главы 1.3 1.4 1.5 1.6 ПУЭ 6

Все разделы Правил устройства электроустановок (ПУЭ) представлены здесь.

Г лава 1.3. Выбор проводников по нагреву,экономической плотности тока и по условиям короны

Глава 1.4 .Выбор электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания

Глава 1.5. Учет электроэнергии

Глава 1.6 . Измерения электрических величин

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 кв. мм, а для алюминиевых проводников до 10 кв. мм ток принимается, как для установок с длительным режимом работы;

2) для медных проводников сечением более 6 кв. мм, а для

алюминиевых проводников более 10 кв. мм ток определяется

умножением допустимого длительного тока на коэффициент

—-

0,875 / \/T , где T — выраженная в относительных единицах

п.в п.в

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.

Таблица 1.3.1

ДОПУСТИМАЯ КРАТКОВРЕМЕННАЯ ПЕРЕГРУЗКА ДЛЯ КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 10 КВ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая перегрузка по отношению к номинальной в течение, ч
Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	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	1,0	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

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.

Таблица 1.3.2

ДОПУСТИМАЯ НА ПЕРИОД ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПЕРЕГРУЗКА ДЛЯ КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 10 КВ С БУМАЖНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	Допустимая перегрузка по отношению к номинальной при длительности максимума, ч
Коэффициент предварительной нагрузки	Вид прокладки	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

Условная температура среды, град. C	Нормированная температура жил, град. C	Поправочные коэффициенты на токи при расчетной температуре среды, град. C
Условная температура среды, град. C	Нормированная температура жил, град. C	-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	0,57	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	—

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

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, окружающего воздуха +25 и земли +15 град. C.

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 проводников.

Для проводов вторичных цепей снижающие коэффициенты не вводятся.

Таблица 1.3.4

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ПРОВОДОВ И ШНУРОВ С РЕЗИНОВОЙ И ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ С МЕДНЫМИ ЖИЛАМИ

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для проводов, проложенных
	открыто	в одной трубе
	открыто	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для проводов, проложенных
	открыто	в одной трубе
	открыто	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для шнуров, проводов и кабелей
Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ
Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ		Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ
	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ			Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ
	3	6		3	6
	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А	Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А	Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

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.

Таблица 1.3.12

СНИЖАЮЩИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ДЛЯ ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В КОРОБАХ

Способ прокладки	Количество проложенных проводов и кабелей		Снижающий коэффициент для проводов и кабелей, питающих
Способ прокладки	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
Однослойно	5	5	—	0,6

При выборе снижающих коэффициентов контрольные и резервные провода и кабели не учитываются.

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, град. C ……………… +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 град. C и удельном сопротивлении земли 120 см x 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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
6	—	55	45	—	—	—
10	95	75	60	55	—	60
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 НЕСТЕКАЮЩЕЙ МАССАМИ ИЗОЛЯЦИЕЙ В СВИНЦОВОЙ ИЛИ АЛЮМИНИЕВОЙ ОБОЛОЧКЕ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В ЗЕМЛЕ

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	трехжильных напряжением, кВ			четырехжильных до 1 кВ
	одножильных до 1 кВ	двухжильных до 1 кВ	до 3	6	10	четырехжильных до 1 кВ
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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей проложенных		Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей проложенных
	Ток, А, для кабелей проложенных			Ток, А, для кабелей проложенных
	в земле	в воздухе		в земле	в воздухе
	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей проложенных		Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток, А, для кабелей проложенных
	Ток, А, для кабелей проложенных			Ток, А, для кабелей проложенных
	в земле	в воздухе		в земле	в воздухе
	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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

Характеристика земли	Удельное сопротивление, см x К/Вт	Поправочный коэффициент
Песок влажностью более 9% песчано-глинистая почва влажностью более 1%	80	1,05
Нормальные 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 x 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 град. C.

1.3.15. Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, при любом количестве кабелей и температуре воздуха +25 град. C 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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ
Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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 смешанной 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.

