СБОРНИК

ДИРЕКТИВНЫХ

МАТЕРИАЛОВ

ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЯ МИНЭНЕРГО СССР

ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКАЯ

ЧАСТЬ

УТВЕРЖДАЮ: 3aMecmwite.il> начальника Главного технического управления по эксплуатации энергосистем Министерства энергетики и электрификации СССР

К. М. Антипов 22 декабря 1982 г.

СБОРНИК ДИРЕКТИВНЫХ МАТЕРИАЛОВ ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЯ МИНЭНЕРГО СССР

Издание третье, переработанное и дополненное

МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1985

2. Изложить п. 6.16.10 «Норм испытания электрооборудования» в следующей редакции:

«Т.М.: Контроль качества масла (по значению пробивного напряжения и содержанию воды), находящегося в баке контактора устройства РПН и отделенного от масла трансформатора, должен производиться после определенного числа переключений, указанного в инструкциях по эксплуатации данного переключателя, но не реже 1 раза в год. Масло следует заменять при пробивном напряжении ниже:

25 кВ    в    контакторах    с    изоляцией    на    10 кВ;

30 кВ    в    контакторах    с    изоляцией    на    35 кВ;

35 кВ    в    контакторах    с    изоляцией    на    ПО кВ;

40 кВ в контакторах с изоляцией на 220 кВ (а также в ЗР НО А-110/1000);

45 кВ в контакторах с изоляцией на 330 кВ.

Масло также следует заменять, если в нем обнаружена вода (определение качества по ГОСТ 1547-74).

Для некоторых типов устройств РПН в соответствии с требованиями заводских инструкций влагосодержание масла следует определять по количеству воды по ГОСТ 7822-75.

Кроме того, масло необходимо заменять после достижения предельного числа переключений, указанного в инструкции по эксплуатации данного устройства РПН».

2.5. О разработке схем и объектов внешнего электроснабжения магистральных нефте- и газопроводов

В целях упорядочения проектирования, унификации проектных решений и обеспечения требуемой надежности электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов Главтехуправление, Глав-ниипроскт. Управление главного энергетика Миннефтепрома и Управление главного энергетика Мингазпрома предлагают руководствоваться следующим.

1. Общие положения:

1.1.    Схемы внешнего электроснабжения сети напряжением ПО кВ и выше нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов, а также компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов разрабатываются институтом Энсргосетьпроект по договорам с соответствующими организациями Миннефтепрома и Мингазпрома.

1.2.    При разработке схем внешнего электроснабжения КС рекомендуется выполнять схемы для двух типов привода газоперекачивающих агрегатов (ГПА) — электрического и газотурбинного.

1.3.    В схемах внешнего электроснабжения рассматриваются вопросы покрытия электрических нагрузок НПС и КС.

1.4.    В схемах внешнего электроснабжения, а также в электрических и технологических схемах НПС и КС рассматриваются вопросы обеспечения пуска и самозапуска синхронных и асинхронных электродвигателей 6 (10) кВ НПС и КС.

1.5.    При разработке перспективных схем развития энергосистем институт Энергосетьпроект должен учитывать электрические наг рузки, заявленные организациями Мнинефтепрома и Мингазпрома.

1.6.    Схемы, указанные в и. 1.1, рассматриваю гея и утверждаются Миннсфтепромом или Мишазиромом по согласованию с Минэнерго СССР. В протоколах рассмотрения схем указывается перечень КС с электроприводом, долевое участие в финансировании и сроки ввода объектов внешнею электроснабжения НПС и КС, а также объектов энергосистемы, ввод или расширение которых необходимы по условиям обеспечения надежного электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов.

Утвержденная схема внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов является основанием для выдачи энергосистемами Минэнерго СССР технических условий на присоединение.

1.7.    На стадии разработки технико-экономического обоснования нефтепроводов и газопроводов проектным организациям Миннефте-прома и Мингазпрома рекомендуется использовать данные энергосистем о действующих и сооружаемых в настоящее время электросетевых объектах 110 кВ и выше в зоне прохождения нефте-и газопроводов.

1.8.    Стадийная проектная документация по объектам внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов выполняется:

а)    институтами Минэнерго СССР:

по линиям электропередачи напряжением ПО кВ и выше;

по подстанциям 35 кВ и выше энергосистемы, ввод или расширение которых необходимы по условиям обеспечения надежного электроснабжения НПС и КС;

по подстанциям напряжением НО кВ и выше при НПС и КС¹, за исключением технологических (в том числе совмещенных) распределительных устройств - РУ² 6 (10) кВ и токопроводов 6 (10) кВ к этим РУ; разъединитель, устанавливаемый между токопроводом и трансформатором, входит в объем проектирования этих подстанций;

б)    институтами Миннефтепрома и Мингазпрома:

по линиям электропередачи напряжением до 35 кВ включительно, предназначенным для питания подстанций при НПС и КС³;

но подстанциям напряжением 35 кВ при НПС и КС³, включая технологические (в том числе совмещенные) РУ 6 (10) кВ и токопро-воды к этим РУ;

но технологическим (в том числе совмещенным) РУ 6 (10) кВ и то-копроводам к этим РУ подстанций напряжением ПО кВ и выше.

