ЭЛЕКТРОУСТАНОВКИ
ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
ПОД ОБЩЕЙ РЕДАКЦИЕЙ
Н. С. МОВСЕСОВА, А. М. ХРАМУШИНА

СПРАВОЧНИК
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ,
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
И СЕТЕЙ
ПОД РЕДАКЦИЕЙ
Я. М, БОЛЬШАМА, В. И. КРУПОВИЧА, М. Л. САМОВЕРА
ИЗДАНИЕ ВТОРОЕ,
ПЕРЕРАБОТАННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
«ЭНЕРГИЯ»
МОСКВА 1975

6П2.1
С74
УДК 621.316.1.001.2(03)
Составители: П. И. Анастасиев, А. А. Бейдер, А. А. Беликов, В. И. Вертебный,
М. Б. Галанкин, А. Н. Глазков, Б. Я. Душацкий, А. А. Ермилов, Э. Б. Звагельский,
М. М. Зеленецкий, Э. М. Каждан, А. Э. Каоюдан, П. Н. Клейн, Л. В. Коняев,
И. В. Корзун, В. И. Корогодский, К. Ф. Красовский, Ф. Э. Кримкер, В. Б. Куинджи,
Д. С. Лившиц, Г Р. Миллер, В. К. Никифоровский, [В. А. Рюкерт \, Е. И. Сегал,
А. М. Семчинов, Г. П. Смидович, Н. Н. Стефанович, Ю. А. Фролов,
А, Ф. Черниговский, Н. П. Шелепин, С. Г. Шестаков
Справочник по проектированию электроснабже-
С74 пия, линий электропередачи и сетей. Под ред.
ЯМ. Болыцама, В. И. Круповича, М. Л. Самовера.
Изд. 2-е, Перераб. и доп. М., «Энергия», 1975.
696 с. с ил. (Электроустановки промышленных предприя-
тий).
В Справочнике помещены материалы, необходимые для проектиро-
вания электроснабжения: определение электрических нагрузок, выбор
трансформаторов, конструкций трансформаторных подстанций, распреде-
лительных устройств, энергетических аппаратов. Даны справочные ма-
териалы по проектированию л^ний электропередачи, электрических се-
тей и токопроводов.
Настоящий Справочник является вторым изданием Справочника
по электроустановкам промышленных предприятий. Т. I, ч. 1, вышед-
шего в 1963 г.
Справочник рассчитан на инженерно-технических работников, за-
нимающихся проектированием, монтажом, наладкой и обслуживанием
электроустановок промышленных предприятий.
30311-006
С 81-74 6П2.1
051(01)-75
(6) Издательство «Энергия», 1975 г.

СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие.........................................................9
Б. Схемы электроснабжения
и подстанций
2-15. Общие сведения ........................... 101
2-16. Источники и способы питания 102
2-17. Схемы электроснабжения .............. 10З
2-18. Указания по применению схем
коммутации подстанций и ком-
мутационной аппаратуры.................118
2-19. Схемы подстанций с двумя си-
стемами сборных шин.................. 122
2-20. Схемы подстанций с одной си-
стемой сборных шин .................. 123
2-21. Схемы подстанций с обходной
системой сборных шин.....................125
2-22. Схемы подстанций без сборных
шин на первичном напряжении.....127
2-23. Схемы комплектных распреде-
лительных устройств и ком-
плектных трансформаторных
подстанций...........................................130
В. Токи короткого замыкания
2-24. Условные обозначения .....................142
2-25. Пересчет сопротивлений и при-
ведение их к базисным усло-
виям ..........................................................143
2-26. Приведение абсолютных значе-
ний индуктивных сопротивлений
к одной ступени напряжения...145
2-27. Сопротивления воздушных и ка-
бельных линий, шинопроводов
6—10 кВ, трансформаторов
и элементов электрических ап-
паратов до 1 кВ . . . 145
2-28. Индуктивные сопротивления
синхронных машин . . 147
2-29. Расчетные схемы и схемы за-
мещения, приведение схем за-
мещения к простейшему виду 148
2-30. Расчет токов к. з. в установках
выше 1 кВ переменного тока 143
2-31. Расчет токов к. з. с учетом ин-
дивидуального затухания 153
2-32. Ток трехфазного к. з. без учета
затухания . . .... 155
2-33. Учет влияния синхронных
и асинхронных электродвигате-
лей в величине токов к. з. 155
2-34. Вычисление ударного тока к. з.
/у и наибольшего действующего
значения полного тока к. з. Iу 156
2-35. Определение приведенного
(фиктивного) времени.................... 156
Раздел первый
Общие сведения
1-1. Физические и химические свой-
ства материалов....................................11
1-2. Выдержки из действующих об-
щесоюзных нормативных мате-
риалов...........................................................16
1-3. Взрывозащита электрооборудо-
вания............................................................20
1-4. Климатические условия работы
электрооборудования................................21
1-5. Номинальные напряжения.......................26
1-6. Температура нагрева................................26
1-7. Характеристика, рекомендуемый
размер и расположение рабочих
зон на пультах и щитах управ-
ления..............................................................28
1-8. Разное.........................................................30
Раздел второй
Электроснабжение и подстанции
Л. Определение электрических
нагрузок, выбор и регулирование
напряжения, выбор трансформаторов
и подстанций
2-1. Электрические нагрузки. Основ-
ные величины ........................................33
2-2. Средние нагрузки и расход
электроэнергии........................................34
2-3. Максимальные нагрузки......................50
2-4. Потери энергии.......................................54
2-5. Пиковые и однофазные на-
грузки........................................................54
2-6. Расчет электрических нагрузок
на разных ступенях системы
электроснабжения.................................. 58
2-7. Технико-экономические расче-
ты в электроснабжении .........................63
2-8. Основные требования к качест-
ву электроэнергии.................................69
2-9. Колебания напряжения при
ударной нагрузке..................................78
2-10. Надежность электроснабжения............86
2-11. Выбор напряжений...............................91
2-12. Категории электроприемников
по бесперебойности электро-
снабжения ...............................................92
2-13. Выбор трансформаторов......................92
2-14. Выбор и размещение подстанций.........95

6
Содержание
2-36. Примеры расчетов токов к. з.
в установках выше 1 кВ . . . 157
2-37. Расчет токов к. з. в установках
до 1 кВ переменного тока . 161
2-38. Расчет токов однофазного к. з.
на стороне 400/230 В трансфор-
маторов с глухозаземленной
нейтралью на стороне НН . . 162
2-39. Расчет токов к. з. на стороне
выпрямленного тока вентильных
преобразователей . 166
2-40. Примеры расчетов токов к. з.
на стороне выпрямленного тока 166
2-41. Расчет токов к. з. при глубо-
ком регулировании напряжения
трансформатора выпрямителя . 169
2-42. Токи к. з. в установках, полу-
чающих питание от машин по-
стоянного тока ....... 170
2-43. Расчет токов к. з. на модели-
анализаторе электрических си-
стем (расчетный стол с пита-
нием постоянным током) 171
Г. Выбор электрических аппаратов,
изоляторов, шин и кабелей
напряжением 1—110 кВ
2-44. Общие указания .„..,. 172
2-45. Формулы и указания по выбо-
ру и проверке аппаратов, изо-
ляторов, шин и кабелей напря-
жением 1—110 кВ 175
2-46. Динамическая и термическая
устойчивость шин и кабелей на-
пряжением выше 1 000 В . 210
2-47. Основные технические данные
аппаратов напряжением выше
1 000 В 213
Д. Защита подстанций,
вращающихся машин, воздушных
линий и токопроводов
от перенапряжений
2-48. Определения 244
2-49. Защита линий электропередачи
от атмосферных перенапряже-
ний . 244
2-50. Защита подходов линий элек-
тропередачи к распределитель-
ным устройствам 248
2-51. Защита подходов В Л 6—10 кВ
к распределительным устройст-
вам с подключенными вращаю-
щимися машинами . . . 249
2-52. Защита токопроводов и вра-
щающихся машин от атмосфер-
ных неренапряжений . . 250
2-53. Защита ОРУ подстанций от
прямых ударов молнии . . 252
2-54. Защита РУ подстанций от на-
бегающих волн . . « 253
2-55. Защита от внутренних перена-
пряжений . 253
2-56. Разрядники 254
2-57. Выбор и установка трубчатых
разрядников 259
2-58. Молниеотводы и защитные ем-
кости . 261
Е. Силовые трансформаторы
и автотрансформаторы
2-59. Основные характеристики транс-
форматоров 261
2-60. Схемы и группы соединений
трансформаторов и автотранс-
форматоров 267
2-61. Охлаждение трансформаторов . 267
2-62. Допустимые перегрузки транс-
форматоров (автотрансформа-
торов) . 269
2-63. Регулирование напряжения . . 270
2-64. Основные Характеристики авто-
трансформаторов .... 272
2-65. Размеры и масса трансформа-
торов и автотрансформаторов 273
Ж. Преобразовательные агрегаты
и подстанции. Тяговые подстанции
2-66. Введение ........ 276
2-67. Основные соотношения и рас-
четные формулы при различных
схемах преобразования . . . 277
2-68. Кремниевые выпрямительные
агрегаты для электролизных
установок 281
2-69. Кремниевые выпрямительные
агрегаты для электропечей . 286
2-70. Кремниевые выпрямительные
агрегаты для электрохимиче-
ской обработки металлов и галь-
ванических установок .... 287
2-71. Схемы, расположение и конст-
руктивное исполнение преобра-
зовательных подстанций . „ . 287
2-72. Кремниевые выпрямительные
комплектные подстанции для
питания цеховых сетей постоян-
ного тока . 295
2-73 Быстродействующие воздушные
выключатели . . . 303
2-74. Классификация тяговых под-
станций промышленного элек-
трифицированного транспорта . 310
2-75. Тяговые подстанции постоян-
ного тока . . . ... 311
2-76. Тяговые подстанции однофаз-
ного переменного тока .... 324
2-77. Особенности конструктивного
исполнения тяговых подстанций 332
3. Источники питания и системы
оперативного тока
2-78. Системы оперативного тока . 332
2-79. Технические данные аккумуля-
торов и зарядных устройств 334
2-80. Технические данные блоков пи-
тания, конденсаторов и заряд-
ных устройств 341
2-81. Выбор и установка аккумуля-
торных батарей 355
2-82. Выбор блоков питания и кон-
денсаторов 360
2-83. Схемы включения аккумуля-
торных батарей 362

Содержание
7
М. Управление высоковольтными
выключателями, предупреждающая
и аварийная сигнализация
2-109. Схемы управления высоко-
вольтными выключателями . , 461
2 ПО. Схемы предупреждающей
и аварийной сигнализации . . 463
2-111. Элементы схем управления
высоковольтными выключате-
лями и схем предупреждаю-
щей и аварийной сигнализации 466
Н. Распределительные устройства
(РУ) и подстанции
2-112. Указания по конструктивному
выполнению РУ и подстанций 467
2-113. Требования к зданиям, поме-
щениям и конструкциям под-
станций . 469
2 114. Наименьшее допустимое при-
ближение подстанций к здани-
ям (ПУЭ, 1966 г.) . 474
2-115. Комплектные распределитель-
ные устройства 478
2-116. Закрытые РУ с одинарной сек-
ционированной системой сбор-
ных шин на стороне 6—10 кВ 484
2-117. Внутрицеховые распредели-
тельные и трансформаторные
подстанции . , 495
2-118. Комплектные трансформатор-
ные подстанции . 495
2-119. Некомплектные трансформа-
торные подстанции с транс-
форматорами мощностью до
1000 кВ-А 498
Список литературы 498
Р аздел третий
Внецеховые электрические сети
А. Линии электропередачи
напряжением выше, 1 000 В
3-1. Основные указания . 502
3-2. Провода и тросы ..... 502
3-3. Изоляторы и линейная арма-
тура . ...... 506
3-4. Опорные конструкции 508
3-5. Электрические расчеты .... 516
3-6. Механический расчет проводов
и тросов 525
3-7. Проектное размещение опор по
профилю трассы 536
3-8. Защита устройств проводной
связи железнодорожной сигнали-
зации и телемеханики от опас-
ного и мешающего влияния ли-
ний электропередачи напряже-
нием выше 6 кЕ 537
Б. Линии электропередачи
напряжением до 1000 В
3-9. Основные указания 542
3-10. Провода 543
3-11. Изоляторы и линейная арма-
тура 544
3-12. Опоры 545
2-84. Схемы питания переменным
и выпрямленным оперативным
током. Контроль изоляции..................363
И. Релейная защита и сетевая
автоматика
2-85. Введение.................................................366
2-86. Защита трансформаторов.....................367
2-87. Защита от однофазных корот-
ких замыканий трансформато-
ров 6—10/0,4—0,23 кВ с груп-
пой соединений обмоток Т / к* 12
или А/^-11 с заземленной
нейтралью на стороне низшего
напряжения............................................379
2-88. Передача отключающего им-
пульса ....................................................382
2-89. Защита синхронных и асин-
хронных электродвигателей на-
пряжением выше 1 000 В.......................384
2-90. Защита полупроводниковых
преобразовательных агрегатов...........392
2-91, Релейная защита электропеч-
ных установок ........................................407
2-92. Защита линий 6—10 кВ с од-
носторонним питанием в сетях
с малым током замыкания на
землю................................................... 409
2-93. Релейная защита токопроводов
6—10 кВ ........410
2-94. Защита конденсаторных уста-
новок на напряжение 6—10 кВ...........412
2-95. Защита плавкими предохрани-
телями элементов электроуста-
новок на напряжение 3—6—
10 кВ 414
2-96. Автоматическое включение ре-
зерва (АВР) 415
2-97. Автоматическая частотная раз-
грузка (АЧР) 418
2-98. Автоматическое повторное
включение (АПВ) 423
2-99. Самозапуск электродвигателей 424
К. Электрические измерения и учет
электроэнергии
2-100. Учет электроэнергии .... 431
2-101. Измерение электрических ве-
личин . . 434
2-102. Расстановка приборов 434
2-103. Рекомендуемые стационарные
приборы 437
2-104. Контроль изоляции 443
Л. Повышение коэффициента
мощности
2-105. Выбор мощности и типа ком-
пенсирующих устройств . 444
2-106. Технические данные компенси-
рующих устройств . 454
2-107. Схемы включения и регулиро-
вания конденсаторных батарей 458
2-108. Конструкции конденсаторных
батарей и их установка . . 460

8
Содержание
Б. Выбор проводников по нагреву
и экономической плотности тока
4-5. Расчет допустимых по нагреву
токовых нагрузок на проводники 614
4-6. Условия, принятые при расчете
допустимых длительных токовых
нагрузок в таблицах ПУЭ1,
гл. Г-3 619
4-7. Допустимые длительные токовые
нагрузки на провода и кабели
с резиновой и поливинилхлорид-
ной изоляцией . . 620
4-8. Допустимые длительные токо-
вые нагрузки на кабели с бу-
мажной изоляцией 621
4-9. Допустимые длительные токо-
вые нагрузки на голые шины 624
4-10. Особенности расчета допусти-
мых длительных токовых на-
грузок на кабели, прокладывае-
мые в блоках 626
4-11. Выбор сечения проводников по
экономической плотности тока 628
В. Выбор вида электропроводок
и кабельной канализации
в зависимости от условий
прокладки и среды
4-12. Электропроводки . . » » 629
4-13. Силовые и контрольные кабели 633
Г Устройство сетей
4-14. Электропроводки напряжением
до 1 кВ 635
4-15. Шинопроводы напряжением до
1 кВ 643
4-16. Электрические сети во взрыво-
опасных и пожароопасных
зонах 644
Д. Защита сетей напряжением
до 1 000 В
4-17. Общие требования . , 651
4-18. Выбор уставок защиты 655
Е. Расчет сетей по потерям
напряжения
4-19. Общие указания 668
4-20. Расчетные формулы . . 670
4-21. Сопротивление проводников . 675
4-22. Вспомогательные таблицы для
расчета сетей, выполненных
проводами, кабелями и алю-
миниевыми шинами . . 680
4-23. Вспомогательные таблицы для
расчета стальных токопроводов
и крановых троллеев 684
Список литературы 687
Алфавитный указатель „ . , . 689
3-13. Электрические расчеты 547
3-14. Механический расчет проводов 552
В. Кабельные линии выше 1 кВ
на промпредприятиях
3-15. Основные технические данные
силовых кабелей выше 1 кВ 558
3-16. Арматура и аппараты для мас-
лонаполненных кабелей 110 кВ
среднего давления 561
3-17. Выбор типа кабеля в зависи-
мости от способа и места про-
кладки . . . 563
3-18. Кабельные линии ПО кВ . . 563
3-19. Прокладка кабелей ПО кВ
в траншеях . ... 568
3-20. Прокладка кабелей ПО кВ
в туннелях . 574
3-21. Прокладка кабелей выше 1 кВ
в траншеях, блоках, каналах,
туннелях и по эстакадам 577
Г Магистральные шинопроводы
и протяженные токопроводы
6—35 кВ в системах
электроснабжения
промпредприятий
3-22. Определения, область и усло-
вия рационального применения
шинопроводов и токопроводов
6—35 кВ 580
3-23. Конструктивное выполнение
и основные характеристики ши-
нопроводов 582
3-24. Конструктивное выполнение
и основные характеристики то-
копроводов 587
3-25. Проектирование шинопроводов
и токопроводов 590
Список литературы 596
Раздел четвертый
Общие вопросы проектирования
электрических сетей и внутрицеховые
электрические сети
А. Основные технические данные
шин, изолированных проводов
и кабелей
4-1. Шины . 597
4-2. Изолированные провода 599
4-3. Силовые кабели напряжением
до 35 кВ . 604
4-4. Контрольные кабели 610

ПРЕДИСЛОВИЕ
Программой Коммунистической партии Советского Союза предусмотрены полная
электрификация страны, автоматизация производственных процессов и совершенство-
вание на этой основе техники, технологии и организации общественного производства
во всех отраслях народного хозяйства.
Директивами XXIV съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хо-
зяйства СССР на 1971—1975 гг. намечено увеличение производства промышленной
продукции за пятилетие на 42—46%, в том числе производства средств производства
на 41—45%, производства предметов потребления на 44—48%.
Все это ставит большие задачи перед работниками проектных, монтажных и на-
ладочных организаций, работающих в области электрификации промышленности.
Настоящий Справочник позволит использовать теоретические исследования, прак-
тические рекомендации и указания, применяемые в работе проектных институтов Тяж-
промэлектропроект, Электропроект, монтажных, наладочных и производственных пред-
приятий Глазэлектромонтажа Минмонтажспецстроя СССР при решении вопросов эле-
ктрификации промышленности.
Справочник охватывает проектирование электроснабжения и подстанций, внецехо-
вые электрические сети (воздушные и кабельные линии до 110 кВ, токопроводы и ши-
нопроводы до 35 кВ) и внутрицеховые электрические сети.
Во второе издание Справочника внесены значительные изменения и дополнения,
вызванные созданием нового электрооборудования, комплектных электротехнических
устройств и новых технических решений, которые выявились после первого издания
Справочника.
Издательство и составители Справочника обращаются с просьбой к читателям
присылать свои замечания и предложения по содержанию книги по адресу: 113114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, изд-во «Энергия»,
Авторы

ПРИНЯТЫЕ В «СПРАВОЧНИКЕ» СОКРАЩЕННЫЕ
ОБОЗНАЧЕНИЯ
АВР — автоматическое включение РВ-
резерва; РП -
автопуск—автоматический пуск; РПП —
евтореверс—автоматический реверс;
автостоп—автоматическая остановка; РУ —
АПВ — автоматическое повторное
включение; СУ —
АРЧ—автоматическая разгрузка Т-Д —
по частоте;
ВЛ — воздушная линия электро- ТП —
передачи;
Г-Д — генератор — двигатель; т-р —
ГПП—главная понизительная под- ТЭЦ —
станция; УБСР —
действ.— действующий;
к.з—короткое замыкание; УРВ-Д—
к.п.д. — коэффициент полезного
действия; ЦРУ —
КРУ — комплектное распредели-
тельное устройство; ЭМП-
КТП — комплектная трансформа-
торная подстанция; р..
МУ—магнитный усилитель; з.-
ОРУ — открытое распределитель- п. -
ное устройство;
ПВ — относительная продолжи-
тельность включения;
ртутный выпрямитель;
распределительный пункт;
ртутно-преобразовательная
подстанция;
распределительное устрой-
ство;
станция управления;
тиристорный преобразова-
тель-двигатель;
трансформаторная подстан-
ция;
трансформатор;
теплоэлектроцентраль;
унифицированная блочная
система регуляторов;
управляемый ртутный вы-
прямитель-двигатель;
центральное распредели-
тельное устройство;
электромашинное помеще-
ние;
размыкающий контакт;
замыкающий контакт;
переключающий контакт.

РАЗДЕЛ ПЕРВЫЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
1-1. ФИЗИЧЕСКИЕ И ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МАТЕРИАЛОВ
Таблица 1-1
Проводниковые материалы
Материал
Алюми-
ний
Бронза
Вольф-
рам
Золото
Латунь
Медь
Молибден
Никель
Олово
Платина
Ртуть
Свинец
Серебро
Сталь
Цинк
Чугун
Плот-
ность,
г/см3
2,71
8,3—8,9
18,0—19,3
19,3
8,5—8,7
8,71—8,94
9,7—10,3
8,8—8.9
7,3
21,45
13,55
11,35
10,5
7,87
6,85—7,14
7.2—7,6
Темпера-
тура
плавле-
ния, °С
657
885—1 050
3 400
1063
900—960
1083
2 570—2 620
1 452
232
1 75-5—1 778
—38,7
327
960
1 400—1 530
419—428
1 200
Предел
прочности
при рас-
тяжении,
кгс/мм2
7,5 >—18
35—135
200—400
30—70
25—40,9
80—250
60—70
2—5
15—35
0,98—1,6
15—30
70—175
14—29
12—32
Удельное
электри-
ческое
сопротив-
ление при
20 °С,
Ом-мм2/м
0,026—0,029
0,021—0,052
0,053—0,55
0,022—0,23
0,031—0,079
0,0175—0,018
0,048—0,054
0,068—0,072
0,124—0,116
0,096—0,105
0,943—0,952
0,217—0,227
0,015-0,016
0,103—0,14
0,053—0,062
0,5—0,41
Темпера-
турный
коэффи-
циент со-
противле-
ния при
20 °С
1/°С104
44
40
40
36
20
41
49
68
44
26
90
40
36
60
40
10
Теплопро-
водность,
Вт/(смХ
Х°С)
2,1
0,4—0,8
0,92—1,88
2,92—3,12
1,09—1,25
3,93—4,1
1,46
0,58—0,62
0,64
0,7
0,11
0,34—0,35
4,20—4,22
0,45—0,48
1,12
0,49
* 6
1 « л°
0,21
0,095
0,034
0,031
0,093
0,098
0,062
0,106
0,054
0,034
0,033
0,03
0,055
0,12
0,09
0,11
Коэффи-
циент ли-
нейного
расшире-
ния при
20 °С,
1/°С-10"^
23
17
43
14
18
17
4
13
23
9
180
(объемный)
29
19
10
30
10
Таблица 1-2
Проводниковые материалы высокого сопротивления
Материал
Константан
Манганин
Нейзильбер
Нихром Х15Н60
Нихром Х20Н80
Нихром Х20Н80Т
Нихром Х2ОН80ТЗ
Фехраль Х13Ю4
Фехраль 1Х17Ю5
Фехраль 0Х17Ю5
Хромаль 1Х25Ю5
Хромаль 0Х25Ю5
2
о
<-*
о
о
н
о
с;
С
8,7—8,9
8,1—8,4
8,4
8,1
8,20
8,25
8,25
7,1
7,3
7,3
6,95
7,1
О
сх .
н к
¦я ас
с д
ь с
1 270
960
1 000
1 370
1390
1 420
1 400
1460
1 490
1 490
1 500
1 500
Предел
прочности
при рас-
тяжении,
кгс/мм2
40—70
50—70
35—60
55—65
60—70
65—75
65—75
| 60—65
65—70
65—70
70—75
70—75
Удельное
электри-
ческое
сопротив-
ление
при 20 °С,
Оммм2/м
0,45—0,51
0,42—0,50
0,30—0,45
1,02—1,12
1,00—1,12
1,07—1,12
1,27
1,26
1,35
1,35
1,45
1,45
Темпера-
турный
коэффи-
циент со-
противле-
ния при
20 °С,
1/°С-10"^
0,3—0,5
3—6
25—36
14
14
12,5
12,5
15—18
5,5
5,5
4,5
4,5
Коэффи-
циент ли-
нейного
расшире-
ния при
20 °С,
1/сС-10—6
13
19
22
13,5
13,5
14,5
14,5
13,5
14,5
14,5
14,5
14,5
Наиболь-
шая до-
пустимая
рабочая
темпера-
тура, °С
400—700
250—300
200—250
900—1000
1 000—1 100
1 000—1 100
1 000—1 150
750—850
850—900
950—1 000
1 000—1 150
1 000—1 200
Термо-э.д.с
в паре с
медью,
мкВ/°С
39—40
0,9—1,0
14—16

3я
* э
о ь
О «
О
2 '
к *
2? с
о-о
н со
2 »
'. =*
со ?^
° * й
Со Ч
¦5*
С N3
"I
о ^
о е
&
ъ
Е
ел
о
р«
Р:
г»
с»
О"
Р
>0
а
о
3
с>
9
о
*
р
р
8
•а
о
Р«
*
Р
1^
1 к
1 *
©
Сталь
><
\*
«а
Р
с*
р
е
е
ф
е
><
о
Р
50
Ф
Ф
1*
с*
р
5Э
ф
???¦
р
№
\о
т
ё
|#
N
т
6
к
е
©
о
ф
©
•
ф
,е
1®
о.
©
Ф
Ф
О
^Р
©
®
©
®
ш
ф
®
о
©
ф
•
ф
®
®
Р
О
ф
©
Ф
¦§
о
й
¦?
ф
ф
ф
®
ф
ф
ф
®
Г)
•5
О)
о
С)
ф
©
О
Ф
©
а
©
Ф
©
Ф
Ф
Р
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
О
,Ф;
®
Ф
©
Ф
<3
©
ог
О
ф
ф
©
ф
а
в
©
©
#
Нин ель
и его
сплавы
=5
с»
0
©¦
©
Л
•
е
®
е
,
©
о
©
»
ф
*
ф
©
ф
О
Ф
©
Ф
©
©
Ф
Ф
©
к
Ф
®
Медь
и ее
сплавы
<&
-.Г
* I
•**
р&
1
#
ф
©
©
,©
Ф
Ф
ф
Ф
Чшй:
щ
®
ф
®
©
©
1
в»
#
ф
> 1
®\
®
©
©
ш®
а
ф
©
т
©
•
1
®
Г
ф
ф\
©
©
ф
а
1 1
Бронза.
О
1
Р
5Р
©
©
1
I
1
*
Ф
©
ф
?:
О
?
р
о
р
50
ф
@
5^
р
ф
•ш
©
Ф
®|©
®
©
®
©
®
е
е
©
®
©
р
©
Ф
©
Ф
Ф
®
©
1чЩЩ
Алюминий
и его сплавь/
1
I
*
?
©
@1
о
ф
©
©
«и
1 з
С'
®
®
О
©
©
®
ф
*
Рс
@
#]
Ф
О
о
@
©
#
"1
-I 1
Г) <ъ ^
^ 1
Азотная кислота NN0*
Аммиак ЫНз
Анилин С§Н5МНЧ
Ацетилен Сгнг
бром Вгг
Перекись 6одороданг(Ь1
Железо хлорное Ге С1 з
Калии хлористый К С1
Ма&ши хлористый, Мд С1г
Морская вода.
®1®№&1Сернаякислота Нг50ч
©
ф
I
(^Сернистый ангидрид 80г
о
щР
о
ф
I
К
Сероводород Иг5
Солрная кислота НС1
Окись углерода СО
Уксусная кислота СН3С00Н
Фтористоводородная^ кис -
^ лота. НГ
Хлор С12
** !
р
(У) В
* 1
а- I
О

§ 1-1] Физические и химические свойства материалов 13
1 Наименование
| материала.
1 !
1 %
1
1^ Кислотоупорный
| Гидравлический
1 Графит и уголь
1 Древесина.
1 Замазка, кислотоупорная
1 с
1 ч
| Кузбасский
Масляный Н&^2
Перхлорвиниловыи
1 Лигнофоль
1 3
1 о
1 *
1 *
1 ^ !
1 <*
1 *
Винипласт
Гетинакс
Полихлорвинил
Полиэтилен
Полистирол
Совиден
Текстолит
Фаолит
1 Резина, (мягкая)
| Стекло
| Фарфор
| Хлоропрен
1 Эбонит
Реагенты \
го
°
ас
1 с*
•Б
1
1 ^
е
#
Ф
Ф
е
®,
е
ф
©
е
е
е
©
©
е
е
е
е
го
г
а
ф
^
е
©
©
@
®
@<
©
©
©
©
г
«о
5$
т
ф
ф
ф
•
©
1 **
•
Ф
Ф
1 **
! «¦*
1 «=>
о
го
ф
ф
ф
ф
©
0
•
®
ф
ф
ф
ф
«о
«о
*¦?
0*
|Ф
Ф
Ф
•
•
Ф
•
Ф
•
@
Ф
Ф
•
Ф
Ф
@\
Ф]
со
•
ф
ф
®
©
©
®
ф
ф
©
©
®
ЗЕ
1
О.
ф
ф
ф
ф
в-»
сэ
1
3
Г
;@
©
©
©
©
©|
[©]
1 ^
-о
I
\ф
ф
\ф
\®
ф
©
ф
©
ф,
ф
ф
ф
ф'
©1
' <3
«а»
ее
ф
Ф
Ф
©
Ф
со
I л»
ас
ас
1
со
!©
9
Ш
•
1©
Ф
Ф
Ф
@
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф]
со
з:
па
<§
ф
@
¦¦ 1
ф
ф
ф
@
ф
ф
ф
ф
1 **
з:
ос
1 ^>
ф
©
ф
\ё
щ
|ф
'ф
ф
ф
©
ф
ф
ф
ф
ф
ф
ф
ф
ф
ф
ф
О
«Л
X
с_>
ф
ф
ё|
@
ф
ф
ф
•1
ОХ
^^
}
Ф\
\Ф\
Ф
Ф
•
Ф
Ф
©
Ф
Ф
Ф
Ф
Ф
щ
ф\
ц
т
@ - Стойкие %%-Иониженностшш ф - Нестойкие9
б)
СТОЙКОСТЬ.
кий; 3 — стойкость указана в сухом газе; во влажном — незначительная коррозия; 4 •— стойкость
^—разрушается со взрывом; б—неметаллов: 1 — уголь стойкий; 2 —в концентрированной кислоте

14
Общие сведения
[Разд. 1
Электроизоляционные
Материал
Асбест
Асбоцемент
Битумы
Бумага
Воздух
Гетинакс
Древесина
Лакоткани
Масло трансформаторное
Миканиты
Парафин
Полипропилен
Полистирол
Полихлорвинил
Полиэтилен
Резина
Слюда
Совтол
Совол
Стеатит
Стекло
Стеклоткани (на кремнийорга-
ническом лаке)
Стеклотекстолит
Текстолит
Фарфор
Фторопласт-4
Шифер
Эбонит
Плотность, г/см3
2,3—2,6
1,6-1,8
1,0
0,7—0,87
0,00121
1,35—1,45
0,6—0,82
0,9—1,2
0,88—0,89
1,5-2,6
0,85—0,9
0,9—0,91
1,05—1,07
1,2—1,6
0,92—0,96
1,7—2
2,68—2,89
1,50—1,56
1,52—1,54
2,8—3,1
2,0-8,1
1,25—1,35
1,65—1,85
1,3-1,45
1 2,3—2,5
2,1—2,3
2,7—2,9
1,15—1,35
Относительная
диэлектрическая
проницаемость
при 20°С
I
6—8
2—4
2,5—3,5
1,00058 |
6—8
—
3—4
2,1—2,4
5—8
2,0—2,2
2,0-2,1
(при 10е Гц)
2,4—2,6
5—8
2,2—2,4
2,5—4,9
5,8—7,2
4,8—5,0
4,5-4,8
6,4—7,0
3,7—16,5
3—4
| 6—8
5—6
5—6
1,9-2,2
6—9
3,0—3,5
Удельное электриче-
ское сопротивление
при 20 °С. Ом-см
10Ю
108—Ю»
1013—Ю16
1012—Ю14
Ю19—Ю20
ЮЮ—1012
2-108—4-10П
1012—Ю14
1014^-11015
Ю12—Ц)Н
Ю16—1018
1016—Ю16
1016—10"
1012—Ю14
1016—Ю17
1014—Ю16
Ю13—1016
1013—1016
5.(1013—1014)
1016—Ю16
108—Ю18
1013—Ю14
ЮЮ—1013
| Ю7—10ю
1013—Ю14
1018—Ю19
108—109
1014—Ю1«
Таблица 1-4
Номинальные диаметры и -сечения проводов с медными и алюминиевыми
круглыми жилами
СССР (ГОСТ 1956-70)
Сечение, мм3
0,1
0,2
0,35
0,5
0,75
1,0
1,5
2,5
4
6
Ю
16
25
Число
проволок
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
7/1
7/1
7/1
Диаметр
жилы1,
мм
0,37
0,52
0,68
0,79
0,97
1,13
1,37
1,76
2,24
2,73
4,11/3,55
5,10/4,50
6,30/5,60
По
американскому проволочному
калибру2
Сечение
круговые
милы
211600
167 800
133 100
105 600
83 690
66 360
52 620
41740
33 090
26 240
20 820
16510
13 090
Номер по
калибру
ММ2 1
1
107,22
85,02
67,44
53,51
42,41
33,62
26,66
21,15
16,77
13,30
10,55
8,37
6,63
4/0
3/0
2/0
1/0
1
2
3
4
5
6
7 |
8 \
9
Диаметр,
милы
460,0
409,6
364,8
324,9
289,3
257,6
229,4
204,3
181,9
162,0
144,3
128,5
114,4

§ Ы]
Физические и химические свойства материалов
15
Таблица 1-3
материалы
Тангенс угла
диэлектрических потерь
при 50 Гц и 20 °С
I
—
0,03—0,05
0,0025—0,0037
(2—4)10—7
0,045—0,15
—
0,003—0,06
0,0006—0,0012
0,01—0,07
0,0003—0,00007
(При 10е Гц) 0,002—
0,0003
(2—8) Ю-4
(5—8) Ю-2
(2—6) Ю-4
(1—5)10—2
0,004—0,015
0,0008—0,002
0,001—0,003
0,0005—0,0018
0,00012—0,007
0,005—0,015
0,03—0,2
0,06—0,3
0,022—0,040
(1—3). Ю-4
0,08—0,12
(5—15)10—»
Пробивное напряже*
ние при 20 °С,
кВ/см
2,4-4,6
2—1,5 кВ/мм
15—20
5—10
21,9—22,7
12—33
2,2-5,6
20—70
15—20
7,0—20,0
22—32
30—32
25—40
6—15
35—60
16—40
95—175
14—18
15—20
38—62
30—45
18—65
12—50
10—20
22—28
25—27
0,5—1,0
15—20
Теплопроводность,
Вт/(см°С)
0,0011—0,0013
0,005—0,010
—
0,00097—0,00102
0,00025—0,00036
0,00168—0,00170
0,00109—0,0046
0,0012—0,0026
0,00150—0,00164
0,0020—0,0041
—
0,00033 кал/(°С • см)
0,0079—0,0082
0,0018
0,0025—0,00033
0,0014—0,0016
0,0043—0,0060
—
—
0,015—0,020
—
0,0020—0,0026
0,00172—0,00180
0,00140—0,00162
0,012—0,015
0,0030—0,0032
0,01—0,03
0,0014—0,0018
В л а гопогл ощаемость
за 24 ч, %
! 2—4
15—20
—
7—8
—
0,25—0,6
20—30
3,6—8,0
—
—
За 180 суток
0,4—0,006
—
0—0,02
0,1—0,03
0—0,005
—
—
—
—
—
—
1,0-3,5
—
Отсутствует
»
0,5—1,5
•"¦
Продолжение табл. 1-4
СССР (ГОСТ 1956-70)
Сечение, м*
35
50
70
95
120
ГоО
185
240
300
400
500
625
Число
проволок
7/1
7/1
19
19
37
37
37
61
61
61
91
127
Диаметр
жилы1,
мм
7,53/6,60
9,05/9,00
10,65
12,55
14,07
15,68
17,57/15,3
20,16/17,4
22,59/19,5
25,65/22,5
28,71/25,2
32,63/28,2
По американскому проволочному
калибру
Сечение
круговые
милы
10380
8 230
6 530
5180
4110
3 260
2 580
2 050
1620
1290
1020
812
640
мм;'
5,26
4,17
3,31
2,62
2,08
1 65
1,31
1,04
0,82
0,65
0,52
0,41
0,32
Номер по
калибру
10
1 И
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Диаметр,
милы
101,9
90,7
1 80,8
72,0
64,1
57,1
50,8
45,3
40,3
35,9
32,0
28,5
25,3
1 Цифры в числителе — при семи и более проволоках в жиле, в знаменателе — при одной про-*
волоке в жиле.
2 Мил—0,001 дюйма; круговой мил — площадь круга диаметром 1 мил; 1000 круговых мил
равны 0,5007 мм2.

16
Общие сведения
[Разд. 1
Таблица 1-5
Десятибалльная шкала коррозионной стойкости металлов и их сплавов!
Показатели
Группа стойкости
I — совер-
шенно
стойкие
II — весьма
стойкие
III — стойкие
IV —по-
ниженно-
стойкие
V — ма*
лостой-
кие
VI — не-
стойкие
Скорость корро-
зии, мм/год
Балл
0,001
Свыше 0,001
до 0,01
2; 3
Свыше 0,01
до 0,1
4: 5
Свыше
0,1 До 1
6; 7
Свыше 1
до 10
8:9
По данным Института физической химии АН СССР.
Свыше
10
10
Состав среды (г/м3) для испытания
химически стойких электродвигателей
(ГОСТ 13584-68)
Реагенты
ангидрид
Сернистый
(502) . .
Серный ангидрид (503)
Серная кислота (золь
Н2504)
Хлористый водород
(НС1) и соляная кислота
Хлор (С1) .
Аммиак (МНз)
Окислы азота в пере-
счете на К205
Смеси
0,02
0,002
0,002
0,01
0,001
0,02
0,005
0,02 +0,01
0,003+0,001
0,002+0,005
502-^НС1
50з+НС1
503+окислы азота
Исполнение двигателей должно обес-
печивать их работу при концентрации хи-
мически активных реагентов, указанной
выше, и при неоднократном воздействии
химически активных реагентов аварийной
концентрации (до 20-кратной нормальной
концентрации) при температуре окружа-
ющей среды до плюс 40 °С и относитель-
ной влажности окружающей среды до
80% при температуре до плюс 25 °С Об-
щая продолжительность воздействия хими-
чески активных реагентов аварийной кон-
центрации в течение всего срока службы
двигателя не должна превышать 120 ч.
Серия двигателей испытывается на
воздействие всех указанных реагентов.
Испытание может производиться на не-
скольких двигателях серки, каждый из
которых подвергается при испытании воз-
действию одного реагента. Предполагается,
что в эксплуатации двигатели подвергают-
ся воздействию одного из реагентов или
одной из смесей.
Примерный состав атмосферы промыш-
ленного района (ГОСТ 15150—69):
Сернистый газ 4—200 мг/м2 в сутки
(0,02—2 мг/м3)
Хлористые соли 0,3 мг/м2 в сутки
Таблица 1-6
Классификация материалов по степени
возгораемости (СНиП П-А.5-70)
Группа
возгораемости
Характеристика материалов
Несгораемые
Трудносгорае-
мые
Сгораемые
Под воздействием ог-
ня или высокой темпе-
ратуры не воспламеня-
ются, не тлеют и не
обугливаются
Под воздействием ог-
ня или высокой темпе-
ратуры воспламеняются,
тлеют или обугливают-
ся и продолжают гореть
или тлеть только при
наличии источника огня,
а после удаления источ-
ника огня горение или
тление прекращается
Под воздействием ог-
ня или высокой темпе-
ратуры воспламеняются
или тлеют и продолжа-
ют гореть или тлеть пос-
ле удаления источника
огня
1-2. ВЫДЕРЖКИ ИЗ ДЕЙСТВУЮЩИХ
ОБЩЕСОЮЗНЫХ НОРМАТИВНЫХ
МАТЕРИАЛОВ
КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
И ПОМЕЩЕНИЯ (ПУЭ)
Электроустановки — установки, в ко-
торых производится, преобразуется, рас-
пределяется и потребляется электроэнер-
гия. Подразделяются на электроустановки
напряжением до 1000 В и электроустанов-
ки напряжением выше 1000 В.
Открытые или наружные электроуста-
новки— установки, находящиеся на отк-
рытом воздухе. Открытые электроустанов-
ки, защищенные только навесами, сетча-

§ Ь2]
Выдержки из действующих общесоюзных нормативных материалов
17
Таблица 1-7
Классификация пожароопасных помещений и наружных установок (по ПУЭ)
Класс
гтомеще-
'1 УС-
1ГЕОК
П-1
п-и
Характеристика
Помещения, в которых при-
меняются или хранятся горю- \
чие жидкости с температурой |
вспышки выше 45° С (напри-
мер, склады минеральных ма-
сел, установки по регенерации
минеральных масел и т. п.)
Помещения, в которых вы-
деляются горючие пыль или
волокна, переходящие во взве-
шенное состояние. Возникаю-
щая при этом опасность огра-
ничена пожаром (но не взры-
вом) из-за физических свойств
пыли или волокон (степень из-
мельчения, влажность и т. п.,
при которых нижний предел
взрываемости составляет бо-
лее 65 г/м3) или из-за того,
что содержание их в воздухе
по условиям эксплуатации не
достигает взрывоопасных кон-
центраций (например, дерево-
обделочные цехи, малозапы-
ленные помещения мельниц и
элеваторов)
Класс
помеще-
ний и ус-
тановок
1 П-Т1а
П-Ш
Характеристика
Производственные и склад-
ские помещения, содержащие
твердые или волокнистые го-
рючие вещества (дерево, тка-
ни и т. п.), причем признаки,
перечисленные в П-П, отсут-
ствуют
Наружные установки, в ко-
торых применяются или хра-
нятся горючие жидкости с тем-
пературой вспышки паров вы-
ше 45 °С (например, открытые
склады минеральных масел),
а также твердые горючие ве-
щества (например, открытые
склады угля, торфа, дерева
и т. п.)
Таблица 1-8
Классификация взрывоопасных помещений и наружных установок (по ПУЭ)
Класс
помеще-
ний и ус-
тановок
В-1
Характеристика
Помещения, в которых вы-
деляются горючие газы или
пары легковоспламеняющихся
жидкостей (ЛВЖ) в таком
количестве и обладающие та-
кими свойствами, что они мо-
гут образовать с воздухом или
другими окислителями взры-
воопасные смеси не только при
авариях, но и при нормаль-
ных недлительных режимах
работы (например, при загруз-
ке или разгрузке технологиче-
ских аппаратов, хранении или
переливании ЛВЖ, находя-
щихся в открытых сосудах,
и т. п.)
Класс
помеще-
ний и ус-
тановок
В-1а
В-16
Характеристика
Помещения, в которых при
нормальной эксплуатации
взрывоопасные смеси горючих
паров или газов с воздухом
или другими окислителями не
имеют места, а возможны
только в результате аварий
или неисправностей
Те же помещения, что и
класса В-1а, но отличающиеся
одной из следующих особен-
ностей:
а) горючие газы в этих по-
мещениях обладают высоким
нижним пределом взрываемо-
сти (15% и более) и плот-
ностью менее 0,8 по отноше-
нию к воздуху (например, ма-
шинные залы аммиачных ком-
прессорных и холодильных
абсорбционных установок);
2—478

ге
Общие сведения
[Разд. I
Продолжение табл. 1-8
Характеристика
Класс по-
мещений
и устано-
вок
Характеристика
б) образование в аварийных
случаях взрывоопасной кон-
центрации в больших объемах
по условиям технологического
процесса исключается, а воз-
можна лишь местная взрыво-
опасная концентрация (напри-
мер, помещения электролиза
воды и поваренной соли), кро-
ме того, в помещении имеется
постоянно действующая вен-
тиляционная установка, обес-
печивающая 5—6-кратный об-
мен воздуха в час;
в) горючие газы и ЛВЖ
имеются в помещении в не-
больших количествах, недоста-
точных для создания общей
взрывоопасной концентрации.
Эти установки не должны рас-
сматриваться как взрывоопас-
ные, если работа в них произ-
водится в вытяжных шкафах,
под вытяжными зонтами или
с применением открытого пла-
мени
Наружные установки, где
взрывоопасные смеси возмож-
ны только в результате ава-
рии или неисправности. Для
наружных установок взрыво-
опасными считаются зоны в
пределах:
а) до 20 м по горизонтали
и вертикали от места открыто-
го слива и налива для эстакад
с открытым сливом и наливом
ЛВЖ;
Ъ-У
В-Па
б) до 3 м по горизонтали
и вертикали от взрывоопасно-
го закрытого технологического
оборудования и 5 м по гори-
зонтали и вертикали от дыха-
тельных и предохранительных
клапанов;
в) вся территория резерву-
арных парков в пределах об-
валования.
Наружные открытые эстака-
ды с трубопроводами для го-
рючих газов и ЛВЖ относят-
ся к невзрывоопасным, но
электрооборудование, установ-
ленное на трубопроводной ар-
матуре, должно быть взрыво-
защищенным
Помещения, в которых вы-
деляются переходящие во взве-
шенное состояние горючие пы-
ли или волокна, обладающие
такими свойствами, что они
способны образовать с возду-
хом и другими окислителями
взрывоопасные смеси не толь-
ко при аварийных, но и при
нормальных недлительных ре-
жимах работы (например, при
загрузке или разгрузке техно-
логических аппаратов)
Помещения, в которых опас-
ные состояния, указанные для
помещений класса В-П, не
имеют места при нормальной
эксплуатации, а возможны
только в результате аварий
или неисправностей
Таблица 1-9
Класс взрывоопасности помещений, смежных с помещениями,
содержащими технологическое оборудование (по ПУЭ)
Характеристика веществ,
содержащихся в технологи-
ческом оборудовании
Сжиженные или тяже-
лые горючие газы
Класс взрыво-
опасного помеще-
ния, содержащего
технологическое
оборудование
В-1
В-1а
В-16
Класс взрывоопасности смежного помещения,
отделенного от взрывоопасного
одной стеной
с дверью
В-1
В-1а
В-16
двумя стенами и
дверями, образу-
ющими коридор
или тамбур
В-1а
В-16
Не взрыво-
опасные
глухими сте-
ной, потолком
или полом
Не взрыво-
опасные

§ 1-2] Выдержки из действующих общесоюзных нормативных материалов 19
Характеристика веществ,
содержащихся в технологи-
ческом оборудовании
Легкие горючие газы,
ЛВЖ, горючие пыли
или волокна
Класс взрыво-
опасного помеще-
ния, содержащего
технологическое
оборудование
В-1
В-1а
В-16
В-И
В-На
Продолжение табл. 1-9
Класс взрывоопасности смежного помещения,
отделенного от взрывоопасного
одной стеной
с дверью
В-1а
В-16
Не взрыво-
опасные
В-На
Не взрыво-
опасные
двумя стенами и
дверями, образу-
ющими коридор
или тамбур
Не взрывоопас-
ные
глухими сте-
ной, потолком
или полом
Не взрыво-
опасные
Примечание. «Легкими» называются газы плотностью менее 0,8 по отношению к возду-
ху. Газы плотностью 0,8 и более называются «тяжелыми».
тыми ограждениями и т. п., рассматрива-
ются как наружные.
Закрытые или внутренние электроуста-
ковки — установки, находящиеся в закры-
том помещении.
Электропомещекия — помещения или
отгороженные, например сетками, части
помещения, доступные только для обслу-
живающего персонала, в которых установ-
лено находящееся в эксплуатации электро-
оборудование, предназначенное для произ-
водства, преобразования или распределе-
ния электроэнергии.
Сухие помещения — помещения, в ко-
торых относительная влажность не превы-
шает 60% при 20 °С. Сухие помещения на-
зываются нормальными при отсутствии
в них условий, характерных для помеще-
ний жарких, пыльных, с химически актив-
ной средой или взрывоопасных.
Влажные помещения — помещения, в
которых пары или конденсирующаяся вла-
га выделяются лишь временно и в неболь-
ших количествах и относительная влаж-
ность в которых не превышает 75%
при 20 °С.
Сырые помещения — помещения, в ко-
торых относительная влажность длительно
превышает 75% при 20 °С.
Особо сырые помещения — помещения,
в которых относительная влажность возду-
ха близка к 100% (потолок, стены, пол и
предметы, находящиеся в помещении, по-
крыты влагой) при 20 °С.
Жаркие помещения — помещения, в
которых температура длительно превыша-
ет 30 °С
Пыльные помещения — помещения, в
которых по условиям производства выде-
ляется технологическая пыль в таком ко-
личестве, что она может оседать на про-
2*
водах, проникать внутрь машин, аппаратов
и т. п. Пыльные помещения подразделяют-
ся на помещения с проводящей пылью
и на помещения с непроводящей пылью.
Помещения с химически активной сре-
дой — помещения, в которых по условиям
производства постоянно или длительно со-
держатся пары или образуются отложе-
ния, действующие разрушающе на изоля-
цию и токоведущие части электрооборудо-
вания.
Помещения с повышенной опасностью
характеризуются наличием в них одного
из следующих условий, создающих повы-
шенную опасность:
сырости или проводящей пыли;
токопроводящих полов (металличе-
ских, земляных, железобетонных, кирпич-
ных и т. п.);
высокой температуры;
возможности одновременного прикос-
новения человека к имеющим соединение
с землей металлоконструкциям зданий,
технологическим аппаратам, механизмам
и т. п., с одной стороны, и к металличе-
ским корпусам электрооборудования — с
Другой.
Особо опасные помещения характери-
зуются наличием одного из следующих ус-
ловий, создающих особую опасность:
особой сырости;
химически активной среды;
одновременного наличия двух или бо-
лее условий повышенной опасности.
Помещения без повышенной опасно-
сти — помещения, в которых отсутствуют
условия, создающие «повышенную опас-
ность» и «особую опасность»,

