НТП ЭПП 94 «Проектирование электроснабжения промышленных предприятий»

НТП ЭПП 94 «Проектирование электроснабжения промышленных предприятий»

1.1. Настоящие нормы технологического проектирования (НТП)содержат основные указания по проектированию систем электроснабжениянапряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленныхпредприятий и приравненных к ним потребителей.

1.2. Настоящие НТП следует рассматривать совместно стребованиями гл. 1.2 ПУЭ "Электроснабжение и электрическиесети" [ 1 ].

1.3. Требованиями НТП следует руководствоваться припроектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятийвсех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем иот собственных электростанций.

К системам электроснабжения подземных, тяговых и другихспециальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования.

1.4. НТП заменяют собой строительные нормы Госстроя СССР СН174-75 "Инструкция по проектированию электроснабжения промышленныхпредприятий".

2.1. Основными определяющими факторами при проектированииэлектроснабжения должны быть характеристики источников питания и потребителейэлектроэнергии, в первую очередь требование, к бесперебойности электроснабженияс учетом возможности обеспечения резервирования в технологической частипроекта, требования электробезопасности.

2.2. Подключение систем электроснабжения промышленныхпредприятий к сетям энергосистем производится согласно техническим условиям наприсоединение, выдаваемым энергоснабжающей организацией в соответствии сПравилами пользования электрической энергией [ 2 ].

2.3. Схемы электроснабжения промышленных предприятий должныразрабатываться с учетом следующих основных принципов:

2.3.1. Источники питания должны быть максимально приближенык потребителям электрической энергии.

2.3.2. Число ступеней трансформации и распределенияэлектроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным.

2.3.3. Распределение электроэнергии рекомендуется осуществлятьпо магистральным схемам. В обоснованных случаях могут применяться радиальныесхемы.

2.3.4. Схемы электроснабжения и электрических соединенийподстанций должны быть выполнены таким образом, чтобы требуемый уровеньнадежности и резервирования был обеспечен при минимальном количествеэлектрооборудования и проводников.

2.3.5. Схемы электроснабжения должны быть выполнены поблочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питаниеэлектроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять отразных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должныпитаться от одной секции шин.

Питание вторичных цепей не должно нарушаться при любыхпереключениях питания силовых цепей параллельных технологических потоков.

2.3.6. При построении схемы электроснабжения предприятия,электроприемники которого требуют резервирования питания, должно проводитьсясекционирование шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии,включая шины низшего напряжения цеховых двухтрансформаторных подстанций.

2.3.7. Все элементы электрической сети должны, как правило,находиться под нагрузкой. Наличие резервных неработающих элементов сети должнобыть обосновано.

2.3.8. Следует применять, как правило, раздельную работулиний, трансформаторов. В обоснованных случаях, по согласованию сэнергоснабжающей организацией, может быть допущена параллельная работаэлементов системы электроснабжения (см. п. 6.33 ).

2.4. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия совпадение планового ремонта и аварии или наложениеаварии на аварию следует учитывать только для электроприемников особой группы Iкатегории и при технико-экономическом обосновании для электроприемников Iкатегории производств со сложным непрерывным длительно восстанавливаемымтехнологическим процессом.

2.5. На каждом промышленном предприятии должнапредусматриваться возможность централизованного отключения в часы максимуманагрузки энергосистемы или в периоды режимных ограничений в подачеэлектроэнергии (послеаварийные или ремонтные режимы) электроприемников,отнесенных к III категории по бесперебойности электроснабжения.

2.6. При проектировании энергоемких промышленных предприятийдолжны быть рассмотрены совместно с заказчиком:

2.6.1. Возможность отключения или частичной разгрузкикрупных электроприемников в целях снижения электрической нагрузки предприятия вчасы максимума нагрузки энергосистемы.

2.6.2. Экономическая целесообразность дополнительнойустановки крупных технологических агрегатов в целях их отключения или разгрузкив часы максимума нагрузки энергосистемы.

2.7. Выбор типа, мощности и других параметров подстанций, атакже их расположение должны обусловливаться значением и характеромэлектрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. Приэтом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационныетребования, расположение технологического оборудования, условия окружающейсреды, требования взрывопожарной и экологической безопасности.

2.8. Схемы электрических соединений подстанций ираспределительных устройств должны выбираться исходя из общей схемыэлектроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям:

обеспечивать надежность электроснабжения потребителей ипереток мощности по магистральным связям в нормальном и в послеаварийномрежимах;

учитывать перспективу развития;

допускать возможность поэтапного расширения;

учитывать широкое применение элементов автоматизации итребования противоаварийной автоматики;

обеспечивать возможность проведения ремонтных иэксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседнихприсоединений.

2.9. При выборе числа и мощности трансформаторов подстанцийпромышленных предприятий следует учитывать следующие положения:

2.9.1. Число трансформаторов принимается, как правило, неболее двух. Установка более двух трансформаторов может быть принята лишь присоответствующем обосновании в проекте.

В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузкидопускается установка одного трансформатора при условии обеспечениярезервирования питания потребителей по сетям низшего напряжения.

2.9.2. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы приотключении любого из них оставшиеся в работе обеспечили с учетом допустимыхперегрузок трансформаторов питание электроприемников, необходимых дляпродолжения работы производства.

2.9.3. На подстанции рекомендуется устанавливатьтрансформаторы одинаковой мощности.

2.9.4. Однотрансформаторные подстанции следует применять дляпитания электроприемников III категории. Однотрансформаторные подстанции могутбыть также применены для питания электроприемников II категории, еслиобеспечивается требуемая степень резервирования питания по стороне низшегонапряжения при отключении трансформатора.

2.9.5. При росте электрической нагрузки сверх расчетногозначения увеличение мощности подстанции рекомендуется производить путем заменытрансформаторов более мощными, что должно быть предусмотрено при проектированиистроительной части подстанции. Установка дополнительных трансформаторов надействующей подстанции должна быть технико-экономически обоснована.

2.9.6. Выбор мощности трансформаторов, питающихрезкопеременную нагрузку, следует производить по среднеквадратичной нагрузке,частоте и значениям пиков тока, как правило, по согласованию с заводом -изготовителем трансформатора.

2.9.7. Указания по выбору числа и мощности трансформаторовцеховых ТП приведены в пп. 6.4.3 — 6.4.10.

2.10. Допустимые перегрузки в послеаварийном режиме для масляныхтрансформаторов следует определять согласно требованиям ГОСТ 14209-85 [ 3 ],при этом для подстанций промышленных предприятий следует учитывать следующиеусловия [ 4 ]:

2.10.1. Расчетную суточную продолжительность аварийнойперегрузки принимать при односменной работе 4 ч, при двухсменной 8 ч, притрехсменной 12 -24 ч.

2.10.2. Допустимые аварийные перегрузки трансформаторовопределять по табл. 2 приложения 3 указанногостандарта с учетом вида их установки:

2.10.2.1. Для трансформаторов, установленных на открытомвоздухе, — в зависимости от эквивалентной годовой температуры охлаждающеговоздуха района размещения подстанции, определяемой согласно п. 6 приложения 2;

2.10.2.2. Для трансформаторов, установленных в закрытыхкамерах или в неотапливаемых помещениях (цехах), — при эквивалентной годовойтемпературе 10 ЦЕЛ;

2.10.2.3. Для внутрицеховых подстанций, установленных вотапливаемых цехах, — при эквивалентной годовой температуре 20 ЦЕЛ.

2.11. Для наружной установки должны применяться масляныетрансформаторы, для внутренней установки — масляные и сухие трансформаторы.Применение совтоловых трансформаторов не допускается по экологическимсоображениям.

2.12. Системы электроснабжения энергоемких промышленныхпредприятий должны, как правило, выбираться на основе технико-экономическогосравнения сопоставимых вариантов по минимуму приведенных затрат. При выполнениитехнико-экономических сравнений рекомендуется пользоваться укрупненнымипоказателями стоимости строительства, элементов электроснабжения промышленныхпредприятий [ 5 ]и методическим пособием по выполнению технико-экономических расчетов [ 6 ].

2.13. Схема электроснабжения должна, при необходимости,обеспечить самозапуск электродвигателей ответственных механизмов.

2.14. В проектной практике имеет место деление системыэлектроснабжения энергоемкого промышленного предприятия на внешнееэлектроснабжение (электрические сети энергосистемы до приемных пунктовэлектроэнергии на предприятии) и внутреннее электроснабжение (от приемныхпунктов до потребителя предприятия). Так как разработка проектов внешнего ивнутреннего электроснабжения ведется, как правило, различными организациями и вразные сроки, при разработке проекта электроснабжения промышленного предприятиядолжно проводиться взаимное согласование в части определения независимыхисточников питания, продолжительности перерывов питания при различныхнарушениях в сетях энергосистем, времен действия РЗиА и т.п.

2.15. Система электроснабжения промышленного предприятиядолжна учитывать очередность его сооружения. Сооружение последующих очередейстроительства не должно приводить к нарушению или снижению надежностиэлектроснабжения действующих производств.

Система электроснабжения должна обеспечивать возможностьроста потребления электроэнергии предприятием без коренной реконструкциисистемы электроснабжения.

2.16. Месторасположения подстанций, выделение зон длярационального размещения линий электропередачи, токопроводов, кабельныхсооружений следует определять совместно с генеральной проектной организацией наразных стадиях проектирования цехов и генерального плана. Следует учитывать,что реализация систем глубокого ввода, как правило, невозможна безпредварительной совместной проработки генплана предприятия.

2.17. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия следует учитывать потребность в электроэнергиисторонних близлежащих потребителей во избежание нерациональных затрат на ихлокальное электроснабжение.

2.18. Во всех случаях, где это возможно по исполнениюэлектрооборудования, климатическим условиям, пожарной безопасности,загрязненности окружающей среды, рекомендуется предусматривать установкураспределительных устройств, трансформаторов, реакторов, конденсаторныхустановок и т.п.

2.19. Применение нового электрооборудования, не освоенногосерийным производством, следует производить с согласия заказчика изавода-изготовителя.

2.20. В объектах электроснабжения должны, как правило,применяться комплектные крупноблочные электротехнические устройства. Схемные иконструктивные решения следует в максимальной степени унифицировать.

2.21. При проектировании надлежит предусматриватьмероприятия, обеспечивающие возможность ведения электромонтажных работиндустриальными методами.

2.22. Подстанции, как правило, должны проектироваться сучетом эксплуатации их без постоянного дежурного персонала с применениемпростейших устройств автоматики, сигнализации и т.п.

2.23. Если подстанция будет обслуживаться персоналом разныхорганизаций, то необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие доступперсонала каждой организации только в обслуживаемые им помещения и к обслуживаемомуим оборудованию.

2.24. Определения понятий и терминов, содержащихся внастоящих НТП, полностью соответствуют приведенным в главах ПУЭ [ 1 ].

2.25. Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляцииэлектрооборудования распределительных устройств и трансформаторов классовнапряжения 6-330 кВ, расположенных в районах с чистой и загрязненнойатмосферой, следует производить согласно указаниям по проектированию изоляции врайонах с чистой и загрязненной атмосферой [ 7 ].

2.26. Подстанции, сооружаемые в районах вечной мерзлоты,должны отвечать требованиям указаний по проектированию подстанций в северныхрайонах [ 8 ].

2.27. При проектировании молниезащиты закрытых и открытыхраспределительных устройств, подстанций и воздушных линий, электропередачиследует руководствоваться требованиями ПУЭ.

Молниезащита объектов электроснабжения, расположенных впроизводственных зданиях и сооружениях, должна выполняться согласно указаниямпо устройству молниезащиты зданий, сооружений [ 9 ].

2.28. Эксплуатация объектов электроснабжения промышленногопредприятия должна производиться согласно правилам технической эксплуатацииэлектроустановок потребителей [ 10 ] и правилам технической безопасности [ 11 ],утвержденным Госэнергонадзором.

2.29. При выполнении проекта электроснабжения промышленногопредприятия следует предусматривать помещения и оборудование цеха (участка)сетей и подстанций для обслуживания подстанций, в том числе преобразовательных,воздушных линий 6 кВ и выше, межцеховых кабельных сетей напряжением до и выше 1кВ, установок и сетей наружного освещения, трансформаторно-масляного хозяйстваи др.

Штаты отделов и служб цеха сетей и подстанций определяютсяотраслевыми нормами.

2.30. Отступления от требований и рекомендаций НТП должныбыть обоснованы в проекте, при несоблюдении требований безопасности(электробезопасности, пожарной, экологической и др.) должны быть проведенысогласования в установленном порядке.

2.31. Оформление рабочей документации и ее состав приразработке системы электроснабжения промышленного предприятия должнысоответствовать требованиям государственного стандарта "СПДС. Правилавыполнения рабочей документации электроснабжения предприятий, зданий,сооружений".

