ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПУЭ (Шестое и седьмое издания)

П У Э

Таблица 1.3.31

Допустимый длительный ток для шин прямоугольного сечения

Размеры,

мм

Медные шины

Алюминиевые шины

Стальные шины

ток *, А, при количестве полос на полюс или фазу

размеры, мм

ток*, А

100

120

100

120

210

275

340

475

625

700/705

860/870

955/960

1125/1145

1480/1510

1810/1875

1320/1345

1690/1755

2080/2180

2400/2600

1475/1525

1900/1990

2310/2470

2650/2950

—

—/1090

—/1250

—/1525

—/1700

1740/1990

2110/2630

2470/3245

2160/2485

2620/3095

3060/3810

3400/4400

2560/2725

3100/3510

3610/4325

4100/5000

—

—/1895

—/2145

2240/2495

2720/3220

3170/3940

2790/3020

3370/3850

3930/4690

4340/5600

3300/3530

3990/4450

4650/5385

5200/6250

—

5300/6060

5900/6800

165

215

265

365/370

480

540/545

665/670

740/745

870/880

1150/1170

1425/1455

1025/1040

1320/1355

1625/1690

1900/2040

1155/1180

1480/1540

1820/1910

2070/2300

—

—/855

—/965

—/1180

—/1315

1350/1555

1630/2055

1935/2515

1680/1840

2040/2400

2390/2945

2650/3350

2010/2110

2410/2735

2860/3350

3200/3900

—

—/1470

—/1655

1720/1940

2100/2460

2500/3040

2180/2330

2620/2975

3050/3620

3380/4250

2650/2720

3100/3440

3650/4160

4100/4860

—

4150/4400

4650/5200

2,5

20 х 2,5

25 х 2,5

90х3

100

55/70

60/90

75/110

65/100

80/120

95/140

125/190

155/230

185/280

215/320

230/345

245/365

275/410

305/460

70/115

75/125

85/140

100/165

130/220

165/270

195/325

225/375

260/430

290/480

325/535

* В числителе приведены зна

чения переменного тока, в знаменателе — постоянного.

Таблица 1.3.32

Допустимый длительный ток

для неизолированных бронзовых и сталебронзовых проводов

Провод

Марка провода

Ток*, А

Бронзовый

Б-50
Б-70
Б-95

Б-120
Б-150
Б-185
Б-240
Б-300

215
265
330
380
430
500
600
700

Сталебронзовый

БС-185
БС-240
БС-300
БС-400
БС-500

515
640
750
890
980

* Токи даны для бронзы с удельным сопротивлением

= 0,03 Ом

мм

/м.

Таблица 1.3.33

Допустимый длительный ток для неизолированных стальных проводов

Марка провода

Ток, А

Марка провода

Ток, А

ПСО-3
ПСО-3,5
ПСО-4
ПСО-5

23
26
30
35

ПС-25
ПС-35
ПС-50
ПС-70
ПС-95

60
75
90

125
135

Таблица 1.3.34

Допустимый длительный ток для четырехполосных шин

с расположением полос по сторонам квадрата («полый пакет»)

Размеры, мм

Поперечное сечение

четырехполосной шины, мм

Ток, А, на пакет шин

медных

алюминиевых

80
80

100
100
120

10
10

140
144
160
164
184

157
160
185
188
216

2560
3200
3200
4000
4800

5750
6400
7000
7700
9050

4550
5100
5550
6200
7300

Глава 1.3.

Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны

П У Э

Таблица 1.3.35

Допустимый длительный ток для шин коробчатого сечения

Размеры, мм

Поперечное сечение одной

шины, мм

Ток, А, на две шины

медные

алюминиевые

75
75

100
100
125
150
175
200
200
225
250

35
35
45
45
55
65
80
90
90

105
115

5,5
4,5

6,5

7
8

10
12

12,5
12,5

6
6
8
8

10
10
12
14
16
16
16

520
695
775

1010
1370
1785
2440
3435
4040
4880
5450

2730
3250
3620
4300
5500
7000
8550
9900

10 500
12 500

—

2670
2820
3500
4640
5650
6430
7550
8830

10 300
10 800

1.3.23.

При расположении шин прямоуголь-

ного сечения плашмя токи, приведенные в
табл. 1.3.31, должны быть уменьшены на 5% для
шин с шириной полос до 60 мм и на 8% для шин
с шириной полос более 60 мм.

1.3.24.

При выборе шин бо

льших сечений не-

обходимо выбирать наиболее экономичные по
условиям пропускной способности конструктив-
ные решения, обеспечивающие наименьшие до-
бавочные потери от поверхностного эффекта и
эффекта близости и наилучшие условия охлаж-
дения (уменьшение количества полос в пакете,
рациональная конструкция пакета, применение
профильных шин и т.п.).

Выбор сечения проводников

по экономической плотности тока

1.3.25.

Сечения проводников должны быть

проверены по экономической плотности тока.
Экономически целесообразное сечение

мм

определяется из соотношения

эк

где

— расчетный ток в час максимума

энергосистемы, A;

эк.

—

нормированное зна-

чение экономической плотности тока, А/мм

для заданных условий работы, выбираемое по
табл. 1.3.36.

Сечение, полученное в результате указанного

расчета, округляется до ближайшего стандарт-
ного сечения. Расчетный ток принимается для
нормального режима работы, т. е. увеличение
тока в послеаварийных и ремонтных режимах
сети не учитывается.

3.26.

Выбор сечений проводов линий элек-

тропередачи постоянного и переменного тока
напряжением 330 кВ и выше, а также линий
межсистемных связей и мощных жестких и
гибких токопроводов, работающих с большим
числом часов использования максимума, про-
изводится на основе технико-экономических
расчетов.

3.27.

Увеличение количества линий или це-

пей сверх необходимого по условиям надежно-
сти электроснабжения в целях удовлетворения
экономической плотности тока производится
на основе технико-экономического расчета.
При этом во избежание увеличения количества
линий или цепей допускается двукратное превы-
шение нормированных значений, приведенных в
табл. 1.3.36.

В технико-экономических расчетах следует

учитывать все вложения в дополнительную ли-
нию, включая оборудование и камеры распре-

делительных устройств на обоих концах линий.
Следует также проверять целесообразность по-
вышения напряжения линии.

Данными указаниями следует руководство-

ваться также при замене существующих про-
водов проводами большего сечения или при
прокладке дополнительных линий для обеспе-
чения экономической плотности тока при росте
нагрузки. В

этих случаях должна учитываться

также полная стоимость всех работ по демон-
тажу и монтажу оборудования линии, включая
стоимость аппаратов и материалов.

1.3.28.

Проверке по экономической плотности

тока не подлежат:

сети промышленных предприятий и сооруже-

ний напряжением до 1 кВ при числе часов ис-
пользования максимума нагрузки предприятий
до 4000–5000;

ответвления к отдельным электроприемни-

кам напряжением до 1 кВ, а также осветитель-
ные сети промышленных предприятий, жилых и
общественных зданий;

сборные шины электроустановок и ошиновка

в пределах открытых и закрытых распредели-
тельных устройств всех напряжений;

проводники, идущие к резисторам, пусковым

реостатам и т.п.;

сети временных сооружений, а также устрой-

ства со сроком службы 3–5 лет.

1.3.29.

При пользовании табл. 1.3.36 необхо-

димо руководствоваться следующим (см. также

1.3.27

1. При максимуме нагрузки в ночное время

экономическая плотность тока увеличивается
на 40%.

2. Для изолированных проводников сечением

16 мм

и менее экономическая плотность тока

увеличивается на 40%.

