники следует выполнять в точке присоединения установки к источнику питания.
      Для защиты при косвенном прикосновении следует выполнять автоматическое отключение питания согласно 1.7.82. Приведенное в табл. 1.7.1 допустимое время автоматического отключения питания следует уменьшать вдвое.
      1.7.174. При питании электроприемников передвижных электроустановок от стационарных или автономных передвижных источников питания с изолированной нейтралью для защиты при косвенном прикосновении следует применять защитное заземление в сочетании с металлической связью корпусов передвижной установки и источника питания и непрерывным контролем изоляции с действием на сигнал или с защитным отключением питания. Сопротивление заземляющего устройства передвижных установок в этом случае должно соответствовать 1.7.97 и 1.7.98 (см. также 1.7.175). Для выполнения металлической связи корпусов передвижной установки и источника питания следует использовать одну из жил кабеля питания, например, четвертую жилу кабеля в трехфазных сетях без N-проводника или пятую жилу кабеля в трехфазных сетях с N-проводником.
      Проводимость фазных проводников и проводников металлической связи должна обеспечивать автоматическое отключение питания в пределах нормируемого времени при двойном замыкании на различные открытые проводящие части электрооборудования.
      Допускается не выполнять металлическую связь корпусов источника питания и установки, если собственные устройства защитного заземления источника питания и передвижной установки обеспечивают допустимый уровень напряжения прикосновения при двойном замыкании на различные открытые проводящие части электрооборудования.
      1.7.175. При питании электроприемников передвижной электроустановки от автономного передвижного источника электрической энергии его нейтраль, как правило, должна быть изолированной. В этом случае для защиты при косвенном прикосновении допускается выполнять защитное заземление только источника питания, а проводники металлической связи корпусов источника питания и установки (см. 1.7.174) использовать в качестве заземляющих проводников для открытых проводящих частей электроприемников передвижной установки.
      При двойном замыкании на различные открытые проводящие части электрооборудования передвижных электроустановок следует выполнять автоматическое отключение питания, обеспечивая допустимое время отключения, приведенное в табл. 1.7.12.
      Таблица 1.7.12. Наибольшее допустимое время защитного автоматического отключения для передвижных электроустановок, питаемых от автономного передвижного источника с изолированной нейтралью

      Номинальное линейное напряжение U, В	Время отключения, с
      230	0,4
      400	0,2
      690	0,06
      Более 690	0,02

      1.7.176. При питании электроприемников передвижных установок от автономных передвижных источников питания с изолированной нейтралью заземляющее устройство следует оборудовать с соблюдением требований к его сопротивлению или напряжению прикосновения при однофазном замыкании на открытые проводящие части.
      Если заземляющее устройство выполняется с соблюдением требований к его сопротивлению, значение сопротивления не должно превышать 25 Ом. Допускается увеличивать указанное сопротивление в соответствии с 1.7.113.
      Если заземляющее устройство выполняется с соблюдением требований к напряжению прикосновения, сопротивление заземляющего устройства не нормируют. В этом случае следует соблюдать условие:

      R ≤ 25Iз          (1.7.7)

      где R - сопротивление заземляющего устройства передвижной электроустановки, Ом;
      Iз полный ток однофазного замыкания на открытые проводящие части передвижной электроустановки, А.
      1.7.177. Допускается не выполнять защитное заземление электроприемников передвижных электроустановок, получающих питание от автономных передвижных источников питания с изолированной нейтралью, в таких случаях:

      1. если источник питания и электроприемники расположены непосредственно на передвижной электроустановке, их открытые проводящие части имеют между собой металлическую связь, а от источника не питаются другие электроустановки;
      2. если передвижные установки (не более двух) получают питание от специально предназначенного для них источника питания, от которого не получают питание другие электроустановки, а корпуса источника питания и установки соединены между собой при помощи проводников металлической связи (защитных проводников).

      Количество электроустановок и длина кабелей их питания не нормируются, если значения напряжений прикосновения при первом замыкании на землю (на корпус) не превышают нормируемых. Эти значения должны быть определены специальным расчетом либо экспериментально;
      3) если сопротивление заземляющего устройства, рассчитанное по напряжению прикосновения при первом замыкании на открытую проводящую часть, больше сопротивления рабочего заземления устройства постоянного контроля сопротивления изоляции.

      1. Автономные передвижные источники питания с изолированной нейтралью должны иметь устройство непрерывного контроля сопротивления изоляции относительно корпуса (земли) со световым и звуковым сигналами. Должна быть обеспечена возможность проверки исправности устройства контроля изоляции и его отключения.
      2. Для осуществления защитного отключения питания передвижных электроустановок следует применять устройства защиты от сверхтока в сочетании с устройствами, реагирующими на дифференциальный ток (УЗО) или на потенциал корпуса относительно земли либо выполняющими непрерывный контроль изоляции и действующими на отключение.

      Напряжение питания должно отключаться защитным устройством, установленным до ввода в электроустановку.
      1.7.180. На вводе в передвижную электроустановку следует предусматривать зажим или сборную шину согласно требованиям 1.7.128 и 1.7.129, к которым должны быть присоединены:

      1. защитный РЕ-проводник линии питания;
      2. защитный РЕ-проводник передвижной электроустановки с присоединенными к нему защитными проводниками открытых проводящих частей электрооборудования;
      3. проводники уравнивания потенциалов корпуса передвижной установки и других ее сторонних проводящих частей;
      4. заземляющий проводник, присоединенный к местному заземлению, передвижной установке (если он есть).

      1.7.181. Защиту от прямого прикосновения в передвижных электроустановках необходимо обеспечивать путем применения изоляции токопроводящих частей, ограждений и оболочек со степенью защиты не менее 1Р2Х (ГОСТ 14254). Применение барьеров и размещение вне зоны досягаемости не допускается.
      Цепи штепсельных розеток следует выполнять в соответствии с 1.7.164.
      1.7.182. РЕ-проводники и проводники уравнивания потенциалов должны быть медными, гибкими. Их, как правило, следует прокладывать в общей оболочке с фазными проводниками. Сечение проводников должно соответствовать следующим требованиям:

      1. защитных - 1.7.137-1.7.139;
      2. заземляющих - 1.7.120-1.7.121;
      3. уравнивания потенциалов - 1.7.148-1.7.150.

      В переносных кабелях сечение защитного проводника должно быть таким же, как и сечение фазных проводников.
      1.7.183. Допускается одновременно отключать все проводники линии, питающей передвижную электроустановку от автономного передвижного источника питания, в том числе РЕ-проводник, с помощью штепсельного соединителя.
      1.7.184. Если передвижная электроустановка питается с использованием штепсельных соединителей, вилку штепсельного соединителя следует подключать со стороны передвижной электроустановки. Она должна иметь оболочку из изолирующего материала.

      ГЛАВА 1.8 НОРМЫ ПРИЕМО-СДАТОЧНЫХ ИСПЫТАНИЙ

      ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

      1.8.1. Электрооборудование до 500 кВ, вновь вводимое в эксплуатацию в энергосистемах и у потребителей, должно быть подвергнуто приемо-сдаточным испытаниям в соответствии с требованиями настоящей главы.
      В случаях, кода указаниями Минэнерго СССР предусматриваются повышенные требования по сравнению с требованиями настоящей главы, при испытаниях электрооборудования, вводимого в эксплуатацию энергосистемами, следует руководствоваться указаниями Министерства. Этими же указаниями следует руководствоваться при испытаниях электрооборудования напряжением выше 500 кВ.
      При проведении приемо-сдаточных испытаний электрооборудования, не охваченного настоящими нормами, следует руководствоваться инструкциями заводов-изготовителей.
      1.8.2. Устройства релейной защиты и электроавтоматики на электростанциях и подстанциях проверяются по инструкциям Минэнерго СССР.
      Устройства защиты и автоматики электропривода и других электроустановок (кроме электростанций и подстанций) потребителей проверяются по инструкциям Минмонтажспецстроя СССР и других заинтересованных министерств и ведомств. При этом типовые инструкции при необходимости должны быть согласованы с Главгосэнергонадзором Минэнерго СССР.
      1.8.3. Помимо испытаний, предусмотренных настоящей главой, все электрооборудование должно пройти проверку работы механической части в соответствии с заводскими и монтажными инструкциями.

      1. Заключение о пригодности оборудования к эксплуатации дается на основании рассмотрения результатов всех испытаний, относящихся к данной единице оборудования.
      2. Все измерения, испытания и опробования в соответствии с действующими директивными документами, инструкциями заводов-изготовителей и настоящими нормами, произведенные монтажным персоналом в процессе монтажа, а также наладочным персоналом непосредственно перед вводом электрооборудования в эксплуатацию, должны быть оформлены соответствующими актами и протоколами.
      3. Испытание повышенным напряжением обязательно для всего электрооборудования 35 кВ и ниже, а при наличии испытательных устройств - и для электрооборудования напряжением выше 35 кВ, за исключением случаев, оговоренных в настоящей главе.
      4. Изоляторы и оборудование с номинальным напряжением, превышающим номинальное напряжение установки, в которой они применены, могут испытываться повышенным напряжением по нормам для соответствующего класса изоляции электроустановки.
      5. Изоляция электрооборудования иностранных фирм (кроме вращающихся машин), имеющая электрическую прочность ниже предусмотренной нормами настоящей главы, должна испытываться напряжением, составляющим 90% заводского испытательного напряжения, тесли нет других указаний поставщика.
      6. Испытание изоляции аппаратов повышенным напряжением промышленной частоты должно производиться, как правило, совместно с испытанием изоляции шин распределительного устройства (без расшиновки). При этом испытательное напряжение допускается принимать по нормам для оборудования, имеющего наименьшее испытательное напряжение.
      1. При проведении нескольких видов испытаний изоляции электрооборудования испытанию повышенным напряжением должны предшествовать другие виды ее испытаний.
      2. Испытание изоляции напряжением промышленной частоты, равным 1 кВ, может быть заменено измерением одноминутного значения сопротивления изоляции мегаомметром на 2,5 кВ. Если при этом значение сопротивления меньше приведенного в нормах, испытание напряжением 1 кВ промышленной частоты является обязательным.

      Испытание напряжением промышленной частоты изоляции вторичных цепей с рабочим напряжением более 60 В электроустановок энергосистем является обязательным.
      1.8.12. В настоящей главе применяются следующие термины:

      1. Испытательное напряжение промышленной частоты - действующее значение напряжения частотой 50 Гц, практически синусоидального, которое должна выдерживать в течение 1 мин (или 5 мин) внутренняя и внешняя изоляция электрооборудования при определенных условиях испытания.
      2. Электрооборудование с нормальной изоляцией- электрооборудование, предназначенное для применения в электроустановках, подверженных действию атмосферных перенапряжений при обычных мерах по грозозащите.
      3. Электрооборудование с облегченной изоляцией - электрооборудование, предназначенное для применения лишь в установках, не подверженных действию атмосферных перенапряжений или оборудованных специальными устройствами грозозащиты, ограничивающими амплитудное значение атмосферных перенапряжений до значения, не превышающего амплитудного значения испытательного напряжения промышленной частоты.
      4. Аппараты - выключатели всех классов напряжения, разъединители, отделители, короткозамыкатели, предохранители, разрядники, токоограничивающие реакторы, конденсаторы, комплектные экранированные токопроводы.
      5. Ненормированная измеряемая величина - величина, абсолютное значение которой не регламентировано нормативными указаниями. Оценка состояния оборудования в этом случае производится путем сопоставления с данными аналогичных измерений на однотипном оборудовании, имеющем заведомо хорошие характеристики, или с результатами остальных испытаний.
      6. Класс напряжения электрооборудования- номинальное напряжение электрической системы, для работы в которой предназначено данное электрооборудование.

      СИНХРОННЫЕ ГЕНЕРАТОРЫ И КОМПЕНСАТОРЫ

      1.8.13. Синхронные генераторы мощностью более 1 МВт напряжением выше 1 кВ, а также синхронные компенсаторы должны испытываться в полном объеме настоящего параграфа.
      Генераторы мощностью до 1 МВт напряжением выше 1 кВ должны испытываться по пп. 1-5, 7-15 настоящего параграфа.
      Генераторы напряжением до 1 кВ независимо от их мощности должны испытываться по пп.2,4, 5,8, 10-14 настоящего параграфа.
      1. Определение возможности включения без сушки генераторов выше 1 кВ. При решении вопроса о необходимости сушки компаундированной, термореактивной и гильзовой изоляции обмотки статора синхронного генератора или синхронного компенсатора следует руководствоваться указаниями разд. 3 «Силовое электрооборудование» СНиП Ш-33-76* «Правила производства и приемки работ. Электротехнические устройства» Госстроя СССР.
      Для генераторов с бумажно-масляной изоляцией необходимость сушки устанавливается в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
      Для турбогенераторов типа ТГВ-300 допускается включение без сушки при коэффициенте нелинейности более 3, если остальные характеристики изоляции (R60/R15и R60) удовлетворяют установленным нормам.

      1. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.1.
      2. Испытание изоляции обмотки статора повышенным выпрямленным напряжением с измерением тока утечки по фазам. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.