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

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

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Ток <*>, А, для кабелей напряжением, кВ
Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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/-	—	—

———————————

Таблица 1.3.26

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НА КОЛИЧЕСТВО РАБОТАЮЩИХ КАБЕЛЕЙ, ЛЕЖАЩИХ РЯДОМ В ЗЕМЛЕ
(В ТРУБАХ ИЛИ БЕЗ ТРУБ)

Расстояние между кабелями в свету, мм	Коэффициент при количестве кабелей
Расстояние между кабелями в свету, мм	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

1.3.20. Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, следует определять по эмпирической формуле

I = a x b x c x I0,

где I0 — 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

┌─────┬──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬───┬───────────┐

│Груп-│ Конфигурация блоков │N │ Ток I0, А │

│па │ │ка-│для кабелей│

│ │ │на-├────┬──────┤

│ │ │ла │мед-│алюми-│

│ │ │ │ных │ниевых│

├─────┼──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼───┼────┼──────┤

│I │┌─┐ │ 1 │ 191│ 147 │

│ ││1│ │ │ │ │

│ │└─┘ │ │ │ │

│II │┌─┬─┐ │ 2 │ 173│ 133 │

│ ││2│ │ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ ┌─┐ ┌─┬─┐ │ │ │ │

│ ││ │3│ │2│ │3│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ ├─┤ ┌─┬─┐ ├─┼─┤ ├───┼────┼──────┤

│ ││3│ │ │3│ │3│3│ │ │ │ │ 3 │ 167│ 129 │

│ │├─┼─┤ ├─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││ │2│ │2│ │3│3│ │3│3│ │ │ │ │

│ │└─┴─┘ └─┘ └─┴─┘ └─┴─┘ │ │ │ │

│III │┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 154│ 119 │

│ ││2│ │2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│ │2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┐ │ │ │ │

│ ││ │ │ │ │2│ │2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│ │2│ │ │ │ │ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│ │2│ │2│ │2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┴─┘ └─┴─┴─┘ │ │ │ │

│IV │┌─┬─┐ │ 2 │ 147│ 113 │

│ ││2│2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ ┌─┬─┐ │ │ │ │

│ ││3│3│ │2│2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ ├─┼─┤ ├───┼────┼──────┤

│ ││3│3│ │3│3│ │ 3 │ 138│ 106 │

│ │├─┼─┤ ├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│2│ │2│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┘ └─┴─┘ │ │ │ │

│V │ ┌─┬─┐ │ 2 │ 143│ 110 │

│ │ │2│2│ │ │ │ │

│ │ ├─┼─┤ │ │ │ │

│ │ │3│3│ │ │ │ │

│ │ ├─┼─┤ ┌─┬─┐ │ │ │ │

│ │ │3│3│ │2│2│ ├───┼────┼──────┤

│ │ ├─┼─┤ ├─┼─┤ ┌─┬─┬─┬─┬─┐ │ 3 │ 135│ 104 │

│ │ │ │ │ │3│3│ │2│2│ │2│2│ │ │ │ │

│ │┌─┬─┬─┐ ├─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│2│ │ │ │ │4│4│ │2│ │ │ │2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┤ ┌─┬─┬─┐ ├─┼─┼─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│ │3│ │3│3│ │4│4│ │2│3│2│ │ │ │ │ │ │ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤ │ 4 │ 131│ 101 │

│ ││3│ │3│ │3│2│ │3│3│ │3│ │3│ │2│ │ │ │2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│2│ │2│2│ │2│2│ │2│3│2│ │2│2│ │2│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┴─┘ └─┴─┘ └─┴─┘ └─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┴─┘ │ │ │ │

│VI │┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 140│ 103 │

│ ││2│3│2│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┤ │ 3 │ 132│ 102 │

│ ││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├───┼────┼──────┤

│ ││2│3│2│ │ 4 │ 118│ 91 │

│ │└─┴─┴─┘ │ │ │ │

│VII │┌─┬─┐ │ 2 │ 136│ 105 │

│ ││2│2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┤ │ 3 │ 132│ 102 │

│ ││4│4│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││4│4│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┤ │ 4 │ 119│ 92 │

│ ││3│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┘ │ │ │ │

│VIII │ ┌─┬─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 135│ 104 │

│ │ │2│3│3│3│2││2│3│3│2││2│3│2│ │ │ │ │

│ │┌─┬─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┬─┐ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┐ │ │ │ │

│ ││2│3│3│3│2││2│3│3│2│ │3│ │ │ │3││3│ │ │3││3│ │3│ │2│3│2│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┐│ 3 │ 124│ 96 │