3. Для линий одинакового сечения с

ответ-

вляющимися нагрузками экономическая плот-
ность тока в начале линии может быть увеличена
в

раз, причем

определяется из выражения

1 1

2 2

...

n n

J L

+ +

где

…,

— нагрузки отдельных участков

линии;

, ...,

— длины отдельных участков

линии;

— полная длина линии.

4. При выборе сечений проводников для

питания

однотипных взаиморезервируемых

электроприемников (например, насосов водо-
снабжения, преобразовательных агрегатов
и т.д.), из которых

одновременно находятся

в работе, экономическая плотность тока может
быть увеличена против значений, приведенных в
табл. 1.3.36, в

раз, где

равно:

1.3.30.

Сечение проводов ВЛ 35 кВ в сельской

местности, питающих понижающие подстанции
35/6–10 кВ с трансформаторами с регулирова-
нием напряжения под нагрузкой, должно вы-
бираться по экономической плотности тока.
Расчетную нагрузку при выборе сечений прово-
дов рекомендуется принимать на перспективу в
5 лет, считая от года ввода ВЛ в эксплуатацию.
Для ВЛ 35 кВ, предназначенных для резерви-
рования в сетях 35 кВ в сельской местности,

Таблица 1.3.36

Экономическая плотность тока

Проводники

Экономическая плотность тока, А/мм

при числе часов использования максимума нагрузки в год

более 1000

до 3000

более 3000

до 5000

более 5000

Неизолированные провода и шины:

медные

2,5

2,1

1,8

алюминиевые

1,3

1,1

1,0

Кабели с бумажной и провода с резиновой и по-
ливинилхлоридной изоляцией с жилами:

медными

3,0

2,5

2,0

алюминиевыми

1,6

1,4

1,2

Кабели с резиновой и пластмассовой
изоляцией с жилами:

медными

3,5

3,1

2,7

алюминиевыми

1,9

1,7

1,6

Глава 1.3.

Выбор проводников по нагреву, эконом. плотности тока и по условиям короны

П У Э

должны применяться минимальные по дли-
тельно допустимому току сечения проводов,
исходя из обеспечения питания потребителей
электроэнергии в послеаварийных и ремонтных
режимах.

1.3.31.

Выбор экономических сечений прово-

дов воздушных и жил кабельных линий, имею-
щих промежуточные отборы мощности, следует
производить для каждого из участков, исходя
из соответствующих расчетных токов участков.
При этом для соседних участков допускается
принимать одинаковое сечение провода, со-
ответствующее экономическому для наиболее
протяженного участка, если разница между
значениями экономического сечения для этих
участков находится в пределах одной ступени по
шкале стандартных сечений. Сечения проводов
на ответвлениях длиной до 1 км принимаются
такими же, как на ВЛ, от которой производится
ответвление. При большей длине ответвления
экономическое сечение определяется по расчет-
ной нагрузке этого ответвления.

1.3.32.

Для линий электропередачи напряже-

нием 6–20 кВ приведенные в табл. 1.3.36 зна-
чения плотности тока допускается применять
лишь тогда, когда они не вызывают отклонения
напряжения у приемников электроэнергии сверх
допустимых пределов с учетом применяемых
средств регулирования напряжения и компенса-
ции реактивной мощности.

Проверка проводников по условиям

короны и радиопомех

1.3.33.

При напряжении 35 кВ и выше про-

водники должны быть проверены по условиям
образования короны с учетом среднегодовых
значений плотности и температуры воздуха на
высоте расположения данной электроустановки
над уровнем моря, приведенного радиуса про-
водника, а также коэффициента негладкости
проводников.

При этом наибольшая напряженность поля у

поверхности любого из проводников, опреде-
ленная при среднем эксплуатационном напря-
жении, должна быть не более 0,9 начальной
напряженности электрического поля, соответ-
ствующей появлению общей короны.

Проверку следует проводить в соответствии с

действующими руководящими указаниями.

Кроме того, для проводников необходима

проверка по условиям допустимого уровня ра-
диопомех от короны.

Глава 1.4

ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ

ПО УСЛОВИЯМ КОРОТКОГО

ЗАМЫКАНИЯ

Область применения

.1.

Настоящая глава Правил распростра-

няется на выбор и применение по условиям КЗ
электрических аппаратов и проводников в элек-
троустановках переменного тока частотой 50 Гц,
напряжением до и выше 1 кВ.

Общие требования

1.4.2.

По режиму КЗ должны проверяться (ис-

ключения см. в

1.4.3):

1. В электроустановках выше 1 кВ:
а) электрические аппараты, токопроводы, ка-

бели и другие проводники, а также опорные и
несущие конструкции для них;

б) воздушные линии электропередачи при

ударном токе КЗ 50 кА и более для предупре-
ждения схлестывания проводов при динамиче-
ском действии токов КЗ.

Кроме того, для линий с расщепленными про-

водами должны быть проверены расстояния
между распорками расщепленных проводов для
предупреждения повреждения распорок и про-
водов при схлестывании.

Провода ВЛ, оборудованные устройствами

быстродействующего автоматического повтор-
ного включения, следует проверять и на терми-
ческую стойкость.

2. В электроустановках до 1 кВ — только рас-

пределительные щиты, токопроводы и силовые
шкафы. Трансформаторы тока по режиму КЗ не
проверяются.

Аппараты, которые предназначены для отклю-

чения токов КЗ или могут по условиям своей ра-
боты включать короткозамкнутую цепь, должны,
кроме того, обладать способностью производить
эти операции при всех возможных токах КЗ.

Стойкими при токах КЗ являются те аппараты

и проводники, которые при расчетных условиях
выдерживают воздействия этих токов, не под-
вергаясь электрическим, механическим и иным
разрушениям или деформациям, препятствую-
щим их дальнейшей нормальной эксплуатации.

1.4.3.

По режиму КЗ при напряжении выше

1 кВ не проверяются:

1. Аппараты и проводники, защищенные

плавкими предохранителями с вставками на но-
минальный ток до 60 А, — по электродинамиче-
ской стойкости.

Глава 1.4.

Выбор электрич. аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания

2. Аппараты и проводники, защищенные

плавкими предохранителями независимо от их
номинального тока и типа, — по термической
стойкости.

Цепь считается защищенной плавким предо-

хранителем, если его отключающая способность
выбрана в соответствии с требованиями настоя-
щих Правил и он способен отключить наимень-
ший возможный аварийный ток в данной цепи.

3. Проводники в цепях к индивидуальным

электроприемникам, в том числе к цехо-
вым трансформаторам общей мощностью до
2,5 MB·А и с высшим напряжением до 20 кВ,
если соблюдены одновременно следующие
условия:

а) в электрической или технологической ча-

сти предусмотрена необходимая степень резер-
вирования, выполненного так, что отключение
указанных электроприемников не вызывает рас-
стройства технологического процесса;

б) повреждение проводника при КЗ не может

вызвать взрыва или пожара;

в) возможна замена проводника без значи-

тельных затруднений.

4. Проводники к индивидуальным электропри-

емникам, указанным в п. 3, а также к отдельным
небольшим распределительным пунктам, если
такие электроприемники и распределительные
пункты являются неответственными по своему
назначению и если для них выполнено хотя бы
только условие, приведенное в п. 3, б.

5. Трансформаторы тока в цепях до 20 кВ, пи-

тающих трансформаторы или реактированные
линии, в случаях, когда выбор трансформаторов
тока по условиям КЗ требует такого завышения
коэффициентов трансформации, при котором
не может быть обеспечен необходимый класс
точности присоединенных измерительных при-
боров (например, расчетных счетчиков); при
этом на стороне высшего напряжения в цепях
силовых трансформаторов рекомендуется из-
бегать применения трансформаторов тока, не
стойких к току КЗ, а приборы учета рекоменду-
ется присоединять к трансформаторам тока на
стороне низшего напряжения.