      У генераторов с водяным охлаждением обмотки статора испытание производится в случае, если возможность этого предусмотрена в конструкции генератора.
      Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.2.
      Для турбогенераторов типа ТГВ-300 испытание следует производить по ветвям.
      Испытательное выпрямленное напряжение для генераторов типов ТГВ-200 и ТГВ-300 следует принимать в соответствии с инструкцией по эксплуатации этих генераторов.
      Измерение токов утечки для построения кривых зависимости их от напряжения производится не менее чем при пяти значениях выпрямленного напряжения - от 0,2 Umaxдо Umaxравными ступенями. На каждой ступени напряжения выдерживается в течение 1 мин. При этом фиксируются токи утечки через 15 и 60 с.
      Оценки полученной характеристики производятся в соответствии с требованиями разд. 3 «Силовое электрооборудование» СНиП Ш-33-76* Госстроя СССР.
      Таблица 1.8.1. Допустимое сопротивление изоляции

      Испытуемый объект	Напряжение мегаомметра, кВ	Сопротивление изоляции
      Обмотка статора напряжением до 1 кВ (каждая фаза в отдельности относительно корпуса и других заземленных фаз)	1	Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С
      То же напряжением выше 1 кВ	2,5	Должно соответствовать требованиям, приведенным в разд. 3 «Силовое электрооборудование» СНиП Ш-33-76*. У генераторов с водяным охлаждением обмоток сопротивление изоляции измеряется без воды в обмотке статора при соединенных с экраном мегаомметра водосборных коллекторах, изолированных от внешней системы охлаждения
      Обмотка ротора	1 (допускается 0,5)	Не менее 0,5 МОм при температуре 10-30 °С. Допускается ввод в эксплуатацию неявнопо-люсных роторов, имеющих сопротивление изоляции не ниже 2 кОм при температуре +75 °С или 20 кОм при +20 °С
      Подшипники генератора и сопряженного с ним возбудителя	1	Сопротивление изоляции, измеренное относительно фундаментной плиты при полностью собранных маслопроводах, должно быть не менее 0,3 МОм для гидрогенератора и не менее 1 МОм для турбогенератора. Для гидрогенератора измерение производится, если позволяет конструкция генератора
      Водородные уплотнения вала	1	Не менее 1 МОм
      Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТВВ	1	Сопротивление изоляции, измеренное относительно внутреннего щита и между полущитами вентиляторов, должно быть не менее 0,5 МОм
      Щиты вентиляторов турбогенераторов серии ТГВ	1	Сопротивление изоляции, измеренное между частями диффузоров, должно быть не менее 1МОм
      Доступные изолированные стяжные болты стали статора	1	Не менее 1 МОм
      Диффузор и обтекатель у турбогенераторов серии ТГВ	0,5	Сопротивление изоляции, измеренное между уплотнением и задним диском диффузора, диффузором и внутренним щитом, обтекателем и внутренним щитом, двумя половинками обтекателя, должно быть не менее 1 МОм
      Термоиндикаторы генераторов и синхронных компенсаторов: - с косвенным охлаждением обмоток статора - с непосредственным охлаждением обмоток статора	0,25 0,5	Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением Соединительных проводов, должно быть не менее 1 МОм Сопротивление изоляции, измеренное совместно с сопротивлением соединительных проводов, должно быть не менее 0,5 МОм
      Цепи возбуждения генератора и возбудителя (без обмоток ротора и электромашинного возбудителя)	1 (допускается 0,5)	Сопротивление изоляции, измеренное с сопротивлением всей присоединенной аппаратуры, должно быть не менее 1 МОм

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

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

      4. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание проводится по нормам, приведенным в табл. 1.8.3. Испытанию подвергается каждая фаза или ветвь в отдельности при других фазах или ветвях, соединенных с корпусом.
      Таблица 1.8.3. Испытательное напряжение промышленной частоты для обмоток синхронных генераторов и компенсаторов

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

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      При проведении испытаний изоляции повышенным напряжением промышленной частоты следует руководствоваться следующим:
      а) испытание изоляции обмоток статора генератора рекомендуется производить до ввода ротора в статор. Если стыковка и сборка статора гидрогенератора осуществляются на монтажной площадке и впоследствии статор устанавливается в шахту в собранном виде, то изоляция его испытывается дважды: после сборки на монтажной площадке и после установки статора в шахту до ввода ротора в статор.
      В процессе испытания осуществляется наблюдение за состоянием лобовых частей машины: у турбогенераторов - при снятых торцовых щитах, у гидрогенераторов - при открытых вентиляционных люках;
      б) испытание изоляции обмотки статора для машин с водяным охлаждением следует производить при циркуляции дистиллированной воды в системе охлаждения с удельным сопротивлением не менее 75 кОм/см и номинальном расходе;
      в) после испытания обмотки статора повышенным напряжением в течение 1 мин у генераторов 10 кВ и выше испытательное напряжение снизить до номинального напряжения генератора и выдержать в течение 5 мин для наблюдения за коронированием лобовых частей обмоток статора. При этом не должно быть сосредоточенного в отдельных точках свечения желтого или красного цвета, появления дыма, тления бандажей и тому подобных явлений. Голубое и белое свечение допускается;
      г) испытание изоляции обмотки ротора турбогенераторов производится при номинальной частоте вращения ротора.
      5. Измерение сопротивления постоянному току. Нормы допустимых отклонений сопротивления постоянному току приведены в табл. 1.8.4.
      Таблица 1.8.4. Допустимое отклонение сопротивления постоянному току

      Испытуемый объект

      Норма

      Обмотка статора (измерение производить для каждой фазы или ветви в отдельности)   Обмотка ротора     Резистор гашения поля, реостаты возбуждения

      Измеренные сопротивления в практически холодном состоянии обмоток различных фаз не должны отличаться одно от другого более чем на 2%. Вследствие конструктивных особенностей (большая длина соединительных дуг и пр.) расхождение между сопротивлениями ветвей у некоторых типов генераторов может достигать 5%. Измеренное сопротивление обмоток не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 2%. У явнополюсных роторов измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно Сопротивление не должно отличаться от данных завода-изготовителя более чем на 10%

      6. Измерение сопротивления обмотки ротора переменному току промышленной частоты. Производится для генераторов мощностью более 1 МВт. Измерение следует производить при напряжении не более 220 В на трех-четырех ступенях частот вращения, включая номинальную, а также в неподвижном состоянии. Для явнополюсных машин при неизолированных местах соединений в неподвижном состоянии измерение производится для каждого полюса в отдельности или попарно. Отклонения измеренных значений от данных завода-изготовителя или от среднего сопротивления полюсов должны находиться в пределах точности измерения.
      7. Измерение воздушного зазора между статором и ротором генератора. Если инструкциями на генераторы отдельных типов не предусмотрены более жесткие нормы, то зазоры в диаметрально противоположных точках могут отличаться друг от друга не более чем:

      1. на 5% среднего значения (равного их полусумме) - для турбогенераторов 150 МВт и выше с непосредственным охлаждением проводников;
      2. на 10% - для остальных турбогенераторов;
      3. на 20% - для гидрогенераторов.

      Измерение зазора у явнополюсных машин производится под всеми полюсами.

      1. Проверка и испытание системы возбуждения. Проверку и испытание электромашинных возбудителей следует производить в соответствии с 1.8.14. Проверка и испытание полупроводниковых высокочастотных возбудителей производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
      2. Определение характеристик генератора:

      а) трехфазного КЗ. Характеристика снимается при изменении тока до номинального. Отклонения от заводской характеристики должны находиться в пределах точности измерения.
      Снижение измеренной характеристики, которое превышает точность измерения, свидетельствует о наличии витковых замыканий в обмотке ротора.
      У генераторов, работающих в блоке с трансформатором, снимается характеристика КЗ всего блока (с установкой закоротки за трансформатором). Характеристику собственно генератора, работающего в блоке с трансформатором, допускается не определять, если имеются протоколы соответствующих испытаний на стенде заводов-изготовителей.
      У синхронных компенсаторов без разгонного двигателя снятие характеристик трехфазного КЗ производится на выбеге в том случае, если не имеется характеристики, снятой на заводе;
      б) холостого хода. Подъем напряжения номинальной частоты на холостом ходу производить до 130% номинального напряжения турбогенераторов и синхронных компенсаторов, до 150% номинального напряжения гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику холостого хода турбо- и гидрогенератора до номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что напряжение на обмотке статора не будет превосходить 1,3 номинального. У синхронных компенсаторов разрешается снимать характеристику на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами, снимается характеристика холостого хода блока; при этом генератор возбуждается до 1,15 номинального напряжения (ограничивается трансформатором). Характеристику холостого хода собственно генератора, отсоединенного от трансформатора блока, допускается не снимать, если имеются протоколы соответствующих испытаний на заводе-изготовителе. Отклонение характеристики холостого хода от заводской не нормируется, но должно быть в пределах точности измерения.
      10. Испытание междувитковой изоляции. Испытание следует производить подъемом напряжения номинальной частоты генератора на холостом ходу до значения, соответствующего 150% номинального напряжения статора гидрогенераторов, 130% - турбогенераторов и синхронных компенсаторов. Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, - см. указания п. 9. При этом следует проверить симметрию напряжений по фазам. Продолжительность испытания при наибольшем напряжении - 5 мин. Испытание междувитковой изоляции рекомендуется производить одновременно со снятием характеристики холостого хода.

      1. Измерение вибрации. Вибрация (удвоенная амплитуда колебаний) подшипников синхронных генераторов и компенсаторов, измеренная в трех направлениях (у гидрогенераторов вертикального исполнения производится измерение вибрации крестовины со встроенными в нее направляющими подшипниками), и их возбудителей не должна превышать значений, приведенных в табл. 1.8.5.
      2. Проверка и испытание системы охлаждения. Производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
      3. Проверка и испытание системы маслоснабжения. Производятся в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
      4. Проверка изоляции подшипника при работе генератора (компенсатора). Производится путем измерения напряжения между концами вала, а также между фундаментной плитой и корпусом изолированного подшипника. При этом напряжение между фундаментной плитой и подшипником должно быть не более напряжения между концами вала. Различие между напряжениями более чем на 10% указывает на неисправность изоляции.

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

      Номинальная частота вращения ротора, мин-1	3000*	1500-500**	375-214	187	До 100
      Вибрация, мкм	40	70	100	150	180
      * Для генераторов блоков мощностью 150 МВт и более вибрация не должна превышать 30 мкм. **Для синхронных компенсаторов с частотой вращения ротора 750-1000 мин1 вибрация не должна превышать 80 мкм.

      1. Испытание генератора (компенсатора) под нагрузкой. Нагрузка определяется практическими возможностями в период приемо-сдаточных испытаний. Нагрев статора при данной нагрузке должен соответствовать паспортным данным.
      2. Измерение остаточного напряжения генератора при отключении АГП в цепи ротора. Значение остаточного напряжения не нормируется.
      3. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора. Значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени не нормируются.

      МАШИНЫ ПОСТОЯННОГО ТОКА

      1.8.14. Машины постоянного тока мощностью до 200 кВт, напряжением до 440В следует испытывать по пп. 1, 2, 4, в, 8; все остальные- дополнительно по пп. 3, 4, а, 5 настоящего параграфа.
      Возбудители синхронных генераторов и компенсаторов следует испытывать по пп. 1-6, 8 настоящего параграфа.
      Измерение по п. 7 настоящего параграфа следует производить для машин, поступивших на место монтажа в разобранном виде.
      1. Определение возможности без сушки машин постоянного тока. Следует производить в соответствии с разд. 3 «Силовое электрооборудование» СНиП Ш-33-76* Госстроя СССР.
      2. Измерение сопротивления изоляции. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно корпуса и бандажей машины, а также между обмотками производится мегаомметром на напряжение 1 кВ.
      Сопротивление изоляции должно быть не ниже:

      1. между обмотками и каждой обмотки относительно корпуса при температуре 10-30 °С 0,5 МОм;
      2. бандажей якоря (кроме возбудителей) не нормируется;
      3. бандажей якоря возбудителя 1 МОм.

      3. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание производится по нормам, приведенным в табл. 1.8.6. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      Таблица 1.8.6. Испытательное напряжение промышленной частоты для изоляции машин постоянного тока

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

      4. Измерение сопротивления постоянному току:
      а) обмоток возбуждения. Значение сопротивления должно отличаться от данных завода-изготовителя не более чем на 2% ;
      б) обмотки якоря (между коллекторными пластинами). Значения сопротивлений должны отличаться одно от другого не более чем на 10%, за исключением случаев, когда закономерные колебания этих величин обусловлены схемой соединения обмоток;
      в) реостатов и пускорегулировочных резисторов. Измеряется общее сопротивление и проверяется целость отпаек. Значения сопротивлений должны отличаться от данных завода изготовителя не более чем на 10%.
      5. Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции. Подъем напряжения следует производить для генераторов постоянного тока до 130% номинального напряжения; для возбудителей- до наибольшего (потолочного) или установленного заводом-изготовителем напряжения. При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех среднее напряжение между соседними коллекторными пластинами должно быть не выше 24 В. Продолжительность испытания витковой изоляции 5 мин.
      Отклонение полученных значений характеристики от значений заводской характеристики должно находиться в пределах точности измерения.

      1. Снятие нагрузочной характеристики. Следует производить для возбудителей при нагрузке до значения не ниже номинального тока возбуждения генератора. Отклонение от заводской характеристики не нормируется.
      2. Измерение воздушных зазоров между полюсами. Размеры зазора в диаметрально противоположных точках должны отличаться один от другого не более чем на 10% среднего размера зазора. Для возбудителей турбогенераторов 300 МВт и более это отличие не должно превышать 5%.
      3. Испытание на холостом ходу и под нагрузкой. Определяется предел регулирования частоты вращения или напряжения, который должен соответствовать заводским и проектным данным.

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

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

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

      ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

      1.8.15. Электродвигатели переменного тока до 1 кВ испытываются по пп. 2, 4,6,10,11.
      Электродвигатели переменного тока выше 1 кВ испытываются по пп. 1-4, 7, 9-11.
      По пп. 5, 6, 8 испытываются электродвигатели, поступающие на монтаж в разобранном виде.
      1. Определение возможности включения без сушки электродвигателей напряжением выше 1 кВ. Следует производить в соответствии с разд. 3 «Силовое электрооборудование» СНиП Ш-33-76* Госстроя СССР.

      1. Измерение сопротивления изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции электродвигателей напряжением выше 1 кВ должны соответствовать требованиям инструкции, указанной в п. 1. В остальных случаях сопротивление изоляции должно соответствовать нормам, приведенным в табл. 1.8.8.
      2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Производится на полностью собранном электродвигателе.

