|
|
МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Правила
шестое
издание,
Госэнергонадзор
В настоящий исправленный тираж «Правила устройства электроустановок» шестого издания включены все изменения, оформленные в период с 31 августа 1985 года по 6 января 1999 года и согласованные в необходимой части с Госстроем России и Госгортехнадзором России. Требования Правил являются обязательными для всех ведомств, организаций и предприятий, независимо от форм собственности, занимающихся проектированием и монтажом электроустановок. РАЗДЕЛ 1
|
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение, ч |
|||
0,5 |
1,0 |
3,0 |
||
0,6 |
В земле |
1,35 |
1,30 |
1,15 |
|
В воздухе |
1,25 |
1,15 |
1,10 |
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,10 |
1,0 |
0,8 |
В земле |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
|
В воздухе |
1,15 |
1,10 |
1,05 |
|
В трубах (в земле) |
1,10 |
1,05 |
1,00 |
Таблица 1.3.2. Допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией
Вид прокладки |
Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч |
|||
1 |
3 |
6 |
||
0,6 |
В земле |
1,5 |
1,35 |
1,25 |
|
В воздухе |
1,35 |
1,25 |
1,25 |
|
В трубах (в земле) |
1,30 |
1,20 |
1,15 |
0,8 |
В земле |
1,35 |
1,25 |
1,20 |
|
В воздухе |
1,30 |
1,25 |
1,25 |
|
В трубах (в земле) |
1,20 |
1,15 |
1,10 |
Для кабельных линий, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки должны быть понижены на 10 %.
Перегрузка кабельных линий напряжением 20 - 35 кВ не допускается.
1.3.7. Требования к нормальным нагрузкам и послеаварийным перегрузкам относятся к кабелям и установленным на них соединительным и концевым муфтам и концевым заделкам.
1.3.8. Нулевые рабочие проводники в четырехпроводной системе трехфазного тока должны иметь проводимость не менее 50 % проводимости фазных проводников; в необходимых случаях она должна быть увеличена до 100 % проводимости фазных проводников.
1.3.9. При определении допустимых длительных токов для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин, а также для жестких и гибких токопроводов, проложенных в среде, температура которой существенно отличается от приведенной в 1.3.12 - 1.3.15 и 1.3.22, следует применять коэффициенты, приведенные в табл. 1.3.3.
Таблица 1.3.3. Поправочные коэффициенты на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха
Нормированная температура жил, °С |
Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, °С |
||||||||||||
-5 и ниже |
0 |
+5 |
+10 |
+15 |
+20 |
+25 |
+30 |
+35 |
+40 |
+45 |
+50 |
||
15 |
80 |
1,14 |
1,11 |
1,08 |
1,04 |
1,00 |
0,96 |
0,92 |
0,88 |
0,83 |
0,78 |
0,73 |
0,68 |
25 |
80 |
1,24 |
1,20 |
1,17 |
1,13 |
1,09 |
1,04 |
1,00 |
0,95 |
0,90 |
0,85 |
0,80 |
0,74 |
25 |
70 |
1,29 |
1,24 |
1,20 |
1,15 |
1,11 |
1,05 |
1,00 |
0,94 |
0,88 |
0,81 |
0,74 |
0,67 |
15 |
65 |
1,18 |
1,14 |
1,10 |
1,05 |
1,00 |
0,95 |
0,89 |
0,84 |
0,77 |
0,71 |
0,63 |
0,55 |
25 |
65 |
1,32 |
1,27 |
1,22 |
1,17 |
1,12 |
1,06 |
1,00 |
0,94 |
0,87 |
0,79 |
0,71 |
0,61 |
15 |
60 |
1,20 |
1,15 |
1,12 |
1,06 |
1,00 |
0,94 |
0,88 |
0,82 |
0,75 |
0,67 |
0,75 |
0,47 |
25 |
60 |
1,36 |
1,31 |
1,25 |
1,20 |
1,13 |
1,07 |
1,00 |
0,93 |
0,85 |
0,76 |
0,66 |
0,54 |
15 |
55 |
1,22 |
1,17 |
1,12 |
1,07 |
1,00 |
0,93 |
0,86 |
0,79 |
0,71 |
0,61 |
0,50 |
0,36 |
25 |
55 |
1,41 |
1,35 |
1,29 |
1,23 |
1,15 |
1,08 |
1,00 |
0,91 |
0,82 |
0,71 |
0,58 |
0,41 |
15 |
50 |
1,25 |
1,20 |
1,14 |
1,07 |
1,00 |
0,93 |
0,84 |
0,76 |
0,66 |
0,54 |
0,37 |
- |
25 |
50 |
1,48 |
1,41 |
1,34 |
1,26 |
1,18 |
1,09 |
1,00 |
0,89 |
0,78 |
0,63 |
0,45 |
- |
1.3.10. Допустимые длительные токи для проводов с резиновой или поливинилхлоридной изоляцией, шнуров с резиновой изоляцией и кабелей с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках приведены в табл. 1.3.4 - 1.3.11. Они приняты для температур: жил +65 °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 в лотках пучками, должны приниматься: для проводов - по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных в трубах, для кабелей - по табл. 1.3.6 - 1.3.8, как для кабелей, проложенных в воздухе. При количестве одновременно нагруженных проводов более четырех, проложенных в трубах, коробах, а также в лотках пучками, токи для проводов должны приниматься по табл. 1.3.4 и 1.3.5, как для проводов, проложенных открыто (в воздухе), с введением снижающих коэффициентов 0,68 для 5 и 6; 0,63 для 7 - 9 и 0,6 для 10 - 12 проводов.
Для проводов вторичных цепей снижающие коэффициенты не вводятся.
1.3.11. Допустимые длительные токи для проводов, проложенных в лотках, при однорядной прокладке (не в пучках) следует принимать как для проводов, проложенных в воздухе.
Допустимые длительные токи для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах, следует принимать по табл. 1.3.4 - 1.3.7, как для одиночных проводов и кабелей, проложенных открыто (в воздухе), с применением снижающих коэффициентов, указанных в табл. 1.3.12.
При выборе снижающих коэффициентов контрольные и резервные провода и кабели не учитываются.