6. Провода ВЛ (см. также

1.4.2,

п. 1,

б).

7. Аппараты и шины цепей трансформаторов

напряжения при расположении их в отдельной
камере или за добавочным резистором, встро-
енным в предохранитель или установленным
отдельно.

1.4.4.

При выборе расчетной схемы для опре-

деления токов КЗ следует исходить из преду-
сматриваемых для данной электроустановки
условий длительной ее работы и не считаться
с кратковременными видоизменениями схемы
этой электроустановки, которые не предусмо-

трены для длительной эксплуатации (например,
при переключениях). Ремонтные и послеаварий-
ные режимы работы электроустановки к крат-
ковременным изменениям схемы не относятся.

Расчетная схема должна учитывать перспек-

тиву развития внешних сетей и генерирующих
источников, с которыми электрически связыва-
ется рассматриваемая установка, не менее чем
на 5 лет от запланированного срока ввода ее в
эксплуатацию.

При этом допустимо вести расчет токов КЗ

приближенно для начального момента КЗ.

1.4.5.

В качестве расчетного вида КЗ следует

принимать:

1. Для определения электродинамической

стойкости аппаратов и жестких шин с относя-
щимися к ним поддерживающими и опорными
конструкциями — трехфазное КЗ.

2. Для определения термической стойкости ап-

паратов и проводников — трехфазное КЗ; на ге-
нераторном напряжении электростанций — трех-
фазное или двухфазное в зависимости от того,
какое из них приводит к большему нагреву.

3. Для выбора аппаратов по коммутационной

способности — по большему из значений, по-
лучаемых для случаев трехфазного и однофаз-
ного КЗ на землю (в сетях с большими токами
замыкания на землю); если выключатель харак-
теризуется двумя значениями коммутационной
способности — трехфазной и однофазной —
соответственно по обоим значениям.

1.4.6.

Расчетный ток КЗ следует определять,

исходя из условия повреждения в такой точке
рассматриваемой цепи, при КЗ в которой аппа-
раты и проводники этой цепи находятся в наи-
более тяжелых условиях (исключения см. в

1.4.7

1.4.17,

п. 3). Со случаями одновременного за-

мыкания на землю различных фаз в двух разных
точках схемы допустимо не считаться.

1.4.7.

На реактированных линиях в закрытых

распределительных устройствах проводники и
аппараты, расположенные до реактора и отде-
ленные от питающих сборных шин (на ответвле-
ниях от линий — от элементов основной цепи)
разделяющими полками, перекрытиями и т.п.,
набираются по току КЗ за реактором, если по-
следний расположен в том же здании и соеди-
нение выполнено шинами.

Шинные ответвления от сборных шин до раз-

деляющих полок и проходные изоляторы в по-
следних должны быть выбраны исходя из КЗ до
реактора.

1.4.8.

При расчете термической стойкости в

качестве расчетного времени следует прини-
мать сумму времен, получаемую от сложения
времени действия основной защиты (с учетом
действия АПВ), установленной у ближайшего к

П У Э

месту КЗ выключателя, и полного времени от-
ключения этого выключателя (включая время
горения дуги).

При наличии зоны нечувствительности у основ-

ной защиты (по току, напряжению, сопротивле-
нию и т.п.) термическую стойкость необходимо
дополнительно проверять, исходя из времени
действия защиты, реагирующей на повреждение
в этой зоне, плюс полное время отключения вы-
ключателя. При этом в качестве расчетного тока
КЗ следует принимать то значение его, которое
соответствует этому месту повреждения.

Аппаратура и токопроводы, применяемые в

цепях генераторов мощностью 60 МВт и более,
а также в цепях блоков генератор — трансфор-
матор такой же мощности, должны проверяться
по термической стойкости, исходя из времени
прохождения тока КЗ 4 с.

Определение токов короткого замыкания

для выбора аппаратов и проводников

1.4.9.

В электроустановках до 1 кВ и выше при

определении токов КЗ для выбора аппаратов
и проводников и определения воздействия на
несущие конструкции следует исходить из сле-
дующего:

1. Все источники, участвующие в питании рас-

сматриваемой точки КЗ, работают одновремен-
но с номинальной нагрузкой.

2. Все синхронные машины имеют автома-

тические регуляторы напряжения и устройства
форсировки возбуждения.

3. Короткое замыкание наступает в такой мо-

мент времени, при котором ток КЗ будет иметь
наибольшее значение.

4. Электродвижущие силы всех источников

питания совпадают по фазе.

5. Расчетное напряжение каждой ступени

принимается на 5% выше номинального напря-
жения сети.

6. Должно учитываться влияние на токи КЗ

присоединенных к данной сети синхронных ком-
пенсаторов, синхронных и асинхронных электро-
двигателей. Влияние асинхронных электродвига-
телей на токи КЗ не учитывается при мощности
электродвигателей до 100 кВт в единице, если
электродвигатели отделены от места КЗ одной
ступенью трансформации, а также при любой
мощности, если они отделены от места КЗ двумя
или более ступенями трансформации либо если
ток от них может поступать к месту КЗ только че-
рез те элементы, через которые проходит основ-
ной ток КЗ от сети и которые имеют существенное
сопротивление (линии, трансформаторы и т.п.).

1.4.10.

В электроустановках выше 1 кВ в ка-

честве расчетных сопротивлений следует при-

нимать индуктивные сопротивления электри-
ческих машин, силовых трансформаторов и
автотрансформаторов, реакторов, воздушных
и кабельных линий, а также токопроводов. Ак-
тивное сопротивление следует учитывать только
для ВЛ с проводами малых сечений и стальными
проводами, а также для протяженных кабель-
ных сетей малых сечений с большим активным
сопротивлением.

1.4.11.

В электроустановках до 1 кВ в качестве

расчетных сопротивлений следует принимать
индуктивные и активные сопротивления всех эле-
ментов цепи, включая активные сопротивления
переходных контактов цепи. Допустимо прене-
бречь сопротивлениями одного вида (активными
или индуктивными), если при этом полное сопро-
тивление цепи уменьшается не более чем на 10%.

1.4.12.

В случае питания электрических сетей до

1 кВ от понижающих трансформаторов при рас-
чете токов КЗ следует исходить из условия, что
подведенное к трансформатору напряжение не-
изменно и равно его номинальному напряжению.

1.4.13.

Элементы цепи, защищенной плавким

предохранителем с токоограничивающим дей-
ствием, следует проверять на электродинами-
ческую стойкость по наибольшему мгновенному
значению тока КЗ, пропускаемого предохрани-
телем.

Выбор проводников и изоляторов,
проверка несущих конструкций по

условиям динамического действия токов

короткого замыкания

1.4.14.

Усилия, действующие на жесткие шины

и передающиеся ими на изоляторы и поддержи-
вающие жесткие конструкции, следует рассчи-
тывать по наибольшему мгновенному значению
тока трехфазного КЗ

с учетом сдвига между

токами в фазах и без учета механических ко-
лебаний шинной конструкции. В отдельных
случаях (например, при предельных расчетных
механических напряжениях) могут быть учтены
механические колебания шин и шинных кон-
струкций.

Импульсы силы, действующие на гибкие

проводники и поддерживающие их изолято-
ры, выводы и конструкции, рассчитываются
по среднеквадратическому (за время прохож-
дения) току двухфазного замыкания между
соседними фазами. При расщепленных прово-
дниках и гибких токопроводах взаимодействие
токов КЗ в проводниках одной и той же фазы
определяется по действующему значению тока
трехфазного КЗ.