      Испытание обмотки статора производится для каждой фазы в отдельности относительно корпуса при двух других, соединенных с корпусом. У двигателей, не имеющих выводов каждой фазы в отдельности, допускается производить испытание всей обмотки относительно корпуса.
      Значения испытательных напряжений приведены в табл. 1.8.9. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      4. Измерение сопротивления постоянному току:
      а) обмоток статора и ротора. Производится при мощности электродвигателей 300 кВт и более.
      Измеренные сопротивления обмоток различных фаз должны отличатся друг от друга или от заводских данных не более чем на 2% ;
      б) реостатов и пускорегулировочных резисторов. Измеряется общее сопротивление и проверяется целость отпаек. Значение сопротивления должно отличаться от паспортных данных не более чем на 10%.
      Таблица 1.8.8. Допустимое сопротивление изоляции электродвигателей переменного тока

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

      Таблица 1.8.9. Испытательное напряжение промышленной частоты для электродвигателей переменного тока

      Испытуемый объект	Характеристика электродвигателя	Испытательное напряжение, кВ
      Обмотка статора	Мощность до 1 МВт, номинальное напряжение выше 1 кВ	1,6Uном+0,8
      	Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение до 3,3 кВ	1,6Uном+0,8
      	Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение выше 3,3 до 6,6 кВ	2Uном
      	Мощность выше 1 МВт, номинальное напряжение выше 6,6 кВ	1,6Uном+ 2,4
      Обмотка ротора синхронного электродвигателя		8 Uномсистемы возбуждения, но не менее 1,2
      Обмотка ротора электродвигателя с фазным ротором		1
      Реостат и пускорегули-ровочный резистор	—	1
      Резистор гашения поля синхронного электродвигателя		2

      1. Измерение зазоров между сталью ротора и статора. Размеры воздушных зазоров в диаметрально противоположных точках или точках, сдвинутых относительно оси ротора на 90°, должны отличаться не более чем на 10% среднего размера.
      2. Измерение зазоров в подшипниках скольжения. Размеры зазоров приведены в табл. 1.8.10.
      3. Измерение вибрации подшипников электродвигателя. Значения вибрации, измеренной на каждом подшипнике, должны быть не более значений, приведенных ниже:

      Синхронная частота вращения
      электродвигателя, Гц                  50           25        16,7      12,5 и ниже
      Допустимая вибрация, мкм         50           100       130       160
      8. Измерение разбега ротора в осевом направлении. Производится для электродвигателей, имеющих подшипники скольжения. Осевой разбег не должен превышать 2-4 мм.
      9. Испытание воздухоохладителя гидравлическим давлением. Производится избыточным гидравлическим давлением 0,2-0,25 МПа(2-2,5 кгс/см2). Продолжительность испытания 10 мин. При этом не должно наблюдаться снижение давления или утечки жидкости, применяемой при испытании.

      1. Проверка работы электродвигателя на холостом ходу или с ненагружен-ным механизмом. Продолжительность проверки не менее 1 ч.
      2. Проверка работы электродвигателя под нагрузкой. Производится при нагрузке, обеспечиваемой технологическим оборудованием к моменту сдачи в эксплуатацию. При этом для электродвигателя с регулируемой частотой вращения определяются пределы регулирования.

      Таблица 1.8.10. Наибольший допустимый зазор в подшипниках скольжения электродвигателей

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

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

      1.8.16. Маслонаполненные трансформаторы мощностью до 1,6 МВ-А испытываются по пп. 1, 2, 4, 8, 9, 11-14.
      Маслонаполненные трансформаторы мощностью более 1,6 MB-А, а также ответственные трансформаторы собственных нужд электростанций независимо от мощности испытываются в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      Сухие и заполненные совтолом трансформаторы всех мощностей испытываются по пп. 1-8, 12, 14.

      1. Определение условий включения трансформаторов. Следует производить в соответствии с инструкцией «Трансформаторы силовые. Транспортирование, разгрузка, хранение, монтаж и ввод в эксплуатацию» (РТМ 16.800.723-80).
      2. Измерение характеристик изоляции. Допустимые значения сопротивления изоляции R60, коэффициент абсорбции R60/R15, тангенс угла диэлектрических потерь и отношения С2/С50 и ΔС/С регламентируются инструкцией по п. 1.
      3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      а) изоляции обмоток вместе с вводами. Испытательные напряжения приведены в табл. 1.8.11. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток маслонаполненных трансформаторов при вводе в эксплуатацию не обязательно.
      Испытание повышенным напряжением промышленной частоты изоляции обмоток сухих трансформаторов обязательно и производится по нормам табл. 1.8.11 для аппаратов с облегченной изоляцией.
      Импортные трансформаторы разрешается испытывать напряжениями, указанными в табл. 1.8.11, лишь в тех случаях, если они не превышают напряжения, которым данный трансформатор был испытан на заводе.
      Таблица 1.8.11. Испытательное напряжение промышленной частоты внутренней изоляции силовых маслонаполненных трансформаторов и реакторов с нормальной изоляцией и трансформаторов с облегченной изоляцией (сухих и маслонаполненных)

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

      Изоляция импортных трансформаторов, которую поставщик испытал напряжением ниже указанного в ГОСТ 18472-88, испытывается напряжением, значение которого устанавливается в каждом случае особо.
      Испытательное напряжение заземляющих реакторов на напряжение до 35 кВ аналогично приведенным для трансформаторов соответствующего класса.
      Изоляция линейного вывода обмотки трансформаторов классов напряжения ПО кВ и выше, имеющих неполную изоляцию нейтрали (испытательное напряжение 85 и 100 кВ), испытывается только индуктированным напряжением, а изоляция нейтрали - приложенным напряжением;
      б) изоляции доступных стяжных шпилек, прессующих колец и ярмовых балок. Испытание следует производить в случае осмотра активной части. Испытательное напряжение 1-2 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.

      1. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится на всех ответвлениях, если для этого не потребуется выемки сердечника. Сопротивление должно отличаться не более чем на 2% от сопротивления, полученного на таком же ответвлении других фаз, или от данных завода-изготовителя.
      2. Проверка коэффициента трансформации. Производится на всех ступенях переключения. Коэффициент трансформации должен отличаться не более чем на 2% от значений, полученных на том же ответвлении на других фазах, или от данных завода-изготовителя. Для трансформаторов с РПН разница между коэффициентами трансформации не должна превышать значения ступени регулирования.
      3. Проверка группы соединения трехфазных трансформаторов и полярности выводов однофазных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Группа соединений должна соответствовать паспортным данным и обозначениям на щитке.
      4. Измерение тока и потерь холостого хода. Производится одно из измерений, указанных ниже:

      а) при номинальном напряжении. Измеряется ток холостого хода. Значение тока не нормируется;
      б) при малом напряжении. Измерение производится с приведением потерь к номинальному напряжению или без приведения (метод сравнения).

      1. Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы. Снятие круговой диаграммы следует производить на всех положениях переключателя. Круговая диаграмма не должна отличаться от снятой на заводе-изготовителе. Проверку срабатывания переключающего устройства и давления контактов следует производить согласно заводским инструкциям.
      2. Испытание бака с радиаторами гидравлическим давлением. Производится гидравлическим давлением столба масла, высота которого над уровнем заполненного расширителя принимается: для трубчатых и гладких баков 0,6 м; для баков волнистых, радиаторных или с охладителями 0,3 м.

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

      1. Проверка системы охлаждения. Режим пуска и работы охлаждающих устройств должен соответствовать инструкции завода-изготовителя.
      2. Проверка состояния силикагеля. Индикаторный силикагель должен иметь равномерную голубую окраску зерен. Изменение цвета свидетельствует об увлажнении силикагеля.
      3. Фазировка трансформаторов. Должно иметь место совпадение по фазам.

      13. Испытание трансформаторного масла. Свежее масло перед заливкой вновь вводимых трансформаторов, прибывающих без масла, должно быть испытано по показателям пп. 1, 2, 4-12 табл. 1.8.38.
      Из трансформаторов, транспортируемых без масла, до начала монтажа следует произвести отбор пробы остатков масла (со дна).
      Электрическая прочность остатков масла в трансформаторах напряжением 110-220 кВ должна быть не ниже 35 кВ и в трансформаторах напряжением 330-500 кВ - не ниже 45 кВ.
      Масло из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, транспортируемых с маслом, до начала монтажа испытывается по показателям пп. 1-6 и 12 табл. 1.8.38.
      Испытание масла из трансформаторов с массой масла более 1 т, прибывающих с маслом, при отсутствии заводского протокола испытания масла перед включением в работу производится по показателям пп. 1-11 табл. 1.8.38, а масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше, кроме того, по п. 12 табл. 1.8.38.
      Испытание масла, залитого в трансформатор, перед включением его под напряжение после монтажа производится по показателям пп. 1-6 табл. 1.8.38.
      При испытании масла из трансформаторов напряжением 110 кВ и выше по показателям пп. 1-6 табл. 1.8.38 следует производить и измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла следует производить также у трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции.
      Масло из трансформаторов I и II габаритов, прибывающих на монтаж заполненными маслом, при наличии удовлетворяющих нормам показателей заводского испытания, проведенного не более чем за 6 мес. до включения трансформатора в работу, разрешается испытывать только по показателям пп. 1 и 2 табл. 1.8.38.
      14. Испытание включением толчком на номинальное напряжение. В процессе 3-5-кратного включения трансформатора на номинальное напряжение не должны иметь место явления, указывающие на неудовлетворительное состояние трансформатора.
      Трансформаторы, смонтированные по схеме блока с генератором, рекомендуется включать в сеть подъемом напряжения с нуля.

      1. Испытание вводов. Следует производить в соответствии с 1.8.31.
      2. Испытание встроенных трансформаторов тока. Следует производить в соответствии с 1.8.17.

      ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ

      1.8.17. Измерительные трансформаторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      1. Измерение сопротивления изоляции:
      а) первичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 2500 В. Значение сопротивления изоляции не нормируется.
      Для трансформаторов тока напряжением 330 кВ типа ТФКН-330 измерение сопротивления изоляции производится по отдельным зонам; при этом значения сопротивления изоляции должны быть не менее приведенных в табл. 1.8.12.

      б) вторичных обмоток. Производится мегаомметром на напряжение 500 или 1000 В.
      Сопротивление изоляции вторичных обмоток вместе с подсоединенными к ним цепями должно быть не менее 1 МОм.
      2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции. Производится для трансформаторов тока напряжением 110 кВ и выше.
      Таблица 1.8.12. Наименьшее допустимое сопротивление изоляции первичных обмоток трансформаторов тока типа ТФКН-330

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

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

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

      Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции трансформаторов тока при температуре +20 °С не должен превышать значений, приведенных в табл. 1.8.13.
      3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:
      а) изоляции первичных обмоток. Испытание является обязательным для трансформаторов тока и трансформаторов напряжения до 35 кВ (кроме трансформаторов напряжения с ослабленной изоляцией одного из выводов).
      Значения испытательных напряжений для измерительных трансформаторов указаны в табл. 1.8.14.
      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения: для трансформаторов напряжения 1 мин; для трансформаторов тока с керамической, жидкой или бумажно-масляной изоляцией 1 мин; для трансформаторов тока с изоляцией из твердых органических материалов или кабельных масс 5 мин;

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

      1. Измерение тока холостого хода. Производится для каскадных трансформаторов напряжением 110 кВ и выше на вторичной обмотке при номинальном напряжении. Значение тока холостого хода не нормируется.
      2. Снятие характеристик намагничивания магнитопровода трансформаторов тока. Следует производить при изменении тока от нуля до номинального, если для этого не требуется напряжение выше 380 В.

      Таблица 1.8.14. Испытательное напряжение промышленной частоты для измерительных трансформаторов

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

      Для трансформаторов тока, предназначенных для питания устройств релейной защиты, автоматических аварийных осциллографов, фиксирующих приборов и т.п., когда необходимо проведение расчетов погрешностей, токов небаланса и допустимой нагрузки применительно к условиям прохождения токов выше номинального, снятие характеристик производится при изменении тока от нуля до такого значения, при котором начинается насыщение магнитопровода.
      При наличии у обмоток ответвлений характеристики следует снимать на рабочем ответвлении.
      Снятые характеристики сопоставляются с типовой характеристикой намагничивания или с характеристиками намагничивания других однотипных исправных трансформаторов тока.

      1. Проверка полярности выводов (у однофазных) или группы соединения (у трехфазных) измерительных трансформаторов. Производится при монтаже, если отсутствуют паспортные данные или есть сомнения в достоверности этих данных. Полярность и группа соединений должны соответствовать паспортным данным.
      2. Измерение коэффициента трансформации на всех ответвлениях. Производится для встроенных трансформаторов тока и трансформаторов, имеющих переключающее устройство (на всех положениях переключателя). Отклонение найденного значения коэффициента от паспортного должно быть в пределах точности измерения.
      3. Измерение сопротивления обмоток постоянному току. Производится у первичных обмоток трансформаторов тока напряжением 10 кВ и выше, имеющих переключающее устройство, и у связующих обмоток каскадных трансформаторов напряжения. Отклонение измеренного значения сопротивления обмотки от паспортного или от сопротивления обмоток других фаз не должно превышать 2%.
      4. Испытание трансформаторного масла. Производится у измерительных трансформаторов 35 кВ и выше согласно 1.8.33.

      Для измерительных трансформаторов, имеющих повышенное значение тангенса угла диэлектрических потерь изоляции, следует произвести испытание масла поп. 12 табл. 1.8.38.
      У маслонаполненных каскадных измерительных трансформаторов оценка состояния масла в отдельных ступенях производится по нормам, соответствующим номинальному рабочему напряжению ступени (каскада).

      1. Испытание емкостных трансформаторов напряжения типа НДЕ. Производится согласно инструкции завода-изготовителя.
      2. Испытание вентильных разрядников трансформаторов напряжения типа НДЕ. Производится в соответствии с 1.8.28.

      ШИНЫ

      1.8.24. Шины испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом: на напряжение до 1 кВ - по пп. 1, 3-5; на напряжение выше 1 кВ - по пп.2-6.

      1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
      2. Испытание изоляции повышенным напряжением промышленной частоты:

      а) опорных одноэлементных изоляторов. Керамические одноэлементные опорные изоляторы внутренней и наружной установок испытываются в соответствии с 1.8.32;
      б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Штыревые и подвесные изоляторы испытываются согласно 1.8.32, п. 2, б.

      1. Проверка качества выполнения болтовых контактных соединений шин. Производится выборочная проверка качества затяжки контактов и вскрытие 2-3% соединений. Измерение переходного сопротивления контактных соединений следует производить выборочно у сборных и соединительных шин на 1000 А и более на 2-3% соединений. Падение напряжения или сопротивление на участке шины (0,7-0,8 м) в месте контактного соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления участка шин той же длины и того же сечения более чем в 1,2 раза.
      2. Проверка качества выполнения опрессованных контактных соединений шин. Опрессованные контактные соединения бракуются, если:

      а) их геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа;
      б) на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений;

      в) кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины;
      г) стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично.
      Следует произвести выборочное измерение переходного сопротивления 3-5% опрессованных контактных соединений.
      Падение напряжения или сопротивление на участке соединения не должно превышать падения напряжения или сопротивления на участке провода той же длины более чем в 1,2 раза.
      5. Контроль сварных контактных соединений. Сварные контактные соединения бракуются, если непосредственно после выполнения сварки будут обнаружены:
      а) пережог провода наружного навива или нарушение сварки при перегибе соединенных проводов;
      б) усадочная раковина в месте сварки глубиной более 1/3 диаметра провода.
      6. Испытание проходных изоляторов. Производится в соответствии с 1.8.31.