Таблица 1.3.4. Допустимый длительный ток для проводов и шнуров с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с медными жилами
Ток, А, для проводов, проложенных |
||||||
открыто |
в одной трубе |
|||||
двух одножильных |
трех одножильных |
четырех одножильных |
одного двухжильного |
одного трехжильного |
||
0,5 |
11 |
- |
- |
- |
- |
- |
0,75 |
15 |
- |
- |
- |
- |
- |
1 |
17 |
16 |
15 |
14 |
15 |
14 |
1,2 |
20 |
18 |
16 |
15 |
16 |
14,5 |
1,5 |
23 |
19 |
17 |
16 |
18 |
15 |
2 |
26 |
24 |
22 |
20 |
23 |
19 |
2,5 |
30 |
27 |
25 |
25 |
25 |
21 |
3 |
34 |
32 |
28 |
26 |
28 |
24 |
4 |
41 |
38 |
35 |
30 |
32 |
27 |
5 |
46 |
42 |
39 |
34 |
37 |
31 |
6 |
50 |
46 |
42 |
40 |
40 |
34 |
8 |
62 |
54 |
51 |
46 |
48 |
43 |
10 |
80 |
70 |
60 |
50 |
55 |
50 |
16 |
100 |
85 |
80 |
75 |
80 |
70 |
25 |
140 |
115 |
100 |
90 |
100 |
85 |
35 |
170 |
135 |
125 |
115 |
125 |
100 |
50 |
215 |
185 |
170 |
150 |
160 |
135 |
70 |
270 |
225 |
210 |
185 |
195 |
175 |
95 |
330 |
275 |
255 |
225 |
245 |
215 |
120 |
385 |
315 |
290 |
260 |
295 |
250 |
150 |
440 |
360 |
330 |
- |
- |
- |
185 |
510 |
- |
- |
- |
- |
- |
240 |
605 |
- |
- |
- |
- |
- |
300 |
695 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
830 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.5. Допустимый длительный ток для проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с алюминиевыми жилами
жилы, мм2 |
Ток, А, для проводов, проложенных |
|||||
открыто |
в одной трубе |
|||||
двух одножильных |
трех одножильных |
четырех одножильных |
одного двухжильного |
одного трехжильного |
||
2 |
21 |
19 |
18 |
15 |
17 |
14 |
2,5 |
24 |
20 |
19 |
19 |
19 |
16 |
3 |
27 |
24 |
22 |
21 |
22 |
18 |
4 |
32 |
28 |
28 |
23 |
25 |
21 |
5 |
36 |
32 |
30 |
27 |
28 |
24 |
6 |
39 |
36 |
32 |
30 |
31 |
26 |
8 |
46 |
43 |
40 |
37 |
38 |
32 |
10 |
60 |
50 |
47 |
39 |
42 |
38 |
16 |
75 |
60 |
60 |
55 |
60 |
55 |
25 |
105 |
85 |
80 |
70 |
75 |
65 |
35 |
130 |
100 |
95 |
85 |
95 |
75 |
50 |
165 |
140 |
130 |
120 |
125 |
105 |
70 |
210 |
175 |
165 |
140 |
150 |
135 |
95 |
255 |
215 |
200 |
175 |
190 |
165 |
120 |
295 |
245 |
220 |
200 |
230 |
190 |
150 |
340 |
275 |
255 |
- |
- |
- |
185 |
390 |
- |
- |
- |
- |
- |
240 |
465 |
- |
- |
- |
- |
- |
300 |
535 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
645 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.6. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией в металлических защитных оболочках и кабелей с медными жилами с резиновой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной, найритовой или резиновой оболочке, бронированных и небронированных
Ток*, А, для проводов и кабелей |
|||||
одножильных |
двухжильных |
трехжильных |
|||
при прокладке |
|||||
в воздухе |
в воздухе |
в земле |
в воздухе |
в земле |
|
1,5 |
23 |
19 |
33 |
19 |
27 |
2,5 |
30 |
27 |
44 |
25 |
38 |
4 |
41 |
38 |
55 |
35 |
49 |
6 |
50 |
50 |
70 |
42 |
60 |
10 |
80 |
70 |
105 |
55 |
90 |
16 |
100 |
90 |
135 |
75 |
115 |
25 |
140 |
115 |
175 |
95 |
150 |
35 |
170 |
140 |
210 |
120 |
180 |
50 |
215 |
175 |
265 |
145 |
225 |
70 |
270 |
215 |
320 |
180 |
275 |
95 |
325 |
260 |
385 |
220 |
330 |
120 |
385 |
300 |
445 |
260 |
385 |
150 |
440 |
350 |
505 |
305 |
435 |
185 |
510 |
405 |
570 |
350 |
500 |
240 |
605 |
- |
- |
- |
- |
__________
* Токи относятся к проводам и кабелям как с нулевой жилой, так и без нее.
Таблица 1.3.7. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с резиновой или пластмассовой изоляцией в свинцовой, поливинилхлоридной и резиновой оболочках, бронированных и небронированных
Ток, А, для кабелей |
|||||
одножильных |
двухжильных |
трехжильных |
|||
при прокладке |
|||||
в воздухе |
в воздухе |
в земле |
в воздухе |
в земле |
|
2,5 |
23 |
21 |
34 |
19 |
29 |
4 |
31 |
29 |
42 |
27 |
38 |
6 |
38 |
38 |
55 |
32 |
46 |
10 |
60 |
55 |
80 |
42 |
70 |
16 |
75 |
70 |
105 |
60 |
90 |
25 |
105 |
90 |
135 |
75 |
115 |
35 |
130 |
105 |
160 |
90 |
140 |
50 |
165 |
135 |
205 |
110 |
175 |
70 |
210 |
165 |
245 |
140 |
210 |
95 |
250 |
200 |
295 |
170 |
255 |
120 |
295 |
230 |
340 |
200 |
295 |
150 |
340 |
270 |
390 |
235 |
335 |
185 |
390 |
310 |
440 |
270 |
385 |
240 |
465 |
- |
- |
- |
- |
Примечание. Допустимые длительные токи для четырехжильных кабелей с пластмассовой изоляцией на напряжение до 1 кВ могут выбираться по табл. 1.3.7, как для трехжильных кабелей, но с коэффициентом 0,92.
Таблица 1.3.8. Допустимый длительный ток для переносных шланговых легких и средних шнуров, переносных шланговых тяжелых кабелей, шахтных гибких шланговых, прожекторных кабелей и переносных проводов с медными жилами
Ток*, А, для шнуров, проводов и кабелей |
|||
одножильных |
двухжильных |
трехжильных |
|
0,5 |
- |
12 |
- |
0,75 |
- |
16 |
14 |
1,0 |
- |
18 |
16 |
1,5 |
- |
23 |
20 |
2,5 |
40 |
33 |
28 |
4 |
50 |
43 |
36 |
6 |
65 |
55 |
45 |
10 |
90 |
75 |
60 |
16 |
120 |
95 |
80 |
25 |
160 |
125 |
105 |
35 |
190 |
150 |
130 |
50 |
235 |
185 |
160 |
70 |
290 |
235 |
200 |
___________
* Токи относятся к шнурам, проводам и кабелям с нулевой жилой и без нее.
Таблица 1.3.9. Допустимый длительный ток для переносных шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для торфопредприятий
Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ |
|||
0,5 |
3 |
6 |
|
6 |
44 |
45 |
47 |
10 |
60 |
60 |
65 |
16 |
80 |
80 |
85 |
25 |
100 |
105 |
105 |
35 |
125 |
125 |
130 |
50 |
155 |
155 |
160 |
70 |
190 |
195 |
- |
__________
* Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее.
Таблица 1.3.10. Допустимый длительный ток для шланговых с медными жилами с резиновой изоляцией кабелей для передвижных электроприемников
Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ |
Сечение токопроводящей жилы, мм2 |
Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ |
|||
3 |
6 |
3 |
6 |
||
16 |
85 |
90 |
70 |
215 |
220 |
25 |
115 |
120 |
95 |
260 |
265 |
35 |
140 |
145 |
120 |
305 |
310 |
50 |
175 |
180 |
150 |
345 |
350 |
___________
* Токи относятся к кабелям с нулевой жилой и без нее.
