Про затвердження Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів

вимірювання сили струму небалансу в захисті шин і напруги небалансу в розімкнутому трикутнику ТН;

заведення годинників автоматичних осцилографів аварійного запису тощо;

зняття показів з реєстраторів аварійних подій після їх спрацьовування.

Періодичність проведення контролю пристроїв РЗАіТ та виконання інших операцій, а також порядок дій оперативних працівників повинні встановлюватись виробничими інструкціями споживача, які узгоджуються з вимогами відповідних інструкцій електропередавальних організацій, у віданні яких перебувають ці пристрої.

6.33. Переведення обладнання, що керується пристроями телемеханіки, на автономне керування і навпаки необхідно здійснювати виключно за згодою оперативних працівників споживача (особи, відповідальної за електрогосподарство).

Для виведення з роботи вихідних кіл телекерування на підстанціях необхідно застосовувати загальні ключі або пристрої вимикання. Вимкнення кіл телекерування чи телесигналізації окремих приєднань необхідно здійснювати на роз’ємних затискачах або індивідуальних пристроях вимикання.

Усі операції із загальними ключами телекерування та індивідуальними пристроями вимикання в колах телекерування та телесигналізації можуть виконуватися лише за вказівкою або з відома оперативних працівників.

6.34. На збірках (рядах) затискачів пультів керування та панелей не повинні розміщуватись у безпосередній близькості затискачі, випадкове з’єднання яких може зумовити увімкнення чи вимкнення приєднання, КЗ в колах генератора (синхронного компенсатора) тощо.

6.35. Під час усунення пошкоджень контрольних кабелів з металевою оболонкою або їх нарощування з’єднання жил необхідно здійснювати з установленням герметичних муфт, кожна з яких підлягає реєстрації в спеціальному журналі.

На кожні 50 метрів одного кабелю в середньому повинно бути не більше однієї муфти.

Кабелі з полівінілхлоридною і гумовою оболонкою з’єднуються, як правило, за допомогою епоксидних з’єднувальних муфт або на перехідних рядах затискачів.

Для запобігання пошкодженню ізоляції контрольних кабелів повинні застосовуватись заходи дератизації.

6.36. У разі застосування контрольних кабелів з ізоляцією, яка зазнає пошкодження під впливом повітря, світла й масла, на ділянках жил від затискачів до кінцевих заробок виконується додаткове покриття, що запобігає такому руйнуванню.

6.37. На панелях (у шафах) апаратури РЗАіТ, на яких оперативні працівники виконують перемикання за допомогою ключів, накладок, випробувальних блоків та інших пристосувань, повинні бути таблиці положення вказаних перемикальних пристроїв для всіх режимів, що використовуються.

Операції за цими перемиканнями повинні бути записані до оперативного журналу.

6.38. Працівники служб споживача, які здійснюють технічне обслуговування пристроїв РЗАіТ, повинні періодично оглядати всі панелі і пульти керування, панелі (шафи) РЗАіТ, сигналізації, звертаючи особливу увагу на правильність положення перемикальних пристроїв (контактних накладок, рубильників, ключів керування тощо), кришок випробувальних блоків, а також на відповідність їх положення схемам і режимам роботи електрообладнання.

Періодичність оглядів, що визначається виробничою інструкцією, повинна бути затверджена особою, відповідальною за електрогосподарство.

Оперативні працівники несуть відповідальність за правильне положення тих елементів РЗАіТ, з якими вони можуть виконувати операції, незалежно від періодичних оглядів працівниками служби РЗАіТ.

6.39. Порядок підключення електрообладнання споживачів до пристроїв ПА (АЧР, САВН тощо) визначається Правилами підключення електроустановок споживачів до спеціальної автоматики вимкнення навантаження, затвердженими наказом Міністерства палива та енергетики України від 29 липня 2002 року № 449, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 15 серпня 2002 року за № 667/6955 (у редакції наказу Міністерства енергетики і вугільної промисловості України від 31 липня 2012 року № 554), та Правилами застосування системної протиаварійної автоматики запобігання та ліквідації небезпечного зниження або підвищення частоти в енергосистемах, затвердженими наказом Міністерства палива та енергетики України від 01 грудня 2003 року № 714, зареєстрованими в Міністерстві юстиції України 18 грудня 2003 року за № 1177/8498 (у редакції наказу Міністерства енергетики та вугільної промисловості України від 31 липня 2012 року № 553).

Керівник споживача, приєднання якого підключені до ПА, несе відповідальність за фактичне виконання заданих обсягів відключення навантаження, а також за виконання організаційно-технічних заходів щодо запобігання аваріям на своїх об’єктах під час дії ПА з повним або частковим відключенням об’єктів від централізованого електропостачання.

6.40. Пристрої АЧР повинні бути постійно увімкнені в роботу із заданими обсягами навантаження, уставками спрацьовування за частотою і витримками часу. Якщо приєднання, заведені під дію АЧР, мають пристрої АВР, то дією АЧР повинна бути блокована робота АВР.