3.1. Категорирование электроприемников (ЭП) по надежностиэлектроснабжения должно производиться согласно требованиям гл. 1.2 ПУЭ. При этомне следует допускать необоснованного отнесения ЭП к более высокой категории, аименно:

3.1.1. ЭП, работающие на склады, промежуточные накопители,выполняющие вспомогательные технологические операции, часть оборудованияинженерного обеспечения здания, следует относить к III категории. Отнесениеуказанных электроприемников ко II категории приводит к необоснованномузавышению не только мощностей устанавливаемых трансформаторов, но и требованийк энергоснабжающей организации по обеспечению резервирования питанияпотребителей.

Ко II категории следует относить только такоетехнологическое и другое оборудование, без которого невозможно продолжениеработы основного производства на время послеаварийного режима.

3.1.2. ЭП, отключение которых приводит к массовомунедоотпуску продукции, нередко относят не ко II категории, а к I категории,мотивируя это решение тем, что наносится "значительный ущерб народномухозяйству". Некоторая нечеткость формулировок гл. 1.2 ПУЭ не может быть основаниемдля перевода ЭП крупного производства из II в I категорию.

Понятие "значительный ущерб народному хозяйству"следует относить к группе производств, региону, отрасли, но не к одномупредприятию.

3.1.3. При проектировании электроустановок имеют местослучаи отнесения систем управления некоторых производств к электроприемникамособой группы I категории, хотя электроприемники самого производства относятсяк I категории. Некоторые информационные системы, не работающие в реальноммасштабе времени, также относятся к ЭП особой группы I категории.Необоснованное отнесение ЭП I категории к особой группе значительно удорожаетзатраты на систему электроснабжения.

3.2. Понятие "категория ЭП по надежностиэлектроснабжения" не следует относить к потребителю в целом, в том числе кцехам, участкам, корпусам и т.д. Это понятие правомерно только в отношениииндивидуального ЭП. Для потребителя характерно лишь сочетание в различныхпропорциях ЭП категорий I, II и III.

3.3. Надежность электроснабжения потребителя обеспечиваетсявыполнением требуемой степени резервирования. Для продолжения работы основногопроизводства в послеаварийном режиме необходима работа всех ЭП, отнесенных к Iи II категориям, следовательно питание этих ЭП должно резервироваться.Резервировать питание ЭП III категории не требуется. При проектировании следуетдля каждого потребителя определять требуемую степень резервирования, равнуюотношению электрической нагрузки ЭП, работа которых необходима для продолженияработы (ЭП I и II категорий), к суммарной электрической нагрузки потребителя.

3.4. Значение требуемой степени резервирования дляпромышленных предприятий может меняться от 1 (отсутствуют ЭП III категории, идолжно быть обеспечено 100 %-ное резервирование питания электрической нагрузкипри нарушениях в системе электроснабжения) до 0 (отсутствуют ЭП I и IIкатегорий, и резервирование питания нагрузки не требуется). Выбор элементовсхемы электроснабжения, производимый, как правило, по данным послеаварийногорежима, следует выполнять во всех случаях согласно требуемой степенирезервирования с учетом перегрузочной способности устанавливаемогоэлектрооборудования.

3.5. Надежность электроснабжения промышленного предприятиясо сложным непрерывным технологическим процессом (НТП), требующим длительноговремени на восстановление рабочего режима при нарушении системыэлектроснабжения, определяется помимо требуемой степени резервированиядлительностью перерыва питания при нарушениях в системе электроснабжения и еесопоставлением с предельно допустимым временем перерыва электроснабжения, прикотором возможно сохранение НТП данного производства. При невозможностиобеспечения НТП необходимо осуществлять технологическое резервирование.Разработка проекта электроснабжения предприятия с НТП должна производитьсясовместно с энергоснабжающей организацией и организацией, выполняющейпроектирование технологии и технологической автоматики.

4.1. Основными источниками питания промышленных предприятий,как правило, являются электроустановки энергосистем (электростанции,подстанции, линии электропередачи).

При сооружении предприятия в районе, не имеющем связи сэнергосистемой, источником питания является собственная автономнаяэлектростанция (ТЭЦ, ГТЭС и др.).

4.2. При централизованном электроснабжении на крупныхпромышленных предприятиях может предусматриваться сооружение собственногоисточника питания:

— при значительной потребности в паре и горячей воде для производственныхцелей;

— при наличии на предприятии отходного топлива (газа и т.п.)и целесообразности его использования для электростанции;

— при недостаточной мощности энергосистемы;

— при наличии повышенных требований к бесперебойностипитания, когда собственный источник необходим для резервированияэлектроснабжения.

4.3. Электростанции, используемые в качестве собственныхисточников питания, должны быть электрически связаны с ближайшимиэлектрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либонепосредственно на генеральном напряжении, либо на повышенном напряжении черезтрансформаторы связи. Пропускная способность линий и трансформаторов связиопределяется исходя из следующего:

получение недостающей мощности при выходе из работы наиболеемощного генератора;

передачу избыточной мощности электростанции в энергосистемупри всех возможных режимах.

4.3.2. Если мощность собственной электростанции недостаточнадля покрытия всей нагрузки предприятия, то кроме соблюдения условий п. 4.3.1 необходимо, чтобы при выходе из работы одного трансформатора связи оставшаясямощность трансформаторов связи и генераторов собственной электростанцииобеспечивала питание электроприемников I и II категорий.

4.4. Промышленное предприятие с электроприемниками I и IIкатегорий должно обеспечиваться электроэнергией от двух незавидных взаимнорезервируемых источников питания. Выбор независимых источников питанияосуществляет энергоснабжающая организация, которая в технических условиях наприсоединение указывает характеристики внешних источников питания.

Из указанных характеристик разработчику проектаэлектроснабжения предприятия рекомендуется обратить особое внимание на рядфакторов, определяющих бесперебойность питания электроприемников при аварийномотключении одного из независимых источников питания.

4.4.1. Установившееся значение напряжения на оставшемсяисточнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее 0,9 Uн.

4.4.2. При аварийном отключении одного из источников питанияи действии релейной защиты и автоматики на оставшемся источнике питания можетиметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение проваланапряжения и его длительность таковы, что вызывают отключение электроприемниковна оставшемся источнике питания, то эти источники питания не могут считатьсянезависимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующем источникепитания при КЗ на резервируемом источнике питания должно быть не менее 0,7 Uн.

4.4.3. Мощности независимых источников питания впослеаварийном режиме определяются исходя из требуемой степени резервированиясистемы электроснабжения предприятия.

4.5. Число независимых источников питания, обеспечивающихэлектроснабжение предприятия с электроприемниками I и II категорий, может бытьпринято в обоснованных случаях больше двух (например, при протяженных линиях,прокладываемых в неблагоприятных условиях, при недостаточной надежности одногоиз независимых источников питания).

4.6. Для электроснабжения электроприемников особой группы Iкатегории должно предусматриваться дополнительное питание от третьегонезависимого источника питания. В качестве таких источников питания могут бытьиспользованы собственные электростанции и электростанции энергосистем (вчастности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания,аккумуляторные батареи и т.п.

Назначение третьего независимого источника питанияобеспечить безаварийный останов производства. Завышение мощности третьегоисточника в целях его использования для продолжения работы производства приотключении двух основных независимых источников питания может быть допущенотолько при выполнении в проекте обосновывающего расчета.

4.7. Использование электростанции или ее отдельныхгенераторов в качестве третьего независимого источника питания дляэлектроприемников особой группы I категории возможно при условии принятия специальныхмер, обеспечивающих сохранность этого источника при тяжелых системных авариях.К таким мерам относится применение устройства делительной автоматики на связяхданного источника питания с энергосистемой и быстродействующих системрегулирования.

4.8. Схема электроснабжения электроприемников особой группыI категории должна обеспечивать:

постоянную готовность третьего независимого источника иавтоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основныхисточниках питания;

перевод независимого источника в режим горячего резерва привыходе из работы одного из двух основных источников питания.

В обоснованных случаях может быть допущено ручное включениетретьего независимого источника питания.

5.1. Питание энергоемких предприятий от сетей энергосистемыследует осуществлять на напряжении 110, 220 или 380 кВ. Выбор напряженияпитающей сети зависит от потребляемой предприятием мощности и от напряжениясетей энергосистемы в данном районе. При неоднозначности выбора напряжение питающейсети должно быть принято на основе технико-экономического сравнениясопоставимых вариантов.

5.2. Питание предприятий с незначительной нагрузкой следуетосуществлять от сетей энергосистемы на напряжении 6, 10, реже 35 кВ. Выборнапряжения питающей сети осуществляет, как правило, энергоснабжающаяорганизация в зависимости от потребляемой предприятием мощности. Питаниепредприятий с малой нагрузкой может осуществляться на напряжении 0,4 кВ либо отсетей энергосистемы, либо от сетей 0,4 кВ соседнего предприятия.

5.3. Распределительную сеть промышленных предприятий (отпункта приема электроэнергии до распределительных и трансформаторныхподстанций) рекомендуется выполнять на напряжении 10 кВ.

Применение напряжения 6 кВ в качестве распределительногоследует ограничивать. Использование напряжения 6 кВ рационально дляпредприятий, где устанавливается значительное количество двигателей 6 кВнебольшой мощности (до 500 кВт), а также в случае реконструкции или расширениядействующего производства, ранее запроектированного на напряжение 6 кВ.

5.4. Распределительную сеть энергоемкого производства присооружении нескольких ПГВ рекомендуется выполнять на напряжении 110 кВ.

5.5. Применение напряжения 35 кВ в качествераспределительного может быть принято для предприятия при следующих условиях:ближайшие сети энергосистемы имеют напряжение 35 кВ, на предприятии отсутствуютэлектродвигатели высокого напряжения и невелико количество цеховых ТП 35/0,4кВ.

5.6. При применении напряжения 660 В взамен 380 В следуетучитывать нижеизложенное.

5.6.1. На напряжение 660 В не могут быть переведенылюминесцентные светильники, лампы накаливания, тиристорные преобразователиэлектроприводов, питаемые напряжением 380 В, установки КИП и А, средстваавтоматизации, исполнительные механизмы, электродвигатели до 0,4 кВт и др.Необходимость устройства для одного объекта сетей напряжением 660 и 380 Вделает применение напряжения 660 В малоэффективным.

5.6.2. В первую очередь напряжение 660 В рекомендуетсяприменять для вновь строящихся объектов, характеризуемых следующими признаками:

— применение напряжения 660 В позволяет отказаться отсооружения разветвленной сети 380 В;

— основную часть ЭП составляют низковольтные нерегулируемыеэлектродвигатели переменного тока мощностью свыше 10 кВт;

— длины кабелей питающей и распределительной сетей низкогонапряжения отличаются протяженностью;

— поставщики технологического оборудования (станков,автоматических линий, прессов, термического и сварочного оборудования, кранов ит.п.) обеспечивают поставку комплектуемого электрооборудования и системуправления на напряжение 660 В.

5.6.3. Перевод электродвигателей мощностью 250-500 кВт снапряжения 6 кВ на напряжение 660 В экономически нецелесообразно. Питание такихэлектродвигателей следует выполнять на напряжении 10 кВ или от трансформаторов(индивидуальных или групповых) 10/6 кВ. При значительном количестве двигателей6 кВ следует рассматривать возможность их питания от трансформаторов срасщепленными обмотками напряжением 110-220/6/10 кВ.

5.6.4. Установки 660 В следует применять с заземленнойнейтралью.

5.6.5. Цепи управления электродвигателями 660 Врекомендуется принимать на напряжение 220 В с питание от индивидуальныхпонижающих трансформаторов 660/220 В.

6.1.1. Количество и вид приемного пункта (пункт приемаэлектрической энергии от сети энергосистемы) определяются в зависимости отзначения и территориального расположения электрической нагрузки предприятия,требований надежности электроснабжения, очередности строительства предприятия,условий подключения к сети энергосистемы.

Не рекомендуется сооружение на предприятии более двухприемных пунктов.

6.1.2. Системы электроснабжения с двумя приемными пунктамиэлектроэнергии следует применять:

— при повышенных требованиях к надежности питанияэлектроприемников I категории;

— при двух обособленных группах потребителей на площадкепредприятия;

— при поэтапном развитии предприятия в тех случаях, когдадля питания нагрузок второй очереди целесообразно сооружение отдельногоприемного пункта электроэнергии;

— во всех случаях, когда применение двух приемных пунктовэкономически целесообразно.

В указанных случаях приемные пункты должны бытьтерриториально разобщены и размещаться, как правило, по разные стороныпредприятия. Должна быть исключена возможность одновременного попаданияприемных пунктов в факел загрязнения.

6.1.3. При построении системы электроснабжения предприятияво всех случаях, где это возможно, следует применять схемы глубоких вводов 110-330кВ как наиболее экономичной и надежной системы распределения электроэнергии.

6.1.4. Для предприятий с электрической нагрузкой,составляющей десятки мегаватт, приемными пунктами могут быть главные понижающиеподстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ).

Для крупных энергоемких предприятий с электрическойнагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов могут бытьиспользованы узловые распределительные подстанции (УРП) с первичным напряжением220-500 кВ. Краткая характеристика указанных приемных пунктов приведена в пп. 6.1.5 — 6.1.9.

По требованию энергоснабжающей организации на ГПП можетосуществляться и распределение электроэнергии на первичном напряжении 110-330кВ.

ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороныподвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условиязагрязнения изоляции.

6.1.6. ПГВ осуществляет прием электроэнергии изэнергосистемы на напряжениях 110-220 кВ и является разновидностью ГПП,отличается от нее расположением (в непосредственной близости от энергоемкогоцеха, корпуса) и простейшей схемой на стороне 110-220 кВ (блок"линия-трансформатор"). При проектировании электроснабженияэнергоемких производств должна быть во всех случаях рассмотрена возможностьвыполнения разукрупненных глубоких вводов 110-220 кВ.

6.1.7. Целесообразность сооружения и месторасположение УРПрассматриваются совместно с энергоснабжающей организацией при строительствекрупного энергоемкого производства, где намечается сооружение нескольких ГППили ПГВ. При этом должна также учитываться возможность питания от УРП другихпромышленных предприятий и прочих объектов, размещаемых в данном районе. Взависимости от схемы районной сети, предполагаемых электрических нагрузок,других местных условий определяется схема соединений УРП.

В большинстве случаев УРП осуществляют прием и распределениеэлектроэнергии при питающих напряжениях 220-500 кВ, частичную трансформациюмощности на напряжения 110-220 кВ и ее распределение по территории предприятияи к другим потребителям.

При напряжении питающей сети энергосистемы 110-220 кВ ицелесообразности сооружения УРП для питания нескольких ГПП или ПГВ функции УРПсостоят в приеме и распределении мощности на напряжении 110-220 кВ без еетрансформации.

УРП по своей сути являются районными подстанциями и приразработке проекта электроснабжения должно быть принято решение о передаче УРПв ведение энергоснабжающей организации. В этих случаях УРП размещаетсяпоблизости от строящегося предприятия, но вне его промплощадки.

6.1.8. В тех случаях, когда УРП предназначается для питаниянескольких ПГВ одного предприятия, следует рассмотреть возможность ицелесообразность размещения УРП на территории предприятия как распределительнойподстанции 110-220 кВ глубокого ввода. При высокой плотности застройкипредприятия рекомендуется сооружение ЗРУ 110-220 кВ или, в целях уменьшенияобъема строительных работ, сокращения занимаемых площадей, повышения надежностиэлектроснабжения, принять электрооборудование распределительной подстанции110-220 кВ с элегазовой изоляцией.

Питание подобной УРП может быть осуществлено как воздушными,так и кабельными линиями. Эксплуатация УРП, размещенной на промплощадке, должнаосуществляться персоналом промышленного предприятия.

6.1.10. Питание ГПП, ПГВ, УРП от сетей энергосистемы должновыполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникампитания.

При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся вработе линии должны обеспечить всю нагрузку предприятия. При выходе из строяодного независимого источника питания оставшиеся в работе источники питаниядолжны обеспечить питание всех электроприемников I и II категории, которыенеобходимы для функционирования основных производств.

Выбор схем питающей сети (магистральные или радиальные) и ихконструктивного исполнения (воздушные или кабельные) питающих линий 110-220 кВопределяется технико-экономическими сопоставлениями с учетом генплана иособенностей данного предприятия, взаимного расположения районных подстанций ипунктов ввода, ожидаемой перспективы развития существующей схемыэлектроснабжения, степени загрязнения атмосферы.

При этом рекомендуются следующие решения:

— питание УРП, ГПП, ПГВ от сетей энергосистемы выполнять ВЛ;

— питание ГПП, ПГВ от УРП также выполнять ВЛ. При высокойплотности застройки следует применять кабельные линии 110-220 кВ;

— при значительном удалении УРП от промплощадки на границепоследней могут быть сооружены переходные пункты 110-220 кВ для перехода накабельные линии;

— при применении ВЛ могут быть применены как радиальные, таки магистральные схемы питания;

— при значительной доле электроприемников I категориипитание приемных пунктов следует выполнять двумя одноцепными ВЛ или шлейфовымзаходом секционированной двухцепной ВЛ с двухсторонним питанием.

6.1.11. Выбор схемы электрических соединений на стороневысокого напряжения 110-330 кВ подстанций рекомендуется производить в следующейпоследовательности, начиная с простейших схем:

— блок "линия-трансформатор" с разъединителем,отделителем, выключателем;

— два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий;

— мостики разных видов с выключателями;

— одна рабочая секционированная и обходная система шин;

— две рабочие и обходная системы шин;

— две рабочие секционированные и обходная системы шин. Привыборе схем электрических соединений подстанций промышленных предприятийследует руководствоваться типовыми материалами для проектирования подстанций,разработанными институтом Энергосетьпроект [ 13 ].

Выбор конкретной схемы электрических соединений на стороневысокого напряжения 110-330 кВ подстанции должен быть обоснован в проекте.

6.1.12. Отделители на стороне высокого напряжения подстанциймогут применяться как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающегоимпульса на выключатель головного участка питающей линии. Выбор способапередачи отключающего импульса определяется в зависимости от удаленностипитающей подстанции, мощности трансформатора, характера потребителя, требованийпо надежности отключения.

Применение короткозамыкателей на подстанциях промышленныхпотребителей не должно вызывать нарушений электроснабжения ответственныхпотребителей из-за появления недопустимых по значению и времени отклонений ипровалов напряжения в распределительной сети.

6.1.13. ГПП, ПГВ рекомендуется выполнятьдвухтрансформаторными. В следующих случаях может быть рассмотренацелесообразность установки трех трансформаторов:

— при наличии крупных сосредоточенных электрическихнагрузок;

— при необходимости выделения питания крупныхрезкопеременных нагрузок на отдельные трансформаторы;

— для цехов и предприятий со значительным количествомэлектроприемников особой группы I категории и электроприемников I категории, кпитанию которых предъявляются повышенные требования в отношении надежности.

В обоснованных случаях на ГПП могут быть установленыавтотрансформаторы.

6.1.14. Приемные пункты электроэнергии промышленныхпредприятий, имеющих в своем составе мощные электроприемники с резкопеременнымиграфиками нагрузки, рекомендуется подключать к сетям энергосистем 110-330 кВ свозможно большими токами КЗ. При выделении этих электроприемников на отдельныетрансформаторы последние следует подключать к сети общего назначения 110-330 кВс наибольшими значениями токов КЗ.

6.1.15. Предохранители на стороне высшего напряженияподстанций 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться приусловии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линийвысшего и низшего напряжений. Установка предохранителей не допускается длятрансформаторов напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатацииможет быть разземлена.

6.1.16. Закрытые распределительные устройства напряжением110-220 кВ могут быть применены в следующих случаях:

— в районах с загрязненной атмосферой;

— в районах с минимальными расчетными температурамиокружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования;

— размещение открытого распредустройства невозможно поусловиям застройки площадки.

Решение о сооружении закрытого РУ 110-220 кВ должно бытьобосновано в проекте.

6.1.17. Проектирование генерального плана подстанции 110-330кВ, дорог на территории подстанции, объектов масляного, пневматическогохозяйства следует производить согласно требованиям гл. 4.2 ПУЭ "Распределительныеустройства и подстанции напряжением выше 1 кВ [ 1 ] и норм технологическогопроектирования подстанций 35-750 кВ [ 12 ].

На подстанциях напряжением до 330 кВ не следуетпредусматривать стационарные грузоподъемные устройства для ревизиитрансформаторов. Для этой цели может использоваться портал ошиновкитрансформатора или инвентарное грузоподъемное устройство (передвижной кран).

6.2.1. Решение о питании промышленного предприятия от сетейэнергосистемы 35 кВ следует принимать при отсутствии в районе строительства предприятиясетей энергосистемы 6-10 и 110 кВ.

6.2.2. В зависимости от потребляемой мощности и составаэлектроприемников в качестве приемного пункта электроэнергии на предприятиимогут быть применены:

6.2.2.1. Трансформаторная подстанция 35/6-10 кВ с трансформаторамимощностью 1,6-10 МВА, с типовой схемой РУ-35 кВ согласно разработке институтаЭнергосетьпроект "Схемы принципиальные электрические распределительныхустройств напряжением 6-750 кВ подстанции". Для двухтрансформаторнойподстанции У 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной, секционированнойвыключателем системой шин.

6.2.2.2. Комплектная подстанция 35/6-10 кВ заводскогоизготовления блочной конструкции серии КТПБ.

6.2.2.3. Трансформаторная подстанция 35/0,4 кВ странсформаторами мощностью до 2,5 МВА. При этом надо учитывать, что напредприятии должны отсутствовать высоковольтные электроприемники, а предельнаянагрузка предприятия может быть ограничена мощностью устанавливаемыхтрансформаторов.

6.2.3. Питание указанных приемных пунктов рекомендуетсявыполнять воздушными линиями электропередачи 35 кВ.

6.2.4. Количество устанавливаемых на подстанцияхтрансформаторов и число цепей ВЛ-35 кВ определяются в зависимости от категорииподключенных электроприемников по бесперебойности электроснабжения.

При необходимости компенсации емкостных токов на подстанциидолжны устанавливаться заземляющие реакторы.

6.2.5. На отдельных энергоемких предприятиях для питаниямощных специфических электроприемников (электропечей, преобразовательныхустановок и др.) должна быть создана локальная сеть 35 кВ, не являющаяся сетьюобщего назначения. Источниками питания этой сети являются сетевые илиспециальные трансформаторы 110-330/35 кВ, мощные трехобмоточныеавтотрансформаторы с обмоткой среднего напряжения 35 кВ. Питание электроприемниковосуществляется от РУ-35 кВ радиальными кабельными линиями 35 кВ. Передачамощности от источников питания до РУ-35 кВ выполняется либо магистральнымитокопроводами 35 кВ, либо кабельными линиями 35 кВ.

6.2.6. При построении системы электроснабжения на напряжении35 кВ для мощных ДСП с печными трансформаторами 35 кВ следует руководствоватьсяследующими положениями:

6.2.6.1. Питание ДСП должно осуществляться от РУ-35 кВпечной подстанции, к которой не следует подключать сторонних потребителей.

6.2.6.2. К одной секции сборных шин 35 кВ может бытьподключено несколько ДСП-25 и ДСП-50. Каждая ДСП-100И6 с печным трансформатором80 МВА подключается к отдельной секции сборных шин 35 кВ, питаемой от сетевоготрансформатора общего назначения 160 МВА, 220-330/35 кВ либо от двух,включенных параллельно, сетевых трансформаторов общего назначения 63 — 80 МВА,110-220 /35 кВ.

6.2.6.3. По мере освоения электропромышленностью специальныхдинамически стойких сетевых трансформаторов 100 МВА последние следует устанавливатьвзамен трансформаторов общего назначения.

6.2.6.4. Учитывая недостаточную надежность сетевыхтрансформаторов общего назначения 160 МВА, допускается осуществлять ихрезервирование путем установки третьего трансформатора 160 МВА при двух печныхагрегатах. При наличии одной ДСП резервирование сетевого трансформатора 160 МВАне выполняется. Также не следует резервировать специальные динамически стойкиесетевые трансформаторы.

6.2.6.5. При двух ДСП с печными трансформаторами мощностьюдо 80 МВА должны рассматриваться возможность и целесообразность параллельнойработы сетевых трансформаторов на стороне 35 кВ.

6.2.6.6. На шинах РУ-35 кВ печной подстанции должноподдерживаться выбором соответствующей отпайки сетевого трансформаторанапряжение холостого хода, равное максимально допустимому напряжению печноготрансформатора. При работе ДСП напряжение на сборных шинах 35 кВ должно быть впределах 38,5-35 кВ.

6.2.6.7. Сетевые трансформаторы 110-330/35 кВ следуетподключать к сетям 110-330 кВ энергосистемы в точках с наибольшими значениямитоков КЗ.

6.3.1. Электроснабжение предприятий с незначительнойэлектрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены:

центральная распределительная подстанция (ЦРП) илираспределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт;

распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) принагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт.

Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы можетпроизводится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так ипо магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаютсяотдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями.

6.3.2. Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВявляются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВпредприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительнойподстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питаниеэлектроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуетсяпристраивать или встраивать в производственное здание.

При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, какправило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы системсборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройствусложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразностьпараллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.

6.3.4. В случае установки на двухтрансформаторных ГПП, ПГВтрансформаторов с расщепленными обмотками на различные напряжения (6 и 10 кВ)распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять содной одиночной секционированной выключателем системой шин.

6.3.5. РУ 6-10 кВ однотрансформаторных ГПП, ПГВ следуетвыполнять, как правило, с одной одиночной несекционированной системой шин для трансформаторовс нерасщепленной обмоткой и с одной одиночной секционированной системой шин длятрансформаторов с расщепленной обмоткой.

6.3.6. Вторичные распределительные подстанции РП 6-10 кВ,питающиеся от ГПП, ЦРП, рекомендуется сооружать для удаленных от ГПП, ЦРПпотребителей (компрессорных и насосных станций, производственного корпуса снесколькими ТП 6-10/0,4 кВ). При числе отходящих линий 6-10 кВ менее 8целесообразность сооружения РП должна быть обоснована. Предельная, подключаемаяк РП, нагрузка определяется исходя из пропускной способности выключателя линии,питающей РП. РП 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной секционированнойвыключателем системой шин.