Таблица 1.3.11. Допустимый длительный ток для проводов с медными жилами с резиновой изоляцией для электрифицированного транспорта 1,3 и 4 кВ
Ток, А |
Сечение токопроводящей жилы, мм2 |
Ток, А |
Сечение токопроводящей жилы, мм2 |
Ток, А |
|
1 |
20 |
16 |
115 |
120 |
390 |
1,5 |
25 |
25 |
150 |
150 |
445 |
2,5 |
40 |
35 |
185 |
185 |
505 |
4 |
50 |
50 |
230 |
240 |
590 |
6 |
65 |
70 |
285 |
300 |
670 |
10 |
90 |
95 |
340 |
350 |
745 |
Таблица 1.3.12. Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, прокладываемых в коробах
Количество проложенных проводов и кабелей |
Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, питающих |
|||
одножильных |
многожильных |
отдельные электроприемники с коэффициентом использования до 0,7 |
группы электроприемников и отдельные приемники с коэффициентом использования более 0,7 |
|
Многослойно и пучками |
- |
До 4 |
1,0 |
- |
2 |
5-6 |
0,85 |
- |
|
3-9 |
7-9 |
0,75 |
- |
|
10-11 |
10-11 |
0,7 |
- |
|
12-14 |
12-14 |
0,65 |
- |
|
15-18 |
15-18 |
0,6 |
- |
|
Однослойно |
2-4 |
2-4 |
- |
0,67 |
5 |
5 |
- |
0,6 |
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
Ток, А, для кабелей |
||||||
одножильных до 1 кВ |
двухжильных до 1 кВ |
трехжильных напряжением, кВ |
четырехжильных до 1 кВ |
|||
до 3 |
6 |
10 |
||||
6 |
- |
80 |
70 |
- |
- |
- |
10 |
140 |
105 |
95 |
80 |
- |
85 |
16 |
175 |
140 |
120 |
105 |
95 |
115 |
25 |
235 |
185 |
160 |
135 |
120 |
150 |
35 |
285 |
225 |
190 |
160 |
150 |
175 |
50 |
360 |
270 |
235 |
200 |
180 |
215 |
70 |
440 |
325 |
285 |
245 |
215 |
265 |
95 |
520 |
380 |
340 |
295 |
265 |
310 |
120 |
595 |
435 |
390 |
340 |
310 |
350 |
150 |
675 |
500 |
435 |
390 |
355 |
395 |
185 |
755 |
- |
490 |
440 |
400 |
450 |
240 |
880 |
- |
570 |
510 |
460 |
- |
300 |
1000 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
1220 |
- |
- |
- |
- |
- |
500 |
1400 |
- |
- |
- |
- |
- |
625 |
1520 |
- |
- |
- |
- |
- |
800 |
1700 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.14. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воде
Ток, А, для кабелей |
||||
трехжильных напряжением, кВ |
четырехжильных до 1 кВ |
|||
до 3 |
6 |
10 |
||
16 |
- |
135 |
120 |
- |
25 |
210 |
170 |
150 |
195 |
35 |
250 |
205 |
180 |
230 |
50 |
305 |
255 |
220 |
285 |
70 |
375 |
310 |
275 |
350 |
95 |
440 |
375 |
340 |
410 |
120 |
505 |
430 |
395 |
470 |
150 |
565 |
500 |
450 |
- |
185 |
615 |
545 |
510 |
- |
240 |
715 |
625 |
585 |
- |
Таблица 1.3.15. Допустимый длительный ток для кабелей с медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воздухе
Ток, А, для кабелей |
||||||
одножильных до 1 кВ |
двухжильных до 1 кВ |
трехжильных напряжением, кВ |
четырехжильных до 1 кВ |
|||
до 3 |
6 |
10 |
||||
6 |
- |
55 |
45 |
- |
- |
- |
10 |
95 |
75 |
60 |
55 |
- |
- |
16 |
120 |
95 |
80 |
65 |
60 |
80 |
25 |
160 |
130 |
105 |
90 |
85 |
100 |
35 |
200 |
150 |
125 |
110 |
105 |
120 |
50 |
245 |
185 |
155 |
145 |
135 |
145 |
70 |
305 |
225 |
200 |
175 |
165 |
185 |
95 |
360 |
275 |
245 |
215 |
200 |
215 |
120 |
415 |
320 |
285 |
250 |
240 |
260 |
150 |
470 |
375 |
330 |
290 |
270 |
300 |
185 |
525 |
- |
375 |
325 |
305 |
340 |
240 |
610 |
- |
430 |
375 |
350 |
- |
300 |
720 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
880 |
- |
- |
- |
- |
- |
500 |
1020 |
- |
- |
- |
- |
- |
625 |
1180 |
- |
- |
- |
- |
- |
800 |
1400 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.16. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающими массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в земле
Ток, А, для кабелей |
||||||
одножильных до 1 кВ |
двухжильных до 1 кВ |
трехжильных напряжением, кВ |
четырехжильных до 1 кВ |
|||
до 3 |
6 |
10 |
||||
6 |
- |
60 |
55 |
- |
- |
- |
10 |
110 |
80 |
75 |
60 |
- |
65 |
16 |
135 |
110 |
90 |
80 |
75 |
90 |
25 |
180 |
140 |
125 |
105 |
90 |
115 |
35 |
220 |
175 |
145 |
125 |
115 |
135 |
50 |
275 |
210 |
180 |
155 |
140 |
165 |
70 |
340 |
250 |
220 |
190 |
165 |
200 |
95 |
400 |
290 |
260 |
225 |
205 |
240 |
120 |
460 |
335 |
300 |
260 |
240 |
270 |
150 |
520 |
385 |
335 |
300 |
275 |
305 |
185 |
580 |
- |
380 |
340 |
310 |
345 |
240 |
675 |
- |
440 |
390 |
355 |
- |
300 |
770 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
940 |
- |
- |
- |
- |
- |
500 |
1080 |
- |
- |
- |
- |
- |
625 |
1170 |
- |
- |
- |
- |
- |
800 |
1310 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.17. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, прокладываемых в воде
Ток А, для кабелей трехжильных напряжением, кВ |
Четырехжильных до 1 кВ |
|||
До 3 |
6 |
10 |
||
16 |
- |
105 |
90 |
- |
25 |
160 |
130 |
115 |
150 |
35 |
190 |
160 |
140 |
175 |
50 |
235 |
195 |
170 |
220 |
70 |
290 |
240 |
210 |
270 |
95 |
340 |
290 |
260 |
315 |
120 |
390 |
330 |
305 |
360 |
150 |
435 |
385 |
345 |
- |
185 |
475 |
420 |
390 |
- |
240 |
550 |
480 |
450 |
- |
Таблица 1.3.18. Допустимый длительный ток для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой или алюминиевой оболочке, прокладываемых в воздухе
Ток, А, для кабелей |
||||||
одножильных до 1 кВ |
двухжильных до 1 кВ |
трехжильных напряжением, кВ |
четырехжильных до 1 кВ |
|||
до 3 |
6 |
10 |
||||
6 |
- |
42 |
35 |
- |
- |
- |
10 |
75 |
55 |
46 |
42 |
- |
45 |
16 |
90 |
75 |
60 |
50 |
46 |
60 |
25 |
125 |
100 |
80 |
70 |
65 |
75 |
35 |
155 |
115 |
95 |
85 |
80 |
95 |
50 |
190 |
140 |
120 |
110 |
105 |
110 |
70 |
235 |
175 |
155 |
135 |
130 |
140 |
95 |
275 |
210 |
190 |
165 |
155 |
165 |
120 |
320 |
245 |
220 |
190 |
185 |
200 |
150 |
360 |
290 |
255 |
225 |
210 |
230 |
185 |
405 |
- |
290 |
250 |
235 |
260 |
240 |
470 |
- |
330 |
290 |
270 |
- |
300 |
555 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
675 |
- |
- |
- |
- |
- |
500 |
785 |
- |
- |
- |
- |
- |
625 |
910 |
- |
- |
- |
- |
- |
800 |
1080 |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.19. Допустимый длительный ток для трехжильных кабелей напряжением 6 кВ с медными жилами с обедненнопропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке, прокладываемых в земле и воздухе
Ток, А |
Сечение токопроводящей жилы, мм2 |
Ток, А |
|||
в земле |
в воздухе |
в земле |
в воздухе |
||
16 |
90 |
65 |
70 |
220 |
170 |
25 |
120 |
90 |
95 |
265 |
210 |
35 |
145 |
110 |
120 |
310 |
245 |
50 |
180 |
140 |
150 |
355 |
290 |
Таблица 1.3.20. Допустимый длительный ток для трехжильных кабелей напряжением 6 кВ с алюминиевыми жилами с обедненнопропитанной изоляцией в общей свинцовой оболочке, прокладываемых в земле и воздухе
Ток, А |
Сечение токопроводящей жилы, мм2 |
Ток, А |
|||
в земле |
в воздухе |
в земле |
в воздухе |
||
16 |
70 |
50 |
70 |
170 |
130 |
25 |
90 |
70 |
95 |
205 |
160 |
35 |
110 |
85 |
120 |
240 |
190 |
50 |
140 |
110 |
150 |
275 |
225 |
Таблица 1.3.21. Допустимый длительный ток для кабелей с отдельно освинцованными медными жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе
Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ |
||||||
20 |
35 |
|||||
при прокладке |
||||||
в земле |
в воде |
в воздухе |
в земле |
в воде |
в воздухе |
|
25 |
110 |
120 |
85 |
- |
- |
- |
35 |
135 |
145 |
100 |
- |
- |
- |
50 |
165 |
180 |
120 |
- |
- |
- |
70 |
200 |
225 |
150 |
- |
- |
- |
95 |
240 |
275 |
180 |
- |
- |
- |
120 |
275 |
315 |
205 |
270 |
290 |
205 |
150 |
315 |
350 |
230 |
310 |
- |
230 |
185 |
355 |
390 |
265 |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.22. Допустимый длительный ток для кабелей с отдельно освинцованными алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией, прокладываемых в земле, воде, воздухе
Ток, А, для трехжильных кабелей напряжением, кВ |
||||||
20 |
35 |
|||||
при прокладке |
||||||
в земле |
в воде |
в воздухе |
в земле |
в воде |
в воздухе |
|
25 |
85 |
90 |
65 |
- |
- |
- |
35 |
105 |
110 |
75 |
- |
- |
- |
50 |
125 |
140 |
90 |
- |
- |
- |
70 |
155 |
175 |
115 |
- |
- |
- |
95 |
185 |
210 |
140 |
- |
- |
- |
120 |
210 |
245 |
160 |
210 |
225 |
160 |
150 |
240 |
270 |
175 |
240 |
- |
175 |
185 |
275 |
300 |
205 |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.23. Поправочный коэффициент на допустимый длительный ток для кабелей, проложенных в земле, в зависимости от удельного сопротивления земли
Удельное сопротивление см×К/Вт |
Поправочный коэффициент |
|
Песок влажностью более 9 %, песчано-глинистая почва влажностью более 1 % |
80 |
1,05 |
Нормальная почва и песок влажностью 7 - 9 %, песчано-глинистая почва влажностью 12 - 14 % |
120 |
1,00 |
Песок влажностью более 4 и менее 7 %, песчано-глинистая почва влажностью 8 - 12 % |
200 |
0,87 |
Песок влажностью до 4 %, каменистая почва |
300 |
0,75 |
При удельном сопротивлении земли, отличающемся от 120 см К/Вт, необходимо к токовым нагрузкам, указанным в упомянутых ранее таблицах, применять поправочные коэффициенты, указанные в табл. 1.3.23.
