СП РК 4.04-108-2014 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (ҚР ЕЖ 4.04-108-2014)

СП РК 4.04-108-2014

СОДЕРЖАНИЕ

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СХЕМАМ ПРИ

ПРОЕКТИРОВАНИИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

НА НАПРЯЖЕНИИ ВЫШЕ 1 кВ

ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ СИСТЕМ ВНЕШНЕГО И

ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ. ПОДСТАНЦИИ

7.1

Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 110 - 500 кВ

7.2

Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 35 кВ

7.3

Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 6 кВ и 10 кВ

7.4

Сети распределения электроэнергии. Цеховые трансформаторные

подстанции

7.5

Сети распределения электроэнергии до 1 кВ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И РАСХОДОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

РАСЧЕТЫ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

УПРАВЛЕНИЕ, ИЗМЕРЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ,

ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

ПРОКЛАДКА ВНЕЦЕХОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

14.1

Масляное хозяйство

14.2

Грузоподъемные устройства

14.3

Цех сетей и подстанций

БИБЛИОГРАФИЯ

III

ВВЕДЕНИЕ

Настоящий свод правил Республики Казахстан «Проектирование электроснабжения

промышленных предприятийª разработан на основе положений технических регламентов:

- технического регламента "Требования к безопасности зданий и сооружений,

строительных материалов и изделий" утвержденного постановлением Правительства

Республики Казахстан №1202 от 17 ноября 2010 года;

- технического регламента

«Общие требования к пожарной безопасностиª,

утвержденного

Постановлением Правительства

Республики Казахстан

от

16 января 2009 года №14:

- строительных норм и действующих нормативно технических документов

Республики Казахстан.

При разработке настоящих строительных норм были изучены и проанализированы

отечественные и зарубежные нормативно-методические материалы, по проектированию,

строительству и эксплуатации ряда объектов.

В настоящем своде правил приводятся приемлемые решения и параметры

обеспечивающие выполнение требований СН РК «Проектирование электроснабжения

промышленных предприятийª.

СП РК 4.04-108-2014

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ ЕРЕЖЕЛЕР ЖИНАҒЫ

СВОД ПРАВИЛ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

DESIGN OF ELECTRIC POWER SUPPLY FOR MANUFACTURING

FACILITIES

Дата введения 2015-07-01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1 Настоящий свод правил

(далее по тексту

- правила) распространяется на

проектирование электроснабжения вновь строящихся, расширяемых и реконструируемых

промышленных предприятий вне зависимости от форм собственности и ведомственной

принадлежности, а также устанавливает единые положения, обеспечивающие

безопасность выполнения работ.

1.2 Положения настоящих правил охватывают вопросы выбора напряжения, схем

питания, распределения и способов канализации электроэнергии, схем электрических

соединений подстанций и распределительных пунктов, выбора электрооборудования,

релейной защиты, автоматики и телемеханики; качества электроэнергии, учета и

измерения электроэнергии; вспомогательных сооружений систем электроснабжения

промышленных предприятий.

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

Для применения

настоящих правил необходимы следующие ссылочные

нормативные документы:

Трудовой Кодекс Республики Казахстан, утвержденный Указом Президента

Республики Казахстан от 15 мая 2007 года № 251-III ЗРК.

СН РК 4.04-08-2014 Проектирование

электроснабжения

промышленных

предприятий.

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств

электромагнитная. Нормы качества электроэнергии в системах электроснабжения общего

назначения.

ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения.

Допустимые нагрузки.

ГОСТ 14255-69 Аппараты электрические на напряжение до 1000 В. Оболочки.

Степени защиты

ГОСТ 27514-87 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в

электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ

Издание официальное

ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в

электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ

ГОСТ 29176-91 Короткие замыкания в электроустановках. Методика расчета в

электроустановках постоянного тока

ГОСТ

30323-95 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета

электродинамического и термического действия тока короткого замыкания

РД 34.20.179. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на

землю в электрических сетях 6-35 кВ

«Правила пользования электрической энергиейª, утвержденные Постановлением

Правительства Республики Казахстан от 10 июля 2013 года № 713.

«Правила технической

эксплуатации

электроустановок

потребителейª,

утвержденные

Постановлением

Правительства

Республики

Казахстан

от

24 октября 2012 ода № 1354.

«Правила устройства электроустановокª, утвержденные Постановлением

Правительства Республики Казахстан от 24 октября 2012 года № 1355.

«Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановокª,

утвержденные Постановлением

Правительства

Республики

Казахстан от

29 ноября 2012 года № 1509.

«Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим

напряжением 35-750 кВª, утвержденные Минэнерго СССР № 21 от 17.05.91 году.

Примечание - При пользовании настоящим государственным нормативом целесообразно проверить

действие ссылочных документов по информационным «Перечню нормативных правовых и нормативно-

технических актов в сфере архитектуры, градостроительства и строительства, действующих на территории

Республики Казахстанª, «Указателю нормативных документов по стандартизации Республики Казахстанª и

«Указателю межгосударственных нормативных документовª, составляемых ежегодно по состоянию на

текущий год.

Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим нормативом следует

руководствоваться замененным (измененным) документом.

Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него,

применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 ТЕРМИНЫ, ОПРЕДЕЛЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

3.1 В настоящих правилах использованы термины и определения в соответствии с

СН РК 4.04-08.

3.2 В настоящих правилах используются следующие сокращения:

3.2.1 ВЛ: воздушная линия.

3.2.2 ГПП: Главная понизительная подстанция.

3.2.3 КЗ: Короткое замыкание.

3.2.4 КРМ: Компенсация реактивной мощности.

3.2.5 КТПБ: Комплектные трансформаторные подстанции в бетонном корпусе.

3.2.6 ПГВ: Подстанция глубокого ввода.

3.2.7 РП: Распределительная подстанция.

3.2.8 РУ: Распределительное устройство.

3.2.9 ТП: Трансформаторная подстанция.

3.2.10 УРП: Узловые распределительные подстанции.

3.2.11 ЦРП: Центральная распределительная подстанция.

3.2.12 ЭП: Электроприемник.

4 ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

4.1 При проектировании электроснабжения выбор источников, рабочих напряжений, с

учетом бесперебойности и резервирования электропитания промышленного предприятия

(объекта) выполняется в соответствии

с положениями СН РК 4.04-08,

«Правил

устройства электроустановокª,

«Правил технической эксплуатации электроустановок

потребителейª, «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановокª и

«Правил пользования электрической энергиейª.

4.2 В настоящих правилах в соответствии с СН РК 4.04-08 промышленные

предприятия по уровню потребления мощности условно подразделяются на большие,

средние, малые, на промышленные предприятия снабжаемые электроэнергией от сетей

напряжением свыше 1 кВ и предприятия получающие электроэнергию напряжением до

1 кВ.

4.3 При построении схемы электроснабжения в соответствии с требованиями

СН РК 4.04-08 и «Правилами устройства электроустановокª необходимо учитывать ряд

специфических факторов, свойственных некоторым промышленным предприятиям и отдельным

объектам, в частности наличие ответственных электроприемников, зон с загрязненной средой,

электроприемников с нелинейными характеристиками, взрыво-и пожаротехнические

характеристики и др.

4.4 Кроме того в соответствии с требованиями СН РК 4.04-08 и «Трудового Кодекса

Республики Казахстанª необходимо при проектировании электроснабжения

промышленного предприятия учитывать требования безопасности и охраны труда при

выполнении строительно-монтажных работ и последующего обслуживания.

5 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К СХЕМАМ ПРИ

ПРОЕКТИРОВАНИИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

НА НАПРЯЖЕНИИ ВЫШЕ 1 кВ

5.1 Питание от энергосистемы напряжением выше

1 кВ в соответствии с

требованиями СН РК 4.04-08 может подводиться к одному или нескольким пунктам приема

электроэнергии (РП, ЦРП, ГПП и т.п.) промышленного предприятия (объекта).

5.2 При проектировании число и тип пунктов приема определяется в зависимости от

потребляемой промышленным предприятием мощности и от распределения электрических

нагрузок по его территории и в зависимости от требований к надежности электроснабжения

каждого объекта предприятия в отдельности. При относительно компактном размещении

нагрузок и отсутствии особых требований к надежности электроснабжения электроэнергия может

быть подведена к одной подстанции или одному распределительному пункту.

5.3 При наличии на предприятии нескольких обособленных, достаточно мощных групп

электроприемников с повышенными требованиями к бесперебойности питания используются два и

более приемных пункта. Их применение должно быть экономически обосновано и включено в

техническое задание на проектирование электроснабжения промышленного предприятия.

5.4 При удалении промышленного предприятия от источника питания на небольшое

расстояние (до нескольких километров) и пропускной способности линии 6 кВ или 10 кВ

полностью обеспечивающей питание потребителей, то электроэнергия подводится к

распределительным подстанциям, от которых распределяется между цеховыми

трансформаторными подстанциями и высоковольтными электроприемниками.

5.5 Для предприятий с расчетной полной мощностью нагрузки более 30 мВА, имеющих

удаленные источники питания, следует предусматривать понижающие подстанции с высшим

напряжением в 35 кВ и выше.

5.6 При проектировании электроснабжения крупных промышленных объектов с

потребляемой мощностью 40 мВА и более в соответствии с положениями СН РК 4.04-

08электроснабжение целесообразно осуществлять с помощью глубоких вводов, при которых

сети в 35 кВ или 220 кВ будут максимально приближены к электроустановкам потребителей с

минимальным числом ступеней трансформации. Глубокие вводы выполняются по

специально выделенным коридорам на близ лежащей территории или территории

предприятия.

5.7 В соответствии с положениями СН РК 4.04-08:

- на ГПП и ПГВ устанавливаются два понижающих трансформатора одинаковой единичной

мощностью, что значительно упрощает схему и конструкцию подстанций и обеспечивает

надежное электроснабжение потребителей электроэнергии;

- однотрансформаторные ГПП и ПГВ допускается применять лишь в отдельных случаях

при обеспечении питания электроприемников первой категории в послеаварийном режиме по

сети вторичного напряжения от соседних источников питания. В системах электроснабжения,

рекомендуется применять глубокое секционирование всех звеньев системы, начиная от

источников питания и заканчивая шинами до 1 кВ трансформаторной подстанции, а иногда и

цеховых низковольтных распределительных подстанций.

5.8 Для снижения токов КЗ, упрощению схем коммутации и релейной защиты при

построении системы электроснабжения обычно предусматривают раздельную работу линий и

трансформаторов.

Параллельная работа элементов системы электроснабжения рекомендуется в следующих

случаях:

- при раздельной работе не удается обеспечить требуемое быстродействие

восстановления питания для успешного самозапуска электродвигателей;

- при питании секций подстанций от разных источников, возможно их несинхронное

включение при работе устройств автоматического включения резерва;

- при питании мощных резких, переменных и ударных нагрузок для обеспечения

требуемых показателей качества электроэнергии.

5.9 В схемах электроснабжения, в соответствии с СН РК 4.04-08 как правило, не должны

предусматриваться специальные резервные, нормально не работающие линии и

трансформаторы. Использование в проекте резервных, нормально не работающих линий и

трансформаторов необходимо в проекте обосновать.

6 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ СИСТЕМ ВНЕШНЕГО И

ВНУТРЕННЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

6.1 Выбор номинального напряжения для систем внешнего и внутреннего

электроснабжения осуществляется в соответствии с положениями СН РК 4.04-08, «Правил

устройства электроустановокª и технического задания на проектирование электроснабжения

промышленного предприятия в целом. На основе указанных данных проводится расчет

экономичности системы электроснабжения промышленного объекта. В соответствии с указанными

в техническом задании на проектирование напряжениями систем внешнего и внутреннего

электроснабжения определяются размеры капитальных вложений, потери электроэнергии,

расход цветных металлов, годовые издержки эксплуатации и другие технические,

эксплуатационные и экономические показатели.

6.2 При возможности получения электроэнергии от источников питания при двух и

более напряжениях выбор из них экономически целесообразного осуществляется на

основе сравнения вариантов по приведенным затратам. При одинаковых приведенных

затратах или небольшом преимуществе (до 10 %) варианта с низшим напряжением

предпочтение следует отдавать более высокому напряжению.

В ряде случаев выбор напряжения системы электроснабжения предопределяется

напряжением источника питания. Так, например, при напряжении питающих линий 10 кВ

для системы внутреннего электроснабжения целесообразно выбрать такое же напряжение

без обосновывающих расчетов.

6.3 Напряжения сети в

6 кВ или

10 кВ обычно используются в питающих и

распределительных сетях малых и средних предприятий, а также на второй и

последующих ступенях распределения электроэнергии крупных предприятий. Для

внутризаводской системы электроснабжения в качестве основного следует применять

номинальное напряжение в 10 кВ. При этом питание электродвигателей напряжением в 6

кВ может осуществляться следующими способами:

- от трансформаторов с расщепленными вторичными обмотками в 6,3 кВ или в 10,5 кВ,

если нагрузки на напряжении в 6 кВ или в 10 кВ примерно одинаковы;

- от отдельных промежуточных подстанций 10/6,3 кВ - при питании значительного

числа высоковольтных электродвигателей, имеющих относительно небольшие единичные

мощности;

- по схеме блока трансформатор - двигатель, когда число двигателей использующих

напряжение в 6 кВ значительной мощности невелико, и они расположены обособленно

друг от друга.

6.4 Применять напряжение в 6 кВ для всей распределительной сети рекомендуется

использовать в исключительных случаях и на основе соответствующих обоснований.

Основанием может быть преобладание на проектируемом объекте электроприемников в 6

кВ или в случае питания значительной части электроприемников от шин от сети в

6,3 кВ

заводской теплоэлектроцентрали.

6.5 Напряжение в

35 кВ может быть экономически целесообразным при

передаваемой мощности не более 10 МВА. Это напряжение может применяться для

распределения электроэнергии по территории предприятия с помощью глубоких вводов, а

также для питания мощных электроприемников.

