R E P U B L I C A M O L D O V A

N O R M A T I V Î N C O N S T R U C Ţ I I

PROIECTAREA CONSTRUCŢIILOR

NCM G.01.01:2015 Proiectarea alimentării cu energie electrică a întreprinderilor industriale. Norme de proiectare tehnologică

EDIŢIE OFICIALĂ

MINISTERUL DEZVOLTĂRII REGIONALE ŞI CONSTRUCŢIILOR

CHIŞINĂU 2015

.01.01

  2

Preambul 1 ELABORAT de Institutul de Cercetări în Construcţii "INCERCOM" Î.S.: dr. ing. C.Codreanu 2 ACCEPTAT de către Comitetul Tehnic pentru Normare Tehnică şi Standardizare în Construcţii

CT-C 08 " Instalaţii electrice, de automatizare, semnalizare şi telecomunicaţii ", procesul-verbal nr. XX din XX.XX.2015.

3 APROBAT ŞI PUS ÎN APLICARE prin ordinul Ministrului dezvoltării regionale şi construcţiilor nr.

XX din XX.XX.2014 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2015, nr. XX, art. XX), cu aplicare din XX _____ 2015.

4 ÎNLOCUIEŞTE CH 174-75

NORMATIV ÎN CONSTRUCŢII NCM G.01.01:2015ICS 93.010

Proiectarea alimentării cu energie electrică a întreprinderilor industriale

Norme de proiectare tehnologică

CZU Cuvinte cheie: linie electrică aeriană, linie electrică în cablu, instalaţie electrică de distribuţie, staţiede racord adânc, staţie principală coborâtoare, staţie de injecţie, instalaţie de distribuţie deschisă, instalaţie de distribuţie închisă, instalaţie de distribuţie prefabricată, post de transformare, sistem debare colectoare, compensarea puterii reactive, calitatea energiei electrice, surse de alimentare.

MDRC, 2015 EDIŢIE OFICIALĂ

  3

Introducere

Normele de proiectare „Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale. Norme de proiectare tehnologică” conţine cerinţe, recomandări şi materiale informaţionale la documentele normative în vigoare.

În Normele de proiectare sunt expuse cerinţe şi recomandările privitor la alegerea surselor de alimentare, alegerea puterii şi numărului transformatoarelor de forţă, cerinţele de amplasare a staţiilor şi posturilor de transformare, alegerea treptei tensiunii de alimentare, principiile şi cerinţe de întocmire a schemelor de alimentare cu energie electrică a consumatorilor în funcţie de categoria în alimentarea cu energie electrică a acestora. Sunt examinate întrebările ce ţin de determinarea puterilor electrice, de calculul curenţilor de scurtcircuit, soluţii referitoare la calitatea energiei electrice, soluţionarea problemei de compensare a puterii reactive. Sunt expuse cerinţele către amplasarea reţelelor electrice din incinta secţiilor de producere şi din exteriorul acestora, sunt examinate cerinţele către sistemele de comandă, către aparatele de măsurare, semnalizare, dispozitivele de automatică de prevenire a avariilor, circuitele de curent operativ.

  4

Cuprins 1 Domeniul de aplicare 5

2 Referinţe normative 5

3 Termeni şi definiţii 6

4 Dispoziţii generale 7

5 Fiabilitatea alimentării cu energie electrică 11

6 Sursele de alimentare 12

7 Alegerea tensiunii 14

8 Schemele de distribuţie a energiei electrice. Staţiile de transformare. 15

8.1 Reţelele 110-330 kV 15

8.2 Reţelele 35 kV 17

8.3 Reţelele 6-10 kV 18

8.4 Posturile de transformare din secţiile de producere 21

8.5 Reţelele la tensiunea sub 1 kV 23

9 Determinarea puterilor electrice şi a consumului de energie electrică 24

10 Calculul curenţilor de scurtcircuit 26

11 Calitatea energiei electrice 27

12 Compensarea puterii reactive 29

13 Comanda, măsurarea, semnalizarea, automatica de prevenire şi stingere a incendiului, curentul operativ

32

14 Canalizarea reţelelor electrice în afara secţiilor de producere 35

Bibliografie 39

Traducerea autentică a documentului în limba rusă 40

NCM G.01.01:2015

5

1 Domeniul de aplicare

1.1 Prezentul document normativ în construcţii (în continuare NCM) conţine indicaţiile de bază la proiectarea sistemelor de alimentare cu energie electrică la tensiunea sub şi supra 1 kV pentru întreprinderile industriale noi construite şi reconstruite şi ale consumatorilor similari. 1.2 Prezentul document normativ în construcţii (NCM) este necesar de a fi examinat împreună cu cerinţele ПУЭ şi ВСН 97-83. 1.3 Cerinţele NCM trebuie aplicate la proiectarea sistemelor de alimentare cu energie electrică şi a staţiilor de transformare ale întreprinderilor industriale care sunt alimentate cu energie electrică din reţelele sistemului electroenergetic sau de la centrale electrice proprii. La proiectarea sistemelor de alimentare cu energie electrică a instalaţiilor subterane, de tracţiune şi altor instalaţii speciale pot fi prezentate cerinţe suplimentare. 1.4 La proiectarea sistemelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale trebuie de îndeplinit prevederile Legii cu privire la energia electrică şi a altor acte normative în vigoare în Republica Moldova: [13]-[25]. 2 Referinţe normative În prezentul document normativ în construcţii sunt utilizate referinţe la documentele ce urmează: NCM A.07.02:1999 Instrucţiuni cu privire la elaborarea avizarea aprobarea şi

conţinutului cadru al documentaţiei de proiect pentru construcţii. ВСН 97-83 Инструкция по проектированию городских и поселковых

электрических сетей. ПТБ Правила техники безопасности при эксплуатации

электроустановок потребителей. 4-е издание, переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат, 1986.

ПТЭЭП Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. 5-ое издание 1992. Ordinul nr.1 din 23.02.1993 a Departamentului Energetic, Resurselor Energetice şi Combustibil

ПУЭ Правила устройства электроустановок. РД 34.20.132 Указания по электрохимической защите подземных

энергетических сооружений от коррозии. Разработка НИИПТ, утверждены ГТУ Минэнерго СССР 30.03.84.

РД 34.20.179 (ТИ-34-70-070-87)

Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ.

РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

РД 34.51.101-90 Инструкция по выбору изоляции электроустановок РД 153-34.0-15.502-2002 Методические указания по контролю и анализу качества

N O R M A T I V Î N C O N S T R U C Ţ I I Proiectarea alimentării cu energie electrică a întreprinderilor industriale Norme de proiectare tehnologică Проектирование электроснабжения промышленных предприятий Нормы технологического проектирования Electrical power supply of industrial enterprises. Standards for technological design

Data punerii în aplicare: 2015-08-01

NCM G.01.01:2015

6

электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения. Ч.2. Анализ качества электрической энергии.

РТМ 36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок.//Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. 1992. № 7-8, стр.4-27. (ВНИПИ ТПЭП).

СТО 56947007- 29.240.30.010-2008

Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ // Типовые решения, О.А.О. «ФСК ЕЭС».

СТО 56947007-29.240.10.028-2009

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС).

SM SR EN 60529:2010 Степень защиты обеспечиваемые оболочками (код IP). SM SR EN 60909-0:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ.

Partea 0: Calculul curenţilor. SM CEI/TR 60909-2:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ.

Partea 2: Date ale echipamentului electric pentru calcularea curenţilor de scurtcircuit.

SM CEI/TR 60909-4:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ. Partea 4: Exemple de calculare a curenţilor de scurtcircuit.

SM SR EN 61000-3-2:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 3-2: Limite. Limite pentru emisiile de curenţi armonici (curent de intrare al echipamentelor ≤16 A pe fază.

SM SR EN 61000-3-3:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 3-3: Limite. Limitarea variaţiilor de tensiune, a fluctuaţiilor de tensiune şi a flickerului în reţelele publice de alimentare de joasă tensiune, pentru echipamente având un curent nominal ≤16 A pe fază şi care nu sânt supuse unor restricţii de conectare.

SM SR EN 61000-4-7:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 4-7: Tehnici de încercare şi de măsurare. Ghid general referitor la măsurarea şi aparatajul pentru măsurarea armonicelor şi interarmonicilor, aplicabil reţelelor de alimentare şi echipamentelor conectate la acestea.

SM SR EN 61000-4-30:2013 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 4-30: Tehnici de încercare şi de măsurare. Metode de măsurare a calităţii energiei.

SM EN 50160: 2014 Caracteristici ale tensiunii în reţelele electrice publice de distribuţie.

GOST 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.

GOST 21.101-97 Система проектной документации для строительства. Основные требования к рабочей документации.

GOST 27514-87 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

GOST 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.

GOST 29176-91 Короткие замыкания в электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного тока.

GOST 30323-95 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания.

3 Termeni şi definiţii În acest Cod sunt utilizaţi termeni, stabiliţi în ПУЭ, precum şi următorii termeni în corespundere cu definiţiile corespunzătoare: Aviz de racordare (AR) – aviz în scris, eliberat solicitantului de către operatorul de reţea, în care se indică condiţiile tehnice şi economice, optime, precum şi lucrările pe care urmează să le îndeplinească în mod obligatoriu solicitantul, pentru racordarea instalaţiei sale de utilizare la reţeaua electrică.

NCM G.01.01:2015

7

Furnizor (F)– titular de licenţă pentru furnizarea energiei electrice la tarife reglementate. Instalaţie de compensare (IC) – ansamblu de utilaje, parte componentă a instalaţiei de utilizare, cu destinaţie de compensare a puterii reactive. Operator de reţea (OR) – operator al reţelei de transport şi de sistem şi/sau operator al reţelei de distribuţie. Staţie de distribuţie nodală (SDN) – staţie nodală la tensiunea 110-400 kV care primeşte energia electrică de la sistemul energetic şi o distribuie (fără transformare sau cu transformare parţială) la staţiile de racord adânc (SRA) la tensiunea 35-110 kV pe teritoriul întreprinderii. Staţia principală de coborâre (SPC) - staţia, care primeşte alimentare nemijlocită de la sistemul energetic naţional şi care distribuie energia electrică la o tensiune mai joasă (10 sau 6 kV) pe teritoriul întreprinderii sau a unei regiuni separate. Staţie de transformare (ST) – instalaţie electrică, destinată pentru transformarea şi distribuţia energiei electrice, care constă din transformatoare, instalaţii de distribuţie, instalaţii de comandă, protecţie şi măsurare. În dependenţă de puterea consumată şi depărtarea de la sursa de alimentare se deosebesc următoarele tipuri de staţii: nodală de distribuţie (SND); principală coborâtoare (SPC); de racord adânc (SRA); post de transformare (PТ). Staţia de racord adânc (SRA) – staţie la tensiunea 35-110 kV, realizată cu schema de comutaţie simplificată la partea de înaltă tensiune, care primeşte alimentare nemijlocit de la sistemul energetic sau punctul de distribuţie central al întreprinderii şi este destinată pentru alimentarea unui obiect separat sau a unui grup de instalaţii electrice a întreprinderii. Schemele de alimentare cu energie electrică cu SRA se numesc scheme de racord adânc. Sistem de bare colectoare (SBC) – reprezintă un set de elemente, care fac legătura prin conexiuni a unei instalaţii electrice de distribuţie. 4 Dispoziţii generale

4.1 Factorii determinanţi la proiectarea alimentării cu energie electrică trebuie să fie caracteristicile surselor de alimentare şi a consumatorilor de energie electrică, în primul rând cerinţa de continuitate a alimentării cu energie electrică ţinând cont de posibilitatea asigurării rezervării prevăzute în compartimentul tehnologic al proiectului, a cerinţelor de securitate electrică. 4.2 Racordarea sistemelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale la reţelele sistemului energetic se efectuează conform avizelor de racordare, eliberate de operatorul de reţea în corespundere cu Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice [21]. 4.3 Schemele de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale trebuie să fie întocmite ţinând cont de următoarele principii de bază: 4.3.1 Sursele de alimentare trebuie să fie cît mai aproape de consumatorii de energie electrică. 4.3.2 Numărul treptelor de transformare a energiei electrice la fiecare nivel de tensiune trebuie să fie minim posibil. 4.3.3 Distribuţia energiei electrice se recomandă de efectuat prin scheme magistrale. În cazuri argumentate pot fi utilizate schemele radiale sau scheme inelare. 4.3.4 Schemele de alimentare cu energie electrică şi schemele de conexiuni ale staţiilor electrice trebuie să fie executate astfel, încât să fie asigurat nivelul necesar de fiabilitate şi de rezervare cu o cantitate minimă de utilaj electric şi conductoare.

NCM G.01.01:2015

8

4.3.5 Schemele de alimentare cu energie electrică trebuie să fie efectuate după principiul bloc, ţinând cont de schema tehnologică a întreprinderii. Alimentarea receptoarelor electrice a liniilor tehnologice paralele trebuie executate de la secţii de bare distincte ale staţiilor, iar unităţile tehnologice interconectate trebuie să fie alimentate de la aceiaşi secţie de bare. Alimentarea circuitelor secundare nu trebuie să se întrerupă la oricare comutaţie a alimentării circuitelor de forţă a fluxurilor tehnologice paralele. 4.3.6 La întocmirea schemei de alimentare a întreprinderii receptoarele cărora necesită rezervare în alimentare, trebuie să fie efectuată secţionarea barelor la toate legăturile sistemului de distribuţie cu energie electrică, inclusiv la barele de joasă tensiune a posturilor cu două transformatoare din incinta halelor de producere. 4.3.7 Toate elementele reţelei electrice trebuie, de regulă, să se afle sub sarcină. Prezenţa elementelor nefuncţionabile în reţea, aflate în rezervă, trebuie să fie argumentată. 4.3.8 De regulă, trebuie utilizată funcţionarea separată a liniilor şi transformatoarelor. În cazuri argumentate, în comun acord cu operatorul de reţea poate fi admisă funcţionarea în paralel a elementelor sistemului de alimentare cu energie electrică, pct.8.3.3. 4.3.9 Alegerea puterii transformatoarelor şi secţiunii conductoarelor trebuie efectuată ţinând cont de mijloacele de compensare a puterii reactive. 4.4 la proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică al întreprinderii, coincidenţa reparaţiei planificate şi a avariei sau suprapunerea unei avarii cu altă avarie trebuie luată în consideraţie numai pentru receptoarele electrice a grupei speciale de I-a categorie şi la argumentarea tehnico-economică pentru receptoarele electrice de I-a categorie a proceselor de producere cu flux continuu şi a proceselor tehnologice care necesită o durată mare de restabilire. 4.5 La fiecare întreprindere industrială trebuie de prevăzut posibilitatea deconectării centralizate a sarcinii în orele de putere maximă a sistemului energetic sau în perioadele de restricţie a regimului de furnizare a energiei electrice (regimuri de postavarie sau de reparaţie) a receptoarelor electrice de categoria a III-a de continuitate în alimentarea cu energie electrică. 4.6 La proiectarea întreprinderilor industriale cu un consum mare de energie electrică (cu putere contractată care depăşeşte 100 kW), împreună cu beneficiarul trebuie de examinat: 4.6.1 Posibilitatea deconectării sau descărcării parţiale a receptoarelor cu un consum mare de energie electrică în scopul reducerii puterii electrice a întreprinderii în orele de putere maximă a sistemului energetic. 4.6.2 Fezabilitatea economică de instalare suplimentară a unităţilor tehnologice mari în scopul deconectării sau descărcării lor în orele de putere maximă a sistemului energetic. 4.7 Alegerea tipului, puterii şi a altor parametri a staţiilor, precum şi amplasarea lor pe teren trebuie să fie condiţionată de valoarea şi caracterul puterilor electrice şi amplasarea lor pe planul general al întreprinderii. De asemenea, trebuie de ţinut cont de cerinţele arhitectural-constructive, de exploatare, de amplasarea utilajului tehnologic, de condiţiile mediului, de cerinţele securităţii antiincendiare, antiexplozibile şi cerinţele securităţii ecologice [14]. 4.8 Schemele conexiunilor electrice ale staţiilor şi instalaţiilor de distribuţie trebuie să fie alese ţinând cont de schema principală de alimentare cu energie electrică a întreprinderii şi satisfacerii următoarelor cerinţe: - să asigure gradul de fiabilitate în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor şi refluxul de putere prin legăturile magistrale în regimurile normale şi de postavarie; - de perspectiva dezvoltării; - de a admite posibilitatea extinderii în etape; - de aplicarea pe larg a elementelor de automatizare şi de cerinţele automaticii contra avariilor; - de a asigura posibilitatea efectuării lucrărilor de reparaţie şi de mentenanţă pe elemente separate fără deconectarea conexiunilor vecine.

NCM G.01.01:2015

9

4.9 La alegerea numărului şi puterii transformatoarelor staţiilor întreprinderilor industriale trebuie de ţinut cont de următoarele prevederi: 4.9.1 Numărul de transformatoare se ia, de regulă, nu mai mult de două. Instalarea a mai mult de două transformatoare poate fi adoptată numai în cazul unor argumentări în proiect. În prima perioadă de exploatare, la creşterea treptată a puterii se admite instalarea a unui transformator cu condiţia asigurării rezervării alimentării consumatorilor prin reţelele de joasă tensiune. 4.9.2 Puterea transformatoarelor se alege astfel, pentru ca la deconectarea oricărui din ele, cel rămas în funcţiune să asigure ţinând cont de suprasarcinile admise ale transformatoarelor, alimentarea receptoarelor necesare pentru continuarea procesului de producere. 4.9.3 La staţii se recomandă instalarea transformatoarelor de aceiaşi putere. 4.9.4 Staţiile de transformare cu un transformator trebuie utilizate pentru alimentarea consumatorilor de categoria a III-a. Staţiile de transformare cu un transformator pot fi utilizate de asemenea şi pentru alimentarea receptoarelor electrice de categoria a II-a, dacă este asigurat gradul necesar de rezervare de alimentare prin partea de joasă tensiune la deconectarea transformatorului. 4.9.5 La creşterea puterii electrice supra valorii de calcul, majorarea puterii staţiei se recomandă de efectuat prin înlocuirea transformatoarelor cu o putere mai mare, ceea ce trebuie să fie prevăzut în compartimentul de proiectare a părţii constructive a staţiei. Instalarea transformatoarelor suplimentare la staţia în funcţiune trebuie să fie argumentată prin calculele tehnico-economice. 4.9.6 Alegerea puterii transformatoarelor care alimentează o sarcină variabilă trebuie de efectuat conform puterii medii pătratice, frecvenţei şi valorilor curenţilor de vârf, de regulă, prin comun acord cu uzina producătoare de transformatoare. 4.9.7 Indicaţiile ce ţin de alegerea numărului şi puterii transformatoarelor PT de secţie sunt prezentate în pсt.8.4.3-8.4.10. 4.10 Suprasarcinile admise în regim de postavarie pentru transformatoarele cu ulei trebuie determinate conform cerinţelor GOST 14209, precum pentru staţiile întreprinderilor industriale este necesar de a ţine cont de următoarele condiţii [1]: 4.10.1 Durata de calcul a suprasarcinii de avarie pe 24 ore se consideră egală în cazul funcţionării într-un schimb – 4 ore, în două schimburi – 8 ore şi în trei schimburi – 12-24 ore. 4.10.2 Suprasarcinile admise de avarie a transformatoarelor se determină conform tabelului 2, anexa 3, GOST 14209 , ţinând cont de tipul lor de instalare: 4.10.2.1 Pentru transformatoarele, instalate în aer liber, în dependenţă de temperatura anuală a aerului de răcire din regiunea de amplasare a staţiei, determinat conform pct.6 din anexa 2; 4.10.2.2 Pentru transformatoarele instalate în camere închise sau în încăperi neîncălzite (secţii de producere), la temperatura anuală echivalentă 100C; 4.10.2.3 Pentru posturile de transformare din incinta secţiilor de producere, instalate în secţii de producere încălzite, la temperatura echivalentă 200C. 4.11 La instalarea exterioară trebuie utilizate transformatoare cu ulei, la instalarea interioară – transformatoare cu ulei şi de tip uscate. Utilizarea transformatoarelor cu bifinilpolicloruaţi nu se admite din considerente ecologice. 4.12 Sistemele de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale cu un consum mare de energie trebuie, de regulă, să se întocmească în baza calculelor tehnico-economice de comparaţie a variantelor. La efectuarea calculelor tehnico-economice de comparaţie se recomandă de utilizat indicatori macro a costurilor construcţiei, a elementelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale [2] şi a indicaţiilor metodice de efectuare a calculelor de fezabilitate [3].

NCM G.01.01:2015

10

4.13 Schema de alimentare cu energie electrică trebuie să asigure autopornirea motoarelor electrice a acţionărilor mecanismelor importante. 4.14 În practica de proiectare are loc divizarea sistemului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale cu consum mare de putere în alimentarea cu energie electrică din exteriorul întreprinderii (reţelele electrice ale sistemului energetic până la punctele de primire a energiei la întreprindere) şi alimentarea cu energie electrică din incinta întreprinderii (de la punctele de alimentare până la consumatori). Deoarece elaborarea proiectelor de alimentare din exterior şi din incintă cu energie electrică se efectuează, de regulă, de diverse organizaţii şi în termeni diferiţi, la elaborarea proiectului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale trebuie efectuată coordonarea reciprocă a proiectului în ceea ce ţine de determinarea surselor independente de alimentare, duratei întreruperilor în alimentare în cazul diverselor defecţiuni în reţelele sistemului energetic, timpului de acţionare a protecţiilor etc. 4.15 Sistemul de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale trebuie să ţină cont de etapele construcţiei acesteia. Edificarea construcţiilor etapelor ulterioare nu trebuie să aducă la încălcarea sau micşorarea fiabilităţii de alimentare cu energie electrică a producţiilor existente. Sistemul de alimentare cu energie electrică trebuie să asigure posibilitatea creşterii consumului de energie electrică a întreprinderii fără reconstruirea radicală a sistemului de alimentare cu energie electrică. 4.16 Locurile de amplasare a staţiilor, alocarea zonelor pentru amplasarea raţională a liniilor electrice de transport, a conductelor electrice, a construcţiilor liniilor în cabluri trebuie determinate împreună cu instituţia de proiectare la diferite etape de proiectare a secţiilor de producere şi a planului general. Trebuie de ţinut cont că realizarea sistemelor de racord adânc, de regulă, nu este posibilă fără prelucrarea preventivă mixtă a planului general al întreprinderii. 4.17 La proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale trebuie de ţinut cont de necesarul de energie electrică a consumatorilor adiacenţi din apropiere pentru a evita cheltuielile neraţionale la alimentarea locală a acestora cu energie electrică. 4.18 În toate cazurile, unde este posibil conform executării utilajului electric, condiţiilor climaterice, siguranţei antiincendiare, poluării mediului înconjurător, se recomandă de a prevedea instalarea la aer liber a instalaţiilor de distribuţie, a transformatoarelor, reactoarelor, instalaţiilor de condensatoare etc. 4.19 Utilizarea utilajului electric nou, care nu este produs în serie, trebuie produs cu acordul beneficiarului şi al uzinei-producătoare. 4.20 În obiectele de alimentare cu energie electrică trebuie, de regulă, utilizate instalaţii electrice prefabricate în formă de blocuri mari. Soluţiile schematice şi constructive necesită a fi în mare parte unificate. 4.21 La proiectare trebuie de prevăzut măsuri care ar asigura posibilitatea efectuării lucrărilor de montaj prin metode industriale. 4.22 Staţiile de transformare, de regulă, trebuie proiectate ţinând cont de exploatarea lor fără personal de serviciu permanent, cu utilizarea celor mai simple dispozitive de automatizare, semnalizare etc. 4.23 Dacă staţia de transformare va fi deservită de personal din diverse organizaţii, trebuie prevăzute măsuri care ar asigura accesul personalului fiecărei organizaţii numai în încăperea deservită de acesta şi la utilajul deservit de acesta. 4.24 Alegerea izolaţiei LEA, a izolaţiei exterioare a utilajului electric a instalaţiilor de distribuţie şi transformatoarelor cu clasa de tensiune 6-400 kV, amplasate în regiunile cu mediul curat şi poluat, trebuie efectuate conform indicaţiilor de proiectare a izolaţiei în regiunile cu atmosfera curată şi cu impurităţi conform РД 34.51.101. 4.25 La proiectarea protecţiei contra fulgerului a instalaţiilor de distribuţie închise (IDI) şi deschise (IDD), a staţiilor şi liniilor electrice aeriene trebuie de respectat cerinţele ПУЭ.

NCM G.01.01:2015

11

Protecţia contra fulgerului a obiectelor de alimentare cu energie electrică amplasate în clădirile de producere şi construcţii, trebuie să se efectueze conform indicaţiilor de amenajare a protecţiei clădirilor şi construcţiilor contra fulgerului РД 34.21.122. 4.26 Exploatarea obiectelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale trebuie să se efectueze conform Regulilor de exploatare tehnică a instalaţiilor electrice a consumatorilor (ПТЭЭП), consultînd [4] şi a Regulilor de securitate tehnică la exploatarea instalaţiilor electrice a consumatorilor (ПТБ). Modul de admitere în exploatare şi punere sub tensiune a instalaţiilor electrice noi sau reconstruite este reglementat în [25]. 4.27 La executarea proiectului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale trebuie prevăzute încăperi şi utilaj al secţiei (sectorului) reţelelor şi staţiilor pentru deservirea staţiilor, inclusiv a celor de redresare, a liniilor aeriene cu tensiunea de 6 kV şi mai înalte, a reţelelor în cablu dintre secţii cu tensiunea de sub şi supra 1 kV, a instalaţiilor şi reţelelor de iluminat exterior, a gospodăriei de transformatoare şi uleiuri etc. Statele secţiilor de producere şi serviciilor secţiei reţelelor şi staţiilor de transformare se determină în normele de ramură. 4.28 Abaterile de la cerinţele şi recomandările prezentelor Norme trebuie să fie motivate în proiect, în cazul nerespectării cerinţelor de securitate (securităţii electrice, antiincendiare, ecologice etc.) trebuie să fie coordonate în ordinea stabilită. 4.29 Întocmirea documentaţiei de execuţie şi componenţa ei la elaborarea sistemului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale trebuie să corespundă cerinţelor tuturor standardelor sistemului documentaţiei de proiectare în construcţii. 5 Fiabilitatea alimentării cu energie electrică

5.1 Divizarea pe categorii de continuitate în alimentarea cu energie electrică a receptoarelor electrice (RE) trebuie să se efectueze conform cerinţelor ПУЭ. În acest caz nu trebuie de admis atribuirea neîntemeiată a RE la o categorie mai superioară, şi anume: 5.1.1 RE care funcţionează în depozite, unităţi intermediare, care execută operaţiuni tehnologice suplimentare, o parte din utilajul ingineresc de deservire a clădirii trebuie atribuite categoriei a III-a. Atribuirea receptoarelor electrice menţionate la categoria a II-a, contribuie la majorarea neîntemeiată nu numai a puterilor transformatoarelor instalate, dar şi a cerinţelor către operatorul de reţea în ceea ce priveşte asigurarea rezervării de alimentare a consumatorilor. La categoria a II-a trebuie atribuit numai astfel de utilaj tehnologic şi alt utilaj, fără de care nu este posibilă continuarea funcţionării producerii de bază pe durata regimului de postavarie. 5.1.2 Receptoarele electrice, deconectarea cărora aduce la nerealizarea în masă a producţiei fabricate, deseori sunt atribuite nu la categoria a II-a, dar la I-a categorie, motivând această decizie prin aceea, că se produce o daună importantă economiei naţionale. Noţiunea de „daună considerabilă economiei naţionale” trebuie atribuită unei grupe de producţie, unei regiuni dar nu unei întreprinderi. 5.1.3 La proiectarea instalaţiilor electrice au loc cazuri de atribuire a sistemelor de comandă a unor producţii la receptoarele electrice ale grupei speciale de I categorie, deşi receptoarele electrice a instalaţiilor de producţie se referă la categoria I. Unele din sistemele informative care nu funcţionează la scară de timp, de asemenea se referă la receptoare electrice ale grupei speciale de I-a categorie. Atribuirea neîntemeiată a receptoarelor electrice de I categorie la grupa specială, esenţial majorează cheltuielile pentru sistemul de alimentare cu energie electrică. 5.2 Noţiunea „categoria receptorului electric în funcţie de continuitatea în alimentarea cu energie electrică” nu trebuie atribuită consumatorului în general, inclusiv secţiilor şi sectoarelor de producere, blocurilor etc. Această noţiune este valabilă numai pentru un receptor electric individual. Pentru consumator este caracteristic numai combinaţia în diverse proporţii a receptoarelor electrice de categoriile I, II şi III.

NCM G.01.01:2015

12

5.3 Fiabilitatea de alimentare cu energie electrică a consumatorului este asigurată prin îndeplinirea gradului necesar de rezervare. Pentru continuarea funcţionării producţiei de bază în regim de postavarie este necesară funcţionarea tuturor receptoarelor electrice, asociate I-ei şi II-a categorii, deci alimentarea acestor receptoare electrice trebuie să fie rezervată. Rezervarea alimentării receptoarelor de categoria a III-a nu trebuie prevăzută. La proiectare trebuie pentru fiecare consumator de determinat gradul necesar de rezervare, egal cu raportul puterii electrice ale receptoarelor electrice, funcţionarea cărora este necesară pentru continuarea lucrului (RE de I-a şi a II-a categorii), către puterea electrică sumară a consumatorului. 5.4 Valoarea gradului necesar de rezervare pentru întreprinderile industriale poate varia de la 1 (lipsesc RE de categoria a III-a şi trebuie să fie asigurată 100% de rezervare în alimentarea puterii electrice în cazul întreruperii în alimentare) până la 0 (lipsesc RE de I-a ţi a II-a categorii şi rezervarea alimentării sarcinii nu trebuie prevăzută). Alegerea elementelor schemei de alimentare cu energie electrică, efectuată de regulă, conform datelor regimului de postavarie, trebuie executată în toate cazurile conform gradului necesar de rezervare ţinând cont de posibilitatea de suprasarcină a utilajului electric instalat. 5.5 Fiabilitatea alimentării cu energie electrică a întreprinderii industriale cu proces compus tehnologic în flux continuu, care necesită durată îndelungată de timp pentru restabilirea regimului de funcţionare în cazul dereglării sistemului de alimentare cu energie electrică, se determină pe lângă gradul necesar de rezervare prin durata de întrerupere în alimentare în cazul defecţiunilor în sistemul de alimentare cu energie electrică şi compararea ei cu durata admisă de întrerupere în alimentarea cu energie electrică, pentru care este posibilă păstrarea procesului tehnologic în flux continuu de producere. În cazul imposibilităţii asigurării procesului tehnologic în flux continuu de producere trebuie efectuată rezervarea tehnologică. Elaborarea proiectului de alimentare cu energie electrică cu proces tehnologic în flux continuu de producere trebuie să fie efectuat împreună cu operatorul de reţea şi instituţia de proiectare care efectuează proiectarea tehnologiei şi automaticii tehnologice. 6 Sursele de alimentare

6.1 Sursele principale de alimentare ale întreprinderilor industriale, de regulă, sunt instalaţiile electrice ale sistemelor energetice (centralele electrice, staţiile de transformare, liniile de transport electric). La construcţia întreprinderii în regiunea care n-are linii de legătură cu sistemul energetic, sursa de alimentare poate fi centrala electrică autonomă proprie (CET, CHE etc.). În calitate de surse suplimentare de alimentare cu energie electrică pot fi utilizate sursele regenerabile de energie: sistemele de turbine eoliene, staţiile electrice geotermale şi staţiile electrice fotovoltaice în baza panourilor fotovoltaice. 6.2 În cazul alimentării centralizate cu energie electrică la întreprinderile industriale mari, se poate de prevăzut construcţia unei surse de alimentare proprii: - în cazul unei necesităţi considerabile de abur şi apă caldă în scopuri de producţie; - în cazul existenţei la întreprindere a deşeurilor de combustibil (gaze etc.) şi oportunităţii utilizării acestora pentru centralele electrice; - în cazul unei capacităţi insuficiente de putere a sistemului energetic; - în cazul existenţei unor cerinţe mari ce ţin de continuitatea alimentării, când sursa proprie este necesară pentru rezervarea alimentării cu energie electrică. 6.3 Centralele electrice utilizate în calitate de surse proprii de alimentare trebuie să posede legătură prin linii electrice cu cele mai apropiate reţele electrice ale sistemului energetic. Legătura poate fi realizată sau nemijlocit la tensiunea generatoare sau la tensiune înaltă prin intermediul transformatoarelor de legătură. Capacitatea de transport a liniilor şi transformatoarelor de legătură se determină reieşind din următoarele: 6.3.1 Dacă puterea totală a întreprinderii este acoperită de către centrala electrică proprie, capacitatea de transport a liniilor şi transformatoarelor de legătură cu sistemul energetic trebuie să asigure: - obţinerea puterii care este necesară la ieşirea din funcţiune a celui mai puternic generator; - transportul excesului de putere a centralei electrice în sistemul energetic în toate regimurile posibile.