1.9.    Проект подстанций НПС и КС с тремя напряжениями, из которых среднее предназначено для развития электрических сетей энергосистемы, выполняется в полном объеме. Строительная часть сооружается для всей подстанции. Для такой подстанции поставка и монтаж оборудования РУ среднего напряжения Мингазпромом и Миннефтепромом нс производятся.

1.10.    В технологическом РУ 6 (10) кВ НПС и КС предусматривается не более четырех ячеек отходящих линий для сторонних потребителей.

2. Схемы и объекты внешнего электроснабжения НПС и КС магистральных нефтепроводов и газопроводов.

В целях обеспечения надежности электроснабжения НПС и КС магистральных нефтепроводов и газопроводов при разработке схем внешнего электроснабжения на напряжение ПО кВ и выше и схем электрических соединений подстанций при НПС и КС необходимо руководствоваться следующим:

2.1.    Катсгорийность отдельных электроприемников НПС и КС и указанных объектов в целом в отношении обеспечения надежности электроснабжения принимается в соответствии с рекомендациями ведомственных строительных норм, согласованных с Госстроем СССР.

2.2.    Подстанции при НПС и КС должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников.

2.3.    Головные НПС и электроприводные КС, являющиеся потребителями первой категории по надежности электроснабжения, должны питаться не менее чем по двум одноцеппым ВЛ независимо от их протяженности.

Газотурбинные КС допускается питать по двухцепным ВЛ, за исключением головных КС и КС, расположенных в особогололедных, заболоченных и труднодоступных районах.

2.4.    К двум одноцепным тупиковым ВЛ, питающим подстанции при НПС и КС, относящихся к первой категории, допускается присоединение грех, а относящихся ко второй категории, — четырех подстанций, включая подстанции прочих потребителей.

К двухцепной тупиковой ВЛ, питающей подстанции при НПС и КС, допускается присоединение двух подстанций на двухцепных ответвлениях, в том числе не более одной технологической подстанции при НПС и КС.

2.5.    При присоединении технологических подстанций к одноцепной ВЛ с двусторонним питанием число промежуточных подстанций, подключаемых к ВЛ, между опорными подстанциями * должно быть не более трех, включая подстанции, не питающие НПС и КС. При этом подстанции, питающие НПС и КС, должны подключаться одно-цепными заходами, а прочие могут присоединяться на ответвлениях.

* Под опорной подстанцией понимается подстанция, к шинам которой присоединяются три или более питающие цепи ВЛ 110-220 кВ.

2.6.    К двухцепной ВЛ с двусторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями допускается присоединение до пяти подстанций, включая подстанции, нс питающие НПС или КС. При этом рекомендуется выдерживать такую последовательность присоединения подстанций при НПС и КС к питающим линиям электропередачи: ответвление от двух цепей - заход одной цепи - ответвление от двух цепей — заход другой цепи - ответвление от двух цепей. При этом подстанции при НПС и КС должны подключаться только одноцепными заходами.

2.7.    Для подстанций при НПС и КС, питаемых по двухцепным тупиковым ВЛ или присоединяемых к тупиковым двухцепным или одноцепным линиям, принимается схема двух блоков линия - трансформатор с отделителями и неавтоматической перемычкой (см. также п. 2.16).

2.8.    Для промежуточных подстанций при НПС и КС, присоединяемых заходами одноцепной ВЛ или одной цепи двухцепной ВЛ, принимается схема мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов (см. также п. 2.16).

2.9.    Единичная мощность трансформаторов 35-110 — 220/6(10) кВ выбирается с учетом обеспечения полной производительности НПС и КС и нормальных оперативных переключений технологических агрегатов (пуск резервного, а затем остановка рабочего) в режиме длительного отключения одного трансформатора.

2.10.    Технологические РУ 6 (10) кВ подстанций при НПС и КС рекомендуется выполнять с одной системой шин, секционированной выключателем.

2.11.    В проектах предусматривается обслуживание персоналом энергосистем Минэнерго СССР:

а)    линий электропередачи, к которым присоединяются подстанции при НПС и КС;

б)    подстанций при НПС и КС, за исключением технологических (в том числе совмещенных) РУ 6 (10) кВ и токопроводов 6 (10) кВ к этим РУ;

в)    линий электропередачи, идущих от подстанций к сторонним потребителям (не НПС и КС).