6.6 Для систем внешнего электроснабжения крупных предприятий с потребляемой

мощностью от 10 МВА до 150 МВА целесообразно использовать напряжение 110 кВ, а для

предприятий с потребляемой мощностью более

120 МВА возможно применение

напряжения 220 кВ

7 СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ. ПОДСТАНЦИИ

7.1 Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 110 - 500 кВ

7.1.1 Количество и вид приемного пункта (пункт приема электрической энергии от

сети энергосистемы) определяются в зависимости от значения и территориального

расположения электрической нагрузки предприятия, требований надежности

электроснабжения, очередности строительства предприятия, условий подключения к сети

энергосистемы.

Не рекомендуется сооружение на предприятии более двух приемных пунктов кроме

случаев определенных техническим заданием на проектирование и условиями

производства.

7.1.2 Системы электроснабжения с двумя приемными пунктами электроэнергии

следует применять:

- при повышенных требованиях к надежности питания электроприемников I

категории;

- при наличии двух и более обособленных (технологически и территориально) групп

потребителей на площадке предприятия;

- при поэтапном развитии предприятия в тех случаях, когда для питания нагрузок

второй очереди целесообразно сооружение отдельного приемного пункта электроэнергии;

- во всех случаях, когда применение двух приемных пунктов экономически

целесообразно.

В указанных случаях приемные пункты необходимо территориально разобщать, и

размещать, как правило, по разные стороны предприятия. При этом необходимо

исключить возможность одновременного попадания приемных пунктов в факел

загрязнения.

7.1.3 При построении системы электроснабжения предприятия во всех случаях, где

это возможно, в соответствии с требованиями СН РК 4.04-08 следует применять схемы

глубоких вводов на напряжение в

110 кВ или в 500 кВ как наиболее экономичной и

надежной системы распределения электроэнергии.

7.1.4 Для предприятий с электрической нагрузкой, составляющей десятки мегаватт,

приемными пунктами могут быть главные понижающие подстанции (ГПП), подстанции

глубокого ввода (ПГВ).

Для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка от

100 МВт до 150 МВт и выше в качестве приемных пунктов могут быть использованы

узловые распределительные подстанции (УРП) с первичным напряжением в 220 кВ или в

500 кВ. Краткая характеристика указанных приемных пунктов приведена в 7.1.5 - 7.1.9.

7.1.5 ГПП осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях в

110 кВ или 500 кВ, ее трансформацию и распределение на напряжениях в 6 кВ или в 35

кВ.

На ГПП устанавливаются, как правило, понижающие трансформаторы мощностью

от 10 МВА до 80 МВА.

По требованию энергоснабжающей организации на ГПП может осуществляться и

распределение электроэнергии на первичном напряжении в 110 кВ или в 500 кВ.

ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных

питающих линий, если этому не препятствуют условия загрязнения изоляции.

7.1.6 ПГВ осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях в

110 кВ или 220 кВ и является разновидностью ГПП, отличается от нее расположением (в

непосредственной близости от энергоемкого цеха, корпуса) и простейшей схемой на

стороне в 110 кВ или 220 кВ (блок «линия-трансформаторª).

При проектировании электроснабжения энергоемких производств должна быть во

всех случаях рассмотрена возможность выполнения разукрупненных глубоких вводов на

110 кВ или 220 кВ.

7.1.7 Целесообразность

сооружения

месторасположение

узловой

распределительной подстанции рассматриваются совместно с энергоснабжающей

организацией при строительстве крупного энергоемкого производства, где намечается

сооружение нескольких ГПП или ПГВ.

При этом необходимо также учитывать возможность питания от узловой

распределительной подстанции других промышленных предприятий и прочих объектов,

размещаемых в данном районе. В зависимости от схемы районной сети, предполагаемых

электрических нагрузок, других местных условий определяется схема соединений в

узловой распределительной подстанции.

В большинстве случаев узловые распределительные подстанции осуществляют

прием и распределение электроэнергии при питающих напряжениях в 220 кВ или в 500

кВ, частичную трансформацию мощности на напряжения в 110 кВ или в 220 кВ с

последующим ее распределение по территории предприятия и к другим сторонним

потребителям.

7.1.8 При напряжении питающей сети, энергосистемы на 110 кВ или 220 кВ и

целесообразности сооружения узловой распределительной подстанции для питания

нескольких ГПП или ПГВ функции узловой распределительной подстанции будут

состоять в приеме и распределении мощности на напряжении в 110 кВ или в 220 кВ без ее

трансформации.

Узловые распределительные подстанции по своей сути в этих случаях являются

районными подстанциями. И при разработке проекта электроснабжения обычно

принимается решение о передаче таких узловых распределительных подстанций в ведение

энергоснабжающей организации. В таких случаях узловые распределительные

подстанции размещаются поблизости от строящихся предприятий, но вне их

промплощадок.

7.1.9 В тех случаях, когда узловая распределительная подстанция предназначается

для питания нескольких ПГВ одного предприятия, следует рассмотреть возможность и

целесообразность размещения ее на территории предприятия как распределительной

подстанции на 110 кВ или 220 кВ глубокого ввода. При высокой плотности застройки

предприятия рекомендуется сооружение закрытых распределительных устройств на 110

кВ или 220 кВ В целях уменьшения объема строительных работ, сокращения занимаемых

площадей, повышения надежности электроснабжения, рекомендуется применять

электрооборудование распределительной подстанции на 110 кВ или 220 кВ с элегазовой

изоляцией.

Питание подобной узловой распределительной подстанции может быть

осуществлено как воздушными, так и кабельными линиями. Эксплуатация узловой

распределительной подстанции, размещенной на промплощадке, необходимо

осуществлять персоналом промышленного предприятия.

7.1.10 При питании промышленных предприятий от сетей энергосистемы

напряжением в 110 кВ следует рассматривать целесообразность применения в качестве

приемных пунктов комплектных подстанций на 110 кВ заводского изготовления блочной

конструкции.

7.1.11 Питание ГПП, ПГВ, УРП от сетей энергосистемы необходимо выполнять не

менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания.

При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся в работе линии должны

обеспечить всю нагрузку предприятия. При выходе из строя одного независимого

источника питания оставшиеся в работе источники питания должны обеспечить питание

всех электроприемников I и II категории, которые необходимы для функционирования

основных производств.

7.1.12 Выбор схем питающей сети

(магистральные или радиальные) и их

конструктивного исполнения (воздушные или кабельные) питающих линий на 110 кВ или

220 кВ определяется технико-экономическими сопоставлениями с учетом генплана и

особенностей данного предприятия, взаимного расположения районных подстанций и

пунктов ввода, ожидаемой перспективы развития существующей схемы

электроснабжения, степени загрязнения атмосферы.

При этом рекомендуются следующие решения:

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

- питание ГПП, ПГВ от узловой распределительной подстанции также необходимо

выполнять ВЛ. При высокой плотности застройки следует применять кабельные линии на

напряжение в 110 кВ или 220 кВ;

- при значительном удалении узловой распределительной подстанции от

промплощадки на границе последней могут быть сооружены переходные пункты на

напряжение в 110 кВ или 220 кВ для перехода на кабельные линии;

- при применении ВЛ могут быть применены как радиальные, так и магистральные

схемы питания;

- при значительной доле электроприемников I категории питание приемных пунктов

следует выполнять двумя одноцепными ВЛ или шлейфовым заходом секционированной

двухцепной ВЛ с двухсторонним питанием.

7.1.13 Выбор схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения в

110 кВ или

500 кВ подстанций рекомендуется производить в следующей

последовательности, начиная с простейших схем:

- блок «линия-трансформаторª с разъединителем, отделителем, выключателем;

- два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий;

- мостики разных видов с выключателями;

- четырехугольники;

- одна рабочая секционированная и обходная система шин;

- две рабочие и обходная системы шин;

- две рабочие секционированные и обходная системы шин.

При выборе схем электрических соединений подстанций промышленных

предприятий следует руководствоваться требованиями

« Правил устройства

электроустановокª.

Выбор конкретной схемы электрических соединений на стороне высокого

напряжения на 110 кВ или 500 кВ подстанции должен быть обоснован в проекте.

7.1.14 Отделители на стороне высокого напряжения подстанций могут применяться

как с короткозамыкателями, так и с передачей отключающего импульса на выключатель

головного участка питающей линии. Выбор способа передачи отключающего импульса

определяется в зависимости от удаленности питающей подстанции, мощности

трансформатора, характера потребителя, требований по надежности отключения.

Применение короткозамыкателей на подстанциях промышленных потребителей не

должно вызывать нарушений электроснабжения ответственных потребителей из-за

появления недопустимых по значению и времени отклонений и провалов напряжения в

распределительной сети.

7.1.15 ГПП, ПГВ в соответствии с положениями СН РК 4.04-08 и

«Правил

устройства электроустановокª следует выполнять двух трансформаторными. В

следующих случаях может быть рассмотрена целесообразность установки трех

трансформаторов:

- при наличии крупных сосредоточенных электрических нагрузок;

- при необходимости выделения питания крупных резких и переменных нагрузок на

отдельные трансформаторы;

- для цехов и предприятий со значительным количеством электроприемников особой

группы I категории и электроприемников I категории, к питанию которых предъявляются

повышенные требования в отношении надежности.

В обоснованных случаях на ГПП могут быть установлены автотрансформаторы.

7.1.16 Приемные пункты электроэнергии промышленных предприятий, имеющих в

своем составе мощные электроприемники с резкими и переменными графиками нагрузки,

рекомендуется подключать к сетям энергосистем на 110 кВ или 500 кВ с максимально

возможными большими значениями токов КЗ.

При выделении этих электроприемников на отдельные трансформаторы последние

следует подключать к сети общего назначения на 110 кВ или 500 кВ с наибольшими

значениями токов КЗ.

7.1.17 Предохранители на стороне высшего напряжения подстанций на 110 кВ с двух

обмоточными трансформаторами могут применяться при условии обеспечения

селективности предохранителей и релейной защиты линий высшего и низшего

напряжений. Установка предохранителей не допускается для трансформаторов

напряжением в

110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть

разземлена.

7.1.18 Закрытые распределительные устройства напряжением в 110 кВ или 220 кВ

могут быть применены в следующих случаях:

- в районах с загрязненной атмосферой;

- в районах с минимальными расчетными температурами окружающего воздуха

ниже допустимых для электрооборудования;

- размещение открытого распределительного устройства невозможно по условиям

застройки площадки.

Решение о сооружении закрытого распределительного устройства на 110 кВ или

220 кВ должно быть обосновано в проекте.

7.1.19 Проектирование генерального плана подстанции на 110 кВ или на 500 кВ,

дорог на территории подстанции, объектов масляного, пневматического хозяйства следует

производить согласно требованиям «Правил устройства электроустановокª и

«Норм

технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением

35-750 кВª.

7.1.20 На подстанциях напряжением до

500 кВ не следует предусматривать

стационарные грузоподъемные устройства для ревизии трансформаторов. Для этой цели

может использоваться портал ошиновки трансформатора или инвентарное

грузоподъемное устройство (передвижной кран).

7.2 Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 35 кВ

7.2.1 Решение о питании промышленного предприятия от сетей энергосистемы в 35

кВ следует принимать при отсутствии в районе строительства предприятия сетей

энергосистемы на 6 кВ, 10 кВ или 110 кВ.

7.2.2 В зависимости от потребляемой мощности и состава электроприемников в

качестве приемного пункта электроэнергии на предприятии могут быть применены:

- трансформаторная подстанция

35/10-6 кВ с трансформаторами мощностью от

1,6 МВА до 10 МВА, с типовой схемой РУ-35 кВ;

- для двух трансформаторной подстанции РУ 6 кВ или 10 кВ следует выполнять с

одной одиночной, секционированной выключателем системой шин;

- комплектная подстанция 35/6-10 кВ заводского изготовления блочной конструкции

серии типа КТПБ;

- трансформаторная подстанция

35/0,4 кВ с трансформаторами мощностью до

2,5 МВА

(при этом надо учитывать, что на предприятии должны отсутствовать

высоковольтные электроприемники, а предельная нагрузка предприятия может быть

ограничена мощностью устанавливаемых трансформаторов).

7.2.3 Питание указанных приемных пунктов рекомендуется выполнять воздушными

линиями электропередачи на 35 кВ.

7.2.4 Количество устанавливаемых на подстанциях трансформаторов и число цепей

ВЛ-35 кВ определяются в зависимости от категории подключенных электроприемников

по бесперебойности электроснабжения. При необходимости компенсации емкостных

токов на подстанции должны устанавливаться заземляющие реакторы.

7.2.5 На отдельных энергоемких предприятиях для питания мощных специфических

электроприемников (электропечей, преобразовательных установок и др.) должна быть

создана локальная сеть на 35 кВ, не являющаяся сетью общего назначения.

Источниками питания этой сети являются сетевые или специальные

трансформаторы

500-110/35 кВ, мощные трех обмоточные автотрансформаторы с

обмоткой среднего напряжения 35 кВ.

Питание электроприемников необходимо осуществлять от РУ-35 кВ радиальными

кабельными линиями на 35 кВ. Передача мощности от источников питания до РУ-35 кВ

выполняется либо магистральными токопроводами на 35 кВ, либо кабельными линиями

на 35 кВ.