1.3.14. Для кабелей, проложенных в воде, допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.14, 1.3.17, 1.3.21, 1.3.22. Они приняты из расчета температуры воды + 15 °С.
1.3.15. Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, при любом количестве кабелей и температуре воздуха + 25 °С допустимые длительные токи приведены в табл. 1.3.15, 1.3.18 - 1.3.22, 1.3.24, 1.3.25.
1.3.16. Допустимые длительные токи для одиночных кабелей, прокладываемых в трубах в земле, должны приниматься, как для тех же кабелей, прокладываемых в воздухе, при температуре, равной температуре земли.
Таблица 1.3.24. Допустимый длительный ток для одножильных кабелей с медной жилой с бумажной пропитанной маслоканифольной и нестекающей массами изоляцией в свинцовой оболочке, небронированных, прокладываемых в воздухе
Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ |
|||
до 3 |
20 |
35 |
|
10 |
85/- |
- |
- |
16 |
120/- |
- |
- |
25 |
145/- |
105/110 |
- |
35 |
170/- |
125/135 |
- |
50 |
215/- |
155/165 |
- |
70 |
260/- |
185/205 |
- |
95 |
305/- |
220/255 |
- |
120 |
330/- |
245/290 |
240/265 |
150 |
360/- |
270/330 |
265/300 |
185 |
385/- |
290/360 |
285/335 |
240 |
435/- |
320/395 |
315/380 |
300 |
460/- |
350/425 |
340/420 |
400 |
485/- |
370/450 |
- |
500 |
505/- |
- |
- |
625 |
525/- |
- |
- |
800 |
550/- |
- |
- |
____________
* В числителе указаны токи для кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35 - 125 мм, в знаменателе - для кабелей, расположенных вплотную треугольником.
1.3.17. При смешенной прокладке кабелей допустимые длительные токи должны приниматься для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения, если длина его более 10 м. Рекомендуется применять в указанных случаях кабельные вставки большего сечения.
1.3.18. При прокладке нескольких кабелей в земле (включая прокладку в трубах) допустимые длительные токи должны быть уменьшены путем введения коэффициентов, приведенных в табл. 1.3.26. При этом не должны учитываться резервные кабели.
Прокладка нескольких кабелей в земле с расстояниями между ними менее 10 мм в свету не рекомендуется.
1.3.19. Для масло- и газонаполненных одножильных бронированных кабелей, а также других кабелей новых конструкций допустимые длительные токи устанавливаются заводами-изготовителями.
1.3.20. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, следует определять по эмпирической формуле:
,
где Io - допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, определяемый по табл. 1.3.27; a - коэффициент, выбираемый по табл. 1.3.28 в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке; b - коэффициент, выбираемый в зависимости от напряжения кабеля:
Номинальное напряжение кабеля, кВ........... До 3 6 10
Коэффициент b................................................ 1,09 1,05 1,0
c - коэффициент, выбираемый в зависимости от среднесуточной загрузки всего блока:
Среднесуточная загрузка Sср.сут/Sном................ 1 0,85 0,7
Коэффициент c................................................ 1 1,07 1,16
Резервные кабели допускается прокладывать 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
Ток*, А, для кабелей напряжением, кВ |
|||
до 3 |
20 |
35 |
|
10 |
65/- |
- |
- |
16 |
90/- |
- |
- |
25 |
110/- |
80/85 |
- |
35 |
130/- |
95/105 |
- |
50 |
165/- |
120/130 |
- |
70 |
200/- |
140/160 |
- |
95 |
235/- |
170/195 |
- |
120 |
255/- |
190/225 |
185/205 |
150 |
275/- |
210/255 |
205/230 |
185 |
295/- |
225/275 |
220/255 |
240 |
335/- |
245/305 |
245/290 |
300 |
355/- |
270/330 |
260/330 |
400 |
375/- |
285/350 |
- |
500 |
390/- |
- |
- |
625 |
405/- |
- |
- |
800 |
425/- |
- |
- |
___________
* В числителе указаны токи для кабелей, расположенных в одной плоскости с расстоянием в свету 35 - 125 мм, в знаменателе - для кабелей, расположенных вплотную треугольником.
Таблица 1.3.26. Поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах или без труб)
Коэффициент при количестве кабелей |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
100 |
1,00 |
0,90 |
0,85 |
0,80 |
0,78 |
0,75 |
200 |
1,00 |
0,92 |
0,87 |
0,84 |
0,82 |
0,81 |
300 |
1,00 |
0,93 |
0,90 |
0,87 |
0,86 |
0,85 |
Таблица 1.3.27. Допустимый длительный ток для кабелей 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами сечением 95 мм2, прокладываемых в блоках
Конфигурация блоков |
№ канала |
Ток I0, А для кабелей |
|||
медных |
алюминиевых |
||||
I |
1 |
191 |
147 |
||
II |
2 3 |
173 167 |
133 129 |
||
III |
2 |
154 |
119 |
||
IV |
2 3 |
147 138 |
113 106 |
||
V |
2 3 4 |
143 135 131 |
110 104 101 |
||
VI |
2 3 4 |
140 132 118 |
103 102 91 |
||
VII |
2 3 4 |
136 132 119 |
105 102 92 |
||
VIII |
2 3 4 |
135 124 104 |
104 96 80 |
||
IX |
2 3 4 |
135 118 100 |
104 91 77 |
||
X |
2 3 4 |
133 116 81 |
102 90 62 |
||
XI |
2 3 4 |
129 114 79 |
99 88 55 |
||
Таблицы 1.3.28. Поправочный коэффициент а на сечение кабеля
Коэффициент для номера канала в блоке |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
|
25 |
0,44 |
0,46 |
0,47 |
0,51 |
35 |
0,54 |
0,57 |
0,57 |
0,60 |
50 |
0,67 |
0,69 |
0,69 |
0,71 |
70 |
0,81 |
0,84 |
0,84 |
0,85 |
95 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
120 |
1,14 |
1,13 |
1,13 |
1,12 |
150 |
1,31 |
1,30 |
1,29 |
1,26 |
185 |
1,50 |
1,46 |
1,45 |
1,38 |
240 |
1,78 |
1,70 |
1,68 |
1,55 |
1.3.21. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в двух параллельных блоках одинаковой конфигурации, должны уменьшаться путем умножения на коэффициенты, выбираемые в зависимости от расстояния между блоками:
Расстояние между блоками, мм....... 500 1000 1500 2000 2500 3000
Коэффициент .................................... 0,85 0,89 0,91 0,93 0,95 0,96
1.3.22. Допустимые длительные токи для неизолированных проводов и окрашенных шин приведены в табл. 1.3.29 - 1.3.35. Они приняты из расчета допустимой температуры их нагрева + 70 °С при температуре воздуха +25 °С.