2.12.    В проектах предусматривается обслуживание персоналом Миннефтепрома и Мингазпрома:

а)    технологических (в том числе совмещенных) РУ 6 (10) кВ;

б)    токопроводов 6 (10) кВ, идущих к технологическим РУ 6 (10) кВ.

2.13.    Граница раздела обслуживания предусматривается на контактах токопровода 6 (10) кВ со стороны трансформатора⁴.

2.14.    В составе технологических РУ 6 (10) кВ проектируется установка ячеек вводов с трансформаторами напряжения и тока для защиты трансформаторов.

Выгораживание этих ячеек не требуется.

2.15.    Подстанции при НПС и КС, включая и телеуправляемые, оборудуются противоаварийной и режимной автоматикой в соответствии с действующими нормативами или конкретными проектами. Объем автоматики на присоединениях, питающих потребителей НПС и КС, устанавливается соответственно Миннефтепромом и Мин-газпромом, причем для релейной защиты и автоматики, имеющих системное значение, — по согласованию с организациями Минэнерго СССР.

Устройства релейной защиты должны отключать токи подпитки от электродвигателей высокого напряжения при КЗ в сетях каждого класса напряжения.

2.16.    При размещении объектов внешнего электроснабжения НПС и КС в районах с минимальной температурой воздуха минус 45°С и ниже:

а)    применяется электрооборудование холодостойкого исполнения и арктические изоляционные масла или предусматривается установка электрооборудования внутри помещений;

б)    па подстанциях 220 и ПО кВ при головных НПС и КС, а также электроириводиых КС нс применяются воздушные выключатели, отделители и корог козамыкатсли. На указанных подстанциях вне помещений используются только масляные выключатели.

2.17.    При установке на НПС или КС синхронных электродвигателей предусматривается автоматическое регулирование возбуждения, в том числе в режиме с перевозбуждением при необходимости выдачи в сеть реактивной мощности в зависимости от загрузки электродвигателей.

2.18.    Между диснегчсрским пунктом предприятия электрических сетей (ДПЭ) или энергосистемы (ЦДП) (в соответствии со структурой диспетчерского управления энергосистемами Минэнерго СССР) и соответствующим диспетчерским пунктом нефтепровода (ДП РНУ) или газопровода (РДП ЛГ1У МГ) организуется, как правило, один прямой телефонный канал диспетчерской связи.

Между подстанцией при НПС или КС и соответствующими диспетчерскими пунктами энергосистемы предусматривается диспетчерская связь, как правило, но ВЧ каналам на ВЛ в соответствии с действующими нормами.

Минэнерго СССР, Миннефтспрому и Мингазпрому следует рассматривать возможность совместного использования технологических линий связи нефтепроводов и газопроводов с долевым участием Мин-энерю СССР в их строительстве по отдельным соглашениям.

2.19.    Настоящие рекомендации не исключают возможности применения других схем внешнего электроснабжения, схем электрических соединений технолог ических подстанций и зон их обслуживания. Однако отступления о г требований настоящего параграфа должны быть согласованы Миннефтепромом, Мингазпромом и Минэнерго СССР.

2.6. О внесении изменений в «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей» (изд. 13-е. М.: Энергия, 1977) [Р № Э-1/79,

Р № Э-4/81]

1.    Параграф 35.28 изложить в новой редакции:

«35.28. Капитальные ремонты трансформаторов (реакторов) должны производиться:

а)    трансформаторов мощностью 125 МВ А и более напряжением 110 кВ, трансформаторов напряжением 220 кВ и выше независимо от мощности и основных трансформаторов собственных нужд электростанций и реакторов — первый раз не позже чем через 12 лет после включения в эксплуатацию с учетом результатов профилактических испытаний, а в дальнейшем — по мерс необходимости в зависимости от результатов измерений и состояния трансформаторов (реакторов).

При нескольких трансформаторах, идентичных по конструкции, мощности, напряжению, необходимость их капитального ремонта определяется по результатам ремонта первых образцов (не менее двух) и в зависимости от результатов измерений и состояния каждого трансформатора (реактора);

б)    остальных трансформаторов - по результатам их испытаний

И СОСТОЯНИЮ'».

2.    Второй абзац § 36.12 изложить в новой редакции:

«Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены

в красный цвет, а -заземляющие ножи — в черный или чередующимися вдоль ножа красными и белыми полосами. Цвет окраски заземляющих ножей электроустановок, находящихся в эксплуатации, устанавливается руководством энергопредприятия, но в пределах распределительного устройства одного класса напряжения этот цвет должен быть одинаковым».

2.7. О внесении изменений в «Инструкцию по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределительных устройствах высокого напряжения» [Р № Э-4/80]

Внести следующие изменения в «Инструкцию по эксплуатации оперативных блокировок безопасности в распределительных устройствах высокого напряжения» (М.: СПО Союзтехэнерго, 1979).