NCM G.01.01:2015

13

6.3.2 Dacă puterea centralei electrice proprii este insuficientă pentru acoperirea întregii puteri ai întreprinderii, atunci pe lângă respectarea prevederilor pct.6.3.1, trebuie ca în cazul ieşirii din funcţiune a unui transformator de legătură, puterea rămasă a transformatoarelor de legătură şi generatoarelor centralei electrice proprii să asigure alimentarea cu energie electrică a receptoarelor de I-a şi a II-a categorie. 6.4 Întreprinderea industrială cu consumatori de I-a şi a II-a categorie trebuie să fie asigurată cu energie electrică de la două surse de alimentare distincte, cu rezervare reciprocă. Alegerea surselor de alimentare distincte este efectuată de către operatorul de reţea, care în avizul de racordare indică caracteristicile surselor externe de alimentare. Din caracteristicile specificate, elaboratorului proiectului de alimentare cu energie electrică se recomandă de atras atenţia la o serie de factori care determină continuitatea alimentării cu energie electrică a receptoarelor electrice în cazul deconectării avariate a uneia din sursele independente de alimentare. 6.4.1 Valoarea tensiunii stabilite la sursa de alimentare rămasă în funcţiune în regimul de postavarie trebuie să fie nu mai mică de nU, ⋅90 . 6.4.2 La deconectarea de avarie a uneia din sursele de alimentare şi acţionarea protecţiei şi automaticii la sursa de alimentare rămasă în funcţiune poate avea loc o micşorare de scurtă durată a tensiunii. Dacă valoarea golului de tensiune şi durata acestuia cauzează deconectarea receptoarelor electrice alimentate de la sursa rămasă în funcţiune, atunci aceste surse de alimentare nu pot fi considerate independente. Valoarea tensiunii reziduale la sursa de alimentare de rezervă în cazul scurtcircuitului la sursa de alimentare de rezervă trebuie să fie nu mai mică de nU, ⋅70 . 6.4.3 Puterile surselor de alimentare independente în regim de postavarie se determină reieşind din gradul necesar de rezervare al sistemului de alimentare cu energie electrică. 6.5 Numărul surselor independente de alimentare, care asigură alimentarea cu energie electrică a întreprinderii cu receptoare electrice de I-a şi a II-a categorie, poate fi considerată în cazuri argumentate mai mult de două (de exemplu, în cazul liniilor lungi, montate în condiţii nefavorabile, în cazul unei fiabilităţi insuficiente a uneia din sursele independente de alimentare). 6.6 Pentru alimentarea receptoarelor electrice din grupa specială a I-ei categorii, trebuie prevăzută alimentarea suplimentară de la a treia sursă de alimentare independentă. În calitate de astfel de surse de alimentare pot fi utilizate centralele electrice proprii şi centralele electrice ale sistemului energetic (în special, barele de tensiune generatoare), instalaţiile de alimentare neîntreruptibilă, bateriile de condensatoare etc. Destinaţia sursei a treia independente de alimentare este de a asigura oprirea neavariată a procesului de producere. Supradimensionarea puterii sursei a treia în scopul utilizării acesteia pentru continuarea procesului de producţie la deconectarea a două surse de alimentare de bază poate fi admisă numai la efectuarea în proiect al unui calcul de fezabilitate. 6.7 Utilizarea centralei electrice sau a unor generatoare separate în calitate de a treia sursă independentă de alimentare pentru receptoarele electrice ale grupei speciale din I-a categorie este posibilă cu condiţia luării măsurilor speciale care ar asigura păstrarea acestei surse în cazul unor avarii grele în sistem. La astfel de măsuri se referă utilizarea dispozitivului automaticii de separare la legăturile acestei surse de alimentare cu sistemul energetic şi a sistemelor de reglare rapidă. 6.8 Schema de alimentare cu energie electrică a receptoarelor electrice ale grupei speciale din I-a categorie trebuie să asigure: - disponibilitatea permanentă a sursei a treia independente şi conectarea automată a acesteia la dispariţia tensiunii pe ambele surse de alimentare independente; - trecerea sursei independente în regimul de rezervă caldă la ieşirea din funcţiune a unuia din cele două surse de alimentare de bază. În cazuri argumentate poate fi admisă conectarea manuală sursei a treia independente de alimentare. 6.9 Funcţionarea în paralel cu sistemul electroenergetic a centralelor destinate uzului intern este reglementat de [20].

NCM G.01.01:2015

14

7 Alegerea tensiunii

7.1 Alimentarea întreprinderilor cu un consum mare de energie de la reţelele sistemului energetic trebuie efectuată la tensiunea 110-400 kV. Alegerea tensiunii reţelei de alimentare depinde de puterea consumată de întreprindere şi de tensiunea reţelelor sistemului energetic în raionul respectiv. În cazul ambiguităţii alegerii, tensiunea reţelei de alimentare trebuie să fie stabilită în baza calculelor tehnico-economice de comparaţie a variantelor examinate. 7.2 Alimentarea întreprinderilor cu putere neînsemnată trebuie de efectuat de la reţelele sistemului energetic la tensiunea (6), 10 sau 35 kV. Stabilirea tensiunii reţelei de alimentare se efectuează, de regulă, de operatorul de reţea în dependenţă de puterea consumată de întreprindere. Alimentarea întreprinderilor de putere mică poate fi efectuată la tensiunea 0,4 kV de la reţelele sistemului energetic, sau de la reţelele 0,4 kV a întreprinderii vecine. 7.3 Reţeaua de distribuţie a întreprinderilor industriale (de la punctul de primire a energiei electrice până la staţiile de transformare şi de injecţie) se recomandă a fi efectuate la tensiunea 10 kV. Utilizarea tensiunii 6 kV în calitate de tensiune de distribuţie trebuie limitată. Utilizarea tensiunii 6 kV este raţională pentru întreprinderile la care sunt instalate un număr mare de motoare 6 kV de o putere neînsemnată (până la 500 kW, precum şi în cazul reconstrucţiei sau extinderii a producerii, anterior proiectate la tensiunea de 6 kV. 7.4 Reţeaua de distribuţie a unei întreprinderi cu un consum mare de putere la amenajarea a câtorva staţii de racord adânc (SRA) se recomandă de efectuat la tensiunea 110 kV. 7.5 Utilizarea tensiunii 35 kV în calitate de tensiune de distribuţie poate fi acceptată pentru întreprindere în următoarele cazuri: reţelele apropiate ale sistemului energetic sunt la tensiunea de 35 kV, la întreprindere lipsesc motoarele de înaltă tensiune şi numărul posturilor de transformare de secţie (РТ) 35/0,4 kV este neînsemnat. 8 Schemele de distribuţie a energiei electrice. Staţiile de transformare.

8.1 Reţelele 110-400 kV

8.1.1 Numărul şi tipul staţiei de primire (staţia de primire a energiei electrice din reţelele sistemului energetic) se determină în dependenţă de importanţa şi amplasarea teritorială a puterii electrice a întreprinderii, cerinţelor de fiabilitate în alimentarea cu energie electrică, etapelor de construcţie a întreprinderii, cerinţelor de conectare la reţeaua sistemului energetic. Nu se recomandă construcţia la întreprindere a mai mult de două puncte de primire. 8.1.2 Sistemele de alimentare cu energie electrică cu două puncte de primire a energiei electrice trebuie aplicate în cazurile: - cerinţelor majorate către fiabilitatea alimentării receptoarelor electrice de I-a categorie; - în cazul a două grupe distincte de consumatori pe terenul întreprinderii; - la dezvoltarea pe etape a întreprinderii, în cazurile când pentru alimentarea sarcinilor etapei a doua este oportună construcţia unui punct individual de primire a energiei electrice; - în toate cazurile, când utilizarea a două puncte de primire este economic raţională. În cazurile indicate, punctele de primire trebuie să fie teritorial separate şi amplasate, de regulă, din părţi diferite ale întreprinderii. Trebuie să fie exclusă posibilitatea amplasării concomitente a punctelor de primire în aura poluării. 8.1.3 La proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii în toate cazurile posibile trebuie utilizate schemele racordurilor adânci 110-400 kV ca cel mai eficient şi fiabil sistem de distribuţie a energiei electrice. 8.1.4 Pentru întreprinderile cu puterea electrică care constituie zeci de megawaţi, punctele de primire pot fi staţii principale de coborâre (SPC), staţii de racord adânc (SRA). Pentru întreprinderile cu un consum mare de energie, cu puterea electrică care constituie 100-150MW şi mai mare în calitate de puncte de primire pot fi utilizate staţii nodale de distribuţie (SND) cu

NCM G.01.01:2015

15

tensiunea primară 330-400 kV. Caracteristica succintă a astfel de punctele de primire este prezentată în pct.8.1.5-8.1.9. 8.1.5 SPC realizează primirea energiei electrice din sistemul energetic la tensiunile 110-400 kV, transformarea şi distribuţia ei la tensiunile 6-35 kV. La SPC se instalează, de regulă, transformatoare coborâtoare cu puterea de la 10 până la 80 MVA. La cererea operatorului de reţea, la SPC poate fi realizată şi distribuţia energiei electrice la tensiunea primară 110-400 kV. SPC este amplasată de obicei la hotarul întreprinderii din partea apropierii liniilor electrice aeriene de alimentare, dacă aceasta nu contravine cerinţelor de poluare a izolaţiei. 8.1.6 SRA realizează primirea energiei electrice din sistemul energetic la tensiunile 110 kV şi este o varietate a SPC-ului, care se deosebeşte de acesta prin amplasare (în apropiere de secţia cu consum mare) şi cu o schemă simplificată la partea de 110 kV (bloc „linie-transformator”). La proiectarea alimentării cu energie electrică a proceselor de producere cu un consum mare de energie, trebuie în fiecare caz de a examina posibilitatea executării SRA dezagregate la 110 kV. 8.1.7 Oportunitatea edificării şi amplasării SND este examinată împreună cu operatorul de reţea la edificarea unei întreprinderi de producere cu un mare consum de energie, unde se preconizează construcţia a câtorva SPC sau SRA. În acest caz trebuie de asemenea să se ţină cont de posibilitatea de alimentare de la SRA a altor întreprinderi industriale şi a altor obiecte situate în această regiune. În dependenţă de schema reţelei raionale, a puterilor electrice preconizate şi a altor condiţii locale se întocmeşte schema de conexiuni ale SRA. În majoritatea cazurilor SRA realizează primirea şi distribuţia energiei electrice la cea a liniilor de alimentare 110-400 kV, transformarea parţiala a puterii la tensiunea 110 kV şi distribuţia ei pe teritoriul întreprinderii la alţi consumatori. La tensiunea reţelei de alimentare a sistemului energetic 110-400 kV şi oportunităţii construcţiei SRA pentru alimentarea a câtorva SPC sau SRA, funcţia SND constă în primirea şi distribuţia energiei la tensiunea 110 kV fără transformarea acesteia. SND conform esenţei sale sunt staţii raionale şi la elaborarea proiectului de alimentare cu energie electrică trebuie să fie primită hotărârea de transmitere a SND în subordinea operatorului de reţea electrică. În aceste cazuri SND este amplasată în apropiere de întreprinderea în construcţie, dar în afara terenului de construcţie a acesteia. 8.1.8 În acele cazuri, când SND este destinată pentru alimentarea a cîteva SRA ale unei întreprinderi, trebuie examinată posibilitatea şi oportunitatea de amplasare a SND pe teritoriul întreprinderii în calitate de staţie de distribuţie de racord adânc la 110 kV. La o densitate mare a construcţiilor întreprinderii se recomandă construcţia instalaţiei de distribuţie închise (ÎDÎ) 110 kV sau în scopul micşorării volumului lucrărilor de construcţie, reducerii suprafeţelor ocupate, majorării fiabilităţii de alimentare cu energie electrică, de a utiliza utilaj electric al staţiei de distribuţie 110 kV, cu izolaţie de elegaz. Alimentarea a astfel de SND poate fi realizată atât prin linii aeriene cât şi prin linii în cablu. Exploatarea SND amplasate în zona industrială trebuie să se efectueze de către personalul întreprinderii industriale. 8.1.9 La alimentarea întreprinderilor industriale de la reţelele sistemului energetic la tensiunea 110 kV trebuie examinată oportunitatea utilizării în calitate de puncte de primire a staţiilor prefabricate 110 kV, fabricate industrial, de tip KTПБ. 8.1.10 Alimentarea SPC, SRA, SND de la reţele sistemului energetic trebuie să se realizeze nu mai puţin decât prin două linii conectate la surse de alimentare distincte. La ieşirea din funcţiune a uneia din liniile de alimentare, liniile rămase în funcţiune trebuie să asigure toată sarcina întreprinderii. La ieşirea din funcţiune a uneia din sursele independente de alimentare, sursele rămase în funcţiune trebuie să asigure alimentarea tuturor receptoarelor electrice de I-a şi a II-a categorii, care sunt necesare pentru funcţionarea liniilor de producere de bază. Alegerea schemelor reţelei de alimentare (magistrale sau radiale) şi realizarea constructivă (linii aeriene sau în cablu) a liniilor de alimentare 110 kV se determină în urma studiului de fezabilitate, ţinând cont de planul general şi particularităţile întreprinderii respective, amplasării reciproce a staţiilor raionale şi punctelor de alimentare, a perspectivei de dezvoltare a schemei existente de alimentare cu energie electrică şi a gradului de poluare a atmosferei.

NCM G.01.01:2015

16

În acest caz se recomandă următoarele soluţii: - alimentarea SND, SPC, SRA de la reţelele sistemului energetic de a fi efectuate prin LEA; - alimentarea SPC, SRA de la SND de asemenea de efectuat prin LEA. În cazul unei densităţi mari a construcţiilor trebuie utilizate linii în cablu la 110 kV; - la o îndepărtare considerabilă a SND de la terenul industrial, la hotarul cu ultimul, pot fi edificate puncte de tranziţie 110 kV pentru trecerea la liniile în cablu; - la utilizarea LEA pot fi utilizate atât scheme radiale cât şi scheme magistrale de alimentare; - în cazul unei cote semnificative de receptoare electrice de I-a categorie, alimentarea punctelor de primire trebuie realizată prin două LEA cu un tronson sau prin intrare în buclă a LEA secţionate cu două tronsoane, alimentate din două direcţii. 8.1.11 Alegerea schemei conexiunilor electrice la partea de înaltă tensiune 110-330 kV a staţiilor se recomandă de realizat în următoarea consecutivitate, începând cu cele mai simple scheme: - două blocuri cu punte de legătură neautomată din partea liniilor; - punţi de diferite tipuri cu întreruptoare; - patrulatere; - un sistem de bare secţionate de lucru şi un sistem de bare by-pass; - două sisteme de bare de lucru şi una de ocolire; - două sisteme de bare de lucru secţionate şi de ocolire. La alegerea schemelor conexiunilor electrice a staţiilor de transformare a întreprinderilor industriale trebuie de consultat materialele tip pentru proiectarea staţiilor de transformare СТО 56947007- 29.240.30.010. Alegerea schemei concrete a conexiunilor electrice la partea de înaltă tensiune 110-400 kV a staţiei trebuie să fie argumentată în proiect. 8.1.12 SPC, SRA se recomandă de realizat cu două transformatoare. În următoarele cazuri poate fi examinată oportunitatea instalării a trei transformatoare: - în cazul unor puteri electrice mari concentrate; - în cazul necesităţii separării alimentării puterilor mari variabile pe transformatoare separate; - pentru secţiile de producere şi întreprinderi cu un număr mare de receptoare electrice din grupa specială a I-ei categorii şi a receptoarelor electrice de I-a categorie, în alimentarea cărora sunt înaintate cerinţe majore ceea ce ţine de fiabilitate. În cazuri argumentate la SPC pot fi instalate autotransformatoare. 8.1.13 Punctele de primire a energiei electrice la întreprinderile industriale care au în componenţa lor receptoare electrice cu curbe de sarcină variabile proeminent, se recomandă de conectat la reţelele 110-400 kV al sistemului energetic cu cei mai mari curenţi de scurtcircuit posibili. La separarea acestor receptoare electrice pe transformatoare în parte, ultimii trebuie conectaţi la reţelele 110-400 kV de destinaţie generală cu cele mai mari valori ale curenţilor de scurtcircuit. 8.1.14 În baza studiului de fezabilitate la staţiile de transformare 110 kV cu transformatoare cu două înfăşurări pot fi utilizate siguranţele fuzibile la partea de înaltă tensiune cu condiţia asigurării selectivităţii siguranţelor fuzibile şi protecţiei liniilor de înaltă şi joasă tensiune. Montarea siguranţelor fuzibile nu se admite pentru transformatoarele cu tensiunea 110 kV, neutrul cărora în procesul de exploatare poate fi deconectat de la pământ. 8.1.15 Instalaţiile de distribuţie închise (IDI) la tensiunea 110 kV pot fi utilizate în următoarele cazuri: - în regiuni cu atmosfera poluată; - în regiuni cu temperaturile de calcul minime ale aerului înconjurător mai joase decât cele admise pentru utilajul electric; - amplasarea instalaţiei de distribuţie deschise nu este posibilă conform condiţiilor şantierului de construcţii. Soluţia referitoare la construcţia IDI 110-400 kV trebuie să fie argumentată în proiect. 8.1.16 Proiectarea planului general al staţiei 110-400 kV, a drumurilor pe teritoriul staţiei, a obiectelor gospodăriei de uleiuri, gospodăriei pneumatice, trebuie realizate conform cerinţelor ПУЭ şi a normelor tehnologice de proiectare a staţiilor de transformare СТО 56947007-29.240.10.028. La staţiile cu tensiunea sub 330 kV nu trebuie prevăzute dispozitive staţionare de ridicat pentru revizia transformatoarelor. În acest scop poate fi utilizat portalul barelor transformatorului sau automacara.

NCM G.01.01:2015

17

8.2 Reţelele 35 kV

8.2.1 Hotărârea de alimentare a întreprinderii industriale de la reţelele 35 kV a sistemului energetic trebuie luată în cazul lipsei în regiunea construcţiei întreprinderii a reţelelor 6-10 şi 110 kV a sistemului electroenergetic. 8.2.2 În dependenţă de puterea consumată şi componenţa receptoarelor electrice în calitate de punct de primire a energiei electrice la întreprindere pot fi utilizate: 8.2.2.1 Staţie de transformare 35/6-10 kV cu transformatoare cu puterea 1,6-10 MVA, cu schema tip a ID-35 kV în conformitate cu СТО 56947007-29.240.30.010. Pentru staţia cu două transformatoare ID 6-10 kV trebuie realizată cu un sistem de bare secţionate printr-un întrerupător. 8.2.2.2 Staţia prefabricată 35/6-10 kV fabricată la uzină, construcţie de tip bloc, seria КТПБ. 8.2.2.3 Staţia de transformare 35/0,4 kV cu transformatoare cu puterea de până la 2,5 MVA. În acest caz trebuie de ţinut cont că la întreprindere trebuie să lipsească receptoarele electrice de înaltă tensiune, iar puterea limită a întreprinderii poate fi limitată prin puterea transformatoarelor instalate. 8.2.3 Alimentarea punctelor de primire indicate se recomandă de realizat prin linii electrice aeriene la 35 kV. 8.2.4 Numărul transformatoarelor instalate la staţiile de transformare şi numărul circuitelor LEA-35 kV se determină în dependenţă de categoria de continuitate în alimentarea cu energie electrică a receptoarelor electrice conectate. În cazul necesităţii compensării curenţilor capacitivi la staţii trebuie instalate reactoare cu legare la pământ. 8.2.5 La unele întreprinderi cu un consum mare de energie pentru alimentarea receptoarelor electrice specifice, de putere mare (sobelor electrice, instalaţiilor de redresare etc.) trebuie creată o reţea locală la 35 kV, care nu va fi reţea de destinaţie generală. Sursele de alimentare a acestei reţele sunt transformatoarele de reţea sau transformatoarele speciale la 110-400/35 kV, autotransformatoare de putere mare cu trei înfăşurări, cu înfăşurarea de medie tensiune la 35 kV. Alimentarea receptoarelor electrice se efectuează de la ID-35 kV prin linii radiale în cablu la 35 kV. Transportul puterii de la sursele de alimentare până la ID-35 kV se realizează sau prin conducte magistrale de curent la 35 kV sau prin linii în cablu la 35 kV. 8.2.6 La proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică la tensiunea 35 kV pentru cuptoarele cu topire cu arc electric (CTAE) cu transformatoare la 35 kV, trebuie de urmat următoarele prevederi: 8.2.6.1 Alimentarea CTAE trebuie realizată de la ID-35 kV a staţiei pentru alimentarea cuptoarelor, la care nu trebuie de conectat alţi consumatori. 8.2.6.2 La o secţie de bare colectoare 35 kV pot fi conectate câteva cuptoare de topire cu arc electric de tip ДСП-25 (puterea transformatorului cuptorului 15 MVA) şi ДСП-50 (puterea transformatorului cuptorului 25-32 MVA). Fiecare cuptor ДСП-100И6 cu transformator 80 MVA se conectează la o secţie de bare separate 35 kV, alimentate de la transformatorul de reţea cu destinaţie generală cu puterea 160 MVA, la 330/35 kV sau de la două transformatoare de reţea 63-80 MVA, 110/35 kV, cu destinaţie generală conectate în paralel. 8.2.6.3 Pe măsura elaborării industriale a transformatoarelor speciale de 100 MVA, rezistente dinamic, ultimele trebuie instalate în locul transformatoarelor cu destinaţie generală. 8.2.6.4 Ţinând cont de fiabilitatea insuficientă a transformatoarelor de reţea cu destinaţie generală, la 160 MVA, în cazul a două instalaţii de cuptoare, se admite de efectuat rezervarea acestora şi de instalat al treilea transformator de 160 MVA. În cazul existenţei a unui cuptor CTAE rezervarea transformatorului de reţea de 160 MVA nu se efectuează. Nu se cere rezervarea transformatoarelor de reţea cu o rezistenţă dinamică sporită.

NCM G.01.01:2015

18

8.2.6.5 În cazul a două CTAE cu transformatoare pentru cuptor cu puterea de până la 80 MVA trebuie să fie prevăzută posibilitatea şi oportunitatea funcţionării în paralel a transformatoarelor de reţea la partea de 35 kV. 8.2.6.6 La barele ID-35 kV ale staţiei pentru cuptoare, trebuie să fie menţinută tensiunea de mers în gol prin alegerea derivaţiei respective la transformatorul de reţea, egală cu tensiunea maxim admisă a transformatorului cuptorului. La funcţionarea CTAE tensiunea la barele colectoare 35 kV trebuie să fie în limitele 38,5-35 kV. 8.2.6.7 Transformatoarele de reţea 110-400/35 kV trebuie conectate la reţelele 110-400 kV ale sistemului energetic în punctele cu cele mai mari valori ale curenţilor de scurtcircuit. 8.3 Reţelele 6-10 kV

8.3.1 Alimentarea întreprinderilor cu o putere electrică neînsemnată se efectuează, de regulă, de la reţelele sistemului energetic la 6-10 kV. În calitate de puncte de primire pot fi utilizate: - punctul de distribuţie central (PDC) sau punctul de alimentare (PA) în cazul puterii de 5-15 MW; - staţia de distribuţie şi transformare (SDT), în cazul puterii întreprinderii care constituie câţiva megawaţi. Alimentarea staţiilor indicate de la reţele sistemului energetic poate fi realizat cu linii în cablu sau linii aeriene 6-10 kV atât prin scheme radiale, cât şi prin scheme magistrale de distribuţie a energiei electrice. Staţiile de transformare sunt construite ca construcţii independente sau asociate cu alte clădiri. 8.3.2 Instalaţiile de distribuţie 6-10 kV la SPC şi SRA sunt ca atare punctele de distribuţie 6-10 kV principale ale întreprinderii. De la ID 6-10 kV a SPC-ului se alimentează PA 6-10 kV secundare, receptoarele electrice 6-10 kV şi PT 6-10/0,4 kV. ID 6-10 kV a SRA este, de regulă, unica staţie de distribuţie a unei secţii de producere mari, a unui bloc de producere al întreprinderii şi de la ea se alimentează receptoarele electrice şi PT 6-10/0,4 kV. Încăperea ID 6-10 kV a SRA se recomandă de asociat sau de încorporat în corpul de producere. 8.3.3 ID 6-10 kV a SPC cu două transformatoare, a SRA se recomandă de realizat cu două sisteme de bare secţionate cu întreruptoare, conectate la înfăşurările divizate ale transformatoarelor de coborâre sau la ramurile reactorului bifurcat cu punct comun, instalat la bornele transformatorului fără înfăşurare divizată. La instalarea transformatoarelor cu înfăşurarea nedivizată (16 MVA şi mai mică) la SPC cu două transformatoare şi SRA se recomandă realizarea ID 6-10 kV cu un sistem de bare secţionate cu un întrerupător. Sistemele de bare colectoare simple secţionate la 6-10 kV funcţionează, de regulă, separat. În cazurile, când la funcţionarea separată a sistemelor de bare colectoare acţionarea AAR (inclusiv rapidă) poate contribui la dereglarea unui proces tehnologic compus, trebuie examinată posibilitatea şi oportunitatea funcţionării în paralel a sistemelor de bare colectoare 6-10 kV. 8.3.4 În cazul instalării la SPC cu două transformatoare sau la SRA a transformatoarelor cu înfăşurările divizate la diferite tensiuni (6 şi 10 kV), instalaţia de distribuţie la fiecare tensiune trebuie realizată printr-un sistem de bare simple secţionate cu un întrerupător. 8.3.5 ID 6-10 kV la SPC, SRA cu un transformator trebuie realizată, de regulă, cu un sistem de bare simple nesecţionate pentru transformatoarele cu înfăşurarea nedivizată şi cu un sistem de bare simple secţionate pentru transformatoarele cu înfăşurarea divizată. 8.3.6 Punctele de distribuţie secundare PD 6-10 kV, alimentate de la SPC, PDC se recomandă de a fi montate pentru consumatorii îndepărtaţi de la SPC, PDC (staţii de compresoare şi de pompare, hală de producere cu câteva PT 6-10/0,4 kV). În cazul unui număr de linii de plecare la tensiunea de 6-10 kV mai puţin de 8, oportunitatea edificării unui PD trebuie să fie argumentată. Puterea limită conectată la PD se determină reieşind din curentul nominal al întrerupătorului liniei care alimentează PD. PD 6-10 kV trebuie realizată cu un sistem simplu de bare secţionate cu un întrerupător.

NCM G.01.01:2015

19

8.3.7 Numărul de trepte de distribuţie a energiei electrice la tensiunea 6-10 kV nu trebuie să fie mai mare de două pentru întreprinderile industriale. Treptele de distribuţie sunt prezentate în tabelul 1. Tabelul 1 – Treptele de distribuţie a energiei electrice la tensiunea 6-10 kV

Sursa de alimentare I treaptă II treaptă

ID 6-10 kV SPC PT, RE ID 6-10 kV SPC PD PT, RE ID 6-10 kV SRA PT, RE

PDC 6-10 kV PD PT, RE PDC 6-10 kV PT, RE PA 6-10 kV PT, RE

Receptoarele electrice 6-10 kV (RE) reprezintă motoare electrice, instalaţii termice, staţii şi instalaţii de redresare. 8.3.8 Distribuţia energiei electrice de la SPC, PDC până la PD 6-10 poate fi realizat prin scheme radiale, magistrale şi mixte în dependenţă de amplasarea teritorială a sarcinilor, a puterii consumate, a cerinţelor de fiabilitate, condiţiilor mediului etc. Schemelor magistrale, de regulă, trebuie de le acordat prioritate ca fiind mai economice. Schema buclată cu linii magistrale la întreprinderi se admite de utilizat pentru alimentarea consumatorilor de categoria a III-a şi parţial a II-a la amplasarea corespunzătoare a grupelor alimentate de la ele a staţiilor de transformare şi în cazul puterilor unitare a transformatoarelor ce nu depăşesc 630 kVA. 8.3.9 Schemele magistrale de distribuţie a energiei electrice la tensiunea 6-10 kV se recomandă de realizat cu conducte de curent, care se deosebesc cu o fiabilitate înaltă în comparaţie cu liniile realizate dintr-un număr mare de linii în cablu în paralel. Pentru întreprinderile cu un consum mare de energie pot fi recomandate schemele magistrale realizate cu conducte de curent la 6-10 kV: - de la transformatoarele SPC prin linii magistrale sunt alimentate câteva PD 6-10 kV; - de la barele de tensiune generatoare şi CET-uri, centrală proprie sunt trasate linii magistrale până la PD 6-10 kV, amplasate pe teritoriul întreprinderii. Traseul conductei de curent în acest caz, trece în afara terenului întreprinderii. Pentru schemele de distribuţie menţionate trebuie, de regulă, de utilizat conducte de curent cu două tronsoane. Utilizarea a două conducte de curent cu un singur tronson în locul conductei de curent cu două tronsoane trebuie să fie argumentată în proiect. Alimentarea a două PD 6-10 kV poate fi realizată prin linie magistrală în cablu, dacă în acest caz nu încurcă amplasarea PD şi valoarea puterii electrice. 8.3.10 Schemele radiale de distribuţie a energiei electrice la tensiunea 6-10 kV trebuie utilizate în cazul sarcinilor situate în diverse direcţii de la sursa de alimentare. Aceste reţele, de regulă, trebuie realizate prin linii în cablu. Schemelor radiale de alimentare a secţiilor 6-10 kV trebuie acordată prioritatea în comparaţie cu schemele magistrale în cazul cerinţelor majorate la fiabilitatea alimentării cu energie electrică a receptoarelor electrice conectate la aceste secţii (la alimentarea de la PD, preponderent a receptoarelor electrice de I-a categorie). 8.3.11 Alimentarea receptoarelor electrice individuale la 6-10 kV (motoarelor, cuptoarelor, instalaţiilor de redresare etc.) trebuie realizate cu linii în cablu radiale de la secţiile 6-10 kV ale staţiei de transformare. Alimentarea PT 6-10/0,4 kV poate fi realizată cu linii în cablu cu scheme atât radiale cât şi magistrale (la o magistrală pot fi conectate până la trei transformatoare cu puterea 1000 kVA sau două transformatoare cu puterea de 16000 kVA fiecare). Refuzul de la schemele magistrale de alimentare a PT trebuie să fie argumentat în proiect. 8.3.12 Pentru întreprinderile industriale pot fi admise scheme cu conectarea la un întrerupător 6-10 kV a două linii în cablu, care pleacă la diferite PD 6-10 kV cu două secţii sau la PT cu două transformatoare. În acest caz, alimentarea PD menţionate şi a PT trebuie să fie prevăzute nu mai puţin decât prin două linii de plecare de la diferite secţii a sursei de alimentare.

NCM G.01.01:2015

20

8.3.13 La alimentarea sarcinilor specifice (neliniare, brusc variabile şi nesimetrice) la 6-10 kV trebuie de ghidat de următoarele prevederi: 8.3.13.1 Alimentarea sarcinilor specifice în regim normal de funcţionare se recomandă de efectuat de la o secţie separată de bare colectoare 6-10 kV, dacă corespunde valoarea puterii electrice. 8.3.13.2 Posturile de transformare 6-10/0,4 kV, de la care se alimentează corpurile de iluminat cu lămpi incandescente şi receptoarelor electrice sensibile la modificarea parametrilor tensiunii în reţelele de distribuţie, trebuie conectate la secţia de bare colectoare 6-10 kV care nu alimentează sarcinile specifice. 8.3.13.3 Secţiile barelor colectoare 6-10 kV menţionate în pct.8.3.13.1, 8.3.13.2 se recomandă de conectat la ramuri diferite ale înfăşurării divizate de joasă tensiune a transformatorului de reţea 110-400/6-10 kV cu puterea 25 MVA şi mai mare. În cazul instalării transformatoarelor de reţea cu înfăşurările nedivizate de joasă tensiune (cu puterea 16 MVA şi mai mică) secţiile menţionate ale barelor colectoare se recomandă de conectat la diverse ramuri ale reactorului divizat 6-10 kV, conectat la bornele transformatorului de reţea. 8.3.13.4 Posturile de transformare 6-10/0,4 kV care nu alimentează puterea menţionată în pсt.8.3.13.2 şi motoarele electrice la 6-10 kV pot fi conectate la orice ramură a înfăşurării divizate a transformatorului de reţea sau reactorului bifurcat. La prezenţa motoarelor sincrone, preferabil ar fi conectarea lor la secţiile de bare de la care sunt alimentate receptoarele electrice specifice. 8.3.13.5 Sarcinile specifice se recomandă de conectat în punctele reţelei 6-10 kV cu cele mai mari valori ale curenţilor de scurtcircuit. 8.3.14 La instalarea reactorului bifurcat la bornele de intrare trebuie prevăzută repartizarea uniformă a puterilor între secţiile postului de transformare. Valoarea curentului pentru fiecare ramură a reactorului bifurcat trebuie să fie luată nu mai mică de 0,675 de la valoarea curentului nominal al transformatorului sau a curentului sumar al sarcinii, ţinând cont de neuniformitatea sarcinilor precum şi de variaţia sarcinilor pe secţii în procesul de exploatare. 8.3.15 PD trebuie amplasate, de regulă, la graniţa sectoarelor alimentate de acestea, astfel ca să nu existe refluxuri inverse de energie. 8.3.16 La proiectarea schemei PT la partea de tensiune 6-10 kV trebuie după posibilitate de evitat utilizarea întrerupătoarelor masive şi scumpe. În acest scop, conductele de curent la tensiunea 6-10 kV trebuie conectate nemijlocit la transformator prin întrerupătoare separate. În lipsa consumului de energie electrică la tensiunea 6-10 kV, în afară de conducta de curent trebuie utilizată schema blocului „transformator-conducta de curent”. 8.3.17 Pentru întreprinderile industriale pot fi utilizate la tensiunea 6-10 kV separatoare de sarcină în set cu siguranţe fuzibile în toate cazurile, când parametrii acestor aparate corespund parametrilor regimurilor de lucru şi de postavarie, precum şi curenţilor de scurtcircuit. În liniile de plecare la tensiunea 6-10 kV siguranţe fuzibile trebuie instalate după separator sau întrerupătorul de sarcină, din partea direcţiei de transport a puterii. 8.3.18 La alegerea întreruptoarelor 6-10 kV pentru receptoarele electrice cu ciclul intermitent de funcţionare, trebuie de luat în consideraţie datele de paşaport referitor la resursele de comutaţie a întrerupătoarelor. 8.3.19 La necesitatea compensării curenţilor capacitivi în reţelele 6-10 kV la staţiile SPC, SRA trebuie să fie instalate reactoare cu legare la pământ. La tensiunea 6-10 kV reactoarele cu legare la pământ sunt conectate la barele colectoare prin întrerupătoare şi transformatoare separate. Nu se admite conectarea reactoarelor de legare la pământ la transformatoarele de servicii proprii, conectate la transformatoare până la bornele de intrare a barelor 6-10 kV, precum şi la transformatoare, protejate cu siguranţe fuzibile. La proiectare instalaţiilor de compensare a curenţilor capacitivi trebuie de ţinut cont de cerinţele instrucţiunilor în vigoare РД 34.20.179.

