Правила технічна експлуатація електричних станцій І мереж

Вид материала

Документы

Содержание 12.11  Заземляющие устройства 12.12 Защита от перенапряжений

Подобный материал:

• П О С Т А Н О В А від 4 березня 1997 р. N 209 Київ, 306.28kb.
• Програма вступних фахових випробувань з електротехніки за спеціальністю 05070101 «Монтаж, 143.78kb.
• Реферат По предмету технічна експлуатація інформаційних мереж, 175.21kb.
• Щодо роз’яснень стосовно чинності настанови з прийняття в експлуатацію об’єктів електричних, 12.72kb.
• Україна срібнянська районна державна адміністрація чернігівської області, 25.64kb.
• Конкурс студентських наукових робіт «Технічна діагностика комп’ютерних систем І мереж», 60.29kb.
• Якубенко Василь Миколайович. Результати навчання: Урезультаті вивчення модуля студенти, 19.01kb.
• 1. Назва модуля, 43.69kb.
• Інститут енергетики та систем керування напрям: Електромеханіка, 111.49kb.
• Призначена для добування та транспортування споживачам питної води, 71.94kb.

12.10 Система аварийного электроснабжения АЭС

12.10.1 Система аварийного электроснабжения (САЭ) должна обеспечивать электроснабжение потребителей систем безопасности АЭС во всех режимах работы, в том числе при потере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы. САЭ имеет в своем составе автономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства. Необходимость САЭ в системе собственных нужд определяется только безопасностью АЭС.

12.10.2 Система аварийного электроснабжения АЭС должна эксплуатироваться в соответствии с требованиями:

• ПНАЭГ-9-026 “Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций”;
  
• ПНАЭГ-9-027 “Правила проектирования систем аварийного электроснабжения атомных станций”;
  
• “Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АС”;
  
• типовых инструкций по испытаниям и опробованиям дизель-генераторов, а также других НД, действующих в атомной энергетике.
  

12.10.3 Для выполнения своих функций в соответствии с различными исходными событиями САЭ должна включать в свой состав автономные источники электроэнергии в виде дизель-генераторных электростанций и аккумуляторных батарей. Разрешается применение и других автономных источников питания при надлежащем технико-экономическом обосновании.

12.10.4 Структура и компоновка САЭ определяется технологической частью систем безопасности АЭС, схемой питания управляющей системы безопасности (УСБ), а также необходимостью и обоснованной достаточностью физического разделения каналов.

12.10.5 Система аварийного электроснабжения и входящие в нее технические средства должны выполнять заданные функции в условиях воздействия природных явлений, свойственных району размещения объекта (землетрясения, ураганы и т.п.), в условиях возникновения отказов по общим причинам (пожары и т.п.), а также при тепловых, механических и химических воздействиях, возникающих в результате аварий на АЭС.

12.10.6 Испытания САЭ должны быть завершены до начала обкатки реакторной установки.

12.10.7 Система аварийного электроснабжения АЭС должна быть принята в эксплуатацию до физического пуска энергоблока.

12.10.8 Приемка в эксплуатацию САЭ осуществляется после успешного проведения комплексных опробований и испытаний, включающих проверку подсистем (элементов) САЭ: агрегатов бесперебойного питания, аккумуляторных батарей, дизель-генераторов, автоматики и ступенчатого пуска механизмов при обесточении собственных нужд АЭС, обратимых двигателей-генераторов.

12.10.9 До начала комплексного опробования должны быть проведены наладка всего электрооборудования и все индивидуальные опробования и испытания САЭ. Ответственность за проведение индивидуальных испытаний оборудования возлагается на монтажную организацию, выполнявшую данную работу.

12.10.10 Основанием для начала работ по комплексному опробованию САЭ должен служить приказ по АЭС о готовности энергоблока к проведению работ. Приказ издается на основании актов о приемке дирекцией АЭС монтажных работ по САЭ.

12.10.11 Наладка каждого комплекта электротехнического оборудования в САЭ должна заканчиваться проведением комплексных испытаний в соответствии с программами, разработанными администрацией АЭС. Программы утверждаются эксплуатирующей организацией и согласовываются органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности.