Первые два абзаца п. 3.4. «Лица, ответственные за эксплуатацию блокировок» изложить в новой редакции:

«3.4. Ответственными за исправное состояние и правильную работу электромагнитных блокировок, установленных в распределительных устройствах подстанций (электрических станций), являются:

персонал МС РЗАИ ПЭС (электролабораторни электростанций), обслуживающий электрические цепи блокировок и выпрямительных установок для питания указанных цепей и устраняющий неисправности в указанных цепях и установках;

персонал службы подстанций ПЭС (участка ремонта электроцеха электростанций), обслуживающий блок-замки и ключи к ним, розетки,

узлы механических соединений блок-замков с приводами разъединителей, устраняющий повреждения этих аппаратов и узлов, апробирующий правильность действия блокировок и пломбирующий блок-замки;

оперативный персонал, а также начальник подстанции (начальник электроцеха электростанции), осуществляющий контроль за состоянием блокировок, своевременным устранением их дефектов и целостностью пломб на блок-замках.

Ответственным за исправное состояние механических блокировок, установленных в распределительных устройствах подстанций (электрических станций), является начальник подстанции (начальник электроцеха электростанции). Состояние блокировок проверяет персонал службы подстанций ПЭС (участка ремонта электроцеха электростанции)».

2.8.    Об использовании руководящих документов по защите электроустановок от перенапряжений

[Р № Э-12/78]

С 1 мая 1978 г. введен в действие разд. IV «Распределительные устройства и подстанции» «Правил устройства электроустановок» (изд. 5-е. М.: Атомиздат, 1978). В гл. IV-2 этого раздела содержатся, в частности, новые требования к защите электроустановок от перенапряжений.

В связи с этим при решении вопросов защиты электроустановок напряжением выше 1 ООО В от перенапряжений руководствоваться указаниями гл. IV-2 ПУЭ, а также «Руководящими указаниями по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии и г розовых волн, набегающих с линий электропередачи» (М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975) и «Рекомендациями по применению в проектах Руководящих указаний по защите электростанций и подстанций 3-500 кВ ог прямых ударов молнии и грозовых волн, набегающих с линий электропередачи» («Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства», институт Сельэнергопроект, 1976) в той части, в которой они нс противоречат гл. IV-2 ПУЭ.

Перечисленные выше документы будут приведены во взаимное соответствие при их очередном пересмотре.

2.9.    О схемах внешнего электроснабжения тяговых

подстанций

В целях обеспечения надежности электроснабжения электрифицируемых железных дорог и других потребителей электроэнергии, питающихся от тяговых подстанций, при разработке схем внешнего электроснабжения на напряжении 110 — 220 кВ и схем электрических соединений тяговых подстанций следует руководствоваться следующим:

1.    Тяговые подстанции должны обеспечиваться двусторонним питанием.

2.    По двухцепной тупиковой ВЛ допускается питание одной тяговой подстанции.

3. При питании подстанций (включая подстанции, не питающие тяговую нагрузку) но одноцепной ВЛ с двусторонним питанием число промежуточных подстанций, включаемых в рассечку ВЛ по схеме рис. 2.1, между опорными подстанциями*, как правило, должно быть не более трех.

Присоединение тяговых подстанций к одноцепной ВЛ на ответвлениях не допускается.

Рис. 2.1. Схема рассечки ВЛ

4. От двухцепной ВЛ (при подвеске обеих цепей на общих опорах) с двусторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями допускается питание не более указанного ниже количества промежуточных подстанций (включая подстанции, не питающие тяговую нагрузку), присоединяемых по схеме рис. 2.2:

а)    для ВЛ 220 кВ — не более пяти при электрификации тяги на постоянном и переменном токе;

б)    для ВЛ ПО кВ - не более пяти при электрификации тяги на постоянном и трех — на переменном токе.

1=П=1 1—1 1—'—	пгтН
t mi t=H4FH	If If 1 47=4=4

1-,—,		1—I
f—1	-11—h-г r-1 |—r	1—1 —f
н 1 .	hr ir IN	T—1 . 1
1	п гтп г
1	П1 FIT II	1

Рис. 2.3. Схемы подключения промежуточных подстанций

Рис. 2.2. Схемы присоединения к двухцепным ВЛ с двусторонним питанием

5.    От двух одноцеппых ВЛ с двусторонним питанием на участке между двумя опорными подстанциями допускается питание указанного ниже количества промежуточных подстанций (включая подстанции, нс питающие тяговую нагрузку), присоединяемых по схеме рис. 2.3:

а)    для ВЛ 220 кВ — не более пяти при электрификации тяги на постоянном и переменном токе;

б)    для ВЛ 110 кВ - не более пяти при электрификации тяги на постоянном и трех — на переменном токе.