NCM G.01.01:2015

21

8.4 Posturile de transformare din secţiile de producere

8.4.1 PT de secţie care alimentează receptoarele electrice de forţă şi, de regulă, receptoarele de iluminat ale întreprinderilor industriale reprezintă instalaţiile electrice de bază ale sistemelor de distribuţie a energiei electrice la tensiunea sub 1 kV. 8.4.2 PT de secţie sunt clasificate în funcţie de număr, puterea unitară, schema de conexiune a înfăşurărilor, metoda de răcire a transformatoarelor, schema instalaţiei de distribuţie de joasă tensiune, setul de completare. Alegerea PT de secţie mai ales pentru întreprinderile cu un consum mare de energie, cu o putere considerabilă la partea de joasă tensiune trebuie să fie în proiect argumentat. 8.4.3 Numărul de transformatoare din componenţa PT de secţie se determină, de regulă, de cerinţele de fiabilitate în alimentarea consumatorilor. 8.4.3.1 Alimentarea receptoarelor electrice de I-a categorie trebuie prevăzută de la posturi de transformare cu două şi trei transformatoare. Posturile de transformare cu trei transformatoare se recomandă de utilizat în cazurile când există posibilitatea de a repartiza aproximativ uniform puterea conectată la secţiile instalaţiilor de distribuţie sub 1 kV la PT. 8.4.3.2 Posturile cu două şi trei transformatoare se recomandă de utilizat de asemenea pentru alimentarea receptoarelor electrice de categoria a II-a. 8.4.3.3 Posturile cu două şi trei transformatoare pot fi utilizate atât pentru puterea concentrată cât şi pentru puterea dispersată, alimentată prin reţele magistrale. În cazul puterii concentrate trebuie de acordat preferinţă posturilor cu trei transformatoare. 8.4.3.4 Alimentarea cu energie electrică a obiectelor independente, de destinaţie industrială generală (pompe, staţii de compresoare etc.) se recomandă de efectuat de la posturi cu două transformatoare. 8.4.3.5 Posturile cu un transformator se recomandă de utilizat pentru alimentarea receptoarelor electrice de categoria a III-a, dacă întreruperea în alimentarea cu energie electrică necesară pentru înlocuirea transformatorului defectat nu depăşeşte 24 ore. 8.4.3.6 Posturile cu un transformator de asemenea pot fi utilizate pentru alimentarea receptoarelor de a II-a categorie dacă gradul necesar de rezervare a consumatorilor este asigurat prin linii în cablu la joasă tensiune de la alt transformator şi durata de înlocuire a transformatorului defectat nu depăşeşte 24 ore. 8.4.3.7 În cazul unei puteri considerabile concentrate a receptoarelor de categoria a III-a, în locul a două posturi de transformare cu un transformator, poate fi instalat un post de transformare cu două transformatoare fără instalaţia de anclanşare automată a rezervei (AAR), cu încărcarea maximă a transformatorului în regim normal de funcţionare. 8.4.3.8 În cazul unei puteri concentrate formate de receptoare de categoria a II-a cu o putere considerabilă, poate fi oportună edificarea unui PT de secţie în care sunt instalate câteva transformatoare complet încărcate şi un transformator de rezervă, capabil să înlocuiască oricare din transformatoarele grupei prin intermediul sistemelor de bare de ocolire. Utilizarea unui asemenea PT este oportun în cazul unui număr de şase şi mai multe transformatoare complet încărcate. 8.4.4 Puterea transformatoarelor din posturile cu două şi trei transformatoare trebuie determinată astfel, ca la deconectarea unuia din transformatoare să fie asigurată alimentarea receptoarelor electrice pentru care trebuie rezervarea în regim de postavarie, ţinând cont de posibilitatea de suprasarcină a transformatoarelor. 8.4.5 Raportul dintre coeficienţii de suprasarcină admisă pentru transformatoarele cu ulei în regim de postavarie determinaţi în conformitate cu GOST 14209 şi coeficienţii de încărcare a transformatoarelor în regim normal de funcţionare sunt prezentate în tabelul 2.

NCM G.01.01:2015

22

Tabelul 2- Coeficienţii de încărcare a transformatoarelor cu ulei în regim normal de funcţionare în funcţie de coeficienţii de suprasarcină admisă a transformatoarelor conform GOST 14209-85

Coeficienţii de încărcare a transformatoarelor cu ulei în regim normal de

funcţionare Coeficientul de suprasarcină admisă a transformatoarelor

conform GOST 14209 PT cu două transformatoare PT cu trei transformatoare 1,0 0,5 0,666 1,1 0,55 0,735 1,2 0,6 0,8 1,3 0,65 0,86 1,4 0,7 0,93

8.4.6 Pentru transformatoarele uscate valoarea limită a coeficientului de suprasarcină admisă a transformatorului se ia egal cu 1,2. 8.4.7 În cazul unui număr considerabil de PT de secţie instalate şi a unei puteri dispersate, alegerea puterii unitare a transformatoarelor trebuie efectuata în baza calculelor tehnico-economice. Factorii determinanţi la alegerea puterii unitare a transformatorului sunt cheltuielile pentru reţeaua 0,4 kV, pierderile de putere în reţeaua de alimentare şi în transformatoare, cheltuielile pentru partea constructivă a PT. În reţelele cu tensiunea 0,4 kV la determinarea puterii unitare a transformatorului se admite de utilizat următoarele criterii: - la o densitate a puterii sub 0,2 kVA/m2 – 1000, 1600 kVA; - la o densitate a puterii 0,2-0,5 kVA/m2 – 1600 kVA; - la o densitate a puterii mai mare de 0,5 kVA/m2 - 2500, 1600 kVA. În cazurile când puterea nu este dispersată, dar concentrată pe sectoare separate ale secţiei, alegerea puterii unitare a transformatoarelor PT de secţie nu trebuie să fie efectuată conform criteriului densităţii relative a puterii. 8.4.8 Pentru secţiile de producere cu un consum mare de energie, la un număr considerabil de PT de secţie se recomandă de a unifica puterile unitare ale transformatoarelor. 8.4.9 Transformatoarele PT de secţie cu puterea 400-2500 kVA se fabrică cu schema de conexiune a înfăşurărilor „stea-stea” cu curentul admis în conductorul nul egal cu 0,25 de la curentul nominal al transformatorului, sau „triunghi-stea” cu conductor nul, prevăzut la un curent egal cu 0,75 de la curentul nominal al transformatorului. Conform condiţiilor de fiabilitate în acţionarea protecţiei contra scurtcircuitelor monofazate în reţelele cu tensiunea sub 1 kV şi posibilităţii conectării sarcinilor nesimetrice, preferabil este utilizarea transformatoarelor cu schema de conexiune „triunghi-stea”. 8.4.10 Alegerea executării transformatorului conform metodei de răcire a înfăşurărilor (cu ulei, uscat, împlut cu lichid neinflamabil etc.) se determină în dependenţă de condiţiile mediului înconjurător, de cerinţele antiincendiare, de soluţiile constructive ale clădirii industriale. 8.4.11 PT de secţie pot avea următoarele scheme ale instalaţiilor de distribuţie de joasă tensiune: 8.4.11.1 Sistemul de bare simple secţionate cu conectarea fixată a fiecărui transformator la secţia sa prin întrerupător automat, proiectat pentru transmiterea puterii transformatorului ţinând cont de posibilitatea lui de suprasarcină. Întrerupătorul automat de secţionare în regim normal de funcţionare este deconectat. La barele colectoare este prevăzut dispozitivul AAR. 8.4.11.2 Cu două secţii de bare colectoare, care nu sunt conectate nemijlocit între ele. Bornele divizate ale fiecărui transformator sunt conectate la diferite secţii de bare colectoare prin intermediul întrerupătoarelor automate, proiectate fiecare pentru transmiterea a jumătate din puterea transformatorului luând în consideraţie posibilitatea lui de suprasarcină. Două din patru întrerupătoare acţionate sunt utilizate în scopul rezervării dispozitivului AAR. Astfel de PT cu transformatoare cu puterea de 250, 400, 630 kVA sunt utilizate în reţelele urbane. în timpul actual se elaborează PT analogice cu puterea de 1000, 1600 şi 2500 kVA pentru întreprinderile industriale. 8.4.12 PT de secţie cu un transformator pot avea următoarele scheme ale instalaţiilor de distribuţie la joasă tensiune:

NCM G.01.01:2015

23

8.4.12.1 Sistemul de bare simple colectoare nesecţionate conectate la bornele transformatorului prin întrerupător automat, proiectat pentru transmiterea puterii totale ale transformatorului. 8.4.12.2 Cu două secţii de bare colectoare fără legătură între ele, conectate la borna înfăşurării divizate a transformatorului prin întrerupătoare automate, fiecare dintre care este proiectat pentru transmiterea jumătăţii din puterea totală a transformatorului. 8.4.13 PT de secţie are instalaţie de distribuţie de joasă tensiune cu şase secţii de bare colectoare, fiecare din ele fiind conectată prin întrerupător automat la borna înfăşurării divizate a transformatorului. rezervarea alimentării se efectuează prin trei întrerupătoare automate care leagă între ele secţiile nr.2 şi 3, 4 şi 5, 1 şi 6. 8.4.14 Oricare din schemele descrise mai sus ale instalaţiilor de distribuţie de joasă tensiune ale PT de secţie permit de a realiza schema blocului „transformator-magistrală”. 8.4.15 PT de secţie se clasifică în PT prefabricate de uzină (PTP) şi PT montate la locul instalării (PT). La proiectare trebuie preferate PTP, care asigură o fiabilitate mai mare şi reduce durata construcţiei. 8.4.16 PT de secţie şi PTP nu trebuie să aibă bare colectoare la tensiunea primară. Instalarea aparatului de deconectare înaintea transformatorului de secţie în cazul alimentării magistrale a PT este obligatorie. Conectarea directă a PT de secţie poate fi utilizată în cazul alimentării cu linii în cablu radiale conform schemei blocului „linie-transformator”, cu excepţia cazurilor: - alimentarea de la punctul de alimentare care se află în subordinea altei organizaţii de exploatare; - necesităţii instalării aparatului de deconectare conform condiţiilor de protecţie. 8.5 Reţelele la tensiunea sub 1 kV 8.5.1 Reţelele electrice de curent alternativ la tensiunea sub 1 kV la întreprinderile industriale se clasifică în reţele de alimentare sub 1 kV (de la PT de secţie până la ID sub 1 kV) şi reţelele de distribuţie sub 1 kV (de la ID sub 1 kV până la receptoarele electrice). 8.5.2 Reţele de alimentare de forţă sub 1 kV sunt amplasate atât în incinta clădirilor şi construcţiilor, cât şi în afara lor. 8.5.3 Reţelele de alimentare din incinta secţiilor de producere pot fi realizate atât cu linii magistrale cât şi cu linii radiale. Alegerea tipului reţelei depinde de amplasarea utilajului tehnologic, de cerinţele de continuitate în alimentarea cu energie electrică, de condiţiile mediului înconjurător, de probabilitatea modificării procesului tehnologic care contribuie la înlocuirea utilajului tehnologic, de amplasarea PT de secţie. Fiecare tip de pozare a reţelei are domeniile sale preferenţiale de utilizare. 8.5.4 Reţelele magistrale de alimentare de forţă se recomandă de utilizat în următoarele cazuri: - pentru secţiile de producere cu un consum mare de energie, la distribuţia energiei electrice de la transformatoarele 1600 şi 2500 kVA; - pentru asigurarea unei independenţe a instalaţiilor electrice de tehnologie şi partea constructivă, ceea ce este important la posibile modificări ale procesului tehnologic şi înlocuirii utilajului tehnologic, la realizarea lucrărilor de proiectare şi de montare în cazurile lipsei datelor iniţiale complete referitoare la utilajul tehnologic instalat; - la crearea reţelelor modulare pentru secţiile de producere cu puterea uniform repartizată pe suprafaţa secţiei. 8.5.5 Pentru transformator cu puterea 1000 kVA trebuie prevăzută, de regulă, o magistrală, pentru transformatoarele cu puterea 1600 şi 2500 kVA – nu mai mult de două magistrale. Nu trebuie admisă utilizarea schemelor de distribuţie a energiei electrice, la care de la un transformator pleacă câteva magistrale radiale (bare) cu capacitatea sumară de transport ce depăşeşte cu mult puterea nominală a transformatorului.

NCM G.01.01:2015

24

8.5.6 Reţelele radiale de alimentare din incinta secţiilor de producere trebuie utilizate pentru mediu nefavorabil al încăperii (instalaţiile cu mediu cu pericol de explozie şi de incendiu, prezenţa prafului conductor, mediu chimic activ etc.), pentru cerinţe sporite de asigurare a continuităţii în alimentarea cu energie electrică a ID sub 1 kV. 8.5.7 În cazurile, când pentru obiect pot fi utilizate atât scheme magistrale cât şi scheme radiale de distribuţie a energiei electrice, alegerea tipului reţelei trebuie efectuat în baza calculelor tehnico-economice. 8.5.8 Reţelele magistrale de alimentare se recomandă realizate utilizând bare magistrale capsulate prefabricate. 8.5.9 Reţelele exterioare de alimentare la tensiunea sub 1 kV se recomandă a fi realizate, de regulă, prin linii în cablu radiale. 8.5.10 La întocmirea reţelei de alimentare sub 1 kV, în scopurile majorării fiabilităţii de alimentare cu energie electrică se recomandă îndeplinirea următoarelor cerinţe: 8.5.10.1 ID sub 1 kV trebuie amplasată în apropierea centrelor de sarcină. 8.5.10.2 Reţelele de alimentare sub 1 kV trebuie concepute astfel, încât lungimea reţelei de distribuţie sub 1 kV să fie minimă posibilă. 8.5.10.3 Reţelele de alimentare se recomandă a fi pozate aparent. Utilizarea conductoarelor în tuburi trebuie să fie argumentată. 8.5.10.4 Fiecare sector sau filială a secţiei se recomandă de alimentat de la una sau câteva ID la tensiune sub 1 kV de la care trebuie, de regulă, alimentate alte sectoare sau filiale ale secţiei. De asemenea, se recomandă atribuirea PT la anumite secţii de producere, dacă acesta nu-i împiedicată de puterea nesemnificativă. 8.5.10.5 La proiectarea reţelei de alimentare trebuie de ţinut cont de necesitatea evidenţei separate a energiei electrice pentru diverse secţii de producere, dacă aceasta nu contribuie la scumpirea considerabilă a reţelelor de alimentare. 8.5.11 Utilizarea la întreprinderile industriale a reţelelor de alimentare de uz general la curent continuu trebuie argumentată în proiect. 8.5.12 Reţele de distribuţie sub 1 kV pot fi realizate în linii magistrale sau radiale. Alegerea tipului reţelei depinde de schiţa de amplasare şi gabaritele utilajului tehnologic, condiţiile mediului, particularităţile de efectuare a lucrărilor de ridicare şi transportare în secţie. 8.5.13 Reţelele magistrale de distribuţie sub 1 kV se recomandă de realizat cu ajutorul barelor capsulate de distribuţie prefabricate. 8.5.14 Reţelele radiale de distribuţie sub 1 kV trebuie utilizate la distribuţia energiei electrice de la tablourile de distribuţie, de la punctele, tablourile şi dulapurile staţiilor de comandă, a altor tipuri de dispozitive prefabricate la joasă tensiune. 9 Determinarea puterilor electrice şi a consumului de energie electrică 9.1 Determinarea sarcinilor electrice trebuie efectuată la elaborarea sistemelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale la toate fazele de proiectare în corespundere cu NCM A.07.02. 9.2 La etapa anteproiect în corespundere cu NCM A.07.02 trebuie determinată puterea electrică totală a întreprinderii, care permite soluţionarea conectării întreprinderii la reţelele sistemului energetic. Puterea electrică prognozată se determină conform consumului real de energie a unei întreprinderi analogice (de acelaşi tip), sau conform valorii veridice a coeficientului de cere, la existenţa datelor

NCM G.01.01:2015

25

referitoare la puterea sumară instalată a receptoarelor electrice sau prin intermediul indicatorilor specifici ai consumului de energie electrică. 9.3 La etapa proiect trebuie efectuat calculul sarcinilor electrice în scopul realizării schemei de alimentare cu energie electrică a întreprinderii la tensiunea 6-10 kV şi mai înaltă, alegerea şi comanda utilajului electric al staţiilor de transformare şi al altor elemente ale reţelei electrice a întreprinderii. Calculul puterilor electrice se efectuează în paralel cu proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică în următoarea consecutivitate: 9.3.1 Se efectuează calculul puterilor electrice la tensiunea sub 1 kV în general pentru blocul (întreprinderea) în scopul identificării numărului total şi a puterii PT de secţie. 9.3.2 Se efectuează calculul puterilor electrice la tensiunea 6-10 kV şi mai înaltă la barele colectoare ale PD, SPC, SRA. 9.3.3 Se determină puterea electrică de calcul a întreprinderii în punctul de delimitare cu sistemul energetic. 9.4 La etapa proiect de execuţie şi documentaţie de execuţie, suplimentar la calculele indicate în pct.9.3 trebuie efectuat calculul puterilor electrice ale reţelelor de alimentare la tensiunea sub 1 kV şi la barele fiecărui PT de secţie. Calculul se efectuează simultan cu proiectarea reţelei de alimentare la tensiunea sub 1 kV. Conform calculelor efectuate sunt determinate secţiunile conductoarelor reţelelor de alimentare la tensiunea sub 1 kV şi alegerea aparatelor de protecţie, sunt precizate puterile transformatoarelor PT de secţie. 9.5 Determinarea sarcinilor electrice la fazele de proiectare în conformitate cu NCM A.07.02 trebuie efectuată conform metodelor de calcul al sarcinilor electrice indicate în РТМ 36.18.32.4 şi consultând [8]. Nu se admite utilizarea indicaţiilor anterioare care contribuie la majorarea atât a puterilor medii, cît şi a puterilor maxime. 9.6 Metoda perfecţionată de determinare a sarcinilor electrice se bazează pe următoarele prevederi. 9.6.1 Datele iniţiale de calcul sunt tabelele – sarcinile de la tehnologi, specialişti de tehnică sanitară şi climatizare şi de la alte subdiviziuni adiacente în care se indică datele receptoarelor electrice. 9.6.2 În calcule sunt utilizate valorile medii ponderate ale coeficienţilor de utilizare Ku şi a factorilor de putere pentru diverse receptoare electrice care se conţin în materialele de referinţă. 9.6.3 Sunt adoptate următoarele constante ale duratei de timp de încălzire: - pentru reţelele sub 1 kV – 10 min; - pentru reţelele la tensiunea supra 1 kV – 30 min; - pentru transformatoare şi bare magistrale – 150 min. 9.6.4 Valorile coeficienţilor de cerere Kc sunt determinate în funcţie de coeficientul de utilizare, numărul echivalent de receptoare şi constanta duratei de timp de încălzire. 9.6.5 Valorile coeficienţilor de simultaneitate Ks pentru determinarea sarcinilor de calcul la barele 6-10 kV la PA, SPC sunt determinaţi în funcţie de coeficienţii de utilizare, valoare medie ponderată şi numărul de conexiuni 6-10 kV la barele colectoare la PA , SPC. 9.6.6 Valorile reale ale puterilor de calcul pot depăşi cele de calcul cu o probabilitate nu mai mare de 0,05. 9.7 Indicaţiile nu se referă la determinarea sarcinilor electrice a receptoarelor electrice cu curba de sarcină variabilă brusc (cuptoarelor de topire prin arc, acţionărilor electrice ale instalaţiilor de topire, ale sudării prin contact etc.), a transportului electric industrial, precum şi a receptoarelor electrice cu curba cunoscută a sarcinii.

NCM G.01.01:2015

26

9.8 La calculul puterilor electrice trebuie să fie determinate separat puterile receptoarelor electrice din grupa specială a I-ei categorii şi puterile electrice ale receptoarelor de categoria a III-a. 9.9 Consumul anual de energie activă şi reactivă consumată de întreprinderea industrială se recomandă de fi calculat în baza puterilor electrice de calcul şi a duratei anuale de utilizare a puterilor active şi reactive maxime. 10 Calculul curenţilor de scurtcircuit (SC)

10.1 În proiectul de alimentare cu energie electrică a întreprinderii trebuie să fie prezentate datele de calcul a curenţilor de SC, utilizaţi pentru alegerea aparatelor şi conductoarelor, pentru calculul protecţiei prin relee şi a parametrilor de calitate a energiei electrice. 10.2 Calculul curenţilor de SC trebuie efectuat reieşind din dezvoltarea sistemului proiectat de alimentare cu energie electrică. 10.3 Metodele de calcul a curenţilor de SC sunt expuse în următoarele standarde: GOST 27514 – pentru instalaţiile electrice de curent alternativ la tensiunea supra 1 kV şi [5]; GOST 28249, SM SR EN 60909-0, SM CEI/TR 60909-2, SM CEI/TR 60909-4 – pentru instalaţiile electrice de curent alternativ la tensiunea de sub 1 kV; GOST 29176 – pentru instalaţiile electrice de curent continuu. Acţiunea electrodinamică şi termică a curenţilor de SC sunt examinate în GOST 30323 şi [6]. 10.4 Pentru întreprinderi industriale determinarea curenţilor monofazaţi de SC în instalaţiile sub 1 kV poate fi efectuată, pe lângă GOST 28249, SM SR EN 60909-0, SM CEI/TR 60909-2, SM CEI/TR 60909-4 recomandate, prin metoda componentelor simetrice, metoda buclei faza-zero [11]. 10.5 În dependenţă de prezenţa datelor iniţiale pentru calcul, metoda buclei faza-zero permite de determinat valoarea curentului de SC monofazat atât prin suma rezistenţei active şi a reactanţei circuitului curentului de fază şi a conductorului nul, precum şi prin suma impedanţelor (z) tuturor sectoarelor consecutive ale circuitului de SC. În primul caz, ca şi în metoda componentelor simetrice se ţine cont de rezistenţele tuturor elementelor circuitului de SC, inclusiv de rezistenţa transformatorului de curent, a întrerupătoarelor automate, a conexiunilor de contact şi a arcului electric. Exactitatea calcului în acest caz nu se diferă de precizia metodei componentelor simetrice, însă pentru calcul nu sunt necesare datele referitoare la rezistenţa de secvenţă homopolară, care nu întotdeauna pot fi găsite pentru schema respectivă. În al doilea caz, rezistenţele elementelor în parte ale circuitului de scurtcircuit şi al arcului electric nu se iau în considerare, deoarece sumarea aritmetică (în locul celei geometrice) a impedanţelor aduce, de regulă, la majorarea impedanţei circuitului de SC şi de fapt compensează lipsa evidenţei elementelor în parte. Calculul curentului de SC monofazat conform sumei impedanţelor este cel mai simplu în comparaţie cu celelalte două metode, dar puţin cedează ultimilor în ceea ce priveşte exactitatea rezultatului. 10.6 La calculul curentului de SC trifazat în instalaţiile cu tensiunea sub 1 kV trebuie de ţinut cont nu numai de rezistenţele active şi de reactanţele tuturor elementelor din circuitul SC, dar şi rezistenţele active a tuturor contactelor din acest circuit (la bare, la bornele de intrare şi de ieşire ale aparatelor, contactele de joncţiune ale aparatelor şi contactul în locul de SC). În cazul lipsei datelor veridice referitor la contacte şi rezistenţele tranzitorii se admite în calculul curenţilor de SC în reţelele alimentate de transformatoarele cu puterea de până la 2500 kVA inclusiv, de a lua în consideraţie impedanţa lor prin introducerea în calcul a valorii rezistenţei active: 10.6.1 Pentru instalaţiile de distribuţie sub 1 kV, la PT de secţie cu puterea de până la 1000 kVA inclusiv – 0,015 Ohm, pentru instalaţiile de distribuţie sub 1 kV a PT de secţie cu puterea de 1600 şi 2500 kVA, valorile rezistenţelor active necesită a fi precizate; 10.6.2 Pentru punctele de distribuţie primare de secţie, precum şi la bornele aparatelor alimentate prin linii radiale de la tablourile posturilor de transformare sau de la magistralele principale – 0,02 Ohm;

NCM G.01.01:2015

27

10.6.3 Pentru punctele de distribuţie secundare de secţie, precum şi la bornele aparatelor alimentate de la punctele de distribuţie primare – 0,025 Ohm. 10.6.4 Pentru aparatajul instalat nemijlocit la receptoarele electrice care primesc alimentare de la punctele de distribuţie secundare – 0,03 Ohm. 10.7 La proiectarea sistemului de alimentare cu energie electrică a întreprinderii industriale, care are în componenţa sa receptoare electrice sensibile la modificarea parametrilor tensiunii (PTBA), trebuie optimizată valoarea de calcul a curentului de SC ţinând cont de doi factori: - asigurarea posibilităţii de utilizare a aparatelor electrice de construcţie uşoară şi conductoarelor cu secţiuni mai mici; - asigurarea menţinerii parametrilor de tensiune ai energiei electrice în limitele admise. În cazurile necesare valoarea de calcul al curentului de SC trebuie determinată în urma calcului tehnico-economic conform minimului de cheltuieli actualizate pentru limitarea curenţilor de SC şi măsurile de menţinere a PTBA în limitele normate. Ţinând cont de costul considerabil al mijloacelor tehnice de menţinere a PTBA în limitele admise se recomandă, de regulă, ca întreprinderile industriale menţionate de a fi conectate la punctele reţelei sistemului energetic cu cele mai mari valori ai curenţilor de SC. 10.8 În calitate de mijloace de limitare a curenţilor de SC la întreprinderile industriale pot fi utilizate: - reactoare de limitare a curentului; - transformatoare cu înfăşurarea de joasă tensiune divizată; - transformatoare cu valoarea majorată a tensiunii de SC; - dispozitive speciale de limitare a curentului de SC în baza tiristoarelor de acţionare rapidă. 10.9 În cazul necesităţii limitării curenţilor de SC la PA 6-10 kV trebuie efectuată instalarea reactoarelor de limitare a curenţilor în liniile de alimentare sau instalarea reactoarelor de grupă în liniile de plecare 6-10 kV, cu conectarea de până la 4 linii la un reactor. Reactanţa individuală a liniilor de plecare trebuie să fie argumentată. 11 Calitatea energiei electrice 11.1 Pentru reţelele electrice de uz general conform standardului SM EN 50160 sunt stabiliţi următorii parametri ai tensiunii şi banda de abatere admisibilă (PTBA), prezentaţi în tabelul 3. 11.2 Punctul de calcul este punctul de conectare al întreprinderii industriale la reţeaua operatorului. De regulă, punctul de calcul coincide cu punctul de delimitare dintre consumator şi operatorul de reţea. Tabelul 3 - Parametrii ai tensiunii şi banda de abatere admisă conform SM EN 50160 Denumirea parametrului

tensiunii

Caracteristicile tensiunii de alimentare (banda de abatere admisibilă)

Variaţiile frecvenţei, Hz ,fΔ

JT, MT: valoarea medie a fundamentalei măsurată pe 10 s ± 1 % (49,5 - 50,5 Hz) pentru 99,5% din săptămână; - 6 % / + 4% (47 - 52 Hz) pentru 100% din săptămână.

Variaţiile amplitudinii tensiunii,

JT, MT: ±10 % pentru 95% din săptămână, media pe 10 minute a valorilor efective

Variaţiile rapide ale tensiunii

JT: 5 % normal; 10 % nefrecvent Plt < 1 pentru 95 % din săptămână. MT: 4 % normal; 6 % nefrecvent Plt < 1 pentru 95 % din săptămână.

Goluri ale tensiunii de alimentare

În majoritate: durata < 1s , adâncimea < 60%. Goluri limitate local datorate cuplării unei sarcini: JT: 10-50 %, MT: 10-15 %

Întreruperi de scurtă JT, MT: (până la 3 minute) câteva zeci - câteva sute/an

NCM G.01.01:2015

28

durată ale tensiunii de alimentare

Durata pentru 70 % din ele < 1s

Întreruperi de lungă durată ale tensiunii de alimentare

JT, MT: (până la 3 minute) < 10- 50 / an

Supratensiuni temporare de frecvenţă industrială

JT < 1,5 kV valoarea efectivă MT: 1,7 Uc (în reţele cu neutru legat direct la pământ sau printr-o impedanţă) 2 Uc (în reţele cu neutru izolat sau legat printr-o bobină de rezonanţă)

Supratensiuni tranzitorii JT: în general < 6 kV ocazional mai mari; durata ms - sμ MT: nedefinite

Nesimetria tensiunii de alimentare

JT, MT: până la 2 % pentru 95 % din săptămână, media valorilor efective pe 10 minute. până la 3 % în unele puncte.