      СУХИЕ ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ РЕАКТОРЫ

      1.8.25. Сухие токоограничивающие реакторы должны быть испытаны в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Измерение сопротивления изоляции обмоток относительно болтов крепления. Производится мегаомметром на напряжение 1-2,5 кВ. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.
      2. Испытание фарфоровой опорной изоляции реакторов повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение опорной изоляции полностью собранного реактора устанавливается согласно табл. 1.8.26.

      Таблица 1.8.26. Испытательное напряжение промышленной частоты фарфоровой опорной изоляции сухих токоограничивающих реакторов и предохранителей

      Класс напряжения реактора, кВ	3	6	10	15	20	35
      Испытательное напряжение, кВ	24	32	42	55	65	95

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      Испытание опорной изоляции сухих реакторов повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с изоляторами ошиновки ячейки.

      СТАТИЧЕСКИЕ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЦЕЛЕЙ

      1.8.26. Комплектные статические преобразователи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом: ионные нереверсивные - по пп. 1-8,10, 11; ионные реверсивные - по пп. 1-11; полупроводниковые управляемые нереверсивные - по пп. 1-4,6-8,10,11; полупроводниковые управляемые реверсивные -по пп. 1-4, 6-11; полупроводниковые неуправляемые - по пп. 1-4, 7, 10, 11.
      Настоящий параграф не распространяется на тиристорные возбудители синхронных генераторов и компенсаторов.

      1. Измерение сопротивления изоляции элементов и цепей преобразователя. Следует производить в соответствии с инструкцией завода-изготовителя.
      2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      а) изоляция узлов и цепей ионного преобразователя и преобразовательного трансформатора должна выдержать в течение 1 мин испытательное напряжение промышленной частоты. Значения испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.27, где Ud - напряжение холостого хода преобразовательного агрегата.
      Испытательные напряжения между катодом и корпусом вентиля относятся к преобразователям с изолированным катодом.
      Таблица 1.8.2 7. Испытательное напряжение промышленной частоты для элементов и цепей статических преобразователей

       

       

      Испытуемые узлы и цепи преобразователя	Узлы, по отношению к которым испытывают изоляцию	Испытательное напряжение, В, для схем
      		нулевых	мостовых
      Преобразователи
      Цепи, связанные с анодами	Заземленные детали	2,25Ud + 3750	1,025 Ud + 3750
      Катоды и корпуса вентилей и цепи, связанные с катодами, расположенными в шкафах	То же	1,5Ud + 750	1,025 Ud + 3750
      Рамы	-»-	-	1,5Ud + 750
      Вторичные обмотки вспомогательных трансформаторов и цепи, связанные с ними	Первичные обмотки вспомогательных трансформаторов и цепи, связанные с ними, а также заземленные детали	1,5 Ud + 750	1,025 Ud + 3750
      		(но не менее 2250 В)
      Преобразовательные трансформаторы
      Вентильные обмотки и их выводы	Корпус и другие обмотки	2,25 Ud + 3750	1,025 Ud + 3750
      Уравнительные реакторы (обмотки и выводы) и вторичные обмотки утроителей частоты	Корпус	2,25 Ud + 3750
      Ветви уравнительного реактора	Один по отношению к другому	1,025Ud  + 750
      Анодные делители (обмотки и выводы)	Корпус или заземленные детали	2,25Ud +3750	1,025 Ud + 3750

      Для встречно-параллельных схем преобразователей для электропривода и преобразователей с последовательным соединением вентилей в каждой фазе катоды и корпуса вентилей, а также цепи, связанные с катодами, должны испытываться напряжением 2,25 Ud + 3500;
      б) изоляция узлов и цепей полупроводникового преобразователя (силовые цепи - корпус и силовые цепи - цепи собственных нужд) должна выдержать в течение 1 мин испытательное напряжение промышленной частоты, равное 1,8 кВ или указанное заводом-изготовителем.
      Силовые цепи переменного и выпрямленного напряжения на время испытания должны быть электрически соединены между собой.

      1. Проверка всех видов защит преобразователя. Пределы срабатывания защит должны соответствовать расчетным проектным данным.
      2. Испытание преобразовательного трансформатора и реакторов. Производится в соответствии с 1.8.16.
      3. Проверка зажигания. Зажигание должно происходить четко, без длительной пульсации системы зажигания.
      4. Проверка фазировки. Фаза импульсов управления должна соответствовать фазе анодного напряжения в диапазоне регулирования.
      5. Проверка системы охлаждения. Разность температур воды на входе и выходе системы охлаждения ртутного преобразователя должна соответствовать данным завода-изготовителя.

      Скорость охлаждающего воздуха полупроводникового преобразователя с принудительным воздушным охлаждением должна соответствовать данным завода-изготовителя.

      1. Проверка диапазона регулирования выпрямленного напряжения. Диапазон регулирования должен соответствовать данным завода-изготовителя, изменение значения выпрямленного напряжения должно происходить плавно. Снятие регулировочной характеристики производится при работе преобразователя на нагрузку не менее 0,1 номинальной. Характеристики нагрузки, применяемой при испытаниях, должны соответствовать характеристикам нагрузки, для которой предусмотрен преобразователь.
      2. Измерение статического уравнительного тока. Измерение следует производить во всем диапазоне регулирования. Уравнительный ток не должен превосходить предусмотренного проектом.
      1. Проверка работы преобразователя под нагрузкой (для регулируемых преобразователей во всем диапазоне регулирования). При этом производится проверка равномерности распределения токов по фазам и вентилям. Неравномерность не должна приводить к перегрузкам какой-либо фазы или вентиля преобразователя.
      2. Проверка параллельной работы преобразователей. Должно иметь место устойчивое распределение нагрузки в соответствии с параметрами параллельно работающих выпрямительных агрегатов.

      БУМАЖНО-МАСЛЯНЫЕ КОНДЕНСАТОРЫ

      1.8.27. Бумажно-масляные конденсаторы связи, отбора мощности, делительные конденсаторы, конденсаторы продольной компенсации и конденсаторы для повышения коэффициента мощности испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом; конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением ниже 1 кВ - по пп. 1, 4, 5; конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением 1 кВ и выше - по пп. 1, 2, 4, 5; конденсаторы связи, отбора мощности и делительные конденсаторы - по пп. 1-4.

      1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции между выводами и относительно корпуса конденсатора и отношение R60/R15не нормируются.
      2. Измерение емкости. Производится при температуре 15-35 °С. Измеренная емкость должна соответствовать паспортным данным с учетом погрешности измерения и приведенных в табл. 1.8.28. допусков.
      3. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится для конденсаторов связи, конденсаторов отбора мощности и делительных конденсаторов. Измеренные значения тангенса угла диэлектрических потерь для конденсаторов всех типов при температуре 15-35 °С не должны превышать 0,4%.
      4. Испытание повышенным напряжением. Испытательные напряжения конденсаторов для повышения коэффициента мощности приведены в табл. 1.8.29; для конденсаторов связи, конденсаторов отбора мощности и делительных конденсаторов - в табл. 1.8.30 и конденсаторов продольной компенсации - в табл. 1.8.31.

      Продолжительность приложения испытательного напряжения 1 мин.
      При отсутствии источника тока достаточной мощности испытания повышенным напряжением промышленной частоты могут быть заменены испытанием выпрямленным напряжением удвоенного значения по отношению к указанному втабл. 1.8.29-1.8.31.
      Испытание повышенным напряжением промышленной частоты относительно корпуса изоляции конденсаторов, предназначенных для повышения коэффициента мощности (или конденсаторов продольной компенсации) и имеющих вывод, соединенный с корпусом, не производится.
      5. Испытание батареи конденсаторов трехкратным включением. Производится включением на номинальное напряжение с контролем значений токов по каждой фазе. Токи в различных фазах должны отличаться один от другого не более чем на 5%.
      Таблица 1.8.28. Наибольшее допустимое отклонение емкости конденсаторов

      Наименование или тип конденсатора	Допустимое отклонение, %
      Конденсаторы для повышения коэффициента мощности напряжением: до 1050 В выше 1050 В	±10 +10 -5
      Конденсаторы типов: СМР-66 /√3, СМР-110 √3 СМР-166 / √3, СМР-133 / √3, ОМР-15 ДМР-80, ДМРУ-80, ДМРУ-60, ДМРУ-55, ДМРУ-110	+10 -5 ±5 ±10

      Таблица 1.8.29. Испытательное напряжение промышленной частоты конденсаторов для повышения коэффициента мощности

      Испытуемая изоляция	Испытательное напряжение, кВ, для конденсаторов с рабочим напряжением, кВ
      	0,22	0,38	0,50	0,66	3,15	6,30	10,50
      Между обкладками	0,42	0,72	0,95	1,25	5,9	11,8	20
      Относительно корпуса	2,1	2,1	2,1	5,1	5,1	15,3	21,3

      Таблица 1.8.30. Испытательное напряжение промышленной частоты для конденсаторов связи, отбора мощности и делительных конденсаторов

      Тип конденсатора	Испытательное напряжение элементов конденсатора, к В
      СМР-66/√3	90
      СМР-110√3	193,5
      CMP-166/√3	235,8
      ОМР-15	49,5
      ДМР-80, ДМРУ-80, ДМРУ-60, ДМРУ-55	144
      ДМРУ-110	252

      Таблица 1.8.31. Испытательное напряжение для конденсаторов продольной компенсации

      Тип конденсатора	Испытательное напряжение, кВ
      	промышленной частоты относительно корпуса	постоянного тока между обкладками конденсатора
      КПМ-0,6-50-1	16,2	4,2
      КПМ-0,6-25-1	16,2	4,2
      КМП-1-50-1	16,2	7,0
      КМП-1-50-1-1	-	7,0

      ВЕНТИЛЬНЫЕ РАЗРЯДНИКИ

      1.8.28. Вентильные разрядники после установки на месте монтажа испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Измерение сопротивления элемента разрядника. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Сопротивление изоляции элемента не нормируется. Для оценки изоляции сопоставляются измеренные значения сопротивлений изоляции элементов одной и той же фазы разрядника; кроме того, эти значения сравниваются с сопротивлением изоляции элементов других фаз комплекта или данными завода-изготовителя.
      2. Измерение тока проводимости (тока утечки). Допустимые токи проводимости (токи утечки) отдельных элементов вентильных разрядников приведены в табл. 1.8.32.

      Таблица 1.8.32. Ток проводимости (утечки) элементов вентильных разрядников

      Тип разрядника или его элементов	Выпрямленное напряжение, приложенное к элементу разрядника, кВ		Ток проводимости элемента разрядника, мкА	Верхний предел тока утечки, мкА
      РВВМ-3 РВВМ-6 РВВМ-10	4 6 10		400-620	-
      РВС-15 РВС-20 РВС-33, РВС-35	16 20 32		400-620	-
      РВО-35	42		70-130	-
      РВМ-3	4		380-450	-
      РВМ-6	6		120-220	-
      РВМ-10	10		200-280	-
      РВМ-15	18		500-700	-
      РВМ-20	24		500-700	-
      РВП-3	4		-	10
      РВП-6	6		-	10
      РВП-10	10		-	10
      Элемент разрядников РВМГ-110, РВМГ-150, РВМГ-220, РВМГ-330, РВМГ-500	30		900-1300
      Основной элемент разрядника серии РВМК	18		900-1300	—
      Искровой элемент разрядника серии РВМК	28		900-1300	—
      Основной элемент разрядников РВМК-ЗЗОП, РВМК-500П	24		900-1300	—

      Таблица 1.8.33. Пробивное напряжение искровых промежутков элементов вентильных разрядников при промышленной частоте

      Тип элемента	Пробивное напряжение, кВ
      Элемент разрядников РВМГ-110, РВМГ-150, РВМГ-220	59-73
      Элемент разрядников РВМГ-330, РВМГ-500	60-75
      Основной элемент разрядников РВМК-330, РВМК-500	40-53
      Искровой элемент разрядников РВМК-330, РВМК-500, РВМК-500П	70-85
      Основной элемент разрядников РВМК-500П	43-54

      3. Измерение пробивных напряжений при промышленной частоте. Пробивное напряжение искровых промежутков элементов вентильных разрядников при промышленной частоте должно быть в пределах значений, указанных в табл. 1.8.33.
      Измерение пробивных напряжений промышленной частоты разрядников с шунтирующими резисторами допускается производить на испытательной установке, позволяющей ограничивать ток через разрядник до 0,1 А и время приложения напряжения до 0,5 с.

      ТРУБЧАТЫЕ РАЗРЯДНИКИ

      1.8.29. Трубчатые разрядники испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Проверка состояния поверхности разрядника. Производится путем осмотра перед установкой разрядника на опору. Наружная поверхность разрядника не должна иметь трещин и отслоений.
      2. Измерение внешнего искрового промежутка. Производится на опоре установки разрядника. Искровой промежуток не должен отличаться от заданного.
      3. Проверка расположения зон выхлопа. Производится после установки разрядников. Зоны выхлопа не должны пересекаться и охватывать элементы конструкций и проводов, имеющих потенциал, отличающийся от потенциала открытого конца разрядника.

      ПРЕДОХРАНИТЕЛИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ

      1.8.30. Предохранители выше 1 кВ испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      1. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение устанавливается согласно табл. 1.8.26.
      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин. Испытание опорной изоляции предохранителей повышенным напряжением промышленной частоты может производиться совместно с испытанием изоляторов ошиновки ячейки.
      2. Проверка целости плавких вставок и токоограничивающих резисторов и соответствия их проектным данным. Плавкие вставки и токоограничивающие резисторы должны быть калиброванными и соответствовать проектным данным. У предохранителей с кварцевым песком дополнительно проверяется целость плавкой вставки.