Гибкие токопроводы должны проверяться на

схлестывание.

1.4.15.

Найденные расчетом в соответствии

1.4.14

механические усилия, передающие-

ся при КЗ жесткими шинами на опорные и
проходные изоляторы, должны составить в
случае применения одиночных изоляторов
не более 60% соответствующих гарантийных
значений наименьшего разрушающего уси-
лия; при спаренных опорных изоляторах —
не более 100% разрушающего усилия одного
изолятора.

При применении шин составных профилей

(многополосные, из двух швеллеров и т.д.) ме-
ханические напряжения находятся как арифме-
тическая сумма напряжений от взаимодействия
фаз и взаимодействия элементов каждой шины
между собой.

Наибольшие механические напряжения в

материале жестких шин не должны превос-
ходить 0,7 временного сопротивления разрыву
по ГОСТ.

Выбор проводников по условиям

нагрева при коротком замыкании

1.4.16.

Температура нагрева проводников при

КЗ должна быть не выше следующих предельно
допустимых значений, °С:

Шины:

медные   . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 300
алюминиевые   . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
стальные, не имеющие непосред-
ственного соединения с аппаратами . . . 400
стальные с непосредственным
присоединением к аппаратам   . . . . . . . . 300

Кабели с бумажной пропитанной изоляцией
на напряжение, кВ:

до 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
20–220 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 125

Кабели и изолированные провода
с медными и алюминиевыми жилами
и изоляцией:

поливинилхлоридной
и резиновой . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150
полиэтиленовой . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120

Медные неизолированные провода
при тяжениях, Н/мм

менее 20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 250
20 и более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200

Алюминиевые неизолированные провода
при тяжениях, Н/мм

менее 10 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200
10 и более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 160

Алюминиевая часть сталеалюминиевых
проводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 200

1.4.17.

Проверка кабелей на нагрев токами

КЗ в тех случаях, когда это требуется в соот-
ветствии с

1.4.2

1.4.3,

должна производиться

для:

1) одиночных кабелей одной строительной

длины, исходя из КЗ в начале кабеля;

2) одиночных кабелей со ступенчатыми сече-

ниями по длине, исходя из КЗ в начале каждого
участка нового сечения;

3) пучка из двух и более параллельно вклю-

ченных кабелей, исходя из КЗ непосредственно
за пучком (по сквозному току КЗ).

1.4.18.

При проверке на термическую стой-

кость аппаратов и проводников линий, обо-
рудованных устройствами быстродействую-
щего АПВ, должно учитываться повышение
нагрева из-за увеличения суммарной продол-
жительности прохождения тока КЗ по таким
ли ниям.

Расщепленные провода ВЛ при проверке на

нагрев в условиях КЗ рассматриваются как один
провод суммарного сечения.

Выбор аппаратов

по коммутационной способности

1.4.19.

Выключатели выше 1 кВ следует вы-

бирать:

1) по отключающей способности с учетом

параметров восстанавливающегося напряже-
ния;

2) по включающей способности. При этом вы-

ключатели генераторов, установленные на сто-
роне генераторного напряжения, проверяются
только на несинхронное включение в условиях
противофазы.

1.4.20.

Предохранители следует выбирать

по отключающей способности. При этом в ка-
честве расчетного тока следует принимать
действующее значение периодической со-
ставляющей начального тока КЗ без учета то-
коограничивающей способности предохрани-
телей.

1.4.21.

Выключатели нагрузки и короткоза-

мыкатели следует выбирать по предельно до-
пустимому току, возникающему при включении
на КЗ.

1.4.22.

Отделители и разъединители не тре-

буется проверять по коммутационной способ-
ности при КЗ. При использовании отделителей
и разъединителей для отключения-включения
ненагруженных линий, ненагруженных транс-
форматоров или уравнительных токов па-
раллельных цепей отделители и разъедини-
тели следует проверять по режиму такого
отключения-включения.

Глава 1.4.

Выбор электрич. аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания

П У Э

Глава 1.5

УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Область применения, определения

1.5.1.

Настоящая глава Правил содержит тре-

бования к учету электроэнергии в электроуста-
новках. Дополнительные требования к учету
электроэнергии в жилых и общественных зда-
ниях приведены в гл. 7.1.

1.5.2.

Расчетным учетом электроэнергии на-

зывается учет выработанной, а также отпущен-
ной потребителям электроэнергии для денежно-
го расчета за нее.

Счетчики, устанавливаемые для расчетного

учета, называются расчетными счетчиками.

1.5.3.

Техническим (контрольным) учетом

электроэнергии называется учет для контроля
расхода электроэнергии внутри электростанций,
подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах
и т.п.

Счетчики, устанавливаемые для техническо-

го учета, называются счетчиками технического
учета.

Общие требования

1.5.4.

Учет активной электроэнергии должен

обеспечивать определение количества энергии:

1) выработанной генераторами электростан-

ций;

2) потребленной на собственные и хозяй-

ственные (раздельно) нужды электростанций и
подстанций;

3) отпущенной потребителям по линиям,

отходящим от шин электростанции непосред-
ственно к потребителям;

4) переданной в другие энергосистемы или

полученной от них;

5) отпущенной потребителям из электриче-

ской сети.

Кроме того, учет активной электроэнергии

должен обеспечивать возможность:

определения поступления электроэнергии в

электрические сети разных классов напряжений
энергосистемы;

составления балансов электроэнергии для

хозрасчетных подразделений энергосистемы;

контроля за соблюдением потребителями

заданных им режимов потребления и баланса
электроэнергии.

1.5.5.

Учет реактивной электроэнергии должен

обеспечивать возможность определения коли-
чества реактивной электроэнергии, полученной
потребителем от электроснабжающей органи-
зации или переданной ей, только в том случае,

если по этим данным производятся расчеты или
контроль соблюдения заданного режима работы
компенсирующих устройств.

Пункты установки средств учета

электроэнергии

1.5.6.

Счетчики для расчета электроснабжаю-

щей организации с потребителями электроэнер-
гии рекомендуется устанавливать на границе
раздела сети (по балансовой принадлежности)
электроснабжающей организации и потребителя.

1.5.7.

Расчетные счетчики активной электро-

энергии на электростанции должны устанавли-
ваться:

1) для каждого генератора с таким расчетом,

чтобы учитывалась вся выработанная генерато-
ром электроэнергия;

2) для всех присоединений шин генераторно-

го напряжения, по которым возможна реверсив-
ная работа, — по два счетчика со стопорами;

3) для межсистемных линий электропереда-

чи — два счетчика со стопорами, учитывающих
отпущенную и полученную электроэнергию;

4) для линий всех классов напряжений, отхо-

дящих от шин электростанций и принадлежащих
потребителям (см. также

1.5.10

Для линий до 10 кВ, отходящих от шин

электростанций, во всех случаях должны
быть выполнены цепи учета, сборки зажимов
(см.

1.5.23

а также предусмотрены места для

установки счетчиков;

5) для всех трансформаторов и линий, питаю-

щих шины основного напряжения (выше 1 кВ)
собственных нужд (СН).

Счетчики устанавливаются на стороне высше-

го напряжения; если трансформаторы СН элек-
тростанции питаются от шин 35 кВ и выше или
ответвлением от блоков на напряжении выше
10 кВ, допускается установка счетчиков на сто-
роне низшего напряжения трансформаторов;

6) для линий хозяйственных нужд (например,

питание механизмов и установок ремонтно-
производственных баз) и посторонних потреби-
телей, присоединенных к распределительному
устройству СН электростанций;

7) для каждого обходного выключателя или

для шиносоединительного (междусекционного)
выключателя, используемого в качестве обход-
ного для присоединений, имеющих расчетный
учет, — два счетчика со стопорами.