20
Общие сведения
[Разд. 1
1-3. ВЗРЫВОЗАЩИТА
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
(ПИВРЭ, ОАА.684.053-67)
1. Взрывозащитой считают специаль-
ные конструктивные средства и меры, ко-
торые обеспечивают невоспламенение ок-
ружающей электрооборудование взрыво-
опасной газо-, паро-, пылевоздушной смеси
от электрических искр, дуг, пламени и на-
гретых частей электрооборудования.
2. Различают следующие уровни (сте-
пени) взрывозащиты:
а) повышенная надежность против
взрыва;
б) взрывобезопасность;
в) взрывобезопасность при любом ко-
личестве повреждений.
3. Повышенная надежность против
взрыва обеспечивается одним из следую-
щих видов взрывозащиты:
а) искробезопасностью только в нор-
мальном режиме;
б) продуванием под избыточным дав-
лением чистым воздухом или инертным га-
зом с устройством сигнализации о недопу-
стимом снижении давления воздуха или
инертного газа;
в) средствами и мерами, затрудняю-
щими возникновение опасных искр, дуг
и нагрева;
г) применением не имеющего искря-
щих при работе частей оборудования во
взрывонепроницаемой оболочке, рассчитан-
ной на менее опасную категорию (но не
группу) взрывоопасной смеси.
4. Взрывобезопасность достигается од-
ним из следующих видов взрывозащиты:
а) взрывонепроницаемой оболочкой,
предотвращающей передачу взрыва нару-
жу, при воспламенении смеси внутри обо-
лочки;
б) продуванием под избыточным дав-
лением чистым воздухом или инертным га-
зом, с автоматическим отключением от
всех источников электроэнергии при недо-
пустимом снижении давления воздуха или
инертного газа;
в) заполнением оболочки с токоведу-
щими частями кварцевым песком;
г) заполнением оболочки с токоведу-
щими частями маслом;
д) автоматическим отключением на-
пряжения с токоведущих частей при нару-
шении защитных элементов оболочки за
время, исключающее воспламенение смеси;
е) специальными средствами и мера-
ми, не предусмотренными выше, исключа-
ющими воспламенение смеси, окружающей
электрооборудование.
5. Взрывобезопасность при любых ре-
жимах достигается искробезопасностью при
любом количестве повреждений в нормаль-
ном и аварийном режимах за исключением
повреждений ее защитных элементов.
6. Взрывозащищенное электрооборудо-
вание должно иметь обозначение с указа-
нием: уровня взрывозащиты; среды, для
которой оно предназначено (см. табл. 1-10
и 1-11) и вида взрывозащиты.
7. Уровень взрывозащиты обозначает-
ся буквой в прямоугольнике на первом
месте:
повышенная надежность против взры-
ва — буквой Н;
взрывобезопасность — буквой В;
взрывобезопасность при любом коли-
честве повреждений — буквой О.
8. Наиболее опасная категория и груп-
па среды, для которой данное электрообо-
рудование признано взрывозащищенным,
обозначается:
категория — цифрой в прямоугольнике
на втором месте;
группа — буквой Т и цифрой на треть-
ем и четвертом местах в прямоугольнике.
9. Вид взрывозащиты обозначается
следующими буквами (в кружке):
взрывонепроницаемая оболочка — В;
кварцевое заполнение — К;
искробезопасность при нормальном ре-
жиме и при любом количестве поврежде-
ний — И;
повышенная надежность. Средства и
меры, затрудняющие возникновение опас-
ных дуг, искр и нагрева — Н;
продувание под избыточным давлени-
ем — П;
заполнение маслом — М;
автоматическое отключение напряже-
ния с токоведущих частей — А;
специальное исполнение — С,
Таблица 1-10
Категория смеси
Категория
взрывоопас-
ной смеси
Зазор между плоскими поверх-
ностями длиной 25 мм, при ко-
тором частота передачи взрывов
составляет 50% при объеме обо-
лочки 2,5 л, мм
Более 1,0
0,65—1,0
0,35—0,65
Менее 0,35
Таблица 1-11
Группа смеси
Группа взрыво-
опасной смеси
Т1
Т2
ТЗ
Т4
Т5
Температура самовоспламе-
нения смеси. °С
Более 450
300—450
200—300
135—200
100—135

§ 1-4] Климатические условия работы электрооборудования 21
Характеристика категорий и групп
взрывоопасных смесей приведена в табл.
1-10 и 1-11.
1-4. КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
(ГОСТ 15150-69)
С точки зрения пригодности для рабо-
ты в определенных климатических усло-
виях установлены пять категорий исполне-
ния электрических машин и электротехни-
ческих изделий, а именно:
Категория 1. Изделия, предназначен-
ные для работы на открытом воздухе.
Категория 2. Изделия, предназначен-
ные для работы в помещениях, где коле-
бания температуры и влажности воздуха
не существенно отличаются от колебаний
на открытом воздухе и имеется сравни-
тельно свободный доступ наружного воз-
духа, например в палатках, кузовах, при-
цепах, помещениях, выполненных из метал-
ла без теплоизоляции, а также в кожухе
на открытом воздухе или под навесом
(при отсутствии прямого воздействия сол-
Стандартные характеристики климатов
Таблица 1-12
Катего-
рия ис-
полнения
электро-
оборудо-
вания
Нормальные значения температуры воздуха
при эксплуатации, °С
Рабочие
Верхнее
значение
Нижнее
значение
Среднее
значение
Предельные
Верхнее
значение
Нижнее
значение
Относительная влажность
воздуха при эксплуатации
Среднемесячное
значение в наибо-
лее теплый и
влажный период
Продол-
житель-
ность воз-
действия,
мес.
Умеренный климат
+40
+40
+40
+35
+35
+40
+40
+40
+35
+35
—40
—40
—40
+ 1
—о
-60
-60
—60
+ 1
—10
+ 10
+ 10
+ 10
+20
+ 10
+45
+45
+45
+40
+35
Холодный кли
+10
+ 10
+ 10
+20
+ 10
+45
+45
+45
+40
+35
—50
—50
—50
+ 1
—5
—60
—60
—60
+ 1
—10
80% при 20 °С
80% при 20 °С
80% при 20 °С
65% при 20 °С
90% при 20 °С
80% при 20 °С
80% при 20 СС
80% при 20 °С
65% при 20 °С
90% при 20 °С
6
6
6
12
12
6
6
6
12
12
Тропический влажный климат (ТВ)
+45
+45
+45
+45
+35
+45
+45
+45
+45
+35
+45
+45
+45
+45
+45
+ 1
+1
+ 1
+ 1
| +1
— 10
— 10
— 10
+ 1
+ 1
+27
+27
+27
+27
+10
+50 !
+50 ,
+50
+50
+35
Тропический сухо1
+27
+27
+27
+27
+ Ю
+55
+55
+55
+55
+35
—10
—10 !
—10
+ 1
+ 1
1 климат (
—20
—20
—20
+ 1
+ 1
90% при 27 °С
90% при 27 °С
80% при 27 °С
80% прп 27 °С
90% при 27 СС
ТС)
65% при 20 СС
65% при 20 °С
65% при 20 СС
65% при 20 °С
90% при 20 °С
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Климатические условия для изделий, предназначенных
для всех климатических районов на суше и на море
—60
-60
-60
+ 1
—40
+27
+27
+27
+27
+27
+55
+55
+55
+55
+45
-60
—60
—60
+1
—40
90% при 27 °С
90% при 27 °С
80% при 27 °С
80% при 27 °С
90% при 27 °С
12
12
12
12
12

22
Общие сведения
[Разд. 1
нечной радиации и атмосферных осадков
на изделие).
Категория 3. Изделия, предназначен-
ные для работы в закрытых помещениях
с естественной вентиляцией, без искусст-
венно регулируемых климатических усло-
вий, где колебания температуры и влажно-
сти воздуха и воздействие песка и пыли
существенно меньше, чем на открытом воз-
духе, например помещениях из металла
с теплоизоляцией, каменных, бетонных, де-
ревянных помещениях (существенное
уменьшение воздействия солнечной радиа-
ции ветра, атмосферных осадков, отсутст-
вие росы).
Категория 4. Изделия, предназначен-
ные для работы в помещениях с искусст-
венно регулируемыми климатическими ус-
ловиями, например в отапливаемых или
охлаждаемых и вентилируемых производ-
ственных и других помещениях, в том чис-
ле хорошо вентилируемых подземных по-
мещениях (отсутствие прямого воздейст-
вия солнечной радиации, отсутствие воз-
действия атмосферных осадков, а также
воздействия песка и пыли наружного воз-
духа).
Категория 5. Изделия, предназначен-
ные для работы в помещениях с повышен-
ной влажностью (например, в неотапли-
ваемых и невентилируемых подземных по-
мещениях, в том числе шахтах, подвалах,
в почве, в таких судовых, корабельных
и других помещениях, в которых возмож-
но длительное наличие воды или частая
конденсация влаги на стенах и потолке, в
частности в некоторых трюмах, в некото-
рых цехах текстильных, гидрометаллурги-
ческих производств и т. п.).
Климатические условия работы элект-
ротехнических изделий характеризуются
в основном температурой и влажностью
воздуха и пределами их изменения во
времени.
В табл. 1-12 приведены некоторые зна-
чения этих факторов для пяти категорий
электротехнических изделий, перечислен-
ных выше.
Полные характеристики климатических
условий см. ГОСТ 15150-69.
КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ПО ЗАЩИТЕ ОТ ВНЕШНЕЙ СРЕДЫ
(ПУЭ И ГОСТ 14254-69)
Машины и аппараты
Взрывозащищенные — выполненные
для работы во взрывоопасной среде и ут-
вержденные Государственной контрольной
организацией.
Влагостойкие — выдерживающие воз-
действие влаги без изменений, препятству-
ющих их нормальной работе.
Нагревостойкие — выдерживающие
воздействие высоких температур без изме-
нений, препятствующих их нормальной ра-
боте.
Химически стойкие — выдерживающие
воздействие химических реагентов без из-
менений, препятствующих их нормальной
работе.
Степень защиты персонала от сопри-
косновения с токоведущими и движущими-
ся частями электрооборудования и степень
защиты электрооборудования от попада-
ния твердых посторонних тел, пыли и вла-
ги выражается приведенными ниже услов-
ными цифровыми обозначениями. Эти обо-
значения заменяют существовавшие ранее
термины: закрытый, защищенный, пыле-
непроницаемый и т. п. Цифровые обозна-
чения приняты СЭВ и МЭК. В СССР они
введены ГОСТ 14254-69 для электрообо-
рудования напряжением до 1000 В.
Степень защиты обозначается буква-
ми ЛР, указывающими на международную
систему обозначений, и двумя цифрами,
характеризующими степень защиты от по-
падания твердых тел (первая цифра) и от
воды (вторая цифра). Значение цифровых
обозначений приведено в табл. 1-13.
Например, оболочка электрического
оборудования, предохраняющая персонал
от возможности соприкосновения с токо-
ведущими или движущимися частями
электрооборудования, предохраняющая
оборудование от попадания твердых тел
диаметром 12,5 мм и предохраняющая от
дождя, падающего на оболочку под углом
не более 60° к вертикали, обозначается
так — ЛР23.
Если для изделия нет необходимости
в одном из видов защиты, допускается в
условном обозначении проставлять знак X
вместо обозначения того вида защиты, ко-
торый в данном изделии не требуется или
испытание которого не производится, на-
пример ЛРХ2.
Под защитой от соприкосновения с
движущимися частями подразумевается
только защита от соприкосновения с таки-
ми движущимися частями внутри оболоч-
ки, которые могут причинить вред персо-
налу.
Условные обозначения степеней защи-
ты должны наноситься на оболочке изде-
лия, на табличке с паспортными данными
или в местах, указанных в стандартах или
технических условиях на отдельные виды
электрооборудования. Если изделие состо-
ит из электрооборудования, заключенного
в раздельные оболочки, условные обозна-
чения степеней защиты должны быть нане-
сены на каждой оболочке.
Для применения рекомендуются не
все возможные комбинации степеней от по-
падания твердых тел и воды. Предпочти-
тельные комбинации приведены в табл.
1-14,

§ 1-4]
Климатические условия работы электрооборудования
23
Таблица 1-13
Обозначения степени защиты электрооборудования от прикосновения,
попадания посторонних предметов и влаги (ГОСТ 14254-69)
Степень защиты
Обозна-
чение
Степень защиты
Защита персонала и защита
от попадания твердых тел
(Первая цифра)
Отсутствует защита персо-
нала от возможности сопри-
косновения с токоведущими
или движущимися частями
внутри оболочки, а также обо-
рудования от попадания твер-
дых посторонних тел
Защита от случайного со-
прикосновения большого уча-
стка поверхности тела челове-
ка с токоведущими или дви-
жущимися частями внутри
оболочки. Отсутствует защита
от преднамеренного доступа к
этим частям.
Защита оборудования от по-
падания крупных твердых по-
сторонних тел диаметром не
менее 52,5 мм
Защита от возможности со-
прикосновения пальцев с токо-
ведущими или движущимися
частями внутри оболочки
Защита оборудования от по-
падания твердых посторонних
тел среднего размера диамет-
ром не менее 12,5 мм
Защита от соприкосновения
инструмента, проволоки или
других подобных предметов,
толщина которых превышает
2,5 мм, с токоведущими или
движущимися частями внутри
оболочки.
Защита оборудования от по-
падания мелких твердых по-
сторонних тел диаметром не
менее 2,5 мм
Защита от соприкосновения
инструмента, проволоки или
других подобных предметов,
толщина которых превышает
1 мм, с токоведущими частя-
ми внутри оболочки.
Защита оборудования от по-
падания мелких твердых по-
сторонних тел толщиной не
менее 1 мм
Полная защита персонала
от соприкосновения с токове-
дущими или движущимися
частями, находящимися внут-
ри оболочки.
Защита оборудования от
вредных отложений пыли
Полная защита персонала
от соприкосновения с токове-
дущими или движущимися
частями, находящимися внут-
ри оболочки
Полная защита оборудова-
ния от попадания пыли
Защита от попадания воды
(Вторая цифра)
Защита отсутствует
Защита от капель сконден-
сировавшейся воды. Капли
сконденсировавшейся воды,
вертикально падающие на обо-
лочку, не должны оказывать
вредного воздействия на обо-
рудование, помещенное в обо-
лочку
Защита от капель воды.
Капли воды, падающие на
оболочку, наклоненную под
углом не более 15° к вертика-
ли, не должны оказывать вред-
ного действия на оборудова-
ние, помещенное в оболочку
Защита от дождя. Дождь,
падающий на оболочку, накло-
ненную под углом не более 60°
к вертикали, не должен ока-
зывать вредного действия на
оборудование, помещенное в
оболочку
Защита от брызг. Брызги
воды любого направления, по-
падающие на оболочку, не дол-
жны оказывать вредного воз-
действия на оборудование, по-
мещенное в оболочку
Защита от водяных струи.
Вода, выбрасываемая через
наконечник на оболочку в лю-
бом направлении при услови-
ях, указанных в стандартах
или технических условиях на
отдельные виды электрообору-
дования, не должна оказы-
вать вредного воздействия на
оборудование, помещенное в
оболочку

24
Общие сведения
[Разд. !
Продолжение табл. 1-13
Обозна-
чение
6
Степень защиты
Защита от воздействий, ха-
рактерных для палубы кораб-
ля (включая палубное водо-
непроницаемое оборудование).
При захлестывании морской
волной вода не должна по-
падать в оболочку при усло-
виях, указанных в стандартах
или технических условиях на
отдельные виды электрообору-
дования
Обозна-
чение
7
8
Степень защиты
Защита при погружении в
воду. Вода не должна прони-
кать в оболочку при давлении
и в течение времени, указан-
ного в стандартах или техни-
ческих условиях на отдельные
виды электрооборудования
Защита при неограниченно
длительном погружении в во-
ду при давлении, указанном
в стандарте или технических
условиях на отдельные виды
электрооборудования. Вода не
должна проникать внутрь обо-
лочки
Предпочтительные степени защиты электрооборудования
(ГОСТ 14254-69)
Таблица 1-14
Степень защи-
ты от прикос-
новения и по-
падания пос-
торонних тел
0
1
2
3
4
5
6
0
ЛРОО
№10
№20
ЛРЗО
ЛР40
ЛР50
№60
1
№01*
№11
№21
№31
№41
№51
—
Степень защить
2
№12
№22
№32
№42
—
—
3
№13*
№23
№33
№43
—
—
от проникновения
4
—
—
№34
№44
№54
—
—
—
—
—
№55
№65
воды
_
—
—
—
—
№56
№66
7
_
—
—
—
—
—
№67
8
—
—
—
—
—
№68
Для аппаратов не применяется.
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ
ГАЗООБРАЗНОЙ СРЕДЫ И ВЫСОТЫ
МЕСТА УСТАНОВКИ НАД УРОВНЕМ МОРЯ
НА РАБОТУ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
а) Электрические машины
(ГОСТ 183-66)
Предельно допустимые превышения
температуры электрических машин при
температуре газообразной охлаждающей
среды более или менее 40 °С, или на вы-
соте над уровнем моря более 1000 м,
должны быть следующими:
при температуре газообразной охлаж-
дающей среды выше 40 °С (но не выше
50 °С) на каждые 5°, с округлением до 5°
в сторону увеличения свыше 40 °С, пре-
дельно допустимые превышения темпера-
туры, указанные в таблице ГОСТ 183-66,
уменьшаются для всех классов изоляцион-
ных материалов на 5 °С. При температуре
охлаждающей среды выше 50 °С допусти-
мые превышения температуры устанавли-
ваются по согласованию с предприятием-
изготовителем;
при температуре газообразной охлаж-
дающей среды ниже 40 °С предельно допу-
стимые превышения температуры, указан-
ные в табл. 2 ГОСТ 183-66, для всех клас-
сов изоляционных материалов могут быть
увеличены соответственно разности между
температурой охлаждающей среды и тем-
пературой 40 °С, но не более чем на 10 °С,
для всех электрических машин, за исклю-
чением турбогенераторов, гидрогенераторов
и синхронных компенсаторов. Допустимые
нагрузки машин, соответствующие этим
измененным предельным превышениям
температуры, должны быть указаны заво-
дом-изготовителем.
При высоте места установки электри-
ческих машин над уровнем моря, большей
1000 м (но не превышающей 4000 м),
предельно допустимые превышения темпе-
ратуры, указанные в табл. 2 ГОСТ
183-66, уменьшаются для изоляционных
материалов всех классов на 1 °С на каж-
дые 100 м сверх 1000 м при условии, что
температура охлаждающей среды не выше
40 °С. Номинальные данные электрических
машин могут быть сохранены, если превы-

§ 1-4] Климатические условия работы электрооборудования 25
шению высоты места установки машины
сверх 1000 м над уровнем моря будет со-
ответствовать снижение температуры ох-
лаждающей среды по сравнению с 40 °С.
При этом каждым 100 м превышения вы-
соты места установки машины над высотой
1000 м должно соответствовать снижение
температуры охлаждающей среды не ме-
нее чем на 1 °С значений, указанных в
ГОСТ 183-66.
б) Трансформаторы, аппараты
и изоляторы напряжением выше 1 000 В,
предназначенные для установок,
связанных с воздушными сетями
(ГОСТ 1516-68)
Изоляция трансформаторов, аппаратов
и изоляторов, предназначенных для уста-
новки на высотах, превышающих 1000 м
(для сухих трансформаторов 500 м), но не
более 3 500 м над уровнем, моря, должна
выдерживать испытательные напряжения
внешней изоляции в сухом состоянии, кро-
ме трансформаторов с литой изоляцией
(а для сухих — внутренней), умноженное
на коэффициент X, определяемый по фор-
муле
1
X =
1,1
Н
10 000
где Я — высота места установки над уров-
нем моря, м.
Процентная добавка к указанным в
ГОСТ 1516-68 величинам испытательных
напряжений внешней изоляции под дождем
должна составлять 0,75 процентной добав-
ки, соответствующей коэффициенту X.
Трансформаторы, аппараты и изолято-
ры, предназначенные для работы при тем-
пературе окружающего воздуха выше
35 °С, должны иметь испытательные и су-
хоразрядные напряжения внешней (воз-
душной) изоляции, повышенные по срав-
нению с нормированными не менее чем на
1 % на каждый 3 °С сверх 35 °С. Если тем-
пература окружающего воздуха выше
35 °С, а высота установки над уровнем
моря менее 500 или 1000 м (для соответст-
венных классов изоляции), или если тем-
пература ниже 35 °С, а высота установки
над уровнем моря соответственно более
500 или 1000 м, то повышенных разрядных
характеристик внешней изоляции может
и не потребоваться.
По рекомендации завода «Уралэлект-
роаппарат» при установке стандартной вы-
соковольтной аппаратуры на высоте более
1000 м над уровнем моря необходимо учи-
тывать, что разрядные напряжения в аппа-
ратах будут меньше примерно на 1 % на
каждые 100 м высоты сверх 1000 м.
Московский электрозавод предлагает
снижать номинальную мощность трансфор-
маторов на каждые 100 м превышения вы-
соты (сверх 1000 м) над уровнем моря
при естественном масляном охлаждении на
0,4% и при искусственном воздушном ох-
лаждении на 0,6%.
в) Изоляторы опорные фарфоровые
для внутренних установок напряжением
3—35 кВ включительно
(ГОСТ 7272-64)
Возможность применения изоляторов
для работы на высоте более 1000 м должна
быть согласована с заводом-поставщиком.
г) Автоматы низкого напряжения
(американский стандарт С37-13-1954)
При установке автоматов на высоте
более 1000 м над уровнем моря должны
быть применены коэффициенты на номи-
нальный ток и напряжение аппарата сог-
ласно табл. 1-15.
Таблица 1-15
Поправочные коэффициенты на ток
и напряжение аппарата
Высота над
уровнем моря, м
1000
1 200
1500
1800
2 100
2 400
3 000
3 000
4 200
4 800
5 400
6 000
' Поправочный коэффициент
на номинальные
ток
1,00
0,99
0,96
0,90
напряжение
1,00
0,98
0,93
0,92
0,89
0,86
0,80
0,75
0,70
0,65
0,61
0,56
Этими данными можно также пользо-
ваться для контакторов, пускателей и дру-
гой аналогичной аппаратуры.
д) Сопротивления (американский
стандарт)
Масса сопротивлений должна быть
увеличена при установке их на высоте над
уровнем моря:
1 000—1 800 м на 10%
1800—3 000 м на 20%
3 000—3 600 м на 30%
3 600—4 250 м на 45%
Следует учитывать, что относительное
увеличение массы сопротивления на ДО
эквивалентно снижению токовой нагрузки
в нем на
1
1
У\+А<3
100%.
е) Катушки аппаратов
С учетом того, что катушки электри-
ческих аппаратов должны надежно рабо-

26
Общие сведения
[Разд. 1
тать при напряжении 105% номинального,
снижают напряжение, подаваемое к ка-
тушкам, на 0,5% на каждые 100 м сверх
2000 м над уровнем моря. Для высоты до
2000 м над уровнем моря никаких сниже-
ний напряжения, подаваемого к катуш-
кам, не предусматривают.
1-5. НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
(ГОСТ 721-62)
Номинальные напряжения до 100 В:
постоянного тока — 6, 12, 24, 36, 48
и 60 В;
трехфазного тока (линейное) — 42 В;
однофазного тока — 12, 24 и 36 В.
100—1 000 В т * 1 1С
Таблица 1-16
Номинальное напряжение сетей
и приемников электроэнергии. В
посто-
янного
тока
ПО
220
440
трехфазного тока
Линей-
ное
220
380
660
Фазное
127
220
380
однофаз-
ного
тока
127
220
380
Номинальное напряжение, В
генераторов
посто-
янного
тока
115
230
460
трехфаз-
ного тока,
линейное
230
400
690
трансформаторов
трехфазного тока,
линейное
Первич-
ные
обмотки
220
380
660
Вторич-
ные
обмотки
230
400
690
однофазного
Первич-
ные
обмотки
127
220
380
660
Вторичные
об мотки
133
230
Выше 1 000 В
Таблица 1-17
Номинальное напря-
жение сетей и прием-
ников электрической
энергии, кВ
3
6
10
20
35
110
150
220
330
500
750
Номинальное напряжение линейное, кВ
генераторов
3,35
6,3
10,5
21
—
—
трансформаторов
Первичные
обмотки
3 и 3,15
6 и 6,3
10 и 10,5
20 и 21
35
НО
150
220
330
500
750
Вторичные
обмотки
3,15 и 3,3
6,3 и 6,6
10,5 и 11
21 и 22
38,5
121
165
242
347
525
787
Наибольшее рабочее
напряжение, кВ
3,5
6,9
11,5
23
40,5
126
172
252
363
525
787
Примечание. Напряжения 3,15; 6,3; 10,5 и 21 кВ первичных обмоток трансформаторов отно-
сятся к повысительным и понизительным трансформаторам, присоединяемым непосредственно к ши-
нам генераторного напряжения электростанций или к выводам генераторов.
1-6. ТЕМПЕРАТУРА НАГРЕВА
Таблица 1-18
Допустимые температуры нагрева частей электрических аппаратов
выше 1000 в при длительной работе (ГОСТ 8024-69)
Части аппаратов
Токоведущие (за исключением
контактных соединений) и
нетоковедущие металличе-
ские части, не изолирован-
ные и не соприкасающиеся
с изоляционными материа-
лами
То же, но соприкасающиеся с
трансформаторным маслом
Наибольшая допустимая
температура нагрева
\
в воздухе ]
120
в ма^ле
90
Превышение температуры
над температурой окружаю-
щей среды (35 °С)
в воздухе
85
в масле
55

§ 1-6] Температура нагрева 27
Продолжение табл. 1-18
Части аппаратов
Токоведущие и нетоковедущие
металлические части, изоли-
рованные или соприкасаю-
щиеся с изоляционными ма-
териалами, а также детали
из изоляционных материа-
лов классов*:
I
А
Е
В, Р, Н, С
Контактные соединения из ме-
ди, алюминия или их спла-
вов без покрытия, с нажа-
тием, осуществляемым бол-
тами, винтами, заклепками
н другими способами, обес-
печивающими жесткость со-
единения
Контактные соединения из ме-
ди или ее сплавов без по-
крытия, с нажатием, осуще-
ствляемым пружинами
Выводы аппаратов, предназна-
ченные для соединения с
подводящими проводами, с
нажатием, осуществляемым
болтами, винтами иди дру-
гими способами, обеспечива-
ющими жесткость соединения
без покрытия
Наибольшая
допустимая
температура ыагрева
в воздухе
80
95
105
120
80
75
80
в масле
—
90
90
90
80
75
—
Превышение температуры над
температурой окружающей среды
(35 °С)
в воздухе 1 в масле
45
60
70
85
45
40
45
—
55
55
55
45
40
—
* Классы изоляционных материалов указаны по ГОСТ 8865-70.
Примечание. ГОСТ 80Й1-69 распространяется на аппараты напряжением выше 1000 В и
некоторые вспомогательные аппараты постоянного я переменного тока 50 Гц напряжением до
1 600 В; не распространяется на разрядники, конденсаторы, предохранители, добавочные сопротив-
ления, нагревательные элементы, вводы силовых масляных трансформаторов.
Таблица 1-19
Допустимая температура нагрева проводников
и нормированные значения температуры среды (ПУЭ)
Тио проводника
Шииы и провода голые
Провода с резиновой
или полихлорвинило-
вой изоляцией
Кабели с резиновой изо-
ляцией 1 кВ
То же 1—3 кВ
То же доЗ кВ
Наиболь
шая до-
пустимая
темпера-
! тура на-
грева, °С
70
65
65
80
80
Среда и способ прокладки
В воздухе открыто
В яоздухе открыто и в
трубах
В воздухе открыто
В земле, в воде
В воздухе открыто
В земле, в воде
В воздухе открыто
В земле, в воде
Нормиро-
ванная темпе-
ратура окру-
жающей
среды, °С
25
25
25
15 !
25
15
25
15
Превышение
' температуры
нагрева над
температурок
среды. °С
45
40
40
50
55
65
55
65

28
Общие сведения
[Разд. !
Продолжение табл. 1-19
Тип проводника
Кабели с бумажной про-
питанной изоляцией
до 6 кВ
То же до 10 кВ
То же 20 и 35 кВ
Наиболь-
шая до-
пустимая
темпера-
тура на-
грева, °С
65
: 60
50
Среда и способ прокладки
В воздухе открыто
В земле, в воде
В воздухе открыто
В земле, в воде
В воздухе открыто
В земле, в воде
Нормирован-
ная темпера-
тура окружа-
ющей среды,
°С
25
15
25
15
25
15
Превышение
температуры
нагрева над
температурой
среды, °С
40
50
35
45
25
35
1-7. ХАРАКТЕРИСТИКА, РЕКОМЕНДУЕМЫЙ РАЗМЕР
И РАСПОЛОЖЕНИЕ РАБОЧИХ ЗОН НА ПУЛЬТАХ И ЩИТАХ
УПРАВЛЕНИЯ1
Таблица 1-20
Характеристика рабочих зон в горизонтальной плоскости
Наименование зон
Зона основных движе-
ний
Зона вспомогательных
движений
Зона вспомогательных
движений
Обозна-
чение зон
А1
А2
В1
В2
ВЗ
С1
С2
СЗ
Э2
21
22
23
Характеристика рабочих зон (рис. 1-2 и 1-3)
Зона легкой доступности при одновременной
возможности обзора прямо перед собой
Зона максимальной досягаемости (локти опе-
ратора неподвижны) при одновременной возмож-
ности обзора перед собой
Предметы, расположенные в этой зоне, доступ-
ны только при движении всей руки с поворотом
в плечевом суставе, большая часть этой зоны
видна без поворота головы
Зона сравнительно легкой доступности, боль-
шая часть зоны видна без поворота головы
Зона, максимальной досягаемости, видна без
поворота головы
Для доступности зоны требуется движение
всей руки в плечевОхМ суставе; для обзора необ-
ходим поворот головы
Зона легкой доступности; для обзора требует-
ся поворот головы
Зона максимальной досягаемости для опера-
тора низкого роста; для обзора необходим пово-
рот головы
В пределах этих зон досягаемости обзор не-
возможен. Здесь следует помещать только эле-
менты управления, редко применяемые в работе
(включение — выключение 1 раз в смену)
Эти зоны лежат вне пределов досягаемости и
предназначены для приборов, которые оператор
должен видеть (в зонах 21 и 22 без поворота
головы, а в зоне 23 с поворотом)
Основные гребования технической эстетики к изделиям электротехники ОАА.684.059-68. Информ-
стандарт.лектро, 1968.

§ Ь7] Характеристикаг рекомендуемый размер и расположение рабочих зон 29
яч
Рис. 1-2. Распределение рабочих зон в го-
ризонтальной плоскости.
неудобная
зона
2000
-1900
Менее
шОО удобная
зона
'1600
/600
П00
Удобная
1200 зона
Ю00
900
опп Менее Удо6
оии ная зона
\Ь00
'700
<4Ю неудобная
зона
200
Рис. 1-3. Распределение рабочих зон по
высоте.
Зона
Эффективной
видимости
Таблица 1-21
Рекомендуемые зоны размещения
органов управления в зависимости
от характера их использования
и от характера манипуляций
Характер использования
и характер манипуляции
Частое использование
Нечастое использо-
вание
При перегрузках
При работе только
по приборам (без
нижнего обзора)
Когда требуется вы-
сокая острота зре-
ния
Нажатие кнопки
1
Длительные и тонкие
манипуляции
Работа кистью рук
С применением силы
более 12 кг на ру-
ку
Движения, различные
по характеру
Рекомендуемые
рабочие зоны
| (рис. 1-2 и 1-3)
А1, В1. В2. С1,
С2
А2, ВЗ, СЗ. 03,
21, 22, 23
А1 (ближняя часть
к оператору), В1,
С1
А1, В2, ВЗ (ниже
уровня плеч)
А1. А2, В2, ВЗ,
21. 22
А2. ВЗ, СЗ. 03,
21. 22, 23
А1. А2, В1, В2
А1, В2, С2, 02
вЛ, В2, С2, 02
ВЗ, С1, С2. СЗ, 02.
03
Рис. 1-4. 1раницы зрительных полей.
Границы зрительных полей и пределы
поворота головы показаны на рис. 1-4.
Примеры оптимальной конструкции пульта
и щита показаны на рис. 1-5 и 1-6.

Рис. 1-5. Пример оптимальной конструк-
ции пульта при работе сидя.
Рис. 1-6. Пример оптимальной конструк-
ции пульта при работе стоя.
1-8. РАЗНОЕ
Международная система единиц СИ
Таблица 1-22
Международная система единиц СИ
Величина
Единица
измерения
О)
я я
о> в к
И со Я
* О В
Роз-
о.
Практическая система единиц
Единица
измерения
Обозначение
Э§Е§
Основные единицы
Длина
Масса
Время
Сила тока
Термодинамическая
температура
Сила света
метр
килограмм
секунда
ампер
кельвин
кандела
м
кг
с
А
К
кд
м
кг
с
А
К
кд
Метр
Техническая еди-
ница массы
Секунда
Ампер
Градус
Свеча
1 м
кгс-сек2/м
сек
А
°С
1
9,80665
1
1
1
Дополнительные единицы
Плоский угол
Телесный угол
Площадь
Объем
Плотность
Частота
Скорость
Угловая скорость
Ускорение
Угловое ускорение
Сила
Давление
Работа, энергия, ко-
личество теплоты
радиан
стерадиан
рад
ср
рад
ср
Радиан
Стерадиан
Производные единицы
квадратный метр
кубический метр
килограмм на ку-
бический метр
герц
метр в секунду
радиан в секунду
метр на секунду
в квадрате
радиан на секун-
ду в квадрате
ньютон
джоуль
1 м»
м3
кг/м3
Гц
м/с
рад/с
м/с2
рад/с2
Н
Па
Дж
м2
ма
кг/м*
Гц
м/с
рад/с
м/с2
рад/с2
Н
Н/м2
Н-м
Квадратный метр
Кубический метр
Килограмм на ку-
бический метр
Герц
Метр в секунду
Радиан в секунду
Метр на секунду
в квадрате
Радиан на секун-
ду в квадрате
Килограмм-сила
Килограмм-сила
на квадратный
метр
Килограмм-сила-
метр
рад
ср
м8
кг/м3
ГЦ
м/сек
рад/сек
м/сек2
рад/сек2
кгс/м2
9,80665
1
9,80665
1
9,80665

§ 1-8]
Разное
31
Продолжение табл. 1-22
Международная система единиц СИ
Величина
Единица
измерения
X СО
О» Я СЕ
П т я
* О к
О,
а!
Практическая система единиц
Единица
измерения
Обозначение
4» 2 0>
Мощность
Количество электри-
чества, заряд
Электрическое напря-
жение, разность по-
тенциалов, электро-
движущая сила
Напряженность элек-
трического поля
Электрическое сопро-
тивление
Электрическая прово-
димость
Электрическая
кость
Поток магнитной ин-
дукции
Магнитная индукция
Напряженность
нитного поля
Индуктивность
Магнитодвижущая
сила
Световой поток
Яркость
Освещенность
Сила тяжести (вес)
Частота вращения
(об/мин)
Момент инерции
Момент силы
ватт
кулон
вольт на метр
ом
симейс
фарада
вебер
тесла
ампер-виток
метр
генри
ампер-зи
люмен
кандела на квад-
ратный метр
секунда в минус
первой степени
килограмм-метр в
квадрате
ньютон-метр
Вт
Кл
В/м
Ом
См
Ф
Вб
т
А/м
Г
А
лм
кд/м2
Н
1/е
кгм2
Н-м
Дж/с
Ас
Вт/А
В/м
В/А
А/В
Кл/В
В-с
Вб/м*
А/м
Вб/А
А
кд ¦ ср
лм/м2
1/с
кгм2
Н-м
Ватт
Кулон
Вольт
Вольт на метр
Ом
Сименс
Фарада
Вебер
Всбер на санти-
метр в квадрате
Ампер на санти-
метр
Генри
Ампер-виток
Люмен
Свеча на квад-
ратный санти-
метр
Люмен на квад-
ратный санти-
метр
Килограмм-сила
Оборот в минуту
Килограмм-метр в
квадрате
Килограмм-сила-
метр
1/0
Ф
вб
в б/см2
А/
гн
А
лм
лм/см2
об/мин
кг-м2
I
—4
10
9,80665
60
1
9,80665
Наименования десятичных кратных и дольных величин
Таблица 1-23
Приставка
Тер а
Гига
Мега
Кило
Гекто
Дека
1 Значение
1012
109
106
103
102
10
Обозначения
Русские
Т
Г
м
к
г
да
Латин-
ские
т
а
м
к
ь
Приставка
Деци
Санти
Милли
Микро
Нано
Пико
Значение
10-1
ю-2
ю-3
ю-6
10-9
10-12
Обозначения
Русские
д
С
м
мк
н 1
п
Латин-
1 ские
(1
с
гп
М-
п
р

32
Общие сведения
[разд. I
Таблица 1-24
Ряды предпочтительных чисел (по ГОСТ 8032-56)
№
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Обозначение ряда
К5
1,00
1,60
КЮ |
1,00
1,25
1,60
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
2,50
2,00
2,50
1
К20 |
1,00
1,12
1,25
1,40
1,60
1,8
2,00
2,24
2,50
2,80
Р40 |
1,00
1,06
1,12
1,18
1,25
1 32
1 ',40
1,50
1,60
1,70
1,80
1,90 |
2,00 1
2,12
2,24
2,36
2,50
2,65
2,80
3,00
№
21
22
23
24
25
26
27
28
29
ЗС
31
32
33
1 М
35
36
37
38
39
40
—
Обозначение ряда
1 К5
4,00
6,30
10,0
КЮ
3,15
4,00
5,00
6,30
8,00
10,0
К20
3,15
3,55
4,00
4,50
5,00
5,60
6,30
7,10
8,00
9,00
10,0
К40
3,15
3,35
3,55
3,75
4,00
4,25
4,50
4,75
5,00
5,30
5,60
6,00
6,30
6,70
7,10
7,50
8,00
8,50
9,00
9,50
10,0
Примечания: 1. Любой ряд предпочтительных чисел может бкть продолжен в сторону
увеличения путем умножения чисел ряда на 10; 100; 1 000 и т. д. и в сторону уменьшения — путем
умножения чисел ряда на 0,1: 0,01; 0,001 и т. д.
2. Ряд К5 следует предпочитать ряду КЮ, ряд КЮ —ряду К20, ряд К20 — ряду #40. В исключи-
тельных случаях может быть применен ряд К80 (значения ряда Я80 см. ГОСТ 8032-56).

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ПОДСТАНЦИИ
А. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК,
ВЫБОР И РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ,
ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ И ПОДСТАНЦИИ
2-1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ.
ОСНОВНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ
Электрические нагрузки определяют
для выбора и проверки токоведущих эле-
ментов (шин, кабелей, проводов), силовых
трансформаторов и преобразователей по
пропускной способности (нагреву), а так-
же для расчета потерь, отклонений и ко-
лебаний напряжения, выбора зашиты
и компенсирующих устройств. При опреде-
лении электрических нагрузок величины
и коэффициенты, относящиеся к одному
электроприемнику, обозначаются строчны-
ми, а относящиеся к группе электроприем-
ников — прописными буквами латинского
или греческого алфавита.
Номинальной мощностью одного
электроприемника называется мощность,
обозначенная на заводской табличке, в его
паспорте, на колбе или цоколе источника
света.
Установленная мощность отдельных
электроприемников принимается равной:
1) для электродвигателей длительного
режима работы — паспортной мощности,
кВт; Рн —рпасп;
2) для электродвигателей повторно-
кратковременного режима работы — пас-
портной мощности, кВт, приведенной
к относительной продолжительности вклю-
чения, равной единице: Рн=рдасп
ПВ — паспортная продолжительность вклю-
чения, отн. ед.
3) для силовых и электропечных
трансформаторов — паспортной мощности,
КЙ^А: 5н==$пасп»
4) для сварочных трансформаторов
«н = *пасп УиБ и рн == 5пасл КПВ соз фпасп ;
5) для ламп накаливания •— мощно-
сти, Вт или кВт, указанной на колбе или
цоколе лампы;
6) для газоразрядных ламп — мощно-
сти, Вт или кВт, указанной на колбе или
3—478
цоколе с учетом потерь в пускорегулирую-
щей аппаратуре.
Для крановых установок под терми-
ном «электроприемник» подразумевается
электропривод каждого механизма, вклю-
чая электроприводы, приводимые двумя
двигателями, мощности которых склады-
ваются.
Номинальная активная мощность
группы рабочих электроприемников, кВт,
1
(2-1)
где п — число электроприемников.
Под номинальной реактивной мощно-
стью ^ш одного электроприемника понима-
ется реактивная мощность, потребляемая
им из сети (знак плюс) или отдаваемая
в сеть (знак минус) при номинальной ак-
тивной мощности и нормальном напряже-
нии, а для синхронных двигателей и при
номинальном токе возбуждения или номи-
нальном коэффициенте мощности.
Номинальная реактивная мощность
группы рабочих электроприемников, квар,
Сн-2
<?и>
(2-2)
Коэффициент включения одного элект-
роприемника в цикле
'р + 'х
'р + 'х + 'п '
(2-3)
где /р, Гх, *п — продолжительность работы,
холостого хода и паузы.
Коэффициент включения группы элект-
роприемников
Кв =
2#вРн
1
Р-4)

34
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Коэффициент загрузки по активной
мощности одного электроприемника
к3 =-
Рн
(2-5)
где р — фактически потребляемая мощ-
ность.
Коэффициент загрузки по активной
мощности группы электроприемников
К3 =
2биРн
Е^врн
= ^, (2-6)
где кп, /Си — коэффициенты использования
(см. ниже).
Средние активная ЯСм, кВт, и реактив-
ная (}см, квар, мощности за наиболее за-
груженную смену являются основными
величинами при определении электрических
нагрузок группы электроприемников
Рс„ = ^; (2-7)
о -^
чем — т »
* см
(2-8)
где №см, Уем — расходы активной, кВт-ч,
и реактивной, квар-ч, энергии за наиболее
загруженную смену, какой является смена
с наибольшим потреблением электроэнер-
гии; Гсм — продолжительность смены, ч.
Коэффициент использования активной
мощности одного электроприемника &и или
их группы /Си за наиболее загруженную
смену определяется по формулам
*и = ~; (2-9)
Рн
п
%кИрн
к» = 1Г=—п (2-10)
2рн
1
Для группы электроприемников с раз-
ными режимами работы средневзвешенный
коэффициент использования активной мощ-
ности определяется по формуле
2Рс:
Яи = ;
(2-П)
ЕРн
где л — число подгрупп электроприемни-
ков разного режима работы, входящих
в данную группу.
Коэффициенты максимума активной
и реактивной мощности
Ям = 7Г ; (2-12)
Чем
(2-13)
где Рм, 0\м — получасовой максимум ак-
тивной и реактивной мощности.
Коэффициент спроса по активной мощ-
ности
А'с = ~ = /Си /См •
(2-14)
Коэффициент участия в максимуме
(совмещения максимумов)
/Ся=.
мЕ
*Рм
(2-15)
2-2. СРЕДНИЕ НАГРУЗКИ И РАСХОД
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Средние нагрузки за наиболее загру-
женную смену силовых электроприемников
одинакового режима работы определяются
по формулам
Рсм = КпРя; (2-16)
Рем = Рсм *§фсм. (2-17)
Для нескольких групп электроприем-
ников разного режима
РСМ = 2РС;
Чем — ^-Ссм*
1
(2-18)
При наличии данных о годовом расхо-
де активной №г и реактивной V? электро-
энергии средние нагрузки могут быть оп-
ределены по формулам
р —ЦЕН.
* см — »
Фсм — _ *
(2-19)
(2-20)
где Ясг — среднегодовая активная мощ-
ность, равная УРт1Тт\ <3сг — то же реактив-
ная мощность, равная Ут/Тг', Тт — годовое
число часов работы предприятия, которое
за исключением цехов с непрерывным про-
изводством можно принимать по табл. 2-1.
Таблица 2-1
Годовое число часов работы предприятия
Продол-
житель-
ность
смены, ч
8
7
годовое число часов при числе смен:
2 250
2 000
4 500
3 950
три
6 400
5 870
а — годовой коэффициент энергоис-
пользования, который учитывает неравно-
мерность нагрузки по сменам, работу
в праздничные и предпраздничные дни,
а также сезонные колебания нагрузки.

§2*2]
Средние нагрузки и расход электроэнергии
35
Приближенные значения коэффициен-
та а для некоторых предприятий, работаю-
щих в три смены, приведены ниже:
Алюминиевые заводы
Цинковые, магниевые, элек-
тролизные заводы
Глиноземные заводы
Медеплавильные и никель-
кобальтовые заводы
Заводы черной металлур-
гии
Доменные цехи
Мартеновские цехи
Прокатные цехи
Обогатительные и агломе-
рационные фабрики
Коксохимические заводы
Вспомогательные цехи за-
водов черной и цветной
металлургии
Заводы тяжелого машино-
строения
0,95
0,92
0,85
0,85
,70—0,75
0,65
0,75
0,65
0,75
0,82
0,55
0,65
Расчетные коэффициенты силовых
электрических нагрузок для ряда произ-
водств тяжелой промышленности приведе-
ны в табл. 2-2.
Средняя активная мощность освети-
тельной нагрузки за наиболее загруженную
смену принимается равной максимальной
и определяется по формуле
Рем.о — Ас 2 Рн.о,
(2-21 а)
где Рн.о — установленная мощность ос-
вещения.
Для осветительной установки с газо-
разрядными лампами средняя реактивная
мощность нагрузки определяется по фор-
муле
Сем.о = Рсы.о 1&Ф
(2-216)
с учетом индивидуальной или групповой
компенсации коэффициента мощности ис-
точников света. Величины Д'с осветитель-
ной нагрузки могут быть приняты рав-
ными:
Мелкие производственные здания
и торговые помещения 1
Производственные здания, со-
стоящие из отдельных крупных
пролетов 0,95
Производственные здания, со-
стоящие из отдельных помеще-
ний 0,85
Библиотеки, административные
здания, предприятия общест-
венного питания 0,9
Лечебные, детские и учебные уч-
реждения, конторско-бытовые и
лабораторные здания 0,8
Складские здания непроизвод-
ственного назначения 0,6
Аварийное освещение 1,0
3*
При наличии прогрессивных норм удель-
ного расхода электроэнергии на единицу
продукции в натуральном выражении по
цехам или предприятию в целом годовой
расход энергии может быть найден из вы-
ражения
1Рг
ДОуд-М,
(2-22)
где Доуд — удельный расход электроэнер-
гии на единицу продукции; М — годовой
выпуск продукции.
При отсутствии данных об удельных
расходах годовой расход электроэнергии
может быть определен по выражениям
№г = аРсмГг
(2-23а)
(2-236)
Для ориентировочных расчетов
№г = ЛмГм, (2-24а)
Уг = (ЭмГм.р, (2-246)
где 7,м, Т^м.р — годовое число часов ис-
пользования получасового максимума ак-
тивной и реактивной нагрузки может быть
принято по табл. 2-3.
Годовой расход электроэнергии для
освещения
Кг
о* м.о
И г.о — усм.о'м.о,
(2-25а)
(2-256)
где 7\м.о — годовое число часов использо-
вания максимума осветительной нагрузки,
значения которого приведены в табл. 2-4
и 2-5.
При наличии в группе (цехе, предпри-
ятии) компенсирующих устройств (кон-
денсаторов, синхронных двигателей), ра-
ботающих с перевозбуждением, отдавае-
мая ими реактивная энергия с опережаю-
щим током вычитается из величины реак-
тивной энергии при отстающем токе.
Реактивная энергия, квар-ч, отдавае-
мая синхронными двигателями и конденса-
торами, может быть определена по фор-
муле
'-(¦
Рн *6 Фн
*1н
С,нГг, (2-26)
где Рн — номинальная мощность рабочих
синхронных двигателей, кВт; <?к.н — номи-
нальная мощность конденсаторов, квар-ч;
Ля — средний коэффициент полезного дей-
ствия синхронных двигателей.
Пример определения расхода электри-
ческой энергии по цехам предприятия при-
веден в табл. 2-6.