7.2.6 При построении системы электроснабжения на напряжении в

35 кВ для

мощных дуговых сталеплавильных печей с печными трансформаторами на 35 кВ следует

руководствоваться следующими положениями:

- питание дуговых сталеплавильных печей должно осуществляться от РУ-35 кВ

печной подстанции, к которой не следует подключать сторонних потребителей;

- к одной секции сборных шин в 35 кВ может быть подключено несколько дуговых

сталеплавильных печей типа ДСП-25 и ДСП-50. Каждая дуговая сталеплавильная печь

типа ДСП-100И6 с печным трансформатором 80 МВА подключается к отдельной секции

сборных шин на 35 кВ, питаемой от сетевого трансформатора общего назначения 160

МВА,

220-500/35 кВ либо от двух, включенных параллельно, сетевых

трансформаторов общего назначения от 63 МВА до 80 МВА, 110-500/35 кВ;

- учитывая возможную недостаточную надежность сетевых трансформаторов

общего назначения в 160 МВА, допускается осуществлять их резервирование путем

установки третьего трансформатора на 160 МВА при двух печных агрегатах, при наличии

одной дуговой сталеплавильной печи резервирование сетевого трансформатора на 160

МВА не выполняется. Также не следует резервировать специальные динамически стойкие

сетевые трансформаторы;

- при двух дуговых сталеплавильных печах с печными трансформаторами

мощностью до

80 МВА должны рассматриваться возможность и целесообразность

параллельной работы сетевых трансформаторов на стороне 35 кВ;

- на шинах РУ-35 кВ печной подстанции должно поддерживаться выбором

соответствующей отпайки сетевого трансформатора напряжение холостого хода, равное

максимально допустимому напряжению печного трансформатора. При работе дуговых

сталеплавильных печей напряжение на сборных шинах 35 кВ должно быть в пределах

38,5-35 кВ;

- сетевые трансформаторы 110-500/35 кВ следует подключать к сетям 110-500 кВ

энергосистемы в точках с наибольшими значениями токов КЗ.

7.3 Сети распределения электроэнергии. Подстанции на 6 кВ и 10 кВ

7.3.1 Электроснабжение предприятий с незначительной электрической нагрузкой

осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы

6 кВ или

10 кВ. В качестве

приемных пунктов могут быть применены:

- центральная распределительная подстанция

(ЦРП) или распределительная

подстанция (РП) при нагрузке порядка от 5 МВт до15 МВт;

- распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке предприятия,

составляющей несколько мегаватт.

Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производится

кабельными или воздушными линиями 6 кВ или 10 кВ как по радиальной, так и по

магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно

стоящими или сблокированными с другими зданиями.

7.3.2 Распределительные устройства

6 кВ или 10 кВ ГПП и ПГВ являются по

существу основными распределительными подстанциями 6 кВ или 10 кВ предприятия. От

РУ 6 кВ или 10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники 6 кВ или 10

кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6 кВ или 10 кВ ПГВ является, как правило, единственной

распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее

получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ на 6 кВ или 10 кВ

ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание.

7.3.3 РУ на

6 кВ или

10 кВ двухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется

выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин,

подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям

сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без

расщепленной обмотки.

При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на

двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ на 6 кВ или 10 кВ с

одной одиночной секционированной выключателем системой шин.

Секционированные системы сборных шин на 6 кВ или 10 кВ работают, как правило,

раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие

устройств автоматического включения резерва (даже быстродействующего) приводит к

расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и

целесообразность параллельной работы систем сборных шин на 6 кВ или 10 кВ.

7.3.4 В случае установки на двухтрансформаторных ГПП, ПГВ трансформаторов с

расщепленными обмотками на различные напряжения

(6 кВ или

10 кВ)

распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять с одной

одиночной секционированной выключателем системой шин.

7.3.5 РУ на 6 кВ или 10 кВ одно трансформаторных ГПП, ПГВ следует выполнять,

как правило, с одной одиночной несекционированной системой шин для трансформаторов

с нерасщепленной обмоткой и с одной одиночной секционированной системой шин для

трансформаторов с расщепленной обмоткой.

7.3.6 Вторичные РП на 6 кВ или 10 кВ, питающиеся от ГПП и ЦРП, рекомендуется

сооружать для удаленных от ГПП и ЦРП потребителей (компрессорных и насосных

станций, производственного корпуса с несколькими ТП 6-10/0,4 кВ).

При числе отходящих линий на

6 кВ или

10 кВ менее

8 целесообразность

сооружения РП должна быть обоснована. Предельная, подключаемая к

распределительной подстанции, нагрузка определяется исходя из пропускной

способности выключателя линии, питающей распределительной подстанции.

Распределительные подстанции на 6 кВ или 10 кВ следует выполнять с одной одиночной

секционированной выключателем системой шин.

7.3.7 Число ступеней распределения электроэнергии на напряжении в 6 кВ или 10 кВ

не должно для промышленных предприятий быть, как правило, более двух.

Рекомендуемые ступени распределения приведены в Таблице 1.

ЭП на 6 кВ или 10 кВ обычно являются: электродвигатели, термические установки,

преобразовательные подстанции и установки.

7.3.8 Распределение электроэнергии от ГПП и ЦРП до РП напряжением в 6 кВ или

10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в

зависимости 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 применять для питания

потребителей III и частично II категории при соответствующем расположении питаемых

ими групп подстанций и при единичной мощности трансформаторов не более 630 кВА.

Таблица 1 - Рекомендуемые ступени распределения

Источник питания

I ступень

II ступень

РУ на 6 кВ или 10 кВ ГПП

ТП, ЭП

РУ на 6 кВ или 10 кВ ГПП

РП

ТП, ЭП

РУ на 6 кВ или 10 кВ ПГВ

ТП, ЭП

ЦРП на 6 кВ или 10 кВ кВ

РП

ТП, ЭП

ЦРП на 6 кВ или 10 кВ

ТП, ЭП

РП на 6 кВ или 10 кВ

ТП, ЭП

7.3.9 Магистральные схемы распределения электроэнергии при напряжении в 6 кВ

или

10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами, отличающимися большей

надежностью по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельных

кабелей. Для энергоемких предприятий могут быть рекомендованы следующие

магистральные схемы, выполненные токопроводами на 6 кВ или 10 кВ:

- от трансформаторов ГПП по магистралям получают питание несколько РП на 6 кВ

или 10 кВ;

- от шин генераторного напряжения теплоэлектроцентрали, собственной

электростанции прокладываются магистрали до РП на 6 кВ или 10 кВ, расположенных по

промплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, в основном, проходит вне

площадки.

Для указанных схем распределения следует применять, как правило, двухцепные

токопроводы. Применение двух одноцепных токопроводов взамен двухцепного

токопровода должно быть обосновано в проекте.

Питание двух РП на 6 кВ или 10 кВ может быть выполнено по магистральной

кабельной линии, если этому не препятствует расположение РП и значение электрической

нагрузки.

7.3.10 Радиальные схемы распределения электроэнергии при напряжении в 6 кВ или

10 кВ следует применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от

источника питания. Эти сети, как правило, следует выполнять кабельными линиями.

Радиальным схемам питания секций в 6 кВ или 10 кВ следует отдавать предпочтение

по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях к надежности

электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям (при питании от

РП, в основном, электроприемников I категории).

7.3.11 Питание индивидуальных электроприемников на 6 кВ или 10 кВ (двигателей,

печей, преобразовательных подстанций и установок и т.п.) следует выполнять

радиальными кабельными линиями от секций на 6 кВ или 10 кВ подстанции. Питание ТП

6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями, как по радиальной, так и по

магистральной (к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов

мощностью в 1000 кВА или два трансформатора мощностью в 1600 кВА) схеме. Отказ от

магистральных схем питания ТП должен быть обоснован в проекте.

7.3.12 Для промышленных предприятий могут быть допущены схемы с

присоединением под один выключатель на 6 кВ или 10 кВ двух кабельных линий, идущих

к разным двухсекционным РП на 6 кВ или 10 кВ или разным двух трансформаторным ТП.

В этом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем по

двум линиям, отходящим от разных секций источника питания.

7.3.13 При питании специфических

(нелинейных, резких, переменных и

несимметричных) нагрузок в 6 кВ или 10 кВ следует руководствоваться следующими

положениями:

а) питание специфических нагрузок в нормальном режиме рекомендуется

производить от отдельной секции сборных шин на 6 кВ или 10 кВ, если этому не

препятствует значение электрической нагрузки;

б) трансформаторные подстанции

6-10/0,4 кВ, от которых получают питание

осветительные приборы с лампами накаливания и чувствительные к изменениям

показателей качества электроэнергии электроприемники, следует подключать к секции

сборных шин на 6 кВ или 10 кВ, не питающей специфические нагрузки;

в) указанные в а) и б) 6.3.13 секции сборных шин на 6 кВ или 10 кВ рекомендуется

подключать к разным ветвям расщепленной обмотки низкого напряжения сетевого

трансформатора 110-500/6-10 кВ мощностью 25 МВА и более. В случае установки

сетевых трансформаторов с нерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и

менее) указанные секции сборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям

сдвоенного реактора на

6 кВ или

10 кВ, установленного на выводе сетевого

трансформатора;

г) трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, не питающие указанную в 6.3.13

нагрузку, и электродвигатели на 6 кВ или 10 кВ могут подключаться к любой ветви

расщепленной обмотки сетевого трансформатора или сдвоенного реактора. При наличии

синхронных двигателей предпочтительным является их подключение к секции шин, от

которой питаются специфичные электроприемники;

д) Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкам сети в 6 кВ или

10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ.

7.3.14 При установке сдвоенного реактора на вводе следует предусматривать

равномерное распределение нагрузки между секциями подстанции.

Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенного реактора не менее 0,675

номинального тока обмотки трансформатора либо суммарного тока нагрузки, учитывая

возможность неравномерности нагрузок, а также изменения нагрузок по секциям в

процессе эксплуатации.

7.3.15 Распределительные подстанции следует, как правило, размещать на границе

питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных протоков энергии.

7.3.16 При построении схемы подстанции на стороне напряжения в 6 кВ или 10 кВ

следует по возможности избегать применения громоздких и дорогих выключателей. С

этой целью токопроводы напряжением в

6 кВ или

10 кВ следует подключать

непосредственно к трансформатору через отдельные выключатели.

При отсутствии отбора энергии на напряжении в

6 кВ или

10 кВ помимо

токопровода следует применять схему блока «трансформатор-токопроводª.

7.3.17 Для промышленных предприятий могут применяться при напряжении в 6 кВ

или 10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всех случаях, когда

параметры этих аппаратов достаточны по рабочему и послеаварийному режимам, а также

по токам КЗ.

На отходящих линиях напряжением в 6 кВ или 10 кВ силовые предохранители

следует устанавливать после разъединителя или выключателя нагрузки, считая по

направлению мощности.

7.3.18 При выборе выключателей на 6 кВ или

10 кВ для электроприемников с

периодическим циклом работы необходимо учитывать заводские данные по

коммутационному ресурсу выключателей.

7.3.19 При необходимости компенсации емкостных токов в сетях на 6 кВ или 10 кВ

на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющие реакторы. При

напряжении в 6 кВ или 10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам

через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение

заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к

основным трансформаторам до ввода на шины на

6 кВ или

10 кВ, а также к

трансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установок

компенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний РД

34.20.179.

7.4 Сети распределения электроэнергии. Цеховые трансформаторные

подстанции

7.4.1 Цеховые ТП, питающие силовые и, как правило, осветительные

электроприемники

промышленных

предприятий,

являются

основными

электроустановками систем распределения электроэнергии напряжением до 1 кВ.

7.4.2 Цеховые ТП подразделяются по количеству, единичной мощности, схеме

соединения обмоток, способу охлаждения трансформаторов, схеме распределительного

устройства низшего напряжения, комплектности поставки. Выбор цеховых ТП, особенно

для энергоемких предприятий со значительной низковольтной нагрузкой, должен быть в

проекте обоснован.

7.4.3 Количество трансформаторов цеховой ТП определяется, в основном,

требованиями надежности питания потребителей проектируемого промышленного

предприятия в связи с этим:

- питание электроприемников I категории следует предусматривать от

двухтрансформаторных или трехтрансформаторных подстанций;

- трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в тех случаях, когда

имеется возможность примерно равномерно распределить подключаемую нагрузку по

секциям распределительного устройства до 1 кВ подстанции;

- двухтрансформаторные и трехтрансформаторные подстанции рекомендуется также

применять для питания электроприемников II категории;

- двухтрансформаторные и трехтрансформаторные подстанции могут применяться

как при сосредоточенной, так и при распределенной нагрузке, питаемой по

магистральным сетям и в связи с этим, при сосредоточенной нагрузке предпочтение

следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям;

- питание отдельно стоящих объектов общезаводского назначения

(насосных,

компрессорных станций и т. п.) рекомендуется выполнять от двухтрансформаторных

подстанций;

- однотрансформаторные подстанции рекомендуется применять для питания

электроприемников III категории, если перерыв электроснабжения, необходимый для

замены поврежденного трансформатора, не превышает 1 суток;

- однотрансформаторные подстанции также могут быть применены для питания

электроприемников II категории, если требуемая степень резервирования потребителей

обеспечивается кабельными линиями низкого напряжения от другого трансформатора и

время замены вышедшего из строя трансформатора не превышает 1 суток;

- при значительной сосредоточенной нагрузке электроприемников III категории

взамен двух одно трансформаторных ТП может быть установлена одна двух

трансформаторная ТП без устройства систем автоматического включения резерва, с

полной нагрузкой трансформаторов в нормальном режиме;

- при сосредоточенной нагрузке электроприемников значительной мощности

II категории может оказаться целесообразным сооружение цеховой ТП, на которой

устанавливаются несколько полностью загруженных трансформаторов и один резервный

трансформатор, способный заменить любой из трансформаторов группы с помощью

трансферной системы шин, проектирование подобной ТП целесообразно при количестве

полностью загруженных трансформаторов шесть и более.

7.4.4 Мощность трансформаторов двухтрансформаторных и трехтрансформаторных

подстанций следует определять таким образом, чтобы при отключении одного

трансформатора

было

обеспечено

питание

требующих

резервирования

электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности

трансформаторов.