Tensiuni armonice JT, MT: vezi tabelul 3.2, SM EN 50160 Tensiuni interarmonice JT, MT: în studiu 11.3 Operatorul de reţea determină pentru punctul de calcul, conform SM SR EN 61000-4-7, SM SR EN 61000-4-30, consultând РД 153-34.0-15.502 şi [7, 12] valorile admise ale contribuţiilor de calcul ale consumatorului (VCAC) în valorile PTBA normate de standardul SM EN 50160. 11.4 La proiectarea sistemelor de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale trebuie prevăzute măsuri şi dispozitive, care ar asigura în punctul de calcul valorile indicate ale VCAC şi care ar permite de a efectua controlul şi analiza valorilor PTBA. 11.5 Îmbunătăţirea calităţii energiei electrice este asigurată de proiectarea raţională a schemelor de alimentare cu energie electrică, precum şi utilizarea în caz de necesitate a mijloacelor tehnice speciale (filtre de putere, instalaţiilor de compensare statică şi dinamică ş.a.). 11.6 La proiectarea întreprinderii cu sarcini specifice (neliniare, brusc variabile, nesimetrice) trebuie de ţinut cont, că mijloacele tehnice speciale instalate simultan asigură compensarea puterii reactive (CPR) şi menţinerea valorilor PTBA. De aceea, în proiectare întrebările calităţii energiei electrice şi a compensaţiei puterii reactive pentru întreprinderile cu sarcini specifice trebuie examinate simultan. 11.7 Conform standardului SM EN 50160 sunt normate valoarea abaterii limită a tensiunii ±10% pentru condiţii normale de funcţionare. În regimurile tranzitorii, abaterea tensiunii nu se normează şi de exemplu, la pornirea unui motor electric de mare putere pot depăşi valorile indicate. Valoarea depăşită depinde de schema reală de alimentare cu energie electrică, de particularităţile receptoarelor electrice conectate, de caracteristicile aparatelor de comutaţie, dar în toate cazurile pornirea unui motor mare nu trebuie să aducă la perturbarea funcţionării a altor receptoare electrice. 11.7.1 Reglarea tensiunii în sistemele de alimentare cu energie electrică a întreprinderilor industriale, în general, trebuie să fie asigurată prin utilizarea transformatoarelor şi autotransformatoarelor cu reglarea tensiunii sub sarcină şi alegerea ramificaţiei optime la transformatoarele care nu sunt reglabile sub sarcină. 11.7.2 Dacă regimul de funcţionare al receptoarelor electrice este diferit şi ele au o distanţă diferită de la punctul de alimentare şi dacă există receptoare electrice foarte sensibile la abaterea tensiunii, trebuie prevăzute mijloace de grupă sau individuale pentru reglarea tensiunii în nodurile de sarcină, cum ar fi utilizarea bateriilor de condensatoare reglabile, comanda automată cu excitaţia motoarelor electrice sincrone, utilizarea instalaţiilor de stabilizare şi limitare a tensiunii etc. 11.8 Nesinusoidalitatea tensiunii este cauzată de conectarea la reţea a receptoarelor electrice cu caracteristică voltamperică neliniară, care reprezintă surse de armonici superioare. La astfel receptoare electrice se referă: acţionările electrice cu tiristoare, cuptoarele cu arc electric, instalaţiile de sudare, lămpile cu descărcare în gaze etc. La proiectare, în scopul reducerii influenţei negative a armonicelor superioare asupra elementelor instalaţiilor electrice, trebuie urmate recomandaţiile ce ţin de întocmirea schemelor de alimentare cu energie electrică (vezi compartimentul 4), şi după

NCM G.01.01:2015

29

posibilitate de majorat numărul fazelor de redresare a redresoarelor cu diode. În cazul insuficienţei măsurilor menţionate trebuie utilizate filtre de rezonanţă de tip LC. 11.9 Receptoarele electrice cu caracter brusc variabil al sarcinii (acţionările electrice, cuptoarele cu arc electric etc.) cauzează variaţii inadmisibile ale tensiunii şi flicker a tensiunii. La întocmirea schemei de alimentare cu energie electrică, trebuie de urmat prescripţiile compartimentului 4. Este oportun de micşorat reactanţa reţelei, pot fi eficiente şi instalaţiile de compensare longitudinale. În acele cazuri, când la perfecţionarea schemei de alimentare este imposibil de a micşora valorile PTBA, pot fi utilizate compensatoare sincrone rapide sau instalaţii statice de compensare dinamică cu acţiune directă sau indirectă. 11.10 Regimurile nesimetrice ale curenţilor şi tensiunilor sunt cauzate de conectarea sarcinilor nesimetrice, deci a astfel de receptoare electrice, realizarea simetriei polifazate a cărora este inoportună sau imposibilă. La astfel de receptoare electrice se referă instalaţii termice individuale şi instalaţii de sudare, iluminatul electric, sarcinile monofazate speciale. Conectarea a astfel de puteri la reţeaua trifazată de putere limitată cauzează regimuri de curenţi şi tensiuni nesimetrice de lungă sau scurtă durată care pot fi micşorate prin conectarea puterilor nesimetrice în punctul reţelei cu puterea de SC cea mai mare posibilă şi repartizarea uniformă a puterilor monofazate şi bifazate pe toate trei faze. Dacă măsurile indicate sunt insuficiente, se recomandă de a utiliza instalaţii de simetrizare. Pentru puterea monofazată sau bifazată de valoare considerabilă trebuie utilizate instalaţii de simetrizare nereglabile care transformă aceste puteri în trifazate. În acele cazuri, când puterea pe faze se modifică în decursul unor mici intervale de timp, nesimetria reţelei poartă un caracter de scurtă durată şi caracter aleatoriu, trebuie utilizate instalaţii de simetrizare statice reglabile cu o reacţie foarte mare. 11.11 Pentru o serie de receptoare electrice cu proces tehnologic continuu, tehnică de calcul, instalaţii de telecomunicaţii etc., o importanţă deosebită o are durata şi adâncimea golurilor de tensiune. De menţionat, că normarea PTBA menţionaţi este dificilă, deoarece depinde de particularităţile utilajului şi procesul tehnologic al instalaţiei concrete. În calitate de mijloace tehnice pot fi utilizate instalaţii de alimentare neîntreruptă cu baterii de condensatoare şi mijloace tehnice speciale, care ar permite de asigura o formă neîntreruptă şi nedistorsionată a curbei de tensiune la consumator în cazul unor goluri de diferite adâncimi şi durate. 11.12 Pentru funcţionarea normală a echipamentului, trebuie ca nivelul influenţei electromagnetice să fie menţinut în limitele prevăzute de standardele SM SR EN 61000-3-2 şi SM SR EN 61000-3-3. 12 Compensarea puterii reactive 12.1 Proiectarea instalaţiilor de compensare a puterii reactive (CPR) la întreprinderile industriale trebuie efectuată separat pentru reţelele electrice cu destinaţie generală şi pentru reţelele electrice cu puteri specifice (neliniare, brusc variabile, nesimetrice). 12.2 La alegerea mijloacelor de CPR pentru reţelele electrice de destinaţie generală trebuie de urmat indicaţiile: 12.2.1 În calitate de mijloace de CPR sunt utilizate baterii de condensatoare de joasă şi de înaltă tensiune la 0,4 kV şi 6-10 kV şi motoare electrice sincrone (MS) la tensiunea 6-10 kV. 12.2.2 Datele iniţiale pentru alegerea mijloacelor de CPR sunt puterile de calcul electrice ale întreprinderii, inclusiv în punctul de delimitare cu sistemul energetic. 12.2.3 Alegerea mijloacelor de CPR şi a puterii instalaţiilor de compensare se efectuează în corespundere cu [17] şi consultând [9]. 12.2.4 Bateriile de condensatoare la tensiunea sub 1 kV pot fi amplasate în încăperile electrotehnice sau nemijlocit în încăperile de producţie. 12.2.5 Instalarea bateriilor de condensatoare la tensiune sub 1 kV nemijlocit în încăperile industriale trebuie realizate, îndeplinind următoarele condiţii:

NCM G.01.01:2015

30

- distribuţia energiei electrice se efectuează prin bare magistrale; - mediul înconjurător nu conţine praf combustibil, substanţe chimice active, nu se referă la zone cu pericol de incendiu şi cu pericol de explozie; - trebuie să fie excluse acţiunile mecanice care parvin de la mijloacele de transport şi marfa transportată; - gradul de protecţie a învelişului bateriilor de condensatoare trebuie să fie nu mai jos de IP 4X în conformitate cu standardul SM SR EN 60529. 12.2.6 Pentru condiţiile care diferă de cele enumerate în pct.12.2.5, bateriile de condensatoare cu tensiunea sub 1 kV se recomandă de instalat în încăperile PT de secţie. Numărul bateriilor (nu mai mult de două la un transformator) este determinat de puterea transformatorului şi gradul de compensare. Bateriile de condensatoare pot fi amplasate în încăperile pentru maşini electrice şi alte încăperi electrotehnice. 12.2.7 Bateriile de condensatoare la 6-10 kV trebuie amplasate, de regulă, în încăperi separate (special prevăzute pentru acestea), precum şi în încăperi pentru maşini electrice şi PT. 12.2.8 Instalaţiile bateriilor de condensatoare sub 1 kV şi la 6-10 kV trebuie comandate manual pentru conectarea sau deconectarea instalaţiei în general sau a unei părţi ai acesteia de către personalul ce o exploatează. 12.2.9 Instalaţiile bateriilor de condensatoare sub 1 kV trebuie să aibă reglarea automată în trepte a puterii în funcţie de puterea reactivă, de curentul reactiv sau curentul sumar al nodului de sarcină. 12.2.10 Reglarea automată a puterii bateriilor de condensatoare la tensiunea 6-10 kV se recomandă de efectuat în cazul existenţei la consumator a întrerupătoarelor 6-10 kV, destinate pentru comutaţia frecventă a puterii capacitive. În cazul lipsei acestora, reglarea puterii bateriilor de condensatoare la tensiunea 6-10 kV nu trebuie efectuată. 12.2.11 Motoarele sincrone la tensiunea 6-10 kV, puterea reactivă care se utilizează pentru CPR, trebuie să aibă reglare automată a excitaţiei în funcţie de puterea reactivă a nodului de sarcină în punctul de delimitare cu sistemul energetic. 12.2.12 La un număr considerabil de instalaţii de CPR, la proiectarea acestora, este necesară examinarea posibilităţii comenzii centralizate din punctul de dispecerat. 12.3 La alegerea mijloacelor de CPR pentru reţelele electrice cu sarcini specifice trebuie de ţinut cont de următoarele recomandaţii. 12.13.1 În calitate de mijloace de CPR pentru reţele cu sarcini neliniare şi brusc variabile pe lângă mijloacele de CPR utilizate în reţelele cu destinaţie generală (baterii de condensatoare la tensiunea sub 1 kV şi la 6-10 kV, motoarele sincrone de 6-10 kV), pot fi utilizate filtre de rezonanţă de putere LC şi instalaţii dinamice de compensare a puterii reactive cu acţiune directă sau indirectă. 12.3.2 Alegerea mijloacelor de CPR depinde de valorile determinate în punctul de calcul (pct.12.3.4) al următorilor parametri a tensiunii în reţelele de distribuţie (PTBA): - a variaţiei rapide a tensiunii şi a flickerului. - a tensiunii armonice; 12.3.3 La determinarea PTBA conform SM EN 50160 scopul excluderii luării deciziilor care ar scumpi nejustificat mijloacele instalate de CPR, la efectuarea calculelor se recomandă de a accepta probabilitatea depăşirii valorilor limită admise ale PTBA, egale cu 0,05. 12.3.4 Punctul de calcul reprezintă punctul de conectare a consumatorului la reţeaua operatorului, pentru care sunt determinate cotele de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA normate de standardul SM EN 50160. De regulă, punctul de calcul se consideră cel care coincide cu punctul de delimitare dintre consumator şi operator de reţea, dar la alimentarea receptoarelor electrice de putere mare de la SRA, punctul de calcul poate fi situat şi în nodurile sistemului energetic.

NCM G.01.01:2015

31

12.3.5 Valorile de calcul ale PTBA sunt comparate cu valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA, care sunt determinate de operatorul de reţea conform SM SR EN 61000-4-30, SM SR EN 61000-4-7, consultând РД 153-34.0-15.502 şi [12]. Rezultatele de comparare permit de a efectua alegerea mijloacelor de CPR. 12.3.6 Bateriile de condensatoare la tensiunea de 6-10 kV nu trebuie conectate la secţiile barelor colectoare de la care sunt alimentate sarcinile neliniare indiferent de valorile componentelor armonice ale tensiunii. 12.3.7 La separarea sarcinilor neliniare la tensiunea 6-10 kV pe ramuri separate ale înfăşurării divizate a transformatorului sau reactorului bifurcat şi în cazul valorilor componentelor armonice ale tensiunii care depăşesc valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA în punctul de calcul, la secţiile barelor colectoare cu sarcini neliniare trebuie instalate filtre de putere în scopul micşorării valorilor curenţilor şi tensiunilor armonicilor superioare în punctul de calcul până la valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA. Pentru valorile componentelor armonice ale tensiunii care nu depăşesc valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA în punctul de calcul, filtrele de putere nu se instalează. Alegerea mijloacelor de CPR pentru aceste cazuri se efectuează conform pct.12.2. La oportunitatea instalării bateriilor de condensatoare la tensiunea 6-10 kV, acestea trebuie conectate la secţiile barelor colectoare la care nu este conectată sarcina neliniară. 12.3.8 În cazul imposibilităţii separării sarcinilor neliniare pe ramurile separate ale înfăşurării divizate a transformatorului şi reactorului bifurcat la barele colectoare la tensiunea 6-10 kV trebuie conectate filtre de putere, care asigură micşorarea valorilor componentelor armonice ale tensiunii până la valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA şi consumul puterii reactive din sistemul energetic care nu depăşeşte valoarea tehnică a puterii reactive. Ţinând cont de cheltuielile considerabile la instalarea filtrelor de putere este inoportună majorarea puterii acestora conform cerinţelor de CPR. Filtrele de putere nu trebuie instalate dacă sunt îndeplinite două condiţii: valorile de calcul a componentelor armonice ale tensiunii nu depăşesc valorile cotelor de calcul de participare a consumatorului la valorile PTBA şi limita tehnică a consumului de putere reactivă este asigurată de către motoarele electrice sincrone şi de bateriile de condensatoare sub 1 kV. 12.3.9 La secţiile barelor colectoare care alimentează sarcini brusc variabile, bateriile de condensatoare nu trebuie conectate. În scopul reducerii variaţiei amplitudinii tensiunii şi dozei de flicker, aceste secţii se recomandă de conectat la reţeaua cu destinaţie generală, cu cei mai mari curenţii de SC. În cazul imposibilităţii efectuării conectării, precum şi în cazul instalării receptoarelor electrice de mare putere cu un caracter brusc variabil al sarcinii, trebuie examinată oportunitatea instalării instalaţiilor de compensare dinamică a puterii reactive cu acţiune directă sau indirectă. Conform cerinţelor CPR, puterea sumară a bateriilor de condensatoare a filtrelor care intră în componenţa instalaţiei de compensare dinamică trebuie să asigure limita tehnică a consumului de putere reactivă. 12.4 Alegerea instalaţiilor de compensare trebuie să se efectueze simultan cu alegerea altor elemente principale din sistemul de alimentare cu energie electrică al întreprinderii şi ţinând cont de dinamica creşterii puterilor electrice şi dezvoltării pe etape ale sistemului (vezi de asemenea pct.4.3.9). 12.5 La proiectarea instalaţiilor electrice de forţă trebuie asigurat consumul minim de putere reactivă prin: - alegerea argumentată a puterii motoarelor electrice; - utilizării preferenţiale a motoarelor electrice sincrone pentru acţionările electrice nereglabile; - utilizarea schemelor speciale şi a regimurilor de funcţionare a redresoarelor cu diode. 12.6 Compensarea individuală poate fi realizată pentru receptoarele electrice de putere cu un factor de neînsemnat şi cu o durată mare de ore de funcţionare pe an. 12.7 În cazul necesităţii conectării bateriilor de condensatoare la tensiuni mai înalte de 10 kV trebuie utilizată conectarea în serie sau paralel-consecutivă a condensatoarelor de acelaşi tip, cu dispozitiv de izolare suplimentară a condensatoarelor dintre faze şi izolarea condensatoarelor de la pământ. 12.8 Pentru întreprinderile industriale se recomandă utilizarea instalaţiilor de condensatoare prefabricate.

NCM G.01.01:2015

32

13 Comanda, măsurarea, semnalizarea, automatica de prevenire şi stingere a incendiului, curentul operativ 13.1 Pentru întreprinderile industriale de putere mare trebuie prevăzută comanda centralizată (de dispecerat) a sistemului de alimentare cu energie electrică cu utilizarea mijloacelor de telemecanică şi a tehnicii de calcul. Sistemul automatizat de comandă cu alimentarea cu energie electrică (SACEE) se recomandă de creat în componenţa sistemului automatizat de comandă cu gospodăria energetică a întreprinderii în general, care efectuează comanda şi controlul cu toate tipurile de resurse energetice (energie electrică, gaze naturale, apă, alimentare cu aer condiţionat şi energie termică). 13.2 La proiectarea SACEE trebuie prevăzută posibilitatea includerii acestuia în sistemul automatizat de comandă cu procesul de producţie. 13.3 Volumul de telemecanizare al sistemului de alimentare cu energie electrică trebuie să fie determinat de sarcinile comenzilor prin dispecerat şi controlul ţinând cont de nivelul prevăzut de automatizare la staţiile respective (AAR, RAR, DAS). Volumul telemecanizărilor trebuie să fie argumentat în proiect. 13.4 Utilizarea mijloacelor de telemecanică şi a tehnicii de calcul trebuie să asigure: - afişarea la punctul de dispecerat (PD) a stării şi poziţiei elementelor principale ale sistemului de alimentare cu energie electrică şi transmiterea la PD a semnalelor de preîntâmpinare şi de avarie; - posibilitatea comenzii operative cu sistemul; - stabilirea celor mai raţionale regimuri de exploatare; - localizarea rapidă a urmărilor avariilor; - micşorarea numărului personalului de deservire; - colectarea şi transmiterea informaţiei în sistemul de evidenţă automatizată a consumului de energie electrică. 13.5 Comanda la distanţă (CD) trebuie efectuată: - cu întrerupătoare în liniile de alimentare şi liniile de legătură în cazul necesităţii conectărilor operative frecvente (3 ori şi mai mult în decursul a 24 ore); - cu întrerupătoare de intrare şi de secţionare la staţii în cazul lipsei AAR; - cu întrerupătoare în liniile care alimentează secţiile de bare cu receptoare electrice de categoria a III-a; - cu întrerupătoare în liniile care alimentează receptoare electrice de putere considerabilă, dacă este luată decizia referitoare la oportunitatea deconectării lor în orele de putere maximă a sistemului energetic în scopul reglării consumului de energie electrică. 13.6 Semnalizarea la distanţă (SD) trebuie să indice starea: - tuturor obiectelor telecomandate; - întrerupătoarelor de intrare, de secţionare, de conexiune între barele şi întrerupătoarele de tranzitare ale staţiilor întreprinderii; - întrerupătoarelor care alimentează receptoarele electrice de putere considerabilă şi mecanismele importante, agregatele, liniile tehnologice; - transformatoarelor cu tensiunea primară 35 kV şi mai înaltă; - separatoarelor la bornele de tensiune 35 kV şi mai înalte. În afară de aceasta, de regulă, trebuie să fie prevăzute următoarele semnale de la punctul de control (PC): a) semnal general de la fiecare PC, privind: - deconectarea de avarie a oricărui întrerupător; - punerea la pământ în reţelele de înaltă tensiune la fiecare staţie de transformare; - defectele la PC, inclusiv la modificarea inadmisibilă a temperaturii în încăperile încălzite, punerea la pământ şi dispariţia tensiunii în circuitele de curent operativ, defectelor în circuitele transformatoarelor de tensiune, comutarea alimentării circuitelor de telemecanică la sursa de rezervă etc. b) defecţiunile transformatoarelor SPC, SRA, a agregatelor mari; c) apariţia incendiului (apariţiei fumului) în PC; 13.7 Măsurările la distanţă (MD) trebuie să reflecte:

NCM G.01.01:2015

33

- valorile tensiunilor pe liniile de alimentare, pe alte surse de alimentare şi la barele colectoare ale PT cu tensiunea 6 kV şi mai înaltă; - valorile curenţilor şi puterilor în punctele reţelei, care permit de a efectua controlul sistematic al procesului tehnologic şi al utilajului, analiza fluxurilor de putere activă, reactivă şi aparentă din sistemul de alimentare cu energie electrică în regimurile normal şi de postavarie; - valorile PKEE în punctul de calcul şi în caz de necesitate, în alte puncte de alimentare. 13.8 Convertirea mărimilor electrice măsurate (a tensiunii, curentului, puterii şi frecvenţei) într-un semnal unificat de ieşire trebuie efectuată cu ajutorul convertoarelor de măsurat de diversă destinaţie. Utilizarea la întreprinderile industriale ale complexelor de măsurat şi de calcul şi ale sistemelor informative de măsurat trebuie să fie argumentată în proiect. 13.9 Pentru înregistrarea proceselor electrice care variază în timp trebuie utilizate înregistratoare rapide, multimetre, oscilografe electronice, magnetografe. 13.10 La proiectarea tabloului de dispecerat şi al panoului acestuia, la determinarea dimensiunilor încăperii de dispecerat trebuie de ţinut cont de posibilitatea dezvoltării sistemului de alimentare cu energie electrică. 13.11 Schema mimică a tabloului de dispecerat şi volumul informaţiei reflectat pe display-uri, trebuie de regulă, să prezinte toate legăturile la tensiunile 6-10 kV şi mai înalte dintre staţiile, punctele de primire a energiei electrice şi alte surse de alimentare. Întrerupătoarele şi alte aparate care nu sunt incluse în volumul de mecanizare la distanţă, pot fi reflectate în schema mimică cu ajutorul simbolurilor poziţionate manual. 13.12 La întreprinderile industriale cu un consum mare de energie, se recomandă de prevăzut evidenţa automatizată a energiei electrice în următoarele scopuri: - determinarea cantităţii de energie electrică, obţinută de întreprindere de la operatorul de reţea; - fixarea maximului de jumătate de oră a sarcinii în orele de putere maximă şi minimă a sistemului energetic; - efectuarea calcului contabil pentru consumul de energie electrică dintre secţiile de producere din incinta întreprinderii; - efectuarea controlului pentru consumul şi producerea energiei electrice integral pentru întreprindere şi individual pentru consumatorii cu o putere considerabilă; - determinarea factorului de putere mediu ponderat. Sistemele de evidenţă a energiei electrice la întreprinderile industriale trebuie să satisfacă cerinţelor ПУЭ. 13.13 Controlul automatizat al izolaţiei care acţionează la semnal la micşorarea rezistenţei izolaţiei sub nivelul normat, trebuie efectuat în reţelele de curent alternativ cu tensiunea supra 1 kV cu neutrul izolat sau legat la pământ prin reactanţa de stingere a arcului în reţelele de tensiune alternativă sub 1 kV cu neutrul izolat şi în reţelele de curent continuu cu polurile izolate sau cu punctul mediu izolat. 13.14 Pentru înregistrarea regimurilor de avarie şi analiza lor ulterioară la staţiile cu tensiunea 110 kV şi mai înaltă se recomandă de a prevedea instalarea oscilografelor automatizate şi a aparatelor de înregistrare rapidă în cazul avariilor, iar la staţii nodale şi la SPC – sistemul de diagnosticare a defectelor în componenţa SACEE. 13.15 Sistemul de comandă, măsurare şi semnalizare la staţii trebuie să asigure: - efectuarea raţională şi fără erori a exploatării; - verificarea regimului de funcţionare a utilajului electric şi a agregatelor tehnologice principale; - orientarea rapidă a personalului de deservire în cazul regimurilor de avarie. La obiectele de alimentare cu energie electrică automatizate şi mecanizate de la distanţă trebuie de prevăzut comanda locală pentru examinarea şi revizia utilajului electric. 13.16 Comanda cu utilajul electric al staţiei se efectuează: - de la tabloul de comandă a punctului de comandă principal al staţiei (PCP); - de la instalaţiile de distribuţie 6-10 kV (din coridorul de comandă); - din dulapurile instalate la aer liber pe teritoriul instalaţiei electrice deschise (IED).

NCM G.01.01:2015

34

Clădirea PCP (separată sau asociată cu instalaţia de distribuţie închisă (IDÎ) 6-10 kV trebuie edificată la staţiile: - pentru care trebuie prezenţa permanentă a personalului de serviciu la panoul de comandă; - la IDÎ-35 kV şi la tensiune mai înaltă; - în caz de necesitate de instalare a dispozitivelor de protecţie a LEA, a blocurilor de alimentare, a redresoarelor şi a altor dispozitive, care nu sunt amplasate în dulapurile instalate exterior. La celelalte staţii de transformare, PCP nu sunt prevăzute, panourile de comandă şi protecţie trebuie amplasate în dulapurile instalate în exterior, pe teritoriul staţiei. 13.17 Protecţia şi automatica staţiilor de transformare de la întreprinderile industriale trebuie coordonată cu dispozitivele protecţiilor şi automatizărilor sistemului de alimentare cu energie electrică din exteriorul întreprinderii. Alegerea tipului protecţiilor trebuie efectuat în corespundere cu avizele de racordare eliberate de operatorul de reţea şi cerinţele paragrafelor respective ale ПУЭ. La proiectarea protecţiei se recomandă de a ţine cont de elaborările instituţiilor specializate de proiectări şi de cercetări-ştiinţifice, care se referă la alegerea şi calculul reglajelor protecţiilor. Pentru staţiile de transformare ale întreprinderilor industriale se recomandă de a utiliza dispozitive de protecţie prefabricate, realizate în baza schemelor integrale. 13.18 La staţiile întreprinderilor industriale pot fi prevăzute următoarele tipuri ale dispozitivelor de automatizare: - dispozitive de anclanşare automată a rezervei (AAR) la întrerupătoarele de secţionare a tuturor instalaţiilor de distribuţie la tensiunea 6-10 kV şi mai înaltă, la funcţionarea separată a secţiilor, la partea de joasă tensiune a PT de secţie, la alimentarea receptoarelor electrice de I-a şi a II-a categorie. În aceste cazuri trebuie să fie interzisă AAR în cazul SC pe barele respective; - dispozitive de reanclanşare automată rapidă (RAR) a liniilor aeriene, barelor la tensiunea 110 kV şi mai înaltă cu posibilitatea restabilirii automate a schemei staţiei de până la avarie, la barele cu tensiunea 6-35 kV pentru staţiile cu un singur transformator; - care efectuează restabilirea automată a alimentării consumatorilor după lichidarea avariei sau deconectarea sectorului avariat prin conectarea utilajului de rezervă şi a legăturilor, resincronizarea motorului sincron etc. - care realizează separarea automată a centralei electrice a întreprinderii de la sistemul energetic în cazul micşorării de avarie a frecvenţei în rezultatul avariilor de sistem; - care efectuează alimentarea neîntreruptă a receptoarelor electrice din grupa specială a I-ei categorii; - dispozitiv de descărcare automată de frecvenţă (DAF), care deconectează receptoarele electrice de categoria a II-a până la acţionarea RAR; - comanda automată cu mijloacele de CPR; - reglarea automată a tensiunii sub sarcină a transformatoarelor; - care efectuează comanda cu funcţionarea dispozitivelor adiţionale (încălzirea acţionărilor întrerupătoarelor, separatoarelor, dulapurilor ID prefabricate, conectarea şi deconectarea instalaţiilor de răcire a transformatoarelor, a sistemului de stingere a incendiului etc.). 13.19 La staţiile de transformare poate fi realizată semnalizarea în următorul volum: - semnalizarea luminoasă a poziţiei obiectelor cu comanda de la distanţă; - semnalizarea luminoasă individuală a deconectării avariate (semnalizarea de avarie); - semnalizarea de preîntâmpinare de abatere de la regimul normal de funcţionare a utilajului electric şi defectarea circuitelor de comandă; - semnalizarea sonoră centrală care atrage atenţia personalului la semnalizarea de preîntâmpinare şi de avarie. În cazul lipsei PCP, panoul de semnalizare este instalat în încăperea ID 6-10 kV, iar semnalele de semnalizare de preîntâmpinare şi de avarie sunt prezente la personalul de serviciu. 13.20 Curentul continuu operativ, în general trebuie utilizat: - la staţiile cu tensiunea superioară 330 kV; - la staţiile 110 kV cu barele colectoare la această tensiune; - la staţiile 35-110 kV cu întrerupătoare cu vid; - la staţiile 110 kV cu numărul întrerupătoarelor cu ulei la tensiunea 110 kV trei şi mai multe. 13.21 Curentul alternativ operativ trebuie utilizat la staţiile 35/6-10 kV cu întrerupătoarele cu ulei la 35 kV, staţiile 35-110/6-10 şi 110/35/6-10 kV fără întrerupătoare la partea de înaltă tensiune, când întrerupătoarele 6-10-35 kV sunt înzestrate cu acţionări cu resorturi spirale. La înzestrarea

NCM G.01.01:2015

35

întrerupătoarelor 6-10-35 kV cu acţionări electromagnetice, la staţiile indicate trebuie utilizat curentul operativ redresat. De asemenea , se recomandă utilizarea acestuia la staţiile 110 kV cu un număr mic de întrerupătoare cu ulei la tensiunea 110 kV. 13.22 Alegerea tipului acţionării întrerupătoarelor la tensiunea 6-10 kV trebuie efectuat ţinând cont de proprietăţile de comutaţie a acestora, de valoarea curentului de scurtcircuit şi de temporizarea protecţiei în punctul dat al reţelei, de gradul de importanţă a receptoarelor electrice alimentate şi de regimul lor de funcţionare. 13.23 La staţiile întreprinderilor industriale poate fi utilizat sistemul mixt al curentului operativ (utilizarea simultană în diverse combinaţii a curentului continuu, alternativ şi redresat). Alegerea sistemului curentului operativ trebuie argumentată în proiect. 13.24 La staţiile 110-400 kV la curent continuu operativ, trebuie instalată o baterie de acumulatoare 220 V, de regulă, de tip CK, fără comutator de elemente, care va funcţiona în regim de încărcare continuă. La proiectare trebuie determinată categoria încăperii bateriilor de acumulatoare în funcţie de pericolul de incendiu şi explozie şi clasa zonei pericolului de explozie, a consulta [10]. Se recomandă, dacă este posibil, în locul bateriei de tip CK de instalat baterii închise de nichel-cadmiu. 13.25 Pentru redresarea curentului alternativ trebuie utilizate blocuri de alimentare stabilizate şi nestabilizate, instalaţii de redresare de putere cu acumulator inductiv sau fără de el. 14 Canalizarea reţelelor electrice în afara secţiilor de producere 14.1 Pe teritoriul întreprinderii industriale pot fi amenajate linii electrice aeriene, conducte de curent, linii electrice în cablu în construcţii de cabluri la suprafaţă şi subterane, în sol, pe pereţii clădirilor şi al construcţiilor, pe estacadele tehnologice. 14.2 Alegerea metodei de canalizare în afara secţiilor de producere pentru tehnologiile cu un consum mare de energie trebuie efectuată în baza unor studii de fezabilitate, luând în considerare cheltuielile pentru munca efectuată în timpul efectuării lucrărilor de montaj electric. La compararea variantelor trebuie luaţi în considerare factorii de fiabilitate şi comoditate în exploatare (capacitatea de reparaţie, pozarea suplimentară a liniilor), gradul de poluare a aerului, a solului, densitatea construcţiilor pe terenul industrial, nivelul apelor subterane, amplasarea comunicaţiilor tehnologice, de transport etc., cerinţele securităţii antiincendiare, dezvoltarea reţelei în perspectivă. 14.3 Zona de amplasare a reţelelor electrice pe terenul întreprinderii trebuie să fie coordonată cu instituţia care elaborează planului general. 14.4 Pentru întreprinderile cu un consum mare de energie, schemele de racord adânc la tensiunile 110 kV pot fi realizate utilizând LEA şi LEC la 110 kV, schemele de racord adânc de 330 kV - utilizând LEA-330 kV. 14.4.1 Utilizarea LEA este oportună în cazul densităţii reduse a construcţiilor pe teren. În scopul micşorării înstrăinării terenurilor pentru LEA, se admite traversarea LEA de asupra tuturor clădirilor şi construcţiilor neinflamabile, cu excepţia instalaţiilor care prezintă pericol de explozie. La alegerea înălţimii pilonilor LEA, trebuie de luat în considerare posibilitatea montării în viitor, sub conductoarele LEA a conductelor, transportului şi a altor comunicaţii. În cazuri argumentate poate fi oportună utilizarea unor piloni speciali în scopul majorării lungimii tronsoanelor. 14.4.2 În cazul densităţii mari a construcţiilor pe terenul întreprinderii se recomandă de a utiliza cabluri uscate de 110 kV cu izolaţie din masă plastică, care se pozează în construcţii de cabluri deschise (estacadă în cablu, galerie în cablu parţial închisă, inclusiv amplasată pe estacadă tehnologică). Pozarea cablurilor 110 kV cu izolaţie din masă plastică în construcţii de cabluri de tip închis (tuneluri, galerii în cablu închise complet) poate fi realizată numai în cazul când nu e posibilă pozarea lor în construcţii de cabluri de tip deschisă. 14.4.3 Cablurile impregnate (cu ulei) la joasă presiune, la tensiunea 110 kV, pot fi utilizate în cazul când nu este posibilă furnizarea cablurilor din masă plastică. Cablurile impregnate cu ulei de joasă