12.10.12 Опробования и комплексные испытания должны проводиться при условии полной готовности САЭ и всех потребителей. Они должны производиться по графику, утвержденному техническим руководителем (главным инженером) АЭС. Объем и периодичность опробований и испытаний должны соответствовать требованиям заводской документации, регламента безопасной эксплуатации энергоблока и других НД.

При проведении опробований и испытаний должны обеспечиваться эксплуатационные условия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АЭС.

12.10.13 Опробования и испытания подсистем САЭ проводятся по рабочим программам, разработанным на основании типовых программ, и согласованным с органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности. В программах проверки подсистем САЭ должны четко указываться критерии приемки и действия, которые должны быть предприняты в случае несоблюдения указанных критериев и других отступлений:

• необходимые меры со стороны эксплуатационного персонала;
  
• уведомление соответствующих лиц, ответственных за эксплуатацию САЭ;
  
• ремонтные работы;
  
• консультации с разработчиками и проектантами.
  

12.10.14 При положительных результатах комплексных опробований и испытаний составляется акт приемки САЭ в эксплуатацию для предъявления его Государственной приёмочной комиссии.

12.10.15 На этапе освоения мощности энергоблока (энергоблоков) АЭС в части САЭ должны обязательно проводиться комплексные испытания системы в целом в режимах:

• полного обесточивания энергоблока;
  
• разгрузки энергоблока до нагрузки собственных нужд;
  
• отключения турбогенератора от сети.
  

Испытания проводятся на уровнях мощности (ступенях), включая номинальную, предусмотренных программою освоения энергоблока. Результаты испытаний оформляются протоколами и актами.

12.10.16 Эксплуатация САЭ представляет собой комплекс технических и организационных мероприятий по поддержанию системы в режиме постоянной готовности к принятию нагрузки, который включает:

• регулярные осмотры дежурным персоналом находящегося в работе оборудования, контроль за его состоянием с помощью штатных средств диагностики и измерений;
  
• периодические освидетельствования с использованием специальных систем диагностики, предусмотренных проектом, работниками технических служб;
  
• регулярные опробования работы оборудования САЭ в режимах, максимально имитирующих аварийные или близкие к ним ситуации, если условия безопасности ограничивают возможности проведения прямых и полных проверок;
  
• восстановительные и другие регламентные работы во время ремонтов и плановых остановов энергоблоков.
  

12.10.17 Состояние САЭ во всех эксплуатационных и аварийных режимах энергоблока, на всех местах управления и контроля должно контролироваться и отображаться в полном объеме в соответствии с проектом.

12.10.18 Дизель-генераторы резервной дизельэлектростанции (РДЭС) в режиме “ожидание” должны находиться в постоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ и по месту, автоматическому принятию нагрузки. РДЭС должна работать без постоянного присутствия оперативного персонала

12.10.19 Оборудование, системы и устройства, так же как и здания РДЭС, должны быть рассчитаны на все возможные воздействия, возникающие в результате проектных аварий, на местные природные явления, свойственные данному району, а также на внешнюю ударную волну с избыточным давлением в соответствии с требованиями действующих НД.

12.10.20 В инструкции по эксплуатации РДЭС должны быть предусмотрены требования по методике и периодичности проверок работоспособности дизель-генераторов (включение, нагружение, отключение) на работающем и отключенном энергоблоке.

12.10.21 Аккумуляторные батареи должны быть полностью заряжены, готовы к работе и находиться в режиме подзаряда от выпрямительных устройств.

12.10.22 В САЭ должны использоваться огнестойкие кабели и кабели не распространяющие горение. Для всех кабельных трасс и кабельных помещений должны быть предусмотрены необходимые противопожарные защитные меры (огнестойкие заделки, блокировка вентиляции и т.д.).

12.10.23 Кабели каждого канала системы безопасности должны быть территориально разделены от других каналов с тем, чтобы отказы по общей причине (пожары и т.п.) в одном канале не распространялись на другие. Для этой цели должны предусматриваться изолирующие огнестойкие перегородки на всех кабельных трассах, которые территориально связывают каналы системы безопасности между собой.