7.4.5 Соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки масляных,

трансформаторов в послеаварийном режиме, определенными согласно ГОСТ 14209, и

коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме приведены в Таблице

Таблица 2 - Значения соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки

масляных, трансформаторов в послеаварийном режиме, согласно ГОСТ 14209, и

коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме

Коэффициент допустимой

Коэффициент загрузки масляного, трансформатора в

перегрузку масляного

нормальном режиме

трансформатора, определенный

согласно ГОСТ 14209

Двух трансформаторная

Трех трансформаторная

подстанция

1,0

0,5

0,666

1,1

0,55

0,735

1,2

0,6

0,8

1,3

0,65

0,86

1,4

0,7

0,93

7.4.6 Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициента допустимой

перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2.

7.4.7 При значительном количестве устанавливаемых цеховых ТП и

рассредоточенной нагрузке следует производить на основании технико-экономического

расчета выбор единичной мощности трансформаторов.

Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора

являются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и в

трансформаторах, затраты на строительную часть ТП. Допускается при определении

единичной мощности трансформатора пользоваться следующими критериями при

напряжении питающей сети 0,4 кВ:

- при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м² - 1000 кВА, 1600 кВА;

- при плотности нагрузки от 0,2 до 0,5 кВА/м² - 1600 кВА;

- при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м² - 2500 кВА, 1600 кВА.

В случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточена на отдельных участках

цеха, выбор единичной мощности трансформаторов цеховых ТП не следует производить

по критерию удельной плотности нагрузки.

7.4.8 Для энергоемких производств, при значительном количестве цеховых ТП,

рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов.

7.4.9 Трансформаторы цеховых ТП мощностью от

400 кВА до

2500 кВА

выпускаются со схемами соединения обмоток

«звезда-звездаª с допустимым током

нулевого вывода, равным 0,25 номинального тока трансформатора, или «треугольник-

звездаª с нулевым выводом, рассчитанным на ток, равный 0,75 номинального тока

трансформатора. По условиям надежности действия защиты от однофазных токов КЗ в

сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок

предпочтительным является применение трансформаторов со схемой соединения

«треугольник-звездаª.

7.4.10 Выбор исполнения трансформатора по способу охлаждения его обмоток

(масляный, сухой, заполненный негорючей жидкостью и др.) определяется в зависимости

от условий окружающей среды, противопожарных требований, объемно-планировочных

решений производственного здания.

7.4.11 Цеховые двухтрансформаторные ТП могут иметь следующие схемы

распределительных устройств низшего напряжения:

- одиночная секционированная система сборных шин с фиксированным

подключением каждого трансформатора к своей секции через автоматический

выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его

перегрузочной способности, при этом секционный автоматический выключатель в

нормальном режиме отключен, а на сборных шинах предусмотрено устройство системы

автоматического включения резерва;

- с двумя, не связанными непосредственно между собой, секциями сборных шин,

при этом расщепленные выводы каждого трансформатора подключены к разным секциям

сборных шин через автоматические выключатели, рассчитанные каждый на выдачу

половины мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности, а два из

четырех задействованных автоматических выключателя используются для целей

резервирования в устройстве автоматического включения резерва.

Такие ТП, с трансформаторами мощностью

250 кВА,

400 кВА и

630 кВА,

применяются в городских сетях. При наличии подобных ТП мощностью 1000 кВА, 1600

кВА и 2500 кВА возможно их использование в электроснабжении проектируемых

промышленных предприятий.

7.4.12 Цеховые однотрансформаторные ТП могут иметь следующие схемы

распределительных устройств низкого напряжения:

- одиночная не секционированная система сборных шин, подключенная к выводу

трансформатора через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу полной

мощности трансформатора;

- с двумя несвязанными секциями сборных шин, подключенных к расщепленному

выводу трансформатора через автоматические выключатели, каждый из которых

рассчитан на выдачу половины полной мощности трансформатора.

7.4.13 Цеховая трех трансформаторная подстанция имеет распределительное

устройство низшего напряжения с шестью секциями сборных шин, каждая из которых

подключена через автоматический выключатель к расщепленному выводу

трансформатора. Резервирование питания осуществляется тремя автоматическими

выключателями, связывающими между собой секции.

7.4.14 Любые из перечисленных выше схем распределительных устройств низшего

напряжения цеховых ТП позволяют осуществить схему блока

«трансформатор -

магистральª.

7.4.15 Цеховые ТП подразделяются на комплектные трансформаторные подстанции

(КТП) заводского изготовления и подстанции, монтируемые на месте строительства (ТП).

При проектировании следует отдавать предпочтение КТП, обеспечивающими большую

надежность и сокращение сроков строительства.

7.4.16 Цеховые ТП и КТП не должны иметь сборные шины первичного напряжения.

Установка отключающего аппарата перед цеховым трансформатором при магистральном

питании подстанции обязательна. Глухое присоединение цехового трансформатора может

применяться при радиальном питании кабельными линиями по схеме блока «линия-

трансформаторª, за исключением случаев:

- питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации;

- необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты.

7.5 Сети распределения электроэнергии до 1 кВ

7.5.1 Электрические сети напряжением до 1 кВ переменного тока на промышленных

предприятиях подразделяются на питающие сети до

1 кВ

(от цеховых ТП до

распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до 1 кВ (от РУ до 1 кВ

до электроприемников ).

7.5.2 Питающие силовые сети до

1 кВ прокладываются как внутри зданий и

сооружений, так и вне их.

7.5.3 Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполняться как

магистральными, так и радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки

технологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения,

условий окружающей среды, вероятности изменения технологического процесса,

вызывающего замену технологического оборудования, размещения цеховых ТП.

Каждый вид прокладки имеет свою предпочтительную область применения.

7.5.4 Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять:

- в

энергоемких производствах при распределении электроэнергии от

трансформаторов на 1600 кВА и 2500 кВА;

- для обеспечения определенной независимости электроустановок от технологии и

строительной части, что важно при возможных изменениях технологического процесса и

заменах технологического оборудования, при выполнении проектных и

электромонтажных работ в случаях отсутствия полных исходных данных об

устанавливаемом технологическом оборудовании;

- при создании модульных сетей для производств с равномерно распределенной

нагрузкой по площади цеха.

7.5.5 Для трансформатора мощностью 1000 кВА должна предусматриваться, как

правило, одна магистраль, для трансформаторов мощностью в 1600 кВА и 2500 кВА - не

более двух магистралей. Не следует допускать применение схем распределения

электроэнергии, при которых от одного трансформатора отходят несколько радиальных

магистралей

(шинопроводов) с суммарной пропускной способностью, намного

превышающей номинальную мощность трансформатора.

7.5.6 Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должны применяться при

неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасные установки, наличие

проводящей пыли, химически активная среда), при повышенных требованиях по

обеспечению бесперебойности питания РУ до 1 кВ.

7.5.7 В тех случаях, когда для конкретного объекта могут быть применены как

магистральные, так и радиальные схемы распределения электроэнергии, выбор вида сети

следует производить на основании технико-экономического расчета.

7.5.8 Магистральные питающие силовые сети рекомендуется выполнять

комплектными магистральными шинопроводами.

6.5.9 Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВ следует выполнять,

как правило, радиальными кабельными линиями.

7.5.10 При построении питающей сети до 1 кВ в целях повышения надежности

питания рекомендуется руководствоваться следующими общими положениями:

- РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центров нагрузок;

- питающие сети до 1 кВ должны формироваться таким образом, чтобы длина

распределительной сети до 1 кВ была по возможности минимальной;

- питающие сети рекомендуется прокладывать открыто и при этом применение

трубных проводок должно обосновываться;

- каждый участок или отделение цеха рекомендуется питать от одного или

нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило, питаться другие участки или

отделения цеха, при этом также рекомендуется привязка цеховых ТП к определенным

цехам, если этому не препятствует незначительность электрической нагрузки в них;

- при построении питающей сети следует учитывать указания о раздельном учете

электроэнергии для различных цехов, если это не приводит к значительному удорожанию

питающих сетей.

7.5.11 Применение на промышленных предприятиях питающих силовых сетей

постоянного тока общего назначения следует обосновывать в проекте.

7.5.12 Распределительные сети до 1 кВ могут выполняться магистральными или

радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки и габаритов технологического

оборудования, условий среды, особенностей проведения подъемно-транспортных работ в

цехе.

7.5.13 Магистральные распределительные сети до 1 кВ рекомендуется выполнять с

помощью комплектных распределительных шинопроводов.

7.5.14 Радиальные распределительные сети до

1 кВ следует выполнять при

распределении электроэнергии от распределительных щитов, пунктов, щитов и шкафов

станций управления, других видов низковольтных устройств распределения и управления.

8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК И РАСХОДОВ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

8.1 Определение электрических нагрузок и расходов электроэнергии проводится в

соответствии с требованиями СН РК 4.04-08.

8.2 На стадии проект определение электрических нагрузок и расходов

электроэнергии производиться на основе расчета электрических нагрузок проектируемого

промышленного предприятия в целях разработки оптимальной схемы электроснабжения

предприятия на напряжении в 6 кВ или 10 кВ и выше. При этом проводится выбор и заказ

электрооборудования подстанций и других элементов электрической сети проектируемого

промышленного предприятия. Расчет электрических нагрузок производится параллельно с

построением системы электроснабжения в следующей последовательности:

- выполняется расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ в целом по

корпусу (предприятию) в целях выявления общего количества и мощности цеховых ТП;

- выполняется расчет электрических нагрузок на напряжении в 6 кВ или10 кВ и

выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ;

- определяется расчетная электрическая нагрузка предприятия в точке балансового

разграничения с энергосистемой.

8.3 На стадиях рабочий проект и рабочая документация дополнительно к указанным

8.2 расчетам следует выполнить расчет электрических нагрузок питающих сетей

напряжением до 1 кВ и на шинах каждой цеховой ТП. Расчет ведется одновременно с

построением питающей сети напряжением до 1 кВ. Согласно произведенным расчетам

определяются сечения проводников питающих сетей напряжением до 1 кВ и выбор

защитных аппаратов, уточняются мощности трансформаторов цеховых ТП.

Пример методики расчета приведен [1], [2].

8.4 В целом методика определения электрических нагрузок базируется на

следующих положениях:

а) исходными для расчета данными являются таблицы - задания от технологов,

сантехников и других смежных подразделений, в которых указываются данные

электроприемников;

б) в расчетах используются содержащиеся в существующих справочных материалах

среднестатистические значения коэффициентов использования К_И и коэффициентов

реактивной мощности для различных электроприемников;

в) 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;

г) значения коэффициентов расчетных нагрузок К_Р определены в зависимости от

коэффициента использования, эффективного числа электроприемников и постоянной

времени нагрева;

д) значения коэффициентов одновременности К_О для определения расчетных

нагрузок на шинах на

6 кВ или

10 кВ РП, ГПП определены в зависимости от

средневзвешенных коэффициентов использования и числа присоединений к шинам на

6 кВ или 10 кВ на сборных шинах РП, ГПП;

е) фактические значения расчетных нагрузок могут превышать расчетные с

вероятностью не более 0,05.

8.5 Указания не распространяются на определение электрических нагрузок

электроприемников с резкими и переменными графиками нагрузки

(дуговых

электропечей, электроприводов прокатных станов, контактной сварки и т. п.),

промышленного электрического транспорта, а также электроприемников с известным

графиком нагрузки.

8.6 При расчетах электрических нагрузок должны быть определены отдельно

нагрузки электроприемников особой группы I категории и нагрузки электроприемников

III категории.

8.7 Годовой расход активной и реактивной энергии, потребляемой промышленным

предприятием, рекомендуется рассчитывать на основании расчетных электрических

нагрузок и годового числа часов использования максимума активной и реактивной

мощности.

Годовой расход активной энергии, потребляемой предприятием, следует определять

по выражению:

P

T

(1)

p м

где P_р - математическое ожидание расчетной активной мощности (нагрузки) на

границе балансового разграничения с энергосистемой. Допускается принимать

= 0,9

Pр, где Pр - расчетная нагрузка, определенная согласно [1], [2];

T_м

- годовое число часов использования максимума активной мощности,

определяемое в зависимости от сменности предприятия.

Для 1, 2 и 3-сменных предприятий T_м соответственно следует принимать 1900 ч,

3600 ч и 5100 ч, для непрерывного производства - 7650 ч.

Годовой расход реактивной энергии, не превышающий экономическое значение,

следует определять по выражению:

Q Т

(2)

где Q_э

- реактивная мощность в пределах экономических значений, с учетом

устанавливаемых на предприятии средств коррекции потребляемой мощности. Значение

Q_э можно определить согласно [3], [5];

- годовое число часов использования потребляемой максимальной реактивной

Qэ

мощности, не превышающей экономическое значение.

Значение

зависит от режима работы предприятия и напряжения сети

энергосистемы, от которой получает питание потребитель приведены в Таблице 3.

Годовой расход реактивной энергии, превышающий экономическое значение:

Q

Т

(3)

ПЭ

пэ м

где Q_пэ - реактивная мощность, потребляемая из энергосистемы и превышающая

экономическое значение;

Таблица 3 - Режим работы предприятия и напряжения сети энергосистемы

Непрерывное

Режим работы предприятия

1 смена

2 смены

3 смены

производство

питание от сети 35 кВ

1660

2400

3000

5660

питание от сети 110 кВ

1750

3000

3750

6400

, ч

питание от сети 220 кВ и 500 кВ

1800

3200

4200

6800

питание от сети 500 кВ или на

1850

3460

4800

7300

генераторном напряжении

- годовое число часов использования потребляемой максимальной реактивной

мощности, превышающей экономическое значение.

Значения Q_пэ и

определяются в соответствии с указаниями по выбору средств

КРМ в электрических сетях общего назначения [3], [5].

9 РАСЧЕТЫ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

9.1 Расчет токов КЗ проводится в соответствии с требованиями СН РК 4.04-08.

