Источники питания оперативных цепей.(Будзко-298)

10.4 Максимальная токовая защита при постоянном и переменном оперативном токе. (Будзко стр.300)

10.5 Токовые отсечки. (Будзко стр.309)

10.6 Согласование времени действия максимальных токовых защит с разнотипными характеристиками. (Будзко стр.305)

10.7 Максимальная токовая направленная защита для линий с двухсторонним питанием. (Будзко стр.311)

10.8 Релейная защита трансформаторов. (Будзко стр.

Для защиты трансформаторов широко используют газовое реле типа BF-80/Q, а для устройства РПН, размещенного в отдельном баке, — струйное реле URF-25/10. Сигнальный и отключающий элементы реле BF-80/Q выполнены в виде пластмассовых шарооб­разных поплавков с закрепленными на них постоянными магнита­ми. При перемещении поплавков магниты приближаются к магнитоуправляемым контактам (герконам), вызывая их срабатыва­ние. Кроме того, отключающий элемент реле имеет подпорную заслонку, устанавливаемую поперек потока масла. При определен­ной скорости потока заслонка опрокидывает нижний поплавок. В зависимости от мощности трансформатора, системы охлаждения и циркуляции масла уставки реле BF-80/Q устанавливают равными 0,65 с или 1 м/с

10.9 Релейная защита электрических сетей напряжением до 1 кВ. (Будзко стр.

15.2. ПРОКЛАДКА КАБЕЛЕЙ

В сельской местности наиболее распространена прокладка кабелей в земле. Кабели укладывают в траншеях глубиной 700 мм в один горизонтальный ряд, на постель из слоя песка или просеянной земли (рис. 16.4). Сверху кабель засыпают таким же слоем.

Земля плотно облегает кабель и хорошо отводит от него теп­лоту. Для защиты кабеля от механических повреждений на него кладут ряд кирпичей вдоль направления траншеи.

При прокладке кабелей в земле более 75 % времени уходит на рытье и засыпку траншей, если эту работу выполнять вручную. В сельских местностях при выполнении земляных работ приме­няют многоковшовый экскаватор для рытья траншеи и бульдозер для их засыпки. Грунт утрамбовывает самоходная вибрационно- трамбующая машина или самоходные катки.

При механизированной прокладке кабелей их можно не защи­щать от повреждений кирпичом, но тогда глубина траншеи должна быть увеличена до 1000 ... 1200 мм.

На поворотах траншею роют так, чтобы радиус закругления трехжильного освинцованного кабеля с бумажной изоляцией был не менее 15 наружных диаметров (одножильного — 25 диаметров), с алюминиевой оболочкой — не менее 20 наружных диаметров. В местах соединения кабелей в муфтах траншеи расширяют до 1,5 м на участке длиной 2 м.

При механизиро­ванной прокладке кабельный барабан устанавливают на дом­краты и поднимают на нужную высоту. Кабель перемещают вруч­ную или лебедкой на автомобиле по специальным роликам, уста­навливаемым на дне траншеи, и укладывают на дно траншеи змей­кой. Длина кабеля должна быть примерно на 1 % больше длины траншеи.

В населенных местах при переходе через дорогу и т. п. целе­сообразно укладывать кабели в блоках из керамических или асбо­цементных труб. Применяют также бетонные. Диаметр отверстия в блоке должен превышать наружный диаметр кабеля не менее чем в 1,5 раза.

Блоки кладут на дно траншеи и соединяют жидким цементным раствором, гудроном или смолой. Через каждые 70 ... 100 м де­лают колодцы, которые служат для протяжки кабелей в отверстия блоков, для соединения и ответвления кабелей в муфтах. Блоки укладывают с некоторым уклоном, чтобы вода из них стекала.

Предварительно через блоки протягивают специальный ци­линдр, чтобы проверить, нет ли в трубах выступов. Если выступы есть, их очищают, протягивая металлическую щетку. Затем в блоки втягивают кабель, смазав его поверхность тех­ническим вазелином. Обычно при сборке бло­ков в них оставляют проволоку для протяжки кабеля. Укладывают кабели отрезками от од­ного колодца до другого, где их соединяют муфтами.