│ ││3│ │ │ │3││3│ │ │3│ │3│ │ │ │3││3│ │ │3││3│ │3│ │3│ │3│ │2│3│3│2││2│3│2││ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤│ │ │ │

│ ││3│ │ │ │3││3│ │ │3│ │3│ │ │ │3││3│ │ │3││3│ │3│ │3│ │3│ │3│ │ │3││3│4│3││ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤├───┼────┼──────┤

│ ││3│ │ │ │3││3│ │ │3│ │3│ │ │ │3││3│ │ │3││3│ │3│ │3│ │3│ │3│ │ │3││3│4│3││ 4 │ 104│ 80 │

│ ││2│3│3│3│2││2│3│3│2│ │2│3│3│3│2││2│3│3│2││2│3│2│ │2│3│2│ │2│3│3│2││2│3│2││ │ │ │

│ │└─┴─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┘ └─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┘│ │ │ │

│IX │ ┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 135│ 104 │

│ │ │2│3│2│ │ │ │ │

│ │ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ │ │3│4│3│ │ │ │ │

│ │┌─┬─┬─┬─┐ ┌─┬─┬─┐ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│3│2│ │2│3│2│ │3│ │3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┬─┐ ┌─┬─┬─┐ ┌─┬─┬─┐ ├─┼─┼─┤ │ 3 │ 118│ 91 │

│ ││3│4│4│3│ │3│4│3│ │2│3│3│2│ │2│3│2│ │2│3│2│ │3│ │3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┬─┐├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│ │ │3│ │3│ │3│ │3│4│4│3│ │3│4│3│ │3│4│3│ │2│3│3│2││3│ │3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│ │ │3│ │3│ │3│ │3│ │ │3│ │3│4│3│ │3│ │3│ │3│4│4│3││3│ │3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ 4 │ 100│ 77 │

│ ││3│4│4│3│ │3│4│3│ │3│4│4│3│ │3│4│3│ │3│4│3│ │3│4│4│3││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│3│2│ │2│3│2│ │2│3│3│2│ │2│3│2│ │2│3│2│ │2│3│3│2││2│3│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┴─┴─┘ └─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┘ └─┴─┴─┘ └─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┘ │ │ │ │

│X │┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 133│ 102 │

│ ││2│3│2│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│4│3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┤ │ 3 │ 116│ 90 │

│ ││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┤ ├───┼────┼──────┤

│ ││3│4│3│ │ 4 │ 81│ 62 │

│ │├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┴─┘ │ │ │ │

│XI │ ┌─┬─┬─┐ │ 2 │ 129│ 99 │

│ │ │2│3│2│ │ │ │ │

│ │ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ │ │3│4│3│ │ │ │ │

│ │┌─┬─┬─┬─┐ ├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│3│2│ │3│4│3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┼─┤ ┌─┬─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┬─┬─┐┌─┬─┬─┬─┐├─┼─┼─┤ │ 3 │ 114│ 88 │

│ ││3│4│4│3│ │3│3│3│3│3││2│3│3│3│2││2│3│3│2││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│4│4│3│ │3│4│4│4│3││3│4│ │4│3││3│4│4│3││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││3│4│4│3│ │3│4│ │4│3││3│4│ │4│3││3│4│4│3││3│4│3│ ├───┼────┼──────┤

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ 4 │ 79│ 55 │

│ ││3│4│4│3│ │3│4│4│4│3││3│4│ │4│3││3│4│4│3││3│4│3│ │ │ │ │

│ │├─┼─┼─┼─┤ ├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┼─┤├─┼─┼─┤ │ │ │ │

│ ││2│3│3│2│ │3│3│3│3│3││2│3│3│3│2││2│3│3│2││2│3│2│ │ │ │ │

│ │└─┴─┴─┴─┘ └─┴─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┴─┘└─┴─┴─┘ │ │ │ │

└─────┴──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴───┴────┴──────┘

Таблица 1.3.28

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ A НА СЕЧЕНИЕ КАБЕЛЯ

Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	Коэффициент для номера канала в блоке
Сечение токопроводящей жилы, кв. мм	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	1,33	1,30	1,29	1,26
185	1,50	1,46	1,45	1,38
240	1,78	1,70	1,68	1,55

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

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 град. C при температуре воздуха +25 град. C.