6.41. Установлені на підстанціях чи в РУ самописні прилади з автоматичним прискоренням запису в аварійних режимах, автоматичні осцилографи аварійного запису, у тому числі пристрої для їх пуску, мікропроцесорні регістратори, фіксувальні прилади (індикатори) та інші пристрої, що використовуються для аналізу роботи пристроїв РЗАіТ, визначення місця пошкодження повітряних ліній електропередавання, повинні бути завжди готовими до дії. Уведення і виведення з роботи зазначених пристроїв необхідно здійснювати за заявкою.

6.42. Види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ, ПА дистанційного управління сигналізації, програми, а також обсяги їх технічного обслуговування, високочастотних каналів релейного захисту, ТС та ТН, а також інших пристроїв РЗАіТ проводяться відповідно до ГКД 34.35.603-95, ГКД 34.35.604-96 та інших НД, що стосуються РЗАіТ та ПА.

6.43. Відповідно до зазначених НД та досвіду експлуатації пристроїв РЗАіТ та ПА, які встановлені у споживачів, періодичність та види технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА встановлюються відповідно до таблиці 4.

6.44. Графіки періодичності та видів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА затверджуються особою, відповідальною за електрогосподарство. В окремих обґрунтованих випадках періодичність циклів технічного обслуговування пристроїв РЗАіТ та ПА може бути змінена проти зазначених у таблиці 4 цих Правил. Рішення з цього питання приймається керівництвом споживача (особою, відповідальною за електрогосподарство) або електропередавальної організації.

6.45. Перевірка заданих уставок РЗАіТ та ПА здійснюється з періодичністю, установленою для технічного обслуговування.

Періодичність випробування АВР проводиться не рідше одного разу на 6 місяців. Результати випробування фіксуються в оперативному журналі.

6.46. Споживачі повинні забезпечувати безперешкодний доступ працівників Держенергонагляду (електропередавальної організації) для нагляду за технічним станом та уставками пристроїв РЗАіТ та ПА, контролю за обсягами підключеного навантаження й уставками АЧР, а також для пломбування накладок РЗАіТ і ПА.

__________

Примітки:

1. Види технічного обслуговування:

Н - перевірка (наладка) при новому включенні; К1 - перший профілактичний контроль;

К - профілактичний контроль; В - профілактичне відновлення.

2. У залежності від впливу зовнішніх факторів приміщення, у яких розміщені пристрої РЗАіТ та ПА, діляться:

І категорія - сухі приміщення з незначною кількістю вібрації та запиленості;

ІІ категорія - приміщення, які характеризуються великим діапазоном коливань температури, незначною вібрацією, наявністю значної запиленості;

ІІІ категорія - приміщення, які мають постійну велику вібрацію.

3. До обсягу профілактичного контролю РЗАіТ та ПА входить обов’язкове відновлення реле серій РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, РВ-200, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-358, РТВ, РП-8, РП-11.

7.1. Заземлювальні пристрої електроустановок повинні відповідати вимогам забезпечення захисту людей від ураження електричним струмом, захисту електроустановок, а також забезпечення експлуатаційних режимів роботи.

Усі металеві частини електрообладнання напругою понад 1 кВ, що при нормальних режимах не перебувають під напругою, повинні бути заземлені, а в електроустановках на напругу до 1 кВ - приєднані до захисного РЕ-провідника відповідно до типу заземлення системи (TN, TT, ІT).

Крім того, в електроустановках на напругу до 1 кВ, у яких здійснюється автоматичне вимкнення живлення, повинна бути виконана основна, а за необхідності, і додаткова система зрівнювання потенціалів згідно з вимогами глави 1.7 ПУЕ.

7.2. Під час здавання в експлуатацію заземлювальних пристроїв електроустановок монтажною організацією повинні бути надані:

затверджена проектно-технічна документація на заземлювальні пристрої;

виконавчі схеми заземлювальних пристроїв, включаючи для електроустановок на напругу до 1 кВ схеми зрівнювання потенціалів;

основні параметри елементів заземлювачів і захисних провідників (матеріал, профіль, лінійні розміри);

акти виконання прихованих робіт;

протоколи приймально-здавальних випробувань.

7.3. Для визначення технічного стану заземлювального пристрою необхідно періодично здійснювати:

зовнішній огляд видимої частини заземлювального пристрою, а для електроустановок на напругу до 1 кВ - і системи зрівнювання потенціалів;

перевірку кола між заземлювачем і заземлювальними елементами, між головною заземлювальною шиною (ГЗШ) і провідними частинами системи зрівнювання потенціалів (відсутність обривів і незадовільних контактів у провідниках, надійність з’єднань природних заземлювачів);

вимірювання значення опору заземлювального пристрою;

вибіркове розкриття ґрунту для огляду елементів заземлювального пристрою, що розміщені у землі;

вимірювання значення питомого опору ґрунту для опор ліній електропередавання напругою понад 1 кВ;

вимірювання значення напруги дотику в електроустановках, заземлювальний пристрій яких виконано за нормами на напругу дотику;

перевірку пробивних запобіжників в електроустановках на напругу до 1 кВ з ізольованою нейтраллю;

вимірювання значення повного опору петлі "фаза-нуль" або сили струму однофазного замикання на відкриту провідну частину або на захисний провідник в електроустановках на напругу до 1 кВ з глухозаземленою нейтраллю.