6.    В особогололедных районах ВЛ выполняются на одноцепных опорах независимо от принимаемых схем питания тяговых подстанций.

* См. сноску на с. 12.

7.    Для тяговых подстанций, питаемых по двухцепным тупиковым ВЛ, и промежуточных тяговых подстанций, присоединяемых ответвлениями к двум одноцепным ВЛ, схемы электрических соединений принимаются по рис. 2.4.

Рис. 2.5. Схема включения промежуточной тяговой подстанции в рассечку одно- и двухцепных ВЛ *

8.    Для промежуточных тяговых подстанций, включаемых в рассечку одно- и двухцепных ВЛ, схемы электрических соединений принимаются по рис. 2.5.

Рис. 2.4. Принципиальная схема электрических сосдипений

9.    Схемы электрических соединений опорных подстанций при количестве ВЛ, присоединяемых к ОРУ 110-220 кВ, более пяти принимаются по рис. 2.6,а.

10.    Схемы электрических соединений опорных подстанций при количестве ВЛ, присоединяемых к ОРУ 110 — 220 кВ, пять и меньше принимаются по рис. 2.6,6. При этом в цепях понижающих трансформаторов вместо выключателей устанавливаются отделители.

Совмещение секционного и обходного выключателей нс допускается.

11.    Распределительные устройства 6, 10 и 35 кВ тяговых подстанций выполняются с одной системой шин, секционированной выключателем.

12.    Тяговые подстанции, в том числе и телеуправляемые, оборудуются противоаварийной и режимной автоматикой на всех напряжениях. Объем автоматики на присоединениях, питающих железнодорожных потребителей, устанавливается МПС.

I    ¹—t—

{ 6) 10-,27,5KB jf

S)

Рис. 2.6. Схема электрических соединений опорных подстанции при

присоединении к ОРУ: а — более пяти ВЛ; б —пяти ВЛ и менее

При наличии устройств плавки гололеда на ВЛ 110 — 220 кВ в объем телемеханизации тяговых подстанций обязательно должно входить телеуправление этими устройствами.

13. До освоения электропромышленностью выпуска надежно работающих отделителей с приводом двустороннего действия допускается применение линейных разъединителей с электродвигательными приводами. Линейные отделители при этом не устанавливаются.

ББК 31.27 С 23

УДК 621.311.004(083.74)(06)

Сборник директивных материалов Главтехуирав-С23 ления Минэнерго СССР (электротехническая часть)/ Минэнерго СССР. — 3-е изд., иерераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985.— 304 с., ил.

В мер.: I р. 30 к. 73000 экз.

Включены лсйствующнс директивные (обязательные) маюриалы: решения. про1ивоаварийныс и эксплуатанионные циркуляры Главтсх-управления Минэнерго СССР. Второе издание Сборника под названием «Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем» вышло в 1981 г. Третье издание переработано и дополнено решениями и циркулярами, выпушенными до 31 декабря 1982 г.

Для инженерно-1схнических работников и рабочею персонала, занимающихся проектированием, монтажом, наладкой, эксплуатацией и ремойюм энергетического оборудования.

- 2302040000-235 „_С1||1вв.    ББК    31.27

С--КБ-3-9-1984    ..

051(01)-85    6П2.П

<0 Энергоиздат, 1981 €> Энергоатомиздат. 1985

14. Типовые проекты тяговых подстанций подлежат согласованию на стадии проектного задания с Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Министерства энергетики и электрификации СССР и утверждению Министерством путей сообщения.

При этом не исключается возможность применения других схем внешнего электроснабжения и схем электрических соединений тяговых подстанций, однако отказ от типовых решений должен быть в каждом отдельном случае обоснован и согласован с Главным техническим управлением по эксплуатации энергосистем Министерства энергетики и электрификации СССР и Главным управлением электрификации и энергетического хозяйства Министерства путей сообщения.

РАЗДЕЛ 3

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ (НАДЕЖНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ)

3.1. О мерах по предотвращению и ликвидации системных аварий, которые могут

возникнуть вследствие нарушения устойчивости

Для предупреждения и быстрейшей ликвидации системных аварий, которые могут возникнуть в результате нарушения устойчивости, необходимо руководствоваться следующим:

1.    В энергосистемах и энергообъединениях на основе анализа схем и режимов, а также опыта эксплуатации выявлять те части (узлы, линии электропередачи), в которых возможны и наиболее вероятны нарушения устойчивости.

Для таких частей энергосистем путем периодического проведения расчетов на вычислительных машинах и моделях переменного тока, а также экспериментов должна контролироваться достаточность запаса статической устойчивости в нормальных и ремонтных схемах и режимах работы.