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

Номинальное сечение, кв. мм	Сечение (алюминий / сталь), кв. мм	Ток, А для проводов марок
		АС, АСКС, АСК, АСКП		М	А и АКП	М	А и АКП
		вне помещений	внутри помещений	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

Диаметр, мм	Круглые шины		Медные трубы		Алюминиевые трубы		Стальные трубы
	Ток <*>, А		внутренний и наружный диаметры, мм	ток, А	внутренний и наружный диаметры, мм	ток, А	условный проход, мм	толщина стенки, мм	наружный диаметр, мм	переменный ток, А
	медные	алюминиевые								переменный ток, А
	медные	алюминиевые								без разреза	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	1610/1750	—	—	—	—	—	—	—	—	—
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

Размеры, мм	Медные шины				Алюминиевые шины				Стальные шины
	Ток <*>, А, при количестве полос на полюс или фазу								Размеры, мм	Ток <*>, А
	1	2	3	4	1	2	3	4	Размеры, мм	Ток <*>, А
15 x 3	210	—	—	—	165	—	—	—	16 x 2,5	55/70
20 x 3	275	—	—	—	215	—	—	—	20 x 2,5	60/90
25 x 3	340	—	—	—	265	—	—	—	25 x 2,5	75/110
30 x 4	475	—	—	—	365/370	—	—	—	20 x 3	65/100
40 x 4	625	-/1090	—	—	480	-/855	—	—	25 x 3	80/120
40 x 5	700/705	-/1250	—	—	540/545	-/965	—	—	30 x 3	95/140
50 x 5	860/870	-/1525	-/1895	—	665/670	-/1180	-/1470	—	40 x 3	125/190
50 x 6	955/960	-/1700	-/2145	—	740/745	-/1315	-/1655	—	50 x 3	155/230
60 x 6	1125/1145	1740/1990	2240/2495	—	870/880	1350/1555	1720/1940	—	60 x 3	185/280
80 x 6	1480/1510	2110/2630	2720/3220	—	1150/1170	1630/2055	2100/2460	—	70 x 3	215/320
100 x 6	1810/1875	2470/3245	3170/3940	—	1425/1455	1935/2515	2500/3040	—	75 x 3	230/345
60 x 8	1320/1345	2160/2485	2790/3020	—	1025/1040	1680/1840	2180/2330	—	80 x 3	245/365
80 x 8	1690/1755	2620/3095	3370/3850	—	1320/1355	2040/2400	2620/2975	—	90 x 3	275/410
100 x 8	2080/2180	3060/3810	3930/4690	—	1625/1690	2390/2945	3050/3620	—	100 x 3	305/460
120 x 8	2400/2600	3400/4400	4340/5600	—	1900/2040	2650/3350	3380/4250	—	20 x 4	70/115
60 x 10	1475/1525	2560/2725	3300/3530	—	1155/1180	2010/2110	2650/2720	—	22 x 4	75/125
80 x 10	1900/1990	3100/3510	3990/4450	—	1480/1540	2410/2735	3100/3440	—	25 x 4	85/140
100 x 10	2310/2470	3610/4325	4650/5385	5300/6060	1820/1910	2860/3350	3650/4160	4150/4400	30 x 4	100/165
120 x 10	2650/2950	4100/5000	5200/6250	5900/6800	2070/2300	3200/3900	4100/4860	4650/5200	40 x 4	130/220
									50 x 4	165/270
									60 x 4	195/325
									70 x 4	225/375
									80 x 4	260/430
									90 x 4	290/480
									100 x 4	325/535

———————————

<*> В числителе приведены значения переменного тока, в знаменателе — постоянного.

Таблица 1.3.32

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ БРОНЗОВЫХ И СТАЛЕБРОНЗОВЫХ ПРОВОДОВ

Провод	Марка провода	Ток <*>, А
Бронзовый	Б-50	215
	Б-70	265
	Б-95	330
	Б-120	380
	Б-150	430
	Б-185	500
	Б-240	600
	Б-300	700
Сталебронзовый	БС-185	515
	БС-240	640
	БС-300	750
	БС-400	890
	БС-500	980

———————————

<*> Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением ро = 0,03

Ом x кв. мм/м.