      ВВОДЫ И ПРОХОДНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ

      1.8.31. Вводы и проходные изоляторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      1. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 1-2,5 кВ у вводов с бумажно-масляной изоляцией. Измеряется сопротивление изоляции измерительной и последней обкладок вводов относительно соединительной втулки. Сопротивление изоляции должно быть не менее 1000 МОм.
      2. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь. Производится у вводов и проходных изоляторов с внутренней основной маслобарьерной, бумажно-масляной и бакелитовой изоляцией. Тангенс угла диэлектрических потерь вводов и проходных изоляторов не должен превышать значений, указанных в табл. 1.8.34.
      Таблица 1.8.34. Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора вводов и проходных изоляторов при температуре +20 °С

      Наименование объекта испытания и вид основной изоляции	Тангенс угла диэлектрических потерь, %, при номинальном напряжении, кВ
      	3-15	20-35	60-110	150-220	330	500
      Маслонаполненные вводы и проходные изоляторы с изоляцией: маслобарьерной бумажно-масляной *	- -	3,0 -	2,0 1,0	2,0 0,8	1,0 0,7	1,0 0,5
      Вводы и проходные изоляторы с бакелитовой изоляцией (в том числе маслонаполненные)	3,0	3,0	2,0	-	-	-
      * У трехзажимных вводов помимо измерения основной изоляции должен производиться и контроль изоляции отводов от регулировочной обмотки. Тангенс угла диэлектрических потерь изоляции отводов должен быть не более 2,5%.

      У вводов и проходных изоляторов, имеющих специальный вывод к потенциометрическому устройству (ПИН), производится измерение тангенса угла диэлектрических потерь основной изоляции и изоляции измерительного конденсатора. Одновременно производится и измерение емкости.
      Браковочные нормы по тангенсу угла диэлектрических потерь для изоляции измерительного конденсатора те же, что и для основной изоляции.
      У вводов, имеющих измерительный вывод от обкладки последних слоев изоляции (для измерения угла диэлектрических потерь), рекомендуется измерять тангенс угла диэлектрических потерь этой изоляции.
      Измерение тангенса угла диэлектрических потерь производится при напряжении 3 кВ.
      Для оценки состояния последних слоев бумажно-масляной изоляции вводов и проходных изоляторов можно ориентироваться на средние опытные значения тангенса угла диэлектрических потерь: для вводов 110-115 кВ - 3%; для вводов 220 кВ - 2% и для вводов 330-500 кВ - предельные значения тангенса угла диэлектрических потерь, принятые для основной изоляции.
      3. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытание является обязательным для вводов и проходных изоляторов на напряжении до 35 кВ.
      Испытательное напряжение для проходных изоляторов и вводов, испытываемых отдельно или после установки в распределительном устройстве на масляный выключатель и т.п., принимается согласно табл. 1.8.35.
      Испытание вводов, установленных на силовых трансформаторах, следует производить совместно с испытанием обмоток последних по нормам, принятым для силовых трансформаторов (см. табл. 1.8.11).
      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов и проходных изоляторов с основной керамической, жидкой

      или бумажно-масляной изоляцией 1 мин, а с основной изоляцией из бакелита или других твердых органических материалов 5 мин. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для вводов, испытываемых совместно с обмотками трансформаторов, 1 мин.
      Ввод считается выдержавшим испытание, если при этом не наблюдалось пробоя, перекрытия, скользящих разрядов и частичных разрядов в масле (у маслонаполненных вводов), выделений газа, а также, если после испытания не обнаружено местного перегрева изоляции.

      1. Проверка качества уплотнения вводов. Производится для негерметичных маслонаполненных вводов напряжением 110-500 кВ с бумажно-масляной изоляцией путем создания в них избыточного давления масла 98 кПа (1 кг/см2). Продолжительность испытания 30 мин. При испытании не должно наблюдаться признаков течи масла.
      2. Испытание трансформаторного масла из маслонаполненных вводов. Для вновь заливаемых вводов масло должно испытываться в соответствии с 1.8.33.

      После монтажа производится испытание залитого масла по показателям пп. 1-6 табл. 1.8.38, а для вводов, имеющих повышенный тангенс угла диэлектрических потерь, и вводов напряжением 220 кВ и выше, кроме того, измерение тангенса угла диэлектрических потерь масла. Значения показателей должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38, а значения тангенса угла диэлектрических потерь - не более приведенных в табл. 1.8.36.
      Таблица 1.8.35. Испытательное напряжение промышленной частоты вводов и проходных изоляторов

      Номинальное напряжение, кВ	Испытательное напряжение, кВ
      	Керамические изоляторы, испытываемые отдельно	Аппаратные вводы и проходные изоляторы с основной керамической или жидкой изоляцией	Аппаратные вводы и проходные изоляторы с основной бакелитовой изоляцией
      3	25	24	21,6
      6	32	32	28,8
      10	42	42	37,8
      15	57	55	49,5
      20	68	65	58,5
      35	100	95	85,5

      Таблица 1.8.36. Наибольший допустимый тангенс угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах при температуре +70 °С

      Конструкция ввода	Тангенс угла диэлектрических потерь, % для напряжения вводов, кВ
      	110-220		330-500
      	Масло марки Т-750	Масло прочих марок	Масло марки Т-750	Масло прочих марок
      Маслобарьерный	-	7	-	7
      Бумажно-масляный: негерметичный герметичный	5 5	7 7	3 3	5 5

      ФАРФОРОВЫЕ ПОДВЕСНЫЕ И ОПОРНЫЕ ИЗОЛЯТОРЫ

      1.8.32. Фарфоровые подвесные и опорные изоляторы испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      Для опорно-стержневых изоляторов испытание повышенным напряжением промышленной частоты не обязательно.
      Электрические испытания стеклянных подвесных изоляторов не производятся. Контроль их состояния осуществляется путем внешнего осмотра.

      1. Измерение сопротивления изоляции подвесных и многоэлементных изоляторов. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ только при положительных температурах окружающего воздуха. Проверку изоляторов следует производить непосредственно перед их установкой в распределительных устройствах и на линиях электропередачи. Сопротивление изоляции каждого подвесного изолятора или каждого элемента штыревого изолятора должно быть не менее 300 МОм.
      2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты:

      а) опорных одноэлементных изоляторов. Для этих изоляторов внутренней и наружной установок значения испытательного напряжения приводятся в табл. 1.8.37.
      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин;
      б) опорных многоэлементных и подвесных изоляторов. Вновь устанавливаемые штыревые и подвесные изоляторы следует испытывать напряжением 50 кВ, прикладываемым к каждому элементу изолятора.
      Таблица 1.8.37. Испытательное напряжение опорных одноэлементных изоляторов

      Испытуемые изоляторы	Испытательное напряжение, кВ, для номинального напряжения электроустановки, кВ
      	3	6	10	15	20	35
      Изоляторы, испытуемые отдельно	25	32	42	57	68	100
      Изоляторы, установленные в цепях шин и аппаратов	24	32	42	55	65	95

      Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения для изоляторов, у которых основной изоляцией являются твердые органические материалы, 5 мин, для керамических изоляторов - 1 мин.

      ТРАНСФОРМАТОРНОЕ МАСЛО

      1.8.33. Трансформаторное масло на месте монтажа оборудования испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      1. Анализ масла перед заливкой в оборудование. Каждая партия свежего, поступившего с завода трансформаторного масла должна перед заливкой в оборудование подвергаться однократным испытаниям по показателям, приведенным в табл. 1.8.38, кроме п. 3. Значения показателей, полученные при испытаниях, должны быть не хуже приведенных в табл. 1.8.38.
      Масла, изготовленные по техническим условиям, не указанным в табл. 1.8.38, должны подвергаться испытаниям по тем же показателям, но нормы испытаний следует принимать в соответствии с техническими условиями на эти масла.
      Таблица 1.8.38. Предельные допустимые значения показателей качества трансформаторного масла

      Показатель качества масла	Свежее сухое масло перед заливкой в оборудование				Масло непосредственно после заливки в оборудование
      	по ГОСТ 982-80* марки ТКn	по ГОСТ 10121-76*	По ТУ 38-1-182-68	По ТУ 38-1-239-69	по ГОСТ 982-80* марки ТКn	по ГОСТ 10121-76*	По ТУ 38-1-182-68	По ТУ 38-1-239-69
      1. Электрическая прочность масла, кВ, определяемая в стандартном сосуде, для трансформаторов и изоляторов напряжением: - до 15 кВ - выше 15 до 35 кВ - от 60 до 220 кВ - от 330 до 500 кВ	30 35 45 55	30 35 45 -	30 35 45 55	- - - 55	25 30 40 50	25 30 40 50	25 30 40 50	- - - 50
      2. Содержание механических примесей	Отсутствие (визуально)
      3. Содержание взвешенного угля в трансформаторах и выключателях	Отсутствие
      4. Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,02	0,02	0,03	0,01	0,02	0,02	0,03	0,01
      5. Реакция водной вытяжки	Нейтральная
      6. Температура вспышки, °С, не ниже	135	150	135	135	135	150	135	135
      7. Кинематическая вязкость, 1*10-6 м2/с, не более: - при 20°С - при 50 °С	- 9,0	28 9,0	30 9,0	- 9,0	- -	- -	- -	- -
      8. Температура застывания, °С, не выше1	-45	-45	-45	-53	-	-	-	-
      9. Натровая проба, баллы, не более	1	1	1	1	-	-	-	-
      10. Прозрачность при +5 °С	Прозрачно
      11. Общая стабильность против окисления (по ГОСТ 981-75*): - количество осадка после окисления, %, не более - кислотное число окисленного масла, мг КОН на 1 г масла, не более	0,01 0,1	Отсутствие 0,1	0,03 0,3	Отсутствие 0,3	- -	- -	- -	- -
      12. Тангенс угла диэлектрических потерь, %, не более2: - при 20°С - при 70°С - при 90°С	0,2 1,5 -	0,2 2,0 -	0,05 0,7 1,5	- 0,3 0,5	0,4 2,0 -	0,4 2,5 -	0,1 1,0 2,0	- 0,5 0,7
      1 Проверка не обязательна для трансформаторов, устанавливаемых в районах с умеренным климатом. 2 Нормы тангенса угла диэлектрических потерь масла в маслонаполненных вводах см. в табл. 1.8.36.

      1. Анализ масла перед включением оборудования. Масло, отбираемое из оборудования перед его включением под напряжением после монтажа, подвергается сокращенному анализу в объеме, предусмотренном в пп. 1-6 табл. 1.8.38, а для оборудования 110 кВ и выше, кроме того по п. 12 табл. 1.8.38.
      2. Испытание масла из аппаратов на стабильность при его смешивании. При заливке в аппараты свежих кондиционных масел разных марок смесь проверяется на стабильность в пропорциях смешения, при этом стабильность смеси должна быть не хуже стабильности одного из смешиваемых масел, обладающего наименьшей стабильностью. Проверка стабильности смеси масел производится только в случае смешения ингибированного и неингибированного масел.

      ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ, ВТОРИЧНЫЕ ЦЕПИ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ

      1.8.34. Электрические аппараты и вторичные цепи схем защит, управления, сигнализации и измерения испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом. Электропроводки напряжением до 1 кВ от распределительных пунктов до электроприемников испытываются по п. 1.

      1. Измерение сопротивления изоляции. Сопротивление изоляции должно быть не менее значений, приведенных в табл. 1.8.39.
      2. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Испытательное напряжение для вторичных цепей схем защиты, управления, сигнализации и измерения со всеми присоединительными аппаратами (автоматические выключатели, магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.) 1 кВ. Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 1 мин.
      3. Проверка действия максимальных, минимальных или независимых расцепителей автоматических выключателей. Производится у автоматических выключателей с номинальным током 200 А и более. Пределы действия расцепителей должны соответствовать заводским данным.
      4. Проверка работы автоматических выключателей и контакторов при пониженном и номинальном напряжениях оперативного тока. Значения напряжения и количество операций при испытании автоматических выключателей и контакторов многократными включениями и отключениями приведены в табл. 1.8.40.
      5. Проверка релейной аппаратуры. Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации и других устройств производится в соответствии с действующими инструкциями. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным.
      6. Проверка правильности функционирования полностью собранных схем при различных значениях оперативного тока. Все элементы схем должны надежно функционировать в предусмотренной проектом последовательности при значениях оперативного тока, приведенных в табл. 1.8.41.

      Таблица 1.8.39. Наименьшее допустимое сопротивление изоляции аппаратов, вторичных цепей и электропроводки до 1 кВ

      Испытуемые объект	Напряжение мегаомметра, В	Сопротивление изоляции, МОм		Примечание
      1	2	3		4
      Вторичные цепи управления, защиты, измерения, сигнализации и т.п. в электроустановках напряжением выше 1 кВ: - шинки оперативного тока и шинки цепей напряжения на щите управления - каждое присоединение вторичных цепей и цепей питания приводов выключателей и разъединителей	500-1000   500-1000	10   1		Испытания производятся при отсоединенных цепях Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (обмотки приводов, контакторы, реле, приборы, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения и т.п.)
      Вторичные цепи управления, защиты, сигнализации в релейно-контак-торных схемах установок напряжением до 1 кВ	500-1000	0,5		Испытания производятся со всеми присоединенными аппаратами (магнитные пускатели, контакторы, реле, приборы и т.п.)
      Цепи бесконтактных схем системы регулирования и управления, а также присоединенные к ним элементы	По данным завода-изготовителя			-
      Цепи управления, защиты и возбуждения машин постоянного тока напряжением до 1,1 кВ, присоединенных к цепям главного тока	500-1000	1		-
      Силовые и осветительные электропроводки	1000	0,5	Испытания в осветительных проводках производятся до вворачивания ламп с присоединением нулевого провода к корпусу светильника. Изоляция измеряется между проводами и относительно земли
      Распределительные устройства, щиты и токопроводы напряжением до 1 кВ	500-1000	0,5	Испытания производятся для каждой секции распределительного устройства

      Таблица 1.8.40. Испытание контакторов и автоматических выключателей многократными включениями и отключениями

      Операция	Напряжение оперативного тока, % номинального	Количество операций
      Включение	90	5
      Включение и отключение	100	5
      Отключение	80	10

      Таблица 1.8.41. Напряжение оперативного тока, при котором должно обеспечиваться нормальное функционирование схем

      Испытуемый объект	Напряжение оперативного тока, % номинального	Примечание
      Схемы защиты и сигнализации в установках напряжением выше 1 кВ	80,100	-
      Схемы управления в установках напряжением выше 1кВ: - испытание на включение - то же, но на отключение	90,100 80,100	- -
      Релейно-контакторные схемы в установках напряжением до 1 кВ	90,100	Для простых схем кнопка -магнитный пускатель проверка работы на пониженном напряжении не производится
      Бесконтактные схемы на логических элементах	85, 100, 110	Изменение напряжения производится на входе в блок питания

      АККУМУЛЯТОРНЫЕ БАТАРЕИ

      1.8.35. Законченная монтажом аккумуляторная батарея испытывается в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.
      1. Измерение сопротивления изоляции. Измерение производится вольтметром (внутреннее сопротивление вольтметра должно быть точно известно, класс не ниже 1).
      При полностью снятой нагрузке должно быть измерено напряжение батареи на зажимах и между каждым из зажимов и землей.
      Сопротивление изоляции Rвычисляется по формуле
      
      где Rq - внутреннее сопротивление вольтметра; U - напряжение на зажимах батареи; U1 и U2 - напряжения между положительным зажимом и землей и отрицательным зажимом и землей.
      Сопротивление изоляции батареи должно быть не менее указанного ниже:
      Номинальное напряжение, В ..................... 24             48           110        220
      Сопротивление, кОм.................................. 14             25            50         100
      2. Проверка емкости отформованной аккумуляторной батареи. Полностью заряженные аккумуляторы разряжают током 3- или 10-часового режима.
      Емкость аккумуляторной батареи, приведенная к температуре +25 С, должна соответствовать данным завода-изготовителя.