NCM G.01.01:2015

36

presiune pot fi pozate în jgheaburi în pământ, în tranşee, canale mai jos de zona de îngheţ (~ 1,5 m), cu amenajarea unor fântâni speciale pentru manşoane. Pozarea cablurilor impregnate cu ulei în tuneluri nu poate fi recomandată ţinând cont de costul ridicat al acestora. 14.4.4 Pe parcursul elaborării de către industria electrotehnică a conductelor de curent la tensiunea sub 330 kV cu izolaţie de elegaz, se recomandă utilizarea acestora pentru schemele de racord adânc la o densitate mare a construcţiilor pe terenul industrial şi prezenţa mediului agresiv. 14.5 În cazul oportunităţii distribuţiei energiei electrice la tensiunea 6-10 kV pe teritoriul întreprinderii cu un consum mare de energie, trebuie utilizate conducte de curent pozate aparent cu amplasarea simetrică a fazelor cu următoarele executări constructive: - rigid suspendate cu bare tubulare şi izolatoare suspendate; - flexibile, cu conductoare divizate; - prefabricate închise. 14.5.1 Pentru sistemele de canalizare la tensiunea 6-10 kV a întreprinderilor industriale se recomandă de a utiliza, de regulă, conducte de curent rigide cu bare tubulare din aliaj de aluminiu АД31. Conductele de curent sunt fabricate pentru instalare interioară şi exterioară, pentru mediu normal şi instalare exterioară la întreprinderi cu mediul puternic poluat. Nu se recomandă de a poza conductele de curent rigide în tuneluri şi în galerii complet închise, din cauza majorării esenţiale a cheltuielilor capitale. În cazul utilizării conductelor de curent rigide trebuie utilizate proiectele tip elaborate ale ansamblurilor şi pieselor. 14.5.2 Conductele flexibile de curent se recomandă de a fi utilizate în cazul prezenţei concomitente a următorilor factori: a unui plan al întreprinderii neaglomerat, să permită de a nu lua în calcul costul convenţional al terenului înstrăinat sub conductele flexibile şi a unui minim (până la 2-3 cotituri la 1 km) al traseului. 14.5.3 Conductele de curent închise nu se recomandă a fi pozate pe teritoriul întreprinderilor industriale din cauza cheltuielilor semnificative şi din cauza condiţiilor de exploatare. Conducta de curent de tip închisă trebuie utilizată pentru racorduri de lungime nu prea mare (aproximativ 50 m) de la transformatoare până la instalaţiile de distribuţie 6-10 kV, precum şi pentru barele instalaţiilor electrice din incinta clădirii. 14.5.4 Secţiunea conductei de curent trebuie determinată conform densităţii economice a curentului, mărimea căreia se determină din calculul regimului normal de funcţionare la proiectarea unui obiect concret. Secţiunea aleasă a conductei de curent trebuie verificată la valoarea curentului admis în regim de postavarie. 14.5.5 La alegerea conductei de curent care se pozează pe teritoriul întreprinderii, trebuie de luat în considerare costul teritoriului înstrăinat. Se poate considera, că înstrăinarea teritoriului sub conductele de curent rigide constituie 10 m, sub conducta de curent flexibilă -18 m. 14.6 În cazul necesităţii de transport a unei puteri semnificative la tensiunea 35 kV, se recomandă de utilizat conductă de curent rigidă la 35 kV suspendată pe bare tubulare şi izolatoare suspendate. 14.7 Reţelele în cablu la 35 kV din exteriorul secţiilor de producere trebuie pozate aparent pe construcţii de teren: pe estacade tehnologice, în galerii pentru cabluri parţial închise. 14.7.1 Pozarea cablurilor pe estacade tehnologice, inclusiv pe estacade cu conducte cu gaze de ardere şi lichide uşor inflamabile (LUI), pot fi realizate pe construcţii în cablu suspendate sau pe console individuale pentru un număr de cabluri de până la 30, cu excepţia cablurilor serviciilor proprii, sau pentru un număr mai mare de cabluri pe estacade pentru linii în cablu sau în galeriile liniilor în cablu parţial închise, montate pe estacadele tehnologice. La pozarea cablurilor pe construcţii suspendate sau console, distanţa între conductele de curent trebuie să fie nu mai mică de 0,5 m, cablurile nearmate trebuie să fie protejate contra acţionărilor mecanice. Cablurile pozate pe estacade şi galerii se vor utiliza nearmate. La amplasarea estacadelor liniilor în cablu şi galeriilor pe estacada tehnologică cu conducte cu gaze de ardere şi LUI, trebuie să fie îndeplinite măsurile antiincendiare (construcţii de îngrădire orizontale şi verticale cu rezistenţa la foc nu mai puţin de 0,75 ore). Nu se

NCM G.01.01:2015

37

admite montarea nemijlocită la conducte a cablurilor şi altor construcţii. Posibilitatea pozării cablurilor pe estacadele tehnice trebuie coordonată cu tehnologii. 14.7.2 În cazul lipsei sau imposibilităţii utilizării estacadelor tehnologice se recomandă a poza cablurile pe estacadele în cablu netrecătoare la un număr de până la 20-30 cabluri sau pe estacadele în cablu trecătoare şi galerii de linii în cablu parţial închise la un număr de 30-40 cabluri şi mai mult. Cablurile, care se pozează pe estacadele în cablu şi în galerii, trebuie să fie nearmate. La pozarea cablurilor la înălţimea de 4,4 m şi mai mare de la nivelul solului, de regulă, se prevăd estacade în cablu trecătoare şi galerii în cablu parţial închise. Estacadele în cablu netrecătoare se recomandă de utilizat numai pe sectoarele scurte ale traseului (la traversarea obstacolelor, la modificarea nivelului de amplasare a estacadei, în locurile ramificaţiilor etc.). 14.7.3 Estacadele liniilor în cablu şi galeriile în cablu parţial închise în compartimente antiincendiare nu trebuie separate în compartimente antiincendiare prin pereţi despărţitori transversali. 14.8 Pozarea cablurilor în galeriile de cablu complet închise poate fi permisă doar în cazuri argumentate (de exemplu, în condiţiile mediului extrem de poluat, în cazul acţiunilor termice exterioare însemnate sau acţiunilor mecanice etc.). 14.9 Se permite pozarea cablurilor pe părţile exterioare ale pereţilor din exteriorul clădirilor şi construcţiilor, cu condiţia că ultimele sunt realizate din materiale neinflamabile. 14.10 În cazul imposibilităţii sau inoportunităţii pozării deschise ale cablurilor la tensiunea sub 35 kV, pe construcţii de teren, poate fi realizată pozarea subterană a cablurilor (în şanţuri) şi în construcţii de cablu subterane (blocuri, canale, tuneluri). 14.10.1 Pozarea cablurilor în şanţuri trebuie efectuată în cazul unui număr neînsemnat de cabluri, de obicei la ramificaţiile de la traseele principale. Într-un şanţ, de regulă, trebuie pozate nu mai mult de şase cabluri. În locul oricărui din ele se admite pozarea a câte un fascicul din 12 cabluri ale reţelelor secundare. Cablurile la tensiunea 6-35 kV pe toată lungimea trebuie protejate contra posibilelor acţiuni mecanice la efectuarea lucrărilor de săpat cu panouri de beton armat, panouri de beton, cărămizi. Cablurile sub 1 kV, pozate la adâncimea 0,7 m trebuie să posede o astfel de protecţie numai în locurile săpăturilor frecvente. Nu trebuie protejat contra acţiunilor mecanice şanţul cu două linii în cablu sub 10 kV, pozate la adâncimea de 0,7 m, dacă asupra cablurilor este aşternută o bandă specială de semnalizare. 14.10.2 Protecţia cablurilor pozate subteran contra coroziei electrochimice trebuie efectuată consultând РД 34.20.132. Măsurile protecţiei contra coroziei trebuie să fie realizate până la darea în exploatare a liniilor în cablu. 14.10.3 Pozarea cablurilor în blocuri trebuie efectuată pe traseele cu numeroase comunicaţii subterane, în locurile unde sunt posibile scurgeri de metal topit sau se efectuează săpături frecvente, pentru un număr mare de intersecţii cu comunicaţiile tehnologice şi de transport. Blocurile pot fi realizate din panouri celulare din beton armat, din tuburi de azbest, de ceramică, de fontă, de oţel, tuburi de polietilenă. La determinarea numărului cablurilor de forţă, care vor fi pozate în blocuri trebuie de ţinut cont de factorul de reducere a curentului admis în cablu, de aceea, cablurile de forţă se recomandă de pozat, în primul rând pe perimetrului blocului. Numărul cablurilor de control pozate în blocuri nu se limitează. În locurile unde se modifică direcţia pozării blocurilor şi în locurile trecerii cablurilor din blocuri în sol, de regulă, trebuie amenajate camere pentru cabluri (fântâni). 14.10.4 La necesitatea pozării până la 20-30 de cabluri pot fi utilizate canale pentru cabluri, iar pentru un număr de 30-40 cabluri şi mai mult - tuneluri pentru cabluri. Pe terenurile industriale, canalele şi tunelurile, de regulă, trebuie să fie îngropate în sol nu mai puţin de 0,3 m. Canalele şi tunelurile parţial îngropate în sol sau la suprafaţă, trebuie să fie utilizate pe porţiunile teritoriului accesibil numai pentru personalul de serviciu şi care nu va fi utilizat în calitate de căi de evacuare şi de transport. 14.11 Tunelurile pentru cabluri şi galeriile pentru cabluri complet închise trebuie divizate în compartimente cu pereţi despărţitori transversali din materiale antiincendiare cu limita de rezistenţă la foc nu mai puţin de 0,75 ore. În aceste construcţii, pentru cabluri trebuie prevăzută semnalizarea

NCM G.01.01:2015

38

antiincendiară automată şi stingerea incendiilor cu ajutorul mijloacelor mobile (autospeciale) sau sisteme cu „tuburi uscate” cu pulverizatoare staţionare de apă instalate. Se recomandă utilizarea sistemului cu „tuburi uscate” în tuneluri, în cazul imposibilităţii apropierii mijloacelor de transport, iar în galeriile închise – la înălţimea cotei superioare a galeriei mai înalte de 10 m deasupra cotei planului teritoriului. 14.12 Liniile în cablu de rezervare reciprocă care alimentează receptoarele electrice de categoria I-a, trebuie pozate pe traseele izolate din punct de vedere a pericolului de apariţie a incendiilor. Pentru întreprinderile industriale se admite pozarea lor pe părţile opuse ale construcţiei pentru cabluri (estacadele de trecere pentru cabluri, galerii, tuneluri) la distanţa orizontală dintre construcţiile pentru cabluri nu mai mică de 1 m, iar la utilizarea estacadelor netrecătoare pentru cabluri, cablurile care se rezervează reciproc trebuie pozate pe diferite părţi ale grinzii longitudinale continue. Pozarea liniei în cablu de la a treia sursă independentă de alimentare la receptorul electric al grupei speciale de categoria I se permite de realizat în acelaşi compartiment al construcţiei pentru cabluri, în cutia (canalul) antiincendiară cu limita rezistenţei la foc nu mai puţin de 0,75 ore. 14.13 Gabaritele construcţiilor pentru cabluri trebuie să fie alese, reieşind din numărul total al cablurilor, care urmează a fi pozate în construcţia respectivă la finalizarea completă a tuturor etapelor construcţiei, ţinând cont de alocarea locurilor pentru posibilitatea pozării suplimentare în condiţiile de exploatare a nu mai puţin de 15 % din numărul total de cabluri. În construcţiile pentru cabluri, în care se pozează cablurile la tensiunea 6-10 kV, trebuie de alocat un rând de poliţe pentru plasarea manşoanelor de cablu. Trebuie prevăzut un loc pentru plasarea conductelor de curent şi a instalaţiilor sistemului de stingere a incendiului.

NCM G.01.01:2015

39

Bibliografia 1. Выбор мощности масляных трансформаторов по их допустимой аварийной перегрузке

// Технический циркуляр ВНИПИ Тяжпромэлектропроект № 351-86 от 27.01.86. 2. Укрупненные показатели стоимости строительства элементов системы

электроснабжения промышленных предприятий (УЛСС) для технико-экономических сравнений. М.: ЦБНТИ Минмонтажспецстроя СССР, 1986.

3. Методическое пособие по технико-экономическим сравнениям схем электроснабжения. Редакция 1989 г. (Разработка ГПИ Электропроект, шифр ТМ/4852).

4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Издание 2003. 5. ГОСТ Р 52735-2007 Короткие замыкания в электроустановках.

Методы расчета в электроустановках переменного тока свыше 1 кВ. 6. ГОСТ Р 52736-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета

электродинамического и термического действия тока короткого замыкания 7. ГОСТ Р 53333-2008 Контроль качества электрической энергии в системах

электроснабжения общего назначения. 8. М788-1066 Пособие к РТМ 36.18.32.4-92, Указания по расчету электрических нагрузок,

ВНИПИ ТПЭП, 1993. 9. M788-1071 Пособие к РТМ 36.18.32.6-92, Указания по проектированию установок

компенсации реактивной мощности. 2-я редакция. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993. 10. М788-1070 Указания по категорированию и классификации помещений стационарных

кислотных и щелочных аккумуляторных батарей. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993. (с изменениями 2001)

11. Указания по расчету токов однофазных КЗ в сетях до 1 кВ промышленных предприятий методом петли "фаза-нуль". Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

12. Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии // Промышленная энергетика. 1991. № 8.

13. Правила охраны электрических сетей. Постановление правительства Республики Молдова №514 от 23.04.2002.

14. Национальная программа обеспечения экологической безопасности на 2007-2015 годы. Постановление правительства Республики Молдова №304 от 17.03.2007. Monitorul Oficial nr.43-46, 30.03.2007, ст.№336.

15. Normele tehnice ale reţelelor electrice de transport. Hotărîrea ANRE nr.266 din 20.11.2007, Monitorul Oficial nr.188-191/694 din 07.12.2007.

16. Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie. Hotărîrea ANRE nr.267 din 20.11.2007, Monitorul Oficial nr.188-191/695 din 07.12.2007.

17. Instrucţiune privind calcularea consumului tehnologic de energie electrică în reţelele de distribuţie în dependenţă de valoarea factorului de putere în instalaţiile de utilizare ale consumatorilor. Hotărârea ANRE nr.89 din 13.03.2003. Monitorul Oficial, nr.99-103, p. III, art.139 din 6 iunie 2003.

18. Instrucţiune privind calcularea pierderilor de energie electrică activă şi reactivă în elementele de reţea aflate la balanţa consumatorului. Hotărârea ANRE nr.246 din 02.05.2007. Monitorul Oficial, nr.94-97/415 din 06.07.2007.

19. Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale. Hotărârea ANRE nr.382 din 02.07.2010. Monitorul Oficial nr.214-220/765 din 05.11.2010.

20. Regulamentul privind funcţionarea în paralel cu sistemul electroenergetic a centralelor destinate uzului intern. Hotărârea ANRE nr.227 din 29.11.2006. Monitorul Oficial nr.199-202/702 din 29.12.2006.

21. Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice. Hotărârea ANRE nr.393 din 15.12.2010. Monitorul Oficial nr.59-62/308 din 15.04.2011.

22. Regulamentul cu privire la calitatea serviciilor de transport şi de distribuţie a energiei electrice. Hotărârea nr.406 din 25.02.2011. Monitorul Oficial nr.131-133/1125 din 12.08.2011.

23. Regulamentul cu privire la extinderea reţelelor electrice de distribuţie. Hotărârea ANRE nr.439 din 23.11.2011. Monitorul Oficial nr.16-18/59 din 20.01.2012.

24. Regulamentul privind procedura de schimbare a furnizorului de energie electrică de către consumatorii eligibili. Hotărârea ANRE nr.534 din 20.11.2013. Monitorul Oficial nr.24-26/107 din 31.01.2014.

25. Regulamentul privind modul de admitere în exploatare a instalaţiilor energetice noi sau reconstruite. Ordinul nr.101 din 13.10.2013. Aprobat de Inspectoratul energetic de stat.

NCM G.01.01:2015

40

Traducerea autentică a documentului în limba rusă

Начало перевода

1 Область применения

1.1 Настоящие строительные нормы и правила (далее Нормы) содержит основные указания по проектированию систем электроснабжения напряжением свыше и до 1 кВ вновь строящихся и реконструируемых промышленных предприятий и приравненных к ним потребителей. 1.2 Настоящие Нормы следует рассматривать совместно с требованиями ПУЭ и ВСН 97-83. 1.3 Требованиями Норм следует руководствоваться при проектировании систем электроснабжения и подстанций промышленных предприятий всех министерств и ведомств, получающих электроэнергию от сетей энергосистем и от собственных электростанций. К системам электроснабжения подземных, тяговых и других специальных установок могут быть предъявлены дополнительные требования. 1.4 При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий следует руководствоваться Законом об электроэнергии и другими нормативными актами действующих в Республике Молдова: [13]-[25]. 2 Нормативные ссылки В Нормах использованы ссылки на следующие документы: NCM A.07.02:1999 Instrucţiuni cu privire la elaborarea avizarea aprobarea şi

conţinutului cadru al documentaţiei de proiect pentru construcţii. ВСН 97-83 Инструкция по проектированию городских и поселковых

электрических сетей. ПТБ Правила техники безопасности при эксплуатации

электроустановок потребителей. 4-е издание, переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат, 1986.

ПТЭЭП Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. 5-ое издание 1992. Ordinul nr.1 din 23.02.1993 a Departamentului Energetic, Resurselor Energetice şi Combustibil

ПУЭ Правила устройства электроустановок. РД 34.20.132 Указания по электрохимической защите подземных

энергетических сооружений от коррозии. Разработка НИИПТ, утверждены ГТУ Минэнерго СССР 30.03.84.

РД 34.20.179 (ТИ-34-70-070-87)

Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ.

РД 34.21.122-87 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений

РД 34.51.101-90 Инструкция по выбору изоляции электроустановок РД 153-34.0-15.502-2002 Методические указания по контролю и анализу качества

электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения. Ч.2. Анализ качества электрической энергии.

РТМ 36.18.32.4-92 Указания по расчету электрических нагрузок.//Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок. 1992. № 7-8, стр.4-27. (ВНИПИ ТПЭП).

СТО 56947007- 29.240.30.010-2008

Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ // Типовые решения, О.А.О. «ФСК ЕЭС».

СТО 56947007-29.240.10.028-2009

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС).

NCM G.01.01:2015

41

SM SR EN 60529:2010 Степень защиты обеспечиваемые оболочками (код IP). SM SR EN 60909-0:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ.

Partea 0: Calculul curenţilor. SM CEI/TR 60909-2:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ.

Partea 2: Date ale echipamentului electric pentru calcularea curenţilor de scurtcircuit.

SM CEI/TR 60909-4:2014 Curenţi de scurtcircuit în reţelele trifazate de curent alternativ. Partea 4: Exemple de calculare a curenţilor de scurtcircuit.

SM SR EN 61000-3-2:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 3-2: Limite. Limite pentru emisiile de curenţi armonici (curent de intrare al echipamentelor ≤16 A pe fază.

SM SR EN 61000-3-3:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 3-3: Limite. Limitarea variaţiilor de tensiune, a fluctuaţiilor de tensiune şi a flickerului în reţelele publice de alimentare de joasă tensiune, pentru echipamente având un curent nominal ≤16 A pe fază şi care nu sânt supuse unor restricţii de conectare.

SM SR EN 61000-4-7:2014 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 4-7: Tehnici de încercare şi de măsurare. Ghid general referitor la măsurarea şi aparatajul pentru măsurarea armonicelor şi interarmonicilor, aplicabil reţelelor de alimentare şi echipamentelor conectate la acestea.

SM SR EN 61000-4-30 :2013 Compatibilitate electromagnetică (CEM). Partea 4-30: Tehnici de încercare şi de măsurare. Metode de măsurare a calităţii energiei.

SM EN 50160: 2014 Caracteristici ale tensiunii în reţelele electrice publice de distribuţie.

GOST 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки.

GOST 21.101-97 Система проектной документации для строительства. Основные требования к рабочей документации.

GOST 27514-87 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

GOST 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ.

GOST 29176-91 Короткие замыкания в электроустановках. Методика расчета в электроустановках постоянного тока.

GOST 30323-95 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета электродинамического и термического действия тока короткого замыкания.

3 Понятия и определения В настоящих Нормах применяют термины, установленные в ПУЭ, а также следующие термины с соответствующими определениями: Разрешение на подключение - письменное уведомление, выданное заявителю оператором сети, в котором указываются оптимальные технические и экономические условия, а также обязательные работы, которые должен выполнить заявитель для подключения его электроустановки к электрической сети. Поставщик – обладатель лицензии на поставку электрической энергии по регулируемым тарифам. Компенсирующая установка (КУ)- комплекс оборудования, составная часть электроустановки конечного потребителя, предназначенный для компенсации реактивной мощности. Оператор сети – оператор передающей сети и системы и/или оператор распределительной сети.

NCM G.01.01:2015

42

Узловой распределительной подстанцией (УРП) - центральная подстанция на напряжение 110-400 кВ, получающая электроэнергию от энергосистемы и распределяющая ее (без трансформации или с частичной трансформацией) по подстанциям глубокого ввода (ПГВ) напряжением 35-110 кВ на территории предприятия. Главная понизительная подстанция (ГПП) - подстанция, получающая питание непосредственно от национальной энергосистемы и распределяющая энергию на более низком напряжении (10 или 6 кВ) по предприятию или отдельному его району. Подстанция - электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления, зашиты и измерения. В зависимости от потребляемой мощности и удаленности от источника питания различают следующие виды подстанций: узловая распределительная (УРП); главная понизительная (ГПП) глубокого ввода (ПГВ); трансформаторный пункт (ТП). Подстанцией глубокого ввода (ПГВ) - подстанция на напряжение 35-110 кВ, выполненная обычно по упрощенным схемам коммутации на стороне первичного напряжения, получающая питание непосредственно от энергосистемы или центрального распределительного пункта данного предприятия и предназначенная для питания отдельного объекта или группы электроустановок предприятия. Схемы электроснабжения с ПГВ, называются схемами с глубоким вводом. Система сборных шин (СШ) - комплект элементов, связывающих присоединения электрического распределительного устройства 4 Общие положения 4.1 Основными определяющими факторами при проектировании электроснабжения должны быть характеристики источников питания и потребителей электроэнергии, в первую очередь требование, к бесперебойности электроснабжения с учетом возможности обеспечения резервирования в технологической части проекта, требования электробезопасности. 4.2 Подключение систем электроснабжения промышленных предприятий к сетям энергосистем производится согласно разрешению на подключение, выдаваемым оператором сети в соответствии с Положением о поставке и использования электрической энергии [21]. 4.3 Схемы электроснабжения промышленных предприятий должны разрабатываться с учетом следующих основных принципов: 4.3.1 Источники питания должны быть максимально приближены к потребителям электрической энергии. 4.3.2 Число ступеней трансформации и распределения электроэнергии на каждом напряжении должно быть минимально возможным. 4.3.3 Распределение электроэнергии рекомендуется осуществлять по магистральным схемам. В обоснованных случаях могут применяться радиальные схемы или кольцевые схемы. 4.3.4 Схемы электроснабжения и электрических соединений подстанций должны быть выполнены таким образом, чтобы требуемый уровень надежности и резервирования был обеспечен при минимальном количестве электрооборудования и проводников. 4.3.5 Схемы электроснабжения должны быть выполнены по блочному принципу с учетом технологической схемы предприятия. Питание электроприемников параллельных технологических линий следует осуществлять от разных секций шин подстанций, взаимосвязанные технологические агрегаты должны питаться от одной секции шин. Питание вторичных цепей не должно нарушаться при любых переключениях питания силовых

NCM G.01.01:2015

43

цепей параллельных технологических потоков. 4.3.6 При построении схемы электроснабжения предприятия, электроприемники которого требуют резервирования питания, должно проводиться секционирование шин во всех звеньях системы распределения электроэнергии, включая шины низшего напряжения цеховых двухтрансформаторных подстанций. 4.3.7 Все элементы электрической сети должны, как правило, находиться под нагрузкой. Наличие резервных неработающих элементов сети должно быть обосновано. 4.3.8 Следует применять, как правило, раздельную работу линий, трансформаторов. В обоснованных случаях, по согласованию с оператором сети, может быть допущена параллельная работа элементов системы электроснабжения (п. 8.3.3). 4.3.9 Выбор мощности трансформаторов и сечений проводников следует производить с учетом устанавливаемых средств компенсации реактивной мощности. 4.4 При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия совпадение планового ремонта и аварии или наложение аварии на аварию следует учитывать только для электроприемников особой группы I категории и при технико-экономическом обосновании для электроприемников I категории производств со сложным непрерывным длительно восстанавливаемым технологическим процессом. 4.5 На каждом промышленном предприятии должна предусматриваться возможность централизованного отключения в часы максимума нагрузки энергосистемы или в периоды режимных ограничений в подаче электроэнергии (послеаварийные или ремонтные режимы) электроприемников, отнесенных к III категории по бесперебойности электроснабжения. 4.6 При проектировании энергоемких промышленных предприятий (с договорной мощностью более 100 кВт) должны быть рассмотрены совместно с заказчиком: 4.6.1 Возможность отключения или частичной разгрузки крупных электроприемников в целях снижения электрической нагрузки предприятия в часы максимума нагрузки энергосистемы. 4.6.2 Экономическая целесообразность дополнительной установки крупных технологических агрегатов в целях их отключения или разгрузки в часы максимума нагрузки энергосистемы. 4.7 Выбор типа, мощности и других параметров подстанций, а также их расположение должны обусловливаться значением и характером электрических нагрузок и размещением их на генеральном плане предприятия. При этом должны учитываться также архитектурно-строительные и эксплуатационные требования, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, требования взрывопожарной и экологической безопасности [14]. 4.8 Схемы электрических соединений подстанций и распределительных устройств должны выбираться исходя из общей схемы электроснабжения предприятия и удовлетворять следующим требованиям: - обеспечивать надежность электроснабжения потребителей и переток мощности по магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах; - учитывать перспективу развития; - допускать возможность поэтапного расширения; - учитывать широкое применение элементов автоматизации и требования противоаварийной автоматики; - обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений. 4.9 При выборе числа и мощности трансформаторов подстанций промышленных предприятий следует учитывать следующие положения: 4.9.1 Число трансформаторов принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть принята лишь при соответствующем обосновании в проекте.

NCM G.01.01:2015

44

В первый период эксплуатации при постепенном росте нагрузки допускается установка одного трансформатора при условии обеспечения резервирования питания потребителей по сетям низшего напряжения. 4.9.2 Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении любого из них оставшийся в работе обеспечил с учетом допустимых перегрузок трансформаторов, питание электроприемников, необходимых для продолжения работы производства. 4.9.3 На подстанции рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности. 4.9.4 Однотрансформаторные подстанции следует применять для питания электроприемников III категории. Однотрансформаторные подстанции могут быть также применены для питания электроприемников II категории, если обеспечивается требуемая степень резервирования питания по стороне низшего напряжения при отключении трансформатора. 4.9.5 При росте электрической нагрузки сверх расчетного значения увеличение мощности подстанции рекомендуется производить путем замены трансформаторов более мощными, что должно быть предусмотрено при проектировании строительной части подстанции. Установка дополнительных трансформаторов на действующей подстанции должна быть технико-экономически обоснована. 4.9.6 Выбор мощности трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку, следует производить по среднеквадратичной нагрузке, частоте и значениям пиков тока, как правило, по согласованию с заводом-изготовителем трансформатора. 4.9.7 Указания по выбору числа и мощности трансформаторов цеховых ТП приведены в пп. 8.4.3 - 8.4.10. 4.10 Допустимые перегрузки в послеаварийном режиме для масляных трансформаторов следует определять согласно требованиям GOST 14209, при этом для подстанций промышленных предприятий следует учитывать следующие условия [1]: 4.10.1 Расчетную суточную продолжительность аварийной перегрузки принимать при односменной работе 4 ч, при двухсменной 8 ч, при трехсменной 12-24 ч. 4.10.2 Допустимые аварийные перегрузки трансформаторов определять по таблице 2 приложения 3, GOST 14209 с учетом вида их установки: 4.10.2.1 Для трансформаторов, установленных на открытом воздухе, - в зависимости от эквивалентной годовой температуры охлаждающего воздуха района размещения подстанции, определяемой согласно п. 6 приложения 2; 4.10.2.2 Для трансформаторов, установленных в закрытых камерах или в неотапливаемых помещениях (цехах), - при эквивалентной годовой температуре 100 С; 4.10.2.3 Для внутрицеховых подстанций, установленных в отапливаемых цехах, - при эквивалентной годовой температуре 200С. 4.11 Для наружной установки должны применяться масляные трансформаторы, для внутренней установки - масляные и сухие трансформаторы. Применение совтоловых трансформаторов не допускается по экологическим соображениям. 4.12 Системы электроснабжения энергоемких промышленных предприятий должны, как правило, выбираться на основе технико-экономического сравнения сопоставимых вариантов по минимуму приведенных затрат. При выполнении технико-экономических сравнений рекомендуется пользоваться укрупненными показателями стоимости строительства, элементов электроснабжения промышленных предприятий [2] и методическим пособием по выполнению технико-экономических расчетов [3]. 4.13 Схема электроснабжения должна, при необходимости, обеспечить самозапуск

NCM G.01.01:2015

45

электродвигателей ответственных механизмов. 4.14 В проектной практике имеет место деление системы электроснабжения энергоемкого промышленного предприятия на внешнее электроснабжение (электрические сети энергосистемы до приемных пунктов электроэнергии на предприятии) и внутреннее электроснабжение (от приемных пунктов до потребителя предприятия). Так как разработка проектов внешнего и внутреннего электроснабжения ведется, как правило, различными организациями и в разные сроки, при разработке проекта электроснабжения промышленного предприятия должно проводиться взаимное согласование в части определения независимых источников питания, продолжительности перерывов питания при различных нарушениях в сетях энергосистем, времен действия РЗиА и т. п. 4.15 Система электроснабжения промышленного предприятия должна учитывать очередность его сооружения. Сооружение последующих очередей строительства не должно приводить к нарушению или снижению надежности электроснабжения действующих производств. Система электроснабжения должна обеспечивать возможность роста потребления электроэнергии предприятием без коренной реконструкции системы электроснабжения. 4.16 Месторасположения подстанций, выделение зон для рационального размещения линий электропередачи, токопроводов, кабельных сооружений следует определять совместно с генеральной проектной организацией на разных стадиях проектирования цехов и генерального плана. Следует учитывать, что реализация систем глубокого ввода, как правило, невозможна без предварительной совместной проработки генплана предприятия. 4.17 При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия следует учитывать потребность в электроэнергии сторонних близлежащих потребителей во избежание нерациональных затрат на их локальное электроснабжение. 4.18 Во всех случаях, где это возможно по исполнению электрооборудования, климатическим условиям, пожарной безопасности, загрязненности окружающей среды, рекомендуется предусматривать установку распределительных устройств, трансформаторов, реакторов, конденсаторных установок и т. п. 4.19 Применение нового электрооборудования, не освоенного серийным производством, следует производить с согласия заказчика и завода-изготовителя. 4.20 В объектах электроснабжения должны, как правило, применяться комплектные крупноблочные электротехнические устройства. Схемные и конструктивные решения следует в максимальной степени унифицировать. 4.21 При проектировании надлежит предусматривать мероприятия, обеспечивающие возможность ведения электромонтажных работ индустриальными методами. 4.22 Подстанции, как правило, должны проектироваться с учетом эксплуатации их без постоянного дежурного персонала с применением простейших устройств автоматики, сигнализации и т.п. 4.23 Если подстанция будет обслуживаться персоналом разных организаций, то необходимо предусматривать мероприятия, обеспечивающие доступ персонала каждой организации только в обслуживаемые им помещения и к обслуживаемому им оборудованию. 4.24 Выбор изоляции ВЛ, внешней изоляции электрооборудования распределительных устройств и трансформаторов классов напряжения 6-400 кВ, расположенных в районах с чистой и загрязненной атмосферой, следует производить согласно РД 34.51.101. 4.25 При проектировании молниезащиты закрытых (ЗРУ) и открытых (ОРУ) распределительных устройств, подстанций и воздушных линий электропередачи следует руководствоваться требованиями ПУЭ. Молниезащита объектов электроснабжения, расположенных в производственных зданиях и сооружениях, должна выполняться согласно указаниям по устройству молниезащиты зданий,

NCM G.01.01:2015

46

сооружений РД 34.21.122. 4.26 Эксплуатация объектов электроснабжения промышленного предприятия должна производиться согласно правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП), консультируя [4] и Правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей (ПТБ). Правила приема в эксплуатацию новых и реконструированных электрических установок должно осуществляться согласно инструкции [25]. 4.27 При выполнении проекта электроснабжения промышленного предприятия следует предусматривать помещения и оборудование цеха (участка) сетей и подстанций для обслуживания подстанций, в том числе преобразовательных, воздушных линий 6 кВ и выше, межцеховых кабельных сетей напряжением до и выше 1 кВ, установок и сетей наружного освещения, трансформаторно-масляного хозяйства и др. Штаты отделов и служб цеха сетей и подстанций определяются отраслевыми нормами. 4.28 Отступления от требований и рекомендаций Норм должны быть обоснованы в проекте, при несоблюдении требований безопасности (электробезопасности, пожарной, экологической и др.) должны быть проведены согласования в установленном порядке. 4.29 Оформление рабочей документации и ее состав при разработке системы электроснабжения промышленного предприятия должны соответствовать требованиям всем стандартам системы проектной документации для строительства (СПДС) . 5 Надежность электроснабжения 5.1 Категорирование электроприемников (ЭП) по надежности электроснабжения должно производиться согласно требованиям ПУЭ. При этом не следует допускать необоснованного отнесения ЭП к более высокой категории, а именно: 5.1.1 ЭП, работающие на склады, промежуточные накопители, выполняющие вспомогательные технологические операции, часть оборудования инженерного обеспечения здания, следует относить к III категории. Отнесение указанных электроприемников ко II категории приводит к необоснованному завышению не только мощностей устанавливаемых трансформаторов, но и требований к оператору сети по обеспечению резервирования питания потребителей. Ко II категории следует относить только такое технологическое и другое оборудование, без которого невозможно продолжение работы основного производства на время послеаварийного режима. 5.1.2 ЭП, отключение которых приводит к массовому недоотпуску продукции, нередко относят не ко II категории, а к I категории, мотивируя это решение тем, что наносится "значительный ущерб народному хозяйству". Понятие "значительный ущерб народному хозяйству" следует относить к группе производств, региону, отрасли, но не к одному предприятию. 5.1.3 При проектировании электроустановок имеют место случаи отнесения систем управления некоторых производств к электроприемникам особой группы I категории, хотя электроприемники самого производства относятся к I категории. Некоторые информационные системы, не работающие в реальном масштабе времени, также относятся к ЭП особой группы I категории. Необоснованное отнесение ЭП I категории к особой группе значительно удорожает затраты на систему электроснабжения. 5.2 Понятие "категория ЭП" по надежности электроснабжения" не следует относить к потребителю в целом, в том числе к цехам, участкам, корпусам и т. д. Это понятие правомерно только в отношении индивидуального ЭП. Для потребителя характерно лишь сочетание в различных пропорциях ЭП категорий I, II и III. 5.3 Надежность электроснабжения потребителя обеспечивается выполнением требуемой степени резервирования. Для продолжения работы основного производства в послеаварийном режиме необходима работа всех ЭП, отнесенных к I и II категориям, следовательно питание

NCM G.01.01:2015

47

этих ЭП должно резервироваться. Резервировать питание ЭП III категории не требуется. При проектировании следует для каждого потребителя определять требуемую степень резервирования, равную отношению электрической нагрузки ЭП, работа которых необходима для продолжения работы (ЭП I и II категорий), к суммарной электрической нагрузки потребителя. 5.4 Значение требуемой степени резервирования для промышленных предприятий может меняться от 1 (отсутствуют ЭП III категории, и должно быть обеспечено 100%-ное резервирование питания электрической нагрузки при нарушениях в системе электроснабжения) до 0 (отсутствуют ЭП I и II категорий, и резервирование питания нагрузки не требуется). Выбор элементов схемы электроснабжения, производимый, как правило, по данным послеаварийного режима, следует выполнять во всех случаях согласно требуемой степени резервирования с учетом перегрузочной способности устанавливаемого электрооборудования. 5.5 Надежность электроснабжения промышленного предприятия со сложным непрерывным технологическим процессом (НТП), требующим длительного времени на восстановление рабочего режима при нарушении системы электроснабжения, определяется помимо требуемой степени резервирования длительностью перерыва питания при нарушениях в системе электроснабжения и ее сопоставлением с предельно допустимым временем перерыва электроснабжения, при котором возможно сохранение НТП данного производства. При невозможности обеспечения НТП необходимо осуществлять технологическое резервирование. Разработка проекта электроснабжения предприятия с НТП должна производиться совместно с оператором сети и организацией, выполняющей проектирование технологии и технологической автоматики. 6 Источники питания 6.1 Основными источниками питания промышленных предприятий, как правило, являются электроустановки энергосистем (электростанции, подстанции, линии электропередачи). При сооружении предприятия в районе, не имеющем связи с энергосистемой, источником питания является собственная автономная электростанция (ТЭЦ, ГТЭС и др.). В качестве дополнительных источников питания могут быть использованы возобновляемые источники энергии: системы ветроэнергетических турбин, геотермальные электростанции и солнечные электростанции на основе солнечных панелей. 6.2 При централизованном электроснабжении на крупных промышленных предприятиях может предусматриваться сооружение собственного источника питания: - при значительной потребности в паре и горячей воде для производственных целей; - при наличии на предприятии отходного топлива (газа и т. п.) и целесообразности его использования для электростанции; - при недостаточной мощности энергосистемы; - при наличии повышенных требований к бесперебойности питания, когда собственный источник необходим для резервирования электроснабжения. 6.3 Электростанции, используемые в качестве собственных источников питания, должны быть электрически связаны с ближайшими электрическими сетями энергосистемы. Связь может осуществляться либо непосредственно на генеральном напряжении, либо на повышенном напряжении через трансформаторы связи. Пропускная способность линий и трансформаторов связи определяется исходя из следующего: 6.3.1 Если вся нагрузка предприятия покрывается собственной электростанцией, пропускная способность линий и трансформаторов связи с энергосистемой должна обеспечивать: получение недостающей мощности при выходе из работы наиболее мощного генератора; передачу избыточной мощности электростанции в энергосистему при всех возможных режимах. 6.3.2 Если мощность собственной электростанции недостаточна для покрытия всей нагрузки предприятия, то кроме соблюдения условий п. 6.3.1 необходимо, чтобы при выходе из работы одного трансформатора связи оставшаяся мощность трансформаторов связи и генераторов собственной электростанции обеспечивала питание электроприемников I и II категорий.