Рис. 16.5. Заделка кабеля в стальной концевой воронке: i — толевая бумага и просмоленная лента; 2 — свинцовая обо­лочка; 3 — бандаж из суровой нитки на поясной изоляции; 4 — крышка воронки; 5 — фарфоровая втулка; 6 — жила, об­мотанная изоляционной лентой; 7 — место припайки заземля­ющего провода; 8 — стальной хомут для крепления воронкиа 9 — заземляющий провод.

В помещениях кабели прокладывают от­крыто на скобах или в хомутах. Расстояние между соседними креплениями кабеля состав­ляет 800 ... 1000 мм при горизонтальной и до 2000 мм при вертикальной прокладке. Приме­няют кабели без защитного покрова. Наруж­ную поверхность свинцовой оболочки кабеля покрывают битумом или окрашивают. Расстояние между силовыми кабелями в свету должно быть не менее 35 мм. В проходах через стены и перекрытия кабели укладывают в отрезках стальных или асбоцементных труб. В местах, где возможны механические повреждения кабелей, их защищают стальными трубами или от­резками угловой стали на высоте до 2 м от уровня иола.

В помещениях применяют также скрытую прокладку кабелей в каналах или в стальных трубах. Сверху каналы закрывают железобетонными или стальными плитами. Для лучшего охлаж­дения расстояние между кабелями в каналах должно быть не менее 50 мм.

Концевую заделку кабеля при напряжениях 6 и 10 кВ выпол­няют в стальной воронке. Воронку заливают кабель­ной массой. Для кабелей напряжением выше 1 кВ используют свин­цовые муфты, выполненные в виде отрезка свинцовой трубы, над­вигаемой на место соединения и припаиваемой с двух сторон к свинцовой оболочке кабеля. В верхней части муфты

1 Заземляющий медный пробой

2 Подмотка

При переходе с кабельной линии на воздушную или наоборот используют мачтовые муфты . Муфты такого типа устанавливают на опорах на открытом воздухе.

Кабели напряжением до 10 кВ соединяют эпоксидными муф­тами. На место соединения надевают форму и заливают эпоксид­ный компаунд. Через сутки компаунд затвердевает и превращается в монолитное соединение кабеля. Тогда форму удаляют — и за­делка готова. Необходимо иметь в виду, что эпоксидные компа­унды ядовиты и обращаться с ними следует с осторожностью.

15.3. МОНТАЖ ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ 110 - 35/10 И 35 - 10/0,4 кВ.

В настоящее время применяются преимущественно комплектные трансформаторные подстанции на 35/6 ... 10 кВ и комплектные трансформаторные пункты (КТП) на 6 ... 10/0,38 кВ, описанные в главе 11. Все элементы их и подстанции либо пункты в целом изготовляют на заводах. Задача монтажника сводится к подготовке территории под подстанцию или трансфор­маторный пункт, доставке оборудования и сборке его на месте. Такой метод позволяет значительно удешевить трансформаторные подстанции и пункты и в несколько раз сократить затраты труда и времени на их монтаж.

Для электроснабжения ответственных потребителей, например животноводческих комплексов, применяют более надежные за­крытые трансформаторные пункты на 6 ... 10/0,38 кВ в кирпичных или асбоцементных киосках. Они требуют сооружения соответ­ствующих помещений, и их монтируют в основном из отдельных деталей. Поэтому стоимость и сроки монтажа закрытых ТП выше, чем комплектных.

Монтаж трансформаторной подстанции или пункта начинают с выбора участка. Он должен быть расположен недалеко от дороги в центре электрической нагрузки и, как правило, не на террито­рии сельскохозяйственных угодий. Участок подготавливают к мон­тажу, то есть очищают от кустарника и деревьев, выравнивают и проводят на нем земляные работы. Выкапывают котлованы под фундаменты, причем для комплектных и мачтовых ТП исполь­зуют обычные буровые машины, а для подстанций на 35/6 ... 10 кВ — экскаваторы. Одновременно изготовляют заземления, электроды которых забивают, ввертывают или вдавливают в грунт при помощи различных приспособлений.

Перед монтажом силовые трансформаторы осматривают без вскрытия бака и выемки сердечника. После установки трансформатора или КТП в целом проверяют обмотки трансфор­матора на обрыв, измеряют сопротивление изоляции и контура заземления, проверяют соединения и крепления и составляют исполнительную документацию.