Для полых алюминиевых проводов марок ПА500 и ПА600 допустимый длительный ток следует принимать:
Марка провода ............................................. ПА500 ПА6000
Ток, А ........................................................... 1340 1680
1.3.23. При расположении шин прямоугольного сечения плашмя токи, приведенные в табл. 1.3.33, должны быть уменьшены на 5 % для шин с шириной полос до 60 мм и на 8 % для шин с шириной полос более 60 мм.
1.3.24. При выборе шин больших сечений необходимо выбирать наиболее экономичные по условиям пропускной способности конструктивные решения, обеспечивающие наименьшие добавочные потери от поверхностного эффекта и эффекта близости и наилучшие условия охлаждения (уменьшение количества полос в пакете, рациональная конструкция пакета, применение профильных шин и т.п.).
Таблица 1.3.29. Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80
Ток, А, для проводов марок |
|||||||
M |
A и АКП |
M |
A и АКП |
||||
вне помещений |
внутри помещений |
||||||
10 |
10/1,8 |
84 |
53 |
95 |
- |
60 |
- |
16 |
16/2,7 |
111 |
79 |
133 |
105 |
102 |
75 |
25 |
25/4,2 |
142 |
109 |
183 |
136 |
137 |
106 |
35 |
35/6,2 |
175 |
135 |
223 |
170 |
173 |
130 |
50 |
50/8 |
210 |
165 |
275 |
215 |
219 |
165 |
70 |
70/11 |
265 |
210 |
337 |
265 |
268 |
210 |
95 |
95/16 |
330 |
260 |
422 |
320 |
341 |
255 |
120 |
120/19 |
390 |
313 |
485 |
375 |
395 |
300 |
120/27 |
375 |
- |
|
|
|
|
|
150 |
150/19 |
450 |
365 |
570 |
440 |
465 |
355 |
150/24 |
450 |
365 |
|
|
|
|
|
150/34 |
450 |
- |
|
|
|
|
|
185 |
185/24 |
520 |
430 |
650 |
500 |
540 |
410 |
185/29 |
510 |
425 |
|
|
|
|
|
185/43 |
515 |
- |
|
|
|
|
|
240 |
240/32 |
605 |
505 |
760 |
590 |
685 |
490 |
240/39 |
610 |
505 |
|
|
|
|
|
240/56 |
610 |
- |
|
|
|
|
|
300 |
300/39 |
710 |
600 |
880 |
680 |
740 |
570 |
300/48 |
690 |
585 |
|
|
|
|
|
300/66 |
680 |
- |
|
|
|
|
|
330 |
330/27 |
730 |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
400/22 |
830 |
713 |
1050 |
815 |
895 |
690 |
400/51 |
825 |
705 |
|
|
|
|
|
400/64 |
860 |
- |
|
|
|
- |
|
500 |
500/27 |
960 |
830 |
- |
980 |
- |
820 |
500/64 |
945 |
815 |
|
|
|
|
|
600 |
600/72 |
1050 |
920 |
- |
1100 |
- |
955 |
700 |
700/86 |
1180 |
1040 |
- |
- |
- |
- |
Таблица 1.3.30. Допустимый длительный ток для шин круглого и трубчатого сечений
Круглые шины |
Медные трубы |
||||||||||
Ток*, А |
Ток, A |
Внутренний и наружный диаметры, мм |
Ток, A |
Условный проход, мм |
Толщина стенки, мм |
Наружный диаметр, мм |
Переменный ток, A |
||||
медные |
алюминиевые |
с продольным разрезом |
|||||||||
6 |
155/155 |
120/120 |
12/15 |
340 |
13/16 |
295 |
8 |
2,8 |
13,5 |
75 |
- |
7 |
195/195 |
150/150 |
14/18 |
460 |
17/20 |
345 |
10 |
2,8 |
17,0 |
90 |
- |
8 |
235/235 |
180/180 |
16/20 |
505 |
18/22 |
425 |
15 |
3,2 |
21,3 |
118 |
- |
10 |
320/320 |
245/245 |
18/22 |
555 |
27/30 |
500 |
20 |
3,2 |
26,8 |
145 |
- |
12 |
415/415 |
320/320 |
20/24 |
600 |
26/30 |
575 |
25 |
4,0 |
33,5 |
180 |
- |
14 |
505/505 |
390/390 |
22/26 |
650 |
25/30 |
640 |
32 |
4,0 |
42,3 |
220 |
- |
15 |
565/565 |
435/435 |
25/30 |
830 |
36/40 |
765 |
40 |
4,0 |
48,0 |
255 |
- |
16 |
610/615 |
475/475 |
29/34 |
925 |
35/40 |
850 |
50 |
4,5 |
60,0 |
320 |
- |
18 |
720/725 |
560/560 |
35/40 |
1100 |
40/45 |
935 |
65 |
4,5 |
75,5 |
390 |
- |
19 |
780/785 |
605/610 |
40/45 |
1200 |
45/50 |
1040 |
80 |
4,5 |
88,5 |
455 |
- |
20 |
835/840 |
650/655 |
45/50 |
1330 |
50/55 |
1150 |
100 |
5,0 |
114 |
670 |
770 |
21 |
900/905 |
695/700 |
49/55 |
1580 |
54/60 |
1340 |
125 |
5,5 |
140 |
800 |
890 |
22 |
955/965 |
740/745 |
53/60 |
1860 |
64/70 |
1545 |
150 |
5,5 |
165 |
900 |
1000 |
25 |
1140/1165 |
885/900 |
62/70 |
2295 |
74/80 |
1770 |
- |
- |
- |
- |
- |
27 |
1270/1290 |
980/1000 |
72/80 |
2610 |
72/80 |
2035 |
- |
- |
- |
- |
- |
28 |
1325/1360 |
1025/1050 |
75/85 |
3070 |
75/85 |
2400 |
- |
- |
- |
- |
- |
30 |
1450/1490 |
1120/1155 |
90/95 |
2460 |
90/95 |
1925 |
- |
- |
- |
- |
- |
35 |
1770/1865 |
1370/1450 |
95/100 |
3060 |
90/100 |
2840 |
- |
- |
- |
- |
- |
38 |
1960/2100 |
1510/1620 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
40 |
2080/2260 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
42 |
2200/2430 |
1700/1870 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
45 |
2380/2670 |
1850/2060 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
_____________
* В числителе приведены нагрузки при переменном токе, в знаменателе - при постоянном.