NCM G.01.01:2015

48

6.4 Промышленное предприятие с электроприемниками I и II категорий должно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Выбор независимых источников питания осуществляет оператор сети, который в разрешение на подключение указывает характеристики внешних источников питания. Из указанных характеристик разработчику проекта электроснабжения предприятия рекомендуется обратить особое внимание на ряд факторов, определяющих бесперебойность питания электроприемников при аварийном отключении одного из независимых источников питания. 6.4.1 Установившееся значение напряжения на оставшемся источнике питания в послеаварийном режиме должно быть не менее нU90 ⋅, . 6.4.2 При аварийном отключении одного из источников питания и действии релейной защиты и автоматики на оставшемся источнике питания может иметь место кратковременное снижение напряжения. Если значение провала напряжения и его длительность таковы, что вызывают отключение электроприемников на оставшемся источнике питания, то эти источники питания не могут считаться независимыми. Значение остаточного напряжения на резервирующем источнике питания при коротком замыкании (КЗ) на резервируемом источнике питания должно быть не менее нU70 ⋅, . 6.4.3 Мощности независимых источников питания в послеаварийном режиме определяются исходя из требуемой степени резервирования системы электроснабжения предприятия. 6.5 Число независимых источников питания, обеспечивающих электроснабжение предприятия с электроприемниками I и II категорий, может быть принято в обоснованных случаях больше двух (например, при протяженных линиях, прокладываемых в неблагоприятных условиях, при недостаточной надежности одного из независимых источников питания). 6.6 Для электроснабжения электроприемников особой группы I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого источника питания. В качестве таких источников питания могут быть использованы собственные электростанции и электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п. Назначение третьего независимого источника питания обеспечить безаварийный останов производства. Завышение мощности третьего источника в целях его использования для продолжения работы производства при отключении двух основных независимых источников питания может быть допущено только при выполнении в проекте обосновывающего расчета. 6.7 Использование электростанции или ее отдельных генераторов в качестве третьего независимого источника питания для электроприемников особой группы I категории возможно при условии принятия специальных мер, обеспечивающих сохранность этого источника при тяжелых системных авариях. К таким мерам относится применение устройства делительной автоматики на связях данного источника питания с энергосистемой и быстродействующих систем регулирования. 6.8 Схема электроснабжения электроприемников особой группы I категории должна обеспечивать: - постоянную готовность третьего независимого источника и автоматическое его включение при исчезновении напряжения на обоих основных источниках питания; - перевод независимого источника в режим горячего резерва при выходе из работы одного из двух основных источников питания. В обоснованных случаях может быть допущено ручное включение третьего независимого источника питания. 6.9 Параллельное функционирование с энергетической системой электростанций предназначенных для внутреннего использования должно выполняться согласно [20].

NCM G.01.01:2015

49

7 Выбор напряжения 7.1 Питание энергоемких предприятий от сетей энергосистемы следует осуществлять на напряжении 110-400 кВ. Выбор напряжения питающей сети зависит от потребляемой предприятием мощности и от напряжения сетей энергосистемы в данном районе. При неоднозначности выбора напряжение питающей сети должно быть принято на основе технико-экономического сравнения сопоставимых вариантов. 7.2 Питание предприятий с незначительной нагрузкой следует осуществлять от сетей энергосистемы на напряжении (6), 10, реже 35 кВ. Выбор напряжения питающей сети осуществляет, как правило, оператор сети в зависимости от потребляемой предприятием мощности. Питание предприятий с малой нагрузкой может осуществляться на напряжении 0,4 кВ либо от сетей энергосистемы, либо от сетей 0,4 кВ соседнего предприятия. 7.3 Распределительную сеть промышленных предприятий (от пункта приема электроэнергии до распределительных и трансформаторных подстанций) рекомендуется выполнять на напряжении 10 кВ. Применение напряжения 6 кВ в качестве распределительного следует ограничивать. Использование напряжения 6 кВ рационально для предприятий, где устанавливается значительное количество двигателей 6 кВ небольшой мощности (до 500 кВт), а также в случае реконструкции или расширения действующего производства, ранее запроектированного на напряжение 6 кВ. 7.4 Распределительную сеть энергоемкого производства при сооружении нескольких подстанций глубокого ввода (ПГВ) рекомендуется выполнять на напряжении 110 кВ. 7.5 Применение напряжения 35 кВ в качестве распределительного может быть принято для предприятия при следующих условиях: ближайшие сети энергосистемы имеют напряжение 35 кВ, на предприятии отсутствуют электродвигатели высокого напряжения и невелико количество цеховых трансформаторных подстанций (ТП) 35/0,4 кВ. 8 Схемы распределения электроэнергии. Подстанции 8.1 Сети 110 - 400 кВ 8.1.1 Количество и вид приемного пункта (пункт приема электрической энергии от сети энергосистемы) определяются в зависимости от значения и территориального расположения электрической нагрузки предприятия, требований надежности электроснабжения, очередности строительства предприятия, условий подключения к сети энергосистемы. Не рекомендуется сооружение на предприятии более двух приемных пунктов. 8.1.2 Системы электроснабжения с двумя приемными пунктами электроэнергии следует применять: - при повышенных требованиях к надежности питания электроприемников I категории; - при двух обособленных группах потребителей на площадке предприятия; - при поэтапном развитии предприятия в тех случаях, когда для питания нагрузок второй очереди целесообразно сооружение отдельного приемного пункта электроэнергии; - во всех случаях, когда применение двух приемных пунктов экономически целесообразно. В указанных случаях приемные пункты должны быть территориально разобщены и размещаться, как правило, по разные стороны предприятия. Должна быть исключена возможность одновременного попадания приемных пунктов в факел загрязнения. 8.1.3 При построении системы электроснабжения предприятия во всех случаях, где это возможно, следует применять схемы глубоких вводов 110-400 кВ как наиболее экономичной и надежной системы распределения электроэнергии. 8.1.4 Для предприятий с электрической нагрузкой, составляющей десятки мегаватт, приемными пунктами могут быть главные понижающие подстанции (ГПП), подстанции глубокого ввода (ПГВ).

NCM G.01.01:2015

50

Для крупных энергоемких предприятий с электрической нагрузкой порядка 100-150 МВт и выше в качестве приемных пунктов могут быть использованы узловые распределительные подстанции (УРП) с первичным напряжением 220-400 кВ. Краткая характеристика указанных приемных пунктов приведена в пп. 8.1.5 - 8.1.9. 8.1.5 ГПП осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110-400 кВ, ее трансформацию и распределение на напряжениях 6-35 кВ. На ГПП устанавливаются, как правило, понижающие трансформаторы мощностью от 10 до 80 МВА. По требованию оператора сети на ГПП может осуществляться и распределение электроэнергии на первичном напряжении 110-400 кВ. ГПП обычно размещается на границе предприятия со стороны подвода воздушных питающих линий, если этому не препятствуют условия загрязнения изоляции. 8.1.6 ПГВ осуществляет прием электроэнергии из энергосистемы на напряжениях 110 кВ и является разновидностью ГПП, отличается от нее расположением (в непосредственной близости от энергоемкого цеха, корпуса) и простейшей схемой на стороне 110 кВ (блок "линия-трансформатор"). При проектировании электроснабжения энергоемких производств должна быть во всех случаях рассмотрена возможность выполнения разукрупненных глубоких вводов 110 кВ. 8.1.7 Целесообразность сооружения и месторасположение УРП рассматриваются совместно с оператора сети при строительстве крупного энергоемкого производства, где намечается сооружение нескольких ГПП или ПГВ. При этом должна также учитываться возможность питания от УРП других промышленных предприятий и прочих объектов, размещаемых в данном районе. В зависимости от схемы районной сети, предполагаемых электрических нагрузок, других местных условий определяется схема соединений УРП. В большинстве случаев УРП осуществляют прием и распределение электроэнергии при питающих напряжениях 110-400 кВ, частичную трансформацию мощности на напряжения 110 кВ и ее распределение по территории предприятия и к другим потребителям. При напряжении питающей сети, энергосистемы 110-400 кВ и целесообразности сооружения УРП для питания нескольких ГПП или ПГВ функции УРП состоят в приеме и распределении мощности на напряжении 110 кВ без ее трансформации. УРП по своей сути являются районными подстанциями и при разработке проекта электроснабжения должно быть принято решение о передаче УРП в ведение оператора сети. В этих случаях УРП размещается поблизости от строящегося предприятия, но вне его промплощадки. 8.1.8 В тех случаях, когда УРП предназначается для питания нескольких ПГВ одного предприятия, следует рассмотреть возможность и целесообразность размещения УРП на территории предприятия как распределительной подстанции 110 кВ глубокого ввода. При высокой плотности застройки предприятия рекомендуется сооружение ЗРУ 110 кВ или, в целях уменьшения объема строительных работ, сокращения занимаемых площадей, повышения надежности электроснабжения, принять электрооборудование распределительной подстанции 110 кВ с элегазовой изоляцией. Питание подобной УРП может быть осуществлено как воздушными, так и кабельными линиями. Эксплуатация УРП, размещенной на промплощадке, должна осуществляться персоналом промышленного предприятия. 8.1.9 При питании промышленных предприятий от сетей энергосистемы напряжением 110 кВ следует рассматривать целесообразность применения в качестве приемных пунктов комплектных подстанций 110 кВ заводского изготовления блочной конструкции серии КТПБ. 8.1.10 Питание ГПП, ПГВ, УРП от сетей энергосистемы должно выполняться не менее чем по двум линиям, подключенным к независимым источникам питания. При выходе из строя одной из питающих линий оставшиеся в работе линии должны обеспечить всю нагрузку предприятия. При выходе из строя одного независимого источника питания оставшиеся в работе источники питания должны обеспечить питание всех электроприемников I и II категории, которые необходимы для функционирования основных производств. Выбор схем питающей сети (магистральные или радиальные) и их конструктивного исполнения (воздушные или кабельные) питающих линий 110 кВ определяется технико-экономическими

NCM G.01.01:2015

51

сопоставлениями с учетом генплана и особенностей данного предприятия, взаимного расположения районных подстанций и пунктов ввода, ожидаемой перспективы развития существующей схемы электроснабжения, степени загрязнения атмосферы. При этом рекомендуются следующие решения: - питание УРП, ГПП, ПГВ от сетей энергосистемы выполнять ВЛ; - питание ГПП, ПГВ от УРП также выполнять ВЛ. При высокой плотности застройки следует применять кабельные линии 110 кВ; - при значительном удалении УРП от промплощадки на границе последней могут быть сооружены переходные пункты 110 кВ для перехода на кабельные линии; - при применении ВЛ могут быть применены как радиальные, так и магистральные схемы питания; - при значительной доле электроприемников I категории питание приемных пунктов следует выполнять двумя одноцепными ВЛ или шлейфовым заходом секционированной двухцепной ВЛ с двухсторонним питанием. 8.1.11 Выбор схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 110-330 кВ подстанций рекомендуется производить в следующей последовательности, начиная с простейших схем: - два блока с неавтоматической перемычкой со стороны линий; - мостики разных видов с выключателями; - четырехугольники; - одна рабочая секционированная и обходная система шин; - две рабочие и обходная системы шин; - две рабочие секционированные и обходная системы шин. При выборе схем электрических соединений подстанций промышленных предприятий следует руководствоваться типовыми материалами для проектирования подстанций СТО 56947007- 29.240.30.010. Выбор конкретной схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 110-400 кВ подстанции должен быть обоснован в проекте. 8.1.12 ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять двухтрансформаторными. В следующих случаях может быть рассмотрена целесообразность установки трех трансформаторов: - при наличии крупных сосредоточенных электрических нагрузок; - при необходимости выделения питания крупных резкопеременных нагрузок на отдельные трансформаторы; - для цехов и предприятий со значительным количеством электроприемников особой группы I категории и электроприемников I категории, к питанию которых предъявляются повышенные требования в отношении надежности. В обоснованных случаях на ГПП могут быть установлены автотрансформаторы. 8.1.13 Приемные пункты электроэнергии промышленных предприятий, имеющих в своем составе мощные электроприемники с резкопеременными графиками нагрузки, рекомендуется подключать к сетям энергосистем 110-400 кВ с возможно большими токами КЗ. При выделении этих электроприемников на отдельные трансформаторы последние следует подключать к сети общего назначения 110-400 кВ с наибольшими значениями токов КЗ. 8.1.14 При технико-экономическом обосновании на стороне высшего напряжения подстанций 110 кВ с двухобмоточными трансформаторами могут применяться предохранители при условии обеспечения селективности предохранителей и релейной защиты линий высшего и низшего напряжений. Установка предохранителей не допускается для трансформаторов напряжением 110 кВ, нейтраль которых в процессе эксплуатации может быть разземлена. 8.1.15 Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) напряжением 110 кВ могут быть применены в следующих случаях: - в районах с загрязненной атмосферой; - в районах с минимальными расчетными температурами окружающего воздуха ниже допустимых для электрооборудования; - размещение открытого распредустройства невозможно по условиям застройки площадки. Решение о сооружении ЗРУ 110 кВ должно быть обосновано в проекте.

NCM G.01.01:2015

52

8.1.16 Проектирование генерального плана подстанции 110-400 кВ, дорог на территории подстанции, объектов масляного, пневматического хозяйства следует производить согласно требованиям ПУЭ и норм технологического проектирования подстанций СТО 56947007-29.240.10.028. На подстанциях напряжением до 330 кВ не следует предусматривать стационарные грузоподъемные устройства для ревизии трансформаторов. Для этой цели может использоваться портал ошиновки трансформатора или инвентарное грузоподъемное устройство (передвижной кран). 8.2 Сети 35 кВ 8.2.1 Решение о питании промышленного предприятия от сетей энергосистемы 35 кВ следует принимать при отсутствии в районе строительства предприятия сетей энергосистемы 6-10 и 110 кВ. 8.2.2 В зависимости от потребляемой мощности и состава электроприемников в качестве приемного пункта электроэнергии на предприятии могут быть применены: 8.2.2.1 Трансформаторная подстанция 35/6-10 кВ с трансформаторами мощностью 1,6-10 МВА, с типовой схемой РУ-35 кВ согласно СТО 56947007-29.240.30.010. Для двухтрансформаторной подстанции РУ 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной, секционированной выключателем системой шин. 8.2.2.2 Комплектная подстанция 35/6-10 кВ заводского изготовления блочной конструкции серии КТПБ. 8.2.2.3 Трансформаторная подстанция 35/0,4 кВ с трансформаторами мощностью до 2,5 МВА. При этом надо учитывать, что на предприятии должны отсутствовать высоковольтные электроприемники, а предельная нагрузка предприятия может быть ограничена мощностью устанавливаемых трансформаторов. 8.2.3 Питание указанных приемных пунктов рекомендуется выполнять воздушными линиями электропередачи 35 кВ. 8.2.4 Количество устанавливаемых на подстанциях трансформаторов и число цепей ВЛ-35 кВ определяются в зависимости от категории подключенных электроприемников по бесперебойности электроснабжения. При необходимости компенсации емкостных токов на подстанции должны устанавливаться заземляющие реакторы. 8.2.5 На отдельных энергоемких предприятиях для питания мощных специфических электроприемников (электропечей, преобразовательных установок и др.) должна быть создана локальная сеть 35 кВ, не являющаяся сетью общего назначения. Источниками питания этой сети являются сетевые или специальные трансформаторы 110-400/35 кВ, мощные трехобмоточные автотрансформаторы с обмоткой среднего напряжения 35 кВ. Питание электроприемников осуществляется от РУ-35 кВ радиальными кабельными линиями 35 кВ. Передача мощности от источников питания до РУ-35 кВ выполняется либо магистральными токопроводами 35 кВ, либо кабельными линиями 35 кВ. 8.2.6 При построении системы электроснабжения на напряжении 35 кВ для мощных ДСП с печными трансформаторами 35 кВ следует руководствоваться следующими положениями: 8.2.6.1 Питание ДСП должно осуществляться от РУ-35 кВ печной подстанции, к которой не следует подключать сторонних потребителей. 8.2.6.2 К одной секции сборных шин 35 кВ может быть подключено несколько ДСП-25 (с электропечным трансформатором мощностью 15 MVA) и ДСП-50 (с электропечным трансформатором мощностью 25 MVA). Каждая ДСП-100И6 с печным трансформатором 80 МВА подключается к отдельной секции сборных шин 35 кВ, питаемой от сетевого

NCM G.01.01:2015

53

трансформатора общего назначения мощностью 160 МВА, 330/35 кВ либо от двух, включенных параллельно, сетевых трансформаторов общего назначения мощностью 63-80 МВА, напряжением 110/35 кВ. 8.2.6.3 По мере освоения электропромышленностью специальных динамически стойких сетевых трансформаторов 100 МВА последние следует устанавливать взамен трансформаторов общего назначения. 8.2.6.4 Учитывая недостаточную надежность сетевых трансформаторов общего назначения 160 МВА, допускается осуществлять их резервирование путем установки третьего трансформатора 160 МВА при двух печных агрегатах. При наличии одной ДСП резервирование сетевого трансформатора 160 МВА не выполняется. Также не следует резервировать специальные динамически стойкие сетевые трансформаторы. 8.2.6.5 При двух ДСП с печными трансформаторами мощностью до 80 МВА должны рассматриваться возможность и целесообразность параллельной работы сетевых трансформаторов на стороне 35 кВ. 8.2.6.6 На шинах РУ-35 кВ печной подстанции должно поддерживаться выбором соответствующей отпайки сетевого трансформатора напряжение холостого хода, равное максимально допустимому напряжению печного трансформатора. При работе ДСП напряжение на сборных шинах 35 кВ должно быть в пределах 38,5-35 кВ. 8.2.6.7 Сетевые трансформаторы 110-400/35 кВ следует подключать к сетям 110-400 кВ энергосистемы в точках с наибольшими значениями токов КЗ. 8.3 Сети 6-10 кВ 8.3.1 Электроснабжение предприятий с незначительной электрической нагрузкой осуществляется, как правило, от сетей энергосистемы 6-10 кВ. В качестве приемных пунктов могут быть применены: - центральная распределительная подстанция (ЦРП) или распределительная подстанция (РП) при нагрузке порядка 5-15 МВт; - распределительно-трансформаторная подстанция (РТП) при нагрузке предприятия, составляющей несколько мегаватт. Питание указанных подстанций от сетей энергосистемы может производится кабельными или воздушными линиями 6-10 кВ как по радиальной, так и по магистральной схеме распределения электроэнергии. Подстанции сооружаются отдельно стоящими или сблокированными с другими зданиями. 8.3.2 Распределительные устройства 6-10 кВ ГПП и ПГВ являются по существу основными распределительными подстанциями 6-10 кВ предприятия. От РУ 6-10 кВ ГПП питаются вторичные РП 6-10 кВ, электроприемники 6-10 кВ и ТП 6-10/0,4 кВ. РУ 6-10 кВ ПГВ является, как правило, единственной распределительной подстанцией крупного цеха, корпуса или предприятия и от нее получают питание электроприемники и ТП 6-10/0,4 кВ. Помещение РУ 6-10 кВ ПГВ рекомендуется пристраивать или встраивать в производственное здание. 8.3.3 РУ 6-10 кВ двухтрансформаторных ГПП, ПГВ рекомендуется выполнять с двумя одиночными секционированными выключателями системами шин, подключаемых к расщепленным обмоткам понижающих трансформаторов или к ветвям сдвоенного реактора с общей точкой, установленного на выводе трансформатора без расщепленной обмотки. При установке трансформаторов с нерасщепленной обмоткой (16 МВА и менее) на двухтрансформаторных ГПП и ПГВ рекомендуется выполнение РУ 6-10 кВ с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. Секционированные системы сборных шин 6-10 кВ работают, как правило, раздельно. В случаях, когда при раздельном режиме работы систем сборных шин действие АВР (даже быстродействующего) приводит к расстройству сложного технологического процесса, следует рассматривать возможность и целесообразность параллельной работы систем сборных шин 6-10 кВ.

NCM G.01.01:2015

54

8.3.4 В случае установки на двухтрансформаторных ГПП, ПГВ трансформаторов с расщепленными обмотками на различные напряжения (6 и 10 кВ) распределительное устройство для каждого из напряжений следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. 8.3.5 РУ 6-10 кВ однотрансформаторных ГПП, ПГВ следует выполнять, как правило, с одной одиночной несекционированной системой шин для трансформаторов с нерасщепленной обмоткой и с одной одиночной секционированной системой шин для трансформаторов с расщепленной обмоткой. 8.3.6 Вторичные распределительные подстанции РП 6-10 кВ, питающиеся от ГПП, ЦРП, рекомендуется сооружать для удаленных от ГПП, ЦРП потребителей (компрессорных и насосных станций, производственного корпуса с несколькими ТП 6-10/0,4 кВ). При числе отходящих линий 6-10 кВ менее 8 целесообразность сооружения РП должна быть обоснована. Предельная, подключаемая к РП, нагрузка определяется исходя из пропускной способности выключателя линии, питающей РП. РП 6-10 кВ следует выполнять с одной одиночной секционированной выключателем системой шин. 8.3.7 Число ступеней распределения электроэнергии на напряжении 6-10 кВ не должно для промышленных предприятий быть, как правило, более двух. Рекомендуемые ступени распределения приведены в таблице 1. Таблица 1. Рекомендуемые ступени распределения электроэнергии

Источник питания I ступень II ступень РУ 6-10 кВ ГПП ТП, ЭП РУ 6-10 кВ ГПП РП ТП, ЭП РУ 6-10 кВ ПГВ ТП, ЭП ЦРП 6-10 кВ РП ТП, ЭП ЦРП 6-10 кВ ТП, ЭП РП 6-10 кВ ТП, ЭП Электроприемниками 6-10 кВ (ЭП) являются электродвигатели, термические установки, преобразовательные подстанции и установки. 8.3.8 Распределение электроэнергии от ГПП, ЦРП до РП 6-10 кВ может выполняться по радиальным, магистральным и смешанным схемам в зависимости от территориального расположения нагрузок, потребляемой мощности, требований надежности, условий окружающей среды. Магистральным схемам следует, как правило, отдавать предпочтение как более экономичным. Кольцевые магистрали на предприятиях допускается применять для питания потребителей III и частично II категории при соответствующем расположении питаемых ими групп подстанций и при единичной мощности трансформаторов не более 630 кВА. 8.3.9 Магистральные схемы распределения электроэнергии при напряжении 6-10 кВ рекомендуется осуществлять токопроводами, отличающимися большей надежностью по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельных кабелей. Для энергоемких предприятий могут быть рекомендованы следующие магистральные схемы, выполненные токопроводами 6-10 кВ: - от трансформаторов ГПП по магистралям получают питание несколько РП 6-10 кВ; - от шин генераторного напряжения ТЭЦ, собственной электростанции прокладываются магистрали до РП 6-10 кВ, расположенных по промплощадке предприятия. Трасса токопровода в этом случае, в основном, проходит вне площадки. Для указанных схем распределения следует применять, как правило, двухцепные токопроводы. Применение двух одноцепных токопроводов взамен двухцепного токопровода должно быть обосновано в проекте. Питание двух РП 6-10 кВ может быть выполнено по магистральной кабельной линии, если этому не препятствует расположение РП и значение электрической нагрузки. 8.3.10 Радиальные схемы распределения электроэнергии при напряжении 6-10 кВ следует

NCM G.01.01:2015

55

применять при нагрузках, расположенных в различных направлениях от источника питания. Эти сети, как правило, следует выполнять кабельными линиями. Радиальным схемам питания секций 6-10 кВ следует отдавать предпочтение по сравнению с магистральными схемами при повышенных требованиях к надежности электроснабжения электроприемников, подключенных к этим секциям (при питании от РП, в основном, электроприемников I категории). 8.3.11 Питание индивидуальных электроприемников 6-10 кВ (двигателей, печей, преобразовательных подстанций и установок и т.п.) следует выполнять радиальными кабельными линиями от секций 6-10 кВ подстанции. Питание ТП 6-10/0,4 кВ может выполняться кабельными линиями как по радиальной, так и по магистральной (к одной магистрали могут быть подключены до трех трансформаторов мощностью 1000 кВА или два трансформатора мощностью 1600 кВА) схеме. Отказ от магистральных схем питания ТП должен быть обоснован в проекте. 8.3.12 Для промышленных предприятий могут быть допущены схемы с присоединением под один выключатель 6-10 кВ двух кабельных линий, идущих к разным двухсекционным РП 6-10 кВ или разным двухтрансформаторным ТП. В этом случае питание указанных РП и ТП должно предусматриваться не менее чем по двум линиям, отходящим от разных секций источника питания. 8.3.13 При питании специфических (нелинейных, резкопеременных и несимметричных) нагрузок 6-10 кВ следует руководствоваться следующими положениями: 8.3.13.1 Питание специфических нагрузок в нормальном режиме рекомендуется производить от отдельной секции сборных шин 6-10 кВ, если этому не препятствует значение электрической нагрузки. 8.3.13.2 Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, от которых получают питание осветительные приборы с лампами накаливания и чувствительные к изменениям показателей качества электроэнергии (ПНДО) электроприемники, следует подключать к секции сборных шин 6-10 кВ, не питающей специфические нагрузки. 8.3.13.3 Указанные в пп. 8.3.13.1, 8.3.13.2 секции сборных шин 6-10 кВ рекомендуется подключать к разным ветвям расщепленной обмотки низкого напряжения сетевого трансформатора 110-400/6-10 кВ мощностью 25 МВА и более. В случае установки сетевых трансформаторов с нерасщепленными обмотками низкого напряжения (16 МВА и менее) указанные секции сборных шин рекомендуется подключать к разным ветвям сдвоенного реактора 6-10 кВ, установленного на выводе сетевого трансформатора. 8.3.13.4 Трансформаторные подстанции 6-10/0,4 кВ, не питающие указанную в п.8.3.13.2 нагрузку, и электродвигатели 6-10 кВ могут подключаться к любой ветви расщепленной обмотки сетевого трансформатора или сдвоенного реактора. При наличии синхронных двигателей предпочтительным является их подключение к секции шин, от которой питаются специфичные электроприемники. 8.3.13.5 Специфические нагрузки рекомендуется подключать к точкам сети 6-10 кВ с наибольшими значениями токов КЗ. 8.3.14 При установке сдвоенного реактора на вводе следует предусматривать равномерное распределение нагрузки между секциями подстанции. Следует принимать значение тока каждой ветви сдвоенного реактора не менее 0,675 номинального тока обмотки трансформатора либо суммарного тока нагрузки, учитывая возможность неравномерности нагрузок, а также изменения нагрузок по секциям в процессе эксплуатации. 8.3.15 Распределительные подстанции следует, как правило, размещать на границе питаемых ими участков сети таким образом, чтобы не было обратных протоков энергии. 8.3.16 При построении схемы подстанции на стороне напряжения 6-10 кВ следует по возможности избегать применения громоздких и дорогих выключателей. С этой целью

NCM G.01.01:2015

56

токопроводы напряжением 6-10 кВ следует подключать непосредственно к трансформатору через отдельные выключатели. При отсутствии отбора энергии на напряжении 6-10 кВ помимо токопровода следует применять схему блока "трансформатор-токопровод". 8.3.17 Для промышленных предприятий могут применяться при напряжении 6-10 кВ выключатели нагрузки в комплекте с предохранителями во всех случаях, когда параметры этих аппаратов достаточны по рабочему и послеаварийному режимам, а также по токам короткого замыкания. На отходящих линиях напряжением 6-10 кВ силовые предохранители следует устанавливать после разъединителя или выключателя нагрузки, считая по направлению мощности. 8.3.18 При выборе выключателей 6-10 кВ для электроприемников с периодическим циклом работы необходимо учитывать заводские данные по коммутационному ресурсу выключателей. 8.3.19 При необходимости компенсации емкостных токов в сетях 6-10 кВ на подстанциях ГПП, ПГВ должны устанавливаться заземляющие реакторы. При напряжении 6-10 кВ заземляющие реакторы подключаются к сборным шинам через выключатели и отдельные трансформаторы. Не допускается подключение заземляющих реакторов к трансформаторам собственных нужд, присоединенным к основным трансформаторам до ввода на шины 6-10 кВ, а также к трансформаторам, защищенным плавкими вставками. При проектировании установок компенсации емкостных токов следует учитывать требования действующих указаний РД 34.20.179. 8.4 Цеховые трансформаторные подстанции 8.4.1 Цеховые ТП, питающие силовые и, как правило, осветительные электроприемники промышленных предприятий, являются основными электроустановками систем распределения электроэнергии напряжением до 1 кВ. 8.4.2 Цеховые ТП подразделяются по количеству, единичной мощности, схеме соединения обмоток, способу охлаждения трансформаторов, схеме распределительного устройства низшего напряжения, комплектности поставки. Выбор цеховых ТП, особенно для энергоемких предприятий со значительной низковольтной нагрузкой, должен быть в проекте обоснован. 8.4.3 Количество трансформаторов цеховой ТП определяется, в основном, требованиями надежности питания потребителей. 8.4.3.1 Питание электроприемников I категории следует предусматривать от двухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций. Трехтрансформаторные подстанции рекомендуется применять в тех случаях, когда имеется возможность примерно равномерно распределить подключаемую нагрузку по секциям распределительного устройства до 1 кВ подстанции. 8.4.3.2 Двухтрансформаторные и трехтрансформаторные подстанции рекомендуется также применять для питания электроприемников II категории. 8.4.3.3 Двухтрансформаторные и трехтрансформаторные подстанции могут применяться как при сосредоточенной, так и при распределенной нагрузке, питаемой по магистральным сетям. При сосредоточенной нагрузке предпочтение следует отдавать трехтрансформаторным подстанциям. 8.4.3.4 Питание отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосных, компрессорных станций и т. п.) рекомендуется выполнять от двухтрансформаторных подстанций. 8.4.3.5 Однотрансформаторные подстанции рекомендуется применять для питания электроприемников III категории, если перерыв электроснабжения, необходимый для замены поврежденного трансформатора, не превышает 1 суток.