6.3.7. Число ступеней распределения электроэнергии нанапряжении 6-10 кВ не должно для промышленных предприятий быть, как правило,более двух. Рекомендуемые ступени распределения приведены в табл.

Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели,термические установки, преобразовательные подстанции и установки.

6.3.8. Распределение электроэнергии от ГПП, ЦРП до РП 6-10кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам взависимости от территориального расположения нагрузок, потребляемой мощности,требований надежности, условий окружающей среды. Магистральным схемам следует,как правило, отдавать предпочтение как более экономичным.

Кольцевые магистрали на предприятиях допускается применятьдля питания потребителей III и частично II категории при соответствующемрасположении питаемых ими групп подстанций и при единичной мощноститрансформаторов не более 630 кВА.

6.3.9. Магистральные схемы распределения электроэнергии принапряжении 6-10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами, отличающимисябольшей надежностью по сравнению с линиями, выполненными из большого числапараллельных кабелей. Для энергоемких предприятий могут быть рекомендованыследующие магистральные схемы, выполненные токопроводами 6-10 кВ:

— от трансформаторов ГПП по магистралям получают питаниенесколько РП 6-10 кВ;

— от шин генераторного напряжения ТЭЦ, собственнойэлектростанции прокладываются магистрали до РП 6-10 кВ, расположенных попромплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, в основном,проходит вне площадки.

Для указанных схем распределения следует применять, какправило, двухцепные токопроводы. Применение двух одноцепных токопроводов взамендвухцепного токопровода должно быть обосновано в проекте.

Питание двух РП 6-10 кВ может быть выполнено помагистральной кабельной линии, если этому не препятствует расположение РП изначение электрической нагрузки.

6.3.10. Радиальные схемы распределения электроэнергии принапряжении 6-10 кВ следует применять при нагрузках, расположенных в различныхнаправлениях от источника питания. Эти сети, как правило, следует выполнять кабельнымилиниями.

Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует отдаватьпредпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях кнадежности электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям (припитании от РП, в основном, электроприемников I категории).

6.3.11. Питание индивидуальных электроприемников 6-10 кВ(двигателей, печей, преобразовательных подстанций и установок и т.п.) следуетвыполнять радиальными кабельными линиями от секций 6-10 кВ подстанции. ПитаниеТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями как по радиальной, так и помагистральной (к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторовмощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА) схеме. Отказ отмагистральных схем питания ТП должен быть обоснован в проекте.

6.3.12. Для промышленных предприятий могут быть допущенысхемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий,идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. Вэтом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем подвум линиям, отходящим от разных секций источника питания.

6.3.13. При питании специфических (нелинейных,резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоватьсяследующими положениями:

6.3.13.3. Указанные в пп. 6.3.13.1. 6.3.13.2 секции сборных шин 6-10 кВ рекомендуется подключать к разным ветвямрасщепленной обмотки низкого напряжения сетевого трансформатора 110-330/6-10 кВмощностью 25 МВА и более. В случае установки сетевых трансформаторов снерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и менее) указанные секциисборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям сдвоенного реактора 6-10кВ, установленного на выводе сетевого трансформатора.

6.3.13.4. Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, непитающие указанную в п. 6.3.13.2 нагрузку, и электродвигатели 6-10 кВмогут подключаться к любой ветви расщепленной обмотки сетевого трансформатораили сдвоенного реактора. При наличии синхронных двигателей предпочтительнымявляется их подключение к секции шин, от которой питаются специфичныеэлектроприемники.

6.3.13.5. Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкамсети 6-10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.

6.3.14. При установке сдвоенного реактора на вводе следуетпредусматривать равномерное распределение нагрузки между секциями подстанции.Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенного реактора не менее 0,675номинального тока обмотки трансформатора либо суммарного тока нагрузки,учитывая возможность неравномерности нагрузок, а также изменения нагрузок посекциям в процессе эксплуатации.

6.3.15. Распределительные подстанции следует, как правило,размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не былообратных протоков энергии.

6.3.16. При построении схемы подстанции на стороненапряжения 6-10 кВ следует по возможности избегать применения громоздких идорогих выключателей. С этой целью токопроводы напряжением 6-10 кВ следуетподключать непосредственно к трансформатору через отдельные выключатели.

При отсутствии отбора энергии на напряжении 6-10 кВ помимотокопровода следует применять схему блока "трансформатор-токопровод".

6.3.17. Для промышленных предприятий могут применяться принапряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всехслучаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему ипослеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания.

На отходящих линиях напряжением 6-10 кВ силовыепредохранители следует устанавливать после разъединителя или выключателянагрузки, считая по направлению мощности.

6.3.18. При выборе выключателей 6-10 кВ дляэлектроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводскиеданные по коммутационному ресурсу выключателей.

6.3.19. При необходимости компенсации емкостных токов всетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющиереакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборнымшинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключениезаземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным косновным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам,защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсацииемкостных токов следует учитывать требования действующих указаний [ 14 ].

6.4.1. Цеховые ТП, питающие силовые и, как правило,осветительные электроприемники промышленных предприятий, являются основнымиэлектроустановками систем распределения электроэнергии напряжением до 1 кВ.

6.4.2. Цеховые ТП подразделяются по количеству, единичноймощности, схеме соединения обмоток, способу охлаждения трансформаторов, схемераспределительного устройства низшего напряжения, комплектности поставки. Выборцеховых ТП, особенно для энергоемких предприятий со значительной низковольтнойнагрузкой, должен быть в проекте обоснован.

6.4.3.1. Питание электроприемников I категории следуетпредусматривать от двухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций.Трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в тех случаях, когдаимеется возможность примерно равномерно распределить подключаемую нагрузку посекциям распределительного устройства до 1 кВ подстанции.

6.4.3.2. Двухтрансформаторные и трехтрансформаторныеподстанции рекомендуется также применять для питания электроприемников IIкатегории.

6.4.3.3. Двухтрансформаторные и трехтрансформаторныеподстанции могут применяться как при сосредоточенной, так и при распределеннойнагрузке, питаемой по магистральным сетям. При сосредоточенной нагрузкепредпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям.

6.4.3.4. Питание отдельно стоящих объектов общезаводскогоназначения (насосных, компрессорных станций и т.п.) рекомендуется выполнять отдвухтрансформаторных подстанций.

6.4.3.5. Однотрансформаторные подстанции рекомендуетсяприменять для питания электроприемников III категории, если перерывэлектроснабжения, необходимый для замены поврежденного трансформатора, непревышает 1 суток.

6.4.3.6. Однотрансформаторные подстанции также могут бытьприменены для питания электроприемников II категории, если требуемая степеньрезервирования потребителей обеспечивается кабельными линиями низкогонапряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строятрансформатора не превышает 1 суток.

6.4.3.7. При значительной сосредоточенной нагрузкеэлектроприемников III категории взамен двух однотрансформаторных ТП может бытьустановлена одна двухтрансформаторная ТП без устройства АВР, с полной нагрузкойтрансформаторов в нормальном режиме.

6.4.3.8. При сосредоточенной нагрузке электроприемников IIкатегории значительной мощности может оказаться целесообразным сооружениецеховой ТП, на которой устанавливаются несколько полностью загруженныхтрансформаторов и один резервный трансформатор, способный заменить любой изтрансформаторов группы с помощью трансферной системы шин. Применение подобнойТП целесообразно при количестве полностью загруженных трансформаторов шесть иболее.

6.4.4. Мощность трансформаторов двухтрансформаторных итрехтрансформаторных подстанций следует определять таким образом, чтобы приотключении одного трансформатора было обеспечено питание требующихрезервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочнойспособности трансформаторов.

6.4.5. Соотношения между коэффициентами допустимойперегрузки масляных трансформаторов в послеаварийном режиме, определеннымисогласно ГОСТ 14209-85 [ 3 ], и коэффициентами загрузки трансформаторов внормальном режиме приведены в табл.

Коэффициент допустимой перегрузки масляного трансформатора, определенный согласно ГОСТ 14209-85

6.4.6. Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициентадопустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2.

6.4.7. При значительном количестве устанавливаемых цеховыхТП и рассредоточенной нагрузке следует производить на основаниитехнико-экономического расчета выбор единичной мощности трансформаторов.Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора являютсязатраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и втрансформаторах, затраты на строительную часть ТП. Допускается при определенииединичной мощности трансформатора пользоваться следующими критериями принапряжении питающей сети 0,4 кВ:

при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м**2 — 1000, 1600 кВА;

при плотности нагрузки 0,2 — 0,5 кВА/м**2 — 1600 кВА;

при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м**2 — 2500, 1600 кВА.

В случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточенана отдельных участках цеха, выбор единичной мощности трансформаторов цеховых ТПне следует производить по критерию удельной плотности нагрузки.

6.4.8. Для энергоемких производств, при значительномколичестве цеховых ТП, рекомендуется унифицировать единичные мощноститрансформаторов.

6.4.9. Трансформаторы цеховых ТП мощностью 400 — 2500 кВАвыпускаются со схемами соединения обмоток "звезда-звезда" сдопустимым током нулевого вывода, равным 0,25 номинального тока трансформатора,или "треугольник-звезда" с нулевым выводом, рассчитанным на ток,равный 0,75 номинального тока трансформатора. По условиям надежности действиязащиты от однофазных КЗ в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключениянесимметричных нагрузок предпочтительным является применение трансформаторов сосхемой соединения "треугольник-звезда".

6.4.11. Цеховые двухтрансформаторные ТП могут иметьследующие схемы распределительных устройств низшего напряжения.

6.4.11.1. Одиночная секционированная система сборных шин сфиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции черезавтоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора сучетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель внормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР.

6.4.11.2. С двумя, не связанными непосредственно междусобой, секциями сборных шин. Расщепленные выводы каждого трансформатораподключены к разным секциям сборных шин через автоматические выключатели,рассчитанные каждый на выдачу половины мощности трансформатора с учетом егоперегрузочной способности. Два из четырех задействованных автоматическихвыключателя используются для целей резервирования в устройстве АВР.

Такие ТП с трансформаторами мощностью 250, 400, 630 кВАприменяются в городских сетях. В настоящее время ведется разработка подобных ТПмощностью 1000, 1600 и 2500 кВА для промышленных предприятий.

6.4.12. Цеховые однотрансформаторные ТП могут иметьследующие схемы распределительных устройств низкого напряжения.

6.4.12.1. Одиночная несекционированная система сборных шин,подключенная к выводу трансформатора через автоматический выключатель,рассчитанный на выдачу полной мощности трансформатора.

6.4.12.2. С двумя несвязанными секциями сборных шин,подключенных к расщепленному выводу трансформатора через автоматическиевыключатели, каждый из которых рассчитан на выдачу половины полной мощноститрансформатора.

6.4.13. Цеховая трехтрансформаторная подстанция имеетраспределительное устройство низшего напряжения с шестью секциями сборных шин,каждая из которых подключена через автоматический выключатель к расщепленномувыводу трансформатора. Резервирование питания осуществляется тремяавтоматическими выключателями, связывающими между собой секции №№ 2 и 3, 4 и 5,1 и 6.

6.4.14. Любые из перечисленных выше схем распределительныхустройств низшего напряжения цеховых ТП позволяют осуществить схему блока"трансформатор-магистраль".

6.4.15. Цеховые ТП подразделяются на комплектные подстанциизаводского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемые на месте строительства(ТП). При проектировании следует отдавать предпочтение КТП, обеспечивающимбольшую надежность и сокращение сроков строительства.

6.4.16. Цеховые ТП и КТП не должны иметь сборные шиныпервичного напряжения. Установка отключающего аппарата перед цеховымтрансформатором при магистральном питании подстанции обязательна. Глухоеприсоединение цехового трансформатора может применяться при радиальном питаниикабельными линиями по схеме блока "линия — трансформатор", заисключением случаев:

питания от пункта, находящегося в ведении другойэксплуатирующей организации;

необходимости установки отключающего аппарата по условиямзащиты.

6.5.1. Электрические сети напряжением до 1 кВ переменноготока на промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до 1 кВ (отцеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до1 кВ (от РУ до 1 кВ до электроприемников).

6.5.2. Питающие силовые сети до 1 кВ прокладываются каквнутри зданий и сооружений, так и вне их.

6.5.3. Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполнятьсякак магистральными, так и радиальными. Выбор вида сети зависит от планировкитехнологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения,условий окружающей среды, вероятности изменения технологического процесса,вызывающего замену технологического оборудования, размещения цеховых ТП. Каждыйвид прокладки имеет свою предпочтительную область применения.

6.5.4. Магистральные силовые питающие сети рекомендуетсяприменять:

— в энергоемких производствах при распределенииэлектроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВА;

— для обеспечения определенной независимости электроустановокот технологии и строительной части, что важно при возможных измененияхтехнологического процесса и заменах технологического оборудования, привыполнении проектных и электромонтажных работ в случаях отсутствия полныхисходных данных об устанавливаемом технологическом оборудовании;

— при создании модульных сетей для производств с равномернораспределенной нагрузкой по площади цеха.