Таблица 1.3.31. Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения
Медные шины |
Алюминиевые шины |
|||||||||
Ток*, А, при количестве полос на полюс или фазу |
Размеры, мм |
Ток*, A |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
1 |
2 |
4 |
||||
15 х 3 |
210 |
- |
- |
- |
165 |
- |
- |
- |
16 х 2,5 |
55/70 |
20 х 3 |
275 |
- |
- |
- |
215 |
- |
- |
- |
20 х 2,5 |
60/90 |
25 х 1 |
340 |
- |
- |
- |
265 |
- |
- |
- |
25 х 2,5 |
75/110 |
30 х 4 |
475 |
- |
- |
- |
365/370 |
- |
- |
- |
20 х 3 |
65/100 |
40 х 4 |
625 |
- /1090 |
- |
- |
480 |
- /855 |
- |
- |
25 х 3 |
80/120 |
40 х 5 |
700/705 |
- /1250 |
- |
- |
540/545 |
- /965 |
- |
- |
30 х 3 |
95/140 |
50 х 5 |
860/870 |
- /1525 |
- /1895 |
- |
665/670 |
- /1180 |
- /1470 |
- |
40 х 3 |
125/190 |
50 х 6 |
955/960 |
- /1700 |
- /2145 |
- |
740/745 |
- /1315 |
- /1655 |
- |
50 х 3 |
155/230 |
60 х 6 |
1125/1145 |
1740/1990 |
2240/2495 |
- |
870/880 |
1350/1555 |
1720/1940 |
- |
60 х 3 |
185/280 |
80 х 6 |
1480/1510 |
2110/2630 |
2720/3220 |
- |
1150/1170 |
1630/2055 |
2100/2460 |
- |
70 х 3 |
215/320 |
100 х 6 |
1810/1875 |
2470/3245 |
3170/3940 |
- |
1425/1455 |
1935/2515 |
2500/3040 |
- |
75 х 3 |
230/345 |
60 х 8 |
1320/1345 |
2160/2485 |
2790/3020 |
- |
1025/1040 |
1680/1840 |
2180/2330 |
- |
80 х 3 |
245/365 |
80 х 8 |
1690/1755 |
2620/3095 |
3370/3850 |
- |
1320/1355 |
2040/2400 |
2620/2975 |
- |
90 х 3 |
275/410 |
100 х 8 |
2080/2180 |
3060/3810 |
3930/4690 |
- |
1625/1690 |
2390/2945 |
3050/3620 |
- |
100 х 3 |
305/460 |
120 х 8 |
2400/2600 |
3400/4400 |
4340/5600 |
- |
1900/2040 |
2650/3350 |
3380/4250 |
- |
20 x4 |
70/115 |
60 х 10 |
1475/1525 |
2560/2725 |
3300/3530 |
- |
1155/1180 |
2010/2110 |
2650/2720 |
- |
22 x4 |
75/125 |
80 х 10 |
1900/1990 |
3100/3510 |
3990/4450 |
- |
1480/1540 |
2410/2735 |
3100/3440 |
- |
25 x4 |
85/140 |
100 х 10 |
2310/2470 |
3610/4325 |
4650/5385 |
5300/6060 |
1820/1910 |
2860/3350 |
3650/4160 |
4150/4400 |
30х4 |
100/165 |
120 х 10 |
2650/2950 |
4100/5000 |
5200/6250 |
5900/6800 |
2070/2300 |
3200/3900 |
4100/4860 |
4650/5200 |
40 х 4 |
130/220 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
50 x4 |
165/270 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
60х4 |
195/325 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
70х4 |
225/375 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
80х4 |
260/430 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
90х4 |
290/480 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100 x4 |
325/535 |
_____________
* В числителе приведены значения переменного тока, в знаменателе - постоянного.
Таблица 1.3.32. Допустимый длительный ток для неизолированных бронзовых и сталебронзовых проводов
Ток*, А |
Провод |
Марка провода |
Ток*, А |
||
Б-50 |
215 |
Бронзовый |
Б-240 |
600 |
|
|
Б-70 |
265 |
|
Б-300 |
700 |
|
Б-95 |
330 |
БС-185 |
515 |
|
|
Б-120 |
380 |
|
БС-240 |
640 |
|
Б-150 |
410 |
|
БС-300 |
750 |
|
Б-185 |
500 |
|
БС-400 |
890 |
|
|
|
|
БС-500 |
980 |
_____________
* Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением r20 = 0,03 Ом·мм2/м.
Таблица 1.3.33. Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов
Ток, А |
Марка провода |
Ток, А |
|
ПСО-3 |
23 |
ПС-25 |
60 |
26 |
ПС-35 |
75 |
|
ПСО-4 |
30 |
ПС-50 |
90 |
ПСО-5 |
35 |
ПС-70 |
125 |
|
|
ПС-95 |
135 |
таблица 1.3.34. Допустимый длительный ток для четырехполосных шин с расположением полос по сторонам квадрата («полый пакет»)
b |
h1 |
H |
||||
80 |
8 |
140 |
157 |
2560 |
5750 |
4550 |
80 |
10 |
144 |
160 |
3200 |
6400 |
5100 |
100 |
8 |
160 |
185 |
3200 |
7000 |
5550 |
100 |
10 |
164 |
188 |
4000 |
7700 |
6200 |
120 |
10 |
184 |
216 |
4800 |
9050 |
7300 |
Таблица 1.3.35. Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения
а |
b |
c |
r |
медные |
алюминиевые |
|
75 |
35 |
4 |
6 |
520 |
2730 |
- |
75 |
35 |
5,5 |
6 |
695 |
3250 |
2670 |
100 |
45 |
4,5 |
8 |
775 |
3620 |
2820 |
100 |
45 |
6 |
8 |
1010 |
4300 |
3500 |
125 |
55 |
6,5 |
10 |
1370 |
5500 |
4640 |
150 |
65 |
7 |
10 |
1785 |
7000 |
5650 |
175 |
80 |
8 |
12 |
2440 |
8550 |
6430 |
200 |
90 |
10 |
14 |
3435 |
9900 |
7550 |
200 |
90 |
12 |
16 |
4040 |
10 500 |
8830 |
225 |
105 |
12,5 |
16 |
4880 |
12 500 |
10 300 |
250 |
115 |
12,5 |
16 |
5450 |
- |
10 800 |
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, А; Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, для заданных условий работы, выбираемое по табл. 1.3.36.
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.
1.3.26. Выбор сечений проводов линий электропередачи постоянного и переменного тока напряжением 330 кВ и выше, а также линий межсистемных связей и мощных жестких и гибких токопроводов, работающих с большим числом часов использования максимума, производится на основе технико-экономических расчетов.
1.3.27. Увеличение количества линий или цепей сверх необходимого по условиям надежности электроснабжения в целях удовлетворения экономической плотности тока производится на основе технико-экономического расчета. При этом во избежание увеличения количества линий или цепей допускается двукратное превышение нормированных 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
Экономическая плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год |
|||
более 1000 до 3000 |
более 3000 до 5000 |
более 5000 |
|
Неизолированные провода и шины: |
|
|
|
медные |
2,5 |
2,1 |
1,8 |
алюминиевые |
1,3 |
1,1 |
1,0 |
Кабели с бумажной и провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией с жилами: |
|
|
|
медными |
3,0 |
2,5 |
2,0 |
алюминиевыми |
1,6 |
1,4 |
1,2 |
|
|
|
|
медными |
3,5 |
3,1 |
2,7 |
алюминиевыми |
1,9 |
1,7 |
1,6 |
1.3.28. Проверке по экономической плотности тока не подлежат:
сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ при числе часов использования максимума нагрузки предприятий до 4000 - 5000;
ответвления к отдельным электроприемникам напряжением до 1 кВ, а также осветительные сети промышленных предприятий, жилых и общественных зданий;
сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений;
проводники, идущие к резисторам, пусковым реостатам и т.п.;
сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 3 - 5 лет.
1.3.29. При пользовании табл. 1.3.36 необходимо руководствоваться следующим (см. также 1.3.27):
1. При максимуме нагрузки в ночное время экономическая плотность тока увеличивается на 40 %.
2. Для изолированных проводников сечением 16 мм2 и менее, экономическая плотность тока увеличивается на 40 %.
3. Для линий одинакового сечения с п ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в kу раз, причем kу определяется из выражения
где I1, I2, ..., In - нагрузки отдельных участков линии; l1, l2, ..., ln - длины отдельных участков линии; L - полная длина линии.