      1. Проверка плотности температуры электролита. Плотность и температура электролита каждого элемента в конце заряда и разряда батареи должны соответствовать данным завода-изготовителя. Температура электролита при заряде должна быть не выше +40 °С.
      2. Химический анализ электролита. Электролит для заливки кислотных аккумуляторных батарей должен готовиться из серной аккумуляторной кислоты сорта А по ГОСТ 667-73* и дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72.

      Содержание примесей и нелетучего остатка в разведенном электролите не должно превышать значений, приведенных ниже.
      Прозрачность.............................................................. Прозрачная
      Окраска согласно колориметрическому
      определению, мл                                                          0,6
      Плотность, т/м3, при 20 °С                                            1,18
      Содержание, %:
      моногидрата                                                          24,8
      железа                                                                   0,006
      мышьяка                                                                0,00005
      марганца                                                               0,00005
      хлора                                                                    0,0005
      окислов азота                                                       0,00005
      Нелетучий остаток, %                                                   0,3
      Реакция на металлы, осаждаемые сероводородом..... Выдерживает испытание
      по ГОСТ 667-73*, п. 19
      Вещества, восстанавливающие
      марганцовокислый калий                                               Выдерживает испытание
      .................................................................................... по ГОСТ 667-73*, п. 18

      5. Измерение напряжения на элементах. Напряжение отстающих элементов в конце разряда не должно отличаться более чем на 1-1,5% от среднего напряжения остальных элементов, а количество отстающих элементов должно быть не более 5% их общего количества в батарее.

      ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

      1.8.36. Заземляющие устройства испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Проверка элементов заземляющего устройства. Ее следует производить путем осмотра элементов заземляющего устройства в пределах доступности осмотру. Сечения и проводимости элементов заземляющего устройства должны соответствовать требованиям настоящих Правил и проектным данным.
      2. Проверка цепи между заземлителями и заземляющими элементами. Следует проверить сечения, целость и прочность проводников заземления и зануления, их соединений и присоединений. Не должно быть обрывов и видимых дефектов в заземляющих проводниках, соединяющих аппараты с контуром заземления. Надежность сварки проверяется ударом молотка.
      3. Проверка состояния пробивных предохранителей в электроустановках до 1 кВ. Пробивные предохранители должны быть исправны и соответствовать номинальному напряжению электроустановки.
      4. Проверка цепи фаза - нуль в электроустановках до 1 кВ с глухим заземлением нейтрали. Проверку следует производить одним из способов: непосредственным измерением тока однофазного замыкания на корпус или провод с помощью специальных приборов; измерением полного сопротивления петли фаза - нуль с последующим вычислением тока однофазного замыкания.

      Ток однофазного замыкания на корпус или нулевой провод должен обеспечивать надежное срабатывание защиты с учетом коэффициентов, приведенных в соответствующих главах настоящих Правил.
      5. Измерение сопротивления заземляющих устройств. Значения сопротивления должны удовлетворять значениям, приведенным в соответствующих главах настоящих Правил.

      СИЛОВЫЕ КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

      1.8.37. Силовые кабельные линии напряжением до 1 кВ испытываются по пп. 1,2,7,13, напряжением выше 1 кВ и до 35 кВ-по пп. 1-3,6, 7,11,13, напряжением ПО кВ и выше - в полном объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Проверка целости и фазировки жил кабеля. Проверяются целость и совпадение обозначений фаз подключаемых жил кабеля.
      2. Измерение сопротивления изоляции. Производится мегаомметром на напряжение 2,5 кВ. Для силовых кабелей до 1 кВ сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм. Для силовых кабелей выше 1 кВ сопротивление изоляции не нормируется. Измерение следует производить до и после испытания кабеля повышенным напряжением.
      3. Испытание повышенным напряжением выпрямленного тока. Силовые кабели выше 1 кВ испытываются повышенным напряжением выпрямленного тока.

      Значения испытательного напряжения и длительность приложения нормированного испытательного напряжения приведены в табл. 1.8.42.
      Таблица 1.8.42. Испытательное напряжение выпрямленного тока для силовых кабелей

      Изоляция и марка кабеля	Испытательное напряжение, кВ, для кабелей на рабочее напряжение, кВ								Продолжительность испытания, мин
      	2	3	6	10	20	35	110	220
      Бумажная	12	18	36	60	100	175	300	450	10
      Резиновая марок ГТШ, КШЭ, КШВГ, КШВГЛ, КШБГД	-	6	12	-	-	-	-	-	5
      Пластмассовая	-	15	-	-	-	-	-	-	10

      В процессе испытания повышенным напряжением выпрямленного тока обращается внимание на характер изменения тока утечки.
      Кабель считается выдержавшим испытания, если не произошло пробоя, не было скользящих разрядов и толчков тока утечки или его нарастания после того, как он достиг установившегося значения.

      1. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты. Допускается производить для линий 110-220 кВ взамен испытания выпрямленным током; значение испытательного напряжения: для линий 110 кВ-220 кВ (130 кВ по отношению к земле); для линий 220 кВ-500 кВ (288 кВ по отношению к земле). Продолжительность приложения нормированного испытательного напряжения 5 мин.
      2. Определение активного сопротивления жил. Производится для линий 25 кВ и выше. Активное сопротивление жил кабельной линии постоянному току, приведенное к 1 мм2 сечения, 1 м длины и температуре +20 °С, должно быть не более 0,0179 Ом для медной жилы и не более 0,0294 Ом для алюминиевой жилы.
      3. Определение электрической рабочей емкости жил. Производится для линий 35 кВ и выше. Измеренная емкость, приведенная к удельным величинам, не должна отличаться от результатов заводских испытаний более чем на 5%.
      4. Измерение распределения тока по одножильным кабелям. Неравномерность в распределении токов на кабелях не должна быть более 10%.
      5. Проверка защиты от блуждающих токов. Производится проверка действия установленных катодных защит.
      6. Испытание на наличие нерастворенного воздуха (пропиточное испытание). Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ. Содержание нерастворенного воздуха в масле должно быть не более 0,1%.

      10. Испытание подпитывающих агрегатов и автоматического подогрева концевых муфт. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.

      1. Контроль состояния антикоррозийного покрытия. Производится для стального трубопровода маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ.
      2. Проверка характеристик масла. Производится для маслонаполненных кабельных линий 110-220 кВ. Отбор проб следует производить из всех элементов линии. Пробы масла марки С-220, отбираемые через 3 сут после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43.

      Пробы масла марки МН-3, отбираемые из линий низкого и высокого давления через 5 сут после заливки, должны удовлетворять требованиям табл. 1.8.43.
      13. Измерение сопротивления заземления. Производится на линиях всех напряжений для концевых заделок, а на линиях 110-220 кВ, кроме того, для металлических конструкций кабельных колодцев и подпиточных пунктов.
      Таблица 1.8.43. Предельные значения показателей качества масла кабельных линий

      Показатель масла	Нормы для масла марки
      	С-220	МН-3
      Электрическая прочность, кВ/см, не менее	180	180
      Тангенс угла диэлектрических потерь при +100 °С,%, не более	0,005	0,008
      Кислотное число, мг КОН на 1 г масла, не более	0,02	0,02
      Степень дегазации, %, не более	0,5	1,0

      ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 кВ

      1.8.38. Воздушные линии электропередачи испытываются в объеме, предусмотренном настоящим параграфом.

      1. Проверка изоляторов. Производится согласно 1.8.32.
      2. Проверка соединений проводов. Ее следует производить путем внешнего осмотра и измерения падения напряжения или сопротивления.

      Спрессованные соединения проводов бракуются, если:

      1. стальной сердечник расположен несимметрично;
      2. геометрические размеры (длина и диаметр опрессованной части) не соответствуют требованиям инструкции по монтажу соединительных зажимов данного типа;
      3. на поверхности соединителя или зажима имеются трещины, следы значительной коррозии и механических повреждений;
      4. падение напряжения или сопротивление на участке соединения (соединителе) более чем в 1,2 раза превышает падение напряжения или сопротивление на участке провода той же длины (испытание проводится выборочно на 5 - 10% соединителей);
      5. кривизна опрессованного соединителя превышает 3% его длины;
      6. стальной сердечник опрессованного соединителя расположен несимметрично.

      Сварные соединения бракуются, если:

      1. произошел пережог повива наружного провода или обнаружено нарушение сварки при перегибе соединенных проводов;
      2. усадочная раковина в месте сварки имеет глубину более 1/3 диаметра провода, а для сталеалюминиевых проводов сечением 150-600 мм2 - более 6 мм;
      3. падение напряжения или сопротивление превышает более чем в 1,2 раза падение напряжения или сопротивление на участке провода такой же длины.

      3. Измерение сопротивления заземления опор, их оттяжек и тросов. Производится в соответствии с 1.8.36.

      ГЛАВА 1.9 ВНЕШНЯЯ ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

      МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ УКРАИНЫ
      ПРИКАЗ
      4 октября 2006 г. № 367 г. Киев
      Об утверждении и введении в действие нормативного документа
      «Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила.
      Глава 1.9. Внешняя изоляция электроустановок»
      С целью повышения надежности работы электрических сетей и распределительных устройств подстанций и с целью введения в действие раздела 1 главы 1.9 Правил устройства электроустановок (ПУЭ)
      ПРИКАЗЫВАЮ:

      1. Утвердить и ввести в действие нормативный документ «Правила устройства электроустановок. Раздел 1. Общие правила. Глава 1.9. Внешняя изоляция электроустановок» (далее - ПУЭ. Р.1. Гл. 1.9), вступающий в силу через 60 дней с даты подписания настоящего приказа (прилагается).
      2. Хозрасчетному подразделению «Научно-инженерный энергосервисный центр» института «Укрсельэнергопроект» (Белоусов В.И.) внести ПУЭ. Р.1. Гл. 1.9 в реестр и компьютерный банк данных действующих нормативных документов Минтопэнерго Украины.
      3. Объединению энергетических предприятий «Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики» обеспечить издание и поступление необходимого количества экземпляров ПУЭ. Р.1. Гл. 1.9 в энергетические компании и предприятия в соответствии с их заказами и фактической оплатой.
      4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра топлива и энергетики Украины Шеберстова О.М.

      Министр Ю.Бойко

      УТВЕРЖДЕНО Приказ Министерства топлива и энергетики Украины 04.10.2006 г. №367

   ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ. ОПРЕДЕЛЕНИЯ

   1. Настоящая глава Правил определяет порядок выбора внешней изоляции действующих, сооружаемых и реконструируемых электроустановок переменного тока номинальным напряжением 6-750 кВ независимо от ведомственного подчинения и формы собственности.
   2. Внешняя изоляция - часть изоляционной конструкции, в которой изолирующей средой является атмосферный воздух.

   Уровень изоляции - характеристика класса напряжения как совокупности испытательных напряжений, установленных НД для внешней изоляции данного оборудования.
   1.9.3. Длина пути утечки изоляции (изолятора) или составной изоляционной конструкции (L) - наименьшее расстояние по поверхности изолирующей детали между металлическими частями разного потенциала.
   Эффективная длина пути утечки - фактически используемая часть длины пути утечки при эксплуатации изолятора либо изоляционной конструкции в условиях загрязнения и увлажнения.
   Удельная эффективная длина пути утечки (λэ) - отношение эффективной длины пути утечки к наибольшему рабочему межфазному напряжению сети в соответствии с классом напряжений.

   1. Коэффициент использования длины пути утечки (Ки) — коэффициент, учитывающий эффективность использования длины пути утечки изолятора либо изоляционной конструкции.
   2. Степень загрязненности (СЗ) - характеристика загрязненной атмосферы по ее воздействию на работу внешней изоляции.
   3. Карта степени загрязнения (КСЗ) - географическая карта, районирующая территорию по СЗ.

   ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

   1.9.7. Выбор изоляторов либо изоляционных конструкций из стекла и фарфора должен производиться согласно удельной эффективной длине пути утечки в зависимости от СЗ в месте расположения электроустановки и ее номинального напряжения. Выбор изоляторов либо изоляционных конструкций из стекла и

   фарфора может осуществляться также согласно разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.
   Выбор полимерных изоляторов или конструкций в зависимости от СЗ и номинального напряжения электроустановок должен производиться согласно разрядным характеристикам в загрязненном и увлажненном состоянии.
   Разрядные характеристики в загрязненном и увлажненном состоянии должны определяться согласно действующим нормативным документам.
   Выбор уровня изоляции должен производиться с учетом координации изоляции ВЛ и ОРУ по условиям грозозащиты.
   1.9.8. Определение СЗ следует производить согласно КСЗ. При отсутствии КСЗ определение СЗ должно осуществляться в зависимости от характеристик источников загрязнения и расстояния от них до электроустановки по табл. 1.9.3-1.9.20.
   Вблизи промышленных комплексов, а также в районах с загрязнением от крупных промышленных предприятий, ТЭС и источников увлажнения с высокой электрической проводимостью определение СЗ, как правило, должно производиться согласно КСЗ.
   1.9.9. Длина пути утечки гирлянд и изоляционных конструкций из стекла и фарфора должна определяться по формуле:

   L=λэUKu,

   где λэ - удельная эффективная длина пути утечки по табл. 1.9.1, см/кВ;
   U- наибольшее рабочее межфазное напряжение, кВ (по ГОСТ 1516.3);
   Ки - коэффициент использования длины пути утечки. Длина пути утечки межфазной изоляции должна определяться по формуле:

   Lмф=√3λэUKu

   1.9.10. В зависимости от условий эксплуатации конфигурация изоляционной детали подвесных изоляторов и исполнение полимерных изоляторов должны удовлетворять требованиям табл. 1.9.25, 1.9.26.
   В районах с удельной поверхностной плотностью и проводимостью слоя загрязнения не менее соответственно 10 мг/см2 и 20 мкСм возможно использование стеклянных тарельчатых изоляторов только из термически стойкого изоляционного стекла.

   ИЗОЛЯЦИЯ ВЛ

   1.9.11. Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах в зависимости от СЗ и номинального напряжения (на высоте до 1000 м над уровнем моря) должна приниматься согласно табл. 1.9.1.
   Удельная эффективная длина пути утечки поддерживающих гирлянд и штыревых изоляторов ВЛ на высоте от 1000 м до 2000 м над уровнем моря должна быть увеличена по сравнению с нормируемой в табл. 1.9.1 на 5%.
   1.9.12. Изоляционные расстояния по воздуху от токоведущих до заземленных частей опор должны соответствовать требованиям главы 2.5.
   Таблица 1.9.1. Значение степеней загрязненности атмосферы и нормируемой удельной эффективной длины пути утечки поддерживающих гирлянд изоляторов, штыревых изоляторов ВЛ на металлических и железобетонных опорах, внешней изоляции ОРУ

   СЗ	λэ см/кВ, при номинальном напряжении ВЛ, ВРП, кВ, не менее		Удельная поверхностная проводимость χ, мкСм, не более
   	До 35 включительно	110-750
   1	1,90	1,60	5
   2	2,35	2,00	10
   3	3,00	2,50	20
   4	3,50	3,10	30
   5	4,20	3,70	50

   1.9.13. Количество подвесных тарельчатых изоляторов в поддерживающих гирляндах и в последовательной цепи гирлянд специальной конструкции (V - образных,  -образных,  - образных,  образных и др., составленных из изоляторов одного типа) для BJI на металлических и железобетонных опорах должно определяться по формуле:

   m = L/Lu

   где Lи - длина пути утечки одного изолятора согласно стандарту или техническим условиям на изолятор конкретного типа. Если расчет mне дает целого числа, то выбирают следующее целое число.
   1.9.14. На ВЛ напряжением 6-20 кВ с металлическими и железобетонными опорами количество изоляторов в натяжных и поддерживающих гирляндах должно определяться согласно 1.9.13, но при этом должно составлять не менее двух независимо от материала опоры.
   На ВЛ напряжением 35-110 кВ независимо от конструкции опоры (металлические, железобетонные, деревянные с заземленными креплениями гирлянд и др.) количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах всех типов независимо от СЗ следует увеличивать на один изолятор в каждой гирлянде по сравнению с количеством, полученным согласно 1.9.13.
   На ВЛ напряжением 150-750 кВ на металлических и железобетонных опорах количество тарельчатых изоляторов в натяжных гирляндах должно определяться по 1.9.13.

   1. На ВЛ напряжением 6-20 кВ с деревянными опорами или деревянными траверсами на металлических и железобетонных опорах в районах с 1-2-й СЗ удельная эффективная длина пути утечки изоляторов должна быть не менее 1,5 см/кВ.
   2. В гирляндах опор больших переходов должно предусматриваться по одному дополнительному тарельчатому изолятору из стекла и фарфора на каждые 10 м высоты опоры выше 40 м по отношению к основному количеству изоляторов нормального исполнения, определенному для гирлянд переходных опор по СЗ в районе перехода.
   3. На конструкциях высотой более 100 м в гирляндах необходимо предусматривать установку еще двух дополнительных изоляторов согласно 1.9.13.1.9.16. Количество изоляторов в гирляндах этих опор должно быть не меньше необходимого согласно условиям загрязнения в районах перехода.
   4. Выбор изоляторов ВЛ с изолированными проводами должен выполняться согласно 1.9.11-1.9.17.
   5. Для защиты от птичьих загрязнений изоляции ВЛ 35-330 кВ независимо от СЗ следует устанавливать в гирляндах первым от траверсы изолятор большего диаметра с конической или сферической формой изоляционной детали либо защитные экраны из диэлектрических материалов.

   На опорах 6-10 кВ независимо от СЗ при наличии птичьих загрязнений следует устанавливать штыревые изоляторы с развитой боковой поверхностью.

   ВНЕШНЯЯ ИЗОЛЯЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ И ОТКРЫТЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

   1.9.20. Удельная эффективная длина пути утечки внешней фарфоровой, стеклянной изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-750 кВ, а также наружной части вводов ЗРУ в зависимости от СЗ и номинального напряжения на высоте до 1000 м над уровнем моря должна приниматься согласно табл. 1.9.1.
   Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ напряжением 6-220 кВ, расположенных на высоте более 1000 м, должна приниматься на высоте до 2000 м согласно табл. 1.9.1.

   1. В натяжных и поддерживающих гирляндах ОРУ число тарельчатых изоляторов следует определять в соответствии с 1.9.13,1.9.14с добавлением в каждую цепь гирлянды напряжением 110-150 кВ одного изолятора. 220-330 кВ -двух изоляторов, 500 кВ - трех, 750 кВ - четырех.
   2. При отсутствии электрооборудования (в том числе изоляторов и высоковольтных вводов) с внешней изоляцией, нормированной в таблице 1.9.1, для районов с 3-5-й СЗ должны применяться изоляторы, покрышки и т.д. с большей длиной пути утечки по отношению к необходимой.

   При этом необходимо обеспечивать проведение профилактических мер по очистке, гидрофобизации внешней изоляции согласно действующим отраслевым инструкциям.

   1. В районах с условиями загрязнения, которые превышают 4-ю СЗ, как правило, следует предусматривать ЗРУ.
   2. ОРУ напряжением 500-750 кВ, а также ОРУ напряжением 110, 150, 220, 330 кВ по схемам со сборными шинами, ОРУ 220-330 кВ по мостовым и блочным схемам, ОРУ 110-150 кВ по мостовым и блочным схемам и ОРУ 35 кВ должны размещаться в зонах с СЗ не выше 2-й.
   3. Удельная эффективная длина пути утечки внешней изоляции электрооборудования и изоляторов в ЗРУ напряжением 110 кВ и выше должна быть не менее 1,6 см/кВ независимо от СЗ и наличия фильтровой вентиляции.

   1.9.26. КРУП и КТП 6-20 кВ наружной установки должны применяться с изоляцией по табл. 1.9.1 в районах с СЗ не выше 2-й.
   1.9.27. Изоляторы на всех гибких и жестких наружных открытых токопроводах должны выбираться с удельной эффективной длиной пути утечки:

   1. для токопроводов 6 кВ на номинальное напряжение 20 кВ с λэ ≥ 1,67 см/кВ- в районах с 1-5-й СЗ;
   2. для токопроводов 10 кВ на номинальное напряжение 20 кВ с λэ ≥ 1,67 см/кВ - в районах с 1-3-й СЗ;
   3. для токопроводов 10 кВ на номинальное напряжение 35 кВ с λэ ≥ 1,7 см/кВ - в районах с 4-5-й СЗ;
   4. для токопроводов 15 кВ на номинальное напряжение 35 кВ с λэ ≥ 1,7 см/кВ - в районах с 1-5-й СЗ;
   для токопроводов 20 и 24 кВ на номинальное напряжение 35 кВ с λэ ≥ 2,2 см/кВ - в районах с 1-5-й СЗ

   ВЫБОР ИЗОЛЯЦИИ ПО РАЗРЯДНЫМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ

   1.9.28. Гирлянды ВЛ напряжением 6-750 кВ, внешняя изоляция электрооборудования и изоляторы ОРУ напряжением 6-750 кВ должны иметь 50% разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в табл. 1.9.2.
   Таблица 1.9.2. 50% разрядные напряжения гирлянд ВЛ 6-750 кВ, внешней изоляции электрооборудования и изоляторов ОРУ 6—750 кВ в загрязненном и увлажненном состоянии

   Номинальное напряжение электрооборудования, кВ	50% разрядные напряжения, кВ (действующие значения)
   6	8
   10	13
   35	45
   110	110
   150	150
   220	220
   330	315
   500	460
   750	685

   Удельная поверхностная проводимость слоя загрязнения должна приниматься (не менее), мкСм: для 1-й СЗ - 5, 2-й - 10, 3-й - 20, 4-й - 30, 5-й СЗ - 50.

   ОПРЕДЕЛЕНИЕ СТЕПЕНИ ЗАГРЯЗНЕННОСТИ АТМОСФЕРЫ

   1.9.29. К районам с 1-й СЗ относятся территории, не попадающие в зону воздействия источников промышленных и природных загрязнений (болота, высокогорные районы, районы со слабозасоленными почвами, сельскохозяйственные районы).

   1. В промышленных районах может применяться изоляция с большей удельной эффективной длиной пути утечки, чем нормированная в табл. 1.9.1 для 4-й СЗ, - при наличии обоснованных данных.
   2. Степень загрязненности вблизи промышленных предприятий должна определяться по табл. 1.9.3-1.9.12 в зависимости от вида и расчетного объема выпускаемой продукции и расстояния до источника загрязнений.

   Расчетный объем продукции определяется суммированием всех видов продукции, выпускаемой промышленным предприятием. СЗ в зоне выбросов действующего или сооружаемого предприятия должна определяться по наибольшему годовому объему продукции с учетом перспективного плана развития предприятия (не более чем на 10 лет вперед).

   1. Степень загрязненности вблизи ТЭС и промышленных котельных должна определяться по табл. 1.9.13 в зависимости от вида топлива, мощности станции и высоты дымовых труб с учетом розы ветров.
   2. Границы зоны с данной СЗ следует корректировать с учетом розы ветров по формуле:

   S = S0·W/W0

   где S - расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ, скорректированное с учетом розы ветров, м;
   S0- нормированное расстояние от границы источника загрязнения до границы района с данной СЗ при круговой розе ветров, м;
   W- среднегодовая повторяемость ветров данного румба, %;
   W0 - повторяемость ветров одного румба при круговой розе ветров, % .
   Значения S/S0должны находиться в пределах 0,5 ≤ S/S0≤2.

   1. При отсчете расстояний по табл. 1.9.3-1.9.13 границей источника загрязнения является кривая, огибающая все места выбросов в атмосферу на данном предприятии (ТЭС).
   2. В случае превышения мощности ТЭС по сравнению с указанной в табл. 1.9.13 следует увеличивать СЗ не менее чем на одну степень.
   3. Объем выпускаемой продукции при наличии на одном предприятии нескольких источников загрязнения (цехов) должен определяться суммированием объемов продукции отдельных цехов. Если источник выброса загрязняющих веществ отдельных производств (цехов) отстоит от других источников выброса предприятия более чем на 1000 м, годовой объем продукции должен определяться для этих производств и остальной части предприятия отдельно. В этом случае расчетная СЗ должна определяться согласно 1.9.43.
   1. Если на одном промышленном предприятии выпускается продукция нескольких отраслей (или подотраслей) промышленности, указанных в табл. 1.9.3-1.9.12, то СЗ следует определять согласно 1.9.43.
   2. Степень загрязненности вблизи отвалов материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений следует определять по табл. 1.9.14.
   3. Степень загрязненности вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств следует определять по табл. 1.9.15.
   4. Степень загрязненности в прибрежной зоне морей, соленых озер и водоемов должна определяться по табл. 1.9.16 в зависимости от солености воды и расстояния до береговой линии. Расчетная соленость воды определяется по гидрологическим картам как максимальное значение солености поверхностного слоя воды в зоне до 10 км вглубь акватории. СЗ над поверхностью засоленных водоемов следует принимать на одну степень выше, чем в табл. 1.9.16 для зоны до 0,1 км.