Таблица 1.3.33

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ СТАЛЬНЫХ ПРОВОДОВ

Марка провода	Ток, А	Марка провода	Ток, А
ПСО-3	23	ПС-25	60
ПСО-3,5	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»)

Размеры, мм				Поперечное сечение четырехполосной шины, кв. мм	Ток, А, на пакет шин
h	b	h1	H	Поперечное сечение четырехполосной шины, кв. мм	медных	алюминиевых
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

Размеры, мм				Поперечное сечение одной шины, кв. мм	Ток, А, на две шины
a	b	c	r	Поперечное сечение одной шины, кв. мм	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	10500	8830
225	105	12,5	16	4880	12500	10300
250	115	12,5	16	5450	—	10800

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА

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

S = —,

Jэк

где I — расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jэк — нормированное значение экономической плотности тока, А/кв. мм, 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.

Таблица 1.3.36

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПЛОТНОСТЬ ТОКА

Проводники	Экономическая плотность тока, А/кв. мм, при числе часов использования максимума нагрузки в год
Проводники	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
Кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с жилами:
медными	3,5	3,1	2,7
алюминиевыми	1,9	1,7	1,6

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.

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 кв. мм и менее экономическая плотность тока увеличивается на 40%.

3. Для линий одинакового сечения с n ответвляющимися нагрузками экономическая плотность тока в начале линии может быть увеличена в ky раз, причем ky определяется из выражения

——————————

/ 2

/ J x L

/ 1

ky = \/ ———————————,

2 2 2

I x l + I x l + … +I x l

1 1 2 2 n n

где I , I , …, I — нагрузки отдельных участков линии;

1 2 n

l , l , .., l — длины отдельных участков линии; L — полная длина

1 2 n

линии.

4. При выборе сечений проводников для питания n однотипных,

взаиморезервируемых электроприемников (например, насосов

водоснабжения, преобразовательных агрегатов и т.д.), из которых m

одновременно находятся в работе, экономическая плотность тока

может быть увеличена против значений, приведенных в табл. 1.3.36,

в k раз, где k равно:

n n

—

/ n

k = \/ —.

n m

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.

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, оборудованные 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 x 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 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.

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.

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.).

1.4.10. 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.

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 iy 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, передающееся 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, град. C:

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/кв. мм:

менее 20 …………………………………………….. 250

20 и более …………………………………………… 200

Алюминиевые неизолированные провода при тяжениях, Н/кв. мм:

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.

1.4.20. 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.

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:

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.

ПУНКТЫ УСТАНОВКИ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

1.5.6. Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя.

1.5.7. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться:

1) для каждого генератора с таким расчетом, чтобы учитывалась вся выработанная генератором электроэнергия;

2) для всех присоединений шин генераторного напряжения, по которым возможна реверсивная работа, — по два счетчика со стопорами;

3) для межсистемных линий электропередачи — два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию;

4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям (см. также 1.5.10).

Для линий до 10 кВ, отходящих от шин электростанций, во всех случаях должны быть выполнены цепи учета, сборки зажимов (см. 1.5.23), а также предусмотрены места для установки счетчиков;

5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН).

Счетчики устанавливаются на стороне высшего напряжения; если трансформаторы СН электростанции питаются от шин 35 кВ и выше или ответвлением от блоков на напряжении выше 10 кВ, допускается установка счетчиков на стороне низшего напряжения трансформаторов;

6) для линий хозяйственных нужд (например, питание механизмов и установок ремонтно-производственных баз) и посторонних потребителей, присоединенных к распределительному устройству СН электростанций;

7) для каждого обходного выключателя или для 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 дополнительных комплектов трансформаторов тока со стороны низшего напряжения силовых трансформаторов для включения расчетных счетчиков невозможна (КРУ, КРУН), допускается организация учета на отходящих линиях 6 — 10 кВ.