На электростанциях, оборудуемых системами

централизованного сбора и обработки инфор-
мации, указанные системы следует использо-
вать для централизованного расчетного и тех-
нического учета электроэнергии. На остальных
электростанциях рекомендуется применение

Глава 1.5.

Учет электроэнергии

автоматизированной системы учета электро-
энергии.

1.5.8.

На электростанциях мощностью до

1 МВт расчетные счетчики активной электро-
энергии должны устанавливаться только для
генераторов и трансформаторов СН или только
для трансформаторов СН и отходящих линий.

1.5.9.

Расчетные счетчики активной электро-

энергии на подстанции энергосистемы должны
устанавливаться:

1) для каждой отходящей линии электропере-

дачи, принадлежащей потребителям (см. также

1.5.10

);

2) для межсистемных линий электропереда-

чи — по два счетчика со стопорами, учитываю-
щих отпущенную и полученную электроэнергию;
при наличии ответвлений от этих линий в другие
энергосистемы — по два счетчика со стопора-
ми, учитывающих полученную и отпущенную
электроэнергию, на вводах в подстанции этих
энергосистем;

3) на трансформаторах СН;
4) для линий хозяйственных нужд или посто-

ронних потребителей (поселок и т.п.), присоеди-
ненных к шинам СН;

5) для каждого обходного выключателя или

Для линий до 10 кВ во всех случаях должны

быть выполнены цепи учета, сборки зажимов
(см.

1.5.23

а также предусмотрены места для

установки счетчиков.

1.5.10.

Расчетные счетчики, предусматривае-

мые в соответствии с

1.5.7,

п. 4 и

1.5.9,

п. 1, до-

пускается устанавливать не на питающем, а на
приемном конце линии у потребителя в случаях,
когда трансформаторы тока на электростанциях
и подстанциях, выбранные по току КЗ или по
характеристикам дифференциальной защиты
шин, не обеспечивают требуемой точности учета
электроэнергии.

1.5.11.

Расчетные счетчики активной электро-

энергии на подстанции, принадлежащей потре-
бителю, должны устанавливаться:

1) на вводе (приемном конце) линии электро-

передачи в подстанцию потребителя в соответ-
ствии с

1.5.10

при отсутствии электрической

связи с другой подстанцией энергосистемы
или другого потребителя на питающем напря-
жении;

2) на стороне высшего напряжения транс-

форматоров подстанции потребителя при нали-
чии электрической связи с другой подстанцией
энергосистемы или наличии другого потребите-
ля на питающем напряжении.

Допускается установка счетчиков на стороне

низшего напряжения трансформаторов в случа-
ях, когда трансформаторы тока, выбранные по
току КЗ или по характеристикам дифференци-
альной защиты шин, не обеспечивают требуемой
точности учета электроэнергии, а также когда у
имеющихся встроенных трансформаторов тока
отсутствует обмотка класса точности 0,5.

В случае, когда установка дополнительных

комплектов трансформаторов тока со стороны
низшего напряжения силовых трансформаторов
для включения расчетных счетчиков невозмож-
на (КРУ, КРУН), допускается организация учета
на отходящих линиях 6–10 кВ.

Для предприятия, рассчитывающегося с элек-

троснабжающей организацией по максимуму за-
явленной мощности, следует предусматривать
установку счетчика с указателем максимума
нагрузки при наличии одного пункта учета, при
наличии двух или более пунктов учета — при-
менение автоматизированной системы учета
электроэнергии;

3) на стороне среднего и низшего напряже-

ний силовых трансформаторов, если на стороне
высшего напряжения применение измеритель-
ных трансформаторов не требуется для других
целей;

4) на трансформаторах СН, если электроэнер-

гия, отпущенная на собственные нужды, не учи-
тывается другими счетчиками; при этом счет-
чики рекомендуется устанавливать со стороны
низшего напряжения;

5) на границе раздела основного потребителя

и постороннего потребителя (субабонента), если
от линии или трансформаторов потребителей
питается еще посторонний потребитель, находя-
щийся на самостоятельном балансе.

Для потребителей каждой тарификационной

группы следует устанавливать отдельные рас-
четные счетчики.

1.5.12.

Счетчики реактивной электроэнергии

должны устанавливаться:

1) на тех же элементах схемы, на которых

установлены счетчики активной электроэнергии
для потребителей, рассчитывающихся за элек-
троэнергию с учетом разрешенной к использо-
ванию реактивной мощности;

2) на присоединениях источников реактивной

мощности потребителей, если по ним произво-
дится расчет за электроэнергию, выданную в
сеть энергосистемы, или осуществляется кон-
троль заданного режима работы.

Если со стороны предприятия с согласия

энергосистемы производится выдача реактив-
ной электроэнергии в сеть энергосистемы, необ-
ходимо устанавливать два счетчика реактивной
электроэнергии со стопорами в тех элементах

П У Э

схемы, где установлен расчетный счетчик ак-
тивной электроэнергии. Во всех других случаях
должен устанавливаться один счетчик реактив-
ной электроэнергии со стопором.

Для предприятия, рассчитывающегося с

энергоснабжающей организацией по максиму-
му разрешенной реактивной мощности, следует
предусматривать установку счетчика с указате-
лем максимума нагрузки, при наличии двух или
более пунктов учета — применение автоматизи-
рованной системы учета электроэнергии.

Требования к расчетным счетчикам

1.5.13.

Каждый установленный расчетный

счетчик должен иметь на винтах, крепящих
кожух счетчика, пломбы с клеймом госповери-
теля, а на зажимной крышке — пломбу энерго-
снабжающей организации.

На вновь устанавливаемых трехфазных счет-

чиках должны быть пломбы государственной
поверки с давностью не более 12 мес., а на
однофазных счетчиках — с давностью не более
2 лет.

1.5.14.

Учет активной и реактивной электроэ-

нергии трехфазного тока должен производиться
с помощью трехфазных счетчиков.

1.5.15.

Допустимые классы точности расчет-

ных счетчиков активной электроэнергии для
различных объектов учета приведены ниже:

Генераторы мощностью более 50 МВт,

межсистемные линии электропередачи
220 кВ и выше, трансформаторы
мощностью 63 MB·А и более . . . . . 0,5 (0,7

)

Генераторы мощностью 12–50 МВт,

межсистемные линии электропередачи
110–150 кВ, трансформаторы
мощностью 10–40 MB·А . . . . . . . . . . . . . . 1,0

Прочие объекты учета . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2,0

Класс точности счетчиков реактивной элек-

троэнергии должен выбираться на одну ступень
ниже соответствующего класса точности счетчи-
ков активной электроэнергии.

Учет с применением измерительных

трансформаторов

1.5.16.

Класс точности трансформаторов тока

и напряжения для присоединения расчетных
счетчиков электроэнергии должен быть не более
0,5. Допускается использование трансформато-
ров напряжения класса точности 1,0 для вклю-
чения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

Для импортируемых счетчиков.

Для присоединения счетчиков технического

учета допускается использование трансформа-
торов тока класса точности 1,0, а также встро-
енных трансформаторов тока класса точности
ниже 1,0, если для получения класса точности
1,0 требуется установка дополнительных ком-
плектов трансформаторов тока.

Трансформаторы напряжения, используемые

для присоединения счетчиков технического уче-
та, могут иметь класс точности ниже 1,0.

1.5.17.