За необхідності повинні вживатись заходи для доведення параметрів заземлювальних пристроїв до нормативних.

Випробування та вимірювання заземлювальних пристроїв проводяться відповідно до таблиці 25 додатка 1 до цих Правил.

7.4. На кожен заземлювальний пристрій, що є в експлуатації, повинен бути паспорт, який містить:

дату введення в експлуатацію;

виконавчу схему заземлення;

основні технічні характеристики;

дані про результати перевірок стану пристрою;

відомість оглядів і виявлених дефектів;

характер ремонтів і змін, унесених у цей пристрій.

7.5. Візуальний огляд видимої частини заземлювального пристрою повинен проводитись за графіком огляду електрообладнання, установленим особою, відповідальною за електрогосподарство.

Огляди заземлювачів з вибірковим розкриттям ґрунту в місцях найбільшого впливу корозії повинні проводитись згідно з графіками, затвердженими особою, відповідальною за електрогосподарство, але не рідше ніж один раз на 12 років.

Для заземлювачів, що піддаються інтенсивній корозії, за рішенням особи, відповідальної за електрогосподарство, може бути встановлена частіша періодичність вибіркового розкриття ґрунту.

Про результати огляду, виявлені несправності і вжиті заходи щодо їх усунення необхідно зробити відповідні записи до оперативного журналу та паспорта заземлювального пристрою.

Допускається при збільшенні опору заземлювального пристрою замість огляду з вибірковим розкриттям ґрунту влаштовувати додаткові штирові біметалічні заземлювачі, розміщені в площині головного заземлювача і з’єднані з ним, з метою доведення опору до норми, встановленої ПУЕ.

Не допускається використовувати біметалічні штирові заземлювачі з мідним покриттям у кислих ґрунтах.

7.6. Вибіркова перевірка з розкриттям ґрунту повинна проводитись:

на підстанціях - поблизу нейтралей силових трансформаторів і автотрансформаторів, короткозамикачів, шунтувальних реакторів, заземлювальних вводів дугогасильних реакторів, розрядників, ОПН;

на ПЛ - у 2 % опор із заземлювачами.

7.7. Вимірювання значення опору заземлювальних пристроїв необхідно здійснювати:

після монтажу, переобладнання і ремонту цих пристроїв на електростанціях, підстанціях і лініях електропередавання;

у разі виявлення на тросових опорах ПЛ напругою 110 - 150 кВ слідів перекриття або руйнування ізоляторів електричною дугою;

на підстанціях - не рідше ніж один раз на 12 років;

на опорах з роз’єднувачами, захисними проміжками, розрядниками (ОПН), на опорах з повторними заземленнями PEN-провідника і опорах із заземлювачами, призначеними для захисту від грозових перенапруг, - не рідше ніж один раз на 6 років;

вибірково у 2 % залізобетонних і металевих опор у населеній місцевості, на ділянках з найагресивнішими ґрунтами - не рідше ніж один раз на 12 років.

Вимірювання слід виконувати в періоди найбільшого висихання ґрунту.

7.8. Вимірювання значення напруги дотику має здійснюватись після монтажу, переобладнання і капітального ремонту заземлювального пристрою, але не рідше ніж один раз на 6 років. Крім того, на підприємстві щорічно повинно проводитись: уточнення значення сили струму однофазного КЗ, що стікає в землю із заземлювача електроустановки; корегування значень напруги дотику, порівняння їх з вимогами ПУЕ. У разі потреби повинні вживатися заходи щодо зниження напруги дотику.

7.9. Значення опору заземлювальних пристроїв повинно підтримуватися на рівні, визначеному вимогами ПУЕ.

7.10. Відкрито прокладені заземлювальні провідники повинні мати пофарбування, яке їх відрізняє від іншого обладнання, відповідно до вимог НД.

8.1. Вимоги цієї глави поширюються на пристрої захисту від перенапруг електроустановок змінного струму на напругу до 150 кВ.

Пристрої захисту від перенапруг повинні задовольняти вимоги ПУЕ.

Умови праці при експлуатації пристроїв захисту від перенапруг та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог НПАОП 40.1-1.21-98 та цих Правил.

8.2. Залежно від важливості будівлі і споруди вони забезпечуються відповідними пристроями захисту від блискавки.

Захист від прямих ударів блискавки може бути виконаний стрижневими або тросовими блискавковідводами.

До пристроїв захисту від блискавки належить також металева покрівля або сітка, що накладається на неметалеву покрівлю, з приєднанням її до заземлювачів.

8.3. Споживач, що має окремо встановлені блискавковідводи або такі, що використовуються для грозозахисту (димові труби, споруди тощо), повинен мати окреслення захисних зон цих блискавковідводів.

У разі реконструкції та будівництва зону захисту необхідно уточнювати.

8.4. Для введення в експлуатацію пристроїв грозозахисту підприємству повинна бути передана така технічна документація:

технічний паспорт пристроїв захисту від блискавки, затверджений відповідними організаціями й узгоджений з електропередавальною організацією та інспекцією протипожежної охорони;

акт випробування вентильних розрядників та ОПН до і після їх монтажу;

акт виконання робіт з встановлення трубчастих розрядників;

протоколи вимірювання значень опору заземлення грозозахисних пристроїв (розрядників, ОПН і блискавковідводів) і заземлювачів опор ПЛ напругою до 1 кВ, призначених для захисту від грозових перенапруг.