4. При выборе сечений проводников для питания п однотипных, взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т.д.), из которых т одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36, в kn раз, где kn равно:
1.3.30. Сечение проводов ВЛ 35 кВ в сельской местности, питающих понижающие подстанции 35/6 - 10 кВ с трансформаторами с регулированием напряжения под нагрузкой, должно выбираться по экономической плотности тока. Расчетную нагрузку при выборе сечений проводов рекомендуется принимать на перспективу в 5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию. Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резервирования в сетях 35 кВ в сельской местности, должны применяться минимальные по длительно допустимому току сечения проводов, исходя из обеспечения питания потребителей электроэнергии в послеаварийных и ремонтных режимах.
1.3.31. Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.
1.3.32. Для линий электропередачи напряжением 6 - 20 кВ приведенные в табл. 1.3.36 значения плотности тока допускается применять лишь тогда, когда они не вызывают отклонения напряжения у приемников электроэнергии сверх допустимых пределов с учетом применяемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.
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.
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
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 могут по условиям своей работы включать короткозамкнутую цепь, должны, кроме того, обладать способностью производить эти операции при всех возможных токах КЗ.
Стойкими при токах КЗ являются те аппараты и проводники, которые при расчетных условиях выдерживают воздействия этих токов, не подвергаясь электрическим, механическим и иным разрушениям или деформациям, препятствующим их дальнейшей нормальной эксплуатации.
1.4.3. По режиму КЗ при напряжении выше 1 кВ не проверяются:
1. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с вставками на номинальный ток до 60 А, - по электродинамической стойкости.
2. Аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа, - по термической стойкости.
Цепь считается защищенной плавким предохранителем, если его отключающая способность выбрана в соответствии с требованиями настоящих Правил и он способен отключить наименьший возможный аварийный ток в данной цепи.
3. Проводники в цепях к индивидуальным электроприемникам, в том числе к цеховым трансформаторам общей мощностью до 2,5 М·А и с высшим напряжением до 20 кВ, если соблюдены одновременно следующие условия:
а) в электрической или технологической части предусмотрена необходимая степень резервирования, выполненного так, что отключение указанных электроприемников не вызывает расстройства технологического процесса;
б) повреждение проводника при КЗ не может вызвать взрыва или пожара;
в) возможна замена проводника без значительных затруднений.
4. Проводники к индивидуальным электроприемникам, указанным в п. 3, а также к отдельным небольшим распределительным пунктам, если такие электроприемники и распределительные пункты являются неответственными по своему назначению и если для них выполнено хотя бы только условие, приведенное в п. 3, б.
5. Трансформаторы тока в цепях до 20 кВ, питающих трансформаторы или реактированные линии, в случаях, когда выбор трансформаторов тока по условиям КЗ требует такого завышения коэффициентов трансформации, при котором не может быть обеспечен необходимый класс точности присоединенных измерительных приборов (например, расчетных счетчиков), при этом на стороне вьющего напряжения в цепях силовых трансформаторов рекомендуется избегать применения трансформаторов тока, не стойких к току КЗ, а приборы учета рекомендуется присоединять к трансформаторам тока на стороне низшего напряжения.
6. Провода ВЛ (см. также 1.4.2, п. 1, б).
7. Аппараты и шины цепей трансформаторов напряжения при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором, встроенным в предохранитель или установленным отдельно.
1.4.4. При выборе расчетной схемы для определения токов КЗ следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся.
Расчетная схема должна учитывать перспективу развития внешних сетей и генерирующих источников, с которыми электрически связывается рассматриваемая установка, не менее чем на 5 лет от запланированного срока ввода ее в эксплуатацию.
При этом допустимо вести расчет токов КЗ приближенно для начального момента КЗ.
1.4.5. В качестве расчетного вида КЗ следует принимать:
1. Для определения электродинамической стойкости аппаратов и жестких шин с относящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями - трехфазное КЗ.
2. Для определения термической стойкости аппаратов и проводников - трехфазное КЗ; на генераторном напряжении электростанций - трехфазное или двухфазное в зависимости от того, какое из них приводит к большему нагреву.
3. Для выбора аппаратов по коммутационной способности - по большему из значений, получаемых для случаев трехфазного и однофазного КЗ на землю (в сетях с большими токами замыкания на землю); если выключатель характеризуется двумя значениями коммутационной способности - трехфазной и однофазной - соответственно по обоим значениям.
1.4.6. Расчетный ток КЗ следует определять, исходя из условия повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях (исключения см. в 1.4.7 и 1.4.17, п. 3). Со случаями одновременного замыкания на землю различных фаз в двух разных точках схемы допустимо не считаться.
1.4.7. На реактированных линиях в закрытых распределительных устройствах проводники и аппараты, расположенные до реактора и отделенные от питающих сборных шин (на ответвлениях от линий - от элементов основной цепи) разделяющими полками, перекрытиями и т.п., набираются по току КЗ за реактором, если последний расположен в том же здании и соединение выполнено шинами.
Шинные ответвления от сборных шин до разделяющих полок и проходные изоляторы в последних 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.
1.4.9. В электроустановках до 1 кВ и выше при определении токов КЗ для выбора аппаратов и проводников и определения воздействия на несущие конструкции следует исходить из следующего:
1. Все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно с номинальной нагрузкой.
2. Все синхронные машины имеют автоматические регуляторы напряжения и устройства форсировки возбуждения.
3. Короткое замыкание наступает в такой момент времени, при котором ток КЗ будет иметь наибольшее значение.
4. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по фазе.
5. Расчетное напряжение каждой ступени принимается на 5 % выше номинального напряжения сети.
6. Должно учитываться влияние на токи КЗ присоединенных к данной сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей. Влияние асинхронных электродвигателей на токи КЗ не учитывается при мощности электродвигателей до 100 кВТ в единице, если электродвигатели отделены от места КЗ одной ступенью трансформации, а также при любой мощности, если они отделены от места КЗ двумя или более ступенями трансформации либо если ток от них может поступать к месту КЗ только через те элементы, через которые проходит основной ток КЗ от сети, и которые имеют существенное сопротивление (линии, трансформаторы и т.п.).
1.4.10. В электроустановках выше 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, а также токопроводов. Активное сопротивление следует учитывать только для ВЛ с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений с большим активным сопротивлением.
1.4.11. В электроустановках до 1 кВ в качестве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные и активные сопротивления всех элементов цепи, включая активные сопротивления переходных контактов цепи. Допустимо пренебречь сопротивлениями одного вида (активными или индуктивными), если при этом полное сопротивление цепи уменьшается не более чем на 10 %.
1.4.12. В случае питания электрических сетей до 1 кВ от понижающих трансформаторов при расчете токов КЗ следует исходить из условия, что подведенное к трансформатору напряжение неизменно и равно его номинальному напряжению.
1.4.13. Элементы цепи, защищенной плавким предохранителем с токоограничивающим действием, следует проверять на электродинамическую стойкость по наибольшему мгновенному значению тока КЗ, пропускаемого предохранителем.
1.4.14. Усилия, действующие на жесткие шины и передающиеся ими на изоляторы и поддерживающие жесткие конструкции, следует рассчитывать по наибольшему мгновенному значению тока трехфазного КЗ iу с учетом сдвига между токами в фазах и без учета механических колебаний шинной конструкции. В отдельных случаях (например, при предельных расчетных механических напряжениях) могут быть учтены механические колебания шин и шинных конструкций.
Импульсы силы, действующие на гибкие проводники и поддерживающие их изоляторы, выводы и конструкции, рассчитываются по среднеквадратическому (за время прохождения) току двухфазного замыкания между соседними фазами. При расщепленных проводниках и гибких токопроводах взаимодействие токов КЗ в проводниках одной и той же фазы определяется по действующему значению тока трехфазного КЗ.
Гибкие токопроводы должны проверяться на схлестывание.