15.4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ВОЗДУШНЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

В процессе эксплуата­ции сети следует периодически, не реже двух раз в год, измерять нагрузки и напряжения в характерных точках сети — в первую очередь у трансформаторных пунктов и на наиболее удаленных участках. Измерения нужно делать в периоды максимальных на­грузок, а в точках, где возможно превышение напряжения относи­тельно допустимого, — ив периоды минимальных нагрузок.

Во время измерений нагру­зок следует проверять правиль­ность распределения их по фа­зам. Одно­временно следует проверять на­грузку проводов и трансформа­торов, и если она превышает допустимую, принимать меры к ее уменьшению либо прово­дить реконструкцию сети.

Наконец, нужно проверять правильность подбора плавких вставок предохранителей и уставок реле защиты сетей от сверх­токов. При обходах-осмотрах особое внимание следует уделять со­стоянию соединителей проводов, так как в них наиболее часто возникают неисправности, ухудшающие контакт. Наиболее совершенен электрический метод оценки состояния соединителя штангой. При этом методе измеряют па­дение напряжения в соединителе и сравнивают с падением напря­жения в целом месте провода.. Сопротивления соединений проводов на линиях напряжением 35 кВ измеряют в следующие сроки: медных, алюминиевых и стале-алюминевых, выполненных методом прессования и обжатия, — один раз в 6 лет, переходных соединений для проводов из разных металлов и болтовых зажимов — ежегодно.

Изоляторы, на которых обнаружены повреждения подлежат замене. В первую очередь нужно заменять изо­ляторы, в которых есть трещины, идущие от края к головке.

Наиболее ответственными являются подвесные изоляторы. Поэтому их следует подвергать электрическим испытаниям при помощи измерительной штанги. Испытания проводят через каждые 6 лет ее ра­боты.

Состояние штыревых изоляторов определяют визуально при осмотре линии.

Перекрытие изоляторов происходит чаще всего в сырую по­году вследствие загрязнения их поверхности.

Во время эксплуатации силовые трансформаторы также пе­риодически осматривают. На трансформаторных пунктах наруж­ный осмотр делают не реже одного раза в шесть месяцев, на под­станциях без постоянного дежурного — один раз в месяц и при наличии дежурных или при дежурстве на дому — один раз в сутки. При наружном осмотре проверяют уровень и температуру масла, состояние изоляторов, кабелей.

Необходимо следить за нагрузкой трансформаторов, не допу­ская их чрезмерной перегрузки в нормальном режиме.

Ток в нулевом проводе при неравномерной нагрузке фаз не должен быть более 25 % номинального фазного тока.

Кроме наружных осмотров, трансформаторы подвергают теку­щему ремонту на подстанциях 35/6 ... 10 кВ не реже одного раза в год, а на ТП — один раз в три года. Измеряют сопротивление обмоток мегомметром на напряжение 2500 В с верхним пределом измерений не ниже 10 000 МОм.

Пробы масла следует брать не реже одного раза в три года, а также при текущих ремонтах.

Особенно большое внимание следует уделять состоянию масля­ных выключателей и разъединителей. При наружном осмотре масляных выключателей нужно проверять уровень масла в их баках, а также, не потемнело ли оно.

Профилактические испытания масляных выключателей про­водят при капитальном ремонте, то есть через каждые три года. В эти же сроки испытывают приводы дистанционного управления, контакты соединений шин и приспособлений аппаратуры, релей­ную защиту и автоматику подстанции. Счетчики электроэнергии и другие приборы проходят государственную проверку в уста­новленные сроки.

Измерение сопротивления заземляющих устройств и выбороч­ную проверку их соединений, в том числе находящихся в земле, проводят через год после включения в эксплуатацию электро­станции или подстанции, а затем каждые шесть лет.

Состояние древесины опоры определяют простукиванием.. Здоровая древе­сина при этом издает чистый, звонкий звук, а загнившая — глу­хой.

Пропитанную древесину проверяют на загнивание один раз в 3 года.

Для металлических и железобетонных опор допускаются мень­шие уклоны. Чаще всего наклоняются опоры, поставленные зимой в мерзлую почву, а также расшатанные сильными ветрами. При обходах-осмотрах следует обращать внимание на соблю­дение габаритов линий, то есть расстояний проводов от поверх­ности земли, воды, от других линий и сооружений. Отклонения до пускаются не более чем на ±5 % нормы.