NCM G.01.01:2015

57

8.4.3.6 Однотрансформаторные подстанции также могут быть применены для питания электроприемников II категории, если требуемая степень резервирования потребителей обеспечивается кабельными линиями низкого напряжения от другого трансформатора и время замены вышедшего из строя трансформатора не превышает 1 суток. 8.4.3.7 При значительной сосредоточенной нагрузке электроприемников III категории взамен двух однотрансформаторных ТП может быть установлена одна двухтрансформаторная ТП без устройства автоматического ввода резерва (АВР), с полной нагрузкой трансформаторов в нормальном режиме. 8.4.3.8 При сосредоточенной нагрузке электроприемников II категории значительной мощности может оказаться целесообразным сооружение цеховой ТП, на которой устанавливаются несколько полностью загруженных трансформаторов и один резервный трансформатор, способный заменить любой из трансформаторов группы с помощью трансферной системы шин. Применение подобной ТП целесообразно при количестве полностью загруженных трансформаторов шесть и более. 8.4.4 Мощность трансформаторов двухтрансформаторных и трехтрансформаторных подстанций следует определять таким образом, чтобы при отключении одного трансформатора было обеспечено питание требующих резервирования электроприемников в послеаварийном режиме с учетом перегрузочной способности трансформаторов. 8.4.5 Соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки масляных, трансформаторов в послеаварийном режиме, определенными согласно GOST 14209, и коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме приведены в таблице 2. Таблица 2. Соотношения между коэффициентами допустимой перегрузки масляных, трансформаторов в послеаварийном режиме и коэффициентами загрузки трансформаторов в нормальном режиме согласно GOST 14209

Коэффициент загрузки масляного, трансформатора в нормальном режиме

Коэффициент допустимой перегрузки масляного трансформатора, определенный

согласно GOST 14209 двухтрансформаторная подстанция

трехтрансформаторная подстанция

1,0 0,5 0,666 1,1 0,55 0,735 1,2 0,6 0,8 1,3 0,65 0,86 1,4 0,7 0,93

8.4.6 Для сухих трансформаторов предельное значение коэффициента допустимой перегрузки трансформатора следует принимать равным 1,2. 8.4.7 При значительном количестве устанавливаемых цеховых ТП и рассредоточенной нагрузке следует производить на основании технико-экономического расчета выбор единичной мощности трансформаторов. Определяющими факторами при выборе единичной мощности трансформатора являются затраты на питающую сеть 0,4 кВ, потери мощности в питающей сети и в трансформаторах, затраты на строительную часть ТП. Допускается при определении единичной мощности трансформатора пользоваться следующими критериями при напряжении питающей сети 0,4 кВ: - при плотности нагрузки до 0,2 кВА/м2 - 1000, 1600 кВА; - при плотности нагрузки 0,2 - 0,5 кВА/м2 - 1600 кВА; - при плотности нагрузки более 0,5 кВА/м2 - 2500, 1600 кВА. В случаях, когда нагрузка не распределена, а сосредоточена на отдельных участках цеха, выбор единичной мощности трансформаторов цеховых ТП не следует производить по критерию удельной плотности нагрузки. 8.4.8 Для энергоемких производств, при значительном количестве цеховых ТП, рекомендуется унифицировать единичные мощности трансформаторов.

NCM G.01.01:2015

58

8.4.9 Трансформаторы цеховых ТП мощностью 400-2500 кВА выпускаются со схемами соединения обмоток "звезда-звезда" с допустимым током нулевого вывода, равным 0,25 номинального тока трансформатора, или "треугольник-звезда" с нулевым выводом, рассчитанным на ток, равный 0,75 номинального тока трансформатора. По условиям надежности действия защиты от однофазных КЗ в сетях напряжением до 1 кВ и возможности подключения несимметричных нагрузок предпочтительным является применение трансформаторов со схемой соединения "треугольник-звезда". 8.4.10 Выбор исполнения трансформатора по способу охлаждения его обмоток (масляный, сухой, заполненный негорючей жидкостью и др.) определяется в зависимости от условий окружающей среды, противопожарных требований, объемно-планировочных решений производственного здания. 8.4.11 Цеховые двухтрансформаторные ТП могут иметь следующие схемы распределительных устройств низшего напряжения. 8.4.11.1 Одиночная секционированная система сборных шин с фиксированным подключением каждого трансформатора к своей секции через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности. Секционный автоматический выключатель в нормальном режиме отключен. На сборных шинах предусмотрено устройство АВР. 8.4.11.2 С двумя, не связанными непосредственно между собой, секциями сборных шин. Расщепленные выводы каждого трансформатора подключены к разным секциям сборных шин через автоматические выключатели, рассчитанные каждый на выдачу половины мощности трансформатора с учетом его перегрузочной способности. Два из четырех задействованных автоматических выключателя используются для целей резервирования в устройстве АВР. Такие ТП с трансформаторами мощностью 250, 400, 630 кВА применяются в городских сетях. В настоящее время ведется разработка подобных ТП мощностью 1000, 1600 и 2500 кВА для промышленных предприятий. 8.4.12 Цеховые однотрансформаторные ТП могут иметь следующие схемы распределительных устройств низкого напряжения. 8.4.12.1 Одиночная несекционированная система сборных шин, подключенная к выводу трансформатора через автоматический выключатель, рассчитанный на выдачу полной мощности трансформатора. 8.4.12.2 С двумя несвязанными секциями сборных шин, подключенных к расщепленному выводу трансформатора через автоматические выключатели, каждый из которых рассчитан на выдачу половины полной мощности трансформатора. 8.4.13 Цеховая трехтрансформаторная подстанция имеет распределительное устройство низшего напряжения с шестью секциями сборных шин, каждая из которых подключена через автоматический выключатель к расщепленному выводу трансформатора. Резервирование питания осуществляется тремя автоматическими выключателями, связывающими между собой секции NN 2 и 3, 4 и 5, 1 и 6. 8.4.14 Любые из перечисленных выше схем распределительных устройств низшего напряжения цеховых ТП позволяют осуществить схему блока "трансформатор - магистраль". 8.4.15 Цеховые ТП подразделяются на комплектные подстанции заводского изготовления (КТП) и подстанции, монтируемые на месте строительства (ТП). При проектировании следует отдавать предпочтение КТП, обеспечивающим большую надежность и сокращение сроков строительства. 8.4.16 Цеховые ТП и КТП не должны иметь сборные шины первичного напряжения. Установка отключающего аппарата перед цеховым трансформатором при магистральном питании подстанции обязательна. Глухое присоединение цехового трансформатора может применяться

NCM G.01.01:2015

59

при радиальном питании кабельными линиями по схеме блока "линия-трансформатор", за исключением случаев: - питания от пункта, находящегося в ведении другой эксплуатирующей организации; - необходимости установки отключающего аппарата по условиям защиты. 8.5 Сети до 1 кВ 8.5.1 Электрические сети напряжением до 1 кВ переменного тока на промышленных предприятиях подразделяются на питающие сети до 1 кВ (от цеховых ТП до распределительных устройств до 1 кВ) и распределительные сети до 1 кВ (от РУ до 1 кВ до электроприемников ). 8.5.2 Питающие силовые сети до 1 кВ прокладываются как внутри зданий и сооружений, так и вне их. 8.5.3 Внутрицеховые питающие силовые сети могут выполняться как магистральными, так и радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки технологического оборудования, требований по бесперебойности электроснабжения, условий окружающей среды, вероятности изменения технологического процесса, вызывающего замену технологического оборудования, размещения цеховых ТП. Каждый вид прокладки имеет свою предпочтительную область применения. 8.5.4 Магистральные силовые питающие сети рекомендуется применять: - в энергоемких производствах при распределении электроэнергии от трансформаторов 1600 и 2500 кВА; - для обеспечения определенной независимости электроустановок от технологии и строительной части, что важно при возможных изменениях технологического процесса и заменах технологического оборудования, при выполнении проектных и электромонтажных работ в случаях отсутствия полных исходных данных об устанавливаемом технологическом оборудовании; - при создании модульных сетей для производств с равномерно распределенной нагрузкой по площади цеха. 8.5.5 Для трансформатора мощностью 1000 кВА должна предусматриваться, как правило, одна магистраль, для трансформаторов мощностью 1600 и 2500 кВА - не более двух магистралей. Не следует допускать применение схем распределения электроэнергии, при которых от одного трансформатора отходят несколько радиальных магистралей (шинопроводов) с суммарной пропускной способностью, намного превышающей номинальную мощность трансформатора. 8.5.6 Радиальные внутрицеховые силовые питающие сети должны применяться при неблагоприятной среде помещения (взрывоопасные и пожароопасные установки, наличие проводящей пыли, химически активная среда), при повышенных требованиях по обеспечению бесперебойности питания РУ до 1 кВ. 8.5.7 В тех случаях, когда для конкретного объекта могут быть применены как магистральные, так и радиальные схемы распределения электроэнергии, выбор вида сети следует производить на основании технико-экономического расчета. 8.5.8 Магистральные питающие силовые сети рекомендуется выполнять комплектными магистральными шинопроводами. 8.5.9 Внецеховые питающие силовые сети напряжением до 1 кВ следует выполнять, как правило, радиальными кабельными линиями. 8.5.10 При построении питающей сети до 1 кВ в целях повышения надежности питания рекомендуется руководствоваться следующими общими положениями. 8.5.10.1 РУ до 1 кВ следует размещать вблизи центров нагрузок.

NCM G.01.01:2015

60

8.5.10.2 Питающие сети до 1 кВ должны формироваться таким образом, чтобы длина распределительной сети до 1 кВ была по возможности минимальной. 8.5.10.3 Питающие сети рекомендуется прокладывать открыто. Применение трубных проводок должно обосновываться. 8.5.10.4 Каждый участок или отделение цеха рекомендуется питать от одного или нескольких РУ до 1 кВ, от которых не должны, как правило, питаться другие участки или отделения цеха. Также желательна привязка цеховых ТП к определенным цехам, если этому не препятствует незначительность электрической нагрузки. 8.5.10.5 При построении питающей сети следует учитывать указания о раздельном учете электроэнергии для различных цехов, если это не приводит к значительному удорожанию питающих сетей. 8.5.11 Применение на промышленных предприятиях питающих силовых сетей постоянного тока общего назначения следует обосновывать в проекте. 8.5.12 Распределительные сети до 1 кВ могут выполняться магистральными или радиальными. Выбор вида сети зависит от планировки и габаритов технологического оборудования, условий среды, особенностей проведения подъемно-транспортных работ в цехе. 8.5.13 Магистральные распределительные сети до 1 кВ рекомендуется выполнять с помощью комплектных распределительных шинопроводов. 8.5.14 Радиальные распределительные сети до 1 кВ следует выполнять при распределении электроэнергии от распределительных щитов, пунктов, щитов и шкафов станций управления, других видов низковольтных комплектных устройств (НКУ). 9 Определение электрических нагрузок и расходов электроэнергии 9.1 Определение электрических нагрузок должно производиться при разработке систем электроснабжения промышленных предприятий на всех стадиях проектирования в соответствии с NCM A.07.02. 9.2 При предпроектной проработке в соответствии с NCM A.07.02 должна определяться результирующая электрическая нагрузка предприятия, позволяющая решить вопросы его присоединения к сетям энергосистемы. Ожидаемая электрическая нагрузка определяется либо по фактическому электропотреблению предприятия-аналога, либо по достоверному значению коэффициента спроса при наличии данных о суммарной установленной мощности электроприемников, либо через удельные показатели электропотребления. 9.3 На стадии проект следует производить расчет электрических нагрузок в целях выполнения схемы электроснабжения предприятия на напряжении 6-10 кВ и выше, выбора и заказа электрооборудования подстанций и других элементов электрической сети предприятия. Расчет электрических нагрузок производится параллельно с построением системы электроснабжения в следующей последовательности. 9.3.1 Выполняется расчет электрических нагрузок напряжением до 1 кВ в целом по корпусу (предприятию) в целях выявления общего количества и мощности цеховых ТП. 9.3.2 Выполняется расчет электрических нагрузок на напряжении 6-10 кВ и выше на сборных шинах РП, ГПП, ПГВ. 9.3.3 Определяется расчетная электрическая нагрузка предприятия в точке балансового разграничения с энергосистемой. 9.4 На стадиях рабочий проект и рабочая документация дополнительно к указанным в п. 9.3 расчетам следует выполнить расчет электрических нагрузок питающих сетей напряжением до 1

NCM G.01.01:2015

61

кВ и на шинах каждой цеховой ТП. Расчет ведется одновременно с построением питающей сети напряжением до 1 кВ. Согласно произведенным расчетам определяются сечения проводников питающих сетей напряжением до 1 кВ и выбор защитных аппаратов, уточняются мощности трансформаторов цеховых ТП. 9.5 Определение электрических нагрузок на стадиях проектирования в соответствии с NCM A.07.02 следует производить согласно указаниям по расчету электрических нагрузок РТМ 36.18.32.4 и консультируя [8]. Не следует допускать пользование ранее действующими указаниями, приводящими к необоснованному завышению как средних, так и максимальных электрических нагрузок. 9.6 Усовершенствованная методика определения электрических нагрузок базируется на следующих положениях. 9.6.1 Исходными для расчета данными являются таблицы - задания от технологов, сантехников и других смежных подразделений, в которых указываются данные электроприемников. 9.6.2 В расчетах используются содержащиеся в существующих справочных материалах среднестатистические значения коэффициентов использования Ки и коэффициентов реактивной мощности для различных электроприемников. 9.6.3 Приняты следующие постоянные времени нагрева: - для сетей до 1 кВ - 10 мин; - для сетей выше 1 кВ - 30 мин; - для трансформаторов и магистральных шинопроводов - 150 мин. 9.6.4 Значения коэффициентов расчетных нагрузок Кр определены в зависимости от коэффициента использования, эффективного числа электроприемников и постоянной времени нагрева. 9.6.5 Значения коэффициентов одновременности Ко для определения расчетных нагрузок на шинах 6-10 кВ РП, ГПП определены в зависимости от средневзвешенных коэффициентов использования и числа присоединений 6-10 кВ на сборных шинах РП, ГПП. 9.6.6 Фактические значения расчетных нагрузок могут превышать расчетные с вероятностью не более 0,05. 9.7 Указания не распространяются на определение электрических нагрузок электроприемников с резкопеременными графиками нагрузки (дуговых электропечей, электроприводов прокатных станов, контактной сварки и т. п.), промышленного электрического транспорта, а также электроприемников с известным графиком нагрузки. 9.8 При расчетах электрических нагрузок должны быть определены отдельно нагрузки электроприемников особой группы I категории и нагрузки электроприемников III категории. 9.9 Годовой расход активной и реактивной энергии, потребляемой промышленным предприятием, рекомендуется рассчитывать на основании расчетных электрических нагрузок и годового числа часов использования максимума активной и реактивной мощности. 10 Расчеты токов КЗ 10.1 В проекте электроснабжения предприятия должны быть приведены данные расчета токов КЗ, используемые для выбора аппаратов и проводников, для расчетов релейной защиты и параметров качества электроэнергии. 10.2 Расчеты токов КЗ следует производить исходя из полного развития проектируемой системы электроснабжения. 10.3 Методы расчета токов КЗ приведены в следующих стандартах:

NCM G.01.01:2015

62

GOST 27514 – электроустановки переменного тока напряжением свыше 1 кВ и консультируя [5]; GOST 28249, SM SR EN 60909-0, SM CEI/TR 60909-2, SM CEI/TR 60909-4 - электроустановки переменного тока напряжением до 1 кВ; GOST 29176 - электроустановки постоянного тока. Электродинамическое и термическое действия тока КЗ рассмотрены в GOST 30323 и [6]. 10.4 Для промышленных предприятий определение токов однофазных КЗ в электроустановках до 1 кВ может производиться, наряду с рекомендуемыми GOST 28249, SM SR EN 60909-0, SM CEI/TR 60909-2, SM CEI/TR 60909-4 методом симметричных составляющих, методом петли фаза-нуль [11]. 10.5 В зависимости от наличия исходных данных для расчета метод петли фаза-нуль позволяет определять значение тока однофазного короткого замыкания как по сумме активных и индуктивных сопротивлений в фазной и нулевой цепях, так и по сумме полных сопротивлений (z) всех последовательных участков цепи короткого замыкания. В первом случае, как и в методе симметричных составляющих, учитываются сопротивления всех элементов цепи короткого замыкания, включая сопротивления трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактных соединений и электрической дуги. Точность расчета при этом не отличается от точности метода симметричных составляющих, но для расчета не требуется данных по сопротивлениям нулевой последовательности, которые не всегда можно найти для конкретной схемы. Во втором случае сопротивления отдельных элементов цепи короткого замыкания и электрической дуги не учитываются, так как арифметическое (вместо геометрического) суммирование полных сопротивлений приводит, как правило, к увеличению общего сопротивления короткозамкнутой цепи и как бы компенсирует неучет сопротивлений отдельных элементов. Расчет тока однофазного короткого замыкания по сумме полных сопротивлений является простым по сравнению с двумя другими методами, но несколько уступает последним в точности результата. 10.6 При расчете тока трехфазного КЗ в установках напряжением до 1 кВ следует учитывать не только индуктивные и активные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, но и активные сопротивления всех переходных контактов в этой цепи (на шинах, на вводах и выводах аппаратов, разъемные контакты аппаратов и контакт в месте короткого замыкания). При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях допускается при расчете токов КЗ в сетях, питаемых трансформаторами мощностью до 2500 кВА включительно, учитывать их суммарное сопротивление введением в расчет активного сопротивления: 10.6.1 Для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью до 1000 кВА включительно - 0,015 Ом; для распределительных устройств до 1 кВ цеховых ТП мощностью 1600 и 2500 кВА значения активных сопротивлений подлежат уточнению; 10.6.2 Для первичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей, - 0,02 Ом; 10.6.3 Для вторичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых от первичных распределительных пунктов, - 0,025 Ом; 10.6.4 Для аппаратуры, установленной непосредственно у электроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов, - 0,03 Ом. 10.7 При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия, имеющего в своем составе электроприемники, чувствительные к изменениям показателей качества электроэнергии, следует оптимизировать расчетное значение тока КЗ с учетом двух факторов: - обеспечения возможности применения электрических аппаратов облегченной конструкции и проводников меньших сечений; - обеспечения поддержания (ПНДО) в нормируемых пределах. В необходимых случаях расчетное значение тока КЗ должно определяться технико-экономическим расчетом по минимуму приведенных затрат на ограничение токов КЗ и меры по поддержанию ПНДО в

NCM G.01.01:2015

63

нормируемых пределах. Учитывая значительную стоимость технических средств по поддержанию ПНДО в нормируемых пределах, рекомендуется, как правило, указанные промышленные предприятия подключать к точкам сети энергосистемы с наибольшими токами КЗ. 10.8 В качестве средств ограничения токов КЗ на промышленных предприятиях могут быть применены: - токоограничивающие реакторы; - трансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения; - трансформаторы с повышенным значением напряжения короткого замыкания; - специальные тиристорные быстродействующие токоограничивающие устройства типа ТОУ. 10.9 При необходимости ограничения токов КЗ в РП 6-10 кВ следует производить установку токоограничивающих реакторов на питающих линиях или устанавливать групповые реакторы на отходящих линиях 6-10 кВ с присоединением до 4 линий к одному реактору. Индивидуальное реактирование отходящих линий должно быть обосновано. 11 Качество электрической энергии 11.1 Для электрических сетей общего назначения согласно стандарту SM EN 50160 устанавливаются следующие допускаемые отклонения параметров напряжения (ДОПН), представленные в таблице 3. 11.2 Расчетной точкой является точка присоединения промышленного предприятия к сети оператора. Как правило, расчетная точка совпадает с границей балансового разграничения между потребителем и оператором сети. Таблица 3 – Характеристики напряжения в соответствии с стандартом SM EN 50160

Наименование параметра напряжения

Характеристики напряжения и диапазон допускаемых отклонений

Отклонение частоты НН, СН: среднее значение основной частоты измеренное за 10 с. ± 1 % (49,5 - 50,5 Гц) для 99,5% времени интервала в одну неделю; - 6 % / + 4% (47 - 52 Гц) для 100% времени интервала в одну неделю.

Медленные изменения напряжения

НН, СН: ±10 % для 95% времени интервала в одну неделю, среднее значение за 10 мин установившихся значений.

Колебания напряжения и фликер

НН: 5 % нормально; 10 % редко Plt < 1 для 95% времени интервала в одну неделю СН: 4 % нормально 6 % редко Plt < 1 для 95 % времени интервала в одну неделю

Провал напряжения В основном: длительность < 1с , глубина< 60%. Провалы напряжения ограниченные местно из-за подключения нагрузки: НН: 10-50 %; СН: 10-15 %.

Кратковременные прерывания напряжения

НН, СН: (до 3 минут) несколько десятков-сотен/год Длительность для 70% из них < 1s

Длительные прерывания напряжения

НН, СН: (до 3 минут) < 10- 50 /год

Временные перенапряжения промышленной частоты

НН < 1,5 кВ установившееся значение СН: 1,7 Uc (в сетях с глухозаземленной нейтралью или заземленной через сопротивление) 2 Uc (в сетях с изолированной нейтралью или заземленной через резонансную катушку)

Переходные НН: в целом < 6 кВ, иногда выше;

NCM G.01.01:2015

64

перенапряжения длительность ms - sμ СН: не определено

Несимметрия напряжений

JT, MT: до 2% для 95 % времени интервала в одну неделю, среднее значение установившихся значений за 10 минут. до 3 % в некоторых точках.

Гармонические составляющие напряжения

НН, СН: см таблицу 3.2 SM EN 50160

Интергармонические составляющие напряже-ния

НН, СН: в разработке

11.3 Энергоснабжающая организация определяет для расчетной точки согласно SM SR EN 61000-4-7, SM SR EN 61000-4-30 консультируя РД 153-34.0-15.502 и [7, 12] значения допустимых расчетных вкладов (ДРВ) потребителя в нормируемые стандартами SM EN 50160 значения ДОПН. 11.4 При проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия следует предусматривать меры и устройства, обеспечивающие в расчетной точке заданные значения ДРВ и позволяющие осуществить контроль и анализ значений ДОПН. 11.5 Улучшение качества электроэнергии достигается рациональным построением схем электроснабжения, а также применением при необходимости специальных технических средств (силовых фильтров, устройств статической и динамической компенсации и др.). 11.6 При проектировании предприятий со специфическими нагрузками (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) следует учитывать, что устанавливаемые специальные технические средства одновременно обеспечивают компенсацию реактивной мощности (КРМ) и поддержание значений ДОПН. Поэтому при проектировании вопросы качества электроэнергии и компенсации реактивной мощности для предприятий со специфическими нагрузками следует рассматривать одновременно. 11.7 Согласно стандарту SM EN 50160 нормируется значение предельного отклонения напряжения в пределах ±10% для нормальных условий функционирования. В переходных режимах отклонения напряжения не нормируются и, например, при пуске крупного электродвигателя могут превышать указанные значения. Значение превышения зависит от конкретной схемы электроснабжения, особенностей подключенных электроприемников, характеристик коммутационных аппаратов, но во всех случаях пуск крупного двигателя не должен приводить к нарушению работы других электроприемников. 11.7.1 Регулирование напряжения в системах электроснабжения промышленных предприятий, в основном, должно обеспечиваться применением трансформаторов и автотрансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой и выбором оптимальных ответвлений у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов. 11.7.2 Если режим работы электроприемников различен и они имеют разную удаленность от пункта питания, а также если имеются электроприемники, особо чувствительные к отклонениям напряжения, необходимо предусматривать дополнительные групповые или индивидуальные средства регулирования напряжения в узлах нагрузки, такие как применение управляемых конденсаторных батарей, автоматическое управление возбуждением синхронных электродвигателей, применение стабилизирующих установок, устройств по ограничению напряжения и др. 11.8 Несинусоидальность напряжения вызывается подключением к сети электроприемников с нелинейной вольтамперной характеристикой, являющихся источниками высших гармоник. К таким электроприемникам относятся тиристорные электроприводы, дуговые электропечи, сварочные установки, газоразрядные лампы и др. При проектировании в целях уменьшения негативного влияния высших гармонических на элементы электроустановок следует руководствоваться рекомендациями по построению схем электроснабжения (см. раздел 4), а также, если это возможно, увеличить число фаз выпрямления вентильных преобразователей.

NCM G.01.01:2015

65

При недостаточности указанных мер следует применять силовые резонансные LС фильтры. 11.9 Электроприемники, нагрузка которых имеет резкопеременный характер (электроприводы, дуговые электропечи и др.), вызывают недопустимые размахи изменений напряжения и дозы колебаний напряжения. При построении системы электроснабжения следует руководствоваться положениями раздела 4, также целесообразно уменьшение реактивного сопротивления сети, в том числе могут быть эффективны установки продольной компенсации. В тех случаях, когда совершенствованием схемы питания невозможно снизить значения указанных ДОПН, могут быть применены быстродействующие синхронные компенсаторы или статические установки динамической компенсации прямого или косвенного действия. 11.10 Несимметричные режимы токов и напряжений связаны с подключением несимметричных нагрузок, т.е. таких электроприемников, симметричное многофазное исполнение которых нецелесообразно или невозможно. К подобным электроприемникам относятся отдельные термические и сварочные установки, электрическое освещение, специальные однофазные нагрузки. Подключение таких нагрузок к трехфазной сети ограниченной мощности вызывает длительные или кратковременные несимметричные режимы токов и напряжений, которые могут быть снижены подключением несимметричных нагрузок в точке сети с возможно большей мощностью КЗ и равномерным распределением однофазных и двухфазных нагрузок по всем трем фазам. Если указанные меры недостаточны, рекомендуется применять симметрирующие устройства. Для статичной однофазной или двухфазной нагрузки значительной мощности следует использовать нерегулируемые симметрирующие устройства, преобразующие эти нагрузки в трехфазные. В тех случаях, когда нагрузка по фазам меняется за весьма малые промежутки времени, несимметрия сети носит кратковременный и случайный характер, следует применять регулируемые статические симметрирующие устройства с достаточным быстродействием. 11.11 Для ряда электроприемников производств с непрерывным технологическим процессом, средств вычислительной техники, средств связи и др. исключительное значение имеют длительность и глубина провалов напряжения. Следует отметить, что нормирование указанных ДОПН затруднено, так как зависит от особенностей оборудования и технологического процесса конкретной установки. В качестве технических средств могут применяться агрегаты бесперебойного питания с аккумуляторными батареями и специальные технические средства, позволяющие обеспечить непрерывную и неискаженную форму кривой напряжения у потребителя при провалах различной глубины и длительности. 11.12 Для нормального функционирования электрооборудования требуется чтобы уровень электромагнитного воздействия поддерживался в определенных, допускаемых стандартами SM SR EN 61000-3-2 и SM SR EN 61000-3-3 пределах. 12 Компенсация реактивной мощности 12.1 Проектирование установок компенсации реактивной мощности (КРМ) промышленных предприятий следует производить раздельно для электрических сетей общего назначения и для электрических сетей со специфическими (нелинейными, резкопеременными, несимметричными) нагрузками. 12.2 При выборе средств КРМ для электрических сетей общего назначения следует руководствоваться следующими указаниями. 12.2.1 В качестве средств КРМ принимаются батареи низковольтных и высоковольтных конденсаторов напряжением 0,4 кВ и 6-10 кВ соответственно и синхронные электродвигатели (СД) 6-10 кВ. 12.2.2 Основными исходными данными для выбора средств КРМ являются расчетные электрические нагрузки предприятия, в том числе на границе балансового разграничения с энергосистемой. 12.2.3 Выбор средств КРМ и мощности компенсирующих устройств осуществляется согласно

NCM G.01.01:2015

66

инструкции [17] и консультируя [9]. 12.2.4 Батареи конденсаторов до 1 кВ могут размещаться в электротехнических помещениях или непосредственно в производственных помещениях. 12.2.5 Установку батарей конденсаторов до 1 кВ непосредственно в производственных помещениях следует выполнять при соблюдении следующих условий: - распределение электроэнергии производится магистральными шинопроводами; - окружающая среда не содержит проводящей пыли, химически активных веществ, не отнесена к взрывоопасным и пожароопасным зонам; - должны быть исключены механические воздействия от транспортных средств и перемещаемых грузов; - степень защиты оболочки конденсаторных батарей должна быть не менее IP4X по SM SR EN 60529. 12.2.6 При условиях, отличающихся от перечисленных в п. 12.2.5., батареи конденсаторов до 1 кВ рекомендуется устанавливать в помещениях цеховых ТП. Количество батарей (не более двух на один трансформатор) определяется мощностью трансформатора и степенью компенсации. Батареи конденсаторов могут также размещаться в электромашинных помещениях (ЭМП) и других электропомещениях. 12.2.7 Батареи конденсаторов 6-10 кВ должны размещаться, как правило, в отдельных (специально для них предназначенных) помещениях, а также в ЭМП и подстанциях. 12.2.8 Установки батарей конденсаторов до 1 кВ и 6-10 кВ должны иметь ручное управление для включения или отключения установки в целом или ее части эксплуатационным персоналом. 12.2.9 Установки батарей конденсаторов до 1 кВ должны иметь автоматическое ступенчатое регулирование мощности в функции реактивной мощности, реактивного или полного тока узла нагрузки. 12.2.10 Автоматическое регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ рекомендуется осуществлять при наличии у потребителя выключателей 6-10 кВ, предназначенных для частой коммутации емкостной нагрузки. При их отсутствии регулирование мощности батареи конденсаторов 6-10 кВ производить не следует. 12.2.11 Синхронные электродвигатели 6-10, реактивная мощность которых используется для КРМ, должны иметь автоматическое регулирование возбуждения в функции реактивной мощности узла нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой. 12.2.12 При значительном количестве установок КРМ следует при проектировании рассматривать возможность устройства централизованного управления ими с диспетчерского пункта. 12.3 При выборе средств КРМ для электрических сетей со специфическими нагрузками следует руководствоваться следующими рекомендациями. 12.3.1 В качестве средств КРМ для сетей с нелинейными и резкопеременными нагрузками помимо средств КРМ, используемых в сетях общего назначения (конденсаторные батареи до 1 кВ и 6-10 кВ, синхронные двигатели 6-10 кВ), могут применяться силовые резонансные LС фильтры и устройства динамической компенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия. 12.3.2 Выбор средств КРМ зависит от значений определяемых в расчетной точке (п.12.3.4) следующих допускаемых параметров отклонения напряжения (ДОПН) согласно стандарту SM EN 50160: - колебания напряжения и фликер; - гармонические составляющие напряжения. 12.3.3 При определении указанных ДОПН согласно SM EN 50160 в целях исключения принятия решений, неоправданно удорожающих устанавливаемые средства КРМ, рекомендуется при

NCM G.01.01:2015

67

выполнении расчетов принимать вероятность превышения предельно допускаемых значений ДОПН, равную 0,05. 12.3.4 Расчетной точкой является точка присоединения потребителя к сети оператора, для которой определяются допустимые расчетные вклады (ДРВ) потребителя в нормируемые согласно SM EN 50160 значения ДОПН. Как правило, расчетная точка принимается совмещенной с границей балансового разграничения между потребителем и оператора сети, но при питании мощных электроприемников от подстанции глубокого ввода расчетная точка может находиться в узлах энергосистемы. 12.3.5 Выявленные расчетные значения ДОПН сопоставляются со значениями ДРВ, которые определяются оператором сети согласно SM SR EN 61000-4-30, SM SR EN 61000-4-7, консультируя РД 153-34.0-15.502 и [12]. Результаты сопоставления позволяют осуществить выбор средств КРМ. 12.3.6 Конденсаторные батареи 6-10 кВ не следует подключать к секциям сборных шин, от которых получают питание нелинейные нагрузки независимо от значений гармонических составляющих напряжения. 12.3.7 При выделении нелинейных нагрузок 6-10 кВ на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора или сдвоенного реактора и при значениях гармонических составляющих напряжения, превышающих значение ДРВ в расчетной точке, на секции сборных шин с нелинейными нагрузками следует устанавливать силовые фильтры в целях снижения значений токов и напряжений высших гармоник в расчетной точке до значений ДРВ. При значениях гармонических составляющих напряжения, не превышающих ДРВ в расчетной точке, силовые фильтры не устанавливаются. Выбор средств КРМ для этих случаев производится согласно п.12.2. При целесообразности установки батарей конденсаторов 6-10 кВ последние должны быть подключены к секциям сборных шин, к которым не подключены нелинейные нагрузки. 12.3.8 При невозможности выделения нелинейной нагрузки на отдельные ветви расщепленной обмотки трансформатора и сдвоенного реактора к сборным шинам 6-10 кВ следует подключить силовые фильтры, обеспечивающие снижение значений коэффициентов гармонических составляющих напряжения до значений ДРВ и потребление реактивной мощности из энергосистемы, не превышающее техническое значение реактивной мощности. Учитывая значительные затраты на установку силовых фильтров нецелесообразно увеличение их мощности по условию КРМ. Силовые фильтры устанавливать не следует, если соблюдаются следующие два условия: расчетные значения гармонических составляющих напряжения не превышают значения ДРВ и технический предел потребления реактивной мощности обеспечивается синхронными электродвигателями и батареями конденсаторов до 1 кВ. 12.3.9 К секциям сборных шин, питающих резкопеременные нагрузки, не следует подключать конденсаторные батареи. В целях снижения значений размаха изменений напряжения и дозы фликера эти секции рекомендуется подключать к сети общего назначения с наибольшими токами КЗ. При невозможности осуществить такое подключение, а также в случае установки мощных электроприемников с резкопеременным характером нагрузки должна быть рассмотрена целесообразность установки устройств динамической компенсации реактивной мощности прямого или косвенного действия. По условию КРМ суммарная мощность конденсаторных батарей фильтров, входящих в состав устройства динамической компенсации, должна обеспечить технический предел потребления реактивной мощности. 12.4 Выбор компенсирующих устройств должен производиться одновременно с выбором других основных элементов системы электроснабжения предприятия с учетом динамики роста электрических нагрузок и поэтапного развития системы (см. также п.4.3.9). 12.5 При проектировании силовых электроустановок должно быть обеспечено наименьшее потребление реактивной, мощности путем: - обоснованного выбора мощности электродвигателей; - преимущественного применения синхронных электродвигателей для нерегулируемых электроприводов; - применение специальных схем и режимов работы вентильных преобразователей.