8.5. Споживач, що експлуатує засоби грозозахисту, повинен мати такі систематизовані дані:

про місця розташування ОПН, вентильних і трубчастих розрядників та захисних проміжків (типи розрядників, ОПН, відстані по ошиновці від вентильних розрядників і ОПН до силових трансформаторів, ТН, ізоляторів лінійних роз'єднувачів), а також про відстань від трубчастих розрядників до лінійних роз'єднувачів і вентильних розрядників;

значення опорів заземлювачів опор, на яких установлено засоби грозозахисту, включаючи і троси;

значення питомого опору ґрунту на підходах лінії електропередавання до підстанцій;

про розташування і значення опору заземлювачів, призначених для захисту від грозових перенапруг в мережах напругою до 1 кВ;

про перетин ліній електропередавання з іншими лініями електропередавання, зв'язку й автоблокування залізниць; відгалуження від ПЛ; лінійні кабельні вставки та інші місця з ослабленою ізоляцією.

На кожну ВРУ повинні бути складені контури зон захисту блискавковідводів, прожекторних щогл, металевих і залізобетонних конструкцій, у зони яких потрапляють струмовідні частини.

8.6. Підвіска проводів ПЛ напругою до 1 кВ будь-якого призначення (освітлювальних, телефонних, високочастотних тощо) на конструкціях ВРУ, окремо встановлених стрижневих блискавковідводах, прожекторних щоглах, димових трубах і градирнях, а також підведення цих ліній до вибухонебезпечних приміщень забороняються.

Зазначені лінії необхідно виконувати кабелями з металевою оболонкою або кабелями без оболонки, прокладеними в металевих трубах у землі.

Металеві оболонки кабелів і металеві труби повинні бути заземлені, а в електроустановках на напругу до 1 кВ - приєднані до PE (PEN) провідника відповідно до особливостей типу заземлення системи (TN, TT, ІT).

Підведення ліній до вибухонебезпечних приміщень повинно бути виконане згідно з вимогами чинної інструкції з улаштування грозозахисту будинків і споруд. До збірних шин на напругу 6 (10) кВ, до яких підключаються електродвигуни і генератори, не допускається підключення високовольтних ПЛ без розділового трансформатора.

8.7. Щорічно перед початком грозового сезону необхідно перевіряти стан пристроїв (засобів) захисту від перенапруг РУ і ліній електропередавання шляхом вимірювань струмів провідності під робочою напругою або за допомогою тепловізійного обстеження апаратів захисту та забезпечувати готовність засобів захисту від грозових і внутрішніх перенапруг.

Споживачі повинні реєструвати випадки грозових вимкнень і пошкоджень ПЛ, обладнання РУ і трансформаторних підстанцій. На підставі отриманих даних необхідно оцінювати надійність грозозахисту і розробляти, за потреби, заходи щодо підвищення його надійності.

8.8. Вентильні розрядники та ОПН усіх класів напруги повинні бути постійно увімкненими.

У ВРУ допускається вимкнення на зимовий період (чи окремі його місяці) вентильних розрядників, призначених лише для захисту від грозових перенапруг у районах з ураганним вітром, ожеледдю, різкими коливаннями температури та інтенсивним забрудненням. Можливість вимкнення вентильних розрядників автотрансформаторів узгоджується із підприємством-виробником.

Трубчасті розрядники і захисні проміжки на ПЛ усіх класів напруги допускається залишати на зимовий період без збільшення іскрових проміжків.

8.9. Вентильні і трубчасті розрядники, а також ОПН підлягають випробуванням відповідно до таблиць 17 та 18 додатка 1 до цих Правил та з урахуванням вимог підприємств-виробників.

8.10. В електромережах усіх класів напруги вентильні розрядники рекомендовано замінювати на ОПН. Заміна вентильних розрядників обмежувачами перенапруг повинна бути виконана на підставі проектного рішення.

8.11. Огляд пристроїв захисту від перенапруг здійснюють:

на підстанціях з постійним чергуванням працівників - під час чергових обходів, а також після кожної грози, що викликала стійке замикання на землю;

на підстанціях без постійного чергування працівників - під час огляду всього обладнання.

8.12. Огляд трубчастих розрядників, установлених на ПЛ, і захисних проміжків проводить із землі особа, яка виконує обхід:

під час кожного чергового обходу ПЛ;

у разі вимкнення ПЛ чи роботи пристрою АПВ після грози, якщо є підозра пошкодження ізоляції (поява "землі").

8.13. Трубчасті розрядники, установлені на вводах у підстанцію, та основне обладнання оперативні працівники оглядають періодично, а також після грози в районі розташування підстанції чи на ділянках ліній електропередавання, що відходять від неї.

8.14. На ПЛ напругою до 1 кВ з ізольованою нейтраллю перед грозовим сезоном вибірково (на розсуд особи, відповідальної за електрогосподарство) необхідно шляхом зовнішнього огляду перевіряти справність заземлення крюків і штирів кріплення фазних проводів, установлених на залізобетонних опорах, а також арматури цих опор. У мережах із заземленою нейтраллю перевіряється з’єднання цих елементів з PEN (PE)-провідником.