6.5.5. Для трансформатора мощностью 1000 кВА должнапредусматриваться, как правило, одна магистраль, для трансформаторов мощностью1600 и 2500 кВА — не более двух магистралей. Не следует допускать применениесхем распределения электроэнергии, при которых от одного трансформатора отходятнесколько радиальных магистралей (шинопроводов) с суммарной пропускнойспособностью, намного превышающей номинальную мощность трансформатора.

6.5.6. Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должныприменяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасныеустановки, наличие проводящей пыли, химически активная среда), при повышенныхтребованиях по обеспечению бесперебойности питания РУ до 1 кВ.

6.5.7. В тех случаях, когда для конкретного объекта могутбыть применены как магистральные, так и радиальные схемы распределенияэлектроэнергии, выбор вида сети следует производить на основаниитехнико-экономического расчета.

6.5.8. Магистральные питающие силовые сети рекомендуетсявыполнять комплектными магистральными шинопроводами.

6.5.9. Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВследует выполнять, как правило, радиальными кабельными линиями.

6.5.10. При построении питающей сети до 1 кВ в целяхповышения надежности питания рекомендуется руководствоваться следующими общимиположениями.

6.5.10.1. РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центровнагрузок.

6.5.10.2. Питающие сети до 1 кВ должны формироваться такимобразом, чтобы длина распределительной сети до 1 кВ была по возможностиминимальной.

6.5.10.3. Питающие сети рекомендуется прокладывать открыто.Применение трубных проводок должно обосновываться.

6.5.10.4. Каждый участок или отделение цеха рекомендуетсяпитать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило,питаться другие участки или отделения цеха. Также желательна привязка цеховыхТП к определенным цехам, если этому не препятствует незначительностьэлектрической нагрузки.

6.5.10.5. При построении питающей сети следует учитыватьуказания о раздельном учете электроэнергии для различных цехов, если это неприводит к значительному удорожанию питающих сетей.

6.5.11. Применение на промышленных предприятиях питающихсиловых сетей постоянного тока общего назначения следует обосновывать впроекте.

6.5.12. Распределительные сети до 1 кВ могут выполнятьсямагистральными или радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки игабаритов технологического оборудования, условий среды, особенностей проведенияподъемно-транспортных работ в цехе.

6.5.13. Магистральные распределительные сети до 1 кВрекомендуется выполнять с помощью комплектных распределительных винопроводов.

6.5.14. Радиальные распределительные сети до 1 кВ следуетвыполнять при распределении электроэнергии от распределительных щитов, пунктов,щитов и шкафов станций управления, других видов НКУ.

7.1. Определение электрических нагрузок должно производитьсяпри разработке систем электроснабжения промышленных предприятий на всех стадияхпроектирования (ТЭО, ТЭР, проект, рабочий проект, рабочая документация).

7.2. При предпроектной проработке (схема развития, ТЭО, ТЭР)должна определяться результирующая электрическая нагрузка предприятия,позволяющая решить вопросы его присоединения к сетям энергосистемы. Ожидаемаяэлектрическая нагрузка определяется либо по фактическому электропотреблениюпредприятия-аналога, либо по достоверному значению коэффициента спроса приналичии данных о суммарной установленной мощности электроприемников, либо черезудельные показатели электропотребления.

7.3.1. Выполняется расчет электрических нагрузок напряжениемдо 1 кВ в целом по корпусу (предприятию) в целях выявления общего количества имощности цеховых ТП.

7.3.2. Выполняется расчет электрических нагрузок нанапряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ.

7.3.3. Определяется расчетная электрическая нагрузкапредприятия в точке балансового разграничения с энергосистемой.

7.4. На стадиях рабочий проект и рабочая документациядополнительно к указанным в п. 7.3 расчетам следует выполнить расчетэлектрических нагрузок питающих сетей напряжением до 1 кВ и на шинах каждойцеховой ТП. Расчет ведется одновременно с построением питающей сети напряжениемдо 1 кВ. Согласно произведенным расчетам определяются сечения проводниковпитающих сетей напряжением до 1 кВ и выбор защитных аппаратов, уточняютсямощности трансформаторов цеховых ТП.

7.5. Определение электрических нагрузок на стадиях проект,рабочий проект, рабочая документация следует производить согласно разработанноминститутом Тяжпромэлектропроект в 1992 г. указаниям по расчету электрическихнагрузок [ 15. 16 ],заменяющим действующие с 1968 г. "Указания по определению электрическихнагрузок в промышленных установках".

Не следует допускать пользование ранее действующимиуказаниями, приводящими к необоснованному завышению как средних, так имаксимальных электрических нагрузок.

7.6. Усовершенствованная методика определения электрическихнагрузок базируется на следующих положениях.

7.6.1. Исходными для расчета данными являютсятаблицы-задания от технологов, сантехников и других смежных подразделений, вкоторых указываются данные электроприемников.

7.6.2. В расчетах используются содержащиеся в существующихсправочных материалах среднестатистические значения коэффициентов использованияКи и коэффициентов реактивной мощности для различных электроприемников.

7.6.3. Приняты следующие постоянные времени нагрева:

для сетей до 1 кВ — 10 мин;

для сетей выше 1 кВ — 30 мин;

для трансформаторов и магистральных шинопроводов — 150 мин.

7.6.4. Значения коэффициентов расчетных нагрузок Кропределены в зависимости от коэффициента использования, эффективного числаэлектроприемников и постоянной времени нагрева.

7.6.5. Значения коэффициентов одновременности Ко дляопределения расчетных нагрузок на шинах 6-10 кВ РП, ГПП определены зависимостиот средневзвешенных коэффициентов использования и числа присоединений 6-10 кВна сборных шинах РП, ГПП.

7.6.6. Фактические значения расчетных нагрузок могутпревышать расчетные с вероятностью не более 0,05.

7.7. Указания не распространяются на определениеэлектрических нагрузок электроприемников с резкопеременными графиками нагрузки(дуговых электропечей, электроприводов прокатных станов, контактной сварки ит.п.), промышленного электрического транспорта, а также электроприемников сизвестным графиком нагрузки.

7.8. При расчетах электрических нагрузок должны бытьопределены отдельно нагрузки электроприемников особой группы I категории инагрузки электроприемников III категории.

7.9. Годовой расход активной и реактивной энергии,потребляемой промышленным предприятием, рекомендуется рассчитывать на основаниирасчетных электрических нагрузок и годового числа часов использования максимумаактивной и реактивной мощности.

7.9.1. Годовой расход активной энергии, потребляемойпредприятием, следует определять по выражению

где Рр — математическоеожидание расчетной активной мощности (нагрузки) на границе балансовогоразграничения с энергосистемой. Допускается принимать =0,9 Рр. где Рр -расчетная нагрузка, определенная согласно [ 15. 16 ];

ТМ — годовое число часовиспользования максимума активной мощности, определяемое в зависимости отсменности предприятия. Для 1, 2 и 3-сменных предприятий ТМ соответственноследует принимать 1900, 3600 и 5100 ч, для непрерывного производства — 7650 ч.

7.9.2. Годовой расход реактивной энергии, не превышающийэкономическое значение, следует определять по выражению

где Qэ — реактивная мощность впределах экономических значений, с учетом устанавливаемых на предприятиисредств КРМ. Значение Qэ определяется согласно [ 21. 22 ];

ТMQэ — годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, не превышающейэкономическое значение.

Значение ТMQэ зависит от режима работыпредприятия и напряжения сети энергосистемы, от которой получает питаниепотребитель.

7.9.3. Годовой расход реактивной энергии, превышающийэкономическое значение

где Qпэ — реактивная мощность, потребляемаяиз энергосистемы и превышающая экономическое значение;

ТMQп — годовое число часовиспользования потребляемой максимальной реактивной мощности, превышающейэкономическое значение.

Значения Qпэ и ТMQп определяются в соответствии суказаниями по выбору средств КРМ в электрических сетях общего назначения [ 21. 22 ].

8.1. В проекте электроснабжения предприятия должны быть приведеныданные расчета токов КЗ, используемые для выбора аппаратов и проводников, длярасчетов релейной защиты и параметров качества электроэнергии.

8.2. Расчеты токов КЗ следует производить исходя из одного развитияпроектируемой системы электроснабжения.

8.3. Методы расчета токов КЗ приведены в следующихстандартах:

ГОСТ 27514-87 — электроустановки переменного токанапряжением свыше 1 кВ;

ГОСТ Р 50270-92 — электроустановки переменного токанапряжением до 1 кВ;

ГОСТ 29176-91 — электроустановки постоянного тока.

Электродинамическое и термическое действия тока КЗрассмотрены в ГОСТ Р 50254-92.

8.4. Для промышленных предприятий определение тоководнофазных КЗ в электроустановках до 1 кВ может производиться, наряду срекомендуемым ГОСТ Р 50270-92 методом симметричных составляющих, методом петлифаза-нуль [ 17 ].

8.5. В зависимости от наличия исходных данных для расчетагод петли фаза-нуль позволяет определять значение тока однофазного короткогозамыкания как по сумме активных и индуктивных сопротивлений в фазной и нулевойцепях, так и по сумме полных сопротивлений (z) всех последовательных участковцепи короткого замыкания.

В первом случае, как и в методе симметричных составляющих,учитываются сопротивления всех элементов цепи короткого замыкания, включаясопротивления трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактныхсоединений и электрической дуги. Точность расчета при этом не отличается отточности метода симметричных составляющих, но для расчета не требуется данныхпо сопротивлениям нулевой последовательности, которые не всегда можно найти дляконкретной схемы.

Во втором случае сопротивления отдельных элементов цепикороткого замыкания и электрической дуги не учитываются, так как арифметическое(вместо геометрического) суммирование полных сопротивлений приводит, какправило, к увеличению общего сопротивления короткозамкнутой цепи и как быкомпенсирует неучет сопротивлений отдельных элементов.

Расчет тока однофазного короткого замыкания по сумме полныхсопротивлений является простым по сравнению с двумя другими методами, нонесколько уступает последним в точности результата.

8.6. При расчете тока трехфазного КЗ в установкахнапряжением до 1 кВ следует учитывать не только индуктивные и активныесопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, но и активные сопротивлениявсех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов,разъемные контакты аппаратов и контакт в месте короткого замыкания).

При отсутствии достоверных данных о контактах и ихпереходных сопротивлениях допускается при расчете токов КЗ в сетях, питаемыхтрансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно, учитывать их суммарноесопротивление введением в расчет активного сопротивления:

8.6.1. для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТПмощностью до 1000 кВА включительно — 0,015 Ом; для распределительных устройствдо 1 кВ цеховых ТП мощностью 1600 и 2500 кВА значения активных сопротивленийподлежат уточнению;

8.6.2. для первичных цеховых распределительных пунктов, каки на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов подстанций илиглавных магистралей, — 0,02 Ом;

8.6.3. для вторичных цеховых распределительных пунктов, каки на зажимах аппаратов, питаемых от первичных распределительных пунктов, -0,025 Ом;

8.6.4. для аппаратуры, установленной непосредственно уэлектроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов, -0,03 Ом.

8.7. При проектировании системы электроснабжения промышленногопредприятия, имеющего в своем составе электроприемники, чувствительные кизменениям показателей качества электроэнергии, следует оптимизироватьрасчетное значение тока КЗ с учетом двух факторов:

— обеспечения возможности применения электрических аппаратовоблегченной конструкции и проводников меньших сечений;

— обеспечения поддержания ПКЭ в нормируемых пределах. Внеобходимых случаях расчетное значение тока КЗ должно определятьсятехнико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на ограничениетоков КЗ и меры по поддержанию ПКЭ в нормируемых пределах. Учитываязначительную стоимость технических средств по поддержанию ПКЭ в нормируемыхпределах, рекомендуется, как правило, указанные промышленные предприятияподключать к точкам сети энергосистемы с наибольшими токами КЗ.

8.8. В качестве средств ограничения токов КЗ на промышленныхпредприятиях могут быть применены:

— трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;

— трансформаторы с повышенным значением напряжения короткогозамыкания;

— специальные тиристорные быстродействующиетокоограничивающие устройства типа ТОУ.

8.9. При необходимости ограничения токов КЗ в РП 6-10 кВследует производить установку токоограничивающих реакторов на питающих линияхили устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях 6-10 кВ сприсоединением до 4 линий к одному реактору.

Индивидуальное реактирование отходящих линий должно бытьобосновано.

9.1. Для электрических сетей общего назначенияустанавливаются согласно ГОСТ13109 [ 18 ]следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):

установившееся отклонение напряжения;

размах изменения напряжения;

доза колебаний напряжения;

коэффициент гармонической составляющей;

напряжения нечетного (четного) порядка;

коэффициент обратной последовательности напряжения;

коэффициент нулевой последовательности напряжения;

9.2. Расчетной точкой является точка присоединенияпромышленного предприятия к сети энергоснабжающей организации. Как правило,расчетная точка совпадает с границей балансового разграничения междупотребителем и энергосистемой.