12.10.24 Подключение непроектных потребителей к секциям и сборкам САЭ независимо от режима работы энергоблока и состояния САЭ, даже временно, запрещается. При проведении ремонтных работ во время ППР допускается временная запитка оборудования САЭ от постороннего источника.

12.10.25 Ежегодно в период останова энергоблока на плановый ремонт или перегрузку топлива САЭ должна подвергаться комплексным испытаниям с запуском механизмов по обесточению собственных нужд и от аварийного технологического сигнала.

12.10.26 Техническими и организационными мерами должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование) САЭ. Каждый факт посещения помещения и сооружения САЭ должен обязательно фиксироваться и регистрироваться. В случае аварийной обстановки должна быть предусмотрена возможность немедленного доступа в помещения и сооружения САЭ.

12.10.27 Положение ключей управления, автоматики и блокировок питающих элементов САЭ должны соответствовать нормальному эксплуатационному режиму. Должны быть приняты меры по недопущению несанкционированного изменения положения ключей.

12.10.28 При работе реакторной установки на мощности допускается вывод из работы одного канала САЭ с обязательным выполнением требований технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока и на время, определенное в нём. При этом должна быть обеспечена работоспособность других каналов систем безопасности.

12.10.29 Для всех подсистем САЭ руководством АЭС должны быть разработаны инструкции профилактического техобслуживания, проверок работоспособности и ремонта оборудования в соответствии с требованиями ТУ, проекта и других установленных правил, норм и инструкций.

12.10.30 В инструкциях по ведению проверок САЭ должны быть четко оговорены эксплуатационные условия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АЭС. Для видов проверок САЭ, требующих вывода из эксплуатации каналов системы безопасности, должны быть указаны условия вывода этих систем, а также даны специальные указания по обратному вводу каналов в эксплуатацию.

12.10.31 Для анализа состояния оборудования САЭ на АЭС должны фиксироваться:

• случаи возникновения аварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом из строя и нарушениями в работе САЭ;
  
• случаи отказов при эксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушением требований технологического регламента, инструкций по эксплуатации, условий безопасной эксплуатации АЭС;
  
• ресурс оборудования САЭ.
  

Сведения и результаты анализов должны обобщаться эксплуатирующей организацией, которая несет ответственность за проведение анализа и принятие соответствующих мер.

На каждой АЭС должна быть разработана техническая документация по эксплуатации САЭ на основании требований проектной документации, технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблоков, правил и норм в атомной энергетике.


12.11  Заземляющие устройства

12.11.1  Заземляющие устройства должны удовлетворять требованиям обеспечения электробезопасности людей и защиты электроустановок, а также эксплуатационных режимов работы.

Все металлические части электрооборудования и электроустановок, которые могут оказаться под напряжением вследствие нарушения изоляции, должны быть заземлены или занулены.

После монтажа до засыпки грунтом собственником электроустановки осуществляется проверка заземляющих устройств на соответствие их проекту с составлением акта проверки.

12.11.2 При сдаче в эксплуатацию заземляющих устройств электроустановок монтажной организацией должны быть представлены:

• исполнительные схемы заземляющих устройств;
  
• данные элементов заземляющих устройств;
  
• акты на выполнение скрытых работ;
  

- протоколы приемо-сдаточных испытаний.

12.11.3  Каждый элемент установки, подлежащий заземлению или занулению, должен быть присоединен к заземлителю или защитному зануляющему проводнику посредством отдельного заземляющего или зануляющего проводника. Последовательное соединение заземляющими или зануляющими проводниками нескольких металлических несвязанных элементов установки запрещается.

12.11.4  Присоединение заземляющих проводников к заземлителю и заземляемым конструкциям должно быть выполнено сваркой, а к корпусам аппаратов, машин и опорам ВЛ – сваркой или болтовым соединением.