Допускается применение трансфор-

маторов тока с завышенным коэффициентом
трансформации (по условиям электродинамиче-
ской и термической стойкости или защиты шин),
если при максимальной нагрузке присоединения
ток во вторичной обмотке трансформатора тока
будет составлять не менее 40% номинального
тока счетчика, а при минимальной рабочей на-
грузке — не менее 5%.

1.5.18.

Присоединение токовых обмоток счет-

чиков к вторичным обмоткам трансформаторов
тока следует проводить, как правило, отдельно
от цепей защиты и совместно с электроизмери-
тельными приборами.

Допускается производить совместное при-

соединение токовых цепей, если раздельное
их присоединение требует установки дополни-
тельных трансформаторов тока, а совместное
присоединение не приводит к снижению класса
точности и надежности цепей трансформаторов
тока, служащих для учета, и обеспечивает не-
обходимые характеристики устройств релейной
защиты.

Использование промежуточных трансформа-

торов тока для включения расчетных счетчиков
запрещается (исключение см. в

1.5.21

1.5.19.

Нагрузка вторичных обмоток изме-

рительных трансформаторов, к которым при-
соединяются счетчики, не должна превышать
номинальных значений.

Сечение и длина проводов и кабелей в цепях

напряжения расчетных счетчиков должны выби-
раться такими, чтобы потери напряжения в этих
цепях составляли не более 0,25% номинального
напряжения при питании от трансформаторов
напряжения класса точности 0,5 и не более 0,5%
при питании от трансформаторов напряжения
класса точности 1,0. Для обеспечения этого
требования допускается применение отдельных
кабелей от трансформаторов напряжения до
счетчиков.

Потери напряжения от трансформаторов

напряжения до счетчиков технического учета
должны составлять не более 1,5% номинально-
го напряжения.

1.5.20.

Для присоединения расчетных счетчи-

ков на линиях электропередачи 110 кВ и выше

Глава 1.5.

Учет электроэнергии

допускается установка дополнительных транс-
форматоров тока (при отсутствии вторичных
обмоток для присоединения счетчиков, для обе-
спечения работы счетчика в требуемом классе
точности, по условиям нагрузки на вторичные
обмотки и т.п.). См. также

1.5.18.

1.5.21.

Для обходных выключателей 110 и

220 кВ со встроенными трансформаторами тока
допускается снижение класса точности этих
трансформаторов тока на одну ступень по от-
ношению к указанному в

1.5.16.

Для обходного выключателя 110 кВ и шиносо-

единительного (междусекционного) выключате-
ля 110 кВ, используемого в качестве обходного,
с отдельно стоящими трансформаторами тока
(имеющими не более трех вторичных обмоток)
допускается включение токовых цепей счетчика
совместно с цепями защиты при использовании
промежуточных трансформаторов тока класса
точности не более 0,5; при этом допускается
снижение класса точности трансформаторов
тока на одну ступень.

Такое же включение счетчиков и снижение

класса точности трансформаторов тока допу-
скается для шиносоединительного (междусек-
ционного) выключателя на напряжение 220 кВ,
используемого в качестве обходного, с отдельно
стоящими трансформаторами тока и на напря-
жение 110–220 кВ со встроенными трансформа-
торами тока.

1.5.22.

Для питания цепей счетчиков могут

применяться как однофазные, так и трехфаз-
ные трансформаторы напряжения, в том числе
четерех- и пятистержневые, применяемые для
контроля изоляции.

1.5.23.

Цепи учета следует выводить на са-

мостоятельные сборки зажимов или секции в
общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с
зажимами необходимо устанавливать испыта-
тельные блоки.

Зажимы должны обеспечивать закорачивание

вторичных цепей трансформаторов тока, отклю-
чение токовых цепей счетчика и цепей напряже-
ния в каждой фазе счетчиков при их замене или
проверке, а также включение образцового счет-
чика без отсоединения проводов и кабелей.

Конструкция сборок и коробок зажимов рас-

четных счетчиков должна обеспечивать возмож-
ность их пломбирования.

1.5.24.

Трансформаторы напряжения, исполь-

зуемые только для учета и защищенные на сто-
роне высшего напряжения предохранителями,
должны иметь контроль целости предохрани-
телей.

1.5.25.

При нескольких системах шин и при-

соединении каждого трансформатора напряже-
ния только к своей системе шин должно быть

предусмотрено устройство для переключения
цепей счетчиков каждого присоединения на
трансформаторы напряжения соответствующих
систем шин.

1.5.26.

На подстанциях потребителей кон-

струкция решеток и дверей камер, в которых
установлены предохранители на стороне высше-
го напряжения трансформаторов напряжения,
используемых для расчетного учета, должна
обеспечивать возможность их пломбирования.

Рукоятки приводов разъединителей транс-

форматоров напряжения, используемых для
расчетного учета, должны иметь приспособле-
ния для их пломбирования.

Установка счетчиков

и электропроводка к ним

1.5.27.

Счетчики должны размещаться в легко

доступных для обслуживания сухих помещени-
ях, в достаточно свободном и не стесненном для
работы месте с температурой в зимнее время не
ниже 0 °С.

Счетчики общепромышленного исполнения

не разрешается устанавливать в помещениях,
где по производственным условиям темпера-
тура может часто превышать +40 °С, а также в
помещениях с агрессивными средами.

Допускается размещение счетчиков в неота-

пливаемых помещениях и коридорах распреде-
лительных устройств электростанций и подстан-
ций, а также в шкафах наружной установки. При
этом должно быть предусмотрено стационарное
их утепление на зимнее время посредством
утепляющих шкафов, колпаков с подогревом
воздуха внутри них электрической лампой или
нагревательным элементом для обеспечения
внутри колпака положительной температуры, но
не выше +20 °С.

1.5.28.

Счетчики, предназначенные для учета

электроэнергии, вырабатываемой генераторами
электростанций, следует устанавливать в поме-
щениях со средней температурой окружающего
воздуха +15...+25 °С. При отсутствии таких поме-
щений счетчики рекомендуется помещать в спе-
циальных шкафах, где должна поддерживаться
указанная температура в течение всего года.

1.5.29.

Счетчики должны устанавливаться в

шкафах, камерах, комплектных распредели-
тельных устройствах (КРУ, КРУН), на панелях,
щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую
конструкцию.

Допускается крепление счетчиков на деревян-

ных, пластмассовых или металлических щитках.

Высота от пола до коробки зажимов счетчи-

ков должна быть в пределах 0,8–1,7 м. Допуска-
ется высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м.

П У Э

1.5.30.

В местах, где имеется опасность меха-

нических повреждений счетчиков или их загряз-
нения, или в местах, доступных для посторонних
лиц (проходы, лестничные клетки и т.п.), для
счетчиков должен предусматриваться запираю-
щийся шкаф с окошком на уровне циферблата.
Аналогичные шкафы должны устанавливаться
также для совместного размещения счетчиков
и трансформаторов тока при выполнении учета
на стороне низшего напряжения (на вводе у по-
требителей).

1.5.31.

Конструкции и размеры шкафов, ниш,

щитков и т.п. должны обеспечивать удобный до-
ступ к зажимам счетчиков и трансформаторов
тока. Кроме того, должна быть обеспечена воз-
можность удобной замены счетчика и установки
его с уклоном не более 1°. Конструкция его кре-
пления должна обеспечивать возможность уста-
новки и съема счетчика с лицевой стороны.

1.5.32.

Электропроводки к счетчикам должны от-

вечать требованиям, приведенным в гл. 2.1 и 3.4.

1.5.33.

В электропроводке к расчетным счет-

чикам наличие паек не допускается.