9.2 При проектировании

промышленных предприятий определение токов

однофазных КЗ в электроустановках до

1 кВ может производиться, наряду с

рекомендуемым ГОСТ 28249 методом симметричных составляющих, методом петли фаза-

нуль рассмотренным в [4].

9.3 В зависимости от наличия исходных данных для расчета метод петли фаза-нуль

позволяет определять значение тока однофазного КЗ как по сумме активных и

индуктивных сопротивлений в фазной и нулевой цепях, так и по сумме полных

сопротивлений (z) всех последовательных участков цепи КЗ и в соответствии с этим:

а) в первом случае, как и в методе симметричных составляющих, учитываются

сопротивления всех элементов цепи КЗ, включая сопротивления трансформаторов тока,

автоматических выключателей, контактных соединений и электрической дуги. Точность

расчета при этом не отличается от точности метода симметричных составляющих, но для

расчета не требуется данных по сопротивлениям нулевой последовательности, которые не

всегда можно найти для конкретной схемы;

б) во втором случае сопротивления отдельных элементов цепи КЗ и электрической

дуги не учитываются, так как арифметическое (вместо геометрического) суммирование

полных сопротивлений приводит, как правило, к увеличению общего сопротивления

короткозамкнутой цепи и как бы компенсирует не учитывание сопротивлений отдельных

элементов.

Расчет тока однофазного КЗ по сумме полных сопротивлений является простым по

сравнению с двумя другими методами, но несколько уступает последним в точности

результата.

9.4 При расчете тока трехфазного КЗ в установках напряжением до 1 кВ следует

учитывать не только индуктивные и активные сопротивления всех элементов

короткозамкнутой цепи, но и активные сопротивления всех переходных контактов в этой

цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов, разъемные контакты аппаратов и контакт

в месте КЗ).

9.5 При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных

сопротивлениях допускается при расчете токов КЗ в сетях, питаемых трансформаторами

мощностью до

2500 кВА включительно, учитывать их суммарное сопротивление

введением в расчет активного сопротивления:

- для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью до 1000 кВА

включительно

0,015 Ом; для распределительных устройств до

1 кВ цеховых ТП

мощностью в 1600 кВА и 2500 кВА значения активных сопротивлений подлежат

уточнению;

- для первичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов,

питаемых радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей, - 0,02

Ом;

- для вторичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов,

питаемых от первичных распределительных пунктов, - 0,025 Ом;

- для аппаратуры, установленной непосредственно у электроприемников,

получающих питание от вторичных распределительных пунктов, - 0,03 Ом.

9.6 При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия,

имеющего в своем составе электроприемники, чувствительные к изменениям показателей

качества электроэнергии, следует оптимизировать расчетное значение тока КЗ с учетом

двух факторов:

- обеспечения возможности применения электрических аппаратов облегченной

конструкции и проводников меньших сечений;

- обеспечения поддержания показателя качества электроэнергии в нормируемых

пределах.

9.7 В необходимых случаях расчетное значение тока КЗ должно определяться

технико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на ограничение токов

КЗ и меры по поддержанию показателя качества электроэнергии в нормируемых

пределах.

Учитывая значительную стоимость технических средств по поддержанию

показателя качества электроэнергии в нормируемых пределах, рекомендуется, как

правило, указанные промышленные предприятия подключать к точкам сети

энергосистемы с наибольшими токами КЗ.

9.8 В качестве средств ограничения токов КЗ на промышленных предприятиях могут

быть применены:

- токоограничивающие реакторы;

- трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;

- трансформаторы с повышенным значением напряжения КЗ;

- специальные тиристорные быстродействующие токоограничивающие устройства

типа ТОУ.

9.9 При необходимости ограничения токов КЗ в РП напряжением в 6 кВ или 10 кВ

следует производить установку токоограничивающих реакторов на питающих линиях или

устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях в

6 кВ или

10 кВ с

присоединением до 4 линий к одному реактору.

Индивидуальное реактирование отходящих линий должно быть обосновано.

9.10 Расчет токов КЗ в электрических сетях напряжением более 1 кВ проводится

согласно ГОСТ 27514. При этом основной особенностью расчетов токов КЗ для релейной

защиты в электрических сетях напряжением выше 1 кВ является расчет токов КЗ для

выбора типов и параметров срабатывания (уставок) релейной защиты трансформатора, а

также защит других элементов электрических сетей. Как правило, рассчитывается только

трехфазное КЗ

9.11 В общем случае при выполнении расчета защиты устанавливается фазное

соотношение токов, а при несимметричных КЗ за трансформатором

- не только

максимальные, но и возможные минимальные значения токов КЗ.

9.12 Для упрощения практических расчетов токов КЗ в распределительных

электрических сетях напряжением выше 1 кВ принято не учитывать ряд факторов,

которые в действительности могут существовать, но не могут оказать определяющего

влияния на значения токов КЗ и их фазные соотношения. Как правило, не учитывается

переходное сопротивление в месте КЗ и все повреждения рассматриваются как

металлические КЗ двух или трех фаз или КЗ одной фазы на землю. Сопротивления всех

трех фаз трансформаторов, линий, реакторов и других элементов сети считаются

одинаковыми. Не учитываются токи намагничивания силовых трансформаторов и токи

нагрузки. Как правило, не учитывается подпитка места КЗ токами асинхронных

двигателей.

9.13 Принимая во внимание, что распределительные сети электрически удалены от

источников питания и аварийные процессы в этих сетях мало сказываются на работе

генераторов энергосистемы, считается, что при любых КЗ в распределительной сети

напряжение питающей системы на стороне высшего напряжения (35 кВ, 110 кВ, 220 кВ и

500 кВ) трансформатора остается неизменным.

9.14 Вместе с тем в этих расчетах имеется ряд особенностей:

- изменение мощности КЗ энергосистемы, т.е. расчет максимального и

минимального токов КЗ;

- необходимость учета существенного изменения сопротивления некоторых типов

трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) при изменении

положения регулятора РПН.

9.15 При практических расчетах токов КЗ для релейной защиты вычисляется только

периодическая составляющая тока, а влияние апериодической составляющей тока КЗ

учитывается при необходимости путем введения повышающих коэффициентов при

расчетах релейной защиты.

9.16 Расчеты токов КЗ в сетях постоянного тока выполняются с использованием

методик, в соответствии с требованиями ГОСТ 29176.

При этом в ряде случаев короткие замыкания в электроустановках оперативного

постоянного тока подстанций могут, отключаются не селективно или с большой

задержкой по времени. Особенно опасными являются случаи неправильной работы

автоматических выключателей или предохранителей в цепи ввода аккумуляторной

батареи.

В результате выделены три основные причины, несоответствия установленных на

щитах постоянного тока защитных аппаратов требованиям чувствительности и

селективности которые необходимо учитывать при расчете токов КЗ в сетях с постоянным

током:

а) первой причиной является использование, при выборе защитных аппаратов,

чрезмерно упрощенных методик расчета коротких замыканий, не учитывающих

существенные факторы, действующие на снижение тока КЗ: электрическая дуга, тепловой

спад тока, увеличение сопротивления аккумуляторной батареи к концу аварийного

разряда и при понижении температуры окружающей среды. Каждый из перечисленных

факторов, даже в отдельности, может снизить значение тока КЗ в два раза. При

комплексном действии всех вышеперечисленных факторов снижение расчетного тока еще

больше;

б) второй причиной является изменение в процессе эксплуатации сопротивлений

разъемных и разборных контактных соединений и сульфатация пластин аккумуляторных

батарей. Причем, увеличение сопротивления обнаруживается, как правило, при токах

соизмеримых по величине с токами КЗ. Такой дефект обнаруживался в контактных

стойках рубильников, предохранителей и в пакетных переключателях;

в) третьей причиной является низкая стабильность и большой разброс времятоковых

характеристик защитных аппаратов.

9.17 Уставки защитных аппаратов должны выбираться на основе минимально

возможных значений токов КЗ.

9.18 Электродинамические и термические действия тока КЗ определяются в

соответствии с требованиями ГОСТ 30323.

10 КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

10.1 Требования к качеству электрической энергии для проектируемых

промышленных предприятий определяется в соответствии с требованиями СН РК 4.04-08

и «Правилами устройства электроустановокª.

10.2 Улучшение качества электроэнергии достигается рациональным построением

схем электроснабжения, а также применением при необходимости специальных

технических средств

(силовых фильтров, устройств статической и динамической

компенсации и др.).

10.3 При проектировании промышленных предприятий со специфическими

нагрузками

(нелинейными, резкими, переменными и несимметричными) следует

учитывать, что устанавливаемые специальные технические средства одновременно

обеспечивают КРМ и поддержание значений показателя качества электроэнергии Поэтому

при проектировании вопросы качества электроэнергии и компенсации реактивной

мощности для предприятий со специфическими нагрузками следует рассматривать

одновременно.

10.4 Согласно ГОСТ 13109 нормируются установившиеся значения нормального

предельного отклонения 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, особенностей

подключенных электроприемников, характеристик коммутационных аппаратов, но во

всех случаях пуск крупного двигателя не должен приводить к нарушению работы других

электроприемников.

10.5 Регулирование напряжения в системах электроснабжения промышленных

предприятий, в основном, должно обеспечиваться применением трансформаторов и

автотрансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и

выбором оптимальных ответвлений у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов.

10.6 Если режим работы электроприемников различен и они имеют разную

удаленность от пункта питания, а также если имеются электроприемники, особо

чувствительные к отклонениям напряжения, необходимо предусматривать

дополнительные групповые или индивидуальные средства регулирования напряжения в

узлах нагрузки, такие как применение управляемых конденсаторных батарей,

автоматическое управление возбуждением синхронных электродвигателей, применение

стабилизирующих установок, устройств по ограничению напряжения и др.

10.7 Не синусоидальность напряжения вызывается подключением к сети

электроприемников с нелинейной вольтамперной характеристикой, являющихся

источниками высших гармоник. К таким электроприемникам относятся тиристорные

электроприводы, дуговые электропечи, сварочные установки, газоразрядные лампы и др.

При проектировании в целях уменьшения негативного влияния высших

гармонических на элементы электроустановок следует, если это возможно, увеличить

число фаз выпрямления вентильных преобразователей. При недостаточности указанных

мер следует применять силовые резонансные CL фильтры.

10.8 Электроприемники, нагрузка которых имеет резкий и переменный характер

(электроприводы, дуговые электропечи и др.), вызывающие недопустимые размахи

изменений напряжения и дозы колебаний напряжения. При построении системы

электроснабжения целесообразно стремиться к уменьшению реактивного сопротивления

сети, в том числе могут быть эффективны установки продольной компенсации.

10.9 В тех случаях, когда совершенствованием схемы питания невозможно снизить

значения указанных требований к показателю качества электроэнергии, могут быть

применены быстродействующие синхронные компенсаторы или статические установки

динамической компенсации прямого или косвенного действия.

10.10 Несимметричные режимы токов и напряжений связаны с подключением

несимметричных нагрузок, т. е. таких электроприемников, симметричное многофазное

исполнение которых нецелесообразно или невозможно. К подобным электроприемникам

относятся отдельные термические и сварочные установки, электрическое освещение,

специальные однофазные нагрузки. Подключение таких нагрузок к трехфазной сети

ограниченной мощности вызывает длительные или кратковременные несимметричные

режимы токов и напряжений, которые могут быть снижены подключением

несимметричных нагрузок в точке сети с возможно большей мощностью КЗ и

равномерным распределением однофазных и двухфазных нагрузок по всем трем фазам.

Если указанные меры недостаточны, рекомендуется применять симметрирующие

устройства. Для статичной однофазной или двухфазной нагрузки значительной мощности

следует использовать нерегулируемые симметрирующие устройства, преобразующие эти

нагрузки в трехфазные.

10.11 В тех случаях, когда нагрузка по фазам меняется за весьма малые промежутки

времени, не симметрия сети носит кратковременный и случайный характер, следует

применять регулируемые статические симметрирующие устройства с достаточным

быстродействием.

10.12 Для ряда электроприемников производств с непрерывным технологическим

процессом, средств вычислительной техники, средств связи и др. исключительное

значение имеют длительность и глубина провалов напряжения. Следует отметить, что

нормирование указанных значений показателя качества электроэнергии затруднено, так

как зависит от особенностей оборудования и технологического процесса конкретной

установки.

10.13 В качестве технических средств могут применяться агрегаты бесперебойного

питания с аккумуляторными батареями и специальные технические средства,

позволяющие обеспечить непрерывную и неискаженную форму кривой напряжения у

потребителя при провалах различной глубины и длительности.

11 КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

11.1 Требования к средствам компенсации реактивной мощности

(КРМ) для

проектируемых промышленных предприятий

определяется

в соответствии с

требованиями СН РК 4.04-08 и «Правилами устройства электроустановокª.