12.11.5  Заземляющие проводники должны быть предохранены от коррозии. Медные и алюминиевые заземляющие проводники могут быть изолированными и неизолированными. Использование неизолированных алюминиевых проводников для прокладки в земле в качестве заземляющих или нулевых защитных проводников не допускается. Открыто проложенные заземляющие проводники должны иметь черную окраску.

12.11.6  Для контроля заземляющего устройства должны проводиться:

• измерение сопротивления заземляющего устройства однин раз в 12 лет;
  
• выборочная проверка со вскрытием грунта для оценки коррозионного состояния элементов заземлителя, находящихся в земле – не реже одного раза в 12 лет;
  
• проверка наличия и состояния цепей между заземлителем и заземляемыми элементами, соединений естественных заземлителей с заземляющим устройством – не реже одного раза в 12 лет;
  
• измерение напряжения прикосновения в электроустановках, заземляющее устройство которых выполнено по нормам на напряжение прикосновения;
  
• проверка (расчетная) соответствия напряжения на заземляющем устройстве требованиям ПУЭ – после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, но не реже одного раза в 12 лет;
  
• в электроустановках до 1000 В с изолированной нейтралью проверка пробивных предохранителей – не реже одного раза в 6 лет; в электроустановках до 1000 В с глухозаземленной нейтралью измерение полного сопротивления петли “фаза-нуль” или тока однофазного замыкания на корпус или нулевой провод – не реже одного раза в 6 лет.
  

12.11.7 Значение сопротивления заземляющего устройства во время эксплуатации должно поддерживаться на уровне, определенном требованиями ПУЭ.

12.11.8 На каждое заземляющее устройство, находящееся в эксплуатации, должен быть паспорт, содержащий исполнительную схему заземления и данные на элементы заземлителя, удельное сопротивление грунта, результаты проверок, ремонтов и изменений, внесенных в данное устройство.

12.11.9  Измерение сопротивления заземляющих устройств должно производиться:

• после монтажа, переустройства и капитального ремонта этих устройств на электростанциях, подстанциях и линиях электропередачи;
  
• после монтажа, переустройства и капитального ремонта для подстанций воздушных распределительных сетей напряжением 35 кВ и ниже, но не реже одного раза в 12 лет;
  
• на опорах ВЛ с разрядниками, разъединителями, защитными промежутками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов при напряжении выше одного 1 кВ – после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раза в 6 лет;
  
• на тросовых опорах ВЛ 110 кВ и выше при обнаружении на них следов перекрытий или разрушений изоляторов электрической дугой;
  
• выборочно на 2 % опор от общего числа опор с заземлителями в населенной местности, на участках ВЛ с наиболее агрессивными, оползневыми, выдуваемыми или плохопроводящими грунтами - после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раза в 12 лет;
  
• на опорах ВЛ с заземлителями грозозащиты, с повторными заземлениями нулевого провода при напряжении до 1 кВ после монтажа, переустройства, ремонтов, а также в эксплуатации не реже одного раза в 6 лет.
  

12.11.10 Измерения напряжений прикосновения должны производиться после монтажа, переустройства и капитального ремонта заземляющего устройства, выполненного с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, но не реже одного раза в 6 лет.

12.11.11 Проверка коррозионного состояния заземлителей должна проводиться на подстанциях и электростанциях в местах, где заземлители наиболее подвержены коррозии, а также вблизи нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей, заземляющих вводов дугогасящих реакторов, разрядников, ограничителей перенапряжений не реже одного раза в 12 лет.

В случае необходимости, по решению технического руководителя энергопредприятия может быть установлена более частая выборочная проверка коррозионного состояния заземлителей.