Провода и тросы воздушных линий часто подвергаются по­вреждениям вследствие коррозии и механических воздействий. Если сечение оборван­ных жил не превышает 17 % общего, то на место повреждения достаточно поставить бандаж. Если эта величина превышает 17 %, а у стали-алюминиевых проводов 34 % алюминиевой части, то поврежденный участок провода должен быть заменен новым.

В ряде районов серьезную опасность для линий представляет гололед. Воздушные линии рассчитывают на работу при опреде­ленном слое гололеда — 0,5 ... 2 см, в зависимости от района гололедности. Однако иногда толщина гололеда значительно пре­вышает расчетные значения.

Существуют механический и электрический способы удаления гололеда с проводов. Для механического удаления гололеда при­меняют шесты из бакелитовых трубок или бамбука длиной до 10 м.

Более совершенен электрический способ борьбы с гололедом — плавка гололеда на линиях напряжением выше 1 кВ электриче­ским током.

Для нагрева проводов применяют следующие основные спо­собы: короткое замыкание обогреваемой линии, встречное вклю­чение трансформаторов через обогреваемую линию, прогрев то­ками наложения. Продолжительность плавления гололеда обычно не превышает 2 мин.

15.5. РЕМОНТ ВОЗДУШНЫХ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Планово-предупредительный и аварийный ре­монты. Мелкие неисправности воздушных линий, как это уже указывалось, устраняют участковые монтеры во время обходов и особенно при верховых осмотрах. К таким неисправностям от­носятся: ослабление бандажей и болтов, скрепляющих деревян­ные части опор; небольшие крены и перекосы опор; осадка земли в котлованах опор; ослабевшие вязки провода на штыревых изоля­торах; незначительные повреждения провода, требующие уста­новки бандажей, и пр.

Остальные неисправности устраняют в порядке планово- предупредительных капитальных ремон­тов специальные ремонтные бригады, которые выполняют сле­дующие работы: замену изоляторов, крюков и штырей; восстанов ление ослабленных соедините­лей проводов;местную пропитку деревянных опор; окраску ме­таллических частей опор, а так­же работы, которые связаны со сменой основных элементов сети для восстановления ее работо­способности (замена опор, под­становка и замена приставок, перетяжка и замена проводов).

Рис. 16.11. Замена приставки одно­стоечной опоры при помощи вспомо­гательной приставки:

1 — стойка опоры; 2 — новая приставка; 3 — подкладка из досок; 4 — вспомога­тельная приставка; 5 — якорь оттяжки; 6 — оттяжки.

Вне системы планово-преду­предительных ремонтов нахо­дится аварийный ремонт, то есть вызванный не естествен­ным износом элементов линии,

а поломками по тем или другим причинам. Правильная экс­плуатация сети характеризуется минимальным объемом или полным отсутствием аварийных ремонтов, которые всегда до­роже плановых и ведут к неожиданным перерывам в электро­снабжении потребителей, часто на длительный период.

Некоторые ремонтные работы на линиях напряжением до 35 кВ включительно можно проводить под напряжением (антигни­лостная пропитка нижних частей опор, подтяжка болтов и бан­дажей внизу опор,установка и замена приставок).

На линиях напряжением 110 кВ и выше разработаны методы проведения многих других ремонтных работ под напряжением. Разработаны также приемы выполнения почти всех основных ра­бот иа линиях напряжением до 35 кВ под напряжением, но пока большинство ремонтных работ в этих сетях проводится при отклю­ченной линии. Поэтому ремонт необходимо тщательно подготавли­вать и выполнять организованно и быстро. Все подготовительные работы нужно проводить заранее, подвозить материалы, инструк­тировать рабочих и расставлять их на местах.

Значительную часть ремонтных работ проводят теми же мето­дами, что и монтажные работы. Для некоторых случаев приме­няют особые приемы. Перечислим важнейшие из них.