1.4.15. Найденные расчетом в соответствии с 1.4.14 механические усилия, передающиеся при КЗ жесткими шинами на опорные и проходные изоляторы, должны составить в случае применения одиночных изоляторов не более 60 % соответствующих гарантийных значений наименьшего разрушающего усилия; при спаренных опорных изоляторах - не более 100 % разрушающего усилия одного изолятора.
При применении шин составных профилей (многополосные, из двух швеллеров и т.д.) механические напряжения находятся как арифметическая сумма напряжений от взаимодействия фаз и взаимодействия элементов каждой шины между собой.
Наибольшие механические напряжения в материале жестких шин не должны превосходить 0,7 временного сопротивления разрыву по ГОСТ.
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.
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.
1.4.20. Предохранители следует выбирать по отключающей способности. При этом в качестве расчетного тока следует принимать действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ без учета токоограничивающей способности предохранителей.
1.4.21. Выключатели нагрузки и короткозамыкатели следует выбирать по предельно допустимому току, возникающему при включении на КЗ.
1.4.22. Отделители и разъединители не требуется проверять по коммутационной способности при КЗ. При использовании отделителей и разъединителей для отключения - включения ненагруженных линий, ненагруженных трансформаторов или уравнительных токов параллельных цепей отделители и разъединители следует проверять по режиму такого отключения - включения.
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.
1.5.4. Учет активной электроэнергии должен обеспечивать определение количества энергии:
1) выработанной генераторами электростанций;
2) потребленной на собственные и хозяйственные (раздельно) нужды электростанций и подстанций;
3) отпущенной потребителям по линиям, отходящим от шин электростанции непосредственно к потребителям;
4) переданной в другие энергосистемы или полученной от них;
5) отпущенной потребителям из электрической сети.
Кроме того, учет активной электроэнергии должен обеспечивать возможность:
определения поступления электроэнергии в электрические сети разных классов напряжений энергосистемы;
составления балансов электроэнергии для хозрасчетных подразделений энергосистемы;
контроля за соблюдением потребителями заданных им режимов потребления и баланса электроэнергии.
1.5.5. Учет реактивной электроэнергии должен обеспечивать возможность определения количества реактивной электроэнергии, полученной потребителем от электроснабжающей организации или переданной ей, только в том случае, если по этим данным производятся расчеты или контроль соблюдения заданного режима работы компенсирующих устройств.
1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.
1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:
1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;
2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, - по два счетчика со стопорами;
3) для межсистемных линий электропередачи - два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;
4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 1.5.10).
Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков;
5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).
Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;
6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;
7) для каждого обходного выключателя или для 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.
1.5.8. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий.
1.5.9. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции энергосистемы должны устанавливаться:
1) для каждой отходящей линии электропередачи, принадлежащей потребителям (см. также 1.5.10);
2) для межсистемных линий электропередачи - по два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; при наличии ответвлений от этих линий в другие энергосистемы - по два счетчика со стопорами, учитывающих полученную и отпущенную электроэнергию, на вводах в подстанции этих энергосистем;
3) на трансформаторах СН;
4) для линий хозяйственных нужд или посторонних потребителей (поселок и т.п.), присоединенных к шинам СН;
5) для каждого обходного выключателя или для 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. 4 и 1.5.9, п. 1, допускается устанавливать не на питающем, а на приемном конце линии у потребителя в случаях, когда трансформаторы тока на электростанциях и подстанциях, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии.
1.5.11. Расчетные счетчики активной электроэнергии на подстанции, принадлежащей потребителю, должны устанавливаться:
1) на вводе (приемном конце) линии электропередачи в подстанцию потребителя в соответствии с 1.5.10 при отсутствии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или другого потребителя на питающем напряжении;
2) на стороне высшего напряжения трансформаторов подстанции потребителя при наличии электрической связи с другой подстанцией энергосистемы или наличии другого потребителя на питающем напряжении.
Допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов в случаях, когда трансформаторы тока, выбранные по току КЗ или по характеристикам дифференциальной защиты шин, не обеспечивают требуемой точности учета электроэнергии, а также когда у имеющихся встроенных трансформаторов тока отсутствует обмотка класса точности 0,5.
В случае, когда установка кВ.
Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии;
3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей;
4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения;
5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе.
Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.
1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:
1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;
2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.
Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.
Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии.
1.5.13. Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом госповерителя, а на зажимной крышке - пломбу энергоснабжающей организации.
На вновь устанавливаемых трехфазных счетчиках должны быть пломбы государственной поверки с давностью не более 12 мес, а на однофазных счетчиках - с давностью не более 2 лет.
1.5.14. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков.
1.5.15. Допустимые классы точности расчетных счетчиков активной электроэнергии для различных объектов учета приведены ниже:
Генераторы мощностью более 50 МВт, межсистемные
линии электропередачи 220 кВ и выше, трансформаторы
мощностью 63 MB·А и более ............................................................................... 0,5 (0,7)*
Генераторы мощностью 12 - 50 МВт, межсистемные линии
электропередачи 110 - 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 - 40 MB·А.... 1,0
Прочие объекты учета .......................................................................................... 2,0
* Значение, указанное в скобках относится к импортируемым счетчикам.
Класс точности счетчиков реактивной электроэнергии должен выбираться на одну ступень ниже соответствующего класса точности счетчиков активной электроэнергии.
1.5.16. Класс точности трансформаторов тока и напряжение для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.
Для присоединения счетчиков технического учета допускается использование трансформаторов тока класса точности 1,0, а также встроенных трансформаторов тока класса точности ниже 1,0, если для получения класса точности 1,0 требуется установка дополнительных комплектов трансформаторов тока.
Трансформаторы напряжения, используемые для присоединения счетчиков технического учета, могут иметь класс точности ниже 1,0.
1.5.17. Допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40 % номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5 %.
1.5.18. Присоединение токовых обмоток счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить, как правило, отдельно от цепей защиты и совместно с электроизмерительными приборами.
Допускается производить совместное присоединение токовых цепей, если раздельное их присоединение требует установки дополнительных трансформаторов тока, а совместное присоединение не приводит к снижению класса точности и надежности цепей трансформаторов тока, служащих для учета, и обеспечивает необходимые характеристики устройств релейной защиты.
Использование промежуточных трансформаторов тока для включения расчетных счетчиков запрещается (исключение см. в 1.5.21).
1.5.19. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.
Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25 % номинального напряжения при питании от трансформаторов напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5 % при питании от трансформаторов напряжения класса точности 1,0. Для обеспечения этого требования допускается применение отдельных кабелей от трансформаторов напряжения до счетчиков.
Потери напряжения от трансформаторов напряжения до счетчиков технического учета должны составлять не более 1,5 % номинального напряжения.
1.5.20. Для присоединения расчетных счетчиков на линиях электропередачи 110 кВ и выше допускается установка дополнительных трансформаторов тока (при отсутствии вторичных обмоток для присоединения счетчиков, для обеспечения работы счетчика в требуемом классе точности, по условиям нагрузки на вторичные обмотки и т.п.). См. также 1.5.18.
1.5.21. Для обходных выключателей 110 и 220 кВ со встроенными трансформаторами тока допускается снижение класса точности этих трансформаторов тока на одну ступень по отношению к указанному в 1.5.16.
Для обходного выключателя 110 кВ и шиносоединительного (междусекционного) выключателя 110 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока (имеющими не более трех вторичных обмоток) допускается включение токовых цепей счетчика совместно с цепями защиты при использовании промежуточных трансформаторов тока класса точности не более 0,5; при этом допускается снижение класса точности трансформаторов тока на одну ступень.
Такое же включение счетчиков и снижение класса точности трансформаторов тока допускается для шиносоединительного (междусекционного) выключателя на напряжение 220 кВ, используемого в качестве обходного, с отдельно стоящими трансформаторами тока и на напряжение 110 - 220 кВ со встроенными трансформаторами тока.
1.5.22. Для питания цепей счетчиков могут применяться как однофазные, так и трехфазные трансформаторы напряжения, в том числе четырех- и пятистержневые, применяемые для контроля изоляции.