По мере расширения возможностей выполнения расчетов и оснащения энергосистем и энергообъединений соответствующей моделирующей и вычислительной техникой следует переходить к систематическому проведению необходимых расчетов устойчивости в оперативном порядке.

2.    Запас статической устойчивости энергосистемы в целом в нормальном режиме должен быть не менее 10%. Запас устойчивости оценивается соотношением показателей проверяемого (исходного) режима и режима, предельного по устойчивости.

Коэффициент запаса устойчивости, %» узлов нагрузки определяется по формуле

и_н

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящий Сборник — третье, переработанное и дополненное издание «Сборника директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электротехническая часть)». Первое издание вышло в 1971, второе - в 1981 г. Сборник дополнен решениями и циркулярами Главтехуправления, выпушенными с 1 января 1978 г. по 31 декабря 1982 г. включительно с учетом их актуальности, опыта применения, использования в «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ), типовых инструкциях и других директивных документах.

В Сборник не включены: решения об изменениях «Правил устройства электроустановок», решения и циркуляры, посвященные вопросам, не имеющим общего значения, и не опубликованные в печати; решения, носящие информационный характер; решения и циркуляры, положения которых либо реализованы, либо полностью или частично учтены в ПУЭ, ПТЭ, типовых инструкциях и других документах, изданных после выхода решений и циркуляров; совместные решения Главтехуправления Минэнерго СССР и других ведомств по частным вопросам или уже реализованные; ряд действующих решений и циркуляров ввиду их значительного объема или предстоящего включения их содержания в пересматриваемые инструкции, руководящие указания и другие документы.

Перечень действующих, но не включенных в книгу решений и циркуляров, приведен в конце Сборника.

В целях сокращения объема настоящего Сборника перечни решений и циркуляров, входивших в «Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электротехническая часть)» издания 1981 г. с указанием их состояния на 1 января 1983 г., а также решений и циркуляров, изданных с I января 1978 г. по 31 декабря 1982 г., не приводятся.

В данном Сборнике не указаны сроки выполнения предписываемых мероприятий. Если требуется установить эти сроки, необходимо обратиться к первоисточникам (соответствующим решениям или циркулярам). Номера решений, противоаварийных и эксплуатационных циркуляров приведены в скобках после названия соответствующего параграфа.

В Сборнике приняты следующие обозначения директивных материалов: Р - решение, ПЦ — противоаварийный циркуляр, ЭЦ — эксплуатационный циркуляр, Э - электротехническая тематика, число перед знаком деления - помер директивного материала, число после

знака деления - две последние цифры года издания. Например, Р № 3-1 /78 означает решение № 1 по электротехнической тематике, изданное в 1978 г.

С 1 января 1982 г. обозначение противоаварийных и эксплуатационных циркуляров изменено. Пример обозначения циркуляров: № Ц-01-82(Э) — противоаварийный (эксплуатационный) циркуляр № 1 издания 1982 г. но электротехнической тематике.

Срок введения в действие настоящего Сборника 1 января 1983 г.

С введением в действие настоящего Сборника утрачивают силу «Сборники директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электротехническая часть)», изданные в 1978 и 1981 гг., а также решения и циркуляры, выпущенные до 1 января 1983 г., действие которых не₄ подтверждено настоящим Сборником.

Пожелания и замечания просим направлять в Главтехуправление Министерства энергетики и электрификации СССР по адресу: 103074, Москва, Китайский ир., д. 7.

Главтехуправление рассылкой Сборника не занимается.

О ПРИМЕНЕНИИ СБОРНИКА

Настоящий Сборник содержит действующие руководящие (обязательные) материалы Главтехуправления Минэнерго СССР по электротехнической части.

Требования Сборника обязательны для персонала всех организаций и предприятий Минэнерго СССР, выполняющих работы непосредственно на электростанциях и в электрических сетях, а также работы, относящиеся к этим объектам.

Главтехуправление предлагает организациям и предприятиям:

1)    обеспечить наличие настоящего Сборника;

2)    обязать всех инженерно-технических работников и квалифицированный рабочий персонал проработать материал настоящего Сборника в объеме, соответствующем квалификации и занимаемой должности ;

3)    проверить соблюдение правил и выполнение мероприятий, изложенных в Сборнике, и при необходимости составить план и график их осуществления;

4)    внести в действующие местные инструкции и положения необходимые изменения в соответствии с указаниями настоящего Сборника;

5)    сообщать замечания и предложения по содержанию Сборника в Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем Министерства энергетики и электрификации СССР (103074, Москва, Китайский пр., д. 7).