11.2 При выборе средств КРМ для электрических сетей общего назначения следует

руководствоваться следующими указаниями:

а) в качестве средств КРМ принимаются батареи низковольтных и высоковольтных

конденсаторов напряжением в 0,4 кВ, 6 кВ или 10 кВ соответственно и синхронные

электродвигатели на 6 кВ или 10 кВ;

б) основными исходными данными для выбора средств КРМ являются расчетные

электрические нагрузки предприятия, в том числе на границе балансового разграничения

с энергосистемой, и экономические значения реактивной мощности и энергии, задаваемые

энергоснабжающей организацией;

в) выбор средств КРМ и мощности компенсирующих устройств осуществляется в

два этапа: при потреблении реактивной мощности из энергосистемы в пределах

экономического значения и потреблении реактивной мощности из энергосистемы,

превышающем экономическое значение;

г) на первом этапе определяется мощность конденсаторных батарей,

устанавливаемых в сети до 1 кВ по критерию выбора минимального числа цеховых ТП, и

определяется экономически целесообразная реактивная мощность, генерируемая

синхронными электродвигателями на

6 кВ или

10 кВ. При этом во всех случаях

используется для КРМ без обосновывающих расчетов располагаемая реактивная

мощность синхронных двигателей с номинальной мощностью свыше

2500 кВт и

располагаемая реактивная мощность синхронных двигателей с частотой вращения свыше

1000 1/мин независимо от номинальной мощности. Целесообразность использования

синхронных электродвигателей с номинальной мощностью до

2500 кВт и частотой

вращения до 1000 1/мин определяется расчетом. Затем производится анализ баланса

реактивной мощности на границе балансового разграничения. В случае, если

генерируемая конденсаторными батареями до 1 кВ и синхронными электродвигателями

на 6 кВ или 10 кВ реактивная мощность обеспечивает потребление реактивной мощности

из энергосистемы в пределах экономического значения, выбор средств КРМ считается

завершенным. В обратном случае следует выполнить второй этап расчета;

д) на втором этапе расчета следует рассмотреть получение 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 частотой вращения до 1000 1/мин (в случае, если

располагаемая мощность этой группы синхронных двигателей не используется полностью

при потреблении реактивной мощности из энергосистемы, не превышающем

экономическое значение);

- установка в узлах нагрузки батарей конденсаторов на напряжение в 6 кВ или 10 кВ.

Указанные источники сопоставляются между собой и с потреблением реактивной

мощности из энергосистемы, превышающем экономическое значение. Для предприятий с

непрерывным режимом работы, как правило, целесообразна установка батарей

конденсаторов на 6 кВ или 10 кВ. Для предприятий, работающих в 1, 2 и 3 смены может

оказаться целесообразным получение недостающей реактивной мощности из

энергосистемы, превышающей экономическое значение;

е) при выполнении расчетов по выбору средств КРМ рекомендуется пользоваться

указаниями по проектированию КРМ в сетях общего назначения изложенными [3], [5];

ж) батареи конденсаторов до

1 кВ могут размещаться в электротехнических

помещениях или непосредственно в производственных помещениях;

и) установку батарей конденсаторов до 1 кВ непосредственно в производственных

помещениях следует выполнять при соблюдении следующих условий:

- распределение электроэнергии производится магистральными шино проводами;

- окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически активных веществ,

не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам;

- должны быть исключены механические воздействия от транспортных средств и

перемещаемых грузов;

- степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна быть не менее IP4X по

ГОСТ 14255;

к) при условиях, отличающихся от перечисленных в 11.2 и), батареи конденсаторов

до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях цеховых ТП. Количество батарей (не

более двух на один трансформатор) определяется мощностью трансформатора и степенью

компенсации. Батареи конденсаторов могут также размещаться в электропомещениях;

л) батареи конденсаторов

6 кВ или 10 кВ должны размещаться, как правило, в

отдельных (специально для них предназначенных) помещениях, а также в подстанциях;

м) установки батарей конденсаторов до 1 кВ и 6 кВ или 10 кВ должны иметь ручное

управление для включения или отключения установки в целом или ее части

эксплуатационным персоналом;

н) установки батарей конденсаторов до

1 кВ должны иметь автоматическое

ступенчатое регулирование мощности в функции реактивной мощности, реактивного или

полного тока узла нагрузки;

п) автоматическое регулирование мощности батареи конденсаторов на 6 кВ или

10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии у потребителя выключателей на 6 кВ или

10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки. При их отсутствии

регулирование мощности батареи конденсаторов на 6 кВ или 10 кВ производить не

следует;

р) синхронные электродвигатели на 6 кВ или 10 кВ, реактивная мощность которых

используется для КРМ, должны иметь автоматическое регулирование возбуждения в

функции реактивной мощности узла нагрузки на границе балансового разграничения с

энергосистемой;

с) при значительном количестве установок КРМ следует при проектировании

рассматривать возможность устройства централизованного управления ими с

диспетчерского пункта.

11.3 При выборе средств КРМ для электрических сетей со специфическими

нагрузками следует руководствоваться следующими рекомендациями:

а) в качестве средств КРМ для сетей с нелинейными и резкими переменными

нагрузками помимо средств КРМ, используемых в сетях общего назначения

(конденсаторные батареи до 1 кВ и 6 кВ или 10 кВ, синхронные двигатели 6 кВ или

10 кВ), могут применяться силовые резонансные CL фильтры и устройства динамической

компенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия;

б) выбор средств КРМ зависит от значений определяемых в расчетной точке

определенной согласно ГОСТ 13109 следующих показателей качества электроэнергии:

- коэффициента искажения синусоидальности напряжения К_И;

- коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения К_И(N);

- размаха изменений напряжения SU;

- дозы фликера Р;

в) при определении указанных показателей качества электроэнергии согласно

ГОСТ 13109 в целях исключения принятия решений, неоправданно удорожающих

устанавливаемые средства КРМ, рекомендуется при выполнении расчетов принимать

вероятность превышения предельно допускаемых значений для показателей качества

электроэнергии, равную 0,05;

г) расчетной точкой является точка присоединения потребителя к сети

энергоснабжающей организации, для которой определяются допустимые расчетные

вклады потребителя в нормируемые согласно ГОСТ 13109 значения показателя качества

электроэнергии. Как правило, расчетная точка принимается совмещенной с границей

балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией, но

при питании мощных электроприемников от подстанции глубокого ввода расчетная точка

может находиться в узлах энергосистемы;

д) выявленные расчетные значения показателя качества электроэнергии

сопоставляются со значениями допустимых расчетных вкладов, которые определяются

энергоснабжающей организацией. Результаты сопоставления позволяют осуществить

выбор средств КРМ;

е) конденсаторные батареи на 6 кВ или 10 кВ не следует подключать к секциям

сборных шин, от которых получают питание нелинейные нагрузки независимо от

значений К_И и К_И(N);

ж) при выделении нелинейных нагрузок на 6 кВ или 10 кВ на отдельные ветви

расщепленной обмотки трансформатора или сдвоенного реактора и при значениях К_И и

К_И(N), превышающих значение допустимых расчетных вкладов в расчетной точке, на

секции сборных шин с нелинейными нагрузками следует устанавливать силовые фильтры

в целях снижения значений токов и напряжений высших гармоник в расчетной точке до

значений допустимых расчетных вкладов. При значениях К_И и К_И(N) , не превышающих

значений допустимых расчетных вкладов в расчетной точке, силовые фильтры не

устанавливаются. Выбор средств КРМ для этих случаев производится согласно 11.2.

Мощность устанавливаемых средств КРМ (с учетом фильтров, если они устанавливаются)

должна обеспечить потребление РМ из энергосистемы, не превышающее экономическое

значение. При целесообразности установки батарей конденсаторов

6 кВ или

10 кВ

последние должны быть подключены к секциям сборных шин, к которым не подключены

нелинейные нагрузки;

и) при невозможности выделения нелинейной нагрузки на отдельные ветви

расщепленной обмотки трансформатора и сдвоенного реактора к сборным шинам на 6 кВ

или 10 кВ следует подключить силовые фильтры, обеспечивающие снижение значений

коэффициентов К_И и К_И(N) до значений допустимых расчетных вкладов и потребление

реактивной мощности из энергосистемы, не превышающее техническое значение

реактивной мощности. Учитывая значительные затраты на установку силовых фильтров

нецелесообразно увеличение их мощности по условию КРМ. Силовые фильтры

устанавливать не следует, если соблюдаются следующие два условия: расчетные значения

Ки и Ки(n) не превышают значения допустимых расчетных вкладов и технический предел

потребления реактивной мощности обеспечивается синхронными электродвигателями и

батареями конденсаторов до 1 кВ;

к) к секциям сборных шин, питающих резкие и переменные нагрузки, не следует

подключать конденсаторные батареи. В целях снижения значений размаха изменений

напряжения и дозы фликера эти секции рекомендуется подключать к сети общего

назначения с наибольшими токами КЗ. При невозможности осуществить такое

подключение, а также в случае установки мощных электроприемников с резким и

переменным характером нагрузки должна быть рассмотрена целесообразность установки

устройств динамической компенсации реактивной мощности прямого или косвенного

действия. По условию КРМ суммарная мощность конденсаторных батарей фильтров,

входящих в состав устройства динамической компенсации, должна обеспечить

технический предел потребления реактивной мощности.

11.4 Выбор компенсирующих устройств должен производиться одновременно с

выбором других основных элементов системы электроснабжения предприятия с учетом

динамики роста электрических нагрузок и поэтапного развития системы в целом.

11.5 При проектировании силовых электроустановок должно быть обеспечено

наименьшее потребление реактивной, мощности путем:

- обоснованного выбора мощности электродвигателей;

- преимущественного

применения

синхронных

электродвигателей

для

нерегулируемых электроприводов;

- применение специальных схем и режимов работы вентильных преобразователей.

11.6 Индивидуальная компенсация может быть выполнена для мощных

электроприемников с низким коэффициентом мощности и с большим числом часов

работы в году.

11.7 При необходимости включения конденсаторных батарей на напряжение выше

10 кВ следует применять последовательное или параллельно-последовательное

соединение однотипных конденсаторов с устройством дополнительной изоляции

конденсаторов между фазами и изоляцией конденсаторов от земли.

11.8 Для промышленных предприятий рекомендуется использование комплектных

конденсаторных установок.

12 УПРАВЛЕНИЕ, ИЗМЕРЕНИЕ, СИГНАЛИЗАЦИЯ, ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ

АВТОМАТИКА, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

12.1 Проектирование систем управления, измерения, сигнализации и

противоаварийной автоматики для промышленных предприятий выполняется в

соответствии с требованиями СН РК 4.04-08.

12.2 Телеуправление следует осуществлять:

- выключателями на питающих линиях и линиях связи при необходимости частых

(3 раза в сутки и более) оперативных включениях;

- вводными и секционными выключателями подстанций при отсутствии устройств

автоматического включения резерва;

- выключателями на линиях, питающих секции шин с электроприемниками

III категории;

- выключателями на линиях, питающих электроприемники значительной мощности,

если принято решение о целесообразности их отключения в часы максимальных нагрузок

энергосистемы в целях регулирования электропотребления.

12.3 Телесигнализация должна указывать состояние:

- всех телеуправляемых объектов;

- вводных, секционных, шиносоединительных и обходных выключателей

подстанций предприятия;

- выключателей, питающих электроприемники значительной мощности 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 следующие сигналы с

контролируемого пункта (КП):

а) общий сигнал с каждого КП:

- об аварийном отключении любого выключателя;

- о замыкании на землю в сетях высокого напряжения каждой подстанции;

- о неисправностях на КП, в том числе о недопустимом изменении температуры в

отапливаемых помещениях, замыкании на землю и исчезновении напряжения в цепях

оперативного тока, повреждении в цепях трансформаторов напряжения, переключении

питания цепей телемеханики на резервный источник и т. п.;

б) о неисправности трансформаторов ГПП, ПГВ, крупных преобразовательных

агрегатов;

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

12.4 Телеизмерения должны отображать:

- значения напряжений на питающих линиях, других источников питания и на

сборных шинах подстанций на 6 кВ и выше;

- значения токов и мощностей в точках сети, позволяющие осуществлять

систематический контроль технологического процесса и оборудования, судить о

перетоках активной, реактивной и полной мощности в системе электроснабжения в

нормальном и послеаварийном режимах;

- значения показателей качества электроэнергии в расчетной точке и, при

необходимости, в отдельных узлах питания.

12.5 Преобразование измеряемых электрических величин

(напряжения, тока,

мощности, частоты) в унифицированный выходной сигнал следует осуществлять с

помощью измерительных преобразователей различного назначения. Применение на

промышленных предприятиях измерительно-вычислительных комплексов и

информационных измерительных систем должно быть обосновано в проекте.

12.6 Для регистрации изменяющихся во времени электрических процессов следует

применять самопишущие в том числе быстродействующие, приборы, светолучевые и

электронные осциллографы, магнитографы.

12.7 При проектировании диспетчерского щита и пульта, определении размеров

диспетчерского помещения следует учитывать возможное развитие системы

электроснабжения.

12.8 Мнемосхема диспетчерского щита и объем информации, отражающейся на

дисплеях, должны, как правило, показывать все связи по 6 кВ или 10 кВ и выше между

подстанциями, пунктами приема электроэнергии и другими источниками питания.

Выключатели и другие аппараты, не включенные в объем телемеханизации, могут

отражаться на мнемосхеме с помощью символов, переставляемых вручную.

12.9 На энергоемких промышленных предприятиях рекомендуется предусматривать

автоматизированный учет электроэнергии в целях:

- определения количества электроэнергии, получаемой предприятием от

энергоснабжающей организации;

- фиксирования получасового максимума нагрузки в часы максимальных и

минимальных нагрузок энергосистемы;

- производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию;

- осуществления контроля за потреблением и выработкой реактивной энергии по

предприятию в целом и отдельным потребителям значительной мощности;

- определения средневзвешенного коэффициента мощности.

Системы учета электроэнергии на промышленных предприятиях должны отвечать

требованиям «Правил устройства электроустановокª.

12.10 Автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении

сопротивления изоляции ниже нормируемого уровня, должен выполняться в сетях

переменного тока напряжением выше 1 кВ с изолированной или заземленной через

дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной

нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной

средней точкой.

12.11 Для фиксации аварийных режимов и последующего их анализа на подстанциях

напряжением в 110 кВ и выше рекомендуется предусматривать установку автоматических

осциллографов и самопишущих приборов с ускоренной записью при авариях, а для

крупных УРП и ГПП - систему диагностики неисправностей в составе АСУ-электро.

12.12 Система управление, измерения и сигнализации на подстанции должна

обеспечивать:

- безошибочное и рациональное ведение эксплуатации;

- контроль режима работы электрооборудования и основных технологических

агрегатов;

- быструю ориентировку обслуживающего персонала при аварийных режимах.