Установка приставок к опорам. Если стойки опор были без приставок и загнивание их в нижней части превысило допустимые пределы, к ним устанавливают приставки. Для этого укрепляют стойку тремя оттяжками, расположенными под углом 120° одна

к другой и прикрепленными на высоте 4 ... 5 м над поверхностью земли. С внешней стороны опоры роют яму, опускают в нее при­ставку и прикрепляют к стойке проволочным бандажом или хо­мутом. Яму засыпают и трамбуют, после чего оттяжки снимают. Загнившую древесину на поверхности стойки в месте соприкос­новения ее с приставкой удаляют.

Замена приставок. Если у опоры необходимо заменить при­ставку, это делают следующим образом. Опору укрепляют оттяж­ками, как в предыдущем случае. Затем с противоположной сто­роны опоры роют яму. В нее устанавливают новую приставку по предыдущему методу. После этого старую удаляют, а яму за­сыпают и утрамбовывают.

Замена опор на линии. Если опора на линии полностью вышла из строя, то новую опору обычно устанавливают рядом со старой. При этом старую, если она достаточно прочна, используют для подъема новой. Затем старую опору удаляют и провод крепят к изо­ляторам вновь установленной опоры. Работы проводят при от­ключенной линии.

Замена поврежденных участков провода. Для удаления повре­жденных участков провода его снимают с изоляторов на несколь­ких опорах и опускают на землю. Затем с. двух сторон поврежден­ного участка закрепляют веревки и стягивают полиспастом. Ослаб­ленный участок вырезают и на его место вставляют исправный кусок провода той же длины. После этого удаляют полиспаст, провод поднимают на опоры и крепят к изоляторам.

При ремонтных работах применяют те же средства механиза­ции, что и при монтаже. Особенно важно использовать телеско­пическую вышку для верховых осмотров, ремонта и замены изоля­торов и проводов, а также бурильно-крановые машины.

16.1. ВЫБОР СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ЛИНИЙ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

Система централизованного электроснабжения сельского хо­зяйства, как известно, включает сети трех типов: питающие сети, состоящие из линий электропередачи напряжением 35 и 110 кВ и трансформаторных подстанций 110/35, 110/20, 110/10, 35/10 или 35/6 кВ; распределительные сети напряжением выше 1 кВ, включающие линии напряжением 35, 20, 10 и 6 к В и трансформа­торные подстанции 35/0,38, 20/0,38, 10/0,38 и 6/0,38 кВ; распре­делительные сети напряжением ниже 1 кВ, состоящие из линий напряжением 0,38/0,22 кВ.

Основной является система элек­троснабжения 110/35/10/0,38 кВ с тремя ступенями трансфор­мации. В последние годы все более широко начинает использо­ваться также двухступенчатая система распределения электро­энергии 110/10/0,38 кВ.

Конфигурация схем электрических сетей зависит от ряд факторов, в том числе от числа, размещения электрических нагрузок и категорийности по надежности электроснабжения потребителей, числа и размещения опорных подстанций энергосистем Р

Выбранные сети должны быть приспособлены к разным режимам работы при изменении нагрузки, а также в после аварийных ситуациях. Схемы электрических сетей 35 ... 110 кВ следует строить таким образом, чтобы шины (секции шин) 10 кВ подстанций 35 ... 110 кВ, от которых осуществляется питание взаимно резервирующих линий 10 кВ, были независимыми источниками питания.

Номинальные мощности районных трансформаторных под­станций (РТП) 35 ... 110/10 и 110/35/10 кВ зависят от значения, характера и размещения нагрузки. В сельскохозяйственных районах на РТП обычно используют трансформаторы, имеющие мощность: на напряжение 35/10 кВ —от 630 до 6300 кВ-А, на 110/10 кВ — 2500 ... 10 000 кВ-А, на 110/35/10 к В -- 6300 ... 16 000 кВ-А.

Число отходящих от РТП линий 10 кВ не превышает 5 ... 6. Схемы электрических сетей 10 кВ следует основывать на использовании воздушных взаимнорезервирующих секционированных линий.

Рис, 15.1. Схемы присоединения ТП 10/0,38 кВ, питающих потребителей первой категории:

ИП — источник питания (35..110/10 кВ); СВ— секционируют выключатель; A BP — сетевое АВР . ОТП — опорная ТП.