1.5.34.

Сечения проводов и кабелей, присое-

диняемых к счетчикам, должны приниматься в
соответствии с

3.4.4

(см. также

1.5.19

1.5.35.

При монтаже электропроводки для

присоединения счетчиков непосредственного
включения около счетчиков необходимо остав-
лять концы проводов длиной не менее 120 мм.
Изоляция или оболочка нулевого провода на
длине 100 мм перед счетчиком должна иметь
отличительную окраску.

1.5.36.

Для безопасной установки и замены

счетчиков в сетях напряжением до 380 В должна
предусматриваться возможность отключения
счетчика установленными до него на расстоянии
не более 10 м коммутационным аппаратом или
предохранителями. Должно предусматриваться
снятие напряжения со всех фаз, присоединяе-
мых к счетчику.

Трансформаторы тока, используемые для

присоединения счетчиков на напряжении до
380 В, должны устанавливаться после комму-
тационных аппаратов по направлению потока
мощности.

1.5.37.

Заземление (зануление) счетчиков и

трансформаторов тока должно выполняться в
соответствии с требованиями гл. 1.7. При этом
заземляющие и нулевые защитные проводники
от счетчиков и трансформаторов тока напря-
жением до 1 кВ до ближайшей сборки зажимов
должны быть медными.

1.5.38.

При наличии на объекте нескольких

присоединений с отдельным учетом электроэ-
нергии на панелях счетчиков должны быть над-
писи наименований присоединений.

Технический учет

1.5.39.

На тепловых и атомных электростан-

циях с агрегатами (блоками), не оборудован-
ными информационными или управляющими
вычислительными машинами, следует уста-
навливать стационарные или применять ин-
вентарные переносные счетчики технического
учета в системе СН для возможности расчетов
технико-экономических показателей. При этом
установка счетчиков активной электроэнергии
должна производиться в цепях электродвига-
телей, питающихся от шин распределительного
устройства основного напряжения (выше 1 кВ)
собственных нужд, и в цепях всех трансформа-
торов, питающихся от этих шин.

1.5.40.

На электростанциях с поперечными

связями (имеющих общий паропровод) должна
предусматриваться на стороне генераторного
напряжения повышающих трансформаторов
техническая возможность установки (в услови-
ях эксплуатации) счетчиков технического учета
активной электроэнергии, используемых для
контроля правильности работы расчетных гене-
раторных счетчиков.

1.5.41.

Счетчики активной электроэнергии для

технического учета следует устанавливать на
подстанциях напряжением 35 кВ и выше энерго-
систем: на сторонах среднего и низшего напря-
жений силовых трансформаторов; на каждой
отходящей линии электропередачи 6 кВ и выше,
находящейся на балансе энергосистемы.

Счетчики реактивной электроэнергии для

технического учета следует устанавливать на
сторонах среднего и низшего напряжений сило-
вых трансформаторов подстанций 35 кВ и выше
энергосистем.

Указанные требования к установке счетчиков

электроэнергии подлежат реализации по мере
обеспечения счетчиками.

1.5.42.

На предприятиях следует предусма-

тривать техническую возможность установки
(в условиях эксплуатации) стационарных или
применения инвентарных переносных счетчиков
для контроля за соблюдением лимитов расхода
электроэнергии цехами, технологическими ли-
ниями, отдельными энергоемкими агрегатами,
для определения расхода электроэнергии на
единицу продукции или полуфабриката.

Допускается установка счетчиков техническо-

го учета на вводе предприятия, если расчетный
учет с этим предприятием ведется по счетчикам,
установленным на подстанциях или электро-
станциях энергосистем.

На установку и снятие счетчиков технического

учета на предприятиях разрешения энергоснаб-
жающей организации не требуется.

Глава 1.6.

Измерения электрических величин

1.5.43.

Приборы технического учета на пред-

приятиях (счетчики и измерительные трансфор-
маторы) должны находиться в ведении самих
потребителей и должны удовлетворять требова-
ниям

1.5.13

(за исключением требования о нали-

чии пломбы энергоснабжающей организации),

1.5.14

1.5.15.

1.5.44.

Классы точности счетчиков техниче-

ского учета активной электроэнергии должны
соответствовать значениям, приведенным ниже:

Для линий электропередачи с двусторонним
питанием напряжением 220 кВ и выше,
трансформаторов мощностью 63 MB·А
и более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,0

Для прочих объектов учета . . . . . . . . . . . . . . 2,0

Классы точности счетчиков технического уче-

та реактивной электроэнергии допускается вы-
бирать на одну ступень ниже соответствующего
класса точности счетчиков технического учета
активной электроэнергии.

Глава 1.6

ИЗМЕРЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

ВЕЛИЧИН

Область применения

1.6.1.

Настоящая глава Правил распростра-

няется на измерения электрических величин,
осуществляемых при помощи стационарных
средств (показывающих, регистрирующих, фик-
сирующих и др.).

Правила не распространяются на лаборатор-

ные измерения и на измерения, осуществляе-
мые с помощью переносных приборов.

Измерения неэлектрических величин, а также

измерения других электрических величин, не
регламентированных Правилами, требуемые в
связи с особенностями технологического про-
цесса или основного оборудования, выполняют-
ся на основании соответствующих нормативных
документов.

Общие требования

1.6.2.

Средства измерений электрических

величин должны удовлетворять следующим
основным требованиям:

1) класс точности измерительных приборов

должен быть не хуже 2,5;

2) классы точности измерительных шунтов,

добавочных резисторов, трансформаторов и
преобразователей должны быть не хуже приве-
денных в табл. 1.6.1;

3) пределы измерения приборов должны

выбираться с учетом возможных наибольших
длительных отклонений измеряемых величин от
номинальных значений.

1.6.3.

Установка измерительных приборов

должна, как правило, производиться в пунктах,
откуда осуществляется управление.

На подстанциях и гидроэлектростанциях без

постоянного дежурства оперативного персонала
допускается не устанавливать стационарные по-
казывающие приборы, при этом должны быть
предусмотрены места для присоединения пере-
носных приборов специально обученным персо-
налом.

1.6.4.

Измерения на линиях электропереда-

чи 330 кВ и выше, а также на генераторах и
трансформаторах должны производиться не-
прерывно.

На генераторах и трансформаторах гидроэ-

лектростанций допускается производить изме-
рения периодически с помощью средств центра-
лизованного контроля.

Допускается производить измерения «по вы-

зову» на общий для нескольких присоединений
(за исключением указанных в первом абзаце)
комплект показывающих приборов, а также
применять другие средства централизованного
контроля.

1.6.5.

При установке регистрирующих прибо-

ров в оперативном контуре пункта управления
допускается не устанавливать показывающие
приборы для непрерывного измерения тех же
величин.

Таблица 1.6.1

Классы точности средств измерений

Класс точности

прибора

Класс точности шунта,

добавочного резистора

Класс точности измерительного

преобразователя

Класс точности измерительного

трансформатора

1,0
1,5
2,5

0,5
0,5
0,5

0,5

0,5*

1,0

0,5

0,5*

1,0**

* Допускается 1,0.

** Допускается 3,0.

П У Э

Измерение тока

1.6.6.

Измерение тока должно производиться

в цепях всех напряжений, где оно необходимо
для систематического контроля технологическо-
го процесса или оборудования.

1.6.7.

Измерение постоянного тока должно

производиться в цепях:

1) генераторов постоянного тока и силовых

преобразователей;

2) аккумуляторных батарей, зарядных, подза-

рядных и разрядных устройств;

3) возбуждения синхронных генераторов,

компенсаторов, а также электродвигателей с
регулируемым возбуждением.