12.12 Защита от перенапряжений

12.12.1 На электростанциях, подстанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, должны иметься сведения по защите от перенапряжений каждого РУ и ВЛ:

• очертание защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт, металлических и железобетонных конструкций, возвышающихся сооружений и зданий;
  
• схемы заземляющих устройств РУ с указанием мест подключения защитных аппаратов, заземляющих спусков подстанционного оборудования и порталов с молниеотводами, а также материала, длины и сечения горизонтальных и вертикальных заземлителей;
  
• паспортные защитные характеристики установленных на РУ и ВЛ ограничителей перенапряжений, вентильных и трубчатых разрядников и искровых промежутков, количество и место их размещения согласно проекту и фактическое;
  
• схемы РУ со значениями длин защищенных тросом подходов ВЛ (для ВЛ с тросом по всей длине – длин опасных зон) и соответствующими им расстояниями по ошиновке между защитными аппаратами РУ и защищаемым оборудованием;
  
• значения сопротивлений заземляющих устройств РУ, ТП и опор ВЛ, в том числе тросовых подходов ВЛ;
  
• данные об удельном сопротивлении грунта по трассе ВЛ и территории РУ;
  
• данные о пересечении ВЛ между собой, с линиями связи, радиотрансляции,
  
• автоблокировочными линиями железных дорог;
  
• карты уровней изоляции ВЛ и распределительных устройств в районах с загрязненной атмосферой;
  
• информация о наличие в регионе источников и характер загрязнения атмосферы;
  
• информация о многолетней грозовой активности в регионе размещения электроустановки и ведомости о частях сетей наиболее уязвимых от молний.
  

12.12.2 Перед вводом в эксплуатацию собственником электроустановок должна быть проверена соответственность схем защиты от перенапряжений требованиям ПУЭ и проекта с составлением акта проверки.

12.12.3 Подвеска проводов ВЛ напряжением до 1000 В любого назначения (осветительных, телефонных, высокочастотных и т.п.) на конструкциях ОРУ, отдельно стоящих стержневых молниеотводах, прожекторных мачтах, дымовых трубах и градирнях, а также подводка этих линий к взрывоопасным помещени­ям запрещается.

Указанные линии должны выполняться кабелями с металлической оболочкой или кабелями без оболочки, проложенных в металлических трубах в земле.

Металлические оболочки кабелей и металлические трубы должны быть заземлены.

Подводка линий к взрывоопасным помещениям должна быть выполнена с учетом требований действующей инструкции по устройству грозозащиты зданий и сооружений.

12.12.4 Ежегодно перед началом грозового сезона необходимо проверять состояние защиты от перенапряжений РУ и линий электропередачи и обеспечивать готовность защиты от грозовых и внутренних перенапряжений.

На предприятиях должны регистрироваться случаи грозовых отключений и повреждений ВЛ, оборудования РУ и ТП. На основании полученных данных должна проводиться оценка надежности грозозащиты и разрабатываться, в случае необходимости, мероприятия по по­вышению ее надежности.

12.12.5 Ограничители перенапряжений и вентиль­ные разрядники всех напряжений должны быть постоянно включены.

В ОРУ допускается отключение на зимний период (или отдельные его месяцы) вентильных разрядников, предназначенных только для защиты от грозовых перенапряжений в районах с ураганным ветром, гололедом, резким изменением температуры и интенсивным загрязнением.

12.12.6 Профилактические испытания вентильных и трубчатых разрядников, а также ограничителей перенапряжений должны проводиться в соответствии с РД 34.20.302 “Нормы испытания электрооборудования” с учетом требований заводов-изготовителей.

Измерения токов проводимости ограничителей перенапряжений должны проводиться, как правило, под рабочим напряжением без отключения от сети.

12.12.7 Техническое обслуживание средств грозозащиты и ведение эксплуатационно-ремонтной документации должно быть организовано в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации средств грозозащиты и местных инструкций.

12.12.8 Замена вентильных разрядников ограничителями перенапряжений должна выполняться на основе проектного решения.

12.12.9 В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения.

При этом к отысканию места повреждения персонал должен приступить немедленно и устранить его в кратчайший срок.

В сетях с компенсацией емкостных токов продолжительность замыкания на землю не должна превышать допустимой продолжительности непрерывной работы дугогасящих реакторов.

В сетях генераторного напряжения, а также в сетях, к которым подключены двигатели высокого напряжения, работа с замыканием на землю допускается в соответствии с 12.1.29.

12.12.10 Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами должна применяться при емкостных токах, превышающих значения, приведенные в таблице 12.8.