36
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-2
Расчетные коэффициенты электрических нагрузок электроприемников
Электроприемники
Коэффициенты
*„ | со5ф- | Л'с
1. Черная
А. Обогатительные
Насосы производственного водоснаб-
жения
Насосы песковые производственные
Насосы песковые дренажные
Вентиляторы производственные, воз-
духодувки, дымососы, вакуум-насо-
сы
Аглоэксгаустеры для лент:
75 м2
50 м2
Дробилки крупного дробления, ще-
ковые, конусные с двухдвигатель-
ным приводом
Дробилки конусные крупного дробле-
ния с однодвигательным приводом,
дробилки конусные среднего дроб-
ления
Дробилки короткоконусные мелкого
дробления
Дробилки молотковые
Дробилки четырехвалковые
Мельницы шаровые
Мельницы шаровые и стержневые
II и III стадий дробления
Грохоты разные
Конвейеры ленточные легкие с дви-
гателями:
до 10 кВт
свыше 10 кВт
Питатели ленточные, улитковые, та-
рельчатые, лотковые с двигателя-
ми мощностью до 1 0 кВт. шаропи-
татели, электромагнитные и маг-
нитные сепараторы
Питатели, конвейеры электровибра- I 0,98
ционные
Вагоноопрокидыватели 0,35—0,45
Вспомогательные механизмы коквей- | 0,15
еров
Металлообрабатывающие и деревооб- | 0,2
рабатывающие станки
Лебедки разные 0,3
Электроковши, грелки для масла 0,97
Насосы масляные 0,65
Краны грейферные | 0,3
металлургия
фабрики
0,8
0,75
0,2
0,75
и комбинаты
0,85
0,8
0,8
0,8
0,85
0,75
0.45
0,6
0,7
0,8
0,85
0,9
0,8
0,5
0,5
0,75
0,4
0,9(опер.)
0,9(опер.)
0,62
0,75
0,76
0,85
0,85
0,9(опер.)
0,9(опер.)
0,65
0,70
0,75
0,65
0,6
0,5—0,6
0,5
0,5
0,5
1,0
0,75
0,5

§2-2]
Средние нагрузки и расход электроэнергии
37
Электроприемнвки
Краны мостовые, кран-балки, тель-
феры
Вулканизационные аппараты
Лабораторное оборудование
Продолжение табл. 2-2
Коэффициенты
*«
0,2
0,97
о.з
СОЗф
0,5
1,0
0,8
«с
0,25
1,0
0,4
Транспортеры
Транспортеры катучие
Питатели пластинчатые и ленточные
Дробилки молотковые
Дозировочные столы
Штабелеры
Углепогружатели
Коксовыталкиватели
Загрузочные вагоны
Дверосъемные машины
Электровозы тушильных вагонов
Скиповые подъемники
Кабестаны
В агоноопрокидывате ли
Б. Коксохимическое прок
0,3—0,7
0,3
0,45
0,8
0,25
0,16
0,14
0,1
0,3
0,25
0,15
0,05
0,5
0,35-0,45
зводство
0,4—0,85
0,75
0,75
0,8
0,5
0,6
0,5
0,75
0,6
0,7
0,75
0,5
0,7
0,5—0,6
Вентиляторы
Вентиляторы газовых горелок
Вращающиеся распределители
Грохоты кокса и затворы
Разливочные машины
Бегуны
Воздухонагреватели
Газоочистка
Краны рудного двора
Грейферные краны
В. Доменный цех
0,7—0,95
0,65
0,03
0,12
0,3
0,7
0,5
0,7
0,35
0,35
0,7—0,87
0,85
0,7
0,5
0,6
0,65
0,82
0,7
0,7
0,5
Г. Мартеновский цех
Насосы питательные, дымососы
Заслонки печей
Вентиляторы принудительного дутья
Магнитные крапы
Краны разливочные и заливочные
Завалочные машины
Краны двора изложниц
0,9
0,25
,5-0,6
0,5
0,22
0,35
0,4
0,9
0,6
0,7—0,8
—
0,6
—
0,6
0,95
0,3
0,6-0,7
0,6
0,25
0,4
0,5
0,5—0,8
0,4
0,13
0,9
0,35
0,35
0,2
0,2
0,4
0,3
0,2
0,3
0,55
0,4—0,5
0,75—0,95
0,75
0,04
0,15
0,35
0,75
0,6
0,75
0,5
0,4

38
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
соз ф
Д. Вспомогательные механизмы прокатных станов
0,6
Рольганги
Рольганги индивидуальные
Роликоправильные машины
Преобразователи частоты рольгангов
Кантователи
Манипуляторы, нажимные устройства
Сталкиватели
Толкатели слябов
Штабелирующие столы
Вентиляторы машинных залов и про-
катных станов
отделения
Краны
ков
раздевания слит-
Клещевые краны прокатного цеха
Краны отделения заготовок и гото-
вой продукции
Слитковозы
Шарнир-краны
Трансферкары
Подъемные столы, толкатели
Двигатели крышек
Ножницы холодной резки
Пилы и ножницы горячей резки
Ножницы блюминга и района холо-
дильника
Транспортеры ножниц и обрезков
слябов
Вращение и перемещение пил горя-
чей резки
Направляющие линейки и нажимные
механизмы чистовых клетей
Тянущие ролики моталок
Шлеппера
Крышки нагревательных колодцев,
шиберы, перекидка клапанов, за-
слонка нагревательных печей, та-
рельчатые клапаны
0,1—0,3
0,15
0,15
0,2—0,5
0,2
0,2
0,12
0,32
0,1
0,7
0,3
0,6
0,45
0,2
0,3
0,45
0,15
0,1
0,45
0,15
0,3
0,25
0,5
0,02
0,4
0,25
0,1
0,7
0,8
0,8
0,6
0,6
0,65
0,65
0,6
0,5
0,5
0,75
0,7
0,6
Е. Установки непрерывной разливки стали
Механизмы качания кристаллизатора
Тянущая клеть
Механизмы газовой резки
Механизмы уборки отрезанных слит-
0,6
0,7
0,5
0,5
0,8
0,8
0,7
0,6

§2-2]
Средние нагрузки и расход электроэнергии
39
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
К„
С05 ф
Технологические вентиляторы
Насосы насосно-аккумуляторной
станции
0,8
0,6
0,8
0,8
Ж. Ферросплавное производство
Транспортеры, элеваторы, питатели
Газодувки
Насосы, дымососы
Краны
Вспомогательные механизмы печей
Очистные барабаны
Дробилки, грохоты
0,5
0,8
0,7
0,2
0,12
0,25
0.7
Дробилки молотковые
Дробилки конусные
Мельницы шаровые
Мельницы стержневые
Грохоты
Конвейеры:
до 10 кВт
выше 10 кВт
Питатели пластинчатые, тарельчатые,
барабанные, дисковые
Элеваторы, шнеки
Механизмы вращающихся печей
Дымососы печей
Краны, электролафеты
Толкатели туннельных печей
Прессы гидравлические и фрикцион-
ные
Насосно-аккумуляторные станции
Электрофильтры
Механизмы пылеуборки
Сушильные барабаны
Магнитные сепараторы
Средние величины по отделениям:
Отделение вращающихся печей
Формовочно-прессовое отделение
Дробильно-сортировочное отделение
Отделение туннельных печей
Склады сырья и глинодробнльные от-
деления
3. Огнеупорные заводы
0,8
0,7
0,8
0,7
0,6
0,5
0,75
0,4
0,6
0,6
0,7
0,1—0,2
0,2
0,65
0,7
0,5
0,46
0,6
0,4
0,75
0,7
0,65
0,65
0,45
0,7
0,9(опер.)
0,85
0,6
0,6
0,65
0,8
и цехи
0,85
0,8
0,8
0,75
0,7
0,7
0,75
0,6
0,7
0,7
0,8
0,6—0,7
0,5
0,8
0,8
0,7
0,85
0,7
0,8
0,8
0,75
0,75
0,76

40
Э.гектроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
соз ф
II. Метизная промышленность
Волочильные, калибровочные и дру-
гие станы
Электропечи сопротивления для тер-
мической обработки
Производственная вентиляция и воз-
духодувки
Центробежные насосы
Автоматические линии изготовления
гаек, болтов и шурупов
Агрегаты непрерывного травления
Канатные машины
Прессовка и сушка электродов
Дробильно-сушильное и смесительное
отделения
Плетельные станки
Насосы эмульсионного хозяйства
Агрегаты гальванического и горячего
покрытия
Краны, тельферы, подъемно-транс-
портные механизмы
Сварочные дуговые автоматы
0,45
0,65
0,65
0,65
0,4
0,45
0,4
0,45
0,45
0,4
0,45
0,6
0,1
0,25
0,87
1,0
0,75
0,7
0,7
0,8
0,71
0,8
0,7
0,7
0,65
0,78—1
0,6
0,65
III. Горнорудная промышленность
Компрессоры стационарные, мощ-
ностью:
до 200 кВт
до 400 кВт
свыше 400 кВт
Насосы мощностью:
до 50 кВт
до 200 кВт
до 500 кВт
свыше 500 кВт
Вакуум-насосы
Вентиляторы частичного проветрива-
ния
Вентиляторы главного проветривания
мощностью:
до 200 кВт
до 800 кВт
свыше 800 кВт
Толкатели, опрокидыватели, качаю-
щиеся площадки
Рахтные двери, бункерные затворы
Скреперные лебедки мощностью до
15 кВт и выше
0,75
0,8—0,85
0,9
0,7
0,75
0,8
0,9
0,8
0,65
0,7
0,8
0,9
0,6
0,5
0,5 |
0,75
0,8
0,8
0,75
0,8
0,8
0,85
0,85
0,8
0,8
0,8
0,85
0,65
0,65
0,68

§ 2-2] Средние нагрузки и расход электроэнергии 41
Продолжение табл. 2-2
Электропрнемникн
Лебедки маневровые, откаточные,
подъемные до 200 кВт
Подъемы:
до 1000 кВт
до 2000 кВт
свыше 2000 кВт
Погрузочные машины
Экскаваторы одноковшовые с приво-
дом на постоянном токе по системе
генератор — двигатель на добыче
То же на вскрыше
Экскаваторы одноковшовые с приво-
дом на переменном токе
Экскаваторы многоковшовые
Землесосы и песковые насосы мощ-
ностью:
до 50 кВт
более 50 кВт
Дробилки-агрегаты крупного дробле-
ния, щековые и конусные с двух-
двигательным приводом
Дробилки конусные крупного дробле-
ния с о дно двигательным приводом,
дробилки конусные и щековые
среднего дробления, одновалковые
дробилки мелкого дробления
Дробилки конусные и четырехвалко-
вые мелкого дробления
Питатели лотковые тяжелые (мощ-
ностью свыше 10 кВт), классифи-
каторы спиральные
Питатели ленточные, барабанные,
лотковые (мощностью до 10 кВт),
грохоты разные
Питатели пластинчатые и тарельча-
тые
Конвейеры легкие мощностью до
4,5 кВт, питатели реагентные раз-
ные, лебедки
Конвейеры тяжелые с шириной лен-
ты до 1400 мм, шнеки, элеваторы,
механические топки, питатели пла-
стинчатые и тарельчатые
Конвейеры сверхтяжелые с шириной
ленты 1600—2000 мм
Элеватор-шнеки
Электровибрационные механизмы
Вагоноопрокидыватели
Коэффициенты
1
0,6
0,65
0,7
0,8
0,65
0,65
0,65
0,65
0,75
0,$
0,85
0,7
0,7
0,7
0,7
0,6
0,7
0,65
0,7
0,8
0,7
0,6
0,45
С05 ф
0,65
0,75
0,3
0,8
0,65 1
—
—
—
—
0,8
0,8
0,85
0,75
0,85
0,8
0,72
0,72
0,65
0,75
0,85
0,75
0,65
0,5
*с
0,7
0,75
0,75
0,95
0,7
0,7—0,75
0,5—0,7
0,44—0,8
0,6—0.8
0,8
0,9
0,75
0,75
0,8
0,8
0,7
0,75
0,7
| 0,8
0,8
0,75
0,7
0,5

42
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
СОБ ф
IV. Машиностроительная и металлообрабатывающая промышленность
Металлорежущие станки мелкосерий-
ного производства, мелкие токар-
ные, строгальные, долбежные, фре-
зерные, сверлильные, карусельные,
точильные и др.
То же при крупносерийном производ-
стве
То же при тяжелом режиме работы:
штамповочные прессы, автоматы,
револьверные, обдирочные, зубо-
фрезерные, а также крупные токар-
ные, строгальные, фрезерные, кару-
сельные, расточные станки
То же с особо тяжелым режимом ра-
боты: приводы молотов, ковочных
машин, волочильных станков,
очистных барабанов, бегунов и др.
Многошпиндельные автоматы для из-
готовления деталей из прутков
Краны мостовые, грейферные, кран-
балки, тельферы, лифты
Вентиляторы, санитарно-гигиениче-
ская вентиляция
Насосы, компрессоры, двигатель-ге-
нераторы
0,12—0,14
0,16
0,17
0,24
0,2
0,15-Ю,35
0,65—0,8
0,7
0,4—0,5
0,5—0,6
0,65
0,65
0,6
0,5
0,8
0,85
0,14—0,16
0,2
0,25
0,4
0,23
0,2-0,5
0,7—0,8
0,75
V. Электротермические и сварочные электроприемники разных производств
Печи сопротивления с непрерывной
нагрузкой
То же с периодической загрузкой
Печи сопротивления с автоматиче-
ской загрузкой изделий, сушиль-
ные шкафы, нагревательные при-
боры
Дуговые сталеплавильные печи ем-
костью 3—10 т с автоматическим
регулированием электродов: для
качественных сталей и для фасон-
ного литья с механизированной
нагрузкой
То же без механизированной нагруз-
ки
Дуговые сталеплавильные печи ем-
костью 0,5—1,5 т для фасонного
литья (во вспомогательных цехах
с автоматическим регулированием
электродов)
Дуговые печи цветного металла
(медные сплавы) емкостью 0,25—
0,5 т с ручным регулированием
электродов
0,8
0,6
0,8
0,75
0,65
0,5
0,7
0,95-0,98*
0,95—0,98*
0,95—0,98*
0,9
0,87
0,8
0,75
0,85
0,8
0,9
0,8
0,7
0,55
0,78
* При применении тиристорных регуляторов коэффициент мощности может снижаться ю
0,85—0,9.

§ 2-2] Средние нагрдзки и расход электроэнергаи 43
Продолжение табл. 2-2
Эл ектроп рнем н нкн
Руднотермические печи с трехфаз-
ными трансформаторами 6; 7,5
и 9 мВ-А
Сушильные шкафы
Мелкие нагревательные приборы
Сварочные трансформаторы ручной
электросварки:
однопостовой
многопостовой
Сварочные трансформаторы автома-
тической сварки
Сварочные двигатель-генераторы:
однопостовые
многопостовые
Сварочные машины шовные
То же стыковые и точечные свароч-
ные дуговые автоматы типа АДС
Индукционные печи низкой частоты
Двигатель-генераторы индукционных
печей высокой частоты
Коэффициенты
«и
0,9
0,8
0,6
0,2
0,25
0,4
0,3
0,5
0,35
0,35
0,7
0,7
О.ОЗ ф
0.9
1,0
1,0
0,3—0,4
0,35—0,45
0,5
0,65
0,75
0,7
0,5
0,35
0,8
«с
0,95
0,85
0,7
0,3
0,4
0,5
0,35
0,6
0,4
0,5
0,8
0,8
VI. Полиграфическая промышленность
Печатные машины «Пламаг» и «Ви-
маг» (газеты)
Печатные машины ГА, ГА-2 и ГАУ
(газеты)
Многокрасочные печатные машины
«Пламаг» (журналы)
Печатные машины «Планета» (жур-
налы, иллюстрации)
Печатные машины ПД-2 и ПРЛ-3
(книги, журналы)
Печатные машины ПРК-2, ПРК-3 и
«Пламаг» (книги, журналы)
Строкоотливные машины Н-7 и Н-11
Фальцевальные машины
Вкладочно-швейные резальные агре-
гаты ВШРА (журналы)
Наборный цех в целом
Ротационный цех в целом
Цех изготовления офсетных форм
в целом
Цех глубокой печати в целом
Брошюровочный цех в целом
Печатный цех в целом
Переплетный цех в целом
0,24
0,4
0,45
0,3
0,45
0,5
0,75
0,3
0,5
0,58
0,42
0,46
0,5
0,55
0,36
0,38
0,5—0,35
0,7
0,7
0,65
0,66
0,62
0,95
0,55
0,6
0,8
0,7
0,85
0,75
0,65
0,72
0,54
—
—
—
—
—
—
—
0,63
0,54
0,54
0,58
0,66
0,47
0,5

44
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-2
Электроприемникн
Коэффициенты
соз ф
VII. Заводы искусственного и синтетического волокна
А. Производство капронового волокна
Химический цех
Прядильный цех (с учетом диниль-
ных котлов)
Крутильный пех
Отделочный цех
Бобинажно-перемоточный пех
Цех регенерации отходов
Химический пех
Прядильный цех
Крутильный цех
Ткацкий цех
0,5
0,6
0,65
0,6
0,7
0,55
0,8
0,75
0,75
0,75
0,75
0,70
роизводство
0,5
0,65
0,6
0,8
0,7
0,8
0,8
0,75
0,6
0,65
0,7
0,7
0,8
0,65
0,55
0,7
0,7
0,85
В. Производство центрифугалъного шелка
(вискозная технология)
Химический пех
Прядильный цех (без электровере-
тен)
Отделочный цех
Бобинажно-перемоточный цех
0,5
0,6
0,6
0,75
0,7
0,75
0,75
0,7
0,55
0,65
0,65
0,8
Г. Штапельное производство (вискозная технология)
0,55 I 0,7 I 0,6
0,6 0,8 0,75
Химический цех
Прядильно-отделочный цех
Д. Производство ацетатного шелка
Химический цех
Прядильный цех
Крутильный пех
Цех регенерации ацетона
Водонасосная
0,8
0,8
0,65
0,8
0,65
0,65
0,7
0,65
0,8
0,8
0,9
0,85
0,7
0,9
0,75
Е. Группы однотипных машин
Прядильные машины штапеля
Прядильные машины капрона
Прядильные машины вискозного
корда
Прядильные машины центрифугаль-
ного шелка (главный привод)
Прядильные машины центрифугалъ-
ного шелка (электроверетена)
0,38
0,65
0,5
0,52
0,62
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7

§2-2]
Средние нагрузки и расход электроэнергии
43
Электропрнемники
Прядильные машины ацетатного
шелка
Перемоточные машины
Тростильно-крутильные машины
Крутильные машины
Вытяжные машины
Динильные котлы
Ткацкие станки
Периодопреобразователи
Мешалки растворителей ацетатного
шелка
Фильтр-прессы
Компрессоры
Водонасосные
Вентиляторь сантехнические
Продолжение
табл. 2-2
Коэффициенты
1
0,7
0,78
0,89
0,64
0,7
0,58
0,74
0,75(емк.)
0,55
0,35
0,78
0,83
0,64
СОЗ ф 1
0,7
0,8
0,8
0,8
0,85
1,0
0,7
0,9
0,8
0,55
0,8
0,8
0,75
*с
—
—
—
—
—
—
-
0.8
—
—
—
-
—
VIII. Производство полиэтилена низкого давления высокой плотности
А. По цехам
0,85
Цех очистки этилена
Цех полимеризации
Цех дистилляции и очистки азота
Цех грануляции
Цех катализ а ции
Цех легковоспламеняющихся жидко-
стей
0,5
0,65
0,65
0,8*
0,7
0,9
0,75
0,8
0,8
0,65
0,75
0,9
0,55
0,75
0,75
0,85
0,9
(технологичес-
Компрессор^г этилена
Цех полимеризации
кие линии)
Эльма-насосы
Центрифуги
Сушилки
Цех грануляции Грануляторы
Газодувки
Компрессоры (цех дистилляции
очистки азота)
Б. По группам однотипных машин
0,9
0,75
0,85
0,6
0,5
0,4
0,5
0,8
0,45
0,43
0,8
0,6
0,5
0,8
0,7
0,7
IX. Производство аммиака и метанола
А. По цехам
Пел разделения воздуха
Газовый цех (на природном газе)
0,73
0,81
0,95
0,8
0,87
0,87

46
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Электроприемникн
Газовый цех (на газогенераторном
газе)
Цех холодильных установок
Цех компрессии
Цех моноэтаноламиновой очистки
Цех синтеза аммиака
Цех водной очистки
Цех медно-аммиачной очистки
Цех синтеза метанола
Цех сероочистки
Цех конверсии окиси углерода
Цех ректификации метанола
Продолжение табл.
2-2
Коэффициенты
«и
0,56
0,69
0,83
0,66
0,82
0,85
0,73
0,71
0,76
0,7
0,45
СОЗф
0,8
0,9
0,9
0,8
0,85
0,80
0,85
0,7
0,64
0,8
0,72
1
0,65
0,79
0,87
0,74
0,87
0,89
0,8
0,81
0,8
0,77
0,5
Компрессоры воздушные
Газодувки газогенераторного цеха
Компрессоры газовые
Триплекс-насосы
Двигатель-турбины (мототурбонасо-
сы)
Экспансионные машины
Циркуляционные компрессоры синте-
за
Нагнетатели КВС (кислородно-воз-
душной смеси)
Компрессоры аммиачные
Кислорододувки
Б. По группам однотипных машин
0,67 I 0,98
0,57 0,85
0,85 0,99
0,4 0,75
0,81 0,85
0,8 0,85
0,74 0,78
0,82 1>,86
0,7 0,98
0,6 I 0,78
Цех слабой азотной кислоты при по
вышенном давлении
То же при нормальном давлении
X. Производство слабой азотной кислоты
А. По цехам
0,8
0,73
0,95
0,91
По группам однотипных машин
Турбогазодувки
Турбокомпрессоры газовые
0,73
0,8
0,9
0,95
XI. Заводы по производству хлора, электролитической каустической соды,
хлоропродуктов и органических продуктов
В целом по заводу, исключая элек-
тролиз хлора и каустической соды
Электролиз (серии ванн) производ-
ства хлора и каустической соды
0,9
0,9

§2-2]
Средние нагрузки и расход электроэнергии
47
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
СОБ ф
XII. Заводы резинотехнических изделий
А. По цехам
Цех производства транспортерных
лент и приводных ремней (высо-
ковольтные двигатели)
То же (низковольтные двигатели)
Цех производства формовой техни-
ки без учета электропрессов
То же с учетом электропрессов
Подготовительный цех
Цех спецшлакгов (в том числе без-
дорно.вых рукавов)
Цех спиральных и буровых рукавов
Цех напорных рукавов
Цех клиновидных ремней
0,53
0,3
0,36
0,58
0,43
0,37
0,29
0,27
0,36
0,8
0,7
0,63
0,8
0,57
0,6
0,62
0,63
Агрегаты для изготовления особо
прочных транспортерных лент
Каландры для изготовления сердеч-
ников для транспортерных лент
Каландры для обкладки транспор-
терных лент
Подогревательные вальцы для про-
изводства транспортерных лент
Шприц-машины производства фор-
мовой техники
Прессы с обогревом производства
формовой техники при работе
То же при разогреве
Подогревательные вальцы произ-
водства формовой техники
Б. По группам однотипных м;
0,11
Резиносмесители
цеха
подготовительного
Смесительные вальцы 84" подготови-
тельного цеха
Шприц-машины камер 12—38 мм
Агрегаты для наложения наружного
резинового слоя на рукава диа-
метром 19—38 мм
Каландры подготовительного цеха
обкладки
Каландры подготовительного
листования
цеха
0,48
0,28
0,47
0,37
0,78
0,43
0,5
0,54
0,4
0,28
0,54
0,36
0,69
0,51
0,8
0,47
1
0,58
0,8
0,8
0,67
0,74
0,69
0,52

48
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-2
Электроприемники
Коэффициенты
*„
сов ф
XIII. Шинные заводы
А. По цехам
Подготовительный цех (высоко-
вольтные двигатели)
То же (низковольтные двигатели)
Сборочный цех
Цех каландров (высоковольтные
двигатели)
То же (низковольтные двигатели)
Автокамерный цех (высоковольтные
двигатели)
То же (низковольтные двигатели)
Цех вулканизации
0,55
0,55
0,4
0,56
0,4
0,7
0,33
0,3
0,85—0,9
(емк.)
0,65
0,65
0,85—0,9
(емк.)
0,65
0,85—0,9
(емк.)
0,75
0,55
Б. По группам однотипных машин
Резиносмесители, работающие на
приготовлении резиновой смеси
Резиносмесители, работающие на
вулканизации каучука
Вальцы под резиносмесители
Подогреватель на вальцы
Пелетайзеры
Шприц-машины протекторных агре-
гатов
Шприц-машины автокамерных агре-
гатов
Каландры обкладочные (обрезинива-
ние корда)
Сборочные станки
Вулканизаторы шин
Вулканизаторы автокамер и свод-
ных лент
Компрессоры (синхронные двигате-
ли)
Водонасосные (водоснабжение)
Насосы циркуляционные и перегре-
той воды
Насосы воды низкого давления
Насосы воды высокого давления
Вентиляторы сантехнические
Транспортные системы
0,55
0.54
0,65
0,56
0,36
0,7
0,53
0,68
0,44
0,05
0,16
0,93
0,89
0,43
0,87
0,55
0,69
0,25
0,85—0,9
(емк.)
0,85—0,9
(емк.)
0,85—0,9
(емк.)
0,85—0,9
(емк.)
0,85—0,9
(емк.)
6,8
0,7
0,8
0,6
0,4
0,5
0,85—0,9
чемк.)
0,8
0,7
0,8
0,8
0,75
0,45
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—

§ 2-2] Средние нагрузки и расход электроэнергии 49
Таблица 2-3
Годовое число часов использования максимума нагрузки по отраслям
Предприятия
Анилокрасочпые за-
воды
Нефтеперегонные за-
воды
Заводы тяжелого ма-
шиностроения
Заводы станкострое-
ния
Инструментальные
заводы
Заводы шарикопод-
шипников
Заводы подъемно-
транспортного обо-
рудования
Автотракторные за-
воды |
Годовое число часов
использования
максимума
Т
1 м
7 100
7 100
3 770
4 345
4 140
5 300
3 330
4 960
1 т Л
| м-р
—
4 840
4 750
4 960
6 130
3 880
5 240
Предприятия
Сельскохозяйствен-
ное машинострое-
ние
Приборостроение
Авторемонтные заво-
ды
Вагоноремонтные за-
воды
Электротехнические
заводы
Азотно-туковые за-
воды
Разные металлообра-
батывающие заво-
ды
Годовое число часов
использования
максимума
Т
м
5 330
3 080
4 370
3 560
4 280
7 000—8 000
4 355
т
'м.р
4 220
3180
3 200
3660
6 420
—
5 880
Таблица 2-4
Годовое чисяо часов использования максимума осветительной нагрузки
(для внутреннего освещения)
Геогра-
фическая
широта
46° С. Ш.
56# С Ш.
64е с. ш.
Естест-
венное
освеще-
ние
Есть
Нет
Есть
Нет
Есть
1 Нет
Рабочее и аварийное освещение для продолжения работы
при числе смен:
одна
пяти-
дневка
700
шести-
дневка
550
2150
750 | 60
2 150
850 | 700
2 150
две
пяти-
дневка
2 250
шести-
дневка
2 100
4 300
2 250 | 2 100
4 300
2 250 | 2 100
4300
три
пяти-
дневка
4 150
шести-
дневка
4000
6 500
4 150 | 4000
6 500
4150 | 4000
6 500
при не-
прерыв-
ной ра-
боте
4800 1
7 700
4800
7 700
4800
7 700
Аварий-
ное осве-
щение
для эва-
куации
4800
8 760
4800
8 760
4800
8760
Таблица 2-6
Годовое число часов использования максимума осветительной нагрузки
(для наружного освещения, для всех широт)
Виды освещения
Рабочее освещение за-
водских территорий
Охранное освещение
Включается
ежедневно
на всю
ночь
3 600
3 500
до 1 ч
ночи"
2 450
—
до 24 ч
2 100
—
в
на всю
ночь
3000
—
рабочие дни
до 1 ч
ночи
2 060
—
до 24 ч
1750
—
4—478

56
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-6
Пример определения расхода электроэнергии по цехам предприятия
Объект
Блок № 1 (РП-1)
Технологические электропри-
емники
Водоснабжение
Освещение
Потери в трансформаторах
Итого.
Блок № 2 (РП-2)
Технологические электропри-
емники
Освещение
Потери в трансформаторах
Итого.
Блок № 3 (РП-3)
Технологические электропри-
емники
Освещение
Потери в трансформаторах
Итого.
Средняя нагрузка
за наиболее на-
груженную смену
Рсм-
кВт
4 836
1960
481
6 460
500
2 740
600
Итого по заводу
^см*
квар
3 758
—1470
275
570
730
520
1440
232
500
Годовой
коэффи-
циент
энергоис-
пользова-
ния а
0,6
1
1
0,8
0,6
1
0,8
1 0,6
1
0,8
Годовое
число ча-
сов рабо-
ты тг
4 800
8000
5 000
8 000
6 000
6 200
8 000
ЪООО
6 200
8 000
Годовой расход
электроэнергии
активной
\&г, тыс.
кВт-ч
13 900
15 700
2 400
32 000
23 200
3 100
26 300
9 «30
3 700
13 530
71 830
реактив-
ной Уг,
тыс.
квар-ч
10 800
—11800
1370
3 640
4 010
2 620
3 320
5 940
5 160
1740
3 220
10 120
20 070
ктроприемников, которые определяются
в зависимости от режима и графика рабо-
ты электроприемников; 7*м.ц — число часов
использования получасового максимума,
которое принимается по имеющимся дан-
ным аналогичных производств.
При отсутствии достоверных данных
об удельных расходах максимальные рас-
четные нагрузки на всех ступенях распре-
делительных и питающих сетей, включая
трансформаторы и преобразователи, опре-
деляются по формуле
Рм = КмКпРш. (2-30)
Величина /См находится по кривым
рис. 2-1 или табл. 2-7 в зависимости от ве-
личины группового коэффициента исполь-
зования за наиболее загруженную смену
и эффективного числа электроприемников
в группе /гэ. Под п0 понимается такое чис-
ло однородных по режиму работы элект-
роприемников одинаковой мощности, кото-
рое обусловливает ту же величину расчет-
ного максимума, что и группа различных
по мощности и режиму работы электро-
приемников.
2-3. МАКСИМАЛЬНЫЕ НАГРУЗКИ
При наличии данных об удельных рас-
ходах электроэнергии на единицу продук-
ции Шуд и годового выпуска продукции М
расчет получасового максимума по цеху
или по предприятию в целом можно вести
по формуле
Ры = -^— = -Ш— „ (2-27)
Тм Тг*
При наличии данных об удельных рас-
ходах электроэнергии для отдельных агре-
гатов получасовой максимум по цеху Рм.ц
и по заводу в целом Рм.3 можно опреде-
лять по формулам
Л..«~ /д +рд: (2-28)
Р«.э = (^„Г+Рз)^. <2-29>
где ДОудМ — расходы электроэнергии по
отдельным агрегатам; Рц и Л» — получа-
совые максимальные нагрузки общецехо-
вых и соответственно общезаводских эле-

§ 2-3]
Максимальные нагрузки
51
4
5
6
7
8
9
10
12
14
16
18
20
25
30
40
50
60
70
80
90
100
120
140
160
18(*
200
П р
Таблица 2-7
Коэффициенты максимума Км для различных коэффициентов
использования /Си в зависимости от пэ
Значение Км при КИ
0.1 |
3,43
3,23
3,04
2,88
2,72
2,56
2,42
2,24
2,10
1,99
1,91
1,84
1,71
1,62
1,50
1,40
1,32
1,27
1,25
1,23
1,21
1,19
1,17
1,16
1,16
1,15
я м е ч а н и
0,15 1
3,11
2,87
2,64
2,48
2,31
2,20
2,10
1,96
1,85
1,77
1,70
1,65
1,55
1,46
1,37
1,30
1,25
1,22
1,20
1,18
1,17
1,16
1,15
1,13
1,12
1,12
е. При пъ
0,2 |
2,64
2,42
! 2,24
2,10
1,99
1,90
1,84
1,75
1,67
1,61
1,55
1,50
1,40
1,34
1,27
1,23
1,19
1,17
1,15
1,13
1,12
1,12
1,11
1.10
1,10
1,09
>200 велич
0,3 !
2,14
2,00
1,88
1,80
1,72
1,65
1,60
1,52
1,45
1,41
1,37
1,34
1,28
1,24
1,19
1,16
1,14
1,12
1,11
1,10
1,10
1,09
1,08
1,08
1,08
1,07
и на Кы пр
0,4 | 0,5
1,87
1,76
1,66
1,58
1,52
1,47
1,43
1,36
1,32
1,28
1,26
1,24
1,21
1,19
1,15
1,14
1,12
1,10
1,10
1,09
1,08
1,07
1,06
1,05
1,05
1,05
1,65
1,57
1,51
1,45
1,40
1,37
1,34
1,28
1,25
1,23
1,21
1,20
1,17
1,16
1,13
1,11
1,11
1,10
1,10
1,09
1,08
1,07
1.06
1,05
1,05 1
1,05
1
инимается равной еди
0,6
1,46
1,41
1,37
1,33
1,30
1,28
1,26
1,23
1,20
1,18
1,16
1,15
1,14
1,13
1,12
1,10
1,09
1,09
1,08
1,08
1,07
1,07
1,06
1,05
1,05
1,05
нице.
[ 0,7
1,29
1,26
1,23
1,21
1,20
1,18
1,16
1,15
1,13
1,12
1,11
1,11
1,10
1,10
1,09
1,08
1,07
1,06
1,06
1,05
1,05
1,05
1,05
1,04
1,04 I
1,04
| 0,8
1,14
1 1,12
1 1,10
1,09
1,08
1,08
1,07
1,07
1,07
1,07
1,06
1,06
1,06
1,05
1,05
1,04
1,03
1,03
1.03
1,02
1,02
1,02
1,02
1,02
1,01
1,01
Эффективное число электроприемников
определяется по формуле
. 2
(М
з<4
1
(2-31)
При большом числе групп электропри-
емников пользование формулой (2-31) за-
труднительно. Поэтому допускается при
числе электроприемников в группе четыре
и более считать пэ равным п при величине
отношения
Рн.макс
<3.
Рн-макс
При определении величины т могут
быть исключены те наименьшие злектро-
приемники группы, суммарная мощность
которых не превышает 5% номинальной
мощности всей группы. Число этих наи-
меньших электроприемников при отделе-
нии п9 также не учитывается.
4*
При яг>3 и Кп ^0,2 лэ можно опре-
делить по более простой формуле
22Рн
пэ = —' . (2-32)
Рн-макс
В тех случаях, когда найденное по
этой формуле число пэ окажется больше п,
следует принимать пэ=п.
При /Сэ<С0,2 эффективное число эле-
ктроприемников определяется по рис. 2-2
или табл. 2-8. Порядок определения Пэ
следующий: выбирается наибольший по но-
минальной мощности электроприемник рас-
сматриваемого узла; выбираются наиболее
крупные электроприемники, номинальная
мощность каждого из которых равна или
больше половины мощности наибольшего
электроприемника; подсчитывают их число
п{ и их мощность Рпи а также суммарную
номинальную мощность всех рабочих эле-
ктроприемников рассматриваемого узла
Рн; находят значения
^1* — ^1*
П
Рн '

52
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ределяется как сумма их номинальных
мощностей. Для одного крана расчетная
нагрузка принимается равной номинальной
мощности двух наиболее мощных электро-
приемников, а при нескольких кранах с
учетом пэ и /См.
При числе электроприемников в груп-
пе больше трех» но при эффективном их
числе меньше четырех, максимальная на-
грузка может быть принята как для груп-
пы электроприемников с пЭу равным четы-
рем» но не менее суммы номинальных мощ-
ностей трех наибольших электроприем-
ников.
Для электроприемников длительного
режима работы с практически постоянным
графиком нагрузки, у которых /Си ^0,6 и
/Св = 1, величина /См принимается равной
единице.
Для этих групп электроприемников
Ям = КпКкРп = КиЯн. (2-33)
К таким электроприемникам могут быть
отнесены, например, электродвигатели на-
Рис. 2-2. Графики для определения эффек-
тивного числа электроприемников.
п — общее числе электроприемников суммарной
мощности /^н; п^ = — — отнвсителйио« число
электроприемников группы, мощность каждого из
которых не менее половины мощности наиболъ-
шего электроприемника; Р1ф = —отиоситель-
Ри
ная мощность п\ наибольших электроприемяихов.
по полученным значениям л1# и Р\* по
рис. 2-2 или по табл. 2-8 определяется ве-
личина пэ*. а затем находится пэ = п91,п.
Расчетный максимум нагрузки группы
или многодвигательного привода, которые
имеют три и менее электроприемников, оп-

—о
88
ОО
ооо
ОЭОО-4
СЛО СЛ
ооо
ооо
ОСЛО
ООО
о-оо
СЛСЛ4*.
СЛО СЛ
ООО
ОО^о
4^со со
ОСЛО
ооо
ооо
слосл
ооо
ооо
о оо аэ
ооо
ооо
ооо
ел йь. со
ооо
о оо
ооо
ю >— о
СИ
ооо
СО00 ОЭ-^З-^» ООСЛ СЛ4*4^ со со ю ю»—»— ооо ооо ооо
слел оо»— 0*0-4 ю оо со оо со со 4». О 4*- 0 000 СЛ4ь-СО (ООО
СО СЛ
о ооо ооо ооо ооо ооо ооо ооо ооо
"со "оо"оо"-«^ ^"о о сд"сл"^ ^"со'со "ю"го"'— "»—о о ооо ооо
ЬО 00СО00 СО ОО СО ^4 СО -4 Ю -4 Ю СЛ — С* О ОО О СЛ 4*. СО Ю >— О
О ООО ООО ООО ООО ООО ооо ооо ооо
со "сооо"оо Ъо"-4"сг> "о'сгГсл 4*"4ь>"со "юю^- "*-о"о ооо о~о"о
сд сососл о 4*> со сооою *>»и.ел со со -ч ю со *-з о ел 4* *о *— о
ооо ооо ооо ооо ооо ооо ооо ооо
со со со оо"оо"-4 "сгГо'ел "ел"*», "со со'го'ю "»—"~-о ооо ооо
СЛ^О О*—СЛ СО 4^ 00 СОСЛСО Ю СО О СО »—ОО -4 СЛ 4^ СО *—О
со-4
О О ООО ООО ООО ООО ооо ооо ооо
со со со оо оо -4 "-4 "о сд оя"^ со ю"ю »—1— о о о о "о о "о
СЛСО О О *— СЛО** -*1 О СО О СО СО СЛГОСО -4 С7> 4*» СО >— О
СЛ--4
О ООО ООО ООО ООО ООО ООО ооо
со со со оо "оо-4"-4 осп"*», ^"со^о "»—'>—'*>— ооо ооо
ас 4^ »— -4 К? О О СО С7> 00 »— СО СЛ ->1 СО О оо-^сд со»—о
-^1 СО
ООО ООО ООО ООО ООО ООО ООО
СО со СО О0 00 -->} О О СЛ 1^СОЮ •—*—,— »—оо ооо
СЛ 4*» >— —4 {О О СО К> СО СЛ -4 ОС О СЛ ЬО О С© О .4^ >— »—
СОО
0 о ООО О О О ООО ООО ООО ооо
со'со со оо оо N0)0 сл'г^со ьо"*- >— — о о ооо
01 4^ *— <^ >— слооо •— ю ьэ го -»4 со ¦— со ~>1 .^ ю »—
со»—
о ооо ооо ооо ооо ооо ооо
со со со со оо"-чГо "ел 4* "со гчэ'ео»— "»—*— о ооо
О! 4^ >— -^ »— 4* С7> -4-4-4 СЛОСЛ 1-0000 СЛ ЬО •—
съео
ооо ооо ооо ооо ооо ооо
СОСОСО ОО ОО •—1 осл^ ю ю >— *—»— о ооо
СЛ 4*. •— О»—СО й^н^Ю С0»^00 СЛГОСО О СО >—
оо ооо ооо ооо ооо ооо
"со о "со оо оо "-д о"^ со'юьо 1—"и-*— ооо
СЛСО »—ОО •— ий- 00 4*»00»— ООСЛ»— ->1 СО >—
N СО
о ооо ооо ооо ооо ооо
"со СО "со ОС "-«доел *4^СОЮ ю"»—•— ООО
СЛ СО >— С5 00 СО О ОСОО) 1-оООСо ^>»^Ю
-Л 4*.
ооо ооо ооо ооо ооо
СО СО "со 00-40 4*. 4^. СО N310»— »— О О
ел 4** о сло-о -л о»— о г>э сг> >—слео
СОО
оо ООО ООО ооо ооо
"со "сО СО 00-4 "сл^СО 00 N2 Ю »—О О
СЛ 4*» О СО Ю 0> 00 ОС СО ~-4 •— 4*- -4 СО
О СО
О ООО ООО ООО ООО
'со "сооо оо сг>"сл"4* "^сою — >— о
СЛ СОСОО СТ> -4 -^ >— 4*> ->1 СО О СЛ
ООО ООО ООО ООО
о'со'оо ""->»"ст)"сл "ел >** со "ю^-о
СЛСООО СООООО ^- 4* О Со 4*. ->1
со
оо ооо ооо ооо
СО "сО "оо"-4"-4 0>СЛ*^ "соТо1»—
СЛ СО СП СО О 4*. -4 ОО С, О »—
о ООО ООО ооо
СО СО 00 00 "-4*>5СТ> СО СО»—
О". Ю СО СО СОЮ*» »— Ю ОС
ооо ооо ооо
о
5
ъ
3
"О
^
и°
о»
«о
Оо
25
пяе(Шг&н жчнччгттухоу!
[е-ст§

54
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
сосов водоснабжения, вентиляторов, нерегу-
лируемых дымососов, нерегулируемых печей
сопротивления, эксгаустеров, шаровых мель-
ниц, компрессоров и др. Выявление электро-
приемников с практически постоянным
графиком нагрузки производится по данным
обследования и эксплуатации. В сомнитель-
ных случаях электроприемники следует от-
носить к электроприемникам с переменным
графиком.
При наличии в расчетном узле электро-
приемников с переменным и практически
с постоянным графиком нагрузки расчетные
нагрузки этих электроприемников определя-
ются отдельно, а суммарная расчетная на-
грузка по узлу в целом — сложением
максимальной нагрузки электроприемников
с переменным графиком и средней нагруз-
кой электроприемников с постоянным
графиком.
При отсутствии данных о количестве
электроприемников, их мощности, об удель-
ном потреблении электроэнергии допускает-
ся определять нагрузку цеха или предприя-
тия для сопоставления вариантов и при дру-
гих ориентировочных расчетах по средним
величинам коэффициента спроса по фор-
муле
Ям = /СсРн. (2-34)
При определении нагрузок по методу
коэффициента спроса по предприятию в це-
лом рекомендуется применять коэффициен-
ты участия в максимуме /Су;, величина ко-
торого (0.85—1) устанавливается в зависи-
мости от местных условий.
Максимальная реактивная нагрузка оп-
ределяется по формуле
Ом = К'мОс*. (2-35)
Величина Л'м впредь до проведения спе-
циальных исследований с учетом допусти-
мой погрешности ±10% может быть при-
нята:
а) при /Си<0,2 и Пэ^ЮО, а также при
/Си^0,2и лэ<10/См=1,1;
б) во всех остальных случаях /См=1.
Для электроприемников с неравномер-
ным графиком нагрузки и с длительностью
цикла более 30 мин (печи, тяжелые грейфер-
ные краны), а также для электроприемни-
ков с пиковыми нагрузками длительностью
несколько секунд (прокатные станы и др.)
величина С}м определяется специальным
расчетом.
Расчетный максимум силовых электро-
приемников по распределительному пункту,
магистрали или цеху определяется из выра-
жений
5„ = ^+д2; (2-36)
•5м
'ы=—г= , (2-37)
для постоянного тока
Л.-7Г". (2-38)
Для осветительных электроприемников
максимальная активная и реактивная на-
грузки принимаются равными средним за
наиболее загруженную смену [формулы
(2-21) и (2-22)].
2-4. ПОТЕРИ ЭНЕРГИИ
Годовые потери активной энергии,
кВт-ч, определяются по формуле
Д№г = Л/2сгЯ7\.. 10-8. (2-39)
Максимальные потери мощности, кВт,
определяются по формуле
дрм = /*М/М0-8; (2-40)
в этих формулах п — число фаз или по-
люсов;
, /^+<&
'сг = ~ —среднегодовой ток, А,
/? — сопротивление одной фазы (полюса),
Ом.
2-5. ПИКОВЫЕ И ОДНОФАЗНЫЕ
НАГРУЗКИ
Пиковой нагрузкой одною или группы
элекгроприемников* называется кратковре-
менная нагрузка (длительностью около 1—
2 с), обусловленная пуском электродвига-
телей, эксплуатационными короткими замы-
каниями дуговых электропечей, электро-
сваркой и т. п. Пиковая нагрузка характе-
ризуется частотой ее появления.
Пиковый ток А, группы электроприем-
ников, работающих при отстающем токе,
можно определить по формуле
/п = «п.м + (/м — Ки1 нм), (2-41)
где /п-м — наибольший пусковой ток двига-
теля в группе; /м — ток максимальной на-
грузки всех электроприемников, /н.м — но-
минальный (приведенный к ПВ=\) ток
двигателя с наибольшим пусковым током.
Наибольшим пиковым током одного
электроприемника может быть:
а) пусковой ток асинхронного электро-
двигателя с короткозамкнутым ротором или
синхронного двигателя. В случае отсутст-
вия заводских данных пусковой ток может
быть принят равным 5-кратному номи-
нального;
б) пусковой ток двигателя постоянного
тока или асинхронного с фазным ротором.
При отсутствии более точных данных пу-
сковой ток должен приниматься не меньше
2,5-кратного номинального;
в) пиковый ток печных и сварочных
трансформаторов, который должен быть
принят по заводским данным, а в случае
их отсутствия — не менее 3-кратного номи-
нального (без приведения к Я5=100%);
г) пиковая мощность, кВ-А, отдельно
работающих машин контактной сварки, ко-

§2-5]
Пиковые и однофазные нагрузки
55
торая определяется по паспортным данным
по формуле
«Ьм — ь'гмакс 'гмакс»
(2-42)
где ^2макс — максимальное вторичное на-
пряжение, В; /гмакс — максимальный сва-
рочный вторичный ток, кА.
При отсутствии заводских данных пи-
ковая мощность может быть приближенно
принята равной 3-кратной номинальной
(при паспортном ПВ).
Для группы одновременно работающих
по программе машин контактной сварки пи-
ковая мощность определяется по специаль-
ным инструкциям, учитывающим график и
технологический режим работы этих машин
в технологическом потоке.
При наличии электроприемников с
ударными нагрузками пиковый ток опреде-
ляется специальным расчетом. При самоза-
пуске электродвигателей в качестве пуско-
вого принимается пусковой ток всех участ-
вующих в самозапуске двигателей. Для
установок с циклическим характером произ-
водства определение пускового тока произ-
водится на основе исследования графиков
нагрузки.
Пример. Определить пусковой ток элек-
гроприемников двух заливочных кранов
(см. табл. 2-11), имеющих механизмы со
следующими электродвигателями: 2Х
Х100 кВт (работают одновременно); 2Х
Х15-ИХ60 кВт и 2X80 кВт (работают од-
новременно), /7В = 0,25.
Наибольшим электроприемником этих
кранов является главный подъем с двумя
двигателями по 100 кВт с фазным ротором
при /7В = 0,25. Паспортный ток г'паси =
= 215 А и пусковой ток /ж = 2,5-215 =
= 536 А.
Одновременно пускается два двигателя.
Максимальный ток (табл. 2-11) равен
328 А; /Си = 0,2; /п = 2.536-+- (328—0,2Х
Х200) = 1360 А (200— ток наибольшего
электроприемника, приведенного к /7В=1).
Однофазные электроприемники, вклю-
ченные на фазные и линейные напряжения
и распределенные по фазам с неравномер-
ностью не выше 15% по отношению к об-
щей мощности трехфазных и однофазных
электроприемников в группе, учитываются
как трехфазные электроприемники той же
суммарной мощности. При превышении ука-
занных пределов неравномерности расчет-
ная нагрузка принимается равной тройной
величине наиболее загруженной фазы.
Определение средних нагрузок за наи-
более загруженную смену от однофазных
электроприемников независимо от величи-
ны неравномерности по фазам, создавае-
мой этими электроприемниками, произво-
дится аналогично трехфазным.
При числе однофазных электроприем-
ников до трех включительно условная трех-
фазная номинальная мощность рп.У опре-
деляется упрощенным способом:
а) при включении электроприемников
на фазное напряжение 220 В при трехфаз-
ной системе 380/220 В
/>н.у = 3/?н.м.Ф; (2-43)
б) при включении однофазных электро-
приемников на линейное напряжение при
одном электроприемнике
Рн.у = 1/З"рн.л, (2-44)
а при двух-трех электроприемниках, вклю-
ченных в разные плечи трехфазной сети,
по формуле (2-43); в этих формулах рн.л —
поминальная мощность электроприемников,
кВт; Рнмф — номинальная мощность элек-
троприемников наиболее нагруженной фазы,
кВт.
Пример 1. Сварочный трансформатор
(5ПВ =25 кВ'А> #В = 0,5; С05Ф„асп =
= 0,5; 6>ф=220 В) включен на фазное на-
пряжение.
Определить рн у; рн = 5ПВ у ПВХ
Хсоз фпасл=25]/ 0,5-0,5 = 8,7 кВт, рну =
= 3-8,7 = 26 кВт.
При включении двух и трех таких же
трансформаторов, но в разные фазы /?н.у==
= 26 кВт.
Пример 2'. Определить трехфазную на-
грузку от трех сварочных трансформаторов
при созф = 0,5, мощности которых, приве-
денные к ЯВ = 1, составляют:
рп\ = 28 кВт; /7н2 = 13 кВт; рп5 = 14 кВт.
Трансформаторы присоединены на ли-
нейное напряжение сети 380 В:
раь = 28 кВт; рЬс = 13 кВт и рса = 14 кВт.
Находим нагрузку наиболее загружен-
ной фазы, кВт,
28 + 14 28+13
Ра = ^ =21; Рь= . =20,5;
Рс =
2
13+ 14
= 13,5; /?н.м.ф = ра = 21 кВт,
следовательно, рну = 3-21=63 кВт; 5Н у =
= 63/0,5=126 кВ-А;
/м =
126
Уз -0,38
= 190 А.
Максимальная нагрузка однофазных
электроприемников при числе их больше
трех при одинаковых /Си и С05 ф, включен-
ных на фазное или линейное напряжение,
определяется по формулам
Ям = 3/СиЯиЯв м Ф; (2-45)
<Эм = ЗКяК'мРш м Ф 1§ ф. (2-46)
Величина яэ для однофазных нагрузок
определяется по формуле
п
2 2 Дн.о
_ 1
Э = о
°Рн.омя\
(2-47)