На ПЛ напругою до 1 кВ, побудованих на дерев’яних опорах, перевіряють заземлення і приєднання крюків і штирів ізоляторів до PEN-провідника на опорах, на яких є захист від грозових перенапруг, а також там, де здійснено повторне заземлення PEN (РЕ)-провідника.

8.15. У мережах напругою 6 кВ - 35 кВ, що працюють з ізольованою або з компенсованою нейтраллю (або із заземленням через високоомний резистор), допускається робота повітряних і кабельних ліній електропередавання із замиканням на землю до ліквідації пошкодження, але не довше встановленої для мережі допустимої тривалості замикання на землю. Пошук місця пошкодження повинен проводитись негайно, а ліквідація його - в найкоротший термін.

У мережах з компенсованою нейтраллю ємнісних струмів тривалість замикання на землю не повинна перевищувати допустимої тривалості безперервної роботи дугогасильних реакторів, а в мережах з високоомним резисторним заземленням нейтралі - допустимої термічної стійкості резистора.

За наявності в мережі замикання на землю вимкнення дугогасильних реакторів забороняється.

В електричних мережах з підвищеними вимогами щодо умов електробезпеки людей (підприємства гірничорудної промисловості, торфорозробки тощо) роботи з однофазним замиканням на землю забороняються. У цих випадках усі лінії, що відходять від підстанції, повинні бути обладнані захистами від замикань на землю.

8.16. Компенсацію ємнісного струму замикання на землю дугогасильними реакторами необхідно здійснювати за наявності ємнісних струмів, що перевищують значення, наведені в таблиці 5.

У мережах напругою 6 кВ - 20 кВ з ПЛ на залізобетонних і металевих опорах і в усіх мережах напругою 35 кВ дугогасильні реактори необхідно застосовувати за значення сили ємнісного струму замикання на землю більше ніж 10 А.

Можна застосовувати компенсацію в мережах напругою 6 кВ - 35 кВ також за значень сили ємнісного струму, менших від наведених вище.

Для компенсації ємнісних струмів замикання на землю в мережах необхідно застосовувати заземлювальні дугогасильні реактори з автоматичним або ручним регулюванням струму. Під час проектування або модернізації слід передбачити тільки автоматичне регулювання компенсації ємнісних струмів.

Вимірювання сили ємнісних струмів замикання на землю, напруги несиметрії та зміщення нейтралі в мережах з компенсацією ємнісного струму необхідно проводити під час уведення в експлуатацію дугогасильних реакторів і значних змін схеми мережі, але не рідше ніж один раз на 6 років.

Вимірювання сили струмів дугогасильних реакторів і сили струмів замикання на землю у разі різних настроювань виконують за потреби.

У мережах напругою 6 кВ - 35 кВ з ізольованою нейтраллю розрахунки значень сили ємнісних струмів замикання на землю необхідно проводити під час уведення даної мережі в експлуатацію, а також у разі зміни схеми мережі.

8.17. Потужність дугогасильних реакторів повинна бути вибрана за значенням сили ємнісного струму мережі з урахуванням її перспективного розвитку на найближчі 10 років.

Заземлювальні дугогасильні реактори повинні бути встановлені на підстанціях, пов’язаних з компенсованою мережею не менше ніж двома лініями електропередавання. Установлення дугогасильних реакторів на тупикових підстанціях забороняється.

Дугогасильні реактори повинні бути приєднані до нейтралей трансформаторів, генераторів або синхронних компенсаторів через роз’єднувачі. Біля приводу роз’єднувача повинна бути встановлена світлова сигналізація про наявність у мережі замикання на землю.

Для під’єднання дугогасильних реакторів, як правило, повинні бути використані трансформатори зі схемою з’єднання обмоток "зірка з виведеною нейтраллю - трикутник".

Приєднання дугогасильних реакторів до трансформаторів, захищених плавкими запобіжниками, заборонене.

8.18. Дугогасильні реактори повинні мати резонансне настроювання.

Допускається настроювання з перекомпенсацією, за якою реактивна складова сили струму замикання на землю не повинна перевищувати 5 А, а ступінь розстроювання - не більше ніж 5 %. Якщо встановлені в мережах напругою 6 (10) кВ дугогасильні реактори зі ступінчастим регулюванням індуктивності мають велику різницю сили струмів суміжних відгалужень, допускається настроювання з реактивною складовою струму замикання на землю силою не більше ніж 10 А. У мережах напругою 35 кВ за ємнісного струму замикання на землю силою менше ніж 15 А допускається ступінь розстроювання до 10 %.

У мережах напругою 6 (10) кВ з ємнісними струмами замикання на землю силою менше ніж 10 А ступінь розстроювання компенсації не нормують.

Робота електричних мереж з недокомпенсацією ємнісного струму, як правило, не допускається. Допускається застосовувати настроювання з недокомпенсацією лише тимчасово за відсутності дугогасильних реакторів необхідної потужності і за умови, що несиметрії ємностей фаз мережі, які виникають аварійно (наприклад, обрив проводу або перегоряння плавких запобіжників), не можуть призвести до появи напруги зміщення нейтралі, що перевищує 70 % значення фазної напруги.