Таблица 12.8

Номинальное напряжение сети, кВ	6	10	15-20	35
Емкостный ток замыкания на землю, А	30	20	15	10

В сетях 6-20 кВ с ВЛ на железобетонных и металлических опорах и во всех сетях 35 кВ дугогасящие реакторы должны применяться при емкостном токе замыкания на землю более 10 А.

Допускается применять компенсацию в сетях 6-35 кВ также при значениях емкостного тока меньших от приведенных выше.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сетях должны применяться заземляющие дугогасящие реакторы с автоматическим или ручным регулированием тока, а во вновь проектируемых кабельных сетях, а также при реконструкции подстанций только с автоматическим регулированием.

12.12.11 Измерение емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии и смещения нейтрали в сетях с компенсацией емкостного тока должно проводиться при вводе в эксплуатацию дугогасящих реакторов и значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет.

Измерение токов дугогасящих реакторов и токов замыкания на землю при различных настройках проводится при необходимости.

В сетях 6-35 кВ с изолированной нейтралью расчеты емкостных токов замыкания на землю должны проводиться при вводе данной сети в эксплуатацию, а также при изменениях схемы сети.

12.12.12 Мощность дугогасящих реакторов должна быть выбрана по значению емкостного тока сети с учетом ее перспективного развития в ближайшие 10 лет.

Заземляющие дугогасящие реакторы должны быть установлены на подстанциях, связанных с компенсируемой сетью не менее чем двумя линиями электропередачи.

Установка дугогасящих реакторов на тупиковых подстанциях запрещается.

Дугогасящие реакторы должны быть присоединены к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. Возле привода разъединителя должна быть установлена световая сигнализация о наличии в сети замыкания на землю.

Для подключения дугогасящих реакторов, как правило, должны использоваться трансформаторы со схемой соединения обмоток “звезда с выведенной нейтралью-треугольник”.

Подключение дугогасящих реакторов к трансформаторам, защищенным плавкими предохранителями, запрещается.

Ввод дугогасящего реактора, предназначенный для заземления, должен быть соединен с общим заземляющим устройством через трансформатор тока.

12.12.13 Дугогасящие реакторы должны иметь резонансную настройку.

Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А, а степень расстройки – не более 5 %. Если установленные в сетях 6-10 кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с реактивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А. В сетях 35кВ при емкостном токе замыкания на землю менее 15 А допускается степень расстройки до 10%.

При значениях емкостного тока замыкания на землю менее 10 А степень расстройки не нормируется.

Работа сетей с недокомпенсацией емкостного тока, как правило, не допускается. Разрешается применение настройки с недокомпенсацией лишь временно при отсутствии дугогасящих реакторов необходимой мощности и при условии, что аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (например, обрыв провода или перегорание плавких предохранителей) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70 % фазного напряжения.

12.12.14 При наличии в сети замыкания на землю включать и отключать дугогасящий реактор запрещается.

12.12.15 В сетях, работающих с компенсацией емкостного тока, напряжение несимметрии должно быть не выше 0,75 % фазного напряжения.

При отсутствии в сети замыкания на землю напряжение смещения нейтрали допускается не выше 15 % фазного напряжения длительно и не выше 30 % в течение 1 ч.

Снижение напряжения несимметрии и смещения нейтрали до указанных значений должно быть осуществлено выравниванием емкостей фаз сети относительно земли (транспозицией проводов ВЛ, а также распределением конденсаторов высокочастотной связи между фазами линий).

При подключении к сети конденсаторов высокочастотной связи, конденсаторов молниезащиты вращающихся машин и новых ВЛ 6-35 кВ должна быть проверена допустимость несимметрии емкостей фаз относительно земли.

Пофазные включения и отключения воздушных и кабельных линий, которые могут приводить к напряжению смещения нейтрали, превышающему указанные значения, запрещается.

Для контроля напряжения несимметрии и напряжения смещения нейтрали на щитах управления электростанций и подстанций должны быть установлены стационарные измерительные приборы.

12.12.16 В сетях 6-10 кВ, как правило, должны применяться плавнорегулируемые дугогасящие реакторы с автоматической настройкой тока компенсации.