Таблица 2-9
Коэффициенты приведения однофазной нагрузки,
включенной на линейное напряжение, к нагрузке,
отнесенной к одной фазе трехфазного тока и фазному напряжению
I С05 ф
Коэффициенты приведения
Р(аЬ)а:> Р(Ьс)Ь: Р (са)с
Р(аЬ)Ь' Р(Ъс)с> Р(са)а
У(аЬ)а> У{Ьс)Ь> 4{са)с
Ч(аЬ)Ь> Ч(Ьс)с> У(са)а
0,3 |
1,4
-0,4
1,26
2,45
0,4 |
1,17
—0,17
0,86
1,44
0,5 |
1
0
0,58
1,16
0,6 |
0,89
0,11
0,38
0,96
0,7 |
0,8
0,2
0,22
0,8
0,8 |
0,72
0,28
0.09
0,67
0,9
0,64
0,36
—0,05
0,53
1
0,5
0,6
—0.29
0,29
где Хрв.о — сумма номинальных мощностей
однофазных электроприемников данного
расчетного узла; /?н.о:макс — номинальная
мощность наибольшего электроприемника
однофазного тока.
При числе однофазных электроприем-
ников более трех при различных /Сж и со$ ф,
а также при включении их на фазные и ли-
нейные напряжения определение макси-
мальной нагрузки производится следующим
образом:
все однофазные электроприемники,
включенные на фазное напряжение (фаза—
нуль) и на линейное напряжение распре-
деляются по возможности равномерно по
фазам. Общая средняя нагрузка по отдель-
ным фазам определяется суммированием
однофазных нагрузок данной фазы (фаза—
нуль) и групп однофазных нагрузок с оди-
наковыми /Си и со5 ф, включенных на ли-
нейное напряжение с соответствующим
приведением этих нагрузок по табл. 2-9
к нагрузкам одной фазы и фазному напря-
жению.
Например, для фазы а будем иметь
(Р, кВт; <?, квар):
Ясм а = КвРаЬр(аЪ)а + КпРсаР(са)а +
+ К'пРа о'»
С?см а = КъРаЪО(аЬ)а + КвРсай(са)а +
+ К'пРао *е Ф>
где КИ и Кл — соответствующие коэффи-
циенты использования; Раъ—нагрузка,
присоединенная на линейное напряжение
между фазами а и Ь\ Рса — то же на ли-
нейное напряжение между фазами с и а;
Рао< Оос — нагрузки, присоединенные на
напряжение а (между фазным и нулевым
проводами); 1^ ф соответствует соз ф на-
грузки фаза — Нуль; Р(аЪ)а> Р(са)а\ С(аЬ)а\
4(са)а — коэффициенты приведения нагру-
зок, включенных на линейное напряжение
аЪ и са к фазе а (табл. 2-9).
Пример определения однофазных нагру-
зок, включенных на фазное и линейное на-
пряжения сети 380/220 В, приведен
в табл. 2-10. В этом примере на линейное
напряжение аЬ включены сварочные транс-
форматоры общей мощностью 70 кВт при
соз ф = 0,6.
Требуется определить коэффициенты
приведения р{аь) и <7(аго> отнесенные соот-
ветственно к фазам а и Ь.
1. В табл. 2-9 в графе, соответствующей
соз ф = 0,6, находим:
Р(аЪ)а = 0,89; р(аЪ)Ь = 0,11', Я{аЬ)а = 0,38;
0(аЬ)Ь = 0,96.
По остальным плечам коэффициенты
приведения находятся аналогично.
2. Средние активные и реактивные на-
грузки для электроприемников, включенных
на фазное напряжение, определяются
в обычном порядке при помощи коэффици-
ентов использования /Си и 1§ Ф (поз. 4,
графы 17, 20 табл. 2-10).
3. Средние нагрузки для электроприем-
ников, включенных на линейное напряже-
ние, определяются путем умножения уста-
новленных мощностей по отдельным плечам
(графы 4, 5, 6 табл. 2-10) на соответству-
ющие коэффициенты приведения рая
(графы 8 и 9) и коэффициент использования
Кк (графа 13).
Например, на линейное напряжение аЪ
включена мощность 70 кВт (графа 4), тог-
да средняя активная нагрузка, отнесенная
к фазе я, составит:
Ясм а = 70 КиР(аЬ)а =
= 70-0,5-0,89 = 31 кВт
(графа 15),
а к фазе Ь
Рек Ь = 70 КцР(аЪ)Ь =
= 70-0,5-0,11 =4 кВт
(графа 16).
4. Средние реактивные нагрузки, отне-
сенные к фазам а и Ь, равняются соответ-
ственно:
Фсм а = 70Ки<7(вЬ)1* =
= 70-0,5-0,38 = 13 квар

Таблица 2-10
Пример определения однофазных нагрузок, включенных на фазное и линейное напряжение сети 380/220 В
1 с^э
О!
Узлы питания, группы электропри-
емников; номинальное напряжение
и ПВ
" Г 1
1. Сварочный трансформатор
76 кВ-А, созф=0,6, 380 В,
ЛВ = 60%, Рн = 7б/о,6.0,6=
= 35 кВт
2. Сварочный трансформатор
42 кВ-А, созф-0,6, 380 В,
ЯВ=60%, Рн=42УГ"оУб'0,6 =
= 19 кВт
3 Сварочный трансформатор
20 кВ'А, совФ=0Д 220 В, ПВ =
-65%,Рн=20У"с^65~.0,5 =
=8 кВт
4. Сварочный трансформатор
32 кВ-А, созф=0,5, 220 В,
77В=65%, Р„=32]/"065.0,5 =
= 13 кВт
Итого
Установленная мощ- 1
ность (приведенная
к ЯВ=100 %) Рн, кВт
2 ^
140
38
8
39
225
й 1
§
К
а
с
к
3
4
! 2
1
3
10
Установленная
мощность однофаз-
ных приемников,
включенных на ли-
нейное напряжение,
кВт
аЬ
4
70
70
Ьс
5 1
35
! 19
54
6 |
35
19
54
Коэффициент
приведения
к
фазе
7
а
Ь
Ъ
с
с
а
Ь
с
с
а
р
8
0,89
0,11
0,89
0,11
0,89
0.11
0,89
0,11
0,89
0,11
я
9
0,38
0,96
0,38
0,96
0,38
0,96
0,38
0,96
0,38
0,96
Установленная мощ-
ность однофазных
ных на фазное
напряжение, кВт
10
13
13
Ь
11
13
13
12
8
13
21
О» X
и в
3§
13
0,5
0,4
0,5
0,2
§
*©¦
а о
к и
14 .
0,6
0,6
0,5
0.5
Средние нагрузки
активные Р ,
кВт
15
31
2
1
3
37
Ь
16 |
4
16
7
3
30
17
2
16
1
7
4
3
37
реактивные
<2СМ, квар
а
18
13
17
7
5
42
ь
19
34
7
3
5
49
с
20
7
17
7
3
7
5
46
о
о
О;
О
сл
1 ->|

58
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
(графа 18);
<2см Ь = 70 Кяд(аЪ)Ь =
= 70-0,5-0,96 = 34 квар
(графа 19).
Расчеты по остальным плечам произво-
дятся аналогично.
5. Наиболее загруженной фазой оказа-
лась фаза а, общая нагрузка которой соста-
вила:
Рсн а = 37 кВт; <2см а = 42 квар;
(1см а _ 42
си а &1
*8Ф = -
1,14 и созф =0,66.
фазы
Средневзвешенное значение Ки для этой
*и =
2
37
70 + 54
-=0,5.
13
6. Условная трехфазная мощность от
однофазных электроприемников для наи-
более загруженной смены равна:
рсм = ЗРсм а = 3-37 =111 кВт;
<2см = Рсм1§Ф = 111-1,14 = 126 квар.
2-225 А
По табл. 2-7 для лэ = 4 и /Си = 0,5 /См =
= 1,65, Рм = 111-1,65=183 кВт;__0м=МХ
X126= 139 квар; 5М= 1^1832+1392 =
= 230 кВ- А.
2-6. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК НА РАЗНЫХ СТУПЕНЯХ
СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Пример определения электрических си-
ловых нагрузок напряжением до 1 000 В
приведен в табл. 2-11.
Наименование групп электроприемников
рекомендуется производить в такой после-
довательности:
электроприемники с переменным графи-
ком работы;
электроприемники повторно-кратковре-
менного режима работы;
однофазные электроприемники с ука-
занием ПВ и номинального напряжения;
электроприемники, работающие эпизо-
дически, а также кратковременно (при опре-
делении нагрузок не учитываются);
при наличии электроприемников прак-
тически с постоянным графиком нагрузки
они записываются ниже всех прочих групп
электроприем ников;
при наличии синхронных двигателей
необходимо указывать поминальные значе-
ния С05 ф И Г).
Резервные электроприемники (графа 4)
в расчете не учитываются. Графа 5 запол-
няется по расчетному узлу в целом. Если
пг заведомо больше 3, эта величина не
определяется, в графе 5 записывается: >3.
При наличии в справочных материалах
двух значений показателей /Сж и соз ср ре-
комендуется принимать большие значения.
Графа 7 для синхронных двигателей не за-
полняется. Для синхронных двигателей ре-
активная нагрузка принимается равной
номинальному значению и проставляется со
знаком минус. Реактивная мощность стати-
ческих конденсаторов <2С.К принимается
равной номинальной.
Для заполнения граф 6 и 7 по узлу в це-
лом предварительно подводятся итоги по
графам 4, 8 и 9, а затем определяются сред-
невзвешенные значения /Си и 1& ф. Средние
и максимальные силовые нагрузки до
1 000 В по трансформатору в целом опреде-
ляются аналогично, но с добавлением мощ-
ности статических конденсаторов напряже-
нием до 1 000 В.
Примечание. При наличии
электроприемников с переменным
и с постоянным графиком нагрузки
максимальные силовые нагрузки по
трансформатору или подстанции
в целом допускается определять
как для электроприемников с пере-
менным графиком.
Нагрузки постоянного тока определяют-
ся аналогично трехфазным.
Силовая нагрузка группы электропри-
емников напряжением выше 1 000 В опре-
деляется аналогично нагрузкам до 1 000 В.
По режиму работ электродвигатели
выше 1 000 В могут быть отнесены к трем
группам:
группа «а» — электроприемники дли-
тельного режима практически с постоянным
графиком нагрузки;
группа «б» — электроприемники дли-
тельного режима с переменным графиком
нагрузки;
группа «в» — мощные электроприемни-
ки с резкопеременным графиком нагрузки
(прокатные станы, электропечи и Др.).
Для электроприемников группы «а» оп-
ределяют только средние нагрузки РСм и
Сем за наиболее загруженную смену.
Для электроприемников группы «б»
определяют РСм, <Эсм, К* и лэ, а затем Ям,
<3м и 5М.
При наличии в расчетном узле электро-
приемников напряжением выше 1 000 В
групп «а» и «б» их максимальная нагрузка
находится сложением нагрузок этих групп.
По полученным результатам в случае
надобности определяют мощности промежу-
точных трансформаторов 10/6 кВ.
Для определения расчетных нагрузок
электроприемников группы «в» используют
данные об удельных расходах электроэнер-
гии и графики активных и реактивных на-
грузок, а при их отсутствии — уточненные
по технологическим данным показатели ре-
жима работы.

Таблица 2-11
Узлы питания и группы
электроприемников
1
Подстанция
ТП-1
Заливочные краны (два
крана). Главный подъ-
ем; /7В = 25%, два
электродвигателя по
100 кВт (работают од-
новременно)
Вспомогательный подъ-
ем, главная и вспомо-
гательная тележки;
#В=25%, три двига-
теля 2Х15+60 кВт
Передвижение моста;
/7Б = 25%, два двига-
теля по 80 кВт (рабо-
тают одновременно)
Итого .
1
а &
О) ж
Ч V
0) О
«а
Р
2
2
6
2
10
Пример определения электрических силовых нагрузок в сетях
Установленная мощ-
ность, приведенная
к ПВ—\. кВт
одного электро-
приемника (наи-
меньшего—наи-
большего) р
3
2X50
7,5—30
2X40
7.5—
2X50
X
Ж X
«8.
4
200
90
160
450
5
2
о
и:
и
2
Ж
о.
5
3
8
л
ч
о
с
и
К
ё
я*
*2
6
0,2
э-
(Л
О
V
7
0 ^
Средняя нагрузка
за максимально
загруженную смену
со
ж
а,
ж
-г*
II
а.
8
90
1
II 6
О 1
9
120
напряжением до 1000 В
о я
53
о, 2
ёж ж| <>
ж си 2
ё а^ и
1 10
о
2
о
я
2
н
ж
О)
ж
я*
ж
•е- 2
О те
*2
и
1,9
Максимальная нагрузка
«
ж
2
о
а.
а.
12
171
Од
О *
2 .
О 1
13
132
С4 2
О
+
<М 2
а,
со *
14
017
XI /
2 ^с
15
328
1 360

Узлы питания и группы
электроприемтшков
1
ЩСУ-1
Мельницы шаровые
Станки
Итого
Магистраль М1
Станки разные
Вентиляторы
Насосы
Нагреватели
Пожарные насосы
Итого
Я о.
С п
О 0>
: о, а,
* X
сп О
>о
О ев
в а
&в
8©
^5
* СУ К
2
5
1
7
12
1
60
4
2
3
2
71
1 Установленная мощ*
пость, приведенная
1 к /7В=1, кВт
одного эле.чтро-
приемника (наи-
меньшего—наи-
большего) р
3
50
5—21
50
4—51
16
150
30
25
» X
%**
<0 О.
О Р.
4
250
50
51
301
50
800
60
300
90
50
1300
о
СО
б
>з
3
1
Н
X
Ф
2%
6
0.8
0,2
0.7
0,2
0,7
0,8
0,8
0,41
в-
со
8
8-
7
0,8
0,75
0,65
1,15
0,65
1,15
0,8
0,75
0,8
0,75
1
0
Средняя нагрузка
за максимально
| загруженную смену
т
: X
II
о.
8
200
10
210
160
42
240
72
514
1 1
я
о
11 8
о 1
9
150
11
161
184
31
180
395
1 И
2 со
§8
о и
ж к
*5 1
к
<я
Ж
1
10
12
34
ж
о
X
5§
п
1,15
1.34
Продолжение таб
1 Максимальная нагрузка
1 н
8
а.
II
12
242
214
42
240
72
568
оа1
13
161
202
31
180
413
О
+
а,
Ч,
г 2С0
14
290
ИЛ/
л. 2-И
*?|*чп
15
440
970
1060
2310

Узлы питания и группы
электроприемников
1 |
Щ С У - 2
Насосы
Задвижки
Вентиляторы
Нагреватели
Итого .
Магистраль М2,
ЩСУ-4
Станки разные
Таль
о, р.
С 9)
О »
* к"
5 в»
Ло
0>8
ч
2
15
2
10
2
1
28
2
62
1
Установленная мощ- 1
ность, приведенная
к ЛВ=1, кВт
одного электро-
приемника (наи-
меньшего—наи-
большего) р
з
5-28
0,5-1,5
5
30
0,5—30
4,5—15
3
а|
X
к «
о р.
4
165
30
10
10
30
215
30
412
3
X
с?
*
то
2
Я
с».
5 |
>3
—
§ 1
о
•в*
*2
6 \
0,8
0,65
0,6
> 0,2
—
е-
(Л
8
8-
7
0,8
0,75
0,8
0,75
1
0
0,5
1,73
—
Средняя нагрузка
за максимально
загруженную смену
н
аз
*
И
о.
8
132
7
18
157
82
—
I
о
«и
» *
СУ 1
9
99
5
104
| 144
—
§Й
ч о
^ X
и ^
о <"
я; к ге1 «
*8 ст
10
55
—
<¦>
*¦*
я
3
.§. *|
о Я
11
1.21
—
Продолжение табл
Максимальная нагрузк
н
СО
<->
о»
II
12
132
7
18
157
99
су 3
У «
о*1 |
13 |
99
5
104
158
1 см 2
1 -'-
1 а.
14
1
188
186
. 2-11
^5 ^С
16
! 285
284

Узлы питания и группы
электроприемнмков
1
ЩР-1
Сварочные однофазные
трансформаторы авто-
матической сварки,
380 В, 3X60+2X66+
+ 1X26 кВт; ПВ =
=+60%*
Ста-1 нческие конденсато-
ры
Итого
И т ого силовая нагруз-
ка по ТП-1
* к
с а
о л
1 |8
{-, а
ч з х
2
6
69
190
3
Установленная мощ-
ность, приведенная
к ПВ^Л, кВт
одного электро-
приемника (наи-
меньшего—наи-
большего) р
3
20—51
4,5—51
100
в* а.
О
\о х
3 «
о л
4
260
675
2 941
80
6
к
X
ас
со
ас
с*.
5
>3
>з
ч
о
с
о
№
О) к
Я"
5 *
О о
6
0,35
0,26
0,39
©¦
(Л
О
о
е-
7
0,6
1,33
0,56
1,45
Средняя нагрузка
за максимально
загруженную смену
1 н
СО
В
5
ч
0.
8
91
173
1 144
1 1
а
е-
И) о-
о*
V*
«ГУ
О 1
9
121
—160
265
—160
1045
—160
О да
5 о
ь о ^ | сх
1 <и (- .,
*8 "
2? ч ф
10
—
26
59
22
и
К
я
к
Н
—
1,35
1,12
Продолжение таб
Макси пльпая нагрузка
Д
о
О,
2
О.
II
! *
12
—
233
1280
о ю
СУ *
V*
. СУ 1
1 13
—
265
—160
1045
— 160
О,
14
—
254
п. 2-11
^а ^с
15
388
940
|0>
о
г»
I
5г
о
В целях сокращения объема распределение нагрузок, определение неравномерности нагрузок по фазам и максимальной нагрузки по ШР-1 здесь не при
дсиы (см. § 2-5).
! *=г

§2-7]
Технико-экономические расчеты в электроснабокении
63
Максимальные электрические нагрузки
по главным понизительным подстанциям
(ГПП) в целях упрощения с учетом до-
пустимой погрешности ±10% принимаются
равными средним.
В тех случаях, когда можно ожидать
несовпадения по времени наиболее загру-
женных смен отдельных цехов или неодно-
временной работы крупных агрегатов (элек-
трические печи, прокатные станы), допуска-
ется применение коэффициента участия в
максимуме /С2. Пример определения элект-
рических нагрузок в сетях напряжением
выше 1 000 В приведен в табл. 2-12
(стр. 64—67).
Для сравнительной оценки полученных
расчетных результатов по цеху или пред-
приятию в целом рекомендуется опреде-
лять значение коэффициента спроса по ак-
тивной мощности, а также число часов
использования максимума и сопоставлять их
с теми же показателями для аналогичных
действующих цехов или предприятий, учи-
тывая при этом, что внедрение автоматиза-
ции приводит, как правило, к возрастанию
значений коэффициента спроса и продолжи-
тельности использования максимума.
Мощные электроприемники с резкопере-
менным графиком нагрузки (прокатные
станы и электрические печи), как правило,
присоединяются непосредственно к шинам
ГПП. Максимальная нагрузка по предприя-
тию в этом случае определяется сложением
расчетной нагрузки электроприемников
с расчетной нагрузкой прочих электропри-
емников.
При выборе для ГПП трехобмоточных
трансформаторов или трансформаторов
с расщепленными обмотками определение
электрических нагрузок производится по
каждой обмотке. При наличии двух и более
ГПП общая нагрузка по предприятию оп-
ределяется алгебраически сложением макси-
мальных нагрузок этих ГПП, кВ-А,
5м = /СЕ1Ар^ + ^ (2-48)
2-7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
РАСЧЕТЫ В ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИИ
Выбор наиболее экономичного варианта
из нескольких вариантов, отвечающих тех-
ническим требованиям, производится по ми-
нимуму приведенных затрат. В тех случаях,
когда приведенные затраты отличаются на
незначительную величину в пределах воз-
можной точности расчетов (5—10%), пред-
почтение следует отдавать варианту с луч-
шими качественными показателями.
Приведенные затраты, руб., являющие-
ся мерой стоимости, определяются только
для изменяемой части сопоставляемых ва-
риантов:
3 = рКе + Ян, (2-49)
где р — коэффициент приведения (норма-
тивный коэффициент эффективности), рав-
ный 0,12; /Се— единовременные капиталь-
ные вложения, определяемые в действую-
щих ценах, руб.; Ян — ежегодные издержки
производства при нормальной эксплуатации
(см. ниже), руб.
Если строительство и ввод в эксплуата-
цию основных объектов или частей пред-
приятия осуществляется по очередям и это
существенно влияет на технологическое ре-
шение рассматриваемых вариантов, то при-
веденные затраты, руб., для каждого вари-
анта определяются по расчетной величине
суммарных затрат за все время строитель-
ства Т с начислением сложных процентов:
т
Зт = р 2 (/С/ + Щ (1 + рп)т~* +Я„,
(2-50)
где Кг — капитальные вложения в год и
руб.; Иг — ежегодные издержки производ-
ства в год / (см. ниже), руб.; рп — норма-
тив для приведения разновременных затрат,
равной 0,08.
При реконструкции приведенные затра-
ты определяются, так же как при строитель-
стве по очередям, с учетом реализуемых
возвратных сумм и ликвидируемых вложе-
ний. При единовременных вложениях, руб.,
на реконструкцию
Зр = р(Къ + Кст + Кл-Кос)+Ин, (2-51)
где Кв — капитальные вложения во вновь
сооружаемые элементы электроснабжения,
определяемые в действующих ценах, руб.;
Кет—капитальные вложения в элементы
электроснабжения, сохраняемые при рекон-
струкции, руб.,
/Сет = /Св.с(1 — Ь1)\
/Сл — ликвидируемые вложения, руб.;
/Сл = (/Св.с — /Сц) (1 — Ы) — /Сл.с + Яд;
/Сое—освобождаемые вложения (возврат-
ные суммы), руб.,
Кос = /Сц(1 — Ы)\
/Св.с—восстановительная стоимость эле-
ментов электроснабжения, сохраняемых при
реконструкции, определяемая как стоимость
вновь сооружаемых, руб.; /Сц — стоимость
освобождаемого оборудования, пригодного
для использования в другом месте, опреде-
ляемая по действующему прейскуранту,
руб.; /Сл.с—ликвидационная стоимость,
принимаемая равной стоимости лома, руб.;
/Сд — стоимость демонтажа оборудования,
определяемая стоимостью монтажа с при-
менением соответствующих коэффициентов,
руб.; Ь — норма амортизационных отчисле-
ний, идущих на восстановление основных
фондов, в долях единицы (табл. 2-13); / —
время с начала эксплуатации до момента
осуществления реконструкции, год.
Величина Ыу определяющая долю изно-
са, не может быть больше 1, так как сумма
износа не может превышать величину вло-
жений.
Исходя из необходимости восстановле-
ния средств, выделенных предприятию для
хозяйственной деятельности, в приведенные

Таблица 2-12
Пример определения электрических силовых нагрузок в сетях напряжением выше 1000 В
Узлы питания
1
а
О) о
в*.
§11
Установленная мощ-
ность, приведенная к
ЛВ-100%, кВт
3§22
о а л л
к я ж ч
О С 2\5
^57
И (П
СОЭ ф
*ЯФ
Средняя нагрузка
эа максимально
загруженную смену
«г*
§ II
10
¦га
Максимальная нагрузка
*8«
12
I
О а
о (
13
С'
+
5 СС
со *
Число и
мощность
транс-
формато-
ров
15
РП-1
Подстанция ТП-1
Силовая нагрузка
Освещение
190/3
100
Итого
Подстанция ТП-2
Силовая нагрузка
Освещение
190/3
90
140
2941
80
150
3091
80
1990
120
0,39
0,9
1 144
135
1 045—160
105
1280
135
1 045—160
105
0,41
812
120
1 150—160
858
1415
1020
120
1 150—160
858
1730
2X1000
Итого
Подстанция ТП-3
Силовая нагрузка
Освещение
90
92/5
80
2110
2830
100
100
0,4
1
932
ИЗО
100
858
950—160
70
1 140
1240
100
858
950—160
70
1425
2X1000
Итого ,
92/75
2930
100
1230
1020-160
1340
1 020—160
1590
2X1 000

Подстанция ТП-4
у1 Силовая нагрузка
;,) Освещение
Итого
Общая силовая нагрузка
Дробилки 6 кВ (с пере-
мен 1ым графиком)
Общая силовая нагрузка
до 1000 В и выше элек-
троприемннков с пере-
менным графиком
Элсктроириемники с по-
стоянным графиком
Насосы водоснабжения,
синхронные двигатели
6 кВ, со59=0,9,^-0,92
Освещение
Реактивные потери в
трансформаторах
Всего по РП-1
РП-2*
Силовая нагрузка:
электроприемники
до 1000 В
электроприемники
6кВ
120/10
120/10
492/18
2
494
18
2/1
496
19
225/2
6/1
105
140
500
5 000
1 400
100
3200
200
140
3340
200
10 961/ЗСО
1000
11 961
380
2 800
1 400
510
15 271
1780
5900
100
5100
1400
0,39
0,9
0,4
0,5
0,44
0,7
0,95
0,45
0,8/0,73
1 250
126
1376
4 336
500
4 836
1960
481
7 277
2 660
3 800
850
100
950
3 703—320
375
4 078—320
—1 470
275
570
4 923—1 790
1870
1 800—2 940
157
48
118
1,05
1,13
1
.1,07
1
1350
126
1476
4 550
5 450
1960
481
7 891
2 840
3 800
850
100
960
3 703—320
4 078—320
— 1470
275
650
5 003—1 790
1870
1 800—2 940
850
1 750
8 500
2X1000
4(2X630)

Узлы
1
Освещение
Реактшшые потери в
трансформаторах
Всего по РП-2
РП-3*
Эл^ктропрпеминки
до 1000 В
Освещение
Реактивные потери в
трансформаторах
Всего по РП-3
гпп
Силовая нагрузка:
электроприемники
до 1С00 В
электроприемники
6 кВ
1 о.
1 О а
&^
В X
(Г) о
щ
к ^ л
г 3 «
X <и со
2
231/3
400
400
1 117
20
Ю/2
1 Установленная мощ-
ность, приведенная к
| ЛВ=100%, кВт
одного электро-
приемника нии-
меньшего—наи-
большего) р
3
50
1 ""о.
х
3 и
а8
1 к
Р со
\0 си
о а
1 4
500
! 11500
1500
7 800
680
8 480
24 661
480
8 900
2 800
2
в
С?
5
1
л
в
к
1
II
6
| 0,35
СОЗ ф
7
[ Средняя нагрузка
за максимально
загруженную смену
Ю
2
о
8
500
6 960
2 740
СОО
3 340
9 736
6 260
х п,
31
II *°.
V.-' X гй
9
520
4 190—2 940
2 ?40—800
282
500
3 022—800
7 813—1 120
2 175—4 410
2 *
ч о
э* в
|Н0:, -?
№ "
СТ) со с
10
—
310
в
в
1-е*
•е- п
11
—
1
П
р о д о л ж е п и е т «
М'5 нагрузка
1 и
о.
*<*
|!
н
0. в
12
ЭД0
7 140
2 740
600
3 340
1
е 1
13
600
4 270—2 940
2 240—800
282
500
3 022—600
С1 2
С
1 +
1 о-
2 со
со *
14
7 200
4 000
тбл. 2-12
Число и
мощность
транс-
и ормато-
ров
15
[
4(2X630)
|СГ)

Оспе! [.еппе
Реактивные потери в
трансформаторах
Итого па стороне 6 кВ
17 577
/С^"^о1=()'5;со5ф=
= 0,94
Предприятие А
Предприятие Б
Итого с учетом пред-
приятии А и Б
Максимальная нагрузка
ГПП с учетом Кг =0,9
Потери в трансформато-
рах 110/6 кВ
Всего на стороне
ПО кВ ГПП
1127
22
222
75
1690
32 251
3 280
10 000
6 000
51 251
0,3
0,35
0,92
0,42
0,92
0,42
1 581
17 577
3 000
2 100
22 677
20 000
557
1590
6 605
1260
880
8 745
7 800
270
1
17 577
3 000
2 100
22 677
20 000
20 000
0 60^
1 260
880
8 745
7Р00
2 200
10 000
18 600
3 490
2 260
21 400
22 000
* В целях сокращения объема таблип.ы полробпая запись расчета нагрузок по РП2 и РПЗ не приводится.
О)
I -^1

Таблица 2-13
Нормы амортизационных отчислений
по основным фондам народного хозяйства СССР,
действующие! с 1 января 1963 г.
(в процентах к балансовой стоимости)
Виды основных фондов
Общая норма
амортизаци-
онных отчис-
лений. р~
В том числе
на капиталь-
ный ремонт
Рк.р
на полное
восстановле-
ние, Ь
Воздушные линии электропередачи
На металлических или железо-
бетонных опорах напряже-
нием:
до 22 кВ
35—160 кВ
220 кВ и выше
На опорах из пропитанной дре-
весины напряжением:
до 22 кВ
50—160 кВ
220 кВ и выше
На деревянных опорах с желе-
зобетонными пасынками на-
пряжением:
до 22 кВ
35—110 кВ
220 кВ и выше
20 303
20 303
20 303
20 304
20 304
20 304
20 304
20 304
20 304
3,5
2,8
2,24
6,62
5,3
4,24
5,3
4,24
3,39
1,0
0,8
0,64
2,5
2,0
1,6
2,0
1,6
1,28
2,5
2,0
1,6
4,12
3,2
2,64
3,3
2,64
2,11
Кабельные линии электропередачи
Проложены в земле и под во-
дой напряжением:
до 10 кВ
35 кВ
80 кВ и выше
Проложены в помещении на-
пряжением:
до 10 кВ
35 кВ
20 309
20 309
20 309
20 309
20 309
3,0
4,12
2,25
2,4
3,3
Электрооборудование
Электродвигатели мощностью:
до 100 кВт
свыше 100 кВт
Силовое электротехническое
оборудование и распредели-
тельные устройства
Аккумуляторы стационарные
То же при непрерывной под-
зарядке
Прочие измерительные и регу-
лирующие приборы и устрой-
ства
Здания с каменными стенами
из штучных камней или
крупноблочных, колонны и
столбы железобетонные или
кирпичные, перекрытия желе-
зобетонные
30 200
30 201
30 502
30 503
30 503
50 022
100 001
10,2
7,4
6,3
15,4
9,24
12,0
2,8
0,5
1,0
0,25
0,4
0,8
3,7
3,6
3,0
6,0
3,6
2,0
1,6
2,5
3,12
2,0
2,0
2,5
6,5
3,8
3,3
9,4
5,64
10,0
1,2

§2-8]
Основные требования к качеству электроэнергии
69
затраты должны также входить отчисления
на восстановление сумм ликвидируемых
вложений ЬКп.
Ежегодные издержки производства при
единовременном вводе сооружения в экс-
плуатацию Ян и для каждого периода при
вводе сооружения в эксплуатацию по оче-
редям Иг определяются по соответствую-
щим значениям амортизационных отчисле-
ний /7а, затрат па электроэнергию //м и рас-
ходов по эксплуатации Иэ:
И = Иъ + И»1 + Иэ. (2-52)
Амортизационные отчисления, руб., на-
считываются дифференцированно по годо-
вым нормам амортизации ра в долях едини-
цы от суммы капитальных вложений во
вновь сооружаемые Кп и существующие,
сохраняемые при реконструкции Кв.с эле-
менты электроснабжения
Иа = рЛ(К* + Кв.с). (2-53)
Затраты на электроэнергию, руб.; опре-
деляются стоимостью потерь электроэнер-
гии в рассматриваемом варианте:
Ям = Со.пДРм + Сд.пД^г, (2-54)
где Со.п, Сд.п — основная плата за 1 кВт
максимальной нагрузки и дополнительная
плата за 1 кВт-ч, руб.;
АРм — расчетная мощность максималь-
ных потерь, кВт; Д№г — расчетные потери
электроэнергии за год, кВт-ч.
Расходы по эксплуатации Яэ, руб.,
обычно принимаются равными затратам на
текущий ремонт, так как заработная плата,
общецеховые и другие расходы одинаковы.
Оки определяются по нормативным отчисле-
ниям /?т.р в долях единицы (табл. 2-14) от
суммы капитальных вложений:
Яэ = рт.р(Кв + Кв.с). (2-55)
Таблица 2-14
Затраты на текущий ремонт
основных средств
Основные средства
Кабельные линии
Воздушные линии на ме-
таллических опорах
То же на деревянных
опорах
Подстанции
От стоимости
сооружений рт у
%
0,5
0,5
1,0
1,0
Качественные показатели характеризу-
ют технические решения, которые непосред-
ственно не имеют стоимостного выражения.
Вариант системы электроснабжения
обладает более высокими качественными
показателями, если у него, например, выше
номинальные напряжения сети, ниже поте-
ри напряжения в сети, меньше колебания
напряжения и частоты в сети, вызываемые
работой установок с резкопеременнон на-
грузкой, ниже уровень высших гармоник
гока в сети, более благоприятны условия
для монтажа, проще и более удобны усло-
вия эксплуатации, возможно осуществление
расширения установки без значительных пе-
реустройств, что имеет важное значение при
современных темпах развития производства.
2-8. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К КАЧЕСТВУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Показателями качества электроэнергии
у ее приемников при питании от сетей пере-
менного тока являются:
а) отклонение напряжения V, В (кВ),
когда скорость изменения напряжения
меньше 1 % в секунду:
У = и — 1)ъ, (2-56а)
У= н 100%, (2-566)
где V — фактическое значение напряжения;
С1а — номинальное напряжение.
Для приборов рабочего освещения
в производственных помещениях и общест-
венных зданиях, а также в прожекторных
установках наружного освещения допуска-
ются отклонения напряжения в пределах от
—2,5% До +5% номинального; для электро-
двигателей и пусковых аппаратов от —5%
до +10%; для остальных электроприемни-
ков от —5% до +5%;
б) колебание напряжения V*, В (кВ),
когда скорость изменения напряжения рав-
на или больше 1 % в секунду:
V* = г/Макс - Г/мин; (2-57)
VI = Цмакс ~~ Цмш . 100% . (2-58)
Для осветительных ламп и радиоприбо-
ров допустимые V* (сверх допустимых V)
в зависимости от частоты колебаний в еди-
ницу времени определяются по кривой
рис. 2-3 или
6 М
У(=\ + — = 1 + — . (2-59)
п 10
где п — число колебаний напряжения в час;
А/ — средний за час интервал между после-
дующими колебаниями, мин.
Для отдельных установок с резкопере-
менными нагрузками (например, прокатные
станы) допускаются колебания напряжения
до 1,5% 11и при неограниченной их частоте;
в) несинусоидальность формы кривой
напряжения, длительно допустимая на за-
жимах любого электроприемника, если
— < 5 % , (2-60)
где Цх- —действующее значение напряже-
ния гармоники.

70
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
т
\\
\\
1 ^
1
!
V
Ч
^'а-
-—:
--—
|
!
-г]
На зажимах асинхронного электродви-
гателя допускается несинусоидальность кри-
вой напряжения и более 5%, если при этом
с учетом других влияющих факторов (от-
клонения напряжения и несимметрии на-
%
12
10
8
6
о г с ¦* -г
Рис. 2-3. Зависимость допустимых колеба-
ний напряжения Уг от их числа п в час.
пряжения) нагрев двигателя не превысит
допустимого. Условие допустимого нагрева
характеризуется соотношением, приведен-
ным в приложении 17 к ГОСТ 13109-67;
г) смещение нейтрали трехфазной се-
ти—абсолютная величина напряжения ну-
левой последовательности основной час-
тоты:
ио=±рД+Ов+Ос\; (2-61)
ь'о — /О^ном.фазн,
Узцн
(2-62)
где \0а-\-^в-\-0с\—абсолютная величина
геометрической суммы векторов напряжений
фаз Л, Б и С;
д) несимметрия трехфазной системы
напряжений {/_, В(кБ) — абсолютная вели-
чина напряжения обратной последователь-
ности основной частоты — длительно допу-
стимая на зажимах любого трехфазного
симметричного электропрнсмника, если
'У-^0,02 <УН:
1
^_ = — УА + а^
в '
аиг
(2-63)
100|^л + а2(У,+ аУс|
и __ — /0^ном-фазн>
У3и* (2-64)
1 , /Г , 1 УЗ
— векторный оператор фазы (фазный мно-
житесь).
В сети с однофазными осветительными
и бытовыми электропрнемникамп напряже-
ние нулевой последовательности ч несиммет-
рия напряжения не должны превышать зна-
чении, при которых с учетом других влияю-
щих факторов (отклонения напряжения
прямой последовательности, смещения нейт-
рали и несинусоидальности кривой) дейст-
вующие значения напряжения не выходят
за пределы, указанные в п. «а».
На зажимах асинхронного электродви-
гателя допускается несимметрия напряже-
ния и более 2%, если при этом с учетом
других влияющих факторов (отклонения
напряжения и несинусоидальности кривой)
нагрев двигателя не превышает допустимого
в соответствии с условием приложения 17 к
ГОСТ 13109-67.
2. ПАДЕНИЕ И ПОТЕРЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Падение напряжения — геометрическая
разность векторов напряжения в начале и в
конце рассматриваемого элемента схемы;
по I еря напряжения Д^ — алгебраиче-
ская разность напряжений в начале и в кон-
це элемента.
Например, для линии Л1 (рис. 2-4), ес-
ли известно напряжение в конце линии Vв,
иА = V {и в + ы" )2 + (бу")2 (2-65)
или, если известно напряжение в начале ли-
пни V А,
Цв= \/г(иА — ДС/')2 + (бг/')2 (2-66)
где Ш* = Я//^ + ^1 .10_з.
"в
иА
— продольные составляющие падения на-
пряжения на участке АВ, кВ;
V
В
бц>= р'хы-<1'г*1 ,10-з
иА
— поперечные составляющие падения напря-
жения на участке АВ, кВ;
&а> Р\ С}' — соответственно напряже-
ние (кВ), активная (кВт) и реактивная
(квар) мощности в начале линии;
У в, Р", ($" — то же, но в конце линии.
Точные формулы следует применять во
всех случаях, когда надо определить на-
пряжения и падения напряжений как век-
тора, например при подсчетах несимметрии
напряжения (см п. «д»). При инженерных
расчетах, не связанных с необходимостью
определения векторов напряжений, обычно
пользуются приближенными формулами, оп-
ределяя только потерю напряжения, т. е.
считая Ш = 0 и отрезок Я/С=0 (рис. 2-5).
Иногда пренебрегают также потерями
мощности в линиях !.Р' = Р" и (?' = (2"),
в этом случае в знаменателях формул АС!

§ 2-8] Основные требования к качеству электроэнергии 71
за среднее расчетное напряжение принима-
ется номинальное напряжение сети, кВ,
иА = ив + Ш\ ив=цА-да; (2-67)
Ш = Рг + ®Х . ю-*, (2-68)
где Р и О — активные и реактивные мощ-
ности трех фаз, кВт и квар; г и х — актив-
ное и реактивное сопротивления участка
*- —±—*~
о__/^1*^7^^ *Р РР хЛ2 Н„г
& 1*8 Ус Цц Не
Рис. 2-4. Участок сети и его упрощенная
схема замещения.
Рис. 2-5. Векторная диаграмма напряже-
ний в начале и в конце линии Л\.
ВР — продольная составляющая падения напря-
жения Д*У; РА — поперечная составляющая паде-
ния напряжения 6 и; ВА — падение напряжения;
ВК — потеря напряжения; РК — ошибка, возника-
ющая при расчете по потере напряжения.
АВ системы электроснабжения, Ом; 1/н —
номинальное напряжение сети, в которую
входит участок АВ, кВ. Для трансформа-
торов 1)ъ — номинальное напряжение тон
обмотки трансформатора, к которой приве-
дены гих.
3. РЕГУЛИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
И МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ
КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ
Для обеспечения требуемых значений
напряжений у электроприемников приме-
няют централизованное регулирование на-
пряжения на шинах центра питания или
местное регулирование напряжения за счет
изменения сопротивлений отдельных эле-
ментов, коэффициентов трансформации
трансформаторов или изменения величины
протекающей по элементам сети реактив-
ной мощности.
Генераторы. При питании предприятия
на генераторном напряжении всегда может
быть использован располагаемый регули-
ровочный диапазон изменения напряжения
генераторов с помощью автоматических
регуляторов возбуждения (АРВ). Закон
регулирования должен быть определен
в проекте электроснабжения промпредпри-
ятия на основании технико-экономических
расчетов по выбору наивыгоднейших режи-
мов или при отсутствии необходимых эко-
номических данных на основании рассмот-
рения предельных нагрузок самых близких
п наиболее удаленных электроприемников.
Трансформаторы (автотрансформато-
ры) с регулированием напряжения под на-
грузкой следует устанавливать на пони-
жающих подстанциях промпредприятий
с вторичным напряжением 6—20 кВ. Регу-
лируемые трансформаторы — основные и
наиболее простые средства централизован-
ного регулирования напряжения в сетях
промпредприятий. Регулируемые трансфор-
маторы напряжением 6—20/0,4—0,66 кВ
следует применять в тех случаях, когда
использование других средств регулирова-
ния (например, батарей статических кон-
денсаторов) окажется недостаточным или
экономически неоправданным. Регулируе-
мые под нагрузкой трансформаторы по-
ставляются комплектно с блоками автома-
тического регулирования РПН (БАУРПН).
Изменяя регулировочное ответвление
трансформатора, можно изменить величину
«добавки» напряжения, получающейся во
вторичной сети по сравнению с первичной.
Величина «добавки» определяется по фор-
муле
Е = (^- - 1 ) . 100% , (2-69)
^1Н* /
где 6^2н* — величина номинального напря-
жения вторичной обмотки трансформатора
в долях единицы; 6/щ*— то же первичной
обмотки с учетом выбранного регулировоч-
ного ответвления.
Применение регулируемых трансфор-
маторов наиболее эффективно в тех слу-
чаях, когда примерно совпадают графики
нагрузок основной массы электроприемни-
ков, присоединенных к данному пункту пи-
тания. Регулируемые трансформаторы
ГПП предприятия в сочетании с простыми
средствами местного регулирования (уп-
равляемыми батареями конденсаторов)
позволяют в большинстве случаев обеспе-
чить высокое качество напряжения у по-
требителей промпредприятия.
Линейные регуляторы ЛР или вольто-
добавочные трансформаторы используются
для присоединения к существующим нере-
гулируемым силовым трансформаторам,
для регулирования напряжения у группы
подстанций, питающихся от данного центра
питания, а также для отдельных линий,
требующих независимого регулирования.
Линейный регулятор ЛР имеет две обмот-
ки, из которых одна включается последо-
вательно в линию с регулируемым напря-
жением (куда, таким образом, вводится
добавочная э. д. с), а другая питается от
обмотки автотрансформатора. В табл. 2-15
приведены основные технические данные
ЛР мощностью 16—100 МВ-А.
Применение вольтодобавочных транс-
форматоров значительно удорожает уста-
новку в целом: стоимость вольтодобавоч-

72
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Основные технические данные трехфазных линейных регуляторов
мощностью 16—100 МВ«А напряжением 6—35 кВ
Таблица 2-15
Тип
ЛТМН-16000/10
ЛТМН-25000/10
ЛТДН-40000/10
ЛТДН-63000/10
ЛТДН-100000/10
16
25
40
63
100
Напряжение х. х.,
кВ
на
входе
6,6
11,0
6,6
11,0
6,6
11,0
38,5
38,5
на выходе
6,6 + 15%
11,0±15%
6,6±15%
11,0 ±15%
6,6 + 15%
11,0 ±15%
38,5 ±15%
38,5±15% '
Напряжение к. з.. %,
отнесенное к проходной
мощности
+ 15%
1,6
1 ,59
1,76
1,63
1,59 1
1,63 1
1,54
+1,5°/
1,39
1,37
1,52
1,42 1
1,38
1,42
1,34
-15%
1,18
1,33
1,31
1,21
1,18
1,21
1,14
Суммар-
ные поте-
ри в по-
ложении
+ 15%,
кВт
38,99
38,98
61
86,73
93,83
148,1
166,68
ного трансформатора на данную мощ-
ность составляет 0,7—1,6 стоимости сило-
вого трансформатора аналогичной мощно-
сти. Поэтому на вновь проектируемых под-
станциях ЛР, как правило, не приме-
няются.
Синхронные компенсаторы. Основным
назначением синхронных компенсаторов на
промпредприятиях является генерация ре-
активной мощности и централизованное ре-
гулирование напряжения. Стоимость еди-
ницы номинальной реактивной мощности в
компенсаторах в несколько раз выше, чем
в генераторах. Специальные быстродейст-
вующие синхронные компенсаторы могут
применяться в системах электроснабжения
промпредприятий при наличии крупных
установок, работающих с ударной на-
грузкой.
Синхронные двигателе являются до-
полнительным средством регулирования
напряжения, если они снабжены автомати-
ческим регулятором возбуждения (АРВ)
с уставкой по заданному напряжению.
Двигатели небольшой мощности нецеле-
сообразно использовать для автоматиче-
ского регулирования напряжения из-за вы-
сокой стоимости АРВ. В то же время, как
правило, экономично использовать эти дви-
гатели для генерации постоянной величины
реактивной мощности.
Статические конденсаторы в регулиру-
емых установках поперечной компенсации
помимо компенсации реактивной мощности
обеспечивают местное регулирование нап-
ряжения в сетях промпредприятий. Они
экономичнее синхронных компенсаторов
как по капитальным затратам, так и по
эксплуатационным расходам.
Диапазон регулирования управляемых
конденсаторных установок (КУ) определя-
ется как
(Цг</„ (2-70)
*Р =
ЮЩ
где х — эквивалентное суммарное индук-
тивное сопротивление внешней сети по от-
ношению к точке присоединения КУ; (?р —
мощность КУ, выбранная для повышения
коэффициента мощности; 0п — номиналь-
ное напряжение сети, кВ; 0* — величина
напряжения в долях единицы в точке при-
соединения КУ.
Недостатком конденсаторов является
отрицательный регулирующий эффект;
с понижением напряжения в электросети
генерируемая ими реактивная мощность
снижается в квадратичной зависимости.
Это приводит к некоторому дополнительно-
му снижению напряжения и при чрезмерно
большой доли участия присоединенной
мощности конденсаторов в покрытии ба-
ланса реактивной мощности может приве-
сти к лавине снижения напряжения.
Установки продольной компенсации
(УПК). Включение батарей статических
конденсаторов последовательно в рассечку
линии дает возможность снизить реактив-
ное сопротивление цепи, а следовательно,
и потери напряжения. Благодаря сниже-
нию потери напряжения уменьшаются от-
клонения напряжения на приемном конце
линии при изменениях нагрузки. Поэтому
УПК применяют обычно не только для
повышения уровня напряжения в конце на-
груженной линии, но и для безынерцион-
ной стабилизации напряжения при наличии
резкопеременных нагрузок.
Установка продольной компенсации
улучшает уровни напряжения и уменьшает
колебания напряжения только на приемной
стороне линии; на источники питания
УПК почти не оказывает влияния (лишь
несколько улучшает коэффициент мощ-
ности).
Изображенная на рис. 2-6, а векторная
диаграмма относится к линии без УПК.
При этом {У2<^1 вследствие падения на-
пряжения Д{У, которое можно представить
как геометрическую сумму активной и ре-

§2-8]
Основные требования к качеству электроэнергии
73
активной составляющих; углы ф1 и ф2 при-
мерно равны. Диаграмма рис. 2-6, б пост-
роена для линии с УПК, сводящей к нулю
потерю напряжения в линии (^2=^1 по
величине), в предположении, что 1)\, соз ф
/г
С05 Ср2
6)
Рис. 2-6. Применение УПК.
с—векторная диаграмма _лннии без УПК; И2<1^\\
соз ф,«соз ф2; ДС/^ = |Лз 1ЯЛ; Д6^=}/"3 1хл; 6 —
векторная диаграмма линии с УПК; (Ои созФ-.,
/)=соп51; #2«(Л; Д(У=0; Хс = -.
Уз/
и / — неизменны. Максимальная величина
повышения напряжения при УПК
(Еь) в_!_.
\^а/макс С05ф3
(2-71)
где 1/а — напряжение в конце линии без
УПК; Уь — желаемое напряжение в конце
линии за УПК.
Необходимое емкостное сопротивление
хс конденсаторов УПК можно определить
графически из векторных диаграмм рис.
2-6, а, б. Задавшись, например, условием
^2=^Л и учитывая, что Дб'я, Д*УХ и соз ф2
не изменились после включения УПК (т. е.
треугольники АВС на рис. 2-6, ау б равно-
велики), а точка й неизвестна, можно пе-
редвигать треугольник АВС так, чтобы АВ
было все время параллельно току /, а точ-
ка С скользила по дуге радиусом #2=^1
до тех пор, пока точка А не окажется на
перпендикуляре, опущенном из точки й на
линию, являющуюся продолжением тока /.
Отрезок АВ и определяет повышение нап-
ряжения на конденсаторе АС/С= V 3/*с,
необходимое для удовлетворения условия
^2 = ^и откуда
хс = ^- (Ом на фазу). (2-72)
Уз/
Необходимое сопротивление УПК
можно определить также по следующей
формуле, Ом,
_ Уь-Од __
УЗ /зШфнагр
- ^-^>-, (2.73)
1/^3/. 100 ЗШфнагр
где Vа — напряжение в конце линии без
УПК, Иь — напряжение в конце линии, ко-
торое желательно получить в результате
включения УПК; 1/в — номинальное напря-
жение линии; Уа — отклонение напряжения
в конце линии без ЛПК, %; Уь— отклоне-
нение напряжения от номинального в кон-
це линии, которое желательно получить
в результате включения УПК (в частном
случае оно может равняться нулю или да-
же быть отрицательным), %.
По полученному хс следует подобрать
подходящее сочетание параллельных и по-
следовательных ветвей батарей, позаботив-
шись о том, чтобы ток нагрузки не вызы-
вал недопустимых перенапряжений на за-
жимах отдельных конденсаторов.
На рис. 2-7, а показано защитное уст-
ройство для УПК мощностью от 1 до
2 Мвар, а на рис. 2-7, б — схема включе-
ния УПК мощностью до нескольких сот
киловольт-ампер реактивных. Для искро-
вого разрядника требуется, чтобы он был
способен выдержать без повреждения его
электродов ток к. з. на линии за период
времени, определяемый релейной защитой
линии.
Продольное включение конденсаторов
в ряде случаев может привести к возник-
новению нежелательных явлений резонан-
С
2
1и
1
-п-
д
1
I ^
Рис. 2-7. Схема включения УПК.
а — мощностью 1—2 Мвар; 6 — мощностью не бо-
лее нескольких сотен киловольт-ампер реактив-
ных; / — батарея конденсаторов: 2 — разъедини-
тель; 3 — трансформатор напряжения; 4 — обход-
ной выключатель; 5—защитный искровой разряд-
ник; 6 — трансформатор тока; 7 — успокоительное
сопротивление,

74
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
сного характера — самовозбуждения и са-
мораскачивания генераторов и двигателей,
субгармонические колебания, повышение
ударных значений тока короткого замыка-
ния и т. д. Конкретная возможность воз-
никновения таких явлений и меры борьбы
с ними описаны в [Л. 6].
4. РАСЧЕТЫ ЗНАЧЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ
У ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
Средства регулирования напряжения
следует применять с учетом наиболее эко-
номичного использования средств компен-
сации реактивной мощности (регулируемые
статические конденсаторы, синхронные
электродвигатели), предусматриваемых на
проектируемом предприятии в соответствии
с балансом реактивной мощности или
с требованиями устранения резких колеба-
ний напряжения (например, продольная
компенсация).
При глубоких вводах и достаточно ко-
ротких распределительных сетях предприя-
тия, как правило, оказывается достаточно
эффективным применением на ГПП авто-
матически регулируемых под нагрузкой
трансформаторов или использование регу-
лировочного диапазона генераторов при
питании от ТЭЦ. Расчет, выполняемый для
проверки достаточности этих простейших
мероприятий, проподится для дв^/х пре-
дельных рабочих режимов (наибольших
и наименьших нагрузок) и для двух край-
них (электрически наиболее удаленного
и ближайшего) электроприем^иков. Рас-
чет для схемы (рис. 2-8) без учета зоны
нечувствительности регулирующего уст-
ройства в центре питания (ЦШ произво-
дится следующим образом: нижний предел
допустимого отклонения напряжения ня
шинах ЦП (в данном случае на шинах
6 кВ ГПП) Vц определяется в режиме ма-
ксимальных нагрузок для двигателей нап-
ряжением выше 1 кЕ в точке Р и для низ-
ковольтного электроприемника в точке N.
При этом принимается наименьший коэф-
фициент трансформации на ТПЗ, а потери
напряжения в различных элементах сети
определяются для режима максимальных
нагрузок:
и;_= 0,(ШН + ЫРП + Ш'ов + шВа.
(2-74)
Уп_ = (0,0И/„ + Ш'мы + Д1/тпз) X
х К.
тр.наим
+ ш
Вц>
(2-75)
где 0,05 О'п — допустимое понижение нап-
ряжения на зажимах электроприемни-
ков Р и N-1 Д{УГ#, А^оя и т. д.— потери
напряжения в различных элементах схемы
в режиме наибольших нагрузок;
/(тр.наим — наименьший коэффициент транс-
формации ТПЗ 6/0,4 кВ*.
При отсутствии данных о сетях напря-
жения до I кВ можно принять, что напря-
жение на шинах 0,4—0.69 кВ удаленных
ТП должно быть не ниже Пв (У=0). Тог-
* В некоторых случаях следует вместо
наименьшего Ятр принять для расчета
иное его значение. Определение зоны ис-
пользования различных регулировочных
ответвлений трансформаторов с ПБВ
см. [Л. 3].
С гпп ЦП
М—4
:*№!_
и»:—Ш1 и* —|
^ш
Рис. 2-8 Отклонения напряжения на шинах вторичного напряжения поястл*-
а ~ схема '.сы, -отклонения напряжения при одинаковых ксэфсь-'.ц: 1.\ гг^а.ч^и
в —отклонения напряжения при разных коэффициентах трансформации ГП.