Ь

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ

2.1. О разграничении области применения правил и указаний Министерства путей сообщения и «Правил устройства электроустановок» [Р № Э-5/80/НТС-7]

В связи со спецификой работы электроустановок Министерства путей сообщения, а также с целью разграничения области применения правил и указаний Министерства путей сообщения (МПС) для находящихся в его ведении электроустановок и сооружений и «Правил устройства электроустановок» Научно-технический совет МПС и Главное техническое управление по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР предлагают:

1. По правилам и указаниям МПС выполнять:

1.1.    Устройства тяювых подстанций, от которых получает питание электрическая тяга, начиная от понижающих трансформаторов (для подстанций постоянного тока - от тяговых трансформаторов) и до питающих и отсасывающих линий включительно; отдельно стоящие распределительные пункты 27,5 кВ.

1.2.    Устройства основного и резервного электроснабжения сигнализации, централизации и блокировки (СЦБ), включая ВЛ и пункты питания.

1.3.    Контактную сеть постоянного и переменного тока и подключенные к ней устройства.

1.4.    Смонтированные на опорах контактной сети линии электропередачи напряжением 6-35 кВ и воздушные линии напряжением до 1 кВ, присоединенные к ним КТГ1, а также участки этих линий, смонтированные на самостоятельных опорах.

1.5.    Силовые и сигнальные линии устройств СЦБ.

1.6.    Устройства электроснабжения путевых механизмов и инструмента, инженерных сооружений (мостов, туннелей), электрического отопления вагонов, освещения станций и переездов, а также устройств, связанных с обеспечением безопасности движения поездов.

1.7.    Устройства телеуправления и дистанционного управления обьсктами электрификации, энергетики и СЦБ.

1.8.    Систему заземления указанных выше устройств электроснабжения железнодорожных потребителей.

1.9. Специальные передвижные электроустановки на железнодорожном ходу для резервирования электроснабжения электротяги и железнодорожных потребителей.

2.    По «Правилам устройства электроустановок» выполнять:

2.1.    Устройства тяговых подстанций, за исключением перечисленных в п. 1.

2.2.    Воздушные и кабельные линии, питающие тяговые подстанции.

2.3.    Воздушные и кабельные силовые линии, питающиеся от тяговых подстанций, за исключением перечисленных в пп. 1.З.—1.6.

2.4.    Устройства телемеханики и диспетчерской связи, относящиеся к энергосистеме.

3.    Объемы и способы передачи информации с тяговых подстанций электрифицированных железных дорог на диспетчерские пункты энергосистем определяются Решением № 8-8/11 от 31 мая 1979 г., утвержденным Главным управлением электрификации и энергетического хозяйства МПС, Главтехуправленисм и Главниипроектом Минэнерго СССР.

4.    Настоящее Решение введено в действие с 1 сентября 1980 г.

С введением в действие настоящего Решения утратило силу

Решение Научно-технического совета МПС и Технического управления по эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР № Э-6/65/НТС-33 от 14 апреля 1965 г. «О разграничении области применения правил Министерства путей сообщения СССР и Правил устройства электроустановок» (М.: БТИ ОРГРЭС, 1965) и § 2.1 «Сборника директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электротехническая часть)» (М.: Энергоиздат, 1981).

2.2. О порядке выполнения «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях»

[Р № Э-3/81]

Государственный комитет цен СССР Постановлением от 26 февраля 1980 г. № 155-а утвердил прейскурант № 09-01 «Тарифы на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую энергосистемами и электростанциями Министерства энергетики и электрификации СССР».

Прейскурантом предусмотрена новая система определения скидок и надбавок к тарифам на электроэнергию за компенсацию реактивной мощности в электроустановках потребителей.

Новая система скидок и надбавок направлена на дальнейшее стимулирование компенсации реактивной мощности потребителями электроэнергии до экономически обоснованных значений в целях снижения расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях. Экономически обоснованные значения реактивной мощности, потребляемой каждым потребителем в режимах максимальной и минимальной активных нагрузок энергосистемы, должны устанавливаться энергоснабжающей организацией на основании соответствующего оптимизационного расчета.

В целях наиболее эффективного снижения расхода электроэнергии на ее транспорт в электрических сетях с помощью компенсирующих устройств и в связи с вводом в действие «Инструкции по системному расчету компенсации реактивной мощности в электрических сетях» Главтсхуправлснис и Глав! осэнерг онадзор решают установить следующий порядок:

1.    Предприятиям «Энергонадзор» производить расчеты оптимальных значений реактивной мощности, передаваемой в сети потребителей, в соответствии с разя. 4 указанной Инструкции; результаты расчетов использовать при заключении договоров с потребителями электроэнергии.

2.    Обязанности головной организации по разработке методик и iipoi рамм расчета оптимальных значений реактивной мощности, передаваемой в сети потребителя, возложить на ВНИИЭ.

3.    Вменить в обязанности ВНИИЭ рассмотрение и согласование технических заданий на разработку программ аналогичных расчетов, выполняемую различными организациями по хозяйственным доюво-рам с энергосистемами.