Для предприятия, рассчитывающегося с электроснабжающей организацией по максимуму заявленной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки при наличии одного пункта учета, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии;

3) на стороне среднего и низшего напряжений силовых трансформаторов, если на стороне высшего напряжения применение измерительных трансформаторов не требуется для других целей;

4) на трансформаторах СН, если электроэнергия, отпущенная на собственные нужды, не учитывается другими счетчиками; при этом счетчики рекомендуется устанавливать со стороны низшего напряжения;

5) на границе раздела основного потребителя и постороннего потребителя (субабонента), если от линии или трансформаторов потребителей питается еще посторонний потребитель, находящийся на самостоятельном балансе.

Для потребителей каждой тарификационной группы следует устанавливать отдельные расчетные счетчики.

1.5.12. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться:

1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности;

2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы.

Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором.

Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета — применение автоматизированной системы учета электроэнергии.

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.

1.5.14. 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 МВ x А

и более …………………………………….. 0,5 (0,7) <*>

Генераторы мощностью 12 — 50 МВт, межсистемные линии

электропередачи 110 — 150 кВ, трансформаторы мощностью 10 — 40

МВ x 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 напряжения 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 четерых- 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.

1.5.25. 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.

1.5.26. 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 в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0 град. C.

Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40 град. C, 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 град. C.

1.5.28. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15 — +25 град. C. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года.

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

Допускается крепление счетчиков на 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.

1.5.30. 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).

1.5.31. 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 град. Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съема счетчика с лицевой стороны.

1.5.32. Электропроводки к счетчикам должны отвечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4.

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

1.5.34. Сечения проводов и кабелей, присоединяемых к счетчикам, должны приниматься в соответствии с 3.4.4 (см. также 1.5.19).

1.5.35. 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.

1.5.36. 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.

1.5.37. 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.

1.5.38. 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.

1.5.40. 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.

1.5.41. 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 напряжений 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.

1.5.43. 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.

1.5.44. 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 x 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, осуществляемых 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;

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

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.

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

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

1.6.7. Измерение постоянного тока должно производиться в цепях:

1) генераторов постоянного тока и силовых преобразователей;

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

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

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

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;

3) в цепях возбуждения синхронных машин мощностью 1 МВт и более. В цепях возбуждения гидрогенераторов измерение не обязательно;

4) в цепях силовых преобразователей, аккумуляторных батарей, зарядных и подзарядных устройств;

5) в цепях дугогасящих реакторов.

1.6.10. 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).

1.6.11. 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;

2) конденсаторных батарей мощностью 25 МВар и более и синхронных компенсаторов — реактивной мощности;

3) трансформаторов и линий, питающих СН напряжением 6 кВ и выше тепловых электростанций, — активной мощности;

4) повышающих двухобмоточных трансформаторов электростанций — активной и реактивной мощности. В цепях повышающих трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов с использованием обмотки низшего напряжения) измерение активной и реактивной мощности должно производиться со стороны среднего и низшего напряжений.

Для трансформатора, работающего в блоке с генератором, измерение мощности со стороны низшего напряжения 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;

6) линий напряжением 110 кВ и выше с двусторонним питанием, а также обходных выключателей — активной и реактивной мощности;

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

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

1.6.15. 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 электростанций;

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.

По согласованию с энергосистемами (районными энергетическими управлениями) могут предусматриваться регистрирующие приборы с ускоренной записью при аварии (для регистрации электрических параметров, не контролируемых с помощью автоматических осциллографов).

Таблица 1.6.2

Напряжение распределительного устройства, кВ	Схема распределительного устройства	Количество линий, подключенных к секции (системе шин) распределительного устройства	Количество устанавливаемых осциллографов
750	Любая	Любое	Один для каждой линии (предпочтительно с записью предаварийного режима)
500	— » —	Одна или две	Один для каждой линии (без записи предаварийного режима)
500	— » —	Три или более	Один для каждой линии (предпочтительно хотя бы на одной из линий с записью предварительного 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 илимногоугольник	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

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

Глава 1.3. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ, ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА И ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ

ДОПУСТИМАЯ КРАТКОВРЕМЕННАЯ ПЕРЕГРУЗКА ДЛЯ КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 10 КВ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

ДОПУСТИМАЯ НА ПЕРИОД ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕАВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПЕРЕГРУЗКА ДЛЯ КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 10 КВ С БУМАЖНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