§2-8]
Основные требования к качеству электроэнергии
75
да второе выражение для определения Уц
примет вид:
<- = д"тзКтР+д"вц- (2-76)
Из двух значений Уц_ —выбирается
большее. Нижний предел допустимого отк-
лонения напряжения составляет, таким об-
разом, Уц_. Верхний предел допустимого
отклонения на шинах ЦП определяется
в режиме минимальных нагрузок для высо-
ковольтных двигателей в точке В и низко-
вольтных шин ТП1 (точка К). При зтом
принимается наибольший /СТр на ТП1, а по-
тери напряжения в различных элементах
сети определяются для режима минималь-
ных нагрузок:
К;+ = (0,05^Н + ДС/ТП1)Х
х*тР.н«б + А"рв; (2-77)
Уц+=0,(Шн+А1/рв. (2-78)
где 0,05 ^Уы — допустимое повышение нап-
ряжения на зажимах электроприемкиков
В и /(; А^рв » А^/тП1 — потери напря-
жения в режиме наименьших нагрузок;
/Стр.наиб — наибольший коэффициент транс-
формации ТП1 6/0,4 кВ*.
Из двух значений 1Л-л_ выбирается
меньшее, т. е. более жесткое условие.
Верхний предел допустимого отклонения
напряжения составляет, таким обра-
зом, Уц+.
Если полученный допустимый диапа-
зон отклонений напряжения на шинах ЦП
Уц+ ^ Уц ^ Уц—меньше регулировочного
диапазона (или возможной «добавки» на-
пряжения) на тех же шинах Ец, то других
средств регулирования в данной сети не
требуется. При питании от шин генератор-
ного" напряжения полученный диапазон от-
клонений напряжений 1/ц+ч-1/ц_ должен
быть согласован с возможностями питаю-
щей электростанции. При питании от ГПП
следует определить расчетные значения на-
пряжения на шинах с—10 кВ регулируе-
мых трансформаторов ГПП в режимах:
а) максимальных нагрузок предприя-
тий, совпавших по времени с минималь-
ным напряжением в энергосистеме на ши-
нах источника питания 35—110 кВ;
б) минимальных нагрузок предприя-
тия, совпавших по времени с максималь-
ным напряжением в энергосистеме на ши-
нах источника питания 35—110 кВ:
<+ = (#С макс - Д^СА - ДУП1П) 4" •
Атр
(2-7Э)
*С = ("С мин ~ Л^СА ~ А^гпп) 7Г
(2-80)
* При определенных условиях может
оказаться необходимым принять для рас-
чета другое значение Ктр, см. [Л. 3].
гДе ^Смин* ^Смакс —соответственно ми-
нимальное и максимальное напряжения на
шинах 35—110 кВ источника питания, ко-
торые должны быть заданы энергосистемой
или соответствующей проектной организа-
цией; Д^СА, А^/СА — потери напряже-
ния в линии 35—110 кВ соответственно в
режимах максимальных и минимальных
нагрузок; А^гпп, А^гпп — то же
в трансформаторах ГПП; /СТр — регули-
руемый коэффициент трансформации
трансформаторов с РПН (возможное изме-
нение /Стр от наименьшего до наибольшего
позволит определить Ец в расчетных режи-
мах на шинах 6—10 кВ ГПП).
Если отклонения напряжения на ши-
нах источника питания выходят за преде-
лы регулировочного диапазона на тех же
шинах Ец, то следует применить местные
групповые или индивидуальные регулируе-
мые батареи статических конденсаторов,
синхронные двигатели с автоматическим
регулированием тока возбуждения и т. д.
б. КОЛЕБАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
У ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
При проектировании необходимо пре-
дусматривать мероприятия, устраняющие
или снижающие до указанных выше зна-
чений колебания напряжения, вызываемые
резксперсменными нагрузками крупных
двигателей мощных электропечей, выпря-
мителей и т. п.
Из таких мероприятий следует отме-
тить:
приближение электроприемников с рез-
коперсменными нагрузками к мощным ис-
точникам питания;
уменьшение реактивного сопротивле-
ния питающей сети;
выделение на отдельные линии или
трансформаторы эле?:тропрпемников с рез-
коперименной нагрузкой;
присоединения ударных и спокойных
нагрузок на разные плечи сдвоенных реак-
торов или на разные ветви трансформато-
ров с расщепленными обмотками;
применение продольной компенсации.
Величина колебаний напряжения в про-
центах в сетях 6—10 кВ от резких измене-
ний нагрузки может быть ориентировочно
определена по приближенной формуле
А/
У* = —Г-100, (2-82)
'к
где Д/ — пиковый ток в сети 6—10 кВ;
/к—ток короткого замыкания на данном
участке сети 6—10 кВ (с учетом дополни-
тельной подпитки синхронными двигате-
лями).
При питании синхронных двигателей с
разнопеременной нагрузкой от достаточно
мощной системы (если мощность всех ис-
точников питания системы в 10 раз и бо-
лее превышает иаброс мощности при пуске

76
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
самого крупного двигателя) колебания на-
пряжения в точке присоединения двигате-
лей могут быть ориентировочно определе-
ны по формуле
У<=~Т^, (2-83)
где 5К — мощность короткого замыкания
в точке, в которой определяется У и МБ-А;
Д(? — изменение реактивной нагрузки
(с положительным знаком — при увеличе-
| От системы
1 бесконечной.
к мощности.
>иц
>хс
Т
I
А
[Пускаемый,
©двигатель
Рис. 2-9. Схема питания пускаемого дви-
гателя.
нии потребляемой и при уменьшении отда-
ваемой реактивной мощности), Мвар.
Для ориентировочной оценки допусти-
мости присоединения синхронных двигате-
лей с резкопеременной нагрузкой к систе-
ме ограниченной мощности можно пользо-
ваться приближенной формулой
/С = РмакСрГРмИН'Ю0<5-^10%, (2-84)
ГДе " макс, У мин — наибольшая и наимень-
шая нагрузка электродвигателя, МВт;
Р% — суммарная мощность источников пи-
тания, МВт.
Остаточное напряжение при асинхрон-
ном пуске (или самозапуске) двигателей
(см. рис. 2-9) рекомендуется определять по
следующим формулам, выведенным для
расчета в относительных единицах (мощ-
ность двигателя 5Д принимается за базис-
ную):
(2-85)
1+*пР+*с [Кс+аП +хпр)\
у __ ]>05
1 + *,
(тт^гР+а)
(2-86)
1 + *пР
где УД — снижение напряжения на зажи-
мах двигателя в долях номинального;
Ут — снижение напряжения на шинах;
Кг — номинальная кратность пускового то-
ка двигателя;
1 5п
5Д ( ин у
хс = —— ; -— I — сопротивление короткого
замыкания до шин питающей подстанции;
5К — мощность трехфазного короткого за-
мыкания на шинах питающей подстанции
при напряжении, 1/к, кВ-А; 5нагр — прочая
нагрузка, присоединенная к шинам питаю-
щей подстанции, кВ-А; фнагр — угол сдвига
фаз прочей нагрузки; хДОп— дополнитель-
ное сопротивление, включенное между ши-
нами питающей подстанции и двигателем
(реактора, кабеля и т. д.); хпр=^КгХдои—
условная расчетная величина, не имеющая
физического смысла.
При отсутствии дополнительного со-
противления
1,05
1 + *с № -г «) 5'
Колебания напряжения, вызываемые
работой дуговых сталеплавильных печей
(ДСП), не будут превышать указанных
выше нормативных значений при соблюде-
нии следующих условий [Л. 8]:
для одиночной ДСП
5К
для группы ДСП
^т.макс *Сп
100 < 1°/;
5К
100 < 1%,
(2-88)
(2-89)
где 5Т — номинальная мощность трансфор-
матора дуговой печи; 5К — мощность трех-
фазного короткого зам ыкания в точке, для
которой проверяется возможность присое-
динения печного трансформатора; Кп — ко-
эффициент возрастания колебаний напря-
жения при работе группы из п печей, Кп =
= уп для ДСП одинаковой мощности,
-.ЛЬ?,
г °т.макс
->нагр *
1 Фнагр
для ДСП разной мощности; 5т.макс—мощ-
ность наибольшего печного трансформато-
ра в группе печей.
Для сетей, в которых указанные усло-
вия не соблюдаются, следует выполнять
специальные расчеты колебаний напряже-
ния для принятия мер по их снижению.
6. ВЫСШИЕ ГАРМОНИЧЕСКИЕ
Наличие высших гармонических в
кривых напряжения в заводских сетях вы-
зывает:
дополнительные потери в электросетях,
электродвигателях и статических конден-
саторах;
паразитные поля и моменты в син-
хронных и асинхронных электродвигате-
лях, которые ухудшают механические ха-
рактеристики и к. п. д. машины;
ухудшение коэффициента мощности
электроприемников;

§ 2-^
Основные требования к качеству электроэнергии
77
ухудшение или нарушение работы не-
которых устройств автоматики, телемеха-
ники, вычислительных машин и других
устройств с элементами электроники;
погрешности измерений индукционных
счетчиков электроэнергии, которые приво-
дят к неполному учету потребляемой элек-
троэнергии;
нарушение работы самих вентильных
преобразователей при высоком уровне
высших гармонических.
При наличии в системе электроснаб-
жения значительной вентильной нагрузки
требуется рассчитывать величины действу-
ющего значения высших гармонических в
кривой напряжения соответствующего узла
системы электроснабжения для выявления
необходимости применения специальных
устройств для их уменьшения.
Для вентильных преобразователей по-
рядок гармоник, содержащихся в первич-
ном токе, обусловленных формой кривой
выпрямленного тока, определяется по фор-
муле
ч = Кр±\, (2-90)
где V — порядок гармоники; р — число фаз
выпрямления; К — последовательный ряд
целых чисел.
Для нерегулируемого преобразователя
в первом приближении величины токов
высших гармонических составляющих в
кривой первичного тока могут быть опре-
делены по формуле
где 1иу\ — составляющая V гармоники в
первичном токе; Ло) — первичный ток ос-
новной частоты.
Благодаря наличию коммутации сгла-
живается форма кривой первичного тока,
т. е. уменьшаются токи гармоник. При ре-
гулировании угла управления содержание
высших гармоник увеличивается.
Искажение формы кривой потребляе-
мого первичного тока вызывает искажение
формы кривой первичного напряжения.
При расчете искажений кривых тока и на-
пряжения в сетях переменного тока, свя-
занных с вентильными преобразователями,
рекомендуется рассматривать последние
как генераторы тока высших гармониче-
ских. Для расчета следует составить экви-
валентную схему замещения рассчитывае-
мой сети для каждой гармоники.
При наличии мощных вентильных
электроприемников в различных узлах си-
стемы электроснабжения предприятия на-
до производить расчет действующего зна-
чения высших гармонических в каждом
узле, их перетоки по всей системе элект-
роснабжения предприятия, а также в уз-
лах связи системы электроснабжения пред-
приятия с энергетической системой [Л. 7].
Действующее значение высших гармо-
нических в кривой напряжения на шинах
подстанции, от которых питаются вентиль-
ные преобразователи, уменьшается с уве-
личением мощности короткого замыкания.
Снижение действующего значения высших
гармонических составляющих в кривой на-
пряжения питающей сети достигается при-
менением силовых резонансных фильтров
соответствующих частот. Применение
фильтров решает одновременно две за-
дачи — снижение действующего значения
высших гармонических и компенсацию ре-
активной мощности, т. е. повышение сред-
невзвешенной величины коэффициента
мощности в узле нагрузки.
При проектировании установок с фильт-
рами рекомендуется учитывать следующее.
При наличии определенного спектра
частот силовые фильтры следует устанав-
ливать на частоты низшего порядка; так,
например, для шестифазных схем выпрям-
ления следует устанавливать фильтры для
5-й и 7-й гармоники (Ф5 и Ф7) или Ф5;
Ф7; Ф11 и Ф13. Применение только Ф11 и
Ф13 может вызвать резонанс в сети на бо-
лее низких частотах. Рекомендуется сле-
дующая последовательность включения
и отключения фильтров: включение Ф5;
Ф7; Ф11 и Ф13, затем — шунтовая бата-
рея статических конденсаторов, если она
имеется; отключение Ф13; Ф11, Ф7 и Ф5,
затем шунтовая батарея. Этот порядок
должен соблюдаться при ручном и при ав-
томатическом управлении. При нарушении
указанной последовательности возможно
возникновение недопустимых перенапряже-
ний в сети и на элементах фильтров.
Фильтры не рекомендуется устанавли-
вать в сетях, где имеют место циклические
колебания напряжения со снижениями бо-
лее 2—3%. При резких снижениях напря-
жения в результате переходных процессов
могут возникать в конденсаторах и реак-
торах перегрузки по току и перенапряже-
ния, которые могут приводить к аварийно-
му выходу фильтров из работы.
При установке фильтров в сетях, где
имеется автоматика (АПВ и АВР), следу-
ет учитывать, что на фильтры можно по-
давать напряжение только после того, как
с них снят остаточный заряд. При крятко-
временных перерывах питания и восста-
новлении напряжения при наличии оста-
точного заряда на конденсаторах резко
возрастают броски токов включения, кото-
рые могут вызвать перенапряжения до
трех-, четырехкратной величины номиналь-
ного. Учитывая это, следует отключать
фильтры при исчезновении напряжения на
шинах, если время автоматического вос-
становления напряжения меньше времени
полного разряда конденсаторов. Если кон-
денсаторы в фильтре включены по схеме
«звезда» и установлены в сети с изолиро-
ванной нейтралью, не допускается зазем-
лять нулевую точку конденсаторной ба-
тареи.
При заземленной нулевой точке одно-
фазное замыкание на землю в сети приве-
дет к повышению напряжения на конден-

78
Электроснабокение и подстанции
[Разд. 2
Узел реактора.
Узел
конденсаторной,
установки.
® <8> ®
] НОЛ-10 I ] *4*
[§
Предо*ра -
наглели,
X Нондене а. -
торы
Сопротивле-
ния по 0.1-
0.2 Ом'на,
фазу
- В схему
^сигнализации. \
Реле сераи, ЗТД
Рис. 2-10. Принципиальная схема фильтра.
Таблица 2-16
Возможные сочетания мощностей
конденсаторов и специальных
реакторов
(применительно к схеме рис. 2-10)
Условное
обозначение
фильтра
Ф5-10-1200
Ф5-10-1680
Ф5-10-2400
Ф7-10-960
Ф7-10-1920
Ф7-10-2400
ФП-10-960
Ф11-10-1440
Ф11-10-2400
Ф13-10-720
Ф13-10-1440
Ф13-10-2400
1 ЕГ
250
250
250
350
350
350
550
550
550
650
650
650
Кон-
денса-
торы
Я *
о о,
х а ¦"
ЛОЛ
= * II
к « 3
•2* =
1С ч^
1200
1680
2 400
960
1920
2 400
960
1440
2 400
720
1440
2 400
Реакторы
1 <
3
о
2
300
300
300
300
300
400
400
300
500
500
400
700
Реактив-
ность, % (но-
минальное ин-
дуктивное со-
противление.
Ом)
22,6(2,88)
26,9(3,42)
11,3(1,44)
14,4(18,3)
7,2(0,91)
7,7(0,73)
7,8(0,745)
3,9(0,485)
3,9(0,296)
9,3(0,71)
3,7(0,354)
3,9(0,212)
саторах двух других фаз до величины ли-
нейного, что недопустимо для конденсато-
ров. Кроме того, включение и отключение
фильтра приведут к нежелательным изме-
нениям режимов емкостных токов в сетях.
На рис. 2-10 приведена принципиаль-
ная схема фильтра для сети 10(6) кВ,
а в табл. 2-16 даны примеры некоторых
сочетаний мощностей конденсаторов и ре-
акторов.
Пример расчета фильтров высших гар-
монических в сетях промпредприятий дан
в табл. 2-17.
Как видно из табл. 2-16, реакторы
должны быть с нестандартными величина-
ми реактивности. Для того, чтобы не было
чрезмерной расстройки фильтров и , эффек-
тивность их работы была достаточной,
предельно допускаемые отклонения сум-
марной емкости каждой фазы должны быть
в пределах 0—5%, а отклонения реактив-
ного сопротивления реактора в пределах
0—2%. Конденсаторы должны допускать
работу в сетях при наличии высших гар-
монических.
2-9. КОЛЕБАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
ПРИ УДАРНОЙ НАГРУЗКЕ
Изменения напряжения в сети, возни-
кающие при работе электроустановок с
ударной нагрузкой, практически определя-
ются графиком потери напряжения Дбф),
вызываемой этой нагрузкой. Расчетный
график потери напряжения Д4У(/) при ра-
боте нескольких N таких электроустановок
представляет собой суммарный, получен-
ный в результате сложения расчетных ин-
дивидуальных графиков Дн(/)г, %, отдель-
ных электроприемников, который опреде-
ляется расчетными графиками античной
РЩг и реактивной (Ц1)г нагрузок элект-
роприемника. Так как каждому значению
Р(1х)г соответствует определенное одно-
временно с ним наступающее значение
<2(**Ь, то при расчетной мощности трех-
фазного короткого замыкания в данной
точке сети 5К и расчетных активном # и
реактивном X сопротивлениях цепи
100
Ли (1)1 = — \аР (0, + <3 (/),], (2-92)
где а = ЩХ.
При отсутствии более точных данных
величина а может быть определена по по-
стоянной времени Тк затухания апериоди-
ческой составляющей тока короткого за-
мыкания в рассматриваемой точке сети
Для высоковольтных сетей, у которых
обычно Тк принимается 0,05 с,
Сложение индивидуальных графиков
производится в соответствии с их х а г. ак-
тером и имеющейся между ними связью.

§2-9]
Колебания напряжения при ударной нагрузке
79
Таблица 2-17
Расчет фильтров высших гармонических
в сетях промпредирйятии
№
п/п
1
,2
'1
3
4
5
6
7
8
9
10
Исходные или рассчитывае-
мые величины, обозначения
А. Исходные
данные
Мощность трехфазного
короткого замыкания на
шинах подстанции в мак-
симальном режиме
*->к.з.макс» МВ'А
Наибольшее рабочее на-
пряжение на шинах под-
станции УШу кВ
Номинальное напряже-
ние принимаемых к уста-
новке конденсаторов {/н.к.
кВ
Расчетные величины то-
ков гармоник 1^, А
Суммарная мощность ба-
тарей конденсаторов, не-
обходимая для компен-
сации реактивной мощ-
ности узла нагрузки (2К,
квар
Б. Выбор батарей
конденсаторов
для фильтров
Ориентировочная мощ-
ность батарей конденса-
торов фильтров, опреде-
ляемая током гармоники,
квар
Мощность батарей кон-
денсаторов фильтров, оп-
ределенная из условия
эффективности поглоще-
ния гармоники, квар
Принятая мощность ба-
тарей конденсаторов из
условий обеспечения тре-
бований п. 5, 6, 7 (2н, квра
Коэффициент эффектив-
ности поглощения гармо-
ники для принятой бага-
реи конденсаторов, о^н.
ел.
Расчет коэффициента, ха-
рактеризующего увеличе-
ние напряжения основ-
ной частоты ча конден-
саторах в сравнении <:
напряжением на шинах
подстанции, отн. ед
Расчетные формулы
<30=]/Т1,3^ш/у
Фо1^^К.З Яр",
/Ср=0,45.!0"2
для Ф5 и Ф7;
/Ср=0,25-10-2
для Ф11 и Ф13
°к.з
V2
ар = ^ЗТ
Гармо-
ники
Фо
Ф7
Ф11
Ф13
Фо
Ф7
ФП
Ф13
Ф5
Ф7
ФИ
Ф13
Ф5
Ф7
ФП
Ф13
Ф5
Ф7
ФП
Ф13
Ф5
Ф7
ФИ
Ф13
Числовое значение
(пример)
380
10
6,6
52
36
90
74,6
6 500
/3-1,3.10.52=1 170
>/31,3-10-36=810
5/3-1,310-90=2 025
/3.1,3.10-74,6=1680
1700
1700
950
950
1680
1920
2 400
2 400
0,44-Ю-2
0,51-10-2
0,63-10-2
0,63-10-2
52
= 1,042
52—1
72
= 1,021
! 72—1
И2
= 1,008
И2—1
132
= 1,006
132— 1

80
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-17
Исходные или рассчитывае-
мые величины, обозначения
Расчетные формулы
Гар-
мони-
Числовое значение
(пример)
Расчет коэффициента, ха-
рактеризующего запас по
напряжению батарей
конденсаторов, с учетом
номинального напряже-
ния батареи и расчетно-
го напряжения сети,
отн. ед.
Проверка батарей кон-
денсаторов на отсутст-
вие перенапряжений в ус-
тановившемся режиме,
отн. ед.
Определение коэффици-
ента, учитывающего не-
линейность частотной ха-
рактеристики сети, влия-
ние фильтров на дефор-
мацию ее и отклонение
влияния параметров
фильтра от величин, со-
ответствующих резонанс-
ной настройке
Определение коэффици-
ента загрузки по току
г-й гармоники
Проверка мощности ба-
тарей конденсаторов по
условию исключения пе-
регрузки по току, квар
Реактивная мощность,
выдаваемая батареями
конденсаторов фильтров,
квар
Ки =
СЛ„
V 3 СУном.бат
Яр Ки < 1
#1=1, а=—0,02
для Ф5 и Ф7;
/Сх=2, а==—0,1
для Ф11 и Ф13
*»~ 1+Л„
<гп =
я/.ыЛ**
\,6-(арКи)2
(К^ из п. 14, а
из п. 10, Ки из п, 11)
Фвыд=Фп (ар Ки)
Суммарная
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
ФЬ
Ф7
Ф11
Ф13
ФЗ
Ф7
Ф11
Ф13
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
10
КЗ-6,6
:0,88
1,042-0,88=0,924 <1
1,021-0,88=0,9<1
1,008-0,88=0,89<1
1,006-0,88=0,88<1
-°-02 =-0,187
0,44-Ю-2-52
—0,02
0,51- Ю-2- 72
—0,1
0,63-10-2-112.2
—0,1
0,63-10-2.132.2
= —0,08
—0,066
=— 0,047
1
1—0,187
1
1—0,08
1
1—0,066
1
1—0,047
= 1,22
= 1,09
= 1,07
1,05
3-6,6-52.1,22
1,6—10,9212
3-6,6-36-1,09
1,6—10,92
3-6,6-90-1,07
1,6—0,892
3-6,6.74,6-1,06
1,6—0,882
=—1 450
:—875
=2 120
= 1710
1680(1,042-0,88)2=1390
1 920(1,021-0,88)2=1530
2 400(1,008-0,88)2=1870
2 400(1,006-0,88)2=1850
6 640

§2-9]
Колебания напряжения при ударной нагрузке
81
Продолжение табл. 2-17
Исходные или рассчитывае-
мые величины, обозначения
Расчетные формулы
Гар-
мони-
ки
Числовое значение
(пример)
В. Выбор
реакторов
фильтров
Определение емкостного
сопротивления фазы ба-
тареи конденсаторов, Ом
Определение индуктивно-
го сопротивления реакто-
ров из условия резонан-
са, Ом
Номинальный ток реак-
тора, А
Реактивность реактора,
%
Процент гармоник на-
пряжения в сети после
установки фильтра
хСу~
за2
^н.к
Яп
хр\ -=
1о
/р.н>
<2п
V з ии
*Р =
КЗ'р.н*Р
10 У,
р.НОМ
(т)у из п. 13)
Фо
Ф7
Ф11
Ф13
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
Фо
Ф7
ФИ
Ф13
Ф5
Ф7
Ф11
Ф13
3-6,62. Ю3
1680
3-6,62.Ю3
1920
3-6,6.103
2 400
3-6,62.103
2 400
77,8
= 77,8
= 68,5
= 54,9
= 54,7
52
68,5
72
54,9
И2
54,7
=3,11
= 1,4
= 0,452
132
= 0,324
98
111
139
139
3-300.3,11
10-10 ~~
3.300-1,4
10-10 ~~
3-400-0,452
10-10 ~~
3-600-0,324
16,1
10-10
3,36
0,187-5,9 = 1,1
0,08-2,9 = 0,23
0,066-1,6 = 0,105
0,047-1,3 = 0,06
Примечания: 1. Расчет параметров реакторов для фильтра (пп. 17—20) можно заменить
подбором их в комплекте фильтров, /р н принимается по таблице при соблюдении п. 19.
2. При несоблюдении неравенства п. 7 расчета эффективность использования фильтров мът
т. е. процент соответствующей гармоники напряжения в сети после установки фильтра снижается
значительно.
3. В таблице параметров фильтров учтены мощности батарей статических конденсаторов, кото-
рые могут быть набраны из стационарных конденсаторов 6,6 кВ, включенных по схеме «звезда>.
Допускаемые предельные отклонения параметров элементов фильтра, принятые в расчете, учтены
в коэффициенте ее п. 13;
Индуктивность реактора — до 2°/с принятой, емкость каждой фазы — 0^т—5% номинального
значения для Ф5 и Ф7 и —5-г+5% для Ф11 и Ф13.
6— 478

82
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
А. Прокатные станы имеют расчетные
индивидуальные графики Аи(1)и которые
определяются программой прокатки. Сум-
марный их график А1!(() образуется в ре-
зультате наложения складываемых инди-
видуальных графиков со сдвигами, опре-
деляемыми имеющейся между ними зави-
симостью. Зависимыми считаются индиви-
дуальные графики, сдвиги между которы-
ми практически неизменны. В этом случае
колебания и отклонения устанавливаются
непосредственно по суммарному графику
Пример I. Определить допустимость
ожидаемых колебаний напряжения на ши-
нах подстанции, возникающих при работе
непрерывного среднесортного прокатного
стана. Расчетные графики Я (О* и ^(^)^
главных приводов каждой клети одинако-
вы (рис. 2-11) и строго зависимы. Сдвиги
времени и последовательности прохожде-
ния металла через клети в процессе непре-
рывной прокатки для разных клетей по-
да [
X
ж
ш
ж
ж
т
ж
И
Л
ш
О Ю 13,4
Рис. 2-11. Расчетные графики Я (О, С? (О
и Д(/(*) главных приводов клетей непре-
рывного прокатного стана.
/—XII — индивидуальные графики: / — суммар-
ный график; 2 — прямые с наклоном, соответству-
ющим изменению А V со скоростью 1%/с.
стоянны. В рассматриваемой точке сети
5К = 300 МВ-А, а = 0,06. Следовательно,
согласно (2-92)
100
А" (°1' = зоо[0,06Р (а' + ^ (/)^~°'35Р <0*.
Расчетный суммарный график А11(()
строится путем сложения АиЦ)^ при дан-
ных сдвигах за время одного периода, про-
должительность которого определяется
ритмом прокатки (13,4 с). Для выявления
колебаний напряжения на полученный гра-
фик наносятся линии изменения Д{/ со ско-
ростью 1% V/с Из рис. 2-11 видно, что ко-
лебания напряжения меньше 1,5%. Откло-
нение напряжения также не выходит за
допустимые пределы.
Независимыми считаются индивидуаль-
ные графики, при которых в течение неко-
торого непродолжительного времени про-
исходят практически все возможные сдви-
ги между ними. Суммарный их график рас-
сматривается как случайный, полученный
в результате наложения складываемых гра-
фиков со случайными сдвигами. Расчетные
показатели определяются как случайные
величины — средние за все возможные реа-
лизации суммарного графика.
Проверку допустимости колебаний на-
пряжения рекомендуется производить по
этапам, используя наиболее простые и точ-
ные методы комбинаторного анализа.
1 этап. Определяется максимально
возможное значение колебаний напряжения
с?^/м, которым является сумма максималь-
ных значений Д^мг всех складываемых
графиков При сН)м^Уоо все возможные
колебания допустимы. Под V*, понимается
допускаемое значение колебаний напряже-
ния неограниченно большой частоты. Для
сетей металлургических заводов У» = 1,5%.
Необходимость проведения второго этапа
проверки возникает при <2{/м>Усо (см.
пример 2).
2 этап. Определяются предельные зна-
чения колебаний напряжения а*1}п и их ча-
стота п(сШп)у которыми являются соответ-
ствующие значения А1/ и я(Д{/), для чего:
1) составляется расчетная таблица дан-
ных индивидуальных графиков, в которую
по каждому графику вписываются:
а) значения Дн.т?: которые принимает
величина Дм,- (для сокращения расчетов
следует считать одинаковыми мало отли-
чающиеся значения &иХг)\
б) расчетные повторяемости лр(ДижЬ,
1/ч, этих значений, которые определяются
по числу раз появления я(Дих)г соответст-
вующих значений (одинаковых Ды*г) за
цикл Ти с:
3600 д
пр(Аих)1 = — п(Аил)г,
в) суммарные относительные продол-
жительности 0/7 с (Дм*); этих же значе-
ний, которые определяются по суммарным
продолжительностям гс(ДыхЬ соответству-

§2-9]
Колебания напряжения при ударной нагрузке
83
ющих значений (одинаковых Дыхг-) за цикл
Т{ ПО Графику Ди(0г"
ОЯс(ДиЛ)/= —/с(Дил)г
или непосредственно по индивидуальному
графику или его упорядоченной диаграмме,
на которые нанесены шкалы их относи-
тельных продолжительностей ОПг = 11Тг\
2) вычисляются расчетные повторяемо-
сти значений суммарного графика по вы-
ражению
Лт> Ди
5%*<)=
Л'
-V-
*р (Амг)г
п
^ОЯс(Д^)
1 = 1 4 = 1
ОП(Аих)1. (2-93)
Примечание. Повторяемость (час-
тота) появления суммы значений склады-
ваемых графиков (при малом числе пос-
ледних) может, существенно отличаться от
вероятности их совпадения. Так, например,
сумма одиночных значений /гр(Дих)< = 1
двух независимых графиков N = 2 будет по-
являться с частотой
X
Яр (ШХ = Ьих1 + Д«д;2) =
Г 1 1
= [ОП (Да,), + ОЯ (Дах)я
X ОП (Аи^ОП (Аих\ =
= ОЯ(Дих)1 + 0/7(Дих)8,
при вероятности их совпадения
Р(ДС/Х = ДИх1 + Д"х2) =
= ОП(Аих)1ОП(Аих)2.
Для расчетов могут быть использова-
ны простейшие ЭЦВМ.
Повторяемость значений Д^/х^У» мо-
жет не определяться.
Ожидаемые колебания напряжения
(их предельные значения) допустимы, ког-
да &6Х не выше значений У**, %, при по-
вторяемости колебаний гср(ДС/х)
Яр (Д*/*)
Сопротивление АИХ с V** рекомендуется
производить без вычислений \;1Х путем на-
несения расчетных точек Д67х на график с
кривой Уг(п)ч
•А
42
V
Ли,
—Г"
141 ИННПи-ИИ [И!,,!,! I I
0,2
0,3 0,4
0,5
б)
0,6
0,7
0,9
10П
0,8
ВЙ"Ч1""Ч '"
"Ц
о,з\
0,2
0,1
О
-0,1
-0,2
-о?
Ли
Г имнтттиц
ИШШИШПИ
1 ГГ
0,1
0,2
0,3 0,4
0,5
0,6 0,7
в)
0,8
0,9 10П
1|ЦИ1Ш| |
Рис. 2-12. Расчетные упорядоченные диаграммы (упрощенные) Аи(ОП) главных при-
водов независимых клетей реверсивных прокатных станов,
а—клеть № 1, Г1=90 с; б — клеть № 2, Т2=*Ы) с; в — клеть № 3, Гэ = 45 с

84
9лектроснабжение и подстанции
[Разд.
Необходимость проведения третьего
этапа проверки возникает, когда А/7.хО>
>Угх.
3 этап. Определяются, расчетные зна-
чения сШ и их частота п(сШ), соответст-
вующие исходным графикам. В связи с от-
сутствием удовлетворительных аналитичес-
ких методов расчета следует при необхо-
димости значения д.1] и их п(сЮ) опреде-
лять с помощью специального аналого-циф-
рового анализатора графиков или ЭЦВМ.
Пример 2. Определить допустимость
колебаний напряжения на шипах РПП,
возникающих при работе главных приво-
дов трех клетей реверсивных прокатных
станов, непосредственно не связанных про-
цессом прокатки.
Расчетные (упрощенные) упорядочен-
ные индивидуальные графики Ли (0/7) *
приведены на рис 2-12.
1 этап.
N
А(/м= Е Дим г = 1,04+0,21+ 0,29 =
1=1
= 1,54% > 1'в0 = 1?/
2 этап. Составляется табл. 2-18 дан-
ных для вычислений по рис. 2-12.
Полученные значения АС/Х сопостав-
ляются с допускаемыми при частоте
Пр(АС/х). Наносятся точки, соответствующие
значениям Ы}х и л, на график (рис. 2-13)
с кривой Уг(п). Так как они находятся ни-
же этой кривой, все ожидаемые колебания
напряжения допустимы.
Б. Дуговые электросталеплавильные пе-
чи имеют расчетные индивидуальные гра-
фики, определяемые программой плавки,
случайными колебаниями, вызванными экс-
плуатационными короткими замыканиями,
и другими быстрыми изменениями режима
горения, длины дуги. Все случайные зна-
%
7,4
13
7,2
V
10
\лй
о
о
ов^
я
и Т.
о
>
>
г °
в
"
<
1
/7,
70 20 30
40
50 У ч
Рис. 2-13. Сопоставление расчетных пре-
дельных значений с допустимыми колеба-
ниями напряжения.
/ — кривая У}(п).
чения графиков характеризуются упорядо-
ченной диаграммой, которая близка к функ-
ции нормального закона распределения.
Это позволяет производить оценку допус-
тимости ожидаемых колебаний напряжения
не только непосредственно по индивидуаль-
ным графикам (упорядоченным диаграм-
мам) печей, но и используя указанную
функцию.
Так как число значений, составляющих
каждый график, велико, а различие их дли-
тельностей несущественно, расчетная повто-
ряемость значений суммарного графика
Таблица 2-18
Данные для вычислений
X
1
2
3
4
5
6
У
^
©^
3
<
1,04
0,88
0,71
0,52
0,38
0,21
0,00
-
о .
о 5
0,01
0,04
0,06
0,12
0,10
0,07
0,6
о*
--^
<
120
360
560
920
720
560
800
©^
3
<
0,21
0,017
0,06
0,04
0,00
—0,03
—0,08
сч
о .
О о
0,01
0,03
0,09
0,29
0,45
0,12
0,01
в.
о»
<}
О.
60
180
720
2100
840
1800
120
ео
<
0,29
0,19
0,06
0,00
—0,04
—0,125
—0,25
-
1г
§1
0,02
0,1
0,58
0,17
0,06
0,05
0,02
«,
¦^
то
320
1440
2080
320
800
720
240
Производятся вычисления
"р 1АУ* "*,*"*'
/ 120 , 60 320 \
^(1.04+0,2+0.29=1.54) = ^— т — ^ — ).0,01-0,01-0,02 = 0,069 1/ч;
/ 120 , 60 , 1 440\
:р(1.04+0.2+ 0.19=1,44) = ^"^- + — ~ -^-) -О.ОЬО.ОЬО, 1 = 0.324 1/ч;
п(Аих. с 1%) не определяются.

§2-9]
Колебания напряжения при ударной нагрузке
85
согласно (2-93) может быть определена по
выражению
N
пр [Шх = 2 Аих1) = Р (Шх) п (ЛС/)/,
1=1
(2-94)
где Р(А1/Х)—вероятность значения АИХ
суммарного графика; п(А11)0— общее чис-
ло всех значений суммарного графика, рав-
ное сумме всех значений п(Аи) * складывае-
мых графиков (по условию ординарности):
N
Л(Д{/)/= 2 п(Аи)с.
1=1
Это выражение может быть также ис-
пользовано для ориентировочной оценки ча-
стоты предельных значений колебаний на-
пряжения при работе реверсивных прокат-
ных станов (с детерминированными графи-
ками).
Обычно расчетный график нагрузки пе-
чи характеризуется значениями полного то-
ка или мощности, которые измеряются в от-
носительных (к номинальной величине) еди-
ницах. В этих случаях можно считать, что
5* (О
Аи (Ог = Ь2 — ,
где 5* ({) = 5(/)/5н — относительная потреб-
ляемая мощность печи в отн. ед.; 5К =
= 5К/5Н— относительная мощность корот-
кого замыкания в рассматриваемой точке се-
ти в отн. ед.; 5Н — номинальная мощность
печи; кг — коэффициент, определяемый со-
отношением активной Я и реактивной X
составляющих сопротивления цепи в рас-
сматриваемой точке сети и коэффициентом
мощности печи соз ср, который приближен-
но считается постоянным и равным к2 =
= а соз ф+51п ср.
В результате может быть непосредст-
венно определено минимальное значение
5КМ, при котором ожидаемые значения ко-
лебаний напряжения в данной точке сети не
превысят допускаемых, следующим путем
(см. пример 3):
1. Устанавливаются числовые парамет-
ры совокупности случайных значений (функ-
ции распределения) индивидуальных графи-
ков нагрузки печей: среднее значение 5ср,,
среднеквадратичное отклонение а(5*)*, об-
щее число всех значений л(5*)г-, 1/ч.
2. Определяются эти значения для сум-
марного графика N печей:
5^ = 2 5*ср„ о (3*) =
1=1
мощности, за которую следует принимать
наибольшую номинальную мощность печей:
5 =5
^Щ*
/М N
2 02(5*),; п (5*)= 2 «(5*),.
1=1 1=1
Относительные показатели при разной
номинальной мощности отдельных печей
должны быть приведены к общей базисной
' 5б
3. На номограмму (рис. 2-14) нано-
сятся:
а) прямая 5* = а(5*)*4-5 (по двум
точкам с координатами х — 0, 5* = 5ср и
*=1,5* = а(5*)+5;р);
б) прямая п = п{8*)Р(х) [через нача-
ло координат и точку с координатами
Р(*)=0,01; я=0,01л(5*)];
в) кривая Уг(5*) по значениям У«, со-
ответствующим 5*, по номограмме, при
5* = с7(5*)х+5*р и п = п{5*)Р(х);
г) прямая, касательная к кривой
V* (5*) и проходящая через начало коорди-
нат, по которой определяется Д^(1), соот-
ветствующее 5*= 1.
4. Определяется 5^ м чо выражению
5* =^-
км АЦ(\)'
Все ожидаемые колебания напряжения
допустимы, если расчетная величина 5К в
в данной точке сети не меньше 5К м.
При отсутствии более точных данных
для обычных печей с подготовленной твер-
дой шихтой и современной системой авто-
матического регулирования можно считать,
что для случайных колебаний, накладыва-
емых на график печи, характерны значения
5сР1 =0.33; ог(5*Ь = 0,45; Л(5*)1 = 1200 1/ч;
со5ф=0,7. Соответственно для сети напря-
жением выше 1000 В при а=0,06 &г = 0,75.
Пример 3. Определить расчетное ми-
нимальное значение относительной мощно-
сти короткого замыкания в точке сети, пи-
тающей сталеплавильный цех, при которой
можно не ожидать колебания напряжения,
превышающие допустимые. В цехе пять ду-
говых электросталеплавильных печей оди-
наковой мощности. При работе с расчетной
производительностью цеха в соответствии с
предусмотренным процессом производства
(загрузки, плавки и разливки) нормально
происходит совпадение колебаний трех
печей.
Расчетные значения 5ср1 =0,33;
сг(5*)1=0,45; /г(5*) = 1200 1/ч; 62=0,75.
В соответствии с этим 5ср = 3,0,33« 1;
а(5*) = 1/з-0,452=0,8; п(8*) =3 1 200=
= 3 600 1/ч.
На номограмму рис. 2-14 наносятся:
а) прямая 5*=0,8*+1 (по точкам х —
= 0, 5* = 1 и * = 1, 5* = 1,8);
б) прямая « = 3 600 Р (х) [по точкам
Р(х)=0, п=0 и Р(*)=0,01; и = 36];
в) кривая 1Л(5*), следующим путем:
задаваясь значениями 5* по номограмме,
проводя линии 5*-+х-+Р(х)-+п->У{. Опре-
деляются соответствующие им значения Уг

86
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
и по отрезкам Л 2, 3, 4 строится кривая
VI (5*);
г) касательная, по которой определяет-
ся д*/(1) =0,5%.
В результате
0,75
5_. = т-ттт = 150.
При рассмотрении вариантов электро-
снабжения производится количественная
оценка надежности. Оценка надежности
производится на основании статистических
данных о повреждаемости элементоз элект-
роснабжения, ожидаемого числа отключений
для планово-предупредительного ремонта и
времени, необходимого для восстановления
после аварий и проведения планово-преду-
предительных ремонтов.
При последовательном включении эле-
ментов электроснабжения оценка надежно-
сти производится на основании следующих
выражений:
5 5\
Рис. 2-14. Номограмма для определения
допустимости колебаний напряжения, вы-
зываемых работой дуговых электростале-
плавильных печей.
Нанесенные прямые 5*«а(5*)л:+5.р и и =
=я(5*) Р(х)ч кривая 1Л(5*) и касательная к ней
относится к примеру 3.
2-10. НАДЕЖНОСТЬ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Надежность — свойство системы элек-
троснабжения, обусловленное ее безотказно-
стью, долговечностью и ремонтопригодно-
стью и обеспечивающее нормальное выпол-
нение заданных функций.
Безотказность — свойство системы не-
прерывно сохранять работоспособность в оп-
ределенных режимах и условиях эксплуа-
тации.
Долговечность — свойство системы
длительно, с возможными перерывами на
ремонт, сохранять работоспособность в оп-
ределенных режимах и условиях эксплуата-
ции до разрушения или другого предельно-
го состояния.
Ремонтопригодность — свойство систе-
мы, выражающееся в приспособленности к
восстановлению исправности путем предуп-
реждения, обнаружения и устранения не-
исправностей и отказов
Степень необходимой надежности обус-
ловливается повреждаемостью и ремонто-
пригодностью электрооборудования и се гей,
категорией потребителей в отношение тре-
бований к бесперебойности электроснабже-
ния и величиной ущерба при перерывах
электроснабжения. Надежность систем элек-
троснабжения обеспечивается схемными и
конструктивными решениями, резервирова-
нием ее элементов и проведением планово-
предупредительных ремонтов.
^а = ^ ^а
^р — л Л,р 1\
1
*я =
2 Яа* *а*
г
Яз.;
2 ЛР1 (Р{
1
Ла "Т" Лф»
(2-95)
(2-96)
(2-97)
(2-98)
(2-99)
< 2«<*±Ье!2. (2.100)
^а.р
Га.р = Ха.р^а.Р8 760, (2-101)
где Ла- —вероятное число повреждений (от-
казов) одного элемента системы электро-
снабжения, 1/год; Арг — ожидаемое число
отключений для планово-предупредительно-
го ремонта одного элемента, 1/год; /а* —
ожидаемое время восстановления после по-
вреждения элемента, год (доли года); /р* —
ожидаемое время для планоЕО-предупреди-
тельного ремонта элемента, год; Аа — веро-
ятное число повреждений (отказов) одной
линии или присоединений, 1/год; лр — ожи-
даемое число отключений для планово-пре-
дупредительного ремонта одной линии или
присоединений, 1/год; Ла.р— общее вероят-
ное число отключений, 1/год; I —ожида-
емое время восстановления после повреж-
дения одной линии или присоединения, год;
/р — ожидаемое время для планово-преду-
предительного ремонта, год; /ар— общее
ожидаемое время отключения, год; Га.р —
полное среднее время перерыва электро-
снабжения з год, ч/год
При параллельном включении двух ли-
ний или присоединений одновременное их
повреждение (отказ) может иметь место в
двух случаях, когда одна линия поврежде-
на и ремонтируется и в это время повреж-
дается другая линия и когда одна линия от-
ключена для планово-предупредительного
ремонта и в это время повреждается дру-

§ 2-10]
Надежность электроснабжения
87
гая линия. В первом случае вероятное чис-
ло одновременных повреждении (отказов)
двух линий и ожидаемое время восстанов-
ления будет:
= Ача Л2а (^1а г ^2аЬ
<»=¦
^1а ^2
(2-102)
(2-103;
^1а + ^га
При )\,\& = ^2а = Яа И ^1а = ^2а = ^а
Х! = 2Х?/а; (2-104)
'а = 0^а-
(2-105)
Во втором случае вероятное число од-
новременных отключений (отказов) двух ли-
ний и ожидаемое время восстановления
равно:
\-,
^1р ^га ^1Р
^1Р ^2Э *1р "Г Л-2Р ^
^1р 1*р>
X
/ *2а^1р \ , / ^5
V ^2а ~Т~ ^1р / \Л1рЛ2а^
2Р
¦2р^1а^2р
-)х
X
1р"Т* Л-2р^1р^2р
<1а<гр ) . (2-107)
Аа ~г ^2р /
Первый множитель первого члена выра-
жения (2-107) есть доля отключений при по-
вреждении второй линии, когда первая от-
ключена для планового ремонта. При этом
второй множитель определяет ожидаемую
длительность отключения. При Л.1Р = А,2р =
= А.р И ^1р = ^2р —^Р
*р = 2*. VI»;
'р=
^р
(2-108)
*.+<, (2'109)
Общее вероятное число отключений
двух линий или присоединений от повреж-
дений и для планово-предупредительного ре-
монта
Ч.р — ^а +V
'а.р-
Ма + Ч'р
(2-110)
(2-111)
Ожидаемое среднее полное время пере-
рыва электроснабжения в год.
В этих формулах Л,а — вероятное число
одновременных повреждений (отказов) двух
линий или присоединений, 1/год; л.р—ве-
роятное число повреждений одной линии
или присоединения, когда другая отключе-
на для планово-предупредительного ремон-
та, 1/год; Л-а р— общее вероятное число от-
ключений от повреждений и для планово-
предупредительного ремонта, 1/год; (а —
ожидаемое время восстановления после по-
вреждения (отказов) двух линий или присо-
единений, год; (р —ожидаемое время вос-
становления при повреждении одной линии,
когда другая отключена для планово-преду-
предительного ремонта, год; ЬЛ^—общее
ожидаемое время отключения, год; Т —
ожидаемое среднее полное время перерыва
электроснабжения в год, ч/год.
При оценке надежности трех параллель-
ных линий или присоединений вначале рас-
сматриваются две, а затем эквивалентный
элемент комбинируется с третьей.
Вероятное число одновременного по-
вреждения (отказа) трех линий или присо-
единений определяется из следующего:
*Г=*1. *2.('1. + <2.)(*3.0-!-
"т~ ^за^1а^2а (^1а ~Ь ^га) ^за =
= Л.1аЛ2аЛ3а (^1а*2а "Т" ^1а^за ~~г ^2а^за); (2-113)
При Л,а =/.2а = А-за =А-а И 1\& = ^2а = ^за = ^а
*;=ЗА»<5 (2-114)
или в общем виде при п линий
Ь!"' =<<а-1 (2-Н5)
Вероятное число отключений двух ли-
ний или присоединений, когда третья линия
отключена для планово-предупредительного
ремонта,
Ч=Ч&'зр) + Ч&'ар) +
+ Ч {К Чр) = К (Ч <3р+ Ч *2р +
+ Ь\Ар): (2-П6)
ПрИ Л,р = А2р =Азр = Ар И /1р = ^гр=:^зр = ^р
(2-117)
или в общем виде при п линий
^»=^<"--1> Хр(р. (2-118)
В выше приведенных формулах /.а —
вероятное число одновременного поврежде-
ния (отказов) трех линий или присоедине-
ний, 1/год; л.р —вероятное число отключе-
ний двух линий или присоединений, когда
третья линия отключена для гтланово-пре-
дупредителыюго ремонта, 1/год.
Следует учитывать, что при переходе
от двух линии к трем вероятность повреж-
дений уменьшается медленнее, чем при пере-
ходе от одной липни к двум.
Ориентировочные данные о поврежда-
емости и времени восстановления элементов
систем электроснабжения приведены в
табл. 2-19.
В формулы по оценке надежности вре-
мя восстановления подставляется в долях
4=3*, V»

88
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-19
Данные о повреждаемости Ла
и времени восстановления
элементов системы
электроснабжения
Элементы системы
I. Трансформато-
р ы* масляные, негер-
метизированные:
До 1600 кВ-А
1600—6300 кВ-А
10 000—100 000 кВ-А
Более 100 000 кВ-А
II. Распредели-
тельные устрой-
ства
Ячейки РУ с линейными
выключателями:
110 кВ и выше
20—35 кВ
3—10 кВ
Ячейки РУ с выключате-
лями генераторов,
трансформаторов, ши-
носоединительные и
секционные:
ПО кВ и выше
20—35 кВ
3—10 кВ
Ячейки РУ с отделите-
лями:
ПО кВ и выше
35 кВ
Разъединители и корот-
козамыкатели:
ПО кВ
35 кВ и ниже
Реакторы
Сборные шины:
ПОкВ
35 кВ
6—10 кВ
III. Кабельные
и воздушные
линии
Кабельные линии в зем-
ляной траншее:
до 10 кВ
До 1 кВ
1
С2н
0.015
0.0051
0,0105
0,066
0,03
0,02
0,02
0,01
0,007
0,008
0,006
0,004
0,018
0,012
0,0018
0,018
0,024
0,028
о***
5
о В
9 о
о. И .
я5^
90—120**
90—120
90—120
[90—120
25
20
15
25
20
15
15
10
3
3
1
2
2
2
16
16
Продолжение табл. 2-19
Элементы с стемы
То же в туннеле или ка-
нале до 10 кВ
Воздушные линии на ме-
таллических и железо-
бетонных опорах:
35 кВ и ниже
ПО кВ
О)
« о о
о о и
4
1,5
1,2
2ё
2 2 т
V В
16
8
4
* Повреждаемость трансформаторов прове-
дена для первичного напряжения до 35 кВ. При
первичном напряжении ПО кВ повреждаемость
увеличивается в 3,7 раза.
** Замена трансформаторов. При напряже-
нии 6—10 кВ 60 ч.
*** Повреждаемость кабельных и воздушных
линий приведена на 100 км.
года, поэтому его значения, приведенные в
табл. 2-19, делятся на 8 760.
При выборе варианта электроснабже-
ния или его отдельных элементов, имеющих
неодинаковую надежность, следует учиты-
вать вероятный ущерб. В этом случае при-
веденные затраты определяются по фор-
муле:
3 = рК + Ив + У, (2-119)
где У — стоимость вероятного ущерба в год.
Ущерб подразделяют на прямой и до-
полнительный в зависимости от того, в чем
он выражается. Прямой ущерб — от рас-
стройства технологического процесса, брака
продукции, порчи сырья и материалов, вы-
хода из строя и сокращения службы инстру-
мента и оборудования, ухудшения технико-
экономических показателей технологическо-
го процесса, увеличения затрат материалов,
труда и энергии на единицу выпускаемой
продукции, простоя персонала, занятого ве-
дением технологического процесса, и т. п.
Дополнительный ущебр — ущерб от недо-
выпуска продукции. В зависимости от от-
расли промышленности и характера произ-
водства при перерывах электроснабжения
могут иметь место оба вида составляющих
ущерба или только один или часть из них.
Прямой ущерб
Уп = Уп0 + Уп(*э)+Уп(гтеХ), (2-120)
где Уп — прямой ущерб; УПо — составляю-
щая прямого ущерба, зависящая от самого
факта перерыва электроснабжения; Уп((э) —
составляющая прямого ущерба, зависящая
от длительности перерыва электроснабже-
ния; Уп(^тех)—составляющая прямого
ущерба, учитывающая затраты на восста-
новление технологического процесса.