На телемеханизированных и автоматизированных объектах электроснабжения

необходимо предусматривать местное управление для осмотра и ревизии

электрооборудования.

12.13 Управление электрооборудованием подстанции производится:

- со щита управления обще подстанционного пункта управления (ОПУ);

- из распределительных устройств 6 кВ или 10 кВ (из коридора управления);

- из шкафов наружной установки на территории открытого распределительного

устройства.

Здание ОПУ

(отдельное или сблокированное с закрытым распределительным

устройством на 6 кВ или 10 кВ) следует сооружать на подстанциях:

- для которых требуется постоянное дежурство персонала на щите управления;

- с закрытое распределительное устройство на 35 кВ и выше;

- при необходимости установки устройств зашиты ВЛ, блоков питания,

выпрямительных и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки.

На остальных подстанциях здания ОПУ не сооружаются, панели управления и

защиты должны размещаться в шкафах наружной установки на территории подстанции.

12.14 Релейную защиту и автоматику подстанций промышленных предприятий

необходимо согласовать с устройствами релейной защиты и автоматики системы

внешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов релейной защиты и автоматики

необходимо выполнять в соответствии с техническими условиями на присоединение,

выданными энергоснабжающей организацией, и требованиями

«Правил устройства

электроустановокª. При проектировании релейной защиты и автоматики рекомендуется

учитывать разработки специализированных электротехнических проектных и научно-

исследовательских институтов, касающиеся выбора и расчетов уставок релейной защиты

и автоматики рекомендуемых для аналогичных систем электропитания.

Для подстанций промышленных предприятий рекомендуется применять

комплектные устройства релейной защиты и автоматики, выполненные на интегральных

микросхемах.

12.15 На подстанциях промышленных предприятий могут предусматриваться

следующие виды автоматических устройств:

- автоматическое включение резервного питания на секционных выключателях всех

распределительных устройств на 6 кВ или 10 кВ и выше при раздельной работе секций, на

стороне низшего напряжения цеховых ТП при питании электроприемников I и II

категорий. При этом должен обеспечиваться запрет автоматического включения

резервного питания при коротких замыканиях на шинах;

- автоматическое повторное включение воздушных линий, шин 110 кВ и выше с

возможностью автоматического восстановления до аварийной схемы подстанции, шин

на 6 кВ, 10 кВ или 35 кВ для однотрансформаторных подстанций;

- осуществляющие автоматическое восстановление питания потребителей после

ликвидации аварии или отключения аварийного участка сети путем включения резервного

оборудования и связей, ресинхронизации синхронного электродвигателя и т. п.;

- осуществляющие автоматическое отделение электростанции предприятия от

энергосистемы при аварийном снижении частоты в результате системных аварий;

- осуществляющие бесперебойное питание электроприемников особой группы

I категории;

- автоматическая частотная разгрузка, отключающая электроприемники III

категории до действия системы автоматического повторного включения;

- автоматическое управление средствами КРМ;

- автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой трансформаторов;

- осуществляющие управление работой вспомогательных устройств

(обогрев

приводов выключателей, разъединителей, шкафов комплексного распределительного

устройства, включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов, системы

пожаротушения и др.).

12.16 На подстанциях может выполняться сигнализация в следующем объеме:

- световая сигнализация положения объектов с дистанционным управлением;

- индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения

(аварийная

сигнализация);

- предупредительная сигнализация отклонения от нормального режима работы

электрооборудования и нарушения исправности цепей управления;

- центральная звуковая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания

персонала при действии предупредительной и аварийной сигнализации.

При отсутствии ОПУ панель сигнализации устанавливается в помещении РУ на 6 кВ

или

10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализации выводятся к

дежурному персоналу.

12.17 Постоянный оперативный ток, в основном, следует применять на:

- подстанциях с высшим напряжением до 500 кВ;

- подстанциях на 110 кВ или 220 кВ со сборными шинами этих напряжений;

- подстанциях на 35 кВ или 220 кВ с воздушными выключателями;

- подстанциях на 110 кВ или 220 кВ с числом масляных выключателей на 110 кВ или

220 кВ три и более.

12.18 Переменный оперативный ток следует, в основном, применять на подстанциях

35/6-10 кВ с масляными выключателями на 35 кВ, на подстанциях 35-220/6-10 кВ и

110-220/35/6-10 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда

выключатели на 6 кВ, 10 кВ и

35 кВ оснащаются пружинными приводами. При

оснащении выключателей на 6 кВ,10 кВ, и 35 кВ электромагнитными приводами на

указанных подстанциях следует применять выпрямленный оперативный ток.

Также рекомендуется его применение на подстанциях на 110 кВ или 220 кВ с малым

числом масляных выключателей на 110 кВ или 220 кВ.

12.19 Выбор типа привода выключателей напряжением на

6 кВ или

10 кВ

необходимо производить с учетом коммутационной способности последних, значения

тока КЗ и выдержки времени релейной защиты в данной точке сети, степени

ответственности питаемых электроприемников и режимов их работы.

12.20 На подстанциях промышленных предприятий может применяться смешанная

система оперативного тока

(одновременное использование в разных сочетаниях

постоянного, переменного, выпрямленного тока). Выбор системы оперативного тока

следует обосновывать в проекте.

12.21 На подстанциях на 110 кВ или 500 кВ с постоянным оперативным током

должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея на 220 В, как правило, типа СК, без

элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. При

проектировании необходимо определять категорию помещения аккумуляторной батареи

по взрывопожарной опасности и класс взрывоопасной зоны в соответствии с

требованиями «Правил устройства электроустановокª и Технического регламента «Общие

требования к пожарной безопасностиª. Рекомендуется, если имеется возможность, взамен

батарей типа СК устанавливать закрытые никель-кадмиевые аккумуляторные батареи.

12.22 Для выпрямления переменного тока следует использовать блоки питания

стабилизированные и нестабилизированные, силовые выпрямительные устройства с

индуктивным накопителем или без него.

13 ПРОКЛАДКА ВНЕЦЕХОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

13.1 По территории промышленных предприятий могут быть проложены воздушные

линии, токопроводы, кабельные линии в надземных и подземных кабельных сооружениях,

в земле, по стенам зданий и сооружений, на технологических эстакадах.

13.2 Выбор способа внецеховой канализации для энергоемких производств следует

производить на основании технико-экономических расчетов сопоставимых вариантов по

минимуму приведенных затрат с учетом трудозатрат при производстве электромонтажных

работ.

При сопоставлении вариантов необходимо учитывать факторы надежности и

удобства эксплуатации

(ремонтная способность, дополнительная прокладка линий),

степень загрязненности воздуха, грунта, плотность застройки промплощадки, уровень

грунтовых вод, размещение технологических, транспортных и других коммуникаций,

требования пожарной безопасности, перспективу развития сети.

13.3 Зоны размещения электрических сетей на промплощадке предприятия должны

согласовываться с разработчиком генерального плана.

13.4 Для энергоемких предприятий схемы глубоких вводов на 110 кВ или 220 кВ

могут быть осуществлены применением воздушных и кабельных линий на110 кВ или 220

кВ, схемы глубоких вводов на 500 кВ применением ВЛ-500 кВ.

13.5 Применение ВЛ целесообразно при невысокой плотности застройки

промплощадки. В целях снижения отчуждаемой под ВЛ площади допускается

прохождение ВЛ над всеми несгораемыми зданиями и сооружениями, за исключением

взрывоопасных установок.

При выборе высоты опор ВЛ должна учитываться возможность прокладки в

будущем под проводами ВЛ трубопроводов, транспортных и других коммуникаций. В

обоснованных случаях может оказаться целесообразным применение специальных опор в

целях увеличения длины пролетов.

13.6 При высокой плотности застройки предприятия рекомендуется применять сухие

кабели на 110 кВ или 220 кВ с пластмассовой изоляцией, прокладываемые в открытых

кабельных сооружениях (кабельная эстакада, частично закрытая кабельная галерея, в том

числе и размещенная на технологической эстакаде). Прокладка кабелей на110 кВ или 220

кВ с пластмассовой изоляцией в закрытых кабельных сооружениях (тоннелях, полностью

закрытых кабельных галереях) может производиться только в случае невозможности их

прокладки в открытых кабельных сооружениях.

13.7 Маслонаполненные кабели низкого давления на 110 кВ или 220 кВ могут 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 специальных колодцев для муфт.

Прокладка маслонаполненных кабелей в тоннелях не может быть рекомендована ввиду ее

весьма значительной стоимости.

13.8 По мере освоения электропромышленностью токопроводов до

500 кВ с

элегазовой изоляцией рекомендуется их применение для схем глубоких вводов при

высокой плотности застройки промплощадки и наличии агрессивной окружающей среды.

13.9 При целесообразности распределения электроэнергии на напряжениях на 6 кВ

или

10 кВ по промплощадке энергоемкого промышленного предприятия следует

применять открыто проложенные токопроводы с симметричным расположением фаз

следующих конструктивных исполнений:

- жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами;

- гибкий с расщепленными проводами;

- комплектный закрытый типа ТЗК-10.

13.10 Для систем кабельной канализации на

6 кВ и

10 кВ промышленных

предприятий рекомендуется применять, как правило, жесткие токопроводы с трубчатыми

шинами из алюминиевого сплава типа АД31. Подлежат использованию токопроводы в

исполнениях для наружной и внутренней установки при нормальной среде и в исполнении

для наружной установки для предприятий с сильно загрязненной средой.

Жесткие токопроводы не рекомендуется прокладывать в тоннелях и в полностью

закрытых галереях из-за значительного увеличения капитальных затрат. При применении

жестких токопроводов следует пользоваться разработанными типовыми проектами узлов

и деталей.

13.11 Гибкие токопроводы рекомендуется применять при наличии одновременно

следующих факторов: нестесненной планировки предприятия, позволяющей не учитывать

условную стоимость отчуждаемой под гибкий токопровод территории, и минимального

количества (до двух-трех на 1 км) углов поворота трассы.

13.12 Комплектные закрытые токопроводы типа ТЗК-10 не рекомендуется

прокладывать по территории промышленных предприятий из-за значительных затрат и по

условиям эксплуатации. Токопровод типа ТЗК-10 следует применять на вводах

незначительной длины

(порядка

50 м) от трансформаторов до распределительных

устройств на 6 кВ и 10 кВ, а также при ошиновке электроустановок внутри зданий.

13.13 Сечение токопровода следует выбирать по экономической плотности тока,

значение которой определяется расчетом для нормального режима при проектировании

конкретного объекта. Выбранное сечение токопровода следует проверить на нагрев током

послеаварийного режима.

13.14 При выборе токопровода, прокладываемого по территории предприятия,

следует учитывать стоимость отчуждаемой территории. Можно принимать, что

отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м, под гибкий токопровод

- 18 м.

13.15 При необходимости передачи значительной мощности на напряжении в 35 кВ

рекомендуется применять жесткий токопровод на 35 кВ подвесной с трубчатыми шинами

и подвесными изоляторами.

13.16 Внецеховые кабельные сети напряжением до 35 кВ следует, как правило,

прокладывать открыто в надземных сооружениях: на технологических и кабельных

эстакадах, в кабельных частично закрытых галереях.

13.17 Прокладка кабелей на технологических эстакадах, в том числе на эстакадах с

трубопроводами с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями, может

осуществляться либо на подвесных кабельных конструкциях или самостоятельных

кронштейнах при количестве кабелей до 30, не считая кабелей собственных нужд, либо,

при большем числе кабелей, на кабельных эстакадах или в частично закрытых кабельных

галереях, сооруженных на технологических эстакадах.

13.18 При прокладке кабелей на подвесных конструкциях или кронштейнах

расстояние от трубопроводов должно быть не менее 0,5 м, небронированные кабели

должны быть защищены от механических воздействий. Кабели, прокладываемые на

эстакадах и галереях, следует принимать небронированными.

13.19 При расположении кабельных эстакад и галерей на технологической эстакаде с

трубопроводами с горючими газами и легковоспламеняющимися жидкостями должны

быть выполнены противопожарные мероприятия

(ограждающие горизонтальные или

вертикальные конструкции с огнестойкостью не менее 0,75 ч). Крепление кабельных и

других конструкций непосредственно к трубопроводам не допускается. Возможность

прокладки кабелей по техническим эстакадам должна согласовываться с технологами.

13.20 При отсутствии или невозможности использования технологических эстакад

кабели рекомендуется прокладывать на непроходных кабельных эстакадах при количестве

кабелей от

20 до 30 или на проходных кабельных эстакадах и в частично закрытых

кабельных галереях при количестве кабелей от 30 до 40. Кабели, прокладываемые на

кабельных эстакадах и в галереях, следует принимать небронированными.

13.21 При прокладке кабелей на высоте от уровня земли более 4,5 м следует, как

правило, предусматривать проходные кабельные эстакады и частично закрытые

кабельные галереи. Непроходные кабельные эстакады рекомендуется применять только на

коротких участках трассы (при обходе препятствий, при изменении уровня расположения

эстакады, в местах ответвлений и т. п.).

13.22 Кабельные эстакады и кабельные частично закрытые галереи не требуется

делить на противопожарные отсеки поперечными перегородками.

13.23 Прокладка кабелей в полностью закрытых кабельных галереях может быть

допущена только в обоснованных случаях

(например, при крайне агрессивной

окружающей среде, при значительных внешних тепловых или механических воздействиях

и др.).

13.24 Допускается прокладка кабелей по внешним поверхностям наружных стен

зданий и сооружений при условии, что последние выполнены из несгораемых материалов.

13.25 При невозможности или нецелесообразности выполнения открытой прокладки

кабелей до 35 кВ в надземных сооружениях может быть осуществлена прокладка кабелей

в земле (в траншеях) и в подземных кабельных сооружениях (блоках, каналах, тоннелях).

13.26 Прокладку кабелей в траншеях следует выполнять при незначительном числе

кабелей, в основном на ответвлениях от основных трасс.