8.19. В електричних мережах, що працюють з компенсацією ємнісного струму, значення напруги несиметрії не повинно перевищувати 0,75 % значення фазної напруги.

За відсутності в мережі замикання на землю допускається напруга зміщення нейтралі: довготривало - не більше ніж 15 % значення фазної напруги і протягом 1 год - не більше ніж 30 %.

Зниження напруги несиметрії і зміщення нейтралі до вказаних значень здійснюються вирівнюванням ємностей фаз мережі відносно землі транспозицією проводів ПЛ, а також розподіленням конденсаторів високочастотного зв’язку між фазами ліній.

У разі підключення до мережі конденсаторів високочастотного зв’язку і конденсаторів захисту від блискавки обертових електричних машин, а також нових ПЛ напругою 6 кВ - 35 кВ перевіряється допустимість несиметрії ємностей фаз відносно землі.

Забороняються пофазні увімкнення і вимкнення повітряних і кабельних ліній електропередавання, які можуть зумовлювати збільшення напруги зміщення нейтралі більше зазначених значень.

8.20. У мережах, до яких підключено електродвигуни на напругу понад 1 кВ, у разі виникнення однофазного замикання в обмотці статора, машина повинна вимикатися автоматично, якщо сила струму замикання на землю становить понад 5 А. Якщо сила струму замикання не перевищує 5 А, допускається робота не більше ніж 2 год, після чого машина має бути вимкнена. Якщо встановлено, що місце замикання на землю міститься не в обмотці статора, то на розсуд особи, відповідальної за електрогосподарство, допускається робота електричної машини із замиканням у мережі на землю тривалістю до 6 год.

8.21. У мережах напругою 6 (10) кВ, як правило, повинні застосовуватись плавнорегульовані дугогасильні реактори з автоматичним настроюванням струму компенсації.

У разі використання дугогасильних реакторів з ручним регулюванням струму показники настроювання повинні бути визначені за допомогою пристрою вимірювання розстроювання компенсації. Якщо такий прилад відсутній, показники настроювання повинні бути вибрані на підставі результатів вимірювань ємнісних струмів та струмів дугогасильних реакторів з урахуванням напруги зміщення нейтралі.

8.22. Споживач, що живиться від мережі, яка працює з компенсацією ємнісного струму, повинен своєчасно повідомляти оперативних працівників електропередавальної організації про зміни в конфігурації своєї мережі для перенастроювання дугогасильних засобів.

8.23. В електроустановках з вакуумними вимикачами, як правило, повинні бути передбачені заходи щодо захисту від комутаційних перенапруг. Відмова від захисту від перенапруг повинна бути обґрунтована.

8.24. На підстанціях напругою 110 кВ - 150 кВ для запобігання виникненню перенапруг від самовільних зміщень нейтралі або небезпечних ферорезонансних процесів оперативні дії необхідно починати із заземлення нейтралі трансформатора, що вмикається на ненавантажену систему шин з електромагнітними ТН.

Перед відокремленням від мережі ненавантаженої системи шин з електромагнітними ТН нейтраль живильного трансформатора має бути заземлена.

РУ напругою 150 кВ з електромагнітними ТН і вимикачами, контакти яких шунтовані конденсаторами, повинні бути перевірені щодо можливості виникнення ферорезонансних перенапруг у разі вимкнення систем шин. За потреби повинні вживатись заходи із запобігання ферорезонансним процесам під час оперативних перемикань та автоматичних вимкнень.

У мережах і на приєднаннях напругою 6 кВ - 35 кВ, у разі необхідності, повинні бути вжиті заходи для запобігання ферорезонансним процесам, у тому числі самовільним зміщенням нейтралі.

8.25. У мережах напругою 110 кВ - 150 кВ розземлення нейтралі обмоток 110 кВ - 150 кВ трансформаторів, а також вибір дії релейного захисту й автоматики повинні здійснюватись таким чином, щоб у разі різних оперативних і автоматичних вимкнень не відокремлювались ділянки мережі без трансформаторів із заземленими нейтралями.

Захист від перенапруг нейтралі трансформатора з рівнем ізоляції нижче ніж у лінійних вводів має бути здійснений вентильними розрядниками або ОПН.

8.26. Невикористані обмотки нижчої і середньої напруги силових трансформаторів і автотрансформаторів повинні бути з’єднані в зірку або трикутник і захищені від перенапруг вентильними розрядниками або ОПН, приєднаними до вводу кожної фази.

Допускається виконувати захист невикористаних обмоток нижчої напруги, розташованих першими від магнітопроводу, заземленням однієї з вершин трикутника або нейтралі обмотки. Захист невикористаних обмоток не потрібний, якщо до обмотки нижчої напруги постійно під’єднана кабельна лінія довжиною не менше ніж 30 м, яка має заземлену оболонку або броню.