§ 2-10]
Надежность электроснабжения.
89
Длительность перерыва электроснабже-
ния определяется временем, необходимым
для восстановления отключенного элемента.
В зависимости от характера производства
существует минимальная продолжитель-
ность перерыва электроснабжения /0> кото-
рая отражается на работе рассматриваемо-
го потребителя. Ущерб возникает в том
случае, когда /э^^о.
Общее время простоя (п определяется
временем перерыва электроснабжения и
временем, необходимым для наладки и вос-
становления технологического процесса до
номинального режима ^тех-
Величина и характер изменения прямо-
го ущерба от времени простоя потребителя
/к зависят от особенностей его технологиче-
ского процесса. В отдельных случаях время
простоя практически может быть равным
времени перерыва электроснабжения.
Недовыпуск продукции, вызванный пе-
рерывом электроснабжения, определяется по
выражению
Д/7 = /70/п + Ябр — Пэ — Ятех =
= М'э+'тех+'бр-'э-'«х). (2"121)
где Пор — количество продукции, попадаю-
щей в брак; Пэ — объем продукции, выпу-
щенной за время (э\ Ятех — объем продук-
ции, выпущенной за время ?Тех; П0 — часо-
вой выпуск продукции при нормальном ре-
жиме; ^бр = Ябр/Я0 — приведенное время
брака; 1Э=ПЭ!П0 — приведенное время пе-
рерыва электроснабжения; ^тех—Птех!П0 —
приведенное время пускового режима.
В расчетах обычно учитывается только
дополнительный ущерб Уд, который вызы-
вает уменьшение выпуска продукции без ее
последующего восполнения:
у = ^1Ч"Г г ДЯ =
пн
рК + И , ^ ' ' \
~ т1 ^ ' х бр тех;
(2-122)
где К — стоимость основных и оборотных
фондов; И\ — постоянная часть годовых из-
держек; Т — плановое число часов работы
предприятия; Ян — годовой выпуск продук-
ции предприятием.
В ряде случаев определение ущерба
производится на основании удельных зна-
чений его стоимости, отнесенных к 1 кВт-ч
недоотпущенной электроэнергии или 1 ч
простоя. В табл. 2-20 приведены ориентиро-
вочные значения удельного ущерба У для
ряда промышленных предприятий.
Пример расчета надежности и воз-
можного ущерба при перерывах электро-
снабжения.
Цех металлургического завода работа-
ет непрерывно. При нарушениях электро-
снабжения цеха ущерб обусловливается
только длительностью перерыва. Питание
цеха осуществляется кабельными линиями
от главной понизительной подстанции, рас-
Таблица 2-20
Ориентировочные значения
удельного ущерба
Продпри
Металлургические
Искусственного волокна
Синтетического волокна
Сельскохозяйственных
машин
Комбайновые
Кузнечно-прессового обо-
рудования
Электровозостроитель-
ные
Котельные
Обувные
Кожевенные
Табачные
Масложировые
<>'» руб.'(кВтч)
0,25
0,19
0,23
0,3
0,35
0,34
0,24
0,48
1,6
0,61
0,95
0,37
положенной в 1 км от него. Максимальная
нагрузка 16 МВ-А; среднегодовая 12,5 МВт,
напряжение 10 кВ. Планово-предупреди-
тельный ремонт производится во время ра-
боты цеха. Требуется определить целесооб-
разный объем резервирования питающих ли-
ний с учетом возможного ущерба при пере-
рывах электроснабжения.
Первый вариант: цеховая рас-
пределительная двухсекционная подстанция
питается двумя кабельными линиями, про-
ложенными в туннеле. Каждая линия из
четырех кабелей с алюминиевыми жилами
3X185 мм2 выбрана на полную нагрузку.
Второй вариант: каждая линия
сечением 2(3X185) мм2 выбрана на полови-
ну нагрузки. В обоих вариантах расчетная
схема надежности: секция шин ГПП, ячейка
с выключателем 10 кВ, кабели, ячейка с вы-
ключателем 10 кВ и шины распределитель-
ной подстанции цеха.
Первый вариант: вероятное чис-
ло аварийных повреждений одной линии со-
гласно (2-95)
п
Л-а = ^ А-аг.' == ^а.ш ~Т~ ^а.в ~Т~ ^а.к ~ ^-а.в
1
-!-Хали = 2,8.10-2 + 2.10-2-И-4.10-2-Ь
+ 2. Ю-2+ 2,8-Ю-2 = 25,б-Ю-2 1/год,
где Я.й.ш — вероятное число аварийных по-
вреждений шин, 1/год; Ха.в — то же ячеек с
выключателями, 1/год; Яа.к—то же кабелей,
1/год.
Ожидаемое время восстановления од-
поп линии после аварии согласно (2-97)
п
2Аа,щ^а.т -г 2лп.п^а.в-г-А>а.к*а.к
~ К ~~

90
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
__ 2-2,8-10-2-0,25.10-3 + 2.2-10-2Х
~~ 25,6-Ю-2
X 1,75- Ю-3 + 4-4- 10-а. 1,82» 10~3
"* 25,6.10-2 ~"
= 1,45-Ю-3 год-,
где га.ш — ожидаемое время восстановле-
ния шин после азарии, год; /а.в—то же
ячейки с выключателями; га.к— то же ка-
белей, год.
Повреждаемость и время восстановле-
ния секций шин, ячеек РУЮкВ и кабелей
принято согласно табл. 2-19.
Вероятное число аварийных поврежде-
ний одновременно двух линий и время их
восстановления согласно (2-104) и (2-105)
7^ = 2*2*3= 2.25,62.10-4.1,45.10-3 =
= 1,89-Ю-4 1/год;
*а = 0,5/а = 0,5-1,45-1<Г3 =
= 0,73.10~?года.
Вероятное число повреждений одной
линии, когда другая отключена для плано-
вого ремонта, и время их восстановления
согласно (2-108) и (2-109)
Лр = 2Ха Яр *р = 2-25,6-10—2-1,0-1,82Х
Х10-3 = 0,93.10-3 1/год:
/ = 1^±_
1г I *]
1,45»Ю-3-1,82.Ю-3
р Ю-3 (1,45 + 1,82)
= 0,8ЬЮ-3 года.
Общее вероятное число отключении
двух-линий и время их восстановления со-
гласно (2-110) и (2-111)
К.р = К+ Хр=-" 1.89-10-*+0,93-Ю-3 =
= И ,19- Ю-4 1 год.
<а.р=
Уа+Ур
1,89-10-4-0,73-10-3+0,93-10-3Х
1!, 19-Ю-4
ХО.81-10-3
11,19- Ю-4
0,8-Ю-3 года.
Ожидаемое среднее полное время пере-
рыва электроснабжения в год согласно
(2-112)
^а.р=У С8760=11>19-10_4х
Х0,8-10-3 8 760 = 0,0078 ч/год.
Возможный ущерб
У1 = Т"а/рРсг Ууд= 0,0078-12 500-0,25 =
= 24,4 руб/год,
где Ууд — удельный ущерб для металлурги-
ческого завода по табл. 2-20, руб/(кВт-ч);
Рст — среднегодовая нагрузка, кВт.
Из приведенного расчета видно, что для
первого варианта при перерывах электро-
снабжения ущерба практически нет
Второй вариант. Вероятное чис-
ло аварийных повреждений двух линий
п
Аа — ^»Лах- = 2 (Аа.ш -р Аа.в + Аа.к -]-
1
+ ^а.в + *а.ш) = 2 (2,8-10-2 _;_ 2. Ю- +
+ 2-4-10-2 + 2.10-2+2,8.10-2) =
=35,2-10-2 1/год.
В этом варианте принимается, что по-
вреждение любой линии приводит к пере-
рыву электроснабжения всего цеха.
Ожидаемое время восстановления
п
1> = ~Т^ =
^ (2Аа.шга,ш + 2Аа.вга,в | 2Аа.кга,к)
К
2(2-2,8-10-2-0,25-Ю-3+2-2-10-2X
~ 35,2.10-2
X 1,75 ¦ Ю-3 + 2,4.10-2.1 82. Ю-8
~* 35,2-10-2 =
= 1,31-Ю-3 года.
'Общее вероятное число отключений и
время их восстановления
Аа.р = К + Яр = 35,2-Ю-2 +
+ 2,1 = 2,35 1/год;
. __ Аага -у ЛрГр
Аа.р
35,2-10-2.1,31. Ю-8 + 2-! ,82-10—3
~ 2,35 =
= 1,75-10—3 года.
Ожидаемое среднее полное время пере-
рыва электроснабжения в год.
* а.р = Ла.р^а.р 8 760 =
= 2,35-1,75-Ю-3-8 760 = 35,6 ч/год.
Возможный ущерб
У = Та.рРсгУУД = 35,6-12 500-0,25 ==
= 111 000 руб/год.
Приведенные затраты по изменяемой
части схемы с учетом возможного ущерба
для каждого варианта
3\ = /С, (Ян + />а.т) +С1 + У] =
= 8-7(0,12 + 0,045) + 0,06 37,5 +
+ 0,024 = 11,524 тыс. руб/год;
32 = К2(Рв + />а.т) +С2 + У2 =
= 4-7(0,12 + 0,045) +0,06- 75+ 111 =
= 120,13 тыс. руб/год,

§2-11]
Выбор напряжений
91
где Ки К2— стоимость кабелей первого и
второго варианта соответственно, тыс. руб.;
Сь С2 — стоимость потерь электроэнергии,
тыс. руб/год; Рн — коэффициент эффектив-
ности (приведения); Ра.т — коэффициент
отчисления на амортизацию и текущий ре-
монт.
Из полученных данных видно, что с уче-
том возможного ущерба необходимо при-
нять первый вариант, т. е. электроснобже-
ние осуществлять по двум линиям, каждая
из которых рассчитана на полную нагрузку.
Определим возможный ущерб зо втором
варианте для случая, когда принятый в при-
мере цех работает с выходными сменами.
При этом планово-предупредительный ре-
монт элементов электроснабжения осуществ-
ляется совместно с технологическим обору-
дованием при остановке цеха.
Ожидаемое полное среднее время пе-
рерыва электроснабжения
Га = ?1а*а8 760 = 35,2 • Ю"2- 1,ЗЫ0"3 X
X 8 760 = 4 ч/год.
Возможный ущерб
У2 = ТъРстУуд = 4-12 500-0,25 =
= 12 500 руб/год.
Приведенные затраты для второго ва-
рианта
32 = К2(Рп + />а.т) + С2 + У2 =
= 4-7(0,12 + 0,045) + 0,06-75 Ч- 12,5 =
= 21,63 тыс. руб/год.
Из приведенного расчета видно, что для
случая, когда планово-предупредительный
ремонт элементов электроснабжения и ка-
белей осуществляется совместно с техноло-
гическим оборудованием, экономически бо-
лее целесообразным является также первый
вариант, т. е. выбор каждой линии на пол-
ную нагрузку цеха.
2-И. ВЫБОР НАПРЯЖЕНИЙ
а) ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
Выбор величины напряжения питающих
и распределительных сетей зависит от мощ-
ности, потребляемой предприятием, его уда-
ленности от источника питания, напряже-
ния источника питания (особенно для не-
больших и средних предприятий1),
количества и единичной мощности электро-
приемников (электродвигатели, электропе-
чи, преобразователи и др.).
В необходимых случаях производятся
технико-экономические расчеты (см. § 2-7),
в частности:
при возможности получения от источни-
ка питания энергии на двух или более на-
пряжениях;
1 Классификация предприятий по ус-
тановленной мощности электроприемников
приведена в § 2-15 в соответствии с указа-
ниями Госстроя СССР.
при проектировании мощных предприя-
тий с большой потребляемой мощностью,
вызывающей необходимость сооружения но-
вых или значительного расширения сущест-
вующих районных подстанций, электростан-
ций и сетей;
при проектировании связей заводских
электростанций с районными сетями;
при сравнении вариантов распределения
энергии на близких по величине напряже-
ниях 10 или 6кВ, 660 или 380 В.
При равенстве приведенных затрат или
небольших преимуществах (1С—15%) сети
низшего напряжения предпочтение должно
быть отдано сети более высокого напряже-
ния, так как последнее облегчает развитие
предприятия.
б) ОСНОВНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ
ПО ВЫБОРУ НАПРЯЖЕНИЙ
Напряжения НО и 220 кВ применя-
ются для питания крупных 1 и средних пред-
приятий и для распределения электроэнер-
гии на первой ступени2 электроснабжения
этих предприятий при помощи глубоких вво-
доз воздушными или кабельными линиями.
Глубокие вводы, выполняемые воздушными
линиями ПОкВ, имеют меньшие габариты,
чем линии 220 кВ, и ил легче разместить на
территории предприятия. Глубокие вводы
220 кВ целесообразны в тех случаях, когда
на этом же напряжении происходит питание
предприятия и, следовательно, не потребу-
ется промежуточной трансформации.
Напряжение 35 кВ применяется для пи-
тания предприятий средней мощности и для
распределения электроэнергии на таких
предприятиях при помощи глубоких вводов
в виде магистралей, к которым присоединя-
ются трансформаторы 35/0,4—0,66 кВ или
35/6—10 кВ, а также для питания мощных
электроприемников (сталеплавильные элект-
ропечи, ртутно-выпрямительные установки
и др.) на крупных предприятиях.
Напряжения 10 или 6 кВ применяются:
1. На крупных и средних предприяти-
ях — на первой ступени распределения элек-
троэнергии при отсутствии подстанций глу-
бокого ввода (ПГВ); на второй ступени
озспределения энергии при наличии ПГВ.
При отсутствии значительного числа элект-
родвигателей высокого напряжения (метал-
лообрабатывающие, деревообрабатывающие,
текстильные и др. предприятия) предпочте-
ние должно быть отдано напряжению 10 кВ.
Напряжение 6 кВ применяется в тех случа-
ях, когда количество электродвигателей, из-
готовляемых только на это напряжение, ве-
лико, например на горнообогатительных
предприятиях черной и цветной металлур-
гии, з цементной промышленности, шинных
заводах и др., где суммарная мощность та-
1 Для питания крупных энергоемких
предприятий применяются напряжения 330
и 500 кВ.
2 Определение ступеней электроснаб-
жения приведено в § 2-17.

92
электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ких электродвигателей достигает 5С—30%
общей мощности. При выборе напряжения
10 или 6кВ должно учитываться также на-
пряжение генераторов заводской ТЭЦ. При
основном сетевом напряжении 10 кВ и на-
личии электродвигателей 6кВ их питание
может быть осуществлено одним из спосо-
бов, указанных в § 2-17.
2. Для питающих линий и распредели-
тельных сетей на предприятиях, потребля-
ющих небольшую мощность, отстоящих не-
далеко от источника питания.
Напряжение 660 В должно применять-
ся на предприятиях нефтеперерабатываю-
щей, нефтехимической, целлюлозно-бумаж-
ной промышленности и др., где имеется
большое количество электродвигателей в
диапазоне мощностей 20С—"00 кВт. На-
пряжение 660 В целесообразно сочетать с
напряжением 10 кВ в сети выше 1 000 В для
питания цеховых трансформаторов и двига-
телей мощностью 800 кВт и более.
При применении напряжения 660 В ча-
стично сохраняется сеть 380/220 В в объеме,
необходимом для питания мелких электро-
двигателей, освещения, цепей управления
и измерения, которые не могут быть под-
ключены непосредственно к сети 660 В. На-
личие двух напряжении хотя несколько и
осложняет эксплуатацию, но не может слу-
жить препятствием для применения 660 В.
Напряжение 380/220 В является основ-
ным в электроустановках напряжением до
1 000 В. Оно применяется для питания си-
ловых и осветительных электроприемников
от общих трансформаторов.
Напряжение 36 В применяется в поме-
щениях с повышенной опасностью и особо
опасных для стационарного местного осве-
щения и ручных переносных ламп.
Напряжение 12 В применяется только
при особо неблагоприятных условиях в от-
ношении опасности поражения электриче-
ским током (например, при работе в котлах
или других металлических резервуарах),
для питания ручных переносных ламп.
2-12. КАТЕГОРИИ
ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
ПО БЕСПЕРЕБОЙНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Технологические установки и агрегаты
в отношении требуемой надежности элект-
роснабжения делятся на три категории.
К первой категории относятся установ-
ки и агрегаты, у которых перерыв питания
электроприемников может повлечь за собой
опасность для людей, значительный ущерб
народному хозяйству, повреждение обору-
дования, массовый брак продукции, рас-
стройство сложного технологического про-
цесса. Эти электроприемники должны обес-
печиваться питанием от двух независимых
источников, и перерыв их электроснабжения
допускается лишь на время автоматическо-
го включения резерва. Примерами установок
и агрегатов первой категории могут служить
доменные печи, котельные производствен-
ного пара, насосные для охлаждения пе-
чей, водоблоки нефтеперерабатывающих за-
водов, водоотливные и подъемные установ-
ки горнорудных предприятий, прядильные
цехи искусственного волокна и др.
Из первой категории выделяются элект-
роприемники так называемой «особой» груп-
пы, бесперебойная работа которых необхо-
дима для безаварийного останова производ-
ства. Число электроприемников «особой»
группы в общем невелико. Требования к их
электроснабжению приведены в § 2-17.
Ко второй категории относятся уста-
новки и агрегаты, у которых перерыв пита-
ния электроприемников связан с массовым
недоотпуском продукции, простоем рабочих,
механизмов и промышленного транспорта.
Для этой категории допускаются перерывы
электроснабжения на время, необходимое
для ручного включения резерва дежурным
персоналом или выездной бригадой (для тех
подстанций, где нет постоянного дежурного
персонала). Ко второй категории относятся
прокатные цехи, горные разработки (кро-
ме водоотлива и подъема), основные пехи
шинной, резино-технической, целлюлозно-
бумажной и текстильной промышленности,
металлообрабатывающие цехи серийного
производства, компрессорные, ряд электро-
установок цветной металлургии, обогати-
тельные фабрики и др.
К третьей категории относятся вспомо-
гательные производства, цехи несерийного
производства металлообрабатывающих за-
водов, некоторые склады неответственного
назначения и т. п. Они допускают перерыв
питания на время ремонта или замены по-
врежденного элемента системы электроснаб-
жения продолжительностью до одних суток.
На этих и других предприятиях следует
применять такие способы прокладки прово-
дов и кабелей и такое размещение транс-
форматоров, которые обеспечивают быстрый
их ремонт или замену.
2-13. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
а) Типы и исполнения трансформато-
ров выбираются в зависимости от условий
их установки, охлаждения, от температуры
и состояния окружающей среды и т. п.
Трансформаторы напряжением 35 и ПОкВ
изготовляются только с масляным охлажде-
нием и обычно устанавливаются на откры-
том воздухе. Исключение составляют транс-
форматоры для специальных установок
(электропечи) и на ГПП предприятий с осо-
бо загрязненной средой.
Для цеховых подстанций с первичным
напряжением 6 или 10 кВ могут быть приме-
нены масляные трансформаторы, сухие
трансформаторы и трансформаторы с не-
горючей жидкостью (совтол).
Область применения масляных транс-
форматоров ограничивается цехами без
взрыво- и пожароопасных сред и закрыты-
ми помещениями подстанции. Установка
масляных трансформаторов разрешается не

§ 2-13]
Выбор трансформаторов
93
выше 2-го и не ниже 1-го этажа с заглуб-
лением до 1 м.
Совтоловые трансформаторы следует
применять в тех случаях, когда по условиям
среды нельзя приблизить к центрам нагруз-
ки масляные трансформаторы или суммар-
ная мощность масляных трансформаторов,
устанавливаемых в одном месте, превышает
допустимую, а сухие трансформаторы по ка-
ким-либо причинам не могут быть установ-
лены. Совтоловые трансформаторы постав-
ляются изготовителями с заваренными
крышками баков и в процессе многолетней
эксплуатации не требуют осмотра выемной
части, взятия проб жидкости, ее доливки,
слива или регенерации.
Сухие трансформаторы следует приме-
нять там, где не допустима установка мас-
ляных трансформаторов из-за пожарной
опасности. Преимущественная область при-
менения сухих трансформаторов — админи-
стративные здания, клубы и другие здания
со скоплением людей.
Сухие трансформаторы создают при ра-
боте повышенный шум по сравнению с мас-
ляными. Их можно устанавливать в сухих,
не пыльных помещениях с относительной
влажностью не более 65%.
Основное применение на промпредприя-
тиях находят двухобмоточные трансформа-
торы. Трехобмоточные трансформаторы
110/35/6-10 кВ применяются на ГПП срав-
нительно редко при наличии удаленных по-
требителей средней мощности, относящихся
к данному предприятию или району. Более
широкое применение находят трансформа-
торы с расщепленными обмотками 110/6-6 кВ
или 110/6-10 кВ. Они применяются при не-
обходимости выделения ударных нагрузок;
при необходимости снижения тока коротко-
го замыкания и при наличии на предприя-
тии вторичных сетей—^напряжений 6 и 10 кВ.
Число типоразмеров трансформаторов,
применяемых на данном предприятии, сле-
дует по возможности ограничивать, так как
большое разнообразие создает неудобства
в эксплуатации и вызывает затруднения в
отношении складского резерва и взаимо-
заменяемости трансформаторов.
б) Выбор числа трансформаторов.
Наибольшее применение по условиям бес-
перебойности питания находят двухтранс-
форматорные цеховые подстанции. Незави-
симо от требуемой степени бесперебойности
питания двухтрансформаторные цеховые
подстанции целесообразно применять:
при неравномерном суточном или годо-
вом графике нагрузки, в частности, при на-
личии сезонных нагрузок или при одно- и
двухсменной работе со значительной разни-
цей загрузки смен;
когда мощность трансформаторов лими-
тируется условиями их транспорта, высотой
помещения и другими соображениями, тре-
бующими уменьшения массы или габаритов
установленных единиц;
при расширении подстанции, если ока-
жется нецелесообразной замена существу-
ющего трансформатора на более мощный.
Цеховые подстанции с числом транс-
форматоров более двух, как правило, эко-
номически нецелесообразны и на новых
предприятиях применяются в виде исключе-
ния, например, в случаях:
если имеются мощные электроприемни-
ки, сосредоточенные в одном месте;
если нельзя рассредоточить подстанции
по условиям технологии или окружающей
среды, например на текстильных фабриках,
на некоторых предприятиях химии и в дру-
гих аналогичных случаях;
при раздельных силовых и осветитель-
ных трансформаторах, если установка этих
трансформаторов целесообразна на общей
подстанции;
при питании совмещенных территори-
ально цеховых нагрузок различного харак-
тера: силовые, электросварочные и другие,
которые нельзя питать от общих трансфор-
маторов;
при необходимости выделения питания
нагрузок с резкими, часто повторяющимися
толчками, например крупных электросва-
рочных аппаратов и т. п.
Однотрансформаторные подстанции сле-
дует применять для питания электроприем-
ников третьей категории. Допускается их
применение для второй категории при на-
личии централизованного резерва трансфор-
маторов и условий для быстрой замены
работающей единицы. При небольших на-
грузках первой категории (15—20%) одно-
трансформаторные подстанции можно при-
менить, если их резервирование обеспечи-
вается при помощи связей на вторичном
напряжении с соседней подстанцией (см.
§ 2-17).
На главных понизительных подстан-
циях ГПП 1 и подстанциях глубоких вводов
ПГВ ! число трансформаторов в большин-
стве случаев принимается не более двух,
что значительно упрощает схему и конст-
рукцию подстанций и, как правило, обеспе-
чивает надежное питание потребителей всех
категорий.
Однотрансформаторные ГПП и ПГВ до-
пускается применять лишь при возможно-
сти обеспечения после аварийного питания
нагрузок первой категории по связям вто-
ричного напряжения с соседними ГПП с
ТЭЦ или другими источниками питания и
при обязательном наличии резерва транс-
форматоров. При магистральном питании
однотрансформаторных ГПП или ПГВ по
линиям 35 и ПОкВ рекомендуется ближай-
шие подстанции питать от разных линий или
цепей для возможности использования свя-
зей на вторичном напряжении.
Подстанции ПОкВ с числом трансфор-
маторов более двух применяются в тех слу-
чаях, когда нельзя обеспечить надежное
питание всех разнородных потребителей
данного предприятия с учетом особенностей
режима их работы, а именно:
при необходимости выделения питания
1 Определения подстанций в зависи-
мости от их назначения приведены в §2-16.

94
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
круп-ных. часто повторяющихся ударных на-
грузок (крупные электродвигатели с ионным
приводом, крупные электропечи и т. п.);
на транзитных ГПП, имеющих несколь-
ко питающих и отходящих линий и сбор-
ные шины;
при очень концентрированных нагруз-
ках, когда двухтрансформаториые ГПП не-
возможно применить по схемным или кон-
структивным соображениям;
по условиям дальнейшего роста нагру-
зок предприятия, когда технически и эко-
номически целесообразной является уста-
новка третьего трансформатора вместо за-
мены работающих трансформаторов на
трансформаторы большей мощности.
в) Выбор мощности трансформаторов.
Оптимальная мощность трансформатора со-
ответствует минимальным приведенным за-
тратам. На двухтраисформаторных подстан-
циях мощность каждого трансформатора
рассчитывается на питание всех нагрузок
первой и основных нагрузок второй катего-
рий, питаемых от данной подстанции. Под
основными нагрузками второй категории
понимаются такие нагрузки, бесперебойная
работа которых необходима для функциони-
рования основных производств предприятия
При отсутствии точных данных о ха-
рактере нагрузок каждый цеховой транс-
форматор выбирается на 50—30% суммар-
ной нагрузки всей подстанции, причем ниж-
ний предел относится к односменной работе
и неравномерному графику нагрузки, а
верхний предел — к трехсменкой работе и
ровному графику нагрузки.
На однотрансформаторных цеховых
подстанциях при наличии резервной пере-
мычки на вторичном напряжении между со-
седними подстанциями мощность трансфор-
маторов выбирается с учетом взаимного ре-
зервирования соседних подстанций (см.
пример 2 выбора трансформаторов).
На цеховых подстанциях крупных пред-
приятий часто применяют трансформаторы
1000 и 630 кВ-А; трансформаторы мощно-
стью менее 630 кВ-А применяются при .ма-
лой плотности нагрузок, в частности на мел-
ких и средних предприятиях, на периферий-
ных участках крупных предприятий, для
административных зданий, клубов и т. п.
При большой удельной плотности нагрузок
(более 0.2 кВ-А/м2) применяются транс-
форматоры 1600 кВ-А, а при очень кон-
центрированном расположении электропри-
емников целесообразно применение транс-
форматоров мощностью 2 500 кВ-А.
На ГПП и ПГВ крупных предприятий
часто применяют трансформаторы мощно-
стью 32, 40, 63 и 80 МВ-А. Трансформаторы
меньшей мощности (10, 16 и 25 МВ-А) при-
меняются на средних предприятиях, а также
при нагрузках, разбросанных на большой
территории: горнорудные и рудоподготови-
тельные предприятия, карьеры и т. и.
Трансформаторы ГПП или ПГВ обычно
выбирают так, чтобы при выходе из работы
наиболее мощного из них остальные обеспе-
чили работу предприятия или его отдельно-
го района на время замены выбывшего
трансформатора с учетом возможного огра-
ничения нагрузки без ущерба для основной
деятельности предприятия и с использова-
нием допустимой перегрузки трансформато-
ра, а также с использованием связей ю
вторичному напряжению с соседними под-
станциями и других возможных источников
резервирования. Степень резервирования
зависит от рода промышленности, сменно-
сти работы предприятия, характера графи-
ка нагрузки и других факторов. При отсут-
ствии точных сведений о режиме работы
трансформатора и других упомянутых дан-
ных степень загрузки трансформаторов ГПП
и ПГВ при нормальном режиме можно
ориентировочно принимать в следующих
пределах: для металлургических заводов
70—75%; для химических и нефтехимиче-
ских заводов 50—70%; для прочих отраслей
60—80% в зависимости от факторов, пере-
численных выше.
Для правильного выбора мощности
трансформатора при отсутствии графика его
нагрузки необходимо знать максимальную
и среднесуточную нагрузки данной под-
станции и хотя бы приблизительно суммар-
ную продолжительность максимумов нагруз-
ки. Выбор трансформаторов только по мак-
симальной нагрузке приводит к неоправдан-
ному увеличению мощности трансформато-
ров Кроме того, необходимо учитывать
взаиморезервирование трансформаторов при
послеаварийнсм режиме или во время ре-
монта, когда часть из них отключена. При
выборе трансформаторов следует учитывать
их перегрузочную способность, которая за-
висит, в частности, от характера графика
нагрузки и от предшествовавшей послеава-
рпйному режиму нагрузки трансформатора.
Правила устройства электроустановок
допускают перегрузку трансформаторов при
послеаварийных режимах до 40% на время
максимума общей суточной продолжитель-
ности не более 6 ч в течение не более 5 су-
ток. При этом коэффициент заполнения су-
точного графика нагрузки трансформатора
а в условиях его перегрузки должен быть
не выше 0,75, т. е. должно быть выдержано
соотношение
*=г=ттг=гё-<0'75 (2"123)
или
5СР < 0,75-14 5Н < 1,05 5н. (2-124)
где 5СР — среднесуточная нагрузка транс-
форматора; 5Н — номинальная мощность
трансформатора.
ПРИМЕРЫ ВЫБОРА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Пример 1. Максимальная нагрузка це-
ховой подстанции составляет 1350кВ-А.
Продолжительность максимума не превы-
шает 6 ч. Среднесуточная нагрузка состав-
ляет 1070 кВ-А. Преобладают нагр^-зки
1ервон и второй категорий, вследствие чего

§ 2-14]
Выбор и размещение подстанций
95
выбраны два трансформатора мощностью по
1000 кВ-А. Каждый из них при нормаль-
ном режиме будет нагружен в период мак-
симума на
1350
~ .100 = 67,5%.
2-1000
Среднесуточная нагрузка 1070 кВ-А
несколько превышает допустимую величину
1,055Н= 1050. Но это превышение незна-
чительно, и можно считать, что мощность
трансформатора удовлетворяет и этому ус-
ловию, особенно если продолжительность
максимума меньше 6 ч. При среднесуточной
нагрузке, превышающей указанную величи-
ну, или продолжительности максимума, пре-
вышающей 6 ч, трансформатор 1000 кВ-А
не удовлетворяет условиям ПУЭ. В етом
случае возможно несколько решений.
1. Перейти на следующую большую
мощность, что нежелательно по ряду причин,
в частности вследствие возрастания тока ко-
роткого замыкания на низшем напряжении.
2. Перераспределить излишнюю нагруз-
ку между соседними подстанциями.
3. Установить дополнительную подстан-
цию.
4. Предусмотреть отключение части не-
ответственных нагрузок на время после-
аварийного режима.
Пример 2. Максимальная нагрузка це-
ховой подстанции 580кВ-А. Для обеспе-
чения нагрузок первой категории преду-
смотрена связь на вторичном напряжении
с соседней подстанцией для взаимного ре-
зервирования нагрузок первой категории,
рассчитанная на передачу мощности
170кВ'А. Среднесуточная нагрузка на дан-
ной подстанции составляет 480 кВ-А. Вы-
бран один трансформатор мощностью
630 кВ-А. Коэффициент заполнения суточ-
ного графика нагрузки подстанции при ава-
рии с трансформатором соседней подстан-
ции с учетом мощности, передаваемой по
перемычке, получается равным:
480+ 170
1,4-630
=0,74,
что удовлетворяет условию (2-123).
При нормальном режиме трансформа-
тор будет загружен в период максимума на
580-100/630 = 92%, т. е. близко к своей но-
минальной мощности. При послеаварийном
режиме трансформатор будет перегружен в
'580+ 170 — 630)100
период максимума —- =
630
= 19%, т. е. в пределах, допускаемых ПУЭ.
Среднесуточная нагрузка по условию
(2-123) не превышает 1,05 5н = 660 кВ-А,
что также удовлетворяет требованиям пос-
леаварийного режима, если даже предполо-
жить, что передача мощности 170кВ-А на
соседнюю подстанцию будет производиться
круглосуточно в течение всего послеаварий-
ного режима.
Пример 3. Максимальная нагрузка дан-
ного района предприятия 35 МВ-А. Суммар-
ная среднесуточная нагрузка 26 МВ-А. Пре-
обладают нагрузки первой и второй кате-
горий. Выбираем на ПВГ два трансформа-
тора мощностью по 25 МВ-А. Коэффициент
заполнения суточного графика нагрузки при
послеаварийном режиме, т. е. при работе
одного трансформатора, составляет:
'ср
26
1,4ГН 1,4-25
=0,75,
что удовлетворяет условию (2-123)
При выходе из ргботы одного транс-
форматора второй перегружается в период
(35 000 — 25 000)100
максимума на п =40%,
т. е. в пределах, допускаемых ПУЭ.
При нормальном режиме оба трансфор-
матора нагружены в период максимума на
35 000-100
—2#25 ооо =700/0' т' е' они Работают ПР*'
экономичном режиме.
Меньшую мощность трансформатора
16 000 кВ-А нельзя допустить по условиям
бесперебойности питания, так как при по-
слеаварийном режиме пришлось бы отклю-
чать значительную часть потребителей, до-
ведя среднюю нагрузку до 18 000 кВ-А,
чтобы удовлетворить условию (2-123).
2-14. ВЫБОР И РАЗМЕЩЕНИЕ
ПОДСТАНЦИЙ
а) ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
Подстанции максимально, насколько это
позволяют производственные условия, при-
ближают к центрам нагрузок соответствую-
щих групп потребителей электроэнергии.
Приближение подстанций позволяет постро-
ить экономичную и надежную систему элек-
троснабжения, так как сокращается протя-
женность сетей вторичного напряжения;
уменьшаются потери энергии и отклонения
напряжения; уменьшается зона аварий; об-
легчается и удешевляется развитие электро-
снабжения, так как строят подстанции оче-
редями по мере расширения производства;
можно учитывать изменения электрических
нагрузок к моменту ввода последующих
очередей предприятия и вносить соответ-
ствующие коррективы в проект.
Распределительные пункты и другие
коммутационные узлы, на которых нет пре-
образования энергии, наоборот, выгоднее
размещать не в центре, а на границе пита-
емых ими участков сети таким образом,
чтобы не было обратных потоков энергии
(рис. 2-15).
Выбор числа, мощности, типа и места
подстанций производится в такой последо-
вательности:
на схематический генплан предприятия
наносится картограмма нагрузок с подраз-
делением их по напряжению, роду тока и
очередности ввода в эксплуатацию

96
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
(рис. 2-16), выявляются сосредоточенные на-
грузки и определяются центры тяжести
групп распределенных нагрузок. Нагрузки
обозначаются в виде кругов, площадь кото-
рых пропорциональна величине нагрузки.
Предварительно намечаются места располо-
жения подстанций и производится распре-
ЦехЧ
Рис. 2-15. Пример размещения РП.
деление нагрузок между ними с учетом тя-
готеющих к ним разбросанных нагрузок или
же намечаются для последних отдельные
подстанции. Выбирают типы подстанций
(отдельно стоящая, пристроенная, встроен-
ная, внутренняя), определяют их ориенти-
ровочные размеры, согласовывают с техно-
логами и строителями намеченные места
подстанций.
б) ПОДСТАНЦИИ 35—110 кВ
При напряжении 110 кВ в условиях
нормальной окружающей среды обычно при-
меняют открытые подстанции. При напря-
жении 35 кВ применяются как открытые,
так и закрытые подстанции. Последние це-
лесообразны в сетях с небольшими токами
короткого замыкания и, следовательно, с
менее громоздкой и дорогой аппаратурой
(выключатели С-35, ВМК-35).
Подстанции глубоких вводов ПГВ
35-110/6-10 кВ располагаются в непосредст-
венной близости от наиболее крупных энер-
гоемких производств и корпусов с кон-
центрированной нагрузкой, например про-
катных цехов, электролизных корпусов, пла-
еМа не им а ль на я злекшри -
ческая нагрузка 110 аВ
(7х Максимальная з лек три-
\&) ческая нагрузка 1Вн$
# Максимальная элем при -
частая нагрузка бг'Ь
О Максимальная
злектри ческа я
нагрузка 0,38 кВ
«--* Распределительный.
^ гинкт (РП)
Трансспзрматорная
Ш 'псдстаниия о~ЮкВ
(ТП)
—ыг- Подклющтельный
П пун
Р ОРУ 110 к В
Надела 6~10кВ
--- дЛ 110 к В
ТонопроВзды ЮмВ
ао%
Рис. 2-16. Картограмма нагрузок крупного предприятия, нанесенная на генплан.

§ 2-14]
Выбор и размещение подстанций
97
вильных цехов (электропечных подстанций)
со стороны печного пролета, корпусов обо-
гащения, обжига и агломерации, рудоподго-
товительных предприятий, крупных цехов
машиностроительной промышленности с ус-
тановленной мощностью электроприемников
15 000—75 000 кВт. При этом распредели-
тельные устройства вторичного напряжения
Рис. 2-17. Зоны загрязнения.
/ — источник загрязнения; 2 — санктарко-защит-
ная зона (по СН 245-63); 3 — минимальный защит-
ный интервал между источниками загрязнения
и ОРУ с нормальной изоляцией; 4 — половина ми-
нимального защитного интервала; 5 — ЗРУ; 6 —
ОРУ с усиленной изоляцией; 7 — ОРУ с нормаль-
ной изоляцией; * — зона III степени загрязнения;
9 —зона II степени загрязнения; 10 — зона I сте-
пени загрязнения.
целесообразно встраивать з корпуса, при-
мыкающие к ПГВ. На карьерах ГПП соору-
жаются вне зоны взрывов, чтобы действие
взрывной волны не отражалось на нормаль-
ной работе электрооборудования.
На ряде промпредприятий в атмосферу
выделяются различные производственные
вредности, отрицательно действующие на
изоляцию и токоведущие части электроуста-
новок. Для таких загрязненных зон установ-
лены особые нормативы для выбора испол-
нения (класса) изоляции, типов подстанций
и линий электропередачи [Л. 2-9], в том
числе минимальные защитные интервалы,
в пределах которых регламентированы ти-
пы подстанций (рис. 2-17). В первой поло-
вине интервала, которая является наиболее
загрязненной (зона III степени загрязнения),
можно применять только закрытые распре-
делительные устройства (ЗРУ). Во второй,
менее загрязненной половине (зона II степе-
ни загрязнения) — открытые распредели-
тельные устройства (ОРУ), но с усиленной
изоляцией электрооборудования. При отсут-
ствии аппаратов с усиленной изоляцией в
номенклатуре заводов допускается приме-
нять аппараты на следующий класс напря-
жения или же устанавливать их в ЗРУ. За
пределами защитного интервала (зона I сте-
пени загрязнения) сооружаются ОРУ с нор-
мальной изоляцией.
Если на предприятии предусмотрены
эффективные мероприятия по очистке газов
в улавливанию вредных выделений и уста-
новлены высокие дымовые трубы, то величи-
ны минимальных защитных интерзалов мож-
но не нормировать. Подстанции глубоких ззо-
7—478
дов располагаются возле обслуживаемых
ими производственных объектов по возмож-
ности таким образом, чтобы они не попада-
ли в факел загрязнений или в полосу уно-
сов. Это особенно важно при неблагоприят-
ных условиях увлажнения, например при
изморози, тумане, мокром снегопаде.
Лучшим и наиболее надежным конструк-
тивным решением для ПГВ в загрязненных
зонах является показанная на рис. 2-18
двухтрансформаторная подстанция на на-
пряжение 110/10 кВ с глухим присоединени-
ем открыто установленных трансформаторов
с расщепленными обмотками 10 кВ и шин-
ными вводами 10 кВ. Трансформаторы пи-
таются по кабельным радиальным линиям
110 кВ от ГПП. Кабель НО кВ заводится
непосредственно в трансформатор без ком-
мутационной аппаратуры. Распределитель-
ДЛЯПП < 1ТИТПП I (
Щ) ш
и.
г%?&
Рис. 2-18. Двухтрансформаторная подстан-
ция с глухими кабельными вводами 110 кВ.
1 — трансформатор 110/10/10 кВ; 2 — ввод кабеля
ПО кВ в трансформатор; 3 — шинопровод 10 кВ;
4 — шкафы КРУ Ю кВ; 5 — кабель ПО кВ.
ное устройство 10 кВ закрытое, состоящее
из комплектных шкафов КРУ серии
КР-10/500, рассчитанных на мощность от-
ключения выключателей при напряжении
10 кВ, 500 МВ-А. Шкафы КРУ расположе-
ны в два ряда в одноэтажном здании. При-
менение трансформаторов с расщепленными
обмотками 10 кВ и шкафов КР-10/500 поз-
волило отказаться от установки токоогра-
ничивающих реакторов, что значительно
упростило компоновку закрытой части под-
станции и уменьшило ее объем. В отличие
от общепринятой компоновки при воздуш-
ных линиях ПО кВ вводы ПО кВ трансфор-
маторов обращены к стене ЗРУ 10 кВ. Это
значительно облегчает выкатку трансфор-
маторов в случае их ревизии или ремонта

98
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
при эксплуатации. Кабели ПО кВ проходят
в подвале РУ 10 кВ Там же расположены
баки давления. Подвал оборудован авто-
матическим пожаротушением и сигнализа-
цией появления дыма. Соединение выводов
10 кВ трансформатора с КРУ 10 кВ выпол-
нено комплектными шинопроводами завод-
ского изготовления.
При напряжении 35 кВ в загрязненных
зонах выгоднее применить ЗРУ, чем пере-
ходить на изоляцию 110 кВ. Применение
ЗРУ иногда бывает целесообразно и при
напряжении ПО кВ, если нельзя использо-
вать аппараты с усиленной изоляцией и от-
сутствует необходимая аппаратура на на-
пряжение 154 кВ. При открытом выполне-
нии РУ в загрязненных зонах возникают
дополнительные эсплуатационные расходы,
связанные с обеспечением надежности рабо-
ты внешней изоляции, затраты на ликвида-
цию последствий отключений и аварий из-
за загрязнения изоляции, а также ущерб,
наносимый потребителем электроэнергии
авариями и отключениями по указанным
причинам. Однако при этом необходимо
иметь в виду, что если число вводов в ЗРУ
лолучается не меньше, чем число изоляторов
<1ри открытой подстанции, то сооружение
ЗРУ с точки зрения загрязнения изоляции
ггановится нецелесообразным.
В зонах с большими выделениями пы-
ли, например на цементных заводах, реко-
мендуется в некоторых случаях предусмат-
ривать повышенное избыточное давление
внутри зданий подстанций и постоянное
устройство для удаления пыли. В пыльных
зонах не следует применять наружные
комплектные распределительные устройства
(КРУН), так как они не обеспечивают над-
лежащей защиты от загрязнения.
В районах Крайнего Севера и вечной
мерзлоты к выполнению и размещению
подстанций предъявляются дополнительные
требования, обусловленные низкой темпера-
турой, гололедом, снежными заносами,
сильными ветрами и вечномерзлыми грунта-
ми. Электрооборудование таких подстан-
ций выбирается холодоустойчивого исполне-
ния для работы при температуре до—60 °С.
Подстанции устанавливают в местах с наи-
меньшими снежными заносами с учетом
преобладающего направления ветров. Вы-
бираются простейшие схемы коммутации;
отделители и короткозамыкатели не приме-
няют. Присоединение трансформаторов к
питающим линиям глухое. Постоянная на-
грузка трансформаторов не менее 50% их
мощности во избежание загустевапия мас-
ла и нарушения его циркуляции. Открытые
подстанции хотя и допускаются, но пред-
почтительнее ЗРУ с открытой установкой
только трансформаторов даже в том случае,
если стоимость этого варианта несколько
превышает стоимости варианта ОРУ. В ЗРУ
предусматривается отопление.
При открытом варианте легкие аппара-
ты: разъединители, разрядники, измери-
тельные трансформаторы — располагаются
на высоте с—3,5 м с устройством площадок
для их обслуживания. В стесненных усло-
виях ОРУ ПО кВ сооружают на крыше зда-
ния, а трансформатор ставят рядом от-
крыто.
в) РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ (РП)
И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ (ТП)
ПОДСТАНЦИИ 6—10 кВ
Подстанции следует располагать внутри
цехов или пристраивать к ним для прибли-
жения их к электроприемникам, если этому
не препятствуют производственные условия
или требования архитектурно-строительного
оформления зданий. Во всех случаях пред-
почтение должно быть отдано комплектным
трансформаторным подстанциям (КТП) за-
водского изготовления вместо подстанций,
монтируемых на объекте из отдельных ап-
паратов и изделий. Отдельно стоящие цехо-
вые подстанции применяют в редких случа-
ях, когда невозможно или нецелесообразно
размещать их в цехах, например при ком-
прессорных и насосных с сжиженными газа-
ми, помещениях с горючими газами с плот-
ностью более 0,8 по отношению к воздуху,
открыто установленных вращающихся пе-
чах и др.
На карьерах электрифицированного же-
лезнодорожного транспорта применяются
совмещенные трансформаторные и преобра-
зовательные подстанции. Распределительные
подстанции (РП) рекомендуется встраивать
в производственные здания и совмещать
с ближайшими трансформаторными подстан-
циями по соображениям блокировки зданий
и компактности генплана, если при этом
обеспечиваются нормальные подходы элек-
трических коммуникаций к РП.
Внутрицеховые подстанции с доступом
к оборудованию непосредственно из цеха
применяются глазным образом в многопро-
летных цехах с производствами категорий
Г и Д согласно противопожарным нормам
(при наличии маслонаполпенного оборудо-
вания по согласованию с органами пожарно-
го надзора в цехах с производствами кате-
гории В). Рекомендуется размещать их пре-
имущественно у колонн или возле каких-ли-
бо постоянных внутрицеховых помещений
с таким расчетом, чтобы не занимать под-
крановых площадей. Для размещения под-
станций в цехах с производствами катего-
рий выше Г и Д выделяются специальные
электротехнические помещения, отделенные
от производственных помещений и имеющих
выход непосредственно наружу (встроенные
подстанции по классификации ПУЭ).
В энергоемких корпусах предприятий,
в которых сосредоточены нагрузки 60—
90 МВт на относительно небольших пло-
щадях, применяют специальные многоэтаж-
ные электротехнические пролеты шириной
С—Э м.
Размещение электрооборудования в та-
ком пролете показано на рис. 2-19. На верх-
нем (четвертом) этаже проложены два трех-
фазных многоамперных токопровода 10 кВ,
на третьем этаже размещены КРУ и реак-