В одной траншее, как правило, следует прокладывать не больше шести силовых

кабелей. Вместо любого из них допускается прокладывать по одному пучку из 12 кабелей

вторичных цепей.

13.27 Кабели на напряжение в 6 кВ или 35 кВ на всем протяжении следует защищать

от возможных 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 требуется защищать от

механических воздействий траншею с двумя кабельными линиями до

20 кВ,

проложенными на глубине 0,7 м, если над кабелями проложена специальная сигнальная

лента.

13.28 Защиту прокладываемых в земле кабелей от электрохимической коррозии

рекомендуется выполнять согласно действующим указаниям по катодной защите

подземных сооружений

[6]. Мероприятия по защите от коррозии должны быть

осуществлены до ввода кабельных линий в эксплуатацию.

13.29 Прокладку кабелей в блоках следует применять на трассах, насыщенных

подземными коммуникациями, в местах, где возможны проливы горячего металла или

ведутся частые раскопки, при большом числе пересечений с технологическими и

транспортными коммуникациями. Блоки могут быть выполнены из железобетонных

ячеистых плит, из асбестоцементных, керамических, чугунных, стальных,

полиэтиленовых труб.

13.30 При определении количества силовых кабелей, прокладываемых в блоке,

следует учитывать фактор снижения допустимых токовых нагрузок на кабели, поэтому

силовые кабели рекомендуется прокладывать, в основном, по периметру блока.

Количество контрольных кабелей, прокладываемых в блоке, не ограничивается.

В местах, где изменяется направление прокладки блоков, в местах перехода кабелей

из блоков в грунт, как правило, следует сооружать кабельные камеры (колодцы).

13.31 При необходимости прокладки от

20 до 30 кабелей могут быть применены

кабельные каналы, при количестве кабелей от

30 до

40 кабельные тоннели. На

промплощадках каналы и тоннели, как правило, должны быть заглублены в грунт не

менее чем на 0,3 м. Каналы и тоннели, частично заглубленные в грунт или надземные,

следует применять на участках территории, доступных только для обслуживающего

персонала и не используемых в качестве эвакуационных и транспортных путей.

13.32 Кабельные тоннели и полностью закрытые кабельные галереи должны быть

разделены на отсеки поперечными перегородками из негорючих материалов с пределом

огнестойкости не менее

0,75 ч. В этих кабельных сооружениях должны быть

предусмотрены автоматическая пожарная сигнализация и тушение пожаров с помощью

передвижных средств

(пожарных автомобилей) или систем с "сухотрубами" со

стационарно установленными распылителями воды. Применение систем с "сухотрубами"

рекомендуется в тоннелях при отсутствии возможности подъезда передвижных средств, а

в закрытых галереях - при высоте верхней отметки галереи более 10 м над планировочной

отметкой территории.

13.33 Взаимно резервирующие кабельные линии, питающие электроприемники I

категории, должны прокладываться по изолированным в пожарном отношении трассам.

Для промышленных предприятий допускается их прокладка по разным сторонам одного

кабельного сооружения

(проходные кабельные эстакады, галереи, тоннели) при

горизонтальном расстоянии между кабельными конструкциями в свету не менее 1 м, а при

использовании непроходных кабельных эстакад взаимно резервирующие кабели должны

прокладываться по разным сторонам продольной сплошной балки. Прокладку кабельной

линии от третьего независимого источника питания к электроприемнику особой группы I

категории допускается выполнять в том же отсеке кабельного сооружения в

противопожарном коробе (канале) с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч.

13.34 Габариты кабельных сооружений должны выбираться исходя из всего числа

кабелей, подлежащих прокладке в данном сооружении при полном завершении

строительства всех его очередей, с учетом выделения мест для возможности

дополнительной прокладки в условиях эксплуатации не менее 15% общего числа кабелей.

В кабельных сооружениях, по которым прокладываются кабели напряжением на 6 кВ и 10

кВ, следует выделить один ряд полок для размещения кабельных муфт. Необходимо

также предусматривать место для размещения трубопроводов и устройств системы

пожаротушения.

14 ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

14.1 Масляное хозяйство

14.1.1 При проектировании масляного хозяйства для крупного промышленного

предприятия следует рассматривать возможность использования масляных хозяйств

районных энергосистем или соседних крупных промышленных предприятий по

согласованию с ними.

Масляное хозяйство в полном объеме следует предусматривать лишь на больших

промышленных предприятиях с большим количеством подстанций с аппаратами и

трансформаторами с большим количеством залитого в них масла.

14.1.2 В проекте масляного хозяйства должны быть предусмотрены хранение и

соответствующая обработка как изоляционного, так и других видов масла: турбинного,

машинного, смазочного и др.

14.1.3 Масляное хозяйство следует располагать, как правило, в районе на узловой

подстанции предприятия.

14.1.4 В масляном хозяйстве должны быть предусмотрены:

- аппаратные помещения, содержащие аппараты и устройства для очистки, сушки и

регенерации масел для всех объектов предприятия;

- маслосклады (для чистого, отработанного масла) с установленными в них баками.

14.1.5 На других подстанциях предприятия (включая подстанции глубоких вводов

напряжением в 110 кВ или 220 кВ) не следует предусматривать сооружение специальных

стационарных баков для масла и маслоочистительных устройств. Доставку чистого сухого

масла на эти подстанции и вывозку отработанного масла следует предусматривать в

передвижных емкостях, в том числе в мягких оболочках.

Исключение представляют подстанции напряжением от 35 кВ до 220 кВ с баковыми

выключателями, на которых необходимо предусматривать два стационарных бака,

рассчитанных каждый на объем масла из баков всех трех фаз наибольшего выключателя и

запас на доливку не менее

% всего количества масла, залитого в аппараты и

трансформаторы данной подстанции.

14.1.6 Не следует предусматривать прокладку стационарных маслопроводов к

баковым масляным выключателям всех напряжений.

На случаи необходимости опорожнения баков или очистки в них масла следует

предусматривать переносные инвентарные маслопроводы.

14.1.7 Для ремонта и ревизии цеховых трансформаторов на предприятиях следует

предусматривать мастерскую при электроремонтном цехе.

14.1.8 На малых предприятиях следует предусматривать баки для хранения

аварийного запаса чистого масла и для отработанного масла, а при выключателях с

количеством масла до 600 кг в единице и при воздушных выключателях достаточно

предусматривать только передвижные емкости. Специальные мастерские для ремонта

цеховых трансформаторов на таких предприятиях, как правило, предусматривать не

следует.

14.1.9 Для определения объема масляных баков и других емкостей можно принимать

(в среднем) ежегодную потребность в изоляционном масле около 15 % общего количества

масла, залитого в трансформаторы и аппараты, при отсутствии регенерационной

установки и около 5 % - при наличии последней.

14.1.10 Средний срок службы изоляционного масла при применении термосифонных

фильтров может быть ориентировочно принят около 10 лет.

14.1.11 Под открыто установленными трансформаторами и маслонаполненными

реакторами с количеством масла

1000 кг и более в единице и под баковыми

выключателями напряжением

110 кВ и выше должны предусматриваться

маслоприемники с металлической решеткой и насыпанным на нее слоем промытого

гравия или щебня толщиной не менее 250 мм. Их габариты в плане должны превышать

габариты электрооборудования (на каждую сторону) не менее:

- 0,6 м - при количестве масла до 1 т;

- 1 м - при количестве масла более 1 до 10 т;

- 1,5 м - при количестве масла более 10 до 50 т;

- 2 м - при количестве масла более 50 т.

14.1.12 Объем маслоприемника с отводом масла под трансформаторами, реакторами

и под баковыми выключателями напряжением 110 кВ и выше рассчитывается на 80 %

объема содержащегося в них масла.

На подстанциях напряжением на 220 кВ или 500 кВ с трансформаторами мощностью

200 МВА и выше, где предусмотрены стационарные автоматические установки для

пожаротушения, объем маслоприемника рассчитывается на 100 % содержащегося в них

масла.

14.1.13 Для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кВА, установленных в

зданиях I и II степени огнестойкости с производствами категорий Г и Д, следует

предусматривать маслоприемники без отвода масла, с металлической решеткой и

насыпанным на нее слоем чистого гравия или щебня.

Объем маслоприемника под решеткой рассчитывается на полный объем масла

трансформатора. Для удаления масла и воды из маслоприемника предусматривается

передвижной агрегат. Под каждым внутрицеховым масляным трансформатором с

количеством масла 60 кг и устраивается маслоприемник в соответствии с требованиями

«Правил устройства электроустановокª.

14.1.14 При применении системы маслоприемников с отводом масла необходимо

предусматривать маслосборники, рассчитанные на полный объем масла, содержащегося в

наиболее крупной единице оборудования с масляным заполнением.

14.1.15 Маслостоки между маслоприемниками и маслосборниками, необходимо

выполнять в виде подземных трубопроводов. При этом необходимо исключать

возможность переток масла по маслостокам из одного маслоприемника в другой, а также

растекание его по различным подземным сооружением.

14.2 Грузоподъемные устройства

14.2.1 На подстанциях напряжением до

500 кВ не следует предусматривать

стационарных грузоподъемных устройств для ревизии трансформаторов.

На подстанциях, в которых масса поднимаемой при осмотре части трансформатора

не более 25 т, для съема кожуха или подъема активной части трансформатора следует

предусматривать возможность использования портала ошиновки трансформатора или

инвентарное устройство (передвижной кран).

При применении совмещенного портала необходимо предусматривать возможность

откатки активной части трансформатора из-под поднимаемого кожуха

(или откатка

кожуха при выемке активной части) в сторону автодороги или подъездной железной

дороги и предусмотрено место для производства работ по осмотру и ревизии.

14.2.2 Если поднимаемая при осмотрах часть трансформатора тяжелее 25 т, на

подстанции необходимо предусматривать стационарное или инвентарное грузоподъемное

устройство.

14.2.3 Стационарные устройства

(башни) для ревизии трансформаторов следует

предусматривать лишь на тех подстанциях, на которых предусмотрен ремонт

трансформаторов других подстанций.

14.2.4 При компоновки конструкции подстанции напряжением в 35 кВ и выше

необходимо обеспечивать возможностью применения автокранов, телескопических вышек

и других средств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ, а также подъезд

передвижных лабораторий к трансформаторам и другим аппаратам.

14.3 Цех сетей и подстанций

14.3.1 При выполнении технического проекта электроснабжения промышленного

предприятия необходимо предусматривать помещения и оборудование цеха или участка

сетей и подстанций для обслуживания:

- подстанций глубоких вводов напряжением 110-220 кВ /6-10 кВ;

- внецеховых распределительных, трансформаторных и преобразовательных

подстанций;

- воздушных линий электропередачи напряжением от 6 кВ до 220 кВ;

- межцеховых кабельных сетей напряжением од и выше 1000 В;

- установок и сетей наружного освещения территории предприятия;

- трансформаторно-масляного хозяйства.

14.3.2 При разработке проекта реконструкции действующего промышленного

предприятия, имеющего в своем составе цех либо участок сетей и подстанций, должны

рассматриваться вопросы необходимого расширения производственных помещений цеха

и доукомплектования оборудованием.

БИБЛИОГРАФИЯ

[1] Указания по расчету электрических нагрузок

(РТМ

36.18.32.4-92)//

Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок.

1992. № 7-8. С. 4 - 27. (ВНИПИ Тяжпромэлектропроект).

[2] Пособие к РТМ 36.18.32.4-92, 2-я редакция. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

[3] Пособие к РТМ 36.18.32.6-92. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1992.

[4] Указания по расчету токов однофазных КЗ в сетях до 1 кВ промышленных

предприятий методом петли "фаза-нуль". Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

[5] Указания по проектированию установок компенсации реактивной мощности в

электрических сетях общего назначения промышленных предприятий (РТМ 36.18.32.6-92)

// Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок.

1993. №2. С. 24 - 52. (ВНИПИ Тяжпромэлектропроект).

[6] Руководящие указания по катодной защите подземных энергетических

сооружений от коррозии. Разработка НИИПТ, утверждены ГТУ Минэнерго СССР

30.03.84.

[7] РД

153-34.0-20.527-98 Руководящие указания по расчету токов короткого

замыкания и выбору электрооборудования.

[8] МУ 34-70-035-83 Дополнение к методическим указаниям по расчету защит в

системе постоянного тока тепловых электростанций и подстанций.

Ресми басылым

ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ ҰЛТТЫҚ ЭКОНОМИКА МИНИСТРЛІГІНІҢ

ҚҰРЫЛЫС, ТҰРҒЫН ҮЙ-КОММУНАЛДЫҚ ШАРУАШЫЛЫҚ ІСТЕРІ ЖӘНЕ

ЖЕР РЕСУРСТАРЫН БАСҚАРУ КОМИТЕТІ

Қазақстан Республикасының

ЕРЕЖЕЛЕР ЖИНАҒЫ

ӨНЕРКӘСIПТІК КӘСІПОРЫНДАРДЫ ЭЛЕКТРМЕН ЖАБДЫҚТАУДЫ

ЖОБАЛАУ

Басылымға жауаптылар: «ҚазҚСҒЗИª АҚ

050046, Алматы қаласы, Солодовников көшесі, 21

Тел./факс: +7 (727) 392-76-16 - қабылдау бөлмесі

Издание официальное

КОМИТЕТ ПО ДЕЛАМ СТРОИТЕЛЬСТВА, ЖИЛИЩНО-КОММУНАЛЬНОГО

ХОЗЯЙСТВА И УПРАВЛЕНИЯ ЗЕМЕЛЬНЫМИ РЕСУРСАМИ МИНИСТЕРСТВА

НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

СВОД ПРАВИЛ

Республики Казахстан

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ

ПРЕДПРИЯТИЙ

Ответственные за выпуск: АО «КазНИИСАª

СП РК 4.04-108-2014 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ (ҚР ЕЖ 4.04-108-2014) - 2