8.27. У мережах напругою 110 кВ - 150 кВ під час оперативних перемикань і в аварійних режимах короткочасні підвищення напруги промислової частоти (50 Гц) на обладнанні не повинні перевищувати відносних значень (для напруги між фазами або полюсами - відносно найбільшої робочої напруги; для напруги відносно землі - відносно значення найбільшої робочої напруги, поділеної на V 3), наведених у таблиці 6. Найбільше допустиме значення робочої напруги електрообладнання на напругу 110 кВ складає 126 кВ, електрообладнання на напругу 150 кВ - 172 кВ.

Наведені в таблиці 6 відносні значення напруги поширюються також на підвищені напруги, що відрізняються від синусоїди частоти 50 Гц за рахунок накладання гармонічних складових напруги. Наведені в таблиці 6 значення напруги між фазами і відносно землі є відношенням максимуму підвищеної напруги відповідно до амплітуди найбільшої робочої напруги або до амплітуди найбільшої робочої напруги, поділеної на V 3.

У таблиці 6 наведені значення допустимого підвищення напруги: у чисельнику - відносно землі, у знаменнику - між фазами.

Значення допустимих підвищень напруги між фазами стосуються тільки трифазних силових трансформаторів, шунтувальних реакторів і електромагнітних ТН, а також апаратів у триполюсному виконанні у разі розташування трьох полюсів в одному баці або на одній рамі. При цьому для апаратів класів напруги 110 кВ і 150 кВ значення 1,60 і 1,70 стосуються тільки зовнішньої ізоляції між фазами.

8.28. Для силових трансформаторів і автотрансформаторів незалежно від значень, указаних у таблиці, за умови нагрівання магнітопроводу кратність значень підвищеної напруги в частках номінальної напруги встановленого відгалуження обмотки повинна бути обмежена для 20 хв до 1,15, а для 20 с - до 1,30.

Для вимикачів, незалежно від наведених у таблиці 6 значень, підвищені напруги повинні бути в межах, за яких кратність власної відновленої напруги на контактах вимикача не перевищує значень 2,4 або 2,8 (залежно від виконання вимикача, зазначеного в технічних умовах) за умови вимкнення непошкодженої ненавантаженої фази лінії під час несиметричного КЗ.

За тривалості підвищення напруги t, проміжної між двома значеннями, наведеними в таблиці, допустиме підвищення напруги повинне дорівнювати вказаному для більшого з цих двох значень тривалості.

Якщо 0,1с<t<0,5с, допускається підвищення значення напруги, яке дорівнює U1С+0,3(U0,1С-U1С), де U1С і U0,1С - допустимі підвищення значення напруги тривалістю t, яка дорівнює відповідно 1,0 і 0,1с.

Проміжок часу між двома підвищеннями напруги тривалістю 20 с і 20 хв. повинен бути не меншим, ніж 1 год. Якщо підвищення напруги тривалістю 20 хв. відбувалося два рази (з інтервалом в 1 год), то протягом найближчих 24 год. підвищення напруги втретє допускається лише в разі аварійної ситуації, але не раніше ніж через 4 год.

Кількість підвищень напруги тривалістю 20 хв не повинна бути більше ніж 50 протягом 1 року.

Кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 100 за термін служби електрообладнання, указаний у стандартах на окремі види електрообладнання, або за 25 років, якщо термін служби не вказаний. У цьому разі кількість підвищень напруги тривалістю 20 с не повинна бути більше ніж 15 протягом одного року і більше ніж 2 протягом однієї доби.

Кількість підвищень напруги тривалістю 0,1 с і 1,0 с - не регламентована.

8.29. У разі одночасної дії підвищення напруги на декілька видів обладнання допустимим для електроустановки в цілому є значення, найнижче з нормованих для цих видів обладнання.

Допустимі короткочасні підвищення напруги частотою 50 Гц для ОПН не повинні перевищувати значень, наведених у документації підприємств-виробників.

Для запобігання підвищенню напруги понад допустимі значення в інструкціях з експлуатації повинен бути вказаний порядок операцій увімкнення та вимикання кожної лінії електропередавання напругою 110 кВ - 150 кВ великої довжини. Для ліній напругою 110 кВ - 150 кВ, де можливе підвищення напруги кратністю понад 1,1 від значення найбільшої робочої напруги, повинен бути передбачений релейний захист від підвищення напруги.

У схемах, у тому числі пускових, у яких під час планових увімкнень лінії можливе підвищення значення напруги кратністю понад 1,1, а під час автоматичних вимкнень - понад 1,4 від значення найбільшої робочої напруги, рекомендовано передбачати автоматику, що обмежує до допустимих рівнів значення і тривалість підвищення напруги.

9.1. Вимоги цієї глави поширюються на конденсаторні установки на напругу від 0,22 кВ до 10 кВ частотою 50 Гц, що використовуються для компенсації реактивної потужності і регулювання напруги та приєднуються паралельно індуктивним елементам електричної мережі споживача.

9.2. Конденсаторні установки, їх розміщення та захист повинні відповідати вимогам ПУЕ.

Допускається застосування суміщеної пускової апаратури конденсаторних батарей, що не мають автоматичного регулювання потужності, з пусковою апаратурою технологічного обладнання, тобто здійснення індивідуальної (групової) компенсації реактивної потужності.