§ 2-14]
Выбор и размещение подстанций
99
а)
ТЕ
I
м
Галерея токопроводов
10001000 .1500 1000 1000
-*+*-
Л:
! Галерея КТП
1000 ПОО . 3100
+5,00]
КТП
1070 ,3100
*?
ш.
€)
Рис. 2-19. Размещение подстанций в специ-
альных электротехнических пролетах.
а — блок цехов; 6 — компоновка электрооборудо-
вания в электротехническом пролете; /— моно-
рельс; 2 — крюк для подъема реактора; 3 — же-
лезнодорожная колея по зеей длине галереи; 4 —
электротехнические пролеты.
7*
торы, на втором — КТП и щиты станций
управления, на нижнем этаже — кабели.
Такая компоновка позволяет приблизить к
центру нагрузок и удобно разместить РУ,
подстанции и другое электрооборудование,
а также улучшить условия эксплуатации,
если производство характеризуется наличи-
ем химически активных, пыльных и пожа-
роопасных сред. Так как КТП размещены
на втором этаже, трансформаторы принима-
ются сухие или с негорючим заполнением,
что исключает необходимость их демонтажа
и перевозки на ремонтную базу для перио-
дических ревизии, связанных с выемкой сер-
дечника.
Предельная мощность каждой КТП с
масляными трансформаторами, устанавли-
ваемой открыто в цехе, не должна превы-
шать 2X1600 кВ-А. Расстояния в свету
между масляными трансформаторами раз-
ных КТП должно быть не менее 10 м. Эти
ограничения не распространяются па транс-
форматоры сухие или заполненные негорю-
чей жидкостью, а также на печные и пре-
образовательные подстанции,непосредствен-
но связанные с технологическим процессом
производств, для которых они предназна-
чены.
В цехах небольшой ширины или при
размещении части нагрузок за пределами
цеха, а также при затруднениях с размеще-
нием внутрицеховых подстанций применяют
встроенные ТП или пристроенные к цеху
ТП, предпочтительно встроенные. Во встро-
енных и пристроенных ТП и РП предусмат-
ривается выкатка масляных трансформато-
ров и выключателей непосредственно нару-
жу, поэтому к таким сооружениям никаких
специальных противопожарных требований
не предъявляется. В исключительных слу-
чаях при размещении ТП и РП под поме-
щениями с мокрым технологическим процес-
сом, под душевыми и санузлами необходи-
мо предусматривать надежную гидроизоля-
цию перекрытий подстанций.
Пример размещения цеховых подстан-
ций в корпусе крупного предприятия пока-
зан на рис. 2-20. Подстанции и РП во взры-
воопасных и пожароопасных помещениях
и установках необходимо располагать в со-
ответствии с требованиями, изложенными
в гл. VI1-3 и VI1-4 ПУЭ. Внутрицеховые
КТП лучше всего размещать в пределах
мертвой зоны кранов, тельферов и других
подъемно-транспортных механизмов, а так-
же по возможности удалять их от путей
внутрицехового транспорта. Если это не
удается, то предусматриваются мероприя-
тия для их защиты от случайных поврежде-

100
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
®-2
Ш-2
Шг-2
Ш-2
Ш-2
Рис. 2-20. Размещение цеховых КТП б—10 кВ в многопролетном цехе.
1 — внутрицеховая КТП; 2 — пристроенная КТП.
щ ,-д .
1Г"0Т I
л!!
,Г°°Э1Г
-.$
~~^№А~ 7зЖ"~Т
г !»!чм Ж»« |ипц ,
1 ''фи! -«и *¦ •ник» ¦
11)мI '|И||ц .ними ^*
пни 4шЩ -. Го1"
4 1 III 1111
"г-п-с|1"
I |1 с^:
:^=гк4к-^.-.
¦ч
а)
1^'
Вариант^ двухрядной
'компановки
Л.-4-Г.ф и|1_ !
¦1
НРИ
I»
. и1 •
к: - •*_ -*¦ - :*• -*г - т\
>Л^4'
I. I
II I
п с П |
_ъпй._^--к-
?з ^^-----^^я^
^
4-г
_4ч 1-1
^Ь' I
I М * г-
¦у, „ а)г
»
и^
Рис. 2-21. Установка двухтрансформаторной КТП.
а — общая компоновка и основные размеры; б — однорядная установка КТП. / — трансформатор;
2 — шкаф ввода НН; 3 — кабель ВН; '4 — стена.
ний путем устройства отбойных тумб, свето-
вой сигнализации и т. п.
Изображенную на рис. 2-21 установку
двухтрансформаторной КТП можно приме-
нить как на отдельно стоящих, так и на
встроенных, пристроенных и внутрицеховых
подстанциях. Если по условиям среды от-
крытая установка в цехе возможна, то вмес-
то указанных на зтом рисунке стен 4 де-
лают сетчатые ограждения.
г) ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКТНЫХ УСТРОЙСТВ
Комплектные распределительные уст-
ройства имеют два принципиально различ-
ных конструктивных исполнения: выкатное
(типа КРУ) и стационарное (типов КСО,
КРУ Ни др.).
Выкатные КРУ рекомендуется в первую
очередь применять в электроустановках, в
которых по условиям надежности элекгро-

§ ьщ
Общие сведения
101
снабжения можно заменить ревизуемый или
поврежденный выключатель практически
без ощутимого перерыва питания. К таким
установкам относятся основные производст-
ва на металлургических и химических пред-
приятиях, крупные компрессорные, насос-
ные и другие электромашинные помещения
аналогичного общезаводского назначения.
В прочих электроустановках применение
КРУ целесообразно при большом числе ка-
мер (более 15—20), один резервный вы-
ключатель на выкатной тележке может за-
менить любой или большую часть выключа-
телей КРУ.
Стационарное исполнение комплектных
камер целесообразно в первую очередь для
простейших схем и аппаратов коммутации,
в частности для подстанций с выключателя-
ми нагрузки, а также для камер РУ наруж-
ной установки, где условия эксплуатации
выкатных камер труднее из-за погоды. Ста-
ционарные КРУ целесообразны также для
камер на большие токи с большими мас-
сами.
Для выкатных РУ предусматривается
двустороннее обслуживание, так как при
одностороннем обслуживании затрудняется
осмотр кабельных муфт, трансформаторов
тока; втычных контактов, а в некоторых ти-
пах и сборных шин.
Установка КРУ и КТП. При опреде-
лении размеров проходов в помещениях
КРУ и КТП должны соблюдаться требова-
ния удобства их обслуживания, перемеще-
ния, разворота, ревизии и ремонта.
При установке в отдельном помещении
минимальная ширина коридора управления
определяется исходя из длины выкатной те-
лежки КРУ или инвентарной тележки для
транспортировки автоматов напряжением
до 1 000 В. К этой длине добавляется не
менее 0,8 м при однорядном расположении
КРУ и КТП и не менее 1 м при двухрядном
расположении. Проход с задней стороны
КРУ и КТП принимается не менее 0,8 м
Допускаются отдельные местные сужения,
но не более чем на 0,2 м.
При установке КРУ и КТП в цехах их
нужно ограждать лишь на тех участках, где
производится частое передвижение внутри-
заводского транспорта или площадь сильно
насыщена оборудованием, материалами и
готовыми изделиями. В других цехах ограж-
дения не обязательны, но требуются свобод-
ные проходы вокруг КТП для их обслужи-
вания и транспортировки. Ширина прохода
определяется расположением производст-
венного оборудования, но должна обеспечи-
вать транспортировку наиболее крупных ча-
2-15. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Система электроснабжения предприятия
состоит из питающих, распределительных,
трансформаторных и преобразовательных
стей КТП. Минимальный размер прохода по
ПУЭ с лицевой стороны рекомендуется не
менее 1 м; проход сзади не менее 0,8 м.
Крепление КТП к полу не обязательно. Для
экономии площади в цехе можно делать
съемные ограждения только перед шкафа-
ми КРУ без проходов внутри ограждения
и расстояние от шкафов до ограждений
брать минимальное (до 200 мм).
Высота помещения КРУ и КТП выбира-
ется исходя из возможности производства
ремонта или ревизии отсека сборных шин и
релейно-приборного отсека. Минимальное
расстояние от наиболее выступающих верх-
них частей КРУ и КТП принимается 1 м до
потолка и 0,5 м до балки. Соединительные
шинные короба между двумя рядами КРУ
могут располагаться на меньшем расстоянии
от потолка или балки.
Для удобства ремонта и хранения ре-
зервных тележек КРУ и во избежание за-
громождения проходов рекомендуется в по-
мещении РУ предусматривать место для
установки тележек, подвергающихся ремон-
ту и ревизии. Уровень чистого пола помеще-
ния РУ должен совпадать с плоскостью ка-
тания тележки в корпусе шкафа. Пол в по-
мещении КРУ и КТП должен выполняться
из особо прочных материалов, рассчитанных
на частое катание тележек. Следует избе-
гать устройства кабельных каналов на пу-
тях передвижения тележек.
При выдаче строительных заданий на
помещения, в которых устанавливается
комплектное электрооборудование (КРУ,
КТП и т. п.), указываются нагрузки от наи-
более тяжелых частей этих устройств (на-
пример, трансформатора) и места приложе-
ния этих нагрузок (например, швеллеры
или катки под трансформаторами) Необхо-
димо указывать также зоны передвижения
этого электрооборудования при монтаже
и эксплуатации для того, чтобы строитель-
ные конструкции в этих зонах были рассчи-
таны соответствующим образом или же при
необходимости были рекомендованы меро-
приятия по усилению перекрытий здания на
время передвижения электрооборудования.
Наружная установка КТП и КРУ про-
изводится на спланированной площадке на
высоте от уровня планировки не менее
0,2 м. Под трансформаторами КТП должна
быть гравийная засыпка согласно ПУЭ.
Предусматриваются необходимые пожарные
проезды или подъезды, возможность удоб-
ной выкатки и транспортировки трансфор-
маторов, свободный приток и отвод воз-
духа для охлаждения электрооборудования.
подстанций и связывающих их кабельных
и воздушных сетей и токопроводов напря-
жением выше 1 000 В и ниже 1 000 В.
Требования, предъявляемые к электро-
снабжению предприятий, зависят от их ве-
Б. СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ПОДСТАНЦИЙ

Ш2
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
личины и потребляемой ими мощности.
С этой точки зрения предприятия в указани-
ях Госстроя СССР условно подразделяются
на крупные, средние и небольшие. К круп-
ным относятся предприятия с установленной
мощностью электроприемников 75—100 МВт
и более. К числу таких предприятий можно,
например, отнести заводы черной и цветной
металлургии, химии, искусственного волок-
на, тяжелого машиностроения и т. п.
К средним предприятиям можно отнести
большинство машиностроительных заводов,
деревообделочных комбинатов, текстильных
фабрик, где установленная мощность элект-
роприемников не превышает 75—100 МВт, а
нижний предел составляет ¦"—7,5 МВт.
К небольшим предприятиям относятся пред-
приятия легкой, пищевой и других отраслей,
на которых установленная мощность элект-
роприемников до 5 МВт. Мощность, потреб-
ляемая предприятиями, колеблется в более
широких пределах, так как зависит от коэф-
фициента спроса (см. § 2-1 и 2-2), который
значительно изменяется в зависимости от
характера производства.
Схемы электроснабжения строятся
таким образом, чтобы вся система была эко-
номична, надежна, удобна и безопасна в об-
служивании и обеспечивала необходимое ка
чество электроэнергии в нормальном и пос-
леаварийиом режимах. Для создания эконо-
мичных решении высокой надежности ми-
нимальными затратами на резервирование
применяются связи между электросетями
различных ведомств, а также объединяется
питание промышленных, коммунальных
и других потребителей, вплоть до создания
единых электросетей крупных промышлен-
ных узлов. При проектировании собствен-
ных электростанций предприятий, главных
понизительных подстанций и других источ-
ников питания учитываются близлежащие
внезаводские потребители электроэнергии
Особенно это необходимо в районах, недо-
статочно охваченных энергосистемами
Так как электросети и подстанции вхо-
дят в комплекс предприятия наряду с дру
гими производственными сооружениями
и коммуникациями, то они должны увязы-
ваться со строительной и технологической
частями и общим генеральным планом пред-
приятия
Надежность электроснабжения пред-
приятий, как правило, должна повышаться
при приближении к источникам питания
(ТЭЦ, ГПП и т д.1) и пп мере увеличения
мощности соответствующих звеньев систе-
мы, так как аварии тошных звеньях при-
водят к более тяжелым последствиям чем
в мелких, и охватывают большую зону
предприятия. Специальные дополнительные
требования к надежности должны соблю-
даться в системах электроснабжения элект-
роприемников так называемой «особой»
группы (§ 2-12) и в загрязненных зонах.
Для правильного решения вопросов на-
дежности электроснабжения необходимо
четко различать аварийный и послеаварий-
ный режимы. Под аварийным режимом под-
разумевается кратковременный переходный
режим, вызванный нарушением нормального
режима работы системы электроснабжения
или ее отдельных звеньев и продолжающий-
ся до отключения поврежденного звена или
элемента. Продолжительность аварийного
режима определяется в основном временем
действия релейной защиты, автоматики
и телеуправления. Под послеаварийным ре-
жимом следует понимать режим, возникаю-
щий после отключения упомянутых по-
врежденных элементов системы электро-
снабжения, т е. после ликвидации аварий-
ного режима. Он гораздо более длителен,
чем аварийный режим, и продолжается до
восстановления нормальных условий рабо-
ты, т. е. нормального режима. Однако дли-
тельность послеаварипного режима не долж-
на быть более суток. Систему электроснаб-
жения в целом нужно строить таким обра-
зом, чтобы она при послеаварийном режиме
обеспечивала функционирование основных
производств предприятия после необходи-
мых переключений и пересоединений. При
этом используются все дополнительные ис-
точники и возможности резервиоования,
в том числе и те, которые при нормальном
режиме нерентабельны (различные перемыч-
ки, связи на вторичных напряжениях и др.).
При послеаварийном режиме допустимо ча-
стичное ограничение подаваемой мощности;
возможны кратковременные перерывы пита-
ния электроприемников третьей и частично
второй категории на время переключений
и пересоединений, а также позволены от-
ступления от нормальных уровней, отклоне-
ний и колебании напряжения и частоты
в пределах допусков, регламентированных
ГОСТ 1310Я-в7 па нормы качества электро-
энергии (см. § 2-8) Поэтому з схеме элект-
роснабжения выделяются ответственные на-
грузки, питание которых должно быть обес-
печено при проведении энергосистемой
аварийных разгрузок когда подаваемая
предприятию мощность уменьшается.
В период послеавармйного режима эле-
менты сети могут быть перегружены и пре-
делах, допускаемых ПУ^ Так, например,
допускается пепегрузка кабелей напряже-
нием то 10 к В с бууяжиой изоляцией на
30% па премя максгмумов суммарной су-
точной продолжительности а о б ч в течение
не более 5 суток, если до этого максималь-
ная нагрузка кабеля при нормальном дли-
тельном режиме работы не превышала 80%
длительного допускаемого тока по нагреву.
Трансформаторы можно перегружать соот-
ветственно до 40% в зависимости от коэф-
фициента заполнения суточного графика
его нагрузки (см. § 2-13).
2-16. ИСТОЧНИКИ И СПОСОБЫ
ПИТАНИЯ
Источники питания (ИП). Основными
и наиболее надежными источниками пита-
ния предприятий электроэнергией являются
электростанции и сети районных эыергоси-

§ 2-17]
Схемы электроснабжения
103
стем. <По определению ПУЭ линии, связыва-
ющие распределительную сеть предприятий
с электростанциями пли с сетью электроси-
стемы района, пли же с сетью коммунальной
(или другой) электростанции также явля-
ются источниками питания. Собственные за-
водские электростанции (ТЭЦ) сооружают-
ся в том случае, если они необходимы для
комбинированного снабжения предприятия
электроэнергией и теплом. Выработка элект-
роэнергии па них определяется графиком
тепловых нагрузок.
Как правило, ТЭЦ имеют электрические
связи с районной энергосистемой. При ава-
риях в энергосистеме, связанных с потерей
значительных генерирующих мощностей,
снижением частоты, нарушением устойчиво-
сти и качаниями, вступает в действие дели-
тельная релейная защита, отделяющая от
энергосистемы ТЭЦ с целью сохранения ее
в работе для питания наиболее ответствен-
ных производственных электроиагрузок от
собственного источника. Применение дели-
тельной защиты должно быть согласовано
с районной энергосистемой, так как в неко-
торых случаях связь с ТЭЦ бывает необхо-
дима для разворота электростанции системы
после крупной аварии.
Мелкие предприятия в городах питают-
ся от коммунальных сетей.
К независимым источникам питания от-
носятся источники, на которых сохраняется
напряжение при исчезновении его на других
источниках. Такими источниками являются
распределительные устройства двух элект-
ростанций или подстанций. Согласно ПУЭ
две секции сборных шин электростанции или
подстанции относятся к независимым источ-
никам, если одновременно соблюдены сле-
дующие условия: каждая секция имеет пи-
тание от независимого источника; секции не
связаны между собой или имеют связь, ав-
томатически отключаемую при нарушении
нормальной работы одной из секций.
Необходимо иметь в виду, что две си-
стемы шин на ИП, если одна из них (рабо-
чая) не секционирована, нельзя рассматри-
вать как независимые источники питания.
При повреждении рабочей несекциониро-
ваппой системы шин все отходящие линии
потеряют питание. Переключение этих линий
на вторую неповрежденную систему шин по-
требует много времени, так как не может
быть автоматизировано.
Пункты приема энергии. При неболь-
шой потребляемой мощности (в преде-
лах 800—3000 кВт,) сравнительно ком-
пактном расположении нагрузок и от-
сутствии особых требований к бесперебой-
ности электроснабжения вся электроэнергия
от источника питания может быть подведе-
на к одному трансформаторному ТП или
распределительному РП пункту. При более
значительной потребляемой мощности, раз-
бросанности электрических нагрузок и повы-
шенных требованиях к бесперебойности эле-
ктроснабжения питание следует подводить
к двум и более приемным пунктам.
При близости источника питания и по-
требляемой мощности в пределах пропуск-
ной способности линий 6 или 10 кВ электро-
энергия подводится к РП, которые служат
для приема и распределения электроэнергии
без ее преобразования или трансформации.
От РП электроэнергия распределяется по
цеховым подстанциям (ТП) и подводится
к электроприемпикам высокого напряжения
(электродвигателям, электропечам и др.).
В этих случаях напряжения питающей
и распределительных сетей совпадают.
Если же предприятие потребляет зна-
чительную (более 40 МВ-А) мощность,
а источник питания удален, то прием элект-
роэнергии производится на узловых рас-
пределительных подстанциях (УРП) или
на главных понизительных подстанциях
(ГПП) 35, 110 кВ, а в отдельных случаях —
220 кВ.
Узловой распределительной подстанцией
УРП называется центральная подстанция
предприятия ЗГ.—110 кВ, получающая энер-
гию от энергосистемы и распределяющая ее
по подстанциям глубоких вводов (ПГВ) на
территории предприятия. В некоторых слу-
чаях УРП совмещается с ближайшей район-
ной подстанцией, если основная часть энер-
гии потребляется предприятием.
Главной понизительной подстанцией на-
зывается подстанция, получающая питание
непосредственно от районной энергосистемы
и распределяющая энергию па более низком
напряжении (обычно 10 или 6 кВ) по всему
предприятию или отдельному его району.
Подстанцией глубокого вводи пазывл-
ется подстанция на напряжение ЗГ—ПО кВ,
выполненная по упрощенным схемам комму-
таций на первичном напряжении, получаю-
щая питание непосредственно от энергоси-
стемы или от УРП данного предприятия
и предназначенная для питания отдельного
объекта или района предприятия.
Пункты приема электроэнергии обычно
связываются друг с другом и ТЭЦ завода
самостоятельными связями или через рас-
пределительную сеть.
2-17. СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
а) ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
Наиболее экономичной и надежной яв-
ляется система электроснабжения с приме-
нением глубоких вводов, при которой источ-
ники высшего напряжения (ЗГ.— ПО кВ)
максимально приближены к потребителям
электроэнергии, а прием электроэнергии
рассредоточивается по нескольким пунктам.
Система электроснабжения строится та-
ким образом, чтобы все ее элементы посто-
янно находились под нагрузкой. «Холодный»
резерв в линиях и трансформаторах не при-
меняется. При таком режиме работы умень-
шаются потери электроэнергии и повышает-
ся надежность, так как долго находившийся
в бездействии «холодный» резервный эле-
мент может при его включении отказать в
работе вследствие каких-либо неисправно-

104
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
стей, оказавшихся незамеченными. Так на-
зываемый «скрытый» резерв предусматрива-
ется в самой схеме электроснабжения, кото-
рая при послеаварийном режиме должна
быть в состоянии принять на себя нагрузку
временно выбывшего элемента путем пере-
распределения ее между оставшимися в ра-
боте частями сети с использованием пере-
грузочной способности электрооборудо-
вания.
При построении системы электроснаб-
жения, как правило, исходят из раздельной
работы линий и раздельной работы транс-
форматоров, так как при этом снижаются
токи короткого замыкания, упрощаются схе-
мы первичной коммутации и релейная защи-
та па вводах.
Для восстановления питания потреби-
телей следует применять простейшие схемы
автоматики АВР, АПЗ (см. § 2-96—§ 2-98).
Допустимо автоматическое отключение не-
ответственных потребителей на время пос-
леаварийного режима, если питающие линии
или трансформаторы даже с учетом пере-
грузки не рассчитаны на полное резервиро-
вание. Схемы, предусматривающие длитель-
ную параллельную работу вводов или транс-
форматоров, применяются:
при очень высоких требованиях к бес-
перебойности питания, когда автоматическое
включение резерва не удовлетворяет тре-
бованиям режима работы электроприемни-
ков в отношении быстродействия восстанов-
ления питания;
при наличии мощных электроприемни-
ков с большими и частыми толчками актив-
ной и реактивной нагрузки, передающимися
в питающую электросеть и вызывающими в
ней соответствующие колебания напряже-
ния, а иногда и частоты, недопустимые для
других потребителей электроэнергии, питае-
мых от этой сети.
Параллельная работа вводов или пони-
жающих трансформаторов осуществляется
через секционный выключатель. При нару-
шении нормальной работы одной цепи по-
следний автоматически отключается.
Следует отметить, что при раздельной
работе трансформаторов в них могут быть
несколько большие потери по сравнению
с параллельной работой из-за возможной
неравномерности их нагрузки.
В системах электроснабжения применя-
ется глубокое секционирование всех звеньев
системы ст источника питания до сборных
шин низкого напряжения ТП, а иногда и це-
ховых РП. На секционных аппаратах преду-
сматриваются простейшие схемы АВР. Это
значительно повышает надежность питания.
б) СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Схемы распределения электроэнергии
строятся по ступенчатому принципу. Число
ст>пеней определяется потребляемой мощ-
ностью и размещением электрических на-
гр\зок на территории предприятия Обычно
применяются две-три ступени. При большем
числе ступеней усложняются коммутация,
защита и эксплуатация.
Первой ступенью распределения элект-
роэнергии является сетевое звено между
источником питания предприятия (УРП,
ТЭЦ, ГПП) и ПГВ, если распределение при
напряжении 110 кВ, или же между ГПП
и РП, если распределение при напряжении
6—10 кВ.
Второй ступенью распределения элект-
роэнергии является сетевое звено между РП
или РУ вторичного напряжения ПГВ и це-
ховыми ТП или же отдельными электропри-
емниками высокого напряжения: электро-
двигателями, электропечами, преобразова-
телями и др.
На небольших и некоторых средних
предприятиях иногда применяется только
одна ступень распределения энергии — меж-
ду пунктом приема энергии от системы
и пунктами ее потребления: цеховыми ТП
или упомянутыми выше электроприемника-
ми высокого напряжения.
На первой ступени распределения энер-
гии в зависимости от мощности предприя-
тия могут быть применены:
на крупных предприятиях (§ 2-15) —
схемы с радиальными или магистральными
линиями глубоких вводов ИОкВ при переда-
ваемых по ним мощностям около 60 МВ-А
и более или же схемы с магистральными
(иногда радиальными) токопроводами 6—
10 кВ при передаваемых мощностях в пре-
делах 2С—50 МВ-А;
на средних и небольших предприяти-
ях — магистральные или радиальные схемы
кабельных сетей напряжением 6—10 кВ при
передаваемых соответственно мощностях
менее 15—20 МВ-А.
На предприятиях средней мощности
линии глубоких вводов вводятся непосредст-
венно от энергосистемы. На крупных пред-
приятиях глубокие вводы отходят от УРП
или ГПП. При этом число подстанций глу-
боких вводов доходит:
при нагрузках, размещенных во многих
пунктах на большой территории (горнообо-
гатительные комбинаты, карьеры и т. и), до
10—12;
при концентрированных нагрузках
(крупные электропечи, мощные электродви-
гатели, электролизные ванны и т. п.), до
3—4.
При глубоких вводах:
отпадают промежуточные РП, так как
их функции выполняют РУ вторичного нап-
ряжения 6—10 кВ на ПГВ;
резко сокращаются распределительные
сети вторичного напряжения 6—10 кВ, а
следовательно, сильно уменьшается протя-
женность кабельных эстакад, туннелей
и других кабельных сооружений и повыша-
ется надежность канализации энергии;
уменьшаются рабочие токи и токи к. з.
на вторичном напряжении подстанций, что
позволяет во многих случаях обойтись без
реактирования линий или же применить
групповые реакторы в цепях трансформато-
ров, а также отказаться от громоздких мно-

§ 2-17]
Схемы электроснабжения
105
[Связьни напряже
Вариант 1
наи 6-10к В
Вариант 2
тении 6~10кВ
Рис. 2-22. Принципиальная схема радиальных глубоких вводов (вариан-
ты 1 и 2).
гоамперных выключателей типа МГГ на
вводах и на секциях;
значительно облегчается задача регули-
рования напряжения (см. § 2-8).
Радиальные схемы глубоких вводов
35—ПС—220 кВ могут быть выполнены
(рис. 2-22) с короткозамыкателями на ПГВ
или ГПП; с отключающим импульсом;
с глухим присоединением трансформатора
или с применением «ремонтного разъема»
или разъединителя; со стреляющими предо-
хранителями типа ПСН при мощности
трансформаторов до 4 000 кВ-А.
Схемы с короткозамыкателями приме-
няются при питании каждого трансформа-
тора отдельной радиальной линией по схе-
ме блока линия — трансформатор (рис.
2-45, а, б). Под действием релейной защиты
от внутренних повреждений в трансформа-
торе (газовой, дифференциальной), к кото-
рым нечувствительна защита головного уча-
стка линии, включается короткозамыкатель,
происходит искусственное к. з., вызывающее
отключение выключателя на голевном участ-
ке этой линии. Головной выключатель в дан-
ном случае осуществляет защиту не только
линии, но и трансформатора, а установлен-
ное на нем устройство АПВ действует при
повреждениях в линии и в трансформаторе.
При неуспешном АПВ головной выключа-
тель вновь отключается, действие схемы на
этом заканчивается и линия остается отк-
люченной длительно, до ликвидации пов-
реждения в питаемом ею трансформаторе.
Успешное действие АПВ покажет, что име-
ло место самоустранившееся повреждение
на линии, а не в трансформаторе.
Схемы с отключающим импульсом (рис.
2-45, а) могут быть применены для транс-
форматоров любой мощности при радиаль-
ном питании, при относительно близком рас-
положении источника питания, когда целе-
сообразным является дистанционное управ-
ление выключателями головного участка пи-
тающей линии по контрольным проводам
с воздействием на него защиты трансформа-
тора. Экономические расчеты показали, что
такие схемы целесообразнее при близости
питания (2—3 км) Рекомендуется использо-
вать имеющиеся каналы связи, защиты и те-
лемеханики для передачи отключающего им-
пульса от защит трансформатора на выклю-
чатель головного участка линии. При этом
не будет значительной посадки напряжения
на питающей узловой подстанции, которая
возникает в схемах с короткозамыкателем
при каждом его действии. Применять схему
с короткозамыкателем или передачей отклю-
чающего импульса от защит трансформато-
ра на выключатель источника питания сле-
дует в том случае, если релейная защита
на питающем конце нечувствительна к пов-
реждениям в трансформаторе. В некоторых
случаях для резервирования схемы импуль-
са у трансформатора устанавливается ко-
роткозамыкатель.
Схемы с глухим присоединением транс-
форматоров или с применением «ремонтного
разъема» или разъединителей (но без корот-
козамыкателей или отключающего импуль-
са) допустимы для трансформаторов мощ-
ностью до 6 300 кВ-А включительно, не тре-
бующих газовой и дифференциальной защи-
ты, пои питании их по радиальной тупико-
вой линии по схеме блока линия — транс-
форматор.
Радиальные схемы глубоких вводов
просты, не требуют отделителей, и, что са-
мое главное, аварийное отключение ради-
альной линии не отражается на других по-
требителях, не подключенных к данному
трансформатору, как это имеет место в схе-
мах с отделителями при магистральном пи-
тании нескольких подстанций
Магистральные схемы глубоких вводов
35—ПО кВ (рис. 2-23) могут быть выполне-
ны с отделителями и короткозамыкателями
на ПГВ; с отделителями и отключающим
импульсом на ПГВ и со стреляющими пре-
дохранителями типа ПН<~ при мощности
трансформаторов до 4 000 кВ-А включи-
тельно.
Действие схемы происходит в такой по-
следовательности: под воздействием релей-
ной защиты замыкается короткозамыкатель
поврежденного трансформатора и отключа-

106
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
\0т энергосистемы
Дополнительная связь^Л
с энергосистемой, X—I»».,
Рис. 2-23. Принципиальная схема магистральных глубоких вводов.
ется от своей защиты выключатель на го-
ловном участке питающей линии, снабжен-
ный устройством АПВ (автоматического
повторного включения). После этого отде-
литель отключает поврежденный трансфор-
матор во время так называемой «бестоко-
вон паузы», т с. раньше действия АПВ. За-
тем АПВ, имеющее необходимую выдержку
времени, вновь включает линию, и тем са-
мым восстанавливается питание остальных
подстанций, подключенных к данной линии.
При магистральных глубоких вводах
гакже можно применить схему с подачей
отключающего импульса. При этом на ПГВ
предусматриваются только отделители, а
импульс от действия защиты трансформато-
ра передается не на короткозамыкатель,
а непосредственно на выключатель головного
участка питающей магистрали, после чего
действие схемы происходит аналогично схе-
ме с короткозамыкателем.
Во избежание массового отключения
электроприемников на всех подстанциях не
рекомендуется присоединять к одной маги-
стральной линии более двух-трех подстанций.
Если питание предприятия происходит по
двум параллельно идущим двухцепным ли-
ниям, то рекомендуется для повышения бес-
перебойности электроснабжения разные сек-
ции шин подстанций ПО кВ. а также раз-
ные трансформаторы бесшинных двухтранс-
форматорных подстанций ПО кВ питать от
разных цепей разных дзухцепных линий
Магистральные схемы имеют следую-
щие недостатки:
а) при повреждении любого трансфор-
матора отключаются хотя и кратковременно
(на время действия АПВ) все другие транс-
форматоры, подключенные к данной маги-
стральной линии;
б) затруднения в выполнении релейной
защиты и автоматики, возникающие в тех
случаях, когда на вторичном напряжении
упрощенных подстанций с короткозамыка-
телями и отделителями присоединены круп-
ные синхронные двигатели (СД), синхрон-
ные компенсаторы, линии связи с ТЭЦ. Эти
источники создают подпитку короткого за-
мыкания на стороне первичного напряже-
ния НО—220 кВ при питании ПГВ или ГПП
по магистральным схемам. При коротком
замыкании между отделителем / подстан-
ции № 1 и выключателем, установленным на
стороне вторичного напряжения этой под-
станции (рис. 2-24, а), выключатели 2 на Их
и #2 хотя и будут отключены, но к месту
короткого замыкания будет подходить ток
от синхронных электродвигателей СД под-
ключенных к шинам вторичного напряжения
подстанции № 2. Ток, протекая через транс-
форматор тока в цепи короткозсмыкателя,
блокирует отделитель, который останется
включенным. Следовательно, АПВ питаю-
щих линий будут неуспешными и нельзя бу-
дет восстановить питание трансформаторов,
подключенных ко- всем остальным ответвле-
ниям от этой линии.
Возможен и другой случай, когда из-за
малой чувствительности реле токовой бло-
кировки в приводе короткозамыкателя при
уменьшении первичного тока реле (500—
800 А) до 40% и ниже реле может позво-
лить отделителю отключиться при еще зна-
чительных токах подпитки места короткого

§ 2-17]
Схемы электроснабжения
107
замыкания от СД соседней подстанции
(200—300А). Отделитель при этом отклю-
чит недопустимый для него ток, что приве-
дет к аварии. Если же произойдет к. з. на
линии 110 кВ, к которой подключены от-
пайки к трансформаторам (рис. 2-24,6), то
хотя выключатели / на источниках питания
Их и И2 будут отключены защитой, но пи-
тание места повреждения может продол-
жаться током от синхронных двигателей
СД, поэтому АПВ источников питания бу-
дет неуспешным.
При подпитке от синхронных двигате-
лей будет замедляться пуск АВР на стороне
вторичного напряжения трансформаторов,
так как СД поддерживают напряжение на
шинах С—10 кВ и оно снижается медлен-
нее, чем при отсутствии подпитки, тем более,
что при небольшом снижении напряжения
действует форсировка возбуждения СД,
а уставка реле напряжения в схеме АВР
выбирается низкая по ряду условий (на-
пример, для отстройки от случайных быст-
ропроходящих эксплуатационных пониже-
ний напряжения в сети и т. д.)
При быстродействующих АПВ или АВР
обороты СД могут оставаться близкими
к синхронным и, следовательно, э. д. с. этих
двигателей с учетом форспровки возбужде-
ния будет достаточно высока Поэтому при
несинхронном включении электродвигате-
лей в результате действия азтомагики мо-
гут быть большие броски тока, опасные для
этих электродвигателей.
Указанные обстоятельства осложняют
защиту и автоматику, вызывают серьезные
неудобства в эксплуатации, и их необходи-
мо учитывать при построении системы
электроснабжения по упрощенным схемам.
Для предотвращения таких явлений преду-
сматриваются релейные устройства, которые
фиксируют возникновение повреждений на
питающей линии ЗГ—ПО кВ или же на от-
ветвлении к другой подстанции присоеди-
ненной к этой линии Эти устройства воз-
действуют на отключение источников под-
питки со стороны вторичного напряжения
с последующим восстановлением питания
действием автоматики или на снятие воз-
буждения синхронных машин, подпитываю-
щих место повреждения с последующей ре-
синхронизацией Источники подпитки могут
быть погашены или отделены от поврежден-
ной линии при помощи выключателя на
стороне вторичного напряжения трансфор-
матора с последующим действием автома-
тики (АВР, АПВ) или путем отключения
отдельных крупных машин, отдельных ли-
ний, питающих подстанции с крупными син-
хронными двигателями, или линий связи
с ТЭЦ.
Схемы со стреляющими предохраните-
лями (рис. 2-25) могут быть применены при
трансформаторах мощностью до 4 000
(6 300) кВ-А при радиальном и магистраль-
ном питании. Они более удобны в эксплуа-
тации по сравнению с короткозамыкателя-
ми и отделителяхми и обладают быстродей-
ствием.
1 /¦
на ^^. 4 *
"*К С/Подпитка "*Ч I
7 отСД Л!
Рис. 2-24. Су*мы с подпиткой от синхрон-
ных электродвигателей.
Рис. 2-25. Схема подстанции со стреляю-
щими предохранителями.

108
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Недостатками схем с предохранителя-
ми являются: недостаточная чувствитель-
ность при перегрузках и малых токах по-
вреждения; большой разброс защитных ха-
рактеристик; вероятность возникновения
неполнофазного режима при перегорании
одной фазы предохранителя; увеличение
времени перерыва питания при замене пре-
дохранителей по сравнению с релейной за-
щитой, а также трудность достижения се-
лективности срабатывания предохранителей
с защитами, установленными на питающих
линиях 35—110 кВ и на отходящих линиях
6—10 кВ, так как время сгорания плавких
вставок предохранителей очень мало.
В загрязненных зонах предусматрива-
ются простейшие схемы электроснабжения
и схемы коммутации подстанций, чтобы со-
кратить число изоляторов и аппаратов
и тем самым уменьшить число возможных
элементов и точек загрязнения изоляции
и коррозии контактов и токоведущих частей.
Подстанции глубоких вводов в загряз-
ненных зонах наиболее целесообразно вы-
полнять по схеме блока линия — трансфор-
матор с питанием от УРП 110 кВ, располо-
женной в зоне I степени загрязнения. На
УРП размещается вся коммутационная ап-
паратура и осуществляется защита и управ-
ление трансформаторами глубоких вводов.
При повреждении трансформатора глубо-
кого ввода срабатывает короткозамыкатель
или подается отключающий импульс на вы-
ключатель источника питания. Последнее
решение является наиболее надежным, так
как ка таких подстанциях практически оста-
ются только одни трансформаторы с глу-
хим присоединением к ним воздушных или
кабельных линий ПО кВ.
При магистральном питании подстанции
глубокого ввода для ремонта между воз-
душной линией и отделителем трансформа-
тора устанавливается разъединитель. В зоне
III степени загрязнения допускается глухое
присоединение трансформатора к воздушной
линии, предусматривающее разъем ошинов-
ки на спуске к трансформатору для созда-
ния видимого разрыва с целью обеспечения
безопасности ремонтных работ. Не следует
устраивать перемычки (мостики) между
двумя линиями,особенно в зоне III степени
загрязнения, доп\скастся даже исключить
короткозамыкатель и применить схему с по-
дачей отключающего импульса на голов-
ной выключатель магистрали
Питание особо важных объектов в за-
грязненных зонах предусматривается не ме-
нее чем от двух УРП (или других источни-
ков), расположенных с противоположных
сторон площадки предприятия таким об-
разом, чтобы была исключена возможность
одновременного попадания их в факел за-
грязнения. При соответствующем технико-
экономическом обосновании для питания
подстанций в особо загрязненных зонах це-
лесообразно применить кабельные линии 35
и 110 кВ с оконцеванием их в кабельных
вводах, составляющих конструктивно одно
целое с трансформаторами.
Схемы с применением токопроводов
6—35 кВ. Распределение электроэнергии
при помощи двухцепных токопроводов
6—35 кВ наиболее целесообразно при боль-
шом числе часов использования максимума,
высоких удельных плотностях нагрузок или
концентрированном расположении крупных
мощностей. Число направлений основных
потоков электроэнергии должно быть ми-
нимальным для осуществления магистраль-
ных схем распределения электроэнергии.
Это имеет место на предприятиях цветной
и черной металлургии, химии и других
энергоемких отраслей.
Токопроводы длиной более 150 м, про-
ложенные на открытом воздухе, можно
присоединить к шинам генераторного на-
пряжения ТЭЦ только при мощности гене-
раторов до 60 МВт. При этом в заказе ге-
нераторов должно быть оговорено, что они
предназначаются для работы на протяжен-
ный токопровод. Указанное ограничение,
регламентированное ПУЭ, вызывается опа-
сениями повреждения обмоток генераторов
от индуктированных перенапряжений, воз-
никающих на открытых токопроводах при
грозовых разрядах. Применение токопрово-
дов при генераторах большей мощности
требует согласования с районной энерго-
системой.
Трасса токопроводов не обязательно
должна быть прямолинейной; она должна
охватывать питанием наибольшее число РП
и подстанций, учитывая наличие на терри-
тории предприятий сооружений и техно-
логических коммуникаций.
Во многих случаях токопроводы ис-
пользуются одновременно для распределе-
ния электроэнергии между подстанциями,
расположенными по трассе, и в качестве
связей между источниками питания (двумя
ГПП или ТЭЦ и ГПП) для их взаимного
резервирования (рис. 2-26). Применяются
схемы с двумя, а иногда и с тремя двух-
цепными магистральными токопроводами,
проложенными по разным трассам, через
зоны размещения основных электрических
нагрузок. На ответвлениях от токопроводов
к РП устанавливаются реакторы, если они
необходимы для ограничения мощности к. з.
по условиям применения выключателей ти-
па ВМГ или ВМП. При распределении всей
мощности по токопроводам применяется
схема блока трансформатор — токопровод
без сборных шин на вторичном напряжении.
На рис. 2-27 изображена схема с двумя
двухцепными токопроводами, питаемыми по
блочной схеме от двух трансформаторов
ПО кВ с расщепленными обмотками на на-
пряжение 6 и 10 кВ. Один токопровод на
напряжение 6 кВ служит для питания
электродвигателей на это напряжение, дру-
гой на напряжение 10 кВ для питания
остальных потребителей. Питание токопро-
водов перекрестное, т. е. цепи каждого то-
копровода питаются от разных трансфор-
маторов. При наличии АВР на РП, подклю-
ченных к токопроводам, сохраняется бес-
перебойное питание при любой аварии: в

И/?/7Н 11РП11 \\РП\\ \\РП\\\\рп\\
Рис. 2-26. Схема с мощными токопроводами 6—10 кВ при двустороннем питании.
токопроводе, в трансформаторе и на пи-
тающей линии 110 кВ. Если же по токо-
проводам распределяется только часть
энергии, то они подключаются непосредст-
венно к трансформатору через отдельный
выключатель минуя сборные шины (рис.
2-42). Благодаря этому создается незави-
симое питание токопроводов и сборных
шин и разгружаются вводные выключатели.
Это иногда позволяет применить на вводах
более простые, недорогие и менее громозд-
кие типы выключателей и стандартные ка-
меры КРУ.
Магистральные токопроводы обеспечи-
вают необходимую надежность и беспере-
бойность питания и пригодны для потреби-
телей любой категории. Секции РП, питае-
мых от токопроводов при нормальном ре-
жиме, работают раздельно; на секционных
выключателях осуществляется АВР, обеспе-
печивающее бесперебойное питание при от-
ключении одного токопровода.
Выбор системы распределения элек-
троэнергии на первой ступени электроснаб-
жения (глубокие вводы или магистральные
токопроводы) следует производить на осно-
ве технико-экономических расчетов на на-
чальной стадии проектирования до оконча-
тельной компоновки генплана предприятия
с тем, чтобы своевременно закрепить на нем
трассы токопроводов или питающих линий
ПГВ. Иногда на крупных предприятиях
одновременно применяются обе системы
(рис. 2-28) электроснабжения. Вдоль трас-
сы токопровода должна быть предусмотре-
на дорога для обслуживания его специали-
зированным транспортом.
Схемы распределения электроэнергии
в сетях 6—10 кВ. На небольших п средних
предприятиях, а также на второй и после-
дующих ступенях электроснабжения круп-
ных предприятий электроэнергия распре-
деляется на напряжении 10 или 6 кВ в
основном по кабельным линиям Воздушные
линии сооружаются очень редко на мало-
загруженных участках территории, напри-
мер на периферийных, и для питания обо-
собленно расположенных выносных объек-
тов, в частности насосных.
Применяются две основные схемы рас-
пределения электроэнергии — радиальная и
магистральная в зависимости от числа и
взаимного расположения цеховых подстан-
ций или других электроприемников по от-
ношению к питающему их пункту. При со-
ответствующем выполнении обе схемы обес-
печивают требуемую надежность электро-
снабжения электроприемников любой кате-
гории. При выборе схем учитываются также
стоимость разных вариантов, расход ка-
беля, способы выполнения сети и др.
Радиальные схемы распределения элек-
троэнергии применяются главным образом
в тех случаях, когда нагрузки расположе-
ны в различных направлениях от центра
питания. Они могут быть двухступенчаты-
ми или одноступенчатыми. Одноступенчатые
схемы применяются главным образом на
малых предприятиях, где распределяемая
мощность и территория невелики. На боль-

по
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2

гит
рть РП15
Рис. 2-28. Схема электроснабжения с применением глубоких вводов и токопрог-одов.
ших и средних предприятиях применяются
как одноступенчатые, так и двухступенча-
тые схемы. Одноступенчатые радиальные
схемы на таких предприятиях применяются
для питания крупных сосредоточенных на-
грузок: насосные, компрессорные, преобра-
зовательные агрегаты, электропечи и т. п.
непосредственно от центра питания (ГПП,
ТЭЦ и т. п.). Для питания небольших цехо-
вых подстанций и электроприемников высо-
кого напряжения применяются двухступен-
чатые схемы, так как нецелесообразно и
неэкономично загружать основные энерге-
тические центры предприятия (ГПП, ТЭЦ)
большим числом мелких отходящих линий.
Радиальные схемы с числом ступеней более
двух громоздки и нецелесообразны, так как
при этом усложняются коммутации и за-
щита.
При двухступенчатых радиальных схе-
мах (см. рис. 2-29) применяются промежу-
точные распределительные пункты (РП).
Вся коммутационная аппаратура устанав-
ливается на РП, а на питаемых от них
цеховых трансформаторных подстанциях
предусматривается преимущественно глу-
хое (без выключателей, разъединителей и
других коммутационных аппаратов) при-
соединение трансформаторов. Иногда цехо-
вые трансформаторы присоединяются через
выключатель нагрузки или разъединитель.
Распределительные пункты и крупные
подстанции (компрессорные, насосные и др.)
питаются по двум и более радиальным
линиям, которые обычно работают раздель-
но — каждая на свою секцию; при отклю-
чении одной из них вся нагрузка автома-
тически воспринимается другой секцией.
Если каждая питающая линия не рассчи-
тана на полную мощность РП или под-
станции, то применяются меры по их ча-
стичной разгрузке на время послеаварийно-
го режима. Если питание РП производится
от двух разных источников, то распреде-
ление нагрузок между последними произ-
водится в зависимости от их мощности,
удаленности, экономичности и других усло-
вий. Источники маломощные и неэкономич-
ные или удаленные, как правило, служат
только для резервирования, в частности,
они могут служить для резервирования пи-
тания электроприемников «особой» группы.
При двухтрансформаторных цеховых
подстанциях каждый трансформатор пита-
ется отдельной линией по блочной схеме
линия—трансформатор. Линии и транс-
форматоры рассчитываются на питание всех
нагрузок при нормальном режиме и ответ-
ственных нагрузок (1-я и 2-я категории)
в послеаварийных условиях, когда выходит
из работы одна линия или трансформатор.
Если нет точных данных о категориях элек-

\ 110 к В
110 кВ
Перемычка.
АД*
Линии
к ТП
г || % Линии
к ТП
Рис. 2-29. Двухступенчатая радиальная схема сети б—10 кВ.
троприемников, каждая линия и каждый
трансформатор выбираются на 60—70%
суммарной нагрузки всей подстанции. Тог-
да при аварии они (с учетом допустимой
перегрузки трансформаторов) обеспечивают
питание всех ответственных электроприем-
ников.
На вторичном напряжении обычно при-
меняется АВР секционного автомата.
При однотрансформаторных подстан-
циях взаимное резервирование питания не-
больших групп нагрузок 1-й категории осу-
ществляется при помощи кабельных или
шинных перемычек между соседними под-
станциями. Пропускная способность этих
перемычек обычно составляет не более 15—
20% нагрузки трансформатора. Резервные
перемычки дают возможность отключать
часть цеховых подстанций в периоды малых
нагрузок, что позволяет уменьшить потери
холостого хода трансформаторов, улучшить
режим работы установки и повысить ее ко-
эффициент мощности.
Для рационального использования РУ
мощность РП должна выбираться таким
образом, чтобы питающие его линии, вы-
бранные по току короткого замыкания, бы-
ли полностью загружены (с учетом после-
аварийного режима), а число отходящих
линий от РП, как правило, должно быть не
менее 8—10. Не следует подключать мало-
мощные линии (например, к трансформато-
рам 100—400 кВ-А) к отдельным камерам
РУ, особенно к дорогостоящим камерам
КРУ или к реактированным линиям. Мел-
кие линии должны объединяться, а если
по условиям размещения нагрузок это не-
возможно, то следует применять магист-
ральные схемы. Допускается подключать
две радиальные линии к одному общему
выключателю
Радиальные схемы питания РП и под-