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

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ПРОВОДОВ И ШНУРОВ С РЕЗИНОВОЙ И ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ С МЕДНЫМИ ЖИЛАМИ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ПРОВОДОВ С РЕЗИНОВОЙ И ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ С АЛЮМИНИЕВЫМИ ЖИЛАМИ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ПЕРЕНОСНЫХ ШЛАНГОВЫХ С МЕДНЫМИ ЖИЛАМИ С РЕЗИНОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ КАБЕЛЕЙ ДЛЯ ТОРФОПРЕДПРИЯТИЙ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ШЛАНГОВЫХ С МЕДНЫМИ ЖИЛАМИ С РЕЗИНОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ КАБЕЛЕЙ ДЛЯ ПЕРЕДВИЖНЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ПРОВОДОВ С МЕДНЫМИ ЖИЛАМИ С РЕЗИНОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ ДЛЯ ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННОГО ТРАНСПОРТА 1,3 И 4 КВ

СНИЖАЮЩИЙ КОЭФФИЦИЕНТ ДЛЯ ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ В КОРОБАХ

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ С БУМАЖНОЙ ПРОПИТАННОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НА ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ КАБЕЛЕЙ, ПРОЛОЖЕННЫХ В ЗЕМЛЕ, В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УДЕЛЬНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ЗЕМЛИ

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НА КОЛИЧЕСТВО РАБОТАЮЩИХ КАБЕЛЕЙ, ЛЕЖАЩИХ РЯДОМ В ЗЕМЛЕ (В ТРУБАХ ИЛИ БЕЗ ТРУБ)

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ A НА СЕЧЕНИЕ КАБЕЛЯ

ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКИ ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ И ШИН

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ ПО ГОСТ 839-80

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ШИН КРУГЛОГО И ТРУБЧАТОГО СЕЧЕНИЙ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ШИН ПРЯМОУГОЛЬНОГО СЕЧЕНИЯ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ БРОНЗОВЫХ И СТАЛЕБРОНЗОВЫХ ПРОВОДОВ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ НЕИЗОЛИРОВАННЫХ СТАЛЬНЫХ ПРОВОДОВ

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ЧЕТЫРЕХПОЛОСНЫХ ШИН С РАСПОЛОЖЕНИЕМ ПОЛОС ПО СТОРОНАМ КВАДРАТА («ПОЛЫЙ ПАКЕТ»)

ДОПУСТИМЫЙ ДЛИТЕЛЬНЫЙ ТОК ДЛЯ ШИН КОРОБЧАТОГО СЕЧЕНИЯ

ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ПЛОТНОСТЬ ТОКА

ПРОВЕРКА ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОНЫ И РАДИОПОМЕХ

Глава 1.4. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ВЫБОРА АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

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

ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ

ВЫБОР АППАРАТОВ ПО КОММУТАЦИОННОЙ СПОСОБНОСТИ

Глава 1.5. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

ПУНКТЫ УСТАНОВКИ СРЕДСТВ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

ТРЕБОВАНИЯ К РАСЧЕТНЫМ СЧЕТЧИКАМ

УЧЕТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

УСТАНОВКА СЧЕТЧИКОВ И ЭЛЕКТРОПРОВОДКА К НИМ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УЧЕТ

Глава 1.6. ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

КЛАССЫ ТОЧНОСТИ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ

ИЗМЕРЕНИЕ ТОКА

ИЗМЕРЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ

ИЗМЕРЕНИЕ МОЩНОСТИ

ИЗМЕРЕНИЕ ЧАСТОТЫ

ИЗМЕРЕНИЯ ПРИ СИНХРОНИЗАЦИИ

РЕГИСТРАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАССТАНОВКЕ АВТОМАТИЧЕСКИХ АВАРИЙНЫХ ОСЦИЛЛОГРАФОВ НА ОБЪЕКТАХ ЭНЕРГОСИСТЕМ

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ, РЕГИСТРИРУЕМЫХ АВТОМАТИЧЕСКИМИ АВАРИЙНЫМИ ОСЦИЛЛОГРАФАМИ

ПОПРАВОЧНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ НА КОЛИЧЕСТВО РАБОТАЮЩИХ КАБЕЛЕЙ, ЛЕЖАЩИХ РЯДОМ В ЗЕМЛЕ
(В ТРУБАХ ИЛИ БЕЗ ТРУБ)