Амперметры постоянного тока должны иметь

двусторонние шкалы, если возможно изменение
направления тока.

1.6.8.

В цепях переменного трехфазного

тока следует, как правило, измерять ток одной
фазы.

Измерение тока каждой фазы должно произ-

водиться:

1) для синхронных турбогенераторов мощно-

стью 12 МВт и более;

2) для линий электропередачи с пофазным

управлением, линий с продольной компенсаци-
ей и линий, для которых предусматривается воз-
можность длительной работы в неполнофазном
режиме; в обоснованных случаях может быть
предусмотрено измерение тока каждой фазы
линий электропередачи 330 кВ и выше с трех-
фазным управлением;

3) для дуговых электропечей.

Измерение напряжения

1.6.9.

Измерение напряжения, как правило,

должно производиться:

1) на секциях сборных шин постоянного и

переменного тока, которые могут работать раз-
дельно.

Допускается установка одного прибора с пе-

реключением на несколько точек измерения.

На подстанциях допускается измерять напря-

жение только на стороне низшего напряжения,
если установка трансформаторов напряжения
на стороне высшего напряжения не требуется
для других целей;

2) в цепях генераторов постоянного и пере-

менного тока, синхронных компенсаторов, а
также в отдельных случаях в цепях агрегатов
специального назначения.

При автоматизированном пуске генераторов

или других агрегатов установка на них приборов
для непрерывного измерения напряжения не
обязательна;

3) в цепях возбуждения синхронных машин

мощностью 1 МВт и более. В цепях возбуждения
гидрогенераторов измерение не обязательно;

4) в цепях силовых преобразователей, акку-

муляторных батарей, зарядных и подзарядных
устройств;

5) в цепях дугогасящих реакторов.

1.6.10.

В трехфазных сетях производится из-

мерение, как правило, одного междуфазного
напряжения. В сетях напряжением выше 1 кВ с
эффективно заземленной нейтралью допуска-
ется измерение трех междуфазных напряжений
для контроля исправности цепей напряжением
одним прибором (с переключением).

1.6.11.

Должна производиться регистрация

значений одного междуфазного напряжения
сборных шин 110 кВ и выше (либо отклонения
напряжения от заданного значения) электро-
станций и подстанций, по напряжению на кото-
рых ведется режим энергосистемы.

Контроль изоляции

1.6.12.

В сетях переменного тока выше 1 кВ с

изолированной или заземленной через дугогася-
щий реактор нейтралью, в сетях переменного тока
до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях по-
стоянного тока с изолированными полюсами или
с изолированной средней точкой, как правило,
должен выполняться автоматический контроль
изоляции, действующий на сигнал при снижении
сопротивления изоляции одной из фаз (или по-
люса) ниже заданного значения, с последующим
контролем асимметрии напряжения при помощи
показывающего прибора (с переключением).

Допускается осуществлять контроль изоля-

ции путем периодических измерений напряже-
ний с целью визуального контроля асимметрии
напряжения.

Измерение мощности

1.6.13.

Измерение мощности должно произво-

диться в цепях:

1) генераторов — активной и реактивной

мощности.

При установке на генераторах мощностью 100

МВт и более щитовых показывающих приборов
их класс точности должен быть не хуже 1,0.

На электростанциях мощностью 200 МВт и

более должна также измеряться суммарная ак-
тивная мощность.

Рекомендуется измерять суммарную актив-

ную мощность электростанций мощностью ме-
нее 200 МВт при необходимости автоматической
передачи этого параметра на вышестоящий уро-
вень оперативного управления;

Глава 1.6.

Измерения электрических величин

2) конденсаторных батарей мощностью

25 Мвар и более и синхронных компенсато-
ров — реактивной мощности;

3) трансформаторов и линий, питающих СН

напряжением 6 кВ и выше тепловых электро-
станций, — активной мощности;

4) повышающих двухобмоточных транс-

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

Для трансформатора, работающего в блоке

с генератором, измерение мощности со сторо-
ны низшего напряжения следует производить в
цепи генератора;

5) понижающих трансформаторов 220 кВ и

выше — активной и реактивной, напряжением
110–150 кВ — активной мощности.

В цепях понижающих двухобмоточных транс-

форматоров измерение мощности должно про-
изводиться со стороны низшего напряжения, а
в цепях понижающих трехобмоточных транс-
форматоров — со стороны среднего и низшего
напряжений.

На подстанциях 110–220 кВ без выключате-

лей на стороне высшего напряжения измерение
мощности допускается не выполнять. При этом
должны предусматриваться места для присое-
динения контрольных показывающих или реги-
стрирующих приборов;

6) линий напряжением 110 кВ и выше с дву-

сторонним питанием, а также обходных выклю-
чателей

— активной и реактивной мощности;

7) на других элементах подстанций, где для

периодического контроля режимов сети необ-
ходимы измерения перетоков активной и реак-
тивной мощности, должна предусматриваться
возможность присоединения контрольных пере-
носных приборов.

1.6.14.

При установке щитовых показывающих

приборов в цепях, в которых направление мощ-
ности может изменяться, эти приборы должны
иметь двустороннюю шкалу.

1.6.15.

Должна производиться регистрация:

1) активной мощности турбогенераторов

(мощностью 60 МВт и более);

2) суммарной мощности электростанций

(мощностью 200 МВт и более).

Измерение частоты

1.6.16.

Измерение частоты должно произво-

диться:

1) на каждой секции шин генераторного на-

пряжения;

2) на каждом генераторе блочной тепловой

или атомной электростанции;

3) на каждой системе (секции) шин высшего

напряжения электростанции;

4) в узлах возможного деления энергосисте-

мы на несинхронно работающие части.

1.6.17.

Регистрация частоты или ее отклонения

от заданного значения должна производиться:

1) на электростанциях мощностью 200 МВт и

более;

2) на электростанциях мощностью 6 МВт и

более, работающих изолированно.

1.6.18.

Абсолютная погрешность регистри-

рующих частотомеров на электростанциях, уча-
ствующих в регулировании мощности, должна
быть не более ±0,1 Гц.

Измерения при синхронизации

1.6.19.

Для измерений при точной (ручной или

полуавтоматической) синхронизации должны
предусматриваться следующие приборы: два
вольтметра (или двойной вольтметр); два ча-
стотомера (или двойной частотомер); синхроно-
скоп.

Регистрация электрических величин

в аварийных режимах

1.6.20.

Для автоматической регистрации ава-

рийных процессов в электрической части энер-
госистемы должны предусматриваться автома-
тические осциллографы.

Расстановку автоматических осциллографов

на объектах, а также выбор регистрируемых ими
электрических параметров, как правило, следует
производить в соответствии с рекомендациями,
приведенными в табл. 1.6.2 и 1.6.3.

По согласованию с энергосистемами (рай-

онными энергетическими управлениями) могут
предусматриваться регистрирующие приборы с
ускоренной записью при аварии (для регистра-
ции электрических параметров, не контролируе-
мых с помощью автоматических осциллографе).

1.6.21.

На электрических станциях, принад-

лежащих потребителю и имеющих связь с энер-
госистемой (блок-станциях), автоматические
аварийные осциллографы должны предусма-
триваться для каждой системы шин 110 кВ и
выше, через которые осуществляется связь с
энергосистемой по линиям электропередачи.
Эти осциллографы, как правило, должны реги-
стрировать напряжения (фазные и нулевой по-
следовательности) соответствующей системы
шин, токи (фазные и нулевой последователь-
ности) линий электропередачи, связывающих
блок-станцию с системой.

ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК ПУЭ (Шестое и седьмое издания) - часть 3