NCM G.01.01:2015

68

12.6 Индивидуальная компенсация может быть выполнена для мощных электроприемников с низким коэффициентом мощности и с большим числом часов работы в году. 12.7 При необходимости включения конденсаторных батарей на напряжение выше 10 кВ следует применять последовательное или параллельно-последовательное соединение однотипных конденсаторов с устройством дополнительной изоляции конденсаторов между фазами и изоляцией конденсаторов от земли. 12.8 Для промышленных предприятий рекомендуется использование комплектных конденсаторных установок. 13 Управление, измерение, сигнализация, противоаварийная автоматика, оперативный ток 13.1 Для энергоемких промышленных предприятий следует, как правило, предусматривать централизованное (диспетчерское) управление системой электроснабжения с применением средств телемеханики и вычислительной техники. Автоматизированную систему комплексного управления электроснабжением (АСКУЭ) рекомендуется создавать в составе автоматизированной системы управления энергохозяйством предприятия (АСКУЭ), осуществляющей управление и контроль всех видов энергоносителей (электроэнергия, газ, вода, воздухо- и теплоснабжение). 13.2 При проектировании АСКУЭ следует предусматривать возможность включения ее в будущем в автоматизированную систему управления производством. 13.3 Объем телемеханизации системы электроснабжения должен определяться задачами диспетчерского управления и контроля с учетом предусматриваемого уровня автоматики на подстанциях (устройства автоматического ввода резерва (АВР), автоматического повторного включения (АПВ), автоматической частотной разгрузки (АЧР)). Объем телемеханизации должен быть обоснован в проекте. 13.4 Применение средств телемеханики и вычислительной техники должно обеспечивать: - отображение на диспетчерском пункте (ДП) состояния и положения основных элементов системы электроснабжения и передачу на ДП предупредительных и аварийных сигналов; - возможность оперативного управления системой; - установление наиболее рациональных эксплуатационных режимов; - скорейшую локализацию последствий аварий; - сокращение количества обслуживающего персонала; - сбор и передачу информации в систему автоматизированного учета электроэнергии. 13.5 Телеуправление (ТУ) следует осуществлять: - выключателями на питающих линиях и линиях связи при необходимости частых (3 раза в сутки и более) оперативных включениях; - вводными и секционными выключателями подстанций при отсутствии АВР; - выключателями на линиях, питающих секции шин с электроприемниками III категории; - выключателями на линиях, питающих электроприемники значительной мощности, если принято решение о целесообразности их отключения в часы максимальных нагрузок энергосистемы в целях регулирования электропотребления. 13.6 Телесигнализация (ТС) должна указывать состояние: - всех телеуправляемых объектов; - вводных, секционных, шиносоединительных и обходных выключателей подстанций предприятия; - выключателей, питающих электроприемники значительной мощности и ответственные механизмы, агрегаты, технологические линии; - трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ и выше; - отделителей на вводах напряжением 35 кВ и выше. Кроме того, как правило, должны предусматриваться следующие сигналы с контролируемого

NCM G.01.01:2015

69

пункта (КП): а) общий сигнал с каждого КП: - об аварийном отключении любого выключателя; - о замыкании на землю в сетях высокого напряжения каждой подстанции; - о неисправностях на КП, в том числе о недопустимом изменении температуры в отапливаемых помещениях, замыкании на землю и исчезновении напряжения в цепях оперативного тока, повреждении в цепях трансформаторов напряжения, переключении питания цепей телемеханики на резервный источник и т. п.; б) о неисправности трансформаторов ГПП, ПГВ, крупных преобразовательных агрегатов; в) о возникновении пожара (появлении дыма) на КП. 13.7 Телеизмерения (ТИ) должны отображать: - значения напряжений на питающих линиях, других источников питания и на сборных шинах подстанций 6 кВ и выше; - значения токов и мощностей в точках сети, позволяющие осуществлять систематический контроль технологического процесса и оборудования, судить о перетоках активной, реактивной и полной мощности в системе электроснабжения в нормальном и послеаварийном режимах; - значения показателей качества электроэнергии в расчетной точке и, при необходимости, в отдельных узлах питания. 13.8 Преобразование измеряемых электрических величин (напряжения, тока, мощности, частоты) в унифицированный выходной сигнал следует осуществлять с помощью измерительных преобразователей различного назначения. Применение на промышленных предприятиях измерительно-вычислительных комплексов и информационных измерительных систем должно быть обосновано в проекте. 13.9 Для регистрации изменяющихся во времени электрических процессов следует применять самопишущие в том числе быстродействующие, приборы, светолучевые и электронные осциллографы, магнитографы. 13.10 При проектировании диспетчерского щита и пульта, определении размеров диспетчерского помещения следует учитывать возможное развитие системы электроснабжения. 13.11 Мнемосхема диспетчерского щита и объем информации, отражающейся на дисплеях, должны, как правило, показывать все связи 6-10 кВ и выше между подстанциями, пунктами приема электроэнергии и другими источниками питания. Выключатели и другие аппараты, не включенные в объем телемеханизации, могут отражаться на мнемосхеме с помощью символов, переставляемых вручную. 13.12 На энергоемких промышленных предприятиях рекомендуется предусматривать автоматизированный учет электроэнергии в целях: - определения количества электроэнергии, получаемой предприятием от оператора сети; - фиксирования получасового максимума нагрузки в часы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы; - производства внутризаводского межцехового расчета за электроэнергию; - осуществления контроля за потреблением и выработкой реактивной энергии по предприятию в целом и отдельным потребителям значительной мощности; - определения средневзвешенного коэффициента мощности. Системы учета электроэнергии на промышленных предприятиях должны отвечать требованиям ПУЭ. 13.13 Автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции ниже нормируемого уровня, должен выполняться в сетях переменного тока напряжением выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, в сетях переменного тока до 1 кВ с изолированной нейтралью и в сетях постоянного тока с изолированными полюсами или с изолированной средней точкой. 13.14 Для фиксации аварийных режимов и последующего их анализа на подстанциях 110 кВ и выше рекомендуется предусматривать установку автоматических осциллографов и

NCM G.01.01:2015

70

самопишущих приборов с ускоренной записью при авариях, а для крупных УРП и ГПП - систему диагностики неисправностей в составе АСКУЭ. 13.15 Система управление, измерения и сигнализации на подстанции должна обеспечивать: - безошибочное и рациональное ведение эксплуатации; - контроль режима работы электрооборудования и основных технологических агрегатов; - быструю ориентировку обслуживающего персонала при аварийных режимах. На телемеханизированных и автоматизированных объектах электроснабжения необходимо предусматривать местное управление для осмотра и ревизии электрооборудования. 13.16 Управление электрооборудованием подстанции производится: - со щита управления общеподстанционного пункта управления (ОПУ); - из распределительных устройств 6-10 кВ (из коридора управления); - из шкафов наружной установки на территории ОРУ. Здание ОПУ (отдельное или сблокированное с ЗРУ 6-10 кВ) следует сооружать на подстанциях: - для которых требуется постоянное дежурство персонала на щите управления; - с ЗРУ-35 кВ и выше; - при необходимости установки устройств зашиты ВЛ, блоков питания, выпрямительных и других устройств, не размещаемых в шкафах наружной установки. На остальных подстанциях здания ОПУ не сооружаются, панели управления и защиты должны размещаться в шкафах наружной установки на территории подстанции. 13.17 Релейная защита и автоматика (РЗА) подстанций промышленных предприятий должна быть согласована с устройствами РЗА системы внешнего электроснабжения. Выбор принимаемых видов РЗА должен выполняться в соответствии с разрешением на подключение, выданными оператором сети, и требованиями соответствующих глав ПУЭ. При проектировании РЗА рекомендуется учитывать разработки специализированных электротехнических проектных и научно-исследовательских институтов, касающиеся выбора и расчетов уставок РЗА. Для подстанций промышленных предприятий рекомендуется применять комплектные устройства РЗА, выполненные на интегральных микросхемах. 13.18 На подстанциях промышленных предприятий могут предусматриваться следующие виды автоматических устройств: - автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционных выключателях всех распределительных устройств 6-10 кВ и выше при раздельной работе секций, на стороне низшего напряжения цеховых ТП при питании электроприемников I и II категорий. При этом должен обеспечиваться запрет АВР при коротких замыканиях на шинах; - автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных линий, шин 110 кВ и выше с возможностью автоматического восстановления доаварийной схемы подстанции, шин 6-35 кВ для однотрансформаторных подстанций; - осуществляющие автоматическое восстановление питания потребителей после ликвидации аварии или отключения аварийного участка сети путем включения резервного оборудования и связей, ресинхронизации синхронного электродвигателя и т. п. - осуществляющие автоматическое отделение электростанции предприятия от энергосистемы при аварийном снижении частоты в результате системных аварий; - осуществляющие бесперебойное питание электроприемников особой группы I категории; - автоматическая частотная разгрузка (АЧР), отключающая электроприемники III категории до действия АПВ; - автоматическое управление средствами КРМ; - автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой трансформаторов; - осуществляющие управление работой вспомогательных устройств (обогрев приводов выключателей, разъединителей, шкафов КРУ, включение и отключение охлаждающих устройств трансформаторов, системы пожаротушения и др.). 13.19 На подстанциях может выполняться сигнализация в следующем объеме: - световая сигнализация положения объектов с дистанционным управлением; - индивидуальная световая сигнализация аварийного отключения (аварийная сигнализация); - предупредительная сигнализация отклонения от нормального режима работы электрооборудования и нарушения исправности цепей управления; - центральная звуковая сигнализация, обеспечивающая привлечение внимания персонала при

NCM G.01.01:2015

71

действии предупредительной и аварийной сигнализации. При отсутствии ОПУ панель сигнализации устанавливается в помещении РУ 6-10 кВ, а сигналы предупредительной и аварийной сигнализации выводятся к дежурному персоналу. 13.20 Постоянный оперативный ток, в основном, следует применять: - на подстанциях с высшим напряжением 330 кВ; - на подстанциях 110 кВ со сборными шинами этих напряжений; - на подстанциях 35-110 кВ с воздушными выключателями; - на подстанциях 110 кВ с числом масляных выключателей 110 кВ три и более. 13.21 Переменный оперативный ток следует, в основном, применять на подстанциях 35/6-10 кВ с масляными выключателями 35 кВ, на подстанциях 35-110/6-10 и 110/35/6-10 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения, когда выключатели 6-10-35 кВ оснащены пружинными приводами. При оснащении выключателей 6-10-35 кВ электромагнитными приводами на указанных подстанциях следует применять выпрямленный оперативный ток. Также рекомендуется его применение на подстанциях 110 кВ с малым числом масляных выключателей 110 кВ. 13.22 Выбор типа привода выключателей напряжением 6-10 кВ необходимо производить с учетом коммутационной способности последних, значения тока короткого замыкания и выдержки времени релейной защиты в данной точке сети, степени ответственности питаемых электроприемников и режимов их работы. 13.23 На подстанциях промышленных предприятий может применяться смешанная система оперативного тока (одновременное использование в разных сочетаниях постоянного, переменного, выпрямленного тока). Выбор системы оперативного тока следует обосновывать в проекте. 13.24 На подстанциях 110-400 кВ с постоянным оперативным током должна устанавливаться одна аккумуляторная батарея 220 В, как правило, типа СК, без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. При проектировании необходимо определять категорию помещения аккумуляторной батареи по взрывопожарной опасности и классу взрывоопасной зоны [17]. Рекомендуется, если имеется возможность, взамен батарей типа СК устанавливать закрытые никель-кадмиевые аккумуляторные батареи. 13.25 Для выпрямления переменного тока следует использовать блоки питания стабилизированные и нестабилизированные, силовые выпрямительные устройства с индуктивным накопителем или без него. 14 Прокладка внецеховых электрических сетей 14.1 По территории промышленных предприятий могут быть проложены воздушные линии, токопроводы, кабельные линии в надземных и подземных кабельных сооружениях, в земле, по стенам зданий и сооружений, на технологических эстакадах. 14.2 Выбор способа внецеховой канализации для энергоемких производств следует производить на основании технико-экономических расчетов сопоставимых вариантов по минимуму приведенных затрат с учетом трудозатрат при производстве электромонтажных работ. При сопоставлении вариантов необходимо учитывать факторы надежности и удобства эксплуатации (ремонтоспособность, дополнительная прокладка линий), степень загрязненности воздуха, грунта, плотность застройки промплощадки, уровень грунтовых вод, размещение технологических, транспортных и других коммуникаций, требования пожарной безопасности, перспективу развития сети. 14.3 Зоны размещения электрических сетей на промплощадке предприятия должны согласовываться с разработчиком генерального плана. 14.4 Для энергоемких предприятий схемы глубоких вводов 110 кВ могут быть осуществлены применением воздушных и кабельных линий 110 кВ, схемы глубоких вводов 330 кВ

NCM G.01.01:2015

72

применением ВЛ-330 кВ. 14.4.1 Применение ВЛ целесообразно при невысокой плотности застройки промплощадки. В целях снижения отчуждаемой под ВЛ площади допускается прохождение ВЛ над всеми несгораемыми зданиями и сооружениями, за исключением взрывоопасных установок. При выборе высоты опор ВЛ должна учитываться возможность прокладки в будущем под проводами ВЛ трубопроводов, транспортных и других коммуникаций. В обоснованных случаях может оказаться целесообразным применение специальных опор в целях увеличения длины пролетов. 14.4.2 При высокой плотности застройки предприятия рекомендуется применять сухие кабели 110 кВ с пластмассовой изоляцией, прокладываемые в открытых кабельных сооружениях (кабельная эстакада, частично закрытая кабельная галерея, в том числе и размещенная на технологической эстакаде). Прокладка кабелей 110 кВ с пластмассовой изоляцией в закрытых кабельных сооружениях (тоннелях, полностью закрытых кабельных галереях) может производиться только в случае невозможности их прокладки в открытых кабельных сооружениях. 14.4.3 Маслонаполненные кабели низкого давления 110 кВ могут быть применены при невозможности получения пластмассовых кабелей. Маслонаполненные кабели низкого давления могут прокладываться в лотках в земле, в траншеях, каналах, ниже зоны промерзания (∼1,5 м), с устройством специальных колодцев для муфт. Прокладка маслонаполненных кабелей в тоннелях не может быть рекомендована ввиду ее весьма значительной стоимости. 14.4.4 По мере освоения электропромышленностью токопроводов до 330 кВ с элегазовой изоляцией рекомендуется их применение для схем глубоких вводов при высокой плотности застройки промплощадки и наличии агрессивной окружающей среды. 14.5 При целесообразности распределения электроэнергии на напряжениях 6-10 кВ по промплощадке энергоемкого промышленного предприятия следует применять открыто проложенные токопроводы с симметричным расположением фаз следующих конструктивных исполнений: - жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами; - гибкий с расщепленными проводами; - комплектный закрытого типа. 14.5.1 Для систем канализации 6-10 кВ промышленных предприятий рекомендуется применять, как правило, жесткие токопроводы с трубчатыми шинами из алюминиевого сплава АД31. Токопроводы разработаны в исполнениях для наружной и внутренней установки при нормальной среде и в исполнении для наружной установки для предприятий с сильно загрязненной средой. Жесткие токопроводы не рекомендуется прокладывать в тоннелях и в полностью закрытых галереях из-за значительного увеличения капитальных затрат. При применении жестких токопроводов следует пользоваться разработанными типовыми проектами узлов и деталей. 14.5.2 Гибкие токопроводы рекомендуется применять при наличии одновременно следующих факторов: нестесненной планировки предприятия, позволяющей не учитывать условную стоимость отчуждаемой под гибкий токопровод территории, и минимального количества (до двух-трех на 1 км) углов поворота трассы. 14.5.3 Комплектные закрытые токопроводы не рекомендуется прокладывать по территории промышленных предприятий из-за значительных затрат и по условиям эксплуатации. Закрытые токопроводы следует применять на вводах незначительной длины (порядка 50 м) от трансформаторов до распределительных устройств 6-10 кВ, а также при ошиновке электроустановок внутри зданий. 14.5.4 Сечение токопровода следует выбирать по экономической плотности тока, значение которой определяется расчетом для нормального режима при проектировании конкретного объекта. Выбранное сечение токопровода следует проверить на нагрев током послеаварийного

NCM G.01.01:2015

73

режима. 14.5.5 При выборе токопровода, прокладываемого по территории предприятия, следует учитывать стоимость отчуждаемой территории. Можно принимать, что отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м, под гибкий токопровод - 18 м. 14.6 При необходимости передачи значительной мощности на напряжении 35 кВ рекомендуется применять жесткий токопровод 35 кВ подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами. 14.7 Внецеховые кабельные сети напряжением до 35 кВ следует, как правило, прокладывать открыто в надземных сооружениях: на технологических и кабельных эстакадах, в кабельных частично закрытых галереях. 14.7.1 Прокладка кабелей на технологических эстакадах, в том числе на эстакадах с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ, может осуществляться либо на подвесных кабельных конструкциях или самостоятельных кронштейнах при количестве кабелей до 30, не считая кабелей собственных нужд, либо, при большем числе кабелей, на кабельных эстакадах или в частично закрытых кабельных галереях, сооруженных на технологических эстакадах. При прокладке кабелей на подвесных конструкциях или кронштейнах расстояние от трубопроводов должно быть не менее 0,5 м, небронированные кабели должны быть защищены от механических воздействий. Кабели, прокладываемые на эстакадах и галереях, следует принимать небронированными. При расположении кабельных эстакад и галерей на технологической эстакаде с трубопроводами с горючими газами и ЛВЖ должны быть выполнены противопожарные мероприятия (ограждающие горизонтальные или вертикальные конструкции с огнестойкостью не менее 0,75 ч). Крепление кабельных и других конструкций непосредственно к трубопроводам не допускается. Возможность прокладки кабелей по техническим эстакадам должна согласовываться с технологами. 14.7.2 При отсутствии или невозможности использования технологических эстакад кабели рекомендуется прокладывать на непроходных кабельных эстакадах при количестве кабелей до 20-30 или на проходных кабельных эстакадах и в частично закрытых кабельных галереях при количестве кабелей свыше 30-40. Кабели, прокладываемые на кабельных эстакадах и в галереях, следует принимать небронированными. При прокладке кабелей на высоте от уровня земли более 4,5 м следует, как правило, предусматривать проходные кабельные эстакады и частично закрытые кабельные галереи. Непроходные кабельные эстакады рекомендуется применять только на коротких участках трассы (при обходе препятствий, при изменении уровня расположения эстакады, в местах ответвлений и т. п.). 14.7.3 Кабельные эстакады и кабельные частично закрытые галереи не требуется делить на противопожарные отсеки поперечными перегородками. 14.8 Прокладка кабелей в полностью закрытых кабельных галереях может быть допущена только в обоснованных случаях (например, при крайне агрессивной окружающей среде, при значительных внешних тепловых или механических воздействиях и др.). 14.9 Допускается прокладка кабелей по внешним поверхностям наружных стен зданий и сооружений при условии, что последние выполнены из несгораемых материалов. 14.10 При невозможности или нецелесообразности выполнения открытой прокладки кабелей до 35 кВ в надземных сооружениях может быть осуществлена прокладка кабелей в земле (в траншеях) и в подземных кабельных сооружениях (блоках, каналах, тоннелях). 14.10.1 Прокладку кабелей в траншеях следует выполнять при незначительном числе кабелей, в основном на ответвлениях от основных трасс. В одной траншее, как правило, следует прокладывать не больше шести силовых кабелей. Вместо любого из них допускается прокладывать по одному пучку из 12 кабелей вторичных цепей. Кабели 6-35 кВ на всем протяжении следует защищать от возможных механических воздействий при земляных работах железобетонными, бетонными плитами, кирпичами. Кабели

NCM G.01.01:2015

74

до 1 кВ, проложенные на глубине 0,7 м, должны иметь такую защиту только в местах частых раскопок. Не требуется защищать от механических воздействий траншею с двумя кабельными линиями до 10 кВ, проложенными на глубине 0,7 м, если над кабелями проложена специальная сигнальная лента. 14.10.2 Защиту прокладываемых в земле кабелей от электрохимической коррозии следует выполнять согласно РД 34.20.132. Мероприятия по защите от коррозии должны быть осуществлены до ввода кабельных линий в эксплуатацию. 14.10.3 Прокладку кабелей в блоках следует применять на трассах, насыщенных подземными коммуникациями, в местах, где возможны проливы горячего металла или ведутся частые раскопки, при большом числе пересечений с технологическими и транспортными коммуникациями. Блоки могут быть выполнены из железобетонных ячеистых плит, из асбестоцементных, керамических, чугунных, стальных, полиэтиленовых труб. При определении количества силовых кабелей, прокладываемых в блоке, следует учитывать фактор снижения допустимых токовых нагрузок на кабели, поэтому силовые кабели рекомендуется прокладывать, в основном, по периметру блока. Количество контрольных кабелей, прокладываемых в блоке, не ограничивается. В местах, где изменяется направление прокладки блоков, в местах перехода кабелей из блоков в грунт, как правило, следует сооружать кабельные камеры (колодцы). 14.10.4 При необходимости прокладки до 20-30 кабелей могут быть применены кабельные каналы, при количестве кабелей свыше 30-40 - кабельные тоннели. На промплощадках каналы и тоннели, как правило, должны быть заглублены в грунт не менее чем на 0,3 м. Каналы и тоннели, частично заглубленные в грунт или надземные, следует применять на участках территории, доступных только для обслуживающего персонала и не используемых в качестве эвакуационных и транспортных путей. 14.11 Кабельные тоннели и полностью закрытые кабельные галереи должны быть разделены на отсеки поперечными перегородками из негорючих материалов с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. В этих кабельных сооружениях должны быть предусмотрены автоматическая пожарная сигнализация и тушение пожаров с помощью передвижных средств (пожарных автомобилей) или систем с "сухотрубами" со стационарно установленными распылителями воды. Применение систем с "сухотрубами" рекомендуется в тоннелях при отсутствии возможности подъезда передвижных средств, а в закрытых галереях - при высоте верхней отметки галереи более 10 м над планировочной отметкой территории. 14.12 Взаиморезервирующие кабельные линии, питающие электроприемники I категории, должны прокладываться по изолированным в пожарном отношении трассам. Для промышленных предприятий допускается их прокладка по разным сторонам одного кабельного сооружения (проходные кабельные эстакады, галереи, тоннели) при горизонтальном расстоянии между кабельными конструкциями в свету не менее 1 м, а при использовании непроходных кабельных эстакад взаиморезервирующие кабели должны прокладываться по разным сторонам продольной сплошной балки. Прокладку кабельной линии от третьего независимого источника питания к электроприемнику особой группы I категории допускается выполнять в том же отсеке кабельного сооружения в противопожарном коробе (канале) с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч. 14.13 Габариты кабельных сооружений должны выбираться исходя из всего числа кабелей, подлежащих прокладке в данном сооружении при полном завершении строительства всех его очередей, с учетом выделения мест для возможности дополнительной прокладки в условиях эксплуатации не менее 15% общего числа кабелей. В кабельных сооружениях, по которым прокладываются кабели напряжением 6-10 кВ, следует выделить один ряд полок для размещения кабельных муфт. Необходимо также предусматривать место для размещения трубопроводов и устройств системы пожаротушения.

NCM G.01.01:2015

75

Библиография 1. Выбор мощности масляных трансформаторов по их допустимой аварийной перегрузке

// Технический циркуляр ВНИПИ Тяжпромэлектропроект № 351-86 от 27.01.86. 2. Укрупненные показатели стоимости строительства элементов системы

электроснабжения промышленных предприятий (УЛСС) для технико-экономических сравнений. М.: ЦБНТИ Минмонтажспецстроя СССР, 1986.

3. Методическое пособие по технико-экономическим сравнениям схем электроснабжения. Редакция 1989 г. (Разработка ГПИ Электропроект, шифр ТМ/4852).

4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Издание 2003. 5. ГОСТ Р 52735-2007 Короткие замыкания в электроустановках.

Методы расчета в электроустановках переменного тока свыше 1 кВ. 6. ГОСТ Р 52736-2007 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета

электродинамического и термического действия тока короткого замыкания 7. ГОСТ Р 53333-2008 Контроль качества электрической энергии в системах

электроснабжения общего назначения. 8. М788-1066 Пособие к РТМ 36.18.32.4-92, Указания по расчету электрических нагрузок,

ВНИПИ ТПЭП, 1993. 9. M788-1071 Пособие к РТМ 36.18.32.6-92, Указания по проектированию установок

компенсации реактивной мощности. 2-я редакция. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993. 10. М788-1070 Указания по категорированию и классификации помещений стационарных

кислотных и щелочных аккумуляторных батарей. Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993. (с изменениями 2001)

11. Указания по расчету токов однофазных КЗ в сетях до 1 кВ промышленных предприятий методом петли "фаза-нуль". Разработка ВНИПИ ТПЭП, 1993.

12. Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии // Промышленная энергетика. 1991. № 8.

13. Правила охраны электрических сетей. Постановление правительства Республики Молдова №514 от 23.04.2002.

14. Национальная программа обеспечения экологической безопасности на 2007-2015 годы. Постановление правительства Республики Молдова №304 от 17.03.2007. Monitorul Oficial nr.43-46, 30.03.2007, ст.№336.

15. Normele tehnice ale reţelelor electrice de transport. Hotărîrea ANRE nr.266 din 20.11.2007, Monitorul Oficial nr.188-191/694 din 07.12.2007.

16. Normele tehnice ale reţelelor electrice de distribuţie. Hotărîrea ANRE nr.267 din 20.11.2007, Monitorul Oficial nr.188-191/695 din 07.12.2007.

17. Instrucţiune privind calcularea consumului tehnologic de energie electrică în reţelele de distribuţie în dependenţă de valoarea factorului de putere în instalaţiile de utilizare ale consumatorilor. Hotărârea ANRE nr.89 din 13.03.2003. Monitorul Oficial, nr.99-103, p. III, art.139 din 6 iunie 2003.

18. Instrucţiune privind calcularea pierderilor de energie electrică activă şi reactivă în elementele de reţea aflate la balanţa consumatorului. Hotărârea ANRE nr.246 din 02.05.2007. Monitorul Oficial, nr.94-97/415 din 06.07.2007.

19. Regulamentul privind măsurarea energiei electrice în scopuri comerciale. Hotărârea ANRE nr.382 din 02.07.2010. Monitorul Oficial nr.214-220/765 din 05.11.2010.

20. Regulamentul privind funcţionarea în paralel cu sistemul electroenergetic a centralelor destinate uzului intern. Hotărârea ANRE nr.227 din 29.11.2006. Monitorul Oficial nr.199-202/702 din 29.12.2006.

21. Regulamentul pentru furnizarea şi utilizarea energiei electrice. Hotărârea ANRE nr.393 din 15.12.2010. Monitorul Oficial nr.59-62/308 din 15.04.2011.

22. Regulamentul cu privire la calitatea serviciilor de transport şi de distribuţie a energiei electrice. Hotărârea nr.406 din 25.02.2011. Monitorul Oficial nr.131-133/1125 din 12.08.2011.

23. Regulamentul cu privire la extinderea reţelelor electrice de distribuţie. Hotărârea ANRE nr.439 din 23.11.2011. Monitorul Oficial nr.16-18/59 din 20.01.2012.

24. Regulamentul privind procedura de schimbare a furnizorului de energie electrică de către consumatorii eligibili. Hotărârea ANRE nr.534 din 20.11.2013. Monitorul Oficial nr.24-26/107 din 31.01.2014.

25. Regulamentul privind modul de admitere în exploatare a instalaţiilor energetice noi sau reconstruite. Ordinul nr.101 din 13.10.2013. Aprobat de Inspectoratul energetic de stat.

NCM G.01.01:2015

76

Содержание 1 Область применения 40

2 Нормативные ссылки 40

3 Понятия и определения 41

4 Общие положения 42

5 Надежность электроснабжения 46

6 Источники питания 47

7 Выбор напряжения 49

8 Схемы распределения электроэнергии. Подстанции. 49

8.1 Сети 110-330 кВ 49

8.2 Сети 35 кВ 52

8.3 Сети 6-10 кВ 53

8.4 Цеховые трансформаторные подстанции 56

8.5 Сети до1 кВ 59

9 Определение электрических нагрузок и расходов электроэнергии 60

10 Расчеты токов КЗ 61

11 Качество электрической энергии 63

12 Компенсация реактивной мощности 65

13 Управление, измерение, сигнализация, противоаварийная автоматика, оперативный ток

68

14 Прокладка внецеховых электрических сетей 71

Библиография 75

NCM G.01.01:2015

77

Membrii Comitetului tehnic pentru normare tehnică şi standardizare în construcţii CT-C 08 " Instalaţii electrice, de automatizare, semnalizare şi telecomunicaţii" care au acceptat proiectul

documentului normativ: Preşedinte dr. ing. Constantin Codreanu Universitatea Tehnică a Moldovei Secretar Victor Balan Ministerul Dezvoltării Regionale şi a

Construcţiilor, „Direcţia construcţii, materiale de construcţii şi tehnologii moderne”

Reprezentant al MDRC

Ecaterina Grigorean Ministerul Dezvoltării Regionale şi a Construcţiilor

Membri Iurie Ghieş Institutul de proiectare „Energoproiect”,

Oleg Pereverzev Institutul de proiectare „Energoproiect”,

Alexandru Şevcenco Serviciul Protecţiei Civile şi Situaţiilor

Excepţionale, Direcţia salvatori şi pompieri Leonid Eroscenco Serviciul de Stat privind Verificarea şi

Expertizarea Proiectelor şi Construcţiilor

NCM G.01.01:2015

78

Utilizatorii documentului normativ sînt responsabili de aplicarea corectă a acestuia. Este important ca utilizatorii documentelor normative să se asigure că sînt în posesia ultimei ediţii şi a tuturor amendamentelor. Informaţiile referitoare la documentele normative (data aplicării, modificării, anulării etc.) sînt publicate în "Monitorul Oficial al Republicii Moldova", Catalogul documentelor normative în construcţii, în publicaţii periodice ale organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul construcţiilor, pe Portalul Naţional "e-Documente normative în construcţii" (www.ednc.gov.md), precum şi în alte publicaţii periodice specializate (numai după publicare în Monitorul Oficial al Republicii Moldova, cu prezentarea referinţelor la acesta). Amendamente după publicare:

Indicativul amendamentului Publicat Punctele modificate

NCM G.01.01:2015

79

Ediţie oficială

NORMATIV ÎN CONSTRUCŢII NCM G.01.01:2015

„Alimentarea cu energie electrică a întreprinderilor industriale. Norme de proiectare

tehnologică” Responsabil de ediţie ing. L. Cuşnir

Tiraj 100 ex. Comanda nr. 253

Tipărit ICŞC ”INCERCOM” Î.S.

Str. Independenţei 6/1 www.incercom.md