При применении дугогасящих реакторов с ручным регулированием тока показатели настройки должны определяться по измерителю расстройки компенсации. Если такой прибор отсутствует, показатели настройки должны выбираться на основании результатов измерений емкостных токов и токов дугогасящих реакторов с учетом напряжения смещения нейтрали.

12.12.17 В сетях 6-10 кВ, где требуется отключение присоединения при однофазном замыкании на землю, с целью обеспечения надежной работы защиты от замыканий на землю и снижения перенапряжений допускается работа сети с заземлением нейтрали через резистор (частично заземленная нейтраль).

12.12.18 В электроустановках с вакуумными выключателями, как правило, должны быть предусмотрены мероприятия по защите от коммутационных перенапряжений. Отказ от защиты от перенапряжений должен быть обоснован.

12.12.19 Защиту от перенапряжений в сетях генераторного напряжения и собственных нужд электростанций рекомендуется осуществлять с помощью ограничителей перенапряжений.

12.12.20 На подстанциях 110–220 кВ для предотвращения возникновения перенапряжений от самопроизвольных смещений нейтрали или опасных феррорезонансных процессов оперативные действия должны начинаться с заземления нейтрали трансформатора, включаемого на ненагруженную систему шин с электромагнитными трансформаторами напряжения.

Перед отделением от сети ненагруженной системы шин с электромагнитными трансформаторами напряжения нейтраль питающего трансформатора должна быть заземлена.

В сетях 110–220 кВ при появлении неполнофазного режима питания трансформаторов, работающих с изолированной нейтралью, оперативные действия, связанные с заземлением нейтрали этих трансформаторов, не допускаются.

Распределительные устройства 150–500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, контакты которых шунтированы конденсаторами, должны быть проверены расчетами на возможность возникновения феррорезонансных перенапряжений при отключениях систем шин. По результатам расчетов, при необходимости, должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонанса при оперативных переключениях и автоматических отключениях в соответствии с ГКД 34.47.501-95 “Руководящие указания по предотвращению феррорезонанса в распределительных устройствах 110-500 кВ с электромагнитными трансформаторами напряжения и выключателями, содержащими емкостные делители напряжения”.

В сетях и на присоединениях 6-35 кВ, в случае необходимости, должны быть приняты меры к предотвращению феррорезонансных процессов, в том числе самопроизвольных смещений нейтрали.

12.12.21 Неиспользуемые обмотки низшего и средне­го напряжения силовых трансформаторов и автотрансформаторов должны быть соединены в звезду или треугольник и защищены от перенапряжений вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений, присоединенными к вводу каждой фазы.

Допускается выполнять защиту неиспользуемых обмоток низшего напряжения, расположенных первыми от магнитопровода, заземлением одной из вершин треугольника или нейтрали обмотки.

Защита неиспользуемых обмоток не требуется, если к обмотке низшего напряжения постоянно подключена кабельная линия длиной не менее 30 м, имеющая заземленную оболочку или броню.

12.12.22 В сетях напряжением 110 кВ и выше разземление нейтрали обмоток 110-220кВ силовых трансформаторов, а также выбор действия релейной защиты и системной автоматики должны осуществляться таким образом, чтобы при различных оперативных и автоматических отключениях не выделялись участки сети без трансформаторов с заземленными нейтралями.

Защита от перенапряжений нейтрали обмоток 110–220 кВ трансформаторов с уровнем изоляции ниже, чем у линейных вводов, которые могут работать с разземленной нейтралью, должна быть осуществлена вентильными разрядниками или ограничителями перенапряжений.

12.12.23 В сетях 110–750 кВ при оперативных переключениях и в аварийных режимах кратковременные повышения напряжения промышленной частоты (50 Гц) на оборудовании не должны превышать относительных значений (для напряжения между фазами или полюсами – по отношению к наибольшему рабочему напряжению; для напряжения относительно земли – по отношению к наибольшему рабочему напряжению, деленному на ), указанных в таблице 12.9; наибольшее рабочее напряжение электрооборудования на напряжение 110-750 кВ приведено в таблице 12.10.