9.3. Энергоснабжающая организация определяет для расчетнойточки согласно "Правилам присоединения потребителя к сети общегоназначения по условиям влияния на качество электроэнергии" [ 19 ]значения допустимых расчетных вкладов (ДРВ) потребителя в нормируемые ГОСТ13109 значения ПКЭ.

9.4. При проектировании системы электроснабженияпромышленного предприятия следует предусматривать меры и устройства, обеспечивающиев расчетной точке заданные значения ДРВ и позволяющие осуществить контроль ианализ значений ПКЭ.

9.5. В целях стимулирования потребителя к улучшению качестваэлектрической энергии установлены скидки (надбавки) к тарифу за качествоэлектрической энергии, применяемые при отклонениях от установленных значенийДРВ [ 20 ].

9.6. Улучшение качества электроэнергии достигаетсярациональным построением схем электроснабжения, а также применением принеобходимости специальных технических средств (силовых фильтров, устройствстатической и динамической компенсации и др.).

9.7. При проектировании предприятий со специфическиминагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) следует учитывать,что устанавливаемые специальные технические средства одновременно обеспечиваютКРМ и поддержание значений ПКЭ. Поэтому при проектировании вопросы качестваэлектроэнергии и компенсации реактивной мощности для предприятий соспецифическими нагрузками следует рассматривать одновременно.

9.8. Согласно ГОСТ13109 нормируются установившиеся значения нормального предельногоотклонения напряжения +-5 % и максимального предельного отклонения напряжения+-10 %.

В переходных режимах отклонения напряжения не нормируются и,например, при пуске крупного электродвигателя могут превышать указанные значения.Значение превышения зависит от конкретной схемы электроснабжения, особенностейподключенных электроприемников, характеристик коммутационных аппаратов, но вовсех случаях пуск крупного двигателя не должен приводить к нарушению работыдругих электроприемников.

9.8.1. Регулирование напряжение в системах электроснабженияпромышленных предприятий, в основном, должно обеспечиваться применениемтрансформаторов и автотрансформаторов с автоматическим регулированиемнапряжения под нагрузкой и выбором оптимальных ответвлений у нерегулируемых поднагрузкой трансформаторов.

9.8.2. Если режим работы электроприемников различен и ониимеют разную удаленность от пункта питания, а также если имеютсяэлектроприемники, особо чувствительные к отклонениям напряжения, необходимопредусматривать дополнительные групповые или индивидуальные средстварегулирования напряжения в узлах нагрузки, такие как применение управляемыхконденсаторных батарей, автоматическое управление возбуждением синхронныхэлектродвигателей, применение стабилизирующих установок, устройств поограничению напряжения и др.

9.9. Несинусоидальность напряжения вызывается подключением ксети электроприемников с нелинейной вольт-амперной характеристикой, являющихсяисточниками высших гармоник. К таким электроприемникам относятся тиристорныеэлектроприводы, дуговое электропечи, сварочные установки, газоразрядные лампы идр. При проектировании в целях уменьшения негативного влияния высшихгармонических на элементы электроустановок следует руководствоваться рекомендациямипо построению схем электроснабжения (см. п.), а также, если это возможно,увеличить число фаз выпрямления вентильных преобразователей. Принедостаточности указанных мер следует применять силовые резонансные CL фильтры.

9.10. Электроприемники, нагрузка которых имеетрезкопеременный характер (электроприводы, дуговые электропечи и др.), вызываютнедопустимые размахи изменений напряжения и дозы колебаний напряжения. Припостроении системы электроснабжения следует руководствоваться положениями п.,также целесообразно уменьшение реактивного сопротивления сети, в том числемогут быть эффективны установки продольной компенсации. В тех случаях, когдасовершенствованием схемы питания невозможно снизили значения указанных ПКЭ,могут быть применены быстродействующие синхронные компенсаторы или статическиеустановки динамической компенсации прямого или косвенного действия.

9.11. Несимметричные режимы токов и напряжений связаны сподключением несимметричных нагрузок, т.е. таких электроприемников,симметричное многофазное исполнение которых нецелесообразно или невозможно. Кподобным электроприемникам относятся отдельные термические и сварочныеустановки, электрическое освещение, специальные однофазные нагрузки.Подключение таких нагрузок к трехфазной сети ограниченной мощности вызываетдлительные или кратковременные несимметричные режимы токов и напряжений,которые могут быть снижены подключением несимметричных нагрузок в точке сети свозможно большей мощностью КЗ и равномерным распределением однофазных идвухфазных нагрузок по всем трем фазам. Если указанные меры недостаточны,рекомендуется применять симметрирующие устройства. Для статичной однофазной илидвухфазной нагрузки значительной мощности следует использовать нерегулируемыесимметрирующие устройства, преобразующие эти нагрузки в трехфазные. В техслучаях, когда нагрузка по фазам меняется за весьма малые промежутки времени,несимметрия сети носит кратковременный и случайный характер, следует применятьрегулируемые статические симметрирующие устройства с достаточнымбыстродействием.

9.12. Для ряда электроприемников производств с непрерывнымтехнологическим процессом, средств вычислительной техники, средств связи и др.исключительное значение имеют длительность и глубина провалов напряжения.Следует отметить, что нормирование указанных ПКЭ затруднено, так как зависит отособенностей оборудования и технологического процесса конкретной установки. Вкачестве технических средств могут применяться агрегаты бесперебойного питанияс аккумуляторными батареями и специальные технические средства, позволяющиеобеспечить непрерывную и неискаженную форму кривой напряжения у потребителя припровалах различной глубины и длительности.

10.1. Проектирование установок компенсации реактивноймощности (КРМ) промышленных предприятий следует производить раздельно дляэлектрических сетей общего назначения и для электрических сетей соспецифическими (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) нагрузками.

10.2.1. В качестве средств КРМ принимаются батареинизковольтных и высоковольтных конденсаторов напряжением 0,4 кВ и 5-10 кВсоответственно и синхронные электродвигатели 6-10 кВ.

10.2.2. Основными исходными данными для выбора средств КРМявляются расчетные электрические нагрузки предприятия, в том числе на границебалансового разграничения с энергосистемой, и экономические значения реактивноймощности и энергии, задаваемые энергоснабжающей организацией.

10.2.3. Выбор средств КРМ и мощности компенсирующихустройств осуществляется в два этапа: при потреблении реактивной мощности изэнергосистемы в пределах экономического знания и потреблении реактивноймощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение.

10.2.4. На первом этапе определяется мощность конденсаторныхбатарей, устанавливаемых в сети до 1 кВ по критерию выбора минимального числацеховых ТП, и определяется экономически целесообразная реактивная мощность,генерируемая синхронными электродвигателями 6-10 кВ. При этом во всех случаяхиспользуется для КРМ без обосновывающих расчетов располагаемая реактивнаямощность синхронных двигателей с номинальной мощностью свыше 2500 кВт ирасполагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с частотой вращениясвыше 1000 1/мин независимо от номинальной мощности. Целесообразностьиспользования синхронных электродвигателей с номинальной мощностью до 2500 кВти частотой вращения до 1000 1/мин определяется расчетом. Затем производитсяанализ баланса реактивной мощности на границе балансового разграничения. Вслучае, если генерируемая конденсаторными батареями до 1 кВ и синхроннымиэлектродвигателями 6-10 кВ реактивная мощность обеспечивает потреблениереактивной мощности из энергосистемы в пределах экономического значения, выборсредств КРМ считается завершенным. В обратном случае следует выполнить второйэтап расчета.

10.2.5. На втором этапе расчета следует рассмотретьполучение недостающей реактивной мощности из следующих источников:

— дополнительная установка батарей конденсаторов до 1 кВ;

— более полное использование реактивной мощности,генерируемой синхронными двигателями мощностью до 2500 кВт и с частотойвращения до 1000 1/мин (в случае, если располагаемая мощность этой группы синхронныхдвигателей не используется годностью при потреблении реактивной мощности изэнергосистемы, не превышающем экономическое значение);

— установка в узлах нагрузки батарей конденсаторов 6-10 кВ.

Указанные источники сопоставляются между собой и с потреблениемреактивной мощности из энергосистемы, превышающей экономическое значение. Дляпредприятий с непрерывным режимом работы, как правило, целесообразна установкабатарей конденсаторов 6-10 кВ. Для предприятий, работающих в 1, 2 и 3 сменыможет оказаться целесообразным получение недостающей реактивной мощности изэнергосистемы, превышающей экономическое значение.

10.2.6. При выполнении расчетов по выбору средств КРМрекомендуется пользоваться указаниями по проектированию КРМ в сетях общегоназначения [ 21. 22 ],разработанными взамен соответствующих указаний 1984 г.

10.2.7. Батареи конденсаторов до 1 кВ могут размещаться вэлектротехнических помещениях или непосредственно в производственныхпомещениях.

— распределение электроэнергии производится магистральнымишинопроводами;

— окружающая среда не содержит проводящей пыли, химическиактивных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам;

— должны быть исключены механические воздействия оттранспортных средств и перемещаемых грузов;

— степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна бытьне менее IP4X по ГОСТ 14255.

10.2.9. При условиях, отличающихся от перечисленных в п. 10.2.8. батареи конденсаторов до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях цеховыхТП. Количество батарей (не более двух на один трансформатор) определяетсямощностью трансформатора и степенью компенсации. Батареи конденсаторов могуттакже размещаться в ЭМП и других электропомещениях.

10.2.10. Батареи конденсаторов 6-10 кВ должны размещаться,как правило, в отдельных (специально для них предназначенных) помещениях, атакже в ЭМП и подстанциях.

10.2.11. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ и 6-10 кВдолжны иметь ручное управление для включения или отключения установки в целом илиее части эксплуатационным персоналом.

10.2.12. Установки батарей конденсаторов до 1 кВ должныиметь автоматическое ступенчатое регулирование мощности в функции реактивноймощности, реактивного или полного тока узла нагрузки.

10.2.13. Автоматическое регулирование мощности батареиконденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии у потребителявыключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки.При их отсутствии регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ производитьне следует.

10.2.14. Синхронные электродвигатели 6-10, реактивнаямощность которых используется для КРМ, должны иметь автоматическоерегулирование возбуждения в функции реактивной мощности узла нагрузки награнице балансового разграничения с энергосистемой.

10.2.15. При значительном количестве установок КРМ следуетпри проектировании рассматривать возможность устройства централизованногоуправления ими с диспетчерского пункта.

10.3. При выборе средств КРМ для электрических сетей соспецифическими нагрузками следует руководствоваться следующими рекомендациями.

10.3.1. В качестве средств КРМ для сетей с нелинейными ирезкопеременными нагрузками помимо средств КРМ, используемых в сетях общегоназначения (конденсаторные батареи до 1 кВ и 6-10 кВ, синхронные двигатели 6-10кВ), могут применяться силовые резонансные CL фильтры и устройства динамическойкомпенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия.

10.3.2. Выбор средств КРМ зависит от значений определяемых врасчетной точке (см. п. 10.3.4 ) следующих показателей качестваэлектроэнергии (ПКЭ):

— коэффициента искажения синусоидальности напряжения Ки;

— коэффициента n -й гармонической составляющей напряжения Ки (n);

— размаха изменений напряжения SU;

10.3.3. При определении указанных ПКЭ согласно ГОСТ 1309 вцелях исключения принятия решений, неоправданно удорожающих устанавливаемыесредства КРМ, рекомендуется при выполнении расчетов принимать вероятность превышенияпредельно допускаемых значений ПКЭ, равную 0,05.

10.3.4. Расчетной точкойявляется точка присоединения потребителя к сети энергоснабжающей организации,для которой определяются допустимые расчетные вклады (ДРВ) потребителя внормируемые согласно ГОСТ13109 значения ПКЭ. Как правило, расчетная точка принимается совмещенной с границейбалансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией,но при питании мощных электроприемников от подстанции глубокого ввода расчетнаяточка может находиться в узлах энергосистемы.

10.3.5. Выявленные расчетные значения ПКЭ сопоставляются созначениями ДРВ, которые определяются энергоснабжающей организацией согласно [ 19 ].Результаты сопоставления позволяют осуществить выбор средств КРМ.

10.3.6. Конденсаторные батареи 6-10 кВ не следует подключатьк секциям сборных шин, от которых получают питание нелинейные нагрузкинезависимо от значений Ки и Ки (n).

10.3.7. При выделении нелинейных нагрузок 6-10 кВ наотдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора или сдвоенного реактора ипри значениях Ки и Ки (n), превышающих значение ДРВ в расчетной точке, насекции сборных шин с нелинейными нагрузками следует устанавливать силовыефильтры в целях снижения значений токов и напряжений высших гармоник врасчетной точке до значений ДРВ. При значениях Ки и Ки (n), не превышающих ДРВв расчетной точке, силовые фильтры не устанавливаются. Выбор средств КРМ дляэтих случаев производится согласно п. 10.2. Мощность устанавливаемых средствКРМ (с учетом фильтров, если они устанавливаются) должна обеспечить потреблениеРМ из энергосистемы, не превышающее экономическое значение. Прицелесообразности установки батарей конденсаторов 6-10 кВ последние должны бытьподключены к секциям сборных шин, к которым не подключены нелинейные нагрузки.