9.3. Конденсаторна установка повинна бути в технічному стані, що забезпечує її тривалу та надійну роботу.

Керування режимом роботи конденсаторної установки, як правило, повинно бути автоматичним, якщо в разі ручного керування неможливо забезпечити необхідну якість електроенергії.

Умови праці при експлуатації конденсаторних установок та використання засобів індивідуального захисту повинні здійснюватись відповідно до вимог НПАОП 40.1-1.21-98 та пунктів 6.17, 6.19 розділу ІV цих Правил.

9.4. Тип, потужність, місце встановлення і режим роботи компенсувальних пристроїв вибираються проектною чи спеціалізованою організацією відповідно до технічних умов електропередавальної організації на приєднання електроустановок, технічних характеристик та режимів роботи електроустановок споживачів з урахуванням вимог чинних НД з компенсації реактивної потужності.

Розташування конденсаторів і режими їх роботи повинні відповідати умовам найбільшого зниження втрат активної потужності від реактивних навантажень з урахуванням вимог щодо підтримання рівня напруги на затискачах приймачів.

9.5. У паспорті конденсаторної батареї повинен бути наведений список конденсаторів із зазначенням порядкового номера, заводського номера, дати встановлення, номінальної напруги, потужності і ємності кожного конденсатора відповідно до даних, зазначених на паспортній табличці підприємства-виробника і конденсаторної батареї в цілому.

9.6. У приміщеннях (шафах) конденсаторних батарей (незалежно від їх розташування) повинні бути:

однолінійна принципова схема конденсаторної установки із зазначенням номінального значення сили струму плавких вставок запобіжників, які захищають окремі конденсатори, всю конденсаторну установку або її частину, а також значення уставки реле максимального струму в разі застосування захисного реле;

стаціонарні пристрої пофазного вимірювання струму. Для конденсаторних установок потужністю до 400 кВ x Ар допускається застосування одного пристрою, що перемикається за фазами;

термометр або датчик вимірювання температури навколишнього повітря;

спеціальна штанга для контрольного розрядження конденсаторів;

резервний запас запобіжників на відповідні номінальні струми плавких вставок;

первинні засоби пожежогасіння (необхідна кількість первинних засобів пожежогасіння та їх види визначаються відповідно до НАПБ А.01.001-2004 та НД з питань пожежної безпеки).

Пристрої для вимірювання температури необхідно розташовувати в найгарячішому місці батареї посередині між конденсаторами. При цьому повинна бути забезпечена можливість спостереження за його показами без вимкнення конденсаторної установки і зняття огорожі.

9.7. Якщо температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів нижча за граничнодопустиму мінусову температуру, зазначену на їх паспортних табличках, увімкнення в роботу конденсаторної установки забороняється.

Увімкнення конденсаторної установки допускається лише після підвищення температури навколишнього повітря до вказаного в паспорті значення температури.

9.8. Температура навколишнього повітря в місці встановлення конденсаторів повинна бути не вищою за максимальне значення, зазначене в їх паспортних табличках. У разі перевищення цієї температури повинні вживатись заходи щодо підсилення ефективності вентиляції. Якщо протягом однієї години температура не знижується, конденсаторна установка повинна бути вимкнена.

9.9. Для недопущення режиму перетікання реактивної потужності з електричних мереж споживачів, якщо такий режим не обумовлено електропередавальною організацією, конденсаторні установки відключаються від електромереж в неробочі години підприємства.

9.10. У конденсаторних установках на напругу понад 1 кВ розрядні пристрої повинні бути постійно приєднані до конденсаторів, тому в колі між резисторами і конденсаторами не повинно бути комутаційних апаратів.

Конденсаторні установки на напругу до 1 кВ з метою економії електроенергії рекомендується виконувати без постійно приєднаних розрядних пристроїв з автоматичним приєднанням останніх у момент вимкнення конденсаторів.

У разі якщо для секціонування конденсаторної батареї використані комутаційні апарати, що вимикають окремі її секції під напругою, на кожній секції встановлюється окремий комплект розрядних пристроїв.

Для конденсаторів із вбудованими розрядними резисторами додаткові зовнішні розрядні пристрої не потрібні.

9.11. Увімкнення і вимкнення конденсаторних установок на напругу 1 кВ і більше за допомогою роз’єднувачів забороняється.

Усі операції щодо увімкнення і вимкнення батарей конденсаторів здійснюються відповідно до вимог цих Правил і ПБЕЕС.

Умикати конденсаторну батарею в той час, коли значення напруги на збірних шинах перевищує найбільше допустиме для даного типу конденсаторів, забороняється.

Перед вимкненням конденсаторної установки необхідно зовнішнім оглядом переконатися у справності розрядного пристрою.

9.12. Заміна згорілих або несправних запобіжників здійснюється на вимкненій конденсаторній батареї після контрольного розряду всіх конденсаторів батареї спеціальною штангою.

У разі наявності індивідуального захисту контрольне розрядження здійснюється шляхом почергового замикання між собою всіх виводів кожного конденсатора, що входить до складу вимкненої батареї. У разі групового захисту розряджається кожна група конденсаторів, а за наявності тільки загального захисту замикаються між собою відповідні шини в ошиновці батареї.