§ 2-17]
Схемы электроснабжения
ИЗ
станций с резервированием по одной ре-
зервной магистрали, заходящей поочередно
па все объекты, или же при помощи ре-
зервных перемычек высокого напряжения
применяются редко, например, в тех слу-
чаях, когда необходимо ввести аварийное
питание от другого источника питания при
полном выходе из работы основного источ-
ника. Такая схема выгодна при близком
расположении подстанций друг от друга
и при значительной удаленности их от пи-
тающего центра.
На рис. 2-29 показан пример двух-
ступенчатой радиальной схемы распреде-
ления электроэнергии района крупного
предприятия. Главная понизительная под-
станция этого района подключена к глу-
бокому вводу 110 кВ. Каждый РП питает-
ся двумя линиями 10 кВ (сеть первой сту-
пени). На второй ступени электроэнергия
распределяется между двухтрансформатор-
ными и однотрансформаторными цеховыми
ТП. Резервирование электроприемников
1-й категории на однотрансформаторных
подстанциях осуществляется перемычками
400 В между ближайшими ТП. Предусмат-
ривается глубокое секционирование и АВР
на всех ступенях от ГПП до шин низкого
напряжения цеховых подстанций. К РП1
подключена подстанция 10/6 кВ для пи-
тания группы электродвигателей 6 кВ.
Магистральные схемы €—10 кВ следует
применять при распределенных нагрузках
и таком взаимном расположении подстан-
ций на территории проектируемого объек-
та, когда линии от источника питания до
потребителей электроэнергии могут быть
проложены без длинных обходов и без об-
ратных потоков энергии. Магистральные
схемы имеют следующие преимущества:
позволяют лучше загрузить при нормальном
режиме кабели, сечение которых было вы-
брано по экономической плотности тока,
по току к. з. или по послеаварийному ре-
жиму; позволяют сэкономить число камер
на РП или на другом питающем пункте,
так как к одной магистральной линии при-
соединяется несколько подстанций; позво-
ляют легче выполнить резервирование це-
ховых подстанций или РП от другого не-
зависимого источника в случае аварии на
основном питающем центре; иногда поз-
воляют отказаться от промежуточной сту-
пени коммутации.
К недостаткам магистральных схем от-
носятся: усложнение схем коммутации при
присоединении цехоЕЫх подстанций по
сравнению с радиальными схемами, в ко-
торых цеховые трансформаторы в большин-
стве случаев присоединяются наглухо, и
одновременное отключение электроприемни-
ков нескольких производственных участков
или цехов, питающихся от данной магист-
рали при ее повреждении.
Число цеховых трансформаторов, при-
соединяемых к одной магистрали, зависит
от их мощности и от ответственности пи-
таемых потребителей. Обычно оно I. пре-
вышает двух-трех при мощности трапсфор-
8-478
маторов 2 500—1 000 кВ-А и четырех-пяти
при мощности 630—250 кВ. При большом
числе трансформаторов и глухом их при-
соединении к магистрали максимальная за-
щита на головном участке питающей маги-
страли загрубляется и может оказаться
нечувствительной при к. з. в данном транс-
форматоре. В этих случаях на ответвлении
от магистрали к трансформатору устанав-
ливаются выключатели нагрузки и предо-
хранители (ВНП), что дает возможность
селективного отключения трансформатора
при повреждении в нем.
По степени надежности электроснаб-
жения магистральные схемы подразделя-
ются на две основные группы.
В первую группу входят простые маги-
стральные схемы — одиночные и кольцевые.
Они применяются главным образом для
питания подстанций малой мощности, в
основном с потребителями 3-й категории.
Одиночные магистрали без резервиро-
вания применяются в тех случаях, когда
можно допустить перерыв в питании на
время, необходимое для отыскания, отклю-
чения и восстановления поврежденного
участка магистрали. При кабельных маги-
стралях их трасса должна быть доступна
для ремонта кабелей в любое время года,
что возможно, например, при прокладке в
каналах, туннелях и т. п. Питаемые ими
однотрансформаторные подстанции для по-
вышения надежности схемы с одиночными
магистралями следует расположить таким
образом, чтобы можно было осуществить
частичное резервирование по связям низ-
кого напряжения между ближайшими под-
станциями. Для этого расположенные близ-
ко однотрансформаторные подстанции пи-
таются от разных одиночных магистралей
(рис. 2-30). Такие усовершенствованные ма-
гистральные схемы можно применять и для
электроприемников 1-й категории, если ве-
личина последних невелика — не более
15—20%.
Одиночные магистрали с глухими от-
пайками, т. е. магистрали без разъедини-
телей на входе и выходе, применяются
главным образом на воздушных линиях.
На кабельных линиях глухое присоедине-
ние может быть применено лишь для под-
станций мощностью не выше 100—400 кВ-А,
питающих неответственных потребителей,
которые допускают длительные перерывы
питания. Для повышения надежности оди-
ночных магистралей можно применить об-
щую резервную магистраль, которая пооче-
редно заходит на концевые подстанции,
питаемые рабочими магистралями. При этом
перерыв питания определяется только вре-
менем, необходимым для отыскания и от-
ключения поврежденного участка магист-
рали и присоединения резервной магистра-
ли. Такие схемы можно допустить для
питания потребителей 2-й категории. Не-
достатком этой схемы является неисполь-
зование в нормальных условиях резервной
кабельной магистрали (холодный резерв),

114
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
поэтому она не находит широкого приме-
нения на промпредприятиях.
Кольцевые магистрали на промпред-
приятиях применяются редко.
Для питания электроприемников 1-й и
2-й категории должны применяться более
надежные схемы с двумя и более парал-
лельными сквозными магистралями.
Схемы с двойными сквозными маги-
стралями применяются на подстанциях с
двумя секциями сборных шин или на двух-
трансформаторных подстанциях без сбор-
ных шин высокого напряжения (рис. 2-31).
Секции шин или трансформаторы при нор-
мальном режиме работают раздельно, а в
случае повреждения одной магистрали все
подстанции переключаются на магистраль,
оставшуюся в работе, как правило, авто-
матически (рис. 2-31). При этом установка
разъединителей на входе и выходе маги-
стралей линии не требуется, что упрощает
схему коммутации и конструктивное выпол-
нение подстанций.
Одиночные и двойные магистрали с
двусторонним питанием (иначе называемые
В Л 110кВ
Рис. 2-30. Одиночные магистрали с частич-
ным резервированием питания по связям
вторичного напряжения.
РП 6-10кВ
\АВР\
б
VIVI 1Дз
АВР АВР АВР
П/ст№1 П/ст.№2 П/ст.№3
Рис. 2-31. Схемы с двойными сквозными
магистралями.
ЧОнд
РП2
РПЗ
РПЧ
Рис. 2-32. Магистральная схема питания
РП с одним реактором на две магистрали.
«встречными» магистралями) применяются
при питании от двух независимых источни-
ков. Один из них часто является основным
источником питания. Если один из источ-
ников маломощный, удаленный или неэко-
номичный, то он является только аварий-
ным и выключатель в начале магистрали,
приключенный к этому источнику, нормаль-
но разомкнут и включается (вручную или
автоматически) только при отключении ма-
гистрали от основного источника. Если же
оба источника равноценны, то для умень-
шения потерь электроэнергии целесообраз-
но держать их постоянно под нагрузкой.
В этом случае деление магистрали произ-
водится примерно по середине, на одной из
промежуточных подстанций.
Для экономии ячеек и аппаратов на
питающем центре может быть применено
присоединение двух линий к одному вы-
ключателю или к одному реактору
(рис. 2-32). Для повышения надежности
каждая секция РП получает питание от
разных магистралей, которые в свою оче-
редь подключены к разным секциям источ-
ника питания (в данном случае ГПП). При
повреждении одной магистрали ее выклю-
чатель отключается, но при этом секции
всех подключенных к ней РП автомати-
чески переключаются на вторую магистраль
при помощи устройства АВР секционного
выключателя.
в) СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРИ НАЛИЧИИ «ОСОБЫХ» ГРУПП
ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
Практика показала, что даже при на-
личии двух независимых источников пита-
ния может иметь место полное или частич-
ное «погашение» предприятия. Поэтому при

§ 2-17] Схемы электроснабжения П5
Рис. 2-33. Схемы электроснабжения при наличии особых групп электроприемников.
а — предприятия средней мощности; 6 — крупного предприятия.
наличии на предприятии особых групп монт или ревизию любого элемента системы
электроприемников схемы их электроснаб- всегда сохранялось питание этих электро-
жения следует осуществлять таким обра- приемников от двух независимых источни-
зом, чтобы при выводе в длительный ре- ков, т. е. и в тех случаях, когда для всех
8»

220кВ±
220М10кВ
О+Ст-
Рис. 2-34. Схема электроснабжения крупного промышленного комбината.
остальных электроприемников временно
остается только один источник. Для этой
цели предусматривается третий независи-
мый источник, который имеет минимальную
мощность, рассчитанную только для без-
аварийного останова производства. Подвод
аварийного питания от третьего источника
предусматривается только к электроприем-
никам особой группы, чтобы не завышать
его мощность. В качестве аварийных источ-
ников используются небольшие дизельные
станции, бензиновые двигатели, аккумуля-
торные батареи ляп же электрические свя-
зи с ближайшим независимым источником
питания, которые в нормальном режиме не
используются.
Для обеспечения постоянной готовно-
сти аварийного источника ч немедленному
включению предусматривается его перевод
в режим «горячего» резерва сразу после
отключения по какой-либо причине одного
из двух основных источников питания. Это
делается путем включения на холостой ход
аварийной дизельной станции, включения

§2-17]
Схемы электроснабжения
117
аварийной перемычки от другого источника
и т. п.
На рис. 2-33, а приведена схема элек-
троснабжения предприятия средней мощ-
ности с двумя основными независимыми
источниками в виде двух секций ПГВ. Для
аварийного питания особых групп электро-
приемников, имеющихся на РП2 и РПЗ, на
схеме показана магистраль небольшой
мощности, заходящая поочередно на эти
РП и питающаяся от третьего аварийного
источника. При наличии АВР на РП ава-
рийное питание может быть автоматически
подано на тот РП. к которому присоедине-
ны особые группы электроприемников. На
РП1 нет особых групп электроприемников,
поэтому заход туда аварийной магистрали
не предусмотрен. Во избежание перегрузки
третьего источника питания особых групп
выделяется или предусматривается авто-
матическое отключение остальных электро-
приемников перед вводом третьего источ-
ника питания.
На рис. 2-33, б показана схема элек-
троснабжения крупного предприятия с дву-
мя независимыми источниками питания: от
энергосистемы через УРП и от собственной
ТЭЦ. Кабельные перемычки между ПГВ1—
ПГВ2 и между РП1 и ПГВЗ обеспечивают
питание подключенных к ним особых групп
электроприемников при любой аварии,
включая даже полное погашение УРП или
ТЭЦ.
г) КОМПЛЕКСНЫЕ СХЕМЫ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Для электроснабжения отдельных ча-
стей крупных предприятий могут быть при-
менены различные виды схем, если это
обеспечивает наиболее экономичное и ра-
циональное решение системы электроснаб-
жения в целом. Так, например, на первой
ступени распределения энергии в кабель-
ных сетях чаще применяются радиальные
схемы, а при токопроводах — магистраль-
ные. Дальнейшее же распределение элек-
троэнергии на второй ступени по отдель-
ным участкам от РП к цеховым подстан-
циям и отдельным электроприемникам вы-
сокого напряжения на таких предприятиях
производится по радиальным и по маги-
стральным схемам. Однако не следует до-
пускать большого разнообразия схем на
одном объекте по соображениям унифика-
ции конструктивных решений и удобства
эксплуатации.
На рис. 2-34 показана часть полной
схемы электроснабжения крупного про-
мышленного комбината. Основное питание
производится от большой ГПП с тремя
трехобмоточными трансформаторами мощ-
ностью 180 МВ-А, 220/110/10 кВ. Имеется
ТЭЦ с двумя турбогенераторами мощно-
стью по 60 МВт, связанная с ГПП на на-
пряжении 10 кВ. Мощные электропечи и
удаленная крупная подстанция ГПП2 пи-
таются по линиям глубокого ввода 110 кВ.
Крупные РП питаются токопроводами
10 кВ с реакторами на ГПП. Прочие РП
питаются реактированными кабельными ли-
ниями.
На второй ступени основное распреде-
ление электроэнергии выполнено радиаль-
ными кабельными линиями. Для питания
электродвигателей средней мощности вве-
дено промежуточное напряжение 6 кВ.
Подстанции 10/6 кВ, служащие для пита-
ния электродвигателей высокого напряже-
жения, присоединены по блочной схеме ли-
нии 10 кВ — трансформатор 10/6 кВ.
На рис. 2-35 показана полная схема
электроснабжения небольшого предприятия
с нагрузками 1-й категории. Распределение
электроэнергии по предприятию происхо-
дит от двух РП, каждый из которых связан
с двумя независимыми источниками А и Б.
Одиночная схема сборных шин на РП сек-
ционирована. На секционном выключателе
предусмотрен АВР.
Ответственные цеховые подстанции —
двухтрансформаторные. Трансформаторы
питаются от разных РП по радиальным ли-
ниям без сборных шин и без выключателей
на стороне б—10 кВ подстанций. Шины
0,4 кВ цеховых подстанций секциокирова-
Рис. 2-35. Схема электроснабжения неболь-
шого предприятия с ответственными на-
грузками»

118
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ны и имеют АВР на секционном автомате.
Менее ответственные цеховые подстанции —
однотрансформаторные, питаются от раз-
ных РП по кабельному кольцу, нормально
разомкнутому по середине выключателем,
установленным на ТП2. Схема рассчитана
таким образом, чтобы при аварии на любом
участке было автоматически обеспечено пи-
тание нагрузок 1-й и 2-й категорий с учетом
перегрузочной способности линий и транс-
форматоров и с отключением неответствен-
ных потребителей при затянувшемся после-
аварийном режиме. Все трансформаторы и
кабели постоянно нагружены и работают
в экономичном режиме с минимально воз-
можными потерями электроэнергии и рас-
ходом кабелей. Допустимо питать подстан-
ции такого предприятия от одного двухсек-
ционного РП, если каждая секция является
независимым источником питания.
2-18, УКАЗАНИЯ ПО ПРИМЕНЕНИЮ
СХЕМ КОММУТАЦИИ ПОДСТАНЦИЙ
И КОММУТАЦИОННОЙ
АППАРАТУРЫ
а) ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
1. Основные решения по схемам под-
станций принимаются в общей схеме элек-
троснабжения предприятия с учетом пер-
спектив его развития (см. § 2-17).
2. Схемы подстанций промпредприятий
всех напряжений должны разрабатываться
исходя из следующих основных положений:
преимущественного применения одной си-
стемы сборных шин на ГПП и РП; приме-
нения, как правило, раздельной работы
линии и раздельной работы трансформато-
ров (исключение см. § 2-14); применения
блочных схем и бесшинных подстанций,
глубоких вводов ПО—220 кВ и комплект-
ных и цеховых подстанций, а также при-
менения автоматики на всех напряжениях.
3. На вводах 6—10 кВ подстанций и
на вторичном напряжении трансформато-
ров ГПП и ПГВ, как правило, следует
устанавливать выключатели, а не разъеди-
нители для осуществления автоматического
включения резерва. На вторичном напряже-
нии цеховых подстанций (до 1 000 В) при
необходимости АВР применяют автоматы,
а при отсутствии АВР — рубильники или
разъединители. При секционировании разъ-
единителями шип 6—10 кВ рекомендуется
устанавливать два разъединителя последо-
вательно для безопасной работы персонала
на отключенной секции, а также па самом
секционном разъединителе при работаю-
щей другой секции.
4. Для уменьшения токов к. з. в сетях
6—10 кВ в первую очередь следует при-
менять трансформаторы с расщепленными
вторичными обмоткам?:, при которых упро-
щается схема коммутации и уменьшается
объем строительно-монтажных работ по
сравнению со схемами, предусматриваю-
щими применение реакторов. При реаги-
ровании наиболее целесообразны схемы с
групповыми реакторами в цепях вторично-
го напряжения трансформаторов, на вво-
дах питающих линий, на отходящих линиях
или на ответвлениях от токопроводов. При
сдвоенных реакторах величины колебаний
получаются примерно такие же, как и при
индивидуальных реакторах, и в 2—2,5 раза
меньше, чем при обычных групповых реак-
торах. Номинальный ток каждой ветви
сдвоенного реактора следует принимать не
менее 0,675 номинального тока трансфор-
матора или ввода, питающего обе секции,
чтобы обеспечить работу при изменении
нагрузки на секциях. При сдвоенных реак-
торах параллельная работа трансформа-
торов применяться не должна. Индивиду-
альные реакторы на каждой отходящей ли-
нии не применяются, так как они вызывают
значительное конструктивное усложнение и
удорожание электрической и строительной
частей подстанции.
Чрезмерное реагирование в сетях 6—
10 кВ допускать не следует, так как это
увеличивает отклонения напряжения и ко-
лебания напряжения при работе электро-
приемииков с резкопеременными ударными
нагрузками (электродвигатели прокатных
станов, электропечи) В этих случаях сле-
дует применять более мощные выключате-
ли, например типа ВМП, с мощностью от-
ключения 500 МВ-А.
При значительной подпитке от синхрон-
ных электродвигателей места короткого
замыкания наиболее тяжелым оказывается
такой режим работы двухтг-ансформатор-
ной подстанции на стороне .— '0 кВ, когда
один из трансформаторов отключен, напри-
мер для ревизии или ремоинга, а секцион-
ный выключатель замкнут и, следователь-
но, в подпитке места короткого замыкания
будут участвовать все двигатели, присоеди-
ненные к данной подстанции. В угом слу-
чае ток к. з. возрастает на 2*—30% по
сравнению с нормальны?.: режимом
5. Пропускную способность всех аппа-
ратов выключателей, разъединителей, ав-
томатов, трансформаторов тока, реакто-
ров — следует выбирать таким образом,
чтобы они обеспечивали прохождение мак-
симальной мощности при послеаварийном
режиме, т. е. при отключении одной пи-
тающей линии или одного трансформатора,
когда оставшиеся в работе кабели и транс-
форматоры работают с перегрузкой, до-
пустимой ПУЭ.
Номинальный ток секционных аппара-
тов (силовых выключателей, автоматов)
должен выбираться по фактически прохо-
дящему через них току, а не на полный
ток ввода или трансформатора, так как
он ни при каких условиях не будет про-
ходить через секционный выключатель
вследствие отсоса на секцию, питаемую
данным вводом или трансформатором.
6. При двух рабочих вводах или транс-
форматорах и одном резервном последний
присоединяется через «вилку» или через

§ 2-18] Указания по применению схем коммутации подстанций Ц9
третью секцию шин, располагаемую посе-
редине между двумя рабочими секциями.
7. Трансформаторы тока и реакторы на
отходящих линиях следует устанавливать
обычно за выключателем, если смотреть со
стороны сборных шин, но допускается уста-
новка их между выключателями и шинами,
если это необходимо по конструктивным
соображениям.
8. Разъединители на выходе линии сле-
дует предусматривать в тех случаях, ког-
да по этой линии возможно или вероятно
появление обратного напряжения со сторо-
ны потребителя. На линиях к электродви-
гателям, электропечам, ртутным выпрями-
телям, силовым конденсаторам, а также
па линиях к отдельным трансформаторам,
не имеющим связей по низкому напряже-
нию и не могущим иметь их в дальнейшем,
линейные разъединители не устанавлива-
ются. К трансформаторам в пределах под-
станции линейные разъединители не уста-
навливаются, если РУ высшего и низшего
напряжений подстанций эксплуатируются
одной организацией, так как на низшем на-
пряжении трансформатора всегда преду-
сматривается какой-нибудь отключающий
аппарат: разъединитель, рубильник или
автомат.
9. В помещениях батарей статических
конденсаторов напряжением выше 1 000 Б,
расположенных в пределах подстанции или
пункта, на которых размещены их выклю-
чатели, устанавливать коммутационные ап-
параты не нужно.
10. Допускается подсоединение к од-
ному выключателю двух отходящих линий
небольшой или средней мощности, причем
каждая линия снабжается своим разъеди-
нителем. Больше двух линий к одному вы-
ключателю на новых подстанциях присое-
динять не следует, так как это понижает
надежность электроснабжения, увеличивает
время восстановления питания и усложняет
условия эксплуатации.
11. При присоединении новых потреби-
телей к работающей подстанции нельзя
использовать резервы, предусмотренные для
обеспечения бесперебойного питания пред-
приятия электроэнергией, так как это умень-
шит надежность электроснабжения всего
предприятия.
12. На щитах 0,4—0,69 кВ трансфор-
маторных подстанций применяют автома-
ты, рубильники с предохранителями или
разъединители. Выбор типа аппарата за-
висит от требований эксплуатации, вели-
чины рабочего тока и тока к. з., от комму-
тационной способности аппарата при нор-
мальных и аварийных режимах, а также
от конструктивных соображений.
На распределительных щитах 0,4—
0,69 кВ перед стационарно установленными
автоматами 600 А и выше ставятся ру-
бильники для снятия напряжения с авто-
мата на время его осмотра, ремонта или
зачистки контактов. Перед установочными
автоматами рубильники не требуются, так
как по своей конструкции они не требуют
систематических осмотров и чистки на ме-
сте установки. Они могут быть для ука-
занных целей сняты со щита специальным
изолированным торцевым ключом и вновь
установлены без нарушения коммутации
присоединения и без отключения щита.
13. В КРУ низкого напряжения на КТП
следует применять укрупненные линии
(600 А и более), а дальнейшее распре-
деление электроэнергии осуществлять че-
рез РП.
б) УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ АППАРАТОВ
Выключатели. На подстанциях 6—
10 кВ следует применять КРУ с выдвиж-
ными или стационарными маломасляными
выключателями на номинальный ток до
3 000 А (для вводов линий и на вторичной
стороне мощных трансформаторов). Изго-
товляемые КРУ с выключателями на мощ-
ность отключения 500 МВ-А и отключае-
мый ток 29 кА позволяют применять их
в мощных сетях 6—10 кВ без реагирова-
ния и тем самым уменьшить колебания и
отклонения напряжения в этих сетях. Вы-
ключатели в КРУ всех типов оснащаются
встроенными пружинными или электро-
магнитными приводами.
При больших рабочих токах (свыше
3 000 А) применяются шестицилиндровые
(по два бака на фазу) горшковые вы-
ключатели типа МГГ-10 с номинальным то-
ком до 4 000 А и отключаемой мощностью
до 450 МВ-А при напряжении 6 кВ и до
750 МВ-А при напряжении 10 кВ. Они
устанавливаются главным образом на вво-
дах 6—10 кВ от мощных трансформаторов
и между секциями сборных шин 6—10 кВ.
Для очень мощных подстанций с большими
токами к. з. применяются горшковые гене-
раторные выключатели типа МГ-10 с номи-
нальным током 5 000 А и мощностью от-
ключения 1800 МВ-А. В некоторых слу-
чаях необходимо применение еще более
мощных выключателей МГ20 на номиналь-
ное напряжение до 20 кВ, номинальный ток
6 000 А и номинальную отключаемую мощ-
ность 3 000 МВ-А с приводом ПС-31. При-
менения таких дорогих и громоздких вы-
ключателей следует избегать соответствую-
щим построением схемы коммутации и ука-
занными мероприятиями по ограничению
тока к. з.
Вакуумные выключатели находят пока
ограниченное применение (для частых опе-
раций) вследствие их большой стоимости
и невысоких параметров: номинальные то-
ки 200 и 320 А, предельные токи отключе-
ния 400 и 2 000 А. Преимуществами ва-
куумного выключателя являются: высокая
электрическая прочность вакуума и быстрое
восстановление электрической прочности;
быстродействие и большой срок службы,
допускающий большое число отключений
номинального тока без замены камеры; ма-
лые габариты, бесшумность работы, удоб-
ство обслуживания; пригодность для ча-

120
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
стых операций (в электропечных установ-
ках, конденсаторных батареях и др.).
При напряжении 35 кВ на промпред-
приятиях применяются масляные выклю-
чатели типа С-35. На мощных подстан-
циях с большими токами к. з. и рабочими
токами применяются баковые выключатели
МКП-35. Воздушные выключатели 35 кВ
применяются в тех случаях, когда такие
же выключатели применены на стороне
110 или 220 кВ данной подстанции, а также
для электропечных установок с частыми
операциями.
На напряжении ПО и 220 кВ наиболь-
шее применение на промпредприятиях на-
ходят масляные выключатели типов ВМК
и МКП, а при мощной питающей энерго-
системе типа У
Причинами малого применения воз-
душных выключателей по сравнению с
масляными являются: дороговизна; высо-
кие ежегодные расходы на ремонт и экс-
плуатацию; меньшая надежность и высо-
кая удельная повреждаемость, в частности
при отключении неудаленных к. з.
Коммутационная способность выклю-
чателей зависит от типа привода, от вы-
полнения контактов и от времени действия
релейной защиты. Чем меньше время дей-
ствия защиты, тем больше коммутацион-
ная способность выключателей.
Наиболее экономичными являются пру-
жинные приводы.
Электромагнитные приводы применяют
для электроустановок, питающих ответст-
венные электроприемники 1-й и 2-й катего-
рий с частыми (несколько раз в сутки) опе-
рациями выключателей (электропечи, элек-
тродвигатели и др.); для особо ответст-
венных электроустановок 1-й категории
(например, насосные станции доменных це-
хов) независимо от частоты операций и при
наличии аккумуляторной батареи в рекон-
струируемых установках или при возмож-
ности использования аккумуляторной ба-
тареи, необходимой для других целей в но-
вых установках, независимо от величины
тока к. з. Об источниках оперативного тока
см. разд. 2, гл. 3.
Отделителем можно автоматически от-
ключать и вручную (приводом) включать
силовые трансформаторы или участки сети
напряжением выше 1 000 В при отсутствии
в них нагрузочного тока, т. е. так же, как и
при оперировании разъединителем. Отдели-
тель с автоматическим включением может
быть получен из нормального отделителя
путем перестановки главных ножей на 90°
Токи холостого хода трансформаторов
при 105% номинального напряжения, ко-
торые можно отключать горизонтально-
поворотными отделителями и разъедини-
телями наружной установки, а также разъ-
единителями внутренней установки, приве-
дены в [Л. 2-5] *
Элегазовые отделители типа ОЭ с за-
крытыми контактами выпускаются на но-
минальное напряжение 110 кВ и номиналь-
ный ток 1 000 А. Величина индуктивного
и емкостного тока отключения 20 А, время
отключения 0,15 с, включения 0,2 с.
Короткозамыкатель предназначен для
создания однополюсного или двухполюсно-
го искусственного замыкания при внутрен-
них повреждениях силовых трансформато-
ров с целью их отключения выключателем,
установленным на питающем конце линии,
в результате действия защиты. На телеме-
ханкзированных подстанциях для ускоре-
ния заземления нейтрали трансформатора
может быть применен короткозамыкатель,
дистанционно включаемый с пункта управ-
ления взамен заземлителя ЗОН с ручным
приводом. Не рекомендуется применять
короткозамыкатели на приемных подстан-
циях, если на питающих эти подстанции ли-
ниях энергосистемы или на узловых под-
станциях данного предприятия установлены
воздушные выключатели, так как последние
не выдерживают отключения «неудаленных»
(0,5—5 км) к. з. вследствие большой ско-
рости восстанавливающегося напряжения
на контактах выключателя (2—5 кВ/мкс),
что может привести к повторному зажига-
нию дуги и вызвать аварию. Так как при-
менение короткозамыкателей увеличивает
частоту к. з., отключаемых головным вы-
ключателем на питающей подстанции, ве-
роятность и число повреждений этих вы-
ключателей становится больше.
Предохранители (П) типа ПК, запол-
ненные чистым кварцевым (К) песком,
применяются на закрытых подстанциях на-
пряжением 6—10 кВ малой и средней мощ-
ностей и на маломощных ответвлениях на
крупных подстанциях. Они имеют значи-
тельную отключаемую мощность, быстро-
действие при к. з. (0,005—0,007 с) и токо-
ограничение.
Номинальные токи плавких вставок
предохранителей ПК выбираются с учетом
того, чтобы не было ложного срабатыва-
ния предохранителя вследствие толчков
тока при включении трансформаторов на
холостой ход или на небольшую нагрузку,
а также при включении электродвигателей
или батарей конденсаторов. Предохрани-
тели можно применять только в сетях с
напряжением, соответствующим их номи-
нальному напряжению. Применение пре-
дохранителей с номинальным напряжением,
отличным (большим или меньшим) от но-
минального напряжения сети, не допус-
кается.
Стреляющие предохранители типов
ПСН-10, ПСН-35 и ПСН-110 применяются
на открытых подстанциях напряжением
1С—110 кВ. Мощность защищаемых предо-
хранителями ПСН-110 трансформаторов
составляет 6 300 МВ-А. В закрытых поме-
щениях предохранители ПСН ставить не
допускается. Конструкция предохранителей
ПСН основана на использовании дугога-
сящих газов, выделяемых винипластом под
воздействием высокой температуры дуги
при перегорании плавкой вставки. При сра-
батывании стреляющих предохранителей
получается выхлоп хлористых газов в виде

§ 2-18] Указания по применению схем коммутации подстанций 121
выстрела и снопа пламени и выбрасывается
гибкая связь. Поэтому для безопасности
персонала предусматривается специальное
ограждение предохранителей. При приме-
нении предохранителей ПСН-35—ПСН-110
трудно обеспечить селективность с защита-
ми, установленными па линиях С—10 кВ,
так как время сгорания плавких вставок
ПСН-35—ПСН-110 слишком мало. При пов-
реждении самих трансформаторов трудно
добиться селективности с релейной защи-
той на питающих линиях 35 кВ.
Общими недостатками схем с предо-
хранителями являются недостаточная чув-
ствительность при перегрузках, при малых
токах повреждения и при минимальных ре-
жимах нагрузок; большой разброс защит-
ных характеристик (до ±10%); вероят-
ность возникновения неполнофазного режи-
ма при перегорании плавкой вставки толь-
ко на одной фазе, например вследствие
увеличенного старения этой вставки или
же при несимметричной перегрузке защи-
щаемого трансформатора; увеличение вре-
мени перерыва питания при замене предо-
хранителен по сравнению с релейной за-
щитой, особенно на подстанциях без
обслуживающего персонала, и практически
невозможность применения автоматики для
резервирования.
Вследствие этого предохранители, как
правило, применяются на менее ответствен-
ных установках.
Выключатель нагрузки является про-
межуточным аппаратом между выключа-
телем и разъединителем. Он не рассчитан
на отключение тока к. з., но может вклю-
чать и отключать рабочие токи линий,
трансформаторов и других электроприем-
ников. В большинстве случаев выключатель
нагрузки устанавливается в комплекте с
высоковольтными предохранителями (ПК).
Комплект выключателя нагрузки ВН с пре-
дохранителями ПК называется ВНП. В та-
ком сочетании выключатель нагрузки за-
меняет силовой выключатель небольшой
или средней мощности. Основным элемен-
том выключателя нагрузки является дуго-
гасящая камера, которая изготовляется из
пластмассы и имеет газогенерирующие
сменные вкладыши из органического стек-
ла. Допустимое число отключений выклю-
чателя нагрузки без смены вкладышей и
без зачистки контактов зависит от напря-
жения и отключаемого тока и выражается
так*
Число отключений
уок д при напряжении, кВ
Ь 10
50
100
200
400
800
Выключатель нагрузки типа ВН-11
имеет ток динамической устойчивости
70 кА, что позволяет применять его на вво-
300
200
185
80
3
300
200
75
3
—
дах к цеховым трансформаторам при то-
ках к. з. в сети, соответствующих парамет-
рам выключателей КРУ с мощностью от-
ключения 350 и 500 МВ-А. Выключатели
нагрузки в сочетании с предохранителями
типа ПК применяются для трансформато-
ров мощностью до 1 000—1 600 кВ-А; для
батарей статических конденсаторов до
400 квар; для электродвигателей 3—Ь кВ
мощностью до 600—1 500 кВт в тех слу-
чаях, когда их параметры достаточны по
номинальному режиму и режиму к. з. и обе-
спечивают надежную защиту соответствую-
щих элементов данной электроустановки и
правильную ликвидацию нарушений нор-
мального режима работы системы электро-
снабжения.
Установка выключателя нагрузки ре-
комендуется после предохранителя по на-
правлению тока. При этом можно выбрать
выключатель нагрузки по сниженным зна-
чениям тока к. з., пропускаемого токоогра-
ничивающим предохранителем. Однако при
Еыборе по отключающей способности са-
мих предохранителей за расчетный отклю-
чаемый ток нужно принимать действующее
значение начального периодического тока
к. з. в данной цепи, т. е. без учета токо-
ограничивающей способности предохрани-
теля.
Входящие в комплект выключателя на-
грузки ВНП предохранители ПК обеспе-
чивают только защиту от сверхтоков и не-
достаточно чувствительны к перегрузкам.
Поэтому для защиты при ненормальных
режимах и повреждениях, не сопровожда-
ющихся сверхтоками, достаточными для
быстрого и надежного срабатывания пре-
дохранителя, применяется соответствующая
релейная защита; газовая защита транс-
форматоров, зашита от перегрузок и от
замыкания на землю в сети выше I 000 В
и в магистрали до 1 000 В при схеме блока
трансформатор — магистраль и др. Эти за-
щиты выполняются так же, как и в обыч-
ных установках, при помощи соответствую-
щих защитных реле (токовых, напряжения,
газовых), воздействующих с помощью вспо-
могательных реле и отключающей катушки
на отключение выключателя нагрузки ВНП.
Такое отключение допустимо, так как при
перечисленных ненормальных режимах не
возникает токов, превышающих величины,
гарантированные для выключателей на-
грузки. Если же повреждение разовьется
и ток увеличится, то быстродействующие
предохранители, как правило, сработают
раньше выключателя нагрузки.
Могут иметь место переходные режи-
мы, при которых ток недостаточен для бы-
строго срабатывания предохранителя, но
превышает допустимый ток отключения вы-
ключателя нагрузки. Тогда выключатель
нагрузки, снабженный упомянутыми защи-
тами, оеагирующими быстрее предохрани-
теля, вынужден будет отключать чрезмер-
ный для него ток. Токи таких переходных
режимов находятся в узком диапазоне,
нижним пределом которого является мак-

122
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
симальныи ток, отключаемый выключате-
лем нагрузки, а верхним — минимальный
ток, при котором сгорание предохранителя
опережает отключение выключателя на-
грузки. Этот диапазон меняется в пределах
400—2 000 А в зависимости от минималь-
ного тока плавкой вставки и от напряже-
ния (6 или 10 кВ). Возникновение упомя-
нутых переходных режимов в таком узком
диапазоне токов маловероятно, а возмож-
ность повышения тока в пределах ограни-
ченного диапазона, совпадающего к тому
же с моментом отключения выключателя
нагрузки, вообще настолько мала, что с этим
можно не считаться при поименении реко-
мендованной схемы включения выключате-
ля нагрузки, так как при этой схеме лю-
бые аварии или неполадки локализируются
в пределах камеры ВНП и не распростра-
няются на всю подстанцию.
При перегорании предохранителя толь-
ко на одной фазе может возникнуть дли-
тельная работа электроприемииков при
двухфазном режиме, что недопустимо.
Чтобы этого не произошло, выключатель
нагрузки снабжается автоматическим уст-
ройством для его отключения при перего-
рании любой фазы предохранителей. Для
приведения в действие этого устройства
используется указатель срабатывания пре-
дохранителя с шариком на конце, который
выбрасывается из его патрона при помощи
предварительно сжатой пружины, освобож-
даемой после перегорания плавкой встав-
ки. Шарик указателя при его выбрасыва-
нии резко ударяет по флажку механизма
автоматического устройства и тем самым
приводит его в действие.
В отдельных случаях выключатель
нагрузки при применении указанного ав-
томатического устройства может вынуж-
денно отключить полную мощность к. з.
Это может быть, например, в том случае,
если при трехфазном к. з. предохранитель
почему-либо сработает только в одной фа-
зе, а в других фазах нет, или же сработа-
ет с большим опережением в одной фазе
по сравнению с другими. В этом случае
сработавшая фаза предохранителя даст
импульс на отключение ВН и ему придет-
ся рвать ток к. з., на который он не рас-
считан. В этих редких случаях после раз-
вития аварии поврежденное присоедине-
ние будет отключено предохранителями
или релейной защитой.
2-19. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ С ДВУМЯ
СИСТЕМАМИ СБОРНЫХ ШИН
Схема с двумя системами сборных
шин позволяет ремонтировать сборные
шины без перерыва питания потребите-
лей, выделять одну систему шин для
испытания оборудования и линий, осу-
ществлять различные группировки цепей
и присоединений и быстро восстанавли-
вать питание потребителей при повреж-
дении одной системы шин.
Каждый выключатель может быть
присоединен при помощи шинных разъ-
единителей к любой системе шин. Одна-
ко распределительные устройства с дву-
мя системами шин дороги, сложны
в эксплуатации и требуют сложных бло-
кировок. Анализ аварий, вызванных оши-
бочными действиями персонала при опе-
рациях с шинными разъединителями, при
двойной системе шин показывает, что
значительная часть их произошла вслед-
Рис. 2-36. Пример вьшолш
крупной ГПП с двумя системами шин не
напряжениях о и оэ кВ,
вторичных

§ 2-20]
Схемы подстанций с одной системой сборных шин
123
ствие неправильных переключении при пере-
воде присоединений с одной системы шин
на другую. Поэтому РУ с двумя система-
ми шин применяются лишь в виде исклю-
чения на очень мощных подстанциях ответ-
ственного назначения, например на круп-
ных узловых подстанциях 110 кВ больших
заводов с развитой электросетью, с боль-
шим количеством присоединений и на-
личием связей и транзитных линий, на
крупных преобразовательных подстанциях,
а также в тех случаях, когда это требу-
ется по режиму питания или же выделе-
ния отдельных потребителей и когда ре-
зервирование питания нагрузок 1-й кате-
гории не может быть достигнуто при
одной секционированной системе шин.
Необходимость двух систем шин тщатель-
но обосновывается и согласовывается з
каждом отдельном случае.
При применении двойной системы
шин при напряжении б—10 кВ одна из
них обычно раз!еляется ня секнни по
числу вводов или понизительных транс-
форматоров, а тругая выполняется нссек-
ционировзнной.
На рис. 2-36 приведена схема крупной
ГПП с трехоомоточными трансформатора-
ми 110/35/6 кВ с двумя системами шли на
напряжениях 6 и 35 кВ. Ня напряжении
110 кВ принят.", упрощенная схемр блока
линия—трансформатор. Рабочая система
шин 6 кВ секционирована. ЬЬ линиях 6 кВ
могут быть применены индивидуальные
и групповые расщепленные реакторы
2-20. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ С ОДНОЙ
СИСТЕМОЙ СБОРНЫХ ШИН
Схемы с одной секционированной
системой сборных шин применяются в РП
и в распределительных устройствах вто-
ричного напряжения ПГВ и ГПП, на
средних и крупных цеховых подстанциях,
от которых кроме трансформаторов пита-
ются также электродвигатели напряжени-
ем выше 1 000 В, электропечи и другие
электроприемники. Такие схемы применя-
ются также в РУ 110 кВ, ГПП в тех слу-
чаях, когда нельзя применить блочные
схемы без выключателей и без сборных
шин. Одиночная секционированная систе-
ма шин надежна, так как коммутационных
операций меньше, чем при двойной систе-
ме, и, следовательно, меньше возможных
ошибок при эксплуатации. Разъединители
не являются оперативными и служат
только для снятия напряжения с выклю-
чателя на время его ревизии или ремонта,
поэтому серьезных последствий от ошибок
при оперировании с ними не бывает, так
как они снабжены надежной и простой
механической блокировкой с выключателя-
ми, которая практически исключает оши-
бочные операции.
Схемы с одной несекционированной
системой шин (рис. 2-37) применяются
для питания неответственных потребите-
лей 3-й категории, так как они имеют су-
щественны? недостатки. При необходимо-
сти ревизии или ремонта сборных шин
или шинных разъединителей приходится
отключать всю подстанцию и прекращать
питание подключенных к ней электропри-
Рис. 2-37. Схемы небольших подстанций
с одной песекшюнироваинок системой шин.
¦ при отсутствии
о — при
лстанциеи;
емников, кроме того в случае к. з. на ши-
нах или на любом ответвлении от них
(до выключателя) также прекращается
питание всех подключенных к ней элект-
роприемников на длительное время до
устранения повреждения. Резервное пита-
ние от соседней подстанции не устраняет
этих недостатков.
Секционируют сборные шины разъ-
единителями или выключателями
(рис. 2-38, 2-39, 2-40. 2-41), а при напря-
жении до 1 000 В — автоматами. Секцио-
нирование разъединителями (рис. 2-38)
применяется в тех случаях, когда не тре-
буется автоматического резервирования
питающих линий или трансформаторов.
В большинстве случаев бывает достаточно
двух секций. Каждая секция питается от-
дельной линией или отдельным трансфор-
матором. Секции работают раздельно,
и секционный аппарат нормально выклю-
чен. Параллельная работа линий или па-
раллельная работа трансформаторов при-
меняется редко. Схема позволяет пооче-
редно отключать секции для ревизии или
ремонта шин и шинных разъединителей
при сохранении в работе второй секции.
При этом электроснабжение ответствен-
ных объектов не нарушается, так как они
питаются по двум линиям, которые присо-
единяются к разным секциям. Если же от-
ключается одна из питающих линий и пи-
таемая ею секция обесточивается, то ее
питание можно восстановить включением
секционного аппарата. При применении
секционных выключателей или автоматов
можно осуществить АВР. Это повышает
надежность схемы и позволяет применять
ее для потребителей любой категории.

124
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
6-10кВ
1
6-10кВ
I I О I
II111||
Их $лД
ТГГПТ^ -%
•)
Рве. 2-38. Схемы небольших подстанций с одной системой шин, секционированной
разъединителями.
а г— с выключателями на линиях; б — с выключателями нагрузки; б — с тремя секциями.
ЮкЗ
АВР
Рис. 2-39. Схема подстанций средней мощ-
ности с одной системой шин, секциониро-
ванной выключателями.
Иногда АВР применяется на вводных вы-
ключателях.
На рис. 2-42 приведена схема по вто-
ричному напряжению мощной ГПГГ
Ю/6—10 кВ с двумя трансформаторами
мощностью 80 МВ-А каждый. Для огра-
ничения тока к. з. применено групповое ре-
актирование линий. Мощные токопроводы
присоединены непосредственно к транс-
форматорам через отдельные выключате-
ли, минуя сборные шины РУ 6—10 кВ, так
Рис. 2-41. Схема четырехсекционной РП вы-
сокой надежности, присоединенного к ши-
нопроводу.
Рис. 2-40. Схема мощной ответственной
подстанции с тремя секциями на напряже-
ние 6—10 кВ.
ШинопрсОод 6-10 и В
1секи,ия
2х 15С0'10% А А
ВМГПО-150оХ &ЩР\Ь П^ секция
?
Ж секция
•*-
-и-
у у
6-10кВ
Жсещия
щ О
ъ
У у у
?
Отходящие Связи соли Отходящие
линии, жайшим /77 линии

§ 2-21] Схемы подстанций с обходной системой сборных шин 125
а ф 5 а б б бб б бйфб
1Т1ТТТ т И т тттт
Рис. 2-42. Схемы мощных ГПП с одной секционированной системой
шкн на вторичном напряжении с групповым реагированием отхо-
дящих линий.
Кабельные линии
110нВ
у У ЗЗОкВ ф у
Воздушные линии
Рис. 2-43. Схемы узловых подстанций
(УРП) промпредприятий, питаемых от
энергосистемы.
а — небольшой мощности чисто распределитель-
ной; б — крупная со сборными шинами на пер-
вичном напряжении и с автотрансформаторами.
как пропускная способность выключателей
в данном случае недостаточна для выпу-
ска всей энергии, включая энергию, иду-
щую через токопроводы.
На рис. 2-43. показаны схемы УРП на
напряжение 110 кБ и более с одной сис-
темой шин. Питающие линии, а также
линии, проходящие вне загрязненных зон
предприятия, — воздушные; линии же, пи-
тающие подстанции глубоких вводов, рас-
положенные в загрязненных зонах, ка-
бельные.
2-21. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
С ОБХОДНОЙ СИСТЕМОЙ
СБОРНЫХ ШИН
Обходная система шин (рис. 2-44)
предусматривается, когда необходимы ма-
невренность и гибкость оперативных пе-
реключений, а также когда требуется частая
ревизия выключателей по характеру их ра-
боты, например на электропечных под-
станциях. Она позволяет вывести в
ревизию или в ремонт любую рабочую
систему шин и любой выключатель без пе-
рерыва питания. Обходную систему шин
можно присоединить к любой системе шин
через отдельный обходной выключатель.
На подстанции с одной системой шин
и с обходной шиной каждый выключа-
тель обслуживает только одну цепь. Разъ-
единители служат только для снятия на-
пряжения с оборудования и отдельных
цепей и не используются как оперативные
аппараты. Эту систему легче автоматизи-
ровать по сравнению с двойной системой
шин, так как отсутствуют сложные бло-
кировки.

126
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
110-№кВ
Жаекщя
Рис. 2-44. Крупная узловая распределителыю-трапсформаторная подстанция
с обходной системой шин на напряжение 110—220 кВ.
44 Л^ 4
Т 9) I
>
Л
-с**"*—*-
"1
\и)
По)
4 4
\ \
А X
Рис. 2-4" Принципиальные
коммутации па первичном напряжении упрощенных

§ 2-22] Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении 127
2-22. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ СБОРНЫХ.ШИН НА ПЕРВИЧНОМ
НАПРЯЖЕНИИ
Упрощенные схемы подстанций без
сборных шин на первичном напряжении,
основанные на блочном принципе, приме-
няются на всех ступенях электроснабже-
ния. Широкое применение нашли блочные
схемы на подстанциях 35 и 220 кВ, питае-
мых непосредственно от районных сетей
энергосистемы или от узловых подстан-
ций промпредприятий. Они выполняются
без сборных шин и, как правило, без вы-
ключателей на первичном напряжении 35
и 220 кВ (рис. 2-45).
Простейшей является схема с глухим
присоединением понизительных трансфор-
маторов 220 кВ, питаемых от энергосис-
темы или от узловой подстанции пред-
приятия по радиальным линиям
(рис. 2-45, а) .Она целесообразна на пром-
предприятиях с загрязненной и агрессив-
ной средой, так как чем меньше аппара-
тов, тем меньше очагов загрязнения и кор-
розии. Предусматривается лишь так назы-
ваемый ремонтный разъем подводимых
проводов на случай ревизии или ремонта
трансформаторов. При отсутствии интен-
сивного загрязнения окружающей сре-
ды вместо ремонтного разъема ставится
разъединитель (рис. 2-45,6). В схеме
рис. 2-45, а предусмотрена подача отклю-
чающего импульса пд выключатель, уста-
новленный на головном участке питающей
линии. Отключающий импульс может быть
применен также и в схемах 2-45, г, ду е,
и, /с, т. е. при магистральном питании под-
станций.
Для резервирования схемы импульса
в отдельных случаях устанавливается так-
же короткозамыкатель, в частности при
передаче телеимпульсов по высокочастот-
ным каналам. При значительной длине пи-
тающих линий в блочной схеме преду-
сматривается короткозамыкатель (рис.
2-45,0), заменяющий передачу отключа-
ющего импульса. На рис. 2-45, в пункти-
ром показана перемычка, которая позво-
ляет любой трансформатор питать от лю-
бой линии. В перемычке предусмотрены
два разъединителя, чтобы их можно было
поочередно ремонтировать без полного
обесточения подстанции.
На подстанциях ПО—220 кВ коротко-
замыкатели присоединяются только к од-
ной фазе, так как сети ПО—220 кВ имеют
глухозаземленную нейтраль и для сраба-
тывания защиты на головном участке
достаточно однополюсного к. з. На под-
станциях 35 кВ короткозамыкатели сле-
дует устанавливать не менее чем на двух
фазах, так как нейтраль в сетях 35 кВ
изолирована.
На рис. 2-45, г, д, и е показаны схемы
двухтрансформаторных подстанций, на ко-
торых трансформаторы подключены к от-
ветвлениям от проходящей двухцепной
линии глубокого ввода 35—220 кВ. К этой
линии может быть присоединено до трех-
четырех подстанций (в зависимости от
мощности) с числом трансформаторов до
шести-восьми. Все трансформаторы отклю-
чаются выключателем головного участка
линии (при аварии с любым из них) от
действия короткозамыкателя. Чтобы бы-
стро и автоматически восстановить пита-
ние здоровых трансформаторов, в схемах
предусмотрены отделители, которые от-
ключают («отделяют») поврежденный
трансформатор в бестоковую паузу. Затем
действием АПВ включается выключатель,
установленный на головном участке ли-
нии, и питание неповрежденных трансфор-
маторов автоматически восстанавливается.
В схемах 2-45, дне предусмотрены пере-
мычки для оперативных переключений ли-
ний и трансформаторов при ревизиях, ре-
монтах или после аварий. Перемычки
применяют в случае действительной необ-
ходимости, главным образом там, где
число подстанций, присоединяемых к од-
ной линии, значительно. В загрязненных
зонах перемычки применять не следует.
Перемычка на рис. 2-45, д позволяет при-
соединять оба трансформатора к любой
линии, что может быть сделано дистанци-
онно при помощи привода ШППО или же
автоматически. Схема рис. 2-45, д имеет
некоторые недостатки. Если трансформа-
тор Тх будет выведен в ревизию или ре-
монт, то трансформатор Т2 нельзя подклю-
чить к линии Ль если линия Л2 потерпела
аварию.
Если отключится одна линия, напри-
мер Ль то трансформатор Г, нельзя под-
ключить к линии Л2 и сможет работать
только трансформатор Т2, который в это
время может оказаться в ревизии или ре-
монте. Если же оба трансформатора ра