10.3.8. При невозможности выделения нелинейной нагрузки наотдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора и сдвоенного реактора ксборным шинам 6-10 кВ следует подключить силовые фильтры, обеспечивающиеснижение значений коэффициентов Ки и Ки (n) до значений ДРВ и потреблениереактивной мощности из энергосистемы, не превышающее техническое значениереактивной мощности. Учитывая значительные затраты на установку силовыхфильтров нецелесообразно увеличение их мощности по условию КРМ. Силовые фильтрыустанавливать не следует, если соблюдаются следующие два условия: расчетныезначения Ки и Ки (n) не превышают значения ДРВ и технический предел потребленияреактивной мощности обеспечивается синхронными электродвигателями и батареямиконденсаторов до 1 кВ.

10.3.9. К секциям сборных шин, питающих резкопеременныенагрузки, не следует подключать конденсаторные батареи. В целях снижениязначений размаха изменений напряжения и дозы фликера эти секции рекомендуетсяподключать к сети общего назначения с наибольшими токами КЗ. При невозможностиосуществить такое подключение, а также в случае установки мощныхэлектроприемников с резкопеременным характером нагрузки должна быть рассмотренацелесообразность установки устройств динамической компенсации реактивноймощности прямого или косвенного действия. По условию КРМ суммарная мощностьконденсаторных батареи фильтров, входящих в состав устройства динамическойкомпенсации, должна обеспечить технический предел потребления реактивноймощности.

10.4. Выбор компенсирующих устройств должен производитьсяодновременно с выбором других основных элементов системы электроснабженияпредприятия с учетом динамики роста электрических нагрузок и поэтапногоразвития системы (см. также п. 2.3.9 ).

10.5. При проектировании силовых электроустановок должнобыть обеспечено наименьшее потребление реактивной мощности путем:

обоснованного выбора мощности электродвигателей;

преимущественного применения синхронных электродвигателейдля нерегулируемых электроприводов;

применение специальных схем и режимов работы вентильныхпреобразователей.

10.6. Индивидуальная компенсация может быть выполнена длямощных электроприемников с низким коэффициентом мощности и с большим числомчасов работы в году.

10.7. При необходимости включения конденсаторных батарей нанапряжение выше 10 кВ следует применять последовательное илипараллельно-последовательное соединение однотипных конденсаторов с устройствомдополнительной изоляции конденсаторов между фазами и изоляцией конденсаторов отземли.

10.8. Для промышленных предприятий рекомендуетсяиспользование комплектных конденсаторных установок.

11.1. Для энергоемких промышленных предприятий следует, какправило, предусматривать централизованное (диспетчерское) управление системойэлектроснабжения с применением средств телемеханики и вычислительной техники.

Автоматизированную систему управления электроснабжением(АСУ-электро) рекомендуется создавать в составе автоматизированной системыуправления энергохозяйством предприятия (АСУ-Э), осуществляющей управление иконтроль всех видов энергоносителей (электроэнергия, газ, вода, воздухо- итеплоснабжение).

11.2. При проектировании АСУ-Э следует предусматриватьвозможность включения ее в будущем в автоматизированную систему управленияпроизводством.

11.3. Объем телемеханизации системы электроснабжения долженопределяться задачами диспетчерского управления и контроля с учетомпредусматриваемого уровня автоматики на подстанциях (устройства АВР, АПВ, АЧР).Объем телемеханизации должен быть обоснован в проекте.

11.4. Применение средств телемеханики и вычислительнойтехники должно обеспечивать:

— отображение на диспетчерском пункте (ДП) состояния иположения основных элементов системы электроснабжения и передачу на ДПпредупредительных и аварийных сигналов;

— возможность оперативного управления системой;

— установление наиболее рациональных эксплуатационных режимов;

— скорейшую локализацию последствий аварий;

— сокращение количества обслуживающего персонала;

— сбор и передачу информации в систему автоматизированногоучета электроэнергии.

11.5. Телеуправление (ТУ) следует осуществлять:

— выключателями на питающих линиях и линиях связи принеобходимости частых (3 раза в сутки и более) оперативных включениях;

— вводными и секционными выключателями подстанций приотсутствии АВР;

— выключателями на линиях, питающих секции шин сэлектроприемниками III категории;

— выключателями на линиях, питающих электроприемникизначительной мощности, если принято решение о целесообразности их отключения вчасы максимальных нагрузок энергосистемы в целях регулированияэлектропотребления.

11.6. Телесигнализация (ТС) должна указывать состояние:

— всех телеуправляемых объектов;

— вводных, секционных, шиносоединительных и обходныхвыключателей подстанций предприятия;

— выключателей, питающих электроприемники значительноймощности и ответственные механизмы, агрегаты, технологические линии;

— трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ и выше;

— отделителей на вводах напряжением 35 кВ и выше.

Кроме того, как правило, должны предусматриваться следующиесигналы с контролируемого пункта (КП):

а) общий сигнал с каждого КП:

об аварийном отключении любого выключателя;

о замыкании на землю в сетях высокого напряжения каждойподстанции;

о неисправностях на КП, в том числе о недопустимом изменениитемпературы в отапливаемых помещениях, замыкании на землю и исчезновении напряженияв цепях оперативного тока, повреждении в цепях трансформаторов напряжения,переключении питания цепей телемеханики на резервный источник и т.п.;

б) о неисправности трансформаторов ГПП, ПГЗ, крупныхпреобразовательных агрегатов;

в) о возникновении пожара (появлении дыма) на КП.

11.7. Телеизмерения (ТИ) должны отображать:

— значения напряжений на питающих линиях, других источниковпитания и на сборных шинах подстанций 5 кВ и выше;

— значения токов и мощностей в точках сети, позволяющиеосуществлять систематический контроль технологического процесса и оборудования,судить о перетоках активной, реактивной и полной мощности в системеэлектроснабжения в нормальном и послеаварийном режимах;

— значения показателей качества электроэнергии в расчетнойточке и, при необходимости, в отдельных узлах питания.

11.8. Преобразование измеряемых электрических величин(напряжения, тока, мощности, частоты) в унифицированный выходной сигнал следуетосуществлять с помощью измерительных преобразователей различного назначения. Применениена промышленных предприятиях измерительно-вычислительных комплексов иинформационных измерительных систем должно быть обосновано в проекте.

11.9. Для регистрации изменяющихся во времени электрическихпроцессов следует применять самопишущие, в том числе быстродействующие,приборы, светолучевые и электронные осциллографы, магнитографы.

11.10. При проектировании диспетчерского щита и пульта,определении размеров диспетчерского помещения следует учитывать возможноеразвитие системы электроснабжения.

11.11. Мнемосхема диспетчерского щита и объем информации,отражающейся на дисплеях, должны, как правило, показывать все связи 6-10 кВ ивыше между подстанциями, пунктами приема электроэнергии и другими источникамипитания. Выключатели и другие аппараты, не включенные в объем телемеханизации,могут отражаться на мнемосхеме с помощью символов, переставляемых вручную.

11.12. На энергоемких промышленных предприятияхрекомендуется предусматривать автоматизированный учет электроэнергии в целях:

— определения количества электроэнергии, получаемсяпредприятием от энергоснабжающей организации;

— фиксирования получасового максимума нагрузки в часымаксимальных и минимальных нагрузок энергосистемы;

— производства внутризаводского межцехового расчета заэлектроэнергию;

— осуществления контроля за потреблением и выработкойреактивной энергии по предприятию в целом и отдельным истребителям значительноймощности;

— определения средневзвешенного коэффициента мощности.Системы учета электроэнергии на промышленных предприятиях должны отвечатьтребованиям гл. 1.5 ПУЭ "Учетэлектроэнергии"

11.13. Автоматический контроль изоляции, действующий насигнал при снижении сопротивления изоляции ниже нормируемого уровня, долженвыполняться в сетях переменного тока напряжением выше 1 кВ с изолированной илизаземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированнымиполюсами или с изолированной средней точкой.

11.14. Для фиксации аварийных режимов и последующего иханализа на подстанциях 110 кВ и выше рекомендуется предусматривать установкуавтоматических осциллографов и самопишущих приборов с ускоренной записью приавариях, а для крупных УРП и ГП — систему диагностики неисправностей в составеАСУ-электро.

11.15. Система управления, измерения и сигнализации наподстанции должна обеспечивать:

безошибочное и рациональное ведение эксплуатации;

контроль режима работы электрооборудования и основныхтехнологических агрегатов;

быструю ориентировку обслуживающего персонала при аварийныхрежимах.

На телемеханизированных и автоматизированных объектахэлектроснабжения необходимо предусматривать местное управление для осмотра иревизии электрооборудования.

11.16. Управление электрооборудованием подстанциипроизводится:

— со щита управления общеподстанционного пункта управления(ОПУ);

— из распределительных устройств 6-10 кВ (из коридорауправления);

— из шкафов наружной установки на территории ОРУ.

Здание ОПУ (отдельное или сблокированное с ЗРУ 6-10 кВ)следует сооружать на подстанциях:

— для которых требуется постоянное дежурство персонала нащите управления;

— с ЗРУ — 35 кВ и выше;

— при необходимости установки устройств защиты ВЛ, блоковпитания, выпрямительных и других устройств, не размещаемых в шкафах наружнойустановки.

На остальных подстанциях здания ОПУ не сооружаются, панелиуправления и защиты должны размещаться в шкафах наружной установки натерритории подстанции.

11.17. Релейная защита и автоматика (РЗА) подстанцийпромышленных предприятий должна быть согласована с устройствами РЗА системывнешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов РЗА должен выполняться всоответствии с техническими условиями на присоединение, выданными энергоснабжающейорганизацией, и требованиям соответствующих глав ПУЭ. При проектировании РЗАрекомендуется учитывать разработки специализированных электротехническихпроектных и научно-исследовательских институтов, касающиеся выбора и расчетовуставок РЗА.

Для подстанций промышленных предприятий рекомендуетсяприменять комплектные устройства РЗА, выполненные на интегральных микросхемах.

11.18. На подстанциях промышленных предприятий могутпредусматриваться следующие виды автоматических устройств:

— автоматическое включение резервного питания (АВР) насекционных выключателях всех распределительных устройств 6-10 кВ и выше прираздельной работе секций, на стороне низшего напряжения цеховых ТП при питанииэлектроприемников I и II категорий. При этом должен обеспечиваться запрет АВРпри коротких замыканиях на шинах;

— автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных линий,шин 110 кВ и выше с возможностью автоматического восстановления доаварийнойсхемы подстанции, шин 6-35 кВ для однотрансформаторных подстанций;

— осуществляющие автоматическое восстановление питанияпотребителей после ликвидации аварии или отключения аварийного участка сетипутем включения резервного оборудования и связей, ресинхронизации синхронногоэлектродвигателя и т.п.;

— осуществляющие автоматическое отделение электростанциипредприятия от энергосистемы при аварийном снижении частоты в результатесистемных аварий;

— осуществляющие бесперебойное питание электроприемниковособой группы I категории;

— автоматическая частотная разгрузка (АЧР), отключающаяэлектроприемники III категории до действия АПВ;

— автоматическое управление средствами КРМ;

— автоматическое регулирование напряжения под нагрузкойтрансформаторов;

— осуществляющие управление работой вспомогательныхустройств (обогрев приводов выключателей, разъединителей, шкафов КРУ, включениеи отключение охлаждающих устройств трансформаторов, системы пожаротушения идр.).

11.19. На подстанциях может выполняться сигнализация вследующем объеме:

— световая сигнализация положения объектов с дистанционнымуправлением;

— индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения(аварийная сигнализация);

— предупредительная сигнализация отклонения от нормальногорежима работы электрооборудования и нарушения исправности цепей управления;

— центральная звуковая сигнализация, обеспечивающаяпривлечение внимания персонала при действии предупредительной и аварийнойсигнализации.

При отсутствии ОПУ панель сигнализации устанавливается впомещении РУ 6-10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализациивыводятся к дежурному персоналу.

11.20. Постоянный оперативный ток, в основном, следуетприменять:

на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ;

на подстанциях 110-220 кВ со сборными шинами этихнапряжений;

на подстанциях 35-220 кВ с воздушными выключателями;

на подстанциях 110-220 кВ с числом масляных выключателей 110или 220 кВ три и более.

11.21. Переменный оперативный ток следует, в основном,применять на подстанциях 35/6-10 кВ с масляными выключателями 35 кВ, наподстанциях 35-220/6-10 и 110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороневысшего напряжения, когда выключатели 6-10-35 кВ оснащены пружинными приводами.При оснащении выключателей 6-10-35 кВ электромагнитными приводами на указанныхподстанциях следует применять выпрямленный оперативный ток. Также рекомендуетсяего применение на подстанциях 110-220 кВ с малым числом масляных выключателей110 или 220 кВ.

11.22. Выбор типа привода выключателей напряжением 6-10 кВнеобходимо производить с учетом коммутационной способности последних, значениятока короткого замыкания и выдержки времени релейной защиты в данной точкесети, степени ответственности питаемых электроприемников и режимов их работы.