2.3. Об уточнении отдельных пунктов приложения № 5 к постановлению Государственного комитета Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы и Секретариата ВЦСПС № 237/7 от 22 февраля

1960 г.

При определении объема работ предприятий электрических сетей в условных единицах предла! астся руководствоваться следующими указаниями Государственного комитета Совета Министров СССР по вопросам труда и заработной платы, изложенными в письме Министерству энерг етики и электрификации СССР № 1-224 от 26 мая 1967 г.

1.    В случаях, когда на опорах линий электропередачи напряжением 0,4-20 кВ подвешены две самостоятельные цепи, объем работ по их обслуживанию определяется в соответствии с пп. 12, 13, 16, 17 таблицы условных единиц, приведенной в указанном постановлении.

Совместной следует считать такую подвеску, когда на опорах линий электропередачи напряжением 0,4 — 20 кВ закреплено более четырех проводов.

При наличии на опорах линий электропередачи более двух самостоятельных цепей каждая дополнительная цепь учитывается в объеме 0,7 условной единицы (п. 19).

При подвеске цепей, принадлежащих различным предприятиям (организациям), объем работ по их обслуживанию определяется для каждого предприятия (организации) отдельно.

2.    Объем работ по обслуживанию разъединителей, установленных на ответвлениях от линий электропередачи напряжением 6-20 кВ, отдельно не учитывается.

3.    Объем работ по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию трансформаторной подстанции, включая все линии и сборки напряжением до 1000 В, с одним трансформатором мощностью 100 кВ А и вы-

ше составляет 2,5 условной единицы (п. 41), с двумя трансформаторами - 3,5 условной единицы (п. 42).

При наличии на стороне высшего напряжения понижающей трансформаторной подстанции (трансформаторного пункта) напряжением 3 — 20 кВ более двух кабелей (линий) объем работ по обслуживанию каждого дополнительного кабеля (линии) учитывается следующим количеством условных единиц на одно присоединение на напряжение 3-20 кВ:

с выключателем нагрузки - 1;

с масляным выключателем - 2,2;

с разъединителем — 0,5;

без коммутационной аппаратуры — 0,09.

Все кабели (линии) высокого напряжения распределительного пункта (подстанции) на напряжение 3-20 кВ учитываются в указанных выше объемах.

4.    На подстанциях напряжением 35 кВ и выше трансформаторы собственных нужд с коммутационной аппаратурой, присоединенной к сборным шинам, по объему ремонтно-эксплуатационного обслуживания учитываются как присоединения соответствующего напряжения.

5.    Разрядники, трансформаторы напряжения и их присоединения, сборные шины, аккумуляторные батареи, распределительные сборки до 1000 В, молниеотводы, кабельные линии, проложенные на территории подстанции, и т. п. являются неотъемлемой частью подстанции и отдельно не учитываются.

6.    Объем работ по обслуживанию распределительных пунктов (подстанций) напряжением до 1000 В, являющихся источником энергоснабжения промышленных сельскохозяйственных и коммунальнобытовых потребителей, учитывается по 0,5 условной единицы за каждое присоединение при условии, что питание пункта (подстанции) осуществляется непосредственно от силового трансформатора напряжением 35 кВ и выше. Объем работ по обслуживанию распределительных сборок до 1000 В в коммунальных и сельских сетях учитывается по 0,05 условной единицы за каждый ввод сборки.

7.    Объем работ по обслуживанию вводных линейных устройств (перекидки от столба воздушной линии 0,4 кВ до изоляторов, установленных на наружной стене здания или специальной стойке) учтен в объеме работ по обслуживанию магистральных линий и отдельно не учитывается.

2.4. Об изменении «Норм испытания электрооборудования» (изд. 5-е. М.: Атомиздат, 1978)

[Р № Э-4/82]

Учитывая опыт эксплуатации устройств регулирования под нагрузкой (РПН) трансформаторов отечественного производства и производства НРБ и ГДР, а также требования директивных и информационных документов, предлагается:

1. Качество масла в баках контакторов устройств РПН контролировать по пробивному напряжению и влагосодержанию.

1

Подстанцией при НПС или КС называется подстанция, питающая НГ1С или КС на низшем напряжении 6 (10) кВ.

2

Технологическим РУ 6 (10) кВ называется РУ с выключателями, с помощью которых управляют электродвш а гелями 6 (10) кВ технологических агрегатов НПС и КС, и с ячейками вводов от трансформаторов. При наличии ячеек районных потребителей это РУ называется совмещенным.

3

Документация на указанные линии и подстанции для КС может выполняться институтами Минэнерго СССР по заказу организаций Мингазпрома.

4

При отсутствии протяженных токопроводов граница раздела предусматривается на вводах в технологические РУ 6 (10) кВ.