16.2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ

ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ НОРМАТИВНЫХ

УРОВНЕЙ НАДЕЖНОСТИ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В ранние годы фактически не учитывались экономические аспекты задачи повышения надежности электроснабжения, в первую очередь получаемый экономический эффект. Не учитывались также мощность потребителя и другие важные его характеристики. В настоящее время предложен новый подход к учету надежности электроснабжения при проектировании сель­ских электрических сетей.

В соответствии с этими указаниями для электроприемников второй категории установлены следующие нормативные показа­тели надежности: допустимая частота отказов в электроснабже­нии для специально выделенной группы электроприемников не допускающих длительности перерывов электроснабжения более 0,5 ч (т < 0,5 ч) = 2,5 отказа в год, для остальных электроприемников второй категории со (т 4 ч) = 2,3 отказа в год, (4 ч < т < 10 ч) = 0,1 отказа в год при расчетной нагрузке 120 кВт и более, (4 ч < % 10 ч) = 0,2 отказа в год при нагрузке менее 120 кВт. Для электроприемииков третьей категории (т < 24 ч) = 3 отказа в год.

При этом для лектроприемников и потребителей первой кате­гории в соответствии с ПУЭ допускается перерыв в подаче энергии лишь на время автоматического восстановления питания от резервного источника при нарушении электроснабже­ния от основного.

Рис. 15.3. Выбор способа резервирования потребителей первой кате­гории (вариант местного резервирования):

РР_С — линейный разъединитель; АВР_М - местное ABP СВ — секциони­рующий выключатель) ВЫ — выключатель нагрузки.

Выбор количества и мест установки автоматических коммута­ционных аппаратов (АКА), обеспечивающих нормативы надеж­ности электроснабжения потребителей второй и третьей катего­рий, зависит от схемы подстанции 35 ... 110/10 кВ (одно- или двух- трансформаторная, с одно- или двусторонним питанием), суммар­ной длины /₂ и расчетной нагрузки Р_х линии 10 кВ. При этом максимальная длина участка линии, включая ответвления, к ко­торому присоединены эти потребители, ограниченная АКА, не должна превышать 12 км.

16.3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПРОВОДОК В ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЯХ

К электропроводкам относится совокупность про­водов и кабелей совместно с их креплениями, поддерживающими защитными конструкциями и деталями, предназначенная для пере­дачи и распределения электроэнергии непосредственно к электро­приемникам.

В зависимости от характера помещения, наличия материалов и требований эксплуатации выбирают соответствующие виды электропроводок:

-открытые, проложенные по поверхности стен, потолков, по фермам и другим строительным элементам зданий и сооружений, по опорам и т. п.;

-скрытые, проложенные внутри конструктивных элементов зда­ний и сооружений (в стенах, полах, фундаментах, перекрытиях), а также по перекрытиям в подготовке пола, под съемным полом и т. п.;

-наружные, проложенные по наружным стенам зданий и со­оружений, под навесами, а также между зданиями на опорах вне улиц и дорог (наружная электропроводка может быть открытой и скрытой).

К электропроводкам относятся также вводы в здания от изоля­торов (ответвления воздушной линии), установленных на на­ружной поверхности (стене, крыше), до зажимов вводного устройства.

Марки проводов определяются при проектировании в соответ­ствии с условиями окружающей среды и пожарной безопасности.

Правильно спроектированные электропроводки должны обес­печивать: ограничение нагрева проводников, отклонений напря­жения и потерь допустимыми пределами, надежное срабатывание защиты, достаточную механическую прочность проводов, безотказ­ный пуск электродвигателей. При этом проект электропроводок выполняют с учетом электрических сетей напряжением 0,38 кВ, подводящих электроэнергию к зданию (сооружению).

Открытые, не защищенные от механических повреждений изо­лированные провода прокладывают или подвешивают на высоте не менее 2,5 м от пола. Провода, проложенные на меньшей вы­соте и не имеющие защитных оболочек, защищают от механиче­ских повреждений трубами, коробами, ограждениями или при­меняют скрытую электропроводку. Вертикальные спуски к щит­кам, выключателям, розеткам защищают иа высоте не менее 1,5 м. В помещениях без повышенной опасности, к которым, в частности, относятся бытовые помещения предприятий, жилые помещения, допускается прокладывать провода на высоте 2 м от пола, а вертикальные спуски к выключателям, розеткам и щиткам не защищать.