11.23. На подстанциях промышленных предприятий можетприменяться смешанная система оперативного тока (одновременное использование вразных сочетаниях постоянного, переменного, выпрямленного тока). Выбор системыоперативного тока следует обосновывать в проекте.

11.24. На подстанциях 110-330 кВ с постоянным оперативнымтоком должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 кВ, как правило,типа СК, без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянногоподзаряда. При проектировании необходимо определять категорию помещения аккумуляторнойбатареи по взрывопожарной опасности и класс взрывоопасной зоны [ 23 ].Рекомендуется, если имеется возможность, взамен батарей типа СК устанавливатьзакрытые никель-кадмиевые аккумуляторные батареи.

11.25. Для выпрямления переменного тока следует использоватьблоки питания стабилизированные и нестабилизированные, силовые выпрямительныеустройства с индуктивным накопителем или без него.

12.1. По территории промышленных предприятий могут бытьпроложены воздушные линии, токопроводы, кабельные линии в надземных и подземныхкабельных сооружениях, в земле, по стенам зданий и сооружений, натехнологических эстакадах.

12.2. Выбор способа внецеховой канализации для энергоемкихпроизводств следует производить на основании технико-экономических расчетовсопоставимых вариантов по минимуму приведенных затрат с учетом трудозатрат припроизводстве электромонтажных работ. При сопоставлении вариантов необходимоучитывать факторы надежности и удобства эксплуатации (ремонтоспособность,дополнительная прокладка линий), степень загрязненности воздуха, грунта,плотность застройки промплощадки, уровень грунтовых вод, размещениетехнологических, транспортных и других коммуникаций, требования пожарнойбезопасности, перспективу развития сети.

12.3. Зоны размещения электрических сетей на промплощадкепредприятия должны согласовываться с разработчиком генерального плана.

12.4. Для энергоемких предприятий схемы глубоких вводов110-220 кВ могут быть осуществлены применением воздушных и кабельных линий 110или 220 кВ, схемы глубоких вводов 330 кВ применением ВЛ-330 кВ.

12.4.1. Применение ВЛ целесообразно при невысокой плотностизастройки промплощадки. В целях снижения отчуждаемой под ВЛ площади допускаетсяпрохождение ВЛ над всеми несгораемыми зданиями и сооружениями, за исключениемвзрывоопасных установок. При выборе высоты опор ВЛ должна учитыватьсявозможность прокладки в будущем под проводами ВЛ трубопроводов, транспортных идругих коммуникаций. В обоснованных случаях может оказаться целесообразнымприменение специальных опор в целях увеличения длины пролетов.

12.4.2. При высокой плотности застройки предприятиярекомендуется применять сухие кабели 110-220 кВ с пластмассовой изоляцией,прокладываемые в открытых кабельных сооружениях (кабельная эстакада, частичнозакрытая кабельная галерея, в том числе и размещенная на технологическойэстакаде). Прокладка кабелей 110-220 кВ с пластмассовой изоляцией в закрытыхкабельных сооружениях (тоннелях, полностью закрытых кабельных галереях) можетпроизводиться только в случае невозможности их прокладки в открытых кабельныхсооружениях.

12.4.3. Маслонаполненные кабели низкого давления 110-220 кВмогут быть применены при невозможности получения пластмассовых кабелей.Маслонаполненные кабели низкого давления могут прокладываться в лотках в земле,в траншеях, каналах, ниже зоны промерзания (

1,5 м), с устройством специальныхколодцев для муфт. Прокладка маслонаполненных кабелей в тоннелях не может быть рекомендованаввиду ее весьма значительной стоимости.

12.4.4. По мере освоения электропромышленностью токопроводовдо 330 кВ с элегазовой изоляцией рекомендуется их применение для схем глубокихвводов при высокой плотности застройки промплощадки и наличии агрессивнойокружающей среды.

12.5. При целесообразности распределения электроэнергии нанапряжениях 6-10 кВ по промплощадке энергоемкого промышленного предприятияследует применять открыто проложенные токопроводы с симметричным расположениемфаз следующих конструктивных исполнений:

— жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвеснымиизоляторами;

— гибкий с расщепленными проводами;

— комплектный закрытый типа ТЗК-10.

12.5.1. Для систем канализации 6-10 кВ промышленных предприятийрекомендуется применять, как правило, жесткие токопроводы с трубчатыми шинамииз алюминиевого сплава АД31. Токопроводы разработаны в исполнениях для наружнойи внутренней установки при нормальной среде и в исполнении для наружнойустановки для предприятий с сильно загрязненной средой. Жесткие токопроводы нерекомендуется прокладывать в тоннелях и в полностью закрытых галереях из-зазначительного увеличения капитальных затрат. При применении жесткихтокопроводов следует пользоваться разработанными типовыми проектами узлов идеталей.

12.5.2. Гибкие токопроводы рекомендуется применять приналичии одновременно следующих факторов: нестесненной планировки предприятия,позволяющей не учитывать условную стоимость отчуждаемой под гибкий токопроводтерритории, и минимального количества (до двух-трех на 1 км) углов поворотатрассы.

12.5.3. Комплектные закрытые токопроводы ТЗК-10 нерекомендуется прокладывать по территории промышленных предприятий из-зазначительных затрат и по условиям эксплуатации. Токопровод ТЗК-10 следуетприменять на вводах незначительной длины (порядка 50 м) от трансформаторов дораспределительных устройств 6-10 кВ, а также при ошиновке электроустановоквнутри зданий.

12.5.4. Сечение токопровода следует выбирать поэкономической плотности тока, значение которой определяется расчетом длянормального режима при проектировании конкретного объекта. Выбранное сечениетокопровода следует проверить на нагрев током послеаварийного режима.

12.5.5. При выборе токопровода, прокладываемого по территориипредприятия, следует учитывать стоимость отчуждаемой территории. Можнопринимать, что отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м,под гибкий токопровод — 18 м.

12.6. При необходимости передачи значительной мощности нанапряжении 35 кВ рекомендуется применять жесткий токопровод 35 кВ подвесной струбчатыми шинами и подвесными изоляторами.

12.7. Внецеховые кабельные сети напряжением до 35 кВследует, как правило, прокладывать открыто в надземных сооружениях: натехнологических и кабельных эстакадах, в кабельных частично закрытых галереях.

12.7.1. Прокладка кабелей на технологических эстакадах, втом числе на эстакадах с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ, можетосуществляться либо на подвесных кабельных конструкциях или самостоятельныхкронштейнах при количестве кабелей до 30, не считая кабелей собственных нужд,либо, при большем числе кабелей, на кабельных эстакадах или в частично закрытыхкабельных галереях, сооруженных на технологических эстакадах. При прокладкекабелей на подвесных конструкциях или кронштейнах расстояние от трубопроводовдолжно быть не менее 0,5 м, небронированные кабели должны быть защищены отмеханических воздействий. Кабели, прокладываемые на эстакадах и галереях,следует принимать небронированными. При расположении кабельных эстакад игалерей на технологической эстакаде с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖдолжны быть выполнены противопожарные мероприятия (ограждающие горизонтальныеили вертикальные конструкции с огнестойкостью не менее 0,75 ч). Крепление кабельныхи других конструкций непосредственно к трубопроводам не допускается.Возможность прокладки кабелей по техническим эстакадам должна согласовываться стехнологами.

12.7.2. При отсутствии или невозможности использованиятехнологических эстакад кабели рекомендуется прокладывать на непроходныхкабельных эстакадах при количестве кабелей до 20-30 или на проходных кабельныхэстакадах и в частично закрытых кабельных галереях при количестве кабелей свыше30-40. Кабели, прокладываемые на кабельных эстакадах и в галереях, следуетпринимать небронированными.

При прокладке кабелей на высоте от уровня земли более 4,5 мследует, как правило, предусматривать проходные кабельные эстакады и частичнозакрытые кабельные галереи. Непроходные кабельные эстакады рекомендуетсяприменять только на коротких участках трассы (при обходе препятствий, приизменении уровня расположения эстакады, в местах ответвлений и т.п.).

12.7.3. Кабельные эстакады и кабельные частично закрытыегалереи не требуется делить на противопожарные отсеки поперечнымиперегородками.

12.7.4. В районах северных географических широт выше 65 граддействие прямей солнечной радиации учитывать не следует. На промышленныхпредприятиях, расположенных в районах северных географических широт ниже 65град, защищать от воздействия прямой солнечной радиации следует только кабелина напряжение 20 кВ и выше.

12.8. Прокладка кабелей в полностью закрытых кабельныхгалереях может быть допущена только в обоснованных случаях (например, прикрайне агрессивной окружающей среде, при значительных внешних тепловых илимеханических воздействиях и др.).

12.9. Допускается прокладка кабелей по внешним поверхностямнаружных стен зданий и сооружений при условии, что последние выполнены изнесгораемых материалов.

12.10. При невозможности или нецелесообразности выполненияоткрытой прокладки кабелей до 35 кВ в надземных сооружениях может бытьосуществлена прокладка кабелей в земле (в траншеях) из подземных кабельныхсооружениях (блоках, каналах, тоннелях).

12.10.1. Прокладку кабелей в траншеях следует выполнять принезначительном числе кабелей, в основном на ответвлениях от основных трасс. Водной траншее, как правило, следует прокладывать не больше шести силовыхкабелей. Вместо любого из них допускается прокладывать по одному пучку из 12кабелей вторичных цепей.

Кабели 6-35 кВ на всем протяжении следует защищать отвозможных механических воздействий при земляных работах железобетонными,бетонными плитами, кирпичами. Кабели до 1 кВ, проложенные на глубине 0,7 м,должны иметь такую защиту только в местах частых раскопок. Не требуетсязащищать от механических воздействий траншею с двумя кабельными линиями до 20кВ, проложенными на глубине 0,7 м, если над кабелями проложена специальнаясигнальная лента.

12.10.2. Защиту прокладываемых в земле кабелей отэлектрохимической коррозии следует выполнять согласно действующим указаниям покатодной защите подземных сооружений [ 24 ]. Мероприятия по защитеот коррозии должны быть осуществлены до ввода кабельных линий в эксплуатацию.

12.10.3. Прокладку кабелей в блоках следует применять натрассах, насыщенных подземными коммуникациями, в местах, где возможны проливыгорячего металла или ведутся частые раскопки, при большом числе пересечений стехнологическими и транспортными коммуникациями. Блоки могут быть выполнены изжелезобетонных ячеистых плит, из асбестоцементных, керамических, чугунных,стальных, полиэтиленовых труб.

При определении количества силовых кабелей, прокладываемых вблоке, следует учитывать фактор снижения допустимых токовых нагрузок на кабели,поэтому силовые кабели рекомендуется прокладывать, в основном, по периметрублока. Количество контрольных кабелей, прокладываемых в блоке, неограничивается.

В местах, где изменяется направление прокладки блоков, вместах перехода кабелей из блоков в грунт, как правило, следует сооружатькабельные камеры (колодцы).

12.10.4. При необходимости прокладки до 20-30 кабелей могутбыть применены кабельные каналы, при количестве кабелей свыше 30-40 — кабельныетоннели. На промплощадках каналы и тоннели, как правило, должны быть заглубленыв грунт не менее чем на 0,3 м. Каналы и тоннели, частично заглубленные в грунтили надземные, следует применять на участках территории, доступных только дляобслуживающего персонала и не используемых в качестве эвакуационных итранспортных путей.

12.11. Кабельные тоннели и полностью закрытые кабельныегалереи должны быть разделены на отсеки поперечными перегородками из негорючихматериалов с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В этих кабельныхсооружениях должны быть предусмотрены автоматическая пожарная сигнализация итушение пожаров с помощью передвижных средств (пожарных автомобилей) или системс "сухотрубами" со стационарно установленными распылителями воды.Применение систем с "сухотрубами" рекомендуется в тоннелях приотсутствии возможности подъезда передвижных средств, а в закрытых галереях -при высоте верхней отметки галереи более 10 м над планировочной отметкойтерритории.

12.12. Взаиморезервирующие кабельные линии, питающиеэлектроприемники I категории, должны прокладываться по изолированным в пожарномотношении трассам. Для промышленных предприятий допускается их прокладка поразным сторонам одного кабельного сооружения (проходные кабельные эстакады,галереи, тоннели) при горизонтальном расстоянии между кабельными конструкциямив свету не менее 1 м, а при использовании непроходных кабельных эстакадвзаиморезервирующие кабели должны прокладываться по разным сторонам продольнойсплошной балки. Прокладку кабельной линии от третьего независимого источникапитания к электроприемнику особой группы I категории допускается выполнять втом же отсеке кабельного сооружения в противопожарном коробе (канале) спределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

12.13. Габариты кабельных сооружений должны выбиратьсяисходя из всего числа кабелей, подлежащих прокладке в данном сооружении приполном завершении строительства всех его очередей, с учетом выделения мест длявозможности дополнительной прокладки в условиях эксплуатации не менее 15 %общего числа кабелей. В кабельных сооружениях, по которым прокладываются кабелинапряжением 6-10 кВ, следует выделить один ряд полок для размещения кабельныхмуфт. Необходимо также предусматривать место для размещения трубопроводов иустройств системы пожаротушения.