   Таблица 1.9.3. СЗ вблизи химических предприятий и производств

   Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   	до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000	от 2000 до 2500	от 2500 до 3000	от 3000 до 5000	более 5000
   До 10	1	1	1	1	1	1	1	1
   От 10 до 500	2	1	1	1	1	1	1	1
   От 500 до 1500	3	2	1	1	1	1	1	1
   От 1500 до 2500	3	3	2	1	1	1	1	1
   От 2500 до 3500	4	3	3	2	2	1	1	1
   От 3500 до 5000	5	4	3	3	3	2	2	1

   Таблица 1.9.4. СЗ вблизи нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий и производств

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 50	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000	от 2000 до 3500	более 3500
   Нефтеперерабатывающий завод	До 1000	1	1	1	1	1	1
   	От 1000 до 5000	2	1	1	1	1	1
   	От 5000 до 9000	3	2	1	1	1	1
   	От 9000 до 18000	3	3	2	1	1	1
   Нефтехимический завод или комбинат	До 5000	3	2	1	1	1	1
   	От 5000 до 10000	3	3	2	1	1	1
   	От 10000 до 15000	4	3	3	2	1	1
   	От 15000 до 20000	5	4	3	3	2	1
   Завод синтетического каучука	До 50	1	1	1	1	1	1
   	От 50 до 150	2	1	1	1	1	1
   	От 150 до 500	3	2	1	1	1	1
   	От 500 до 1000	3	3	2	1	1	1
   Завод резинотехнических изделий	До 100	1	1	1	1	1	1
   	От 100 до 300	2	1	1	1	1	1

   Таблица 1.9.5. СЗ вблизи предприятий по производству газов и переработке нефтяного газа

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 500	от 500 до 1000	более 1000
   Производство газов	Независимо от объема	2	1	1
   Переработка нефтяного газа	Независимо от объема	3	2	1

   Таблица 1.9.6. СЗ вблизи предприятий по производству целлюлозы и бумаги

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	более 1500
   Производство целлюлозы и полуцеллюлозы	До 75	1	1	1	1
   	От 75 до 150	2	1	1	1
   	От 150 до 500	3	2	1	1
   	От 500 до 1000	4	3	2	1
   Производство бумаги	Независимо от объема	1	1	1	1

   Таблица 1.9.7. СЗ вблизи предприятий и производств черной металлургии

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000	от 2000 до 2500	более 2500
   Производство чугуна и стали	До 1500	2	1	1	1	1
   	От 1500 до 7500	2	2	2	1	1
   	От 7500 до 12000	3	2	2	2	1
   Горнообогатительные комбинаты	До 2000	1	1	1	1	1
   	От 2000 до 5500	2	1	1	1	1
   	От 5500 до 10000	3	2	1	1	1
   	От 10000 до 13000	3	3	2	1	1
   Коксохим-производство	До 5000	2	2	2	2	2
   	От 5000 до 12000	3	2	2	2	2
   Производство ферросплавов	До 500	1	1	1	1	1
   	От 500 до 700	2	2	1	1	1
   	От 700 до 1000	3	3	2	1	1
   Производство магнезиальных изделий	Независимо от объема	3	2	2	2	1
   Прокат и обработка чугуна и стали	То же	2	1	1	1	1	1

   Таблица 1.9.8. СЗ вблизи предприятий и производств цветной металлургии

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000	от 2000 до 2500	от 2500 до 3500	более 3500
   Производство алюминия	До 100	1	1	1	1	1		1
   	От 100 до 500	2	2	1	1	1		1
   	От 500 до 1000	3	3	2	2	1		1
   	От 1000 до 2000	3	3	3	2	2		1
   Производство никеля	От 1 до 5	1	1	1	1	1		1
   	От 5 до 25	2	2	1	1	1		1
   	От 25 до 1000	3	2	2	1	1		1
   Производство редких металлов	Независимо от объема	5	4	3	3	2	2	1
   Производство цинка	То же	3	2	1	1	1	1	1
   Производство и обработка цветных металлов	То же	2	1	1	1	1	1	1

   Таблица 1.9.9. СЗ вблизи предприятий по производству строительных материалов

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции, тыс. т/год	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 250	от 250 до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 2000	от 2000 до 3000	более 3000
   Производство цемента	До 100	1	1	1	1	1	1	1
   	От 100 до 500	2	2	1	1	1	1	1
   	От 500 до 1500	3	3	2	1	1	1	1
   	От 1500 до 2500	3	3	3	2	1	1	1
   	От 2500 до 3500	4	4	3	3	2	1	1
   	От 3500	5	5	4	3	3	2	1
   Производство асбеста и др.	Независимо от объема	3	2	1	1	1	1	1
   Производство бетонных изделий и др.	Тоже	2	1	1	1	1	1	1

   Таблица 1.9.10. СЗ вблизи машиностроительных предприятий и производств

   Расчетный объем выпускаемой продукции	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   	до 500	более 500
   Независимо от объема	2	1

   Таблица 1.9.11. СЗ вблизи предприятий легкой промышленности

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   		до 250	от 250 до 500	более 500
   Обработка тканей	Независимо от объема	3	2	1
   Производство искусственных кож и пленочных материалов	То же	2	1	1

   Таблица 1,9,12, СЗ вблизи предприятий по добыче руды и нерудных ископаемых

    

   Подотрасль	Расчетный объем выпускаемой продукции	СЗ при расстоянии от источника 1 загрязнения, м
   		до 250	от 250 до 500	более 500
   Железная руда и др.	Независимо от объема	2	1	1
   Уголь*	То же	3	2	1
   * Распространяется па определение СЗ вблизи террикона

   Таблица 1.9.13. СЗ вблизи ТЭС и промышленных котельных

    

    

    

   Вид топлива	Мощность, МВт	Высота дымовой трубы, м	СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   			до 250	от 250 до 500	от 500 до 1000	от 1000 до 1500	от 1500 до 3000	более 3000
   ТЭС и котельные на угле при зольности менее 30%, мазуте, газе	Независимо от мощности	Любая	1	1	1	1	1	1
   ТЭС и котельные на угле при зольности более 30%	До 1000	Любая	1	1	1	1	1	1
   	От 1000 до 4000	До 180	2	2	2	1	1	1
   		От 180	2	2	1	1	1	1
   ТЭС и котельные на сланцах	До 500	Любая	3	2	2	2	1	1
   	От 500 до 2000	До 180	4	3	2	2	2	1
   		От 180	3	3	2	2	2	1

   Таблица 1.9.14. СЗ вблизи отвалов материалов, складских зданий и сооружений, канализационно-очистных сооружений

   СЗ при расстоянии от источника загрязнения, м
   до 200	от 200 до 600	более 600
   3	2	1

   Таблица 1.9.15. СЗ вблизи автодорог с интенсивным использованием в зимнее время химических противогололедных средств

   СЗ при расстоянии от автодорог, м
   до 25	от 25 до 100	более 100
   3	2	1

   Таблица 1.9.16. СЗ в прибрежной зоне морей и озер площадью более 10000 м2

   Тип водоема	Расчетная соленость воды, г/л	Расстояние от береговой линии, км	СЗ
   Незасоленный	До 2	До 0,1	1
   Слабозасоленный	От 2 до 10	До 0,1	2
   		От 0,1 до 1,0	1
   Среднезасоленный	От 10 до 20	До 0,1	3
   		От 0,1 до 1,0	2
   		От 1,0 до 5,0	1

   1.9.41. В районах, подверженных ветрам со скоростью более 30 м/с со стороны моря (периодичностью не реже одного раза в 10 лет), расстояния от береговой линии, приведенные в табл. 1.9.16, следует увеличивать в три раза.
   Для водоемов площадью 1000-10000 м2 и менее СЗ допускается снижать на одну степень по сравнению с данными табл. 1.9.16.

   1. Степень загрязненности вблизи градирен или брызгальных бассейнов должна определяться по табл. 1.9.17 при удельной проводимости циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см и по табл. 1.9.18 при удельной проводимости от 1000 мкСм/см до 3000 мкСм/см.
   2. Расчетную СЗ в зоне загрязнений от двух независимых источников, определенную с учетом розы ветров, следует определять по табл. 1.9.19 независимо от вида промышленного или природного загрязнения.

   Таблица 1.9.17. СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов с удельной проводимостью циркуляционной воды менее 1000 мкСм/см

   СЗ района	Расстояние от градирен (брызгального бассейна), м
   	до 150	более 150
   1	2	1
   2	3	2
   3	4	3
   4	5	4

   Таблица 1.9.18. СЗ вблизи градирен и брызгальных бассейнов с удельной проводимостью циркуляционной воды от 1000 до 3000 мкСм/см

   СЗ района	Расстояние от градирен (брызгального бассейна), м
   	до 150	от 150 до 600	более 600
   1	3	2	1
   2	4	3	2
   3	5	4	3
   4	5	5	4

   КОЭФФИЦИЕНТЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗОЛЯТОРОВ и изоляционных КОНСТРУКЦИЙ (СТЕКЛЯННЫХ, ФАРФОРОВЫХ)

   1. Коэффициенты эффективности подвесных тарельчатых изоляторов со слаборазвитой нижней поверхностью изоляционной детали следует выбирать в зависимости от отношения длины пути утечки изолятора к диаметру Dего изоляционной детали согласно табл. 1.9.21.
   2. Коэффициенты эффективности подвесных тарельчатых изоляторов специального исполнения следует выбирать согласно табл. 1.9.22.
   3. Коэффициент эффективности штыревых изоляторов (линейных, опорных) со слаборазвитой поверхностью равен 1,0, с сильноразвитой поверхностью- 1,1.
   4. Коэффициенты эффективности внешней изоляции электрооборудования наружной установки, выполненной в виде одиночных изоляционных конструкций, в частности опорных изоляторов наружной установки на номинальное напряжение до 110 кВ включительно, подвесных изоляторов стержневого типа на номинальное напряжение 110 кВ, следует определять в зависимости от отношения длины пути утечки к строительной высоте Н изолятора (табл. 1.9.23).
   5. Коэффициент эффективности одноцепных гирлянд и одиночных опорных колонок, составленных из изоляторов с коэффициентами Ки1 и Ки2 определяют по формуле:

   
   где L1 и L2 - длины пути утечки участков конструкций из изоляторов соответствующего типа.
   Аналогично определяют коэффициент эффективности для конструкций указанного вида при количестве разных типов изоляторов больше двух.
   1.9.49. Коэффициент эффективности изоляционных конструкций, составленных из однотипных изоляторов, должен определяться по формуле:

   K=KиKk

   где Кк - коэффициент эффективности составной конструкции с параллельными или последовательно-параллельными ветвями.

   1. Коэффициент эффективности К одноцепных гирлянд и одностоечных опорных колонок, составленных из однотипных изоляторов, равен 1,0.
   2. Коэффициент эффективности Кк составных конструкций с электрически параллельными ветвями (без перемычек), составленными из однотипных элементов (двухцепных и многоцепных поддерживающих и натяжных гирлянд, многостоечных колонок (ветвей)), следует определять по табл. 1.9.24.

   При количестве параллельных ветвей более 5, а также для конструкций с перемычками значения коэффициента К следует определять по результатам исследований или расчетов.

   1. Коэффициент эффективности К составных конструкций с последовательно-параллельными ветвями (гирлянд типа ***** или ***** опорных колонок с различным количеством параллельных ветвей на высоте, а также аппаратов подстанций с растяжками), составленными из изоляторов одного типа, следует принимать равным 1,1.
   2. Рекомендуемые области применения подвесных изоляторов разной конфигурации приведены в табл. 1.9.25.
   3. В зависимости от условий эксплуатации по СЗ и видам загрязнений исполнение полимерных изолирующих конструкций должно выбираться с учетом рекомендаций табл. 1.9.26.

   Таблица 1.9.19. Расчетная СЗ при загрязнении от двух независимых источников

   СЗ при загрязнении от первого источника	СЗ при загрязнении от второго источника
   	2	3	4	5
   	Расчетная СЗ
   2	2	3	4	5
   3	3	5	5
   4	4	5	5
   5	5

   Таблица 1.9.20. СЗ в зависимости от расстояния от массивов засоленных почв

   Обозначение массивов (содержание водорастворимых солей более 1,5%)	Расстояние от массивов засоленных почв, км
   	посреди массива	0-5	более 5-10	более 10
   Среднезасоленные (дефелирующие, недефелирующие) Сильнозасоленные (недефелирующие)	2	2	1	1
   Сильнозасоленные (дефелирующие) Очень сильно засоленные (недефелирующие)	2	2	2	1
   Очень сильно засоленные (дефели-[рующие)	3	2	2	1

   Таблица 1.9.21. Коэффициенты эффективности изоляторов со слаборазвитой поверхностью

   Конфигурация ИД	Отношение Lи/D	Ки
   С ребристой нижней поверхностью	От 0,9 до 1,05 включительно Свыше 1,05 до 1,10 включительно Свыше 1,10 до 1,20 включительно Свыше 1,20 до 1,30 включительно Свыше 1,30 до 1,40 включительно	1,00 1,05 1,10 1,15 1,20
   Со сферической или кону-сообразной поверхностью	-	1,0 (1СЗ) 0,9 (2-3 СЗ)

   Таблица 1.9.22. Коэффициенты эффективности изоляторов специального исполнения

   Конфигурация ИД	Ки
   Двукрылый	1,20
   С увеличенным вылетом ребра на нижней поверхности	1,25
   Колоколообразный с гладкой внутренней и ребристой наружной поверхностями	1,15

   Таблица 1.9.23. Коэффициенты эффективности внешней изоляции, выполненной в виде одиночных изоляционных конструкций

   Отношение Lи/H	Ки
   До 2,0 включительно	1,0
   Свыше 2,0 до 2,30 включительно	1,10
   Свыше 2,30 до 2,70 включительно	1,20
   Свыше 2,70 до 3,20 включительно	1,30
   Свыше 3,20 до 3,50 включительно	1,40

   Таблица 1.9.24. Коэффициент эффективности составных конструкций

   Количество параллельных ветвей	Кк
   1	1,00
   2	1,05
   3-5	1,10

   Таблица 1.9.25. Сферы применения подвесных изоляторов

   Конфигурация ИД	Характеристика района загрязнения
   Тарельчатый со слаборазвитой нижней ребристой поверхностью (Lи/D≤A)	Районы с 1-2-й СЗ при любых видах загрязнения
   Тарельчатый аэродинамический (Lи/D≤1,4)	Районы с 1-2-й СЗ при любых видах загрязнения, районы с засоленными почвами и с промышленными загрязнениями, не превышающими 3-й СЗ
   Тарельчатый двукрылый (Lи/D>1,4)	Районы со 2-5-й СЗ с промышленными загрязнениями и засоленными почвами
   Тарельчатый с сильновыступающим ребром на нижней поверхности (Lи/D>1,4)	Районы со 2-5-й СЗ на побережье морей и соленых озер

   Таблица 1.9.26. Рекомендуемое исполнение линейных полимерных изоляторов для различных видов загрязнений

   Характеристика района по СЗ и виду загрязнения	Рекомендуемое исполнение изоляторов
   Район 1-й СЗ при любых видах загрязнений	Изолятор с индексом 2 или 3
   Район 1-2-й СЗ: - предприятие по добыче полезных ископаемых; - с засоленными почвами без промышленных загрязнений	Изолятор с индексами 2,3
   Район 2-3-й СЗ: - с засоленными почвами и промышленными загрязнениями; - отвал пылящих материалов (шлакоотвал и др.); - территория ТЭС, химического производства	Изолятор с индексами 2, 3 или 4
   Район 4-й СЗ на побережье морей, засоленных водоемов без промышленных загрязнений	Изолятор с индексом 4
   Район 3-5-го СЗ: - цементное производство без выбросов из засоленных водоемов и почв; - нефтеперерабатывающее, химическое производство; ТЭС	Изолятор с индексом 5
   Район 3-5-й СЗ: - черная и цветная металлургия; - производство цемента вблизи морей  и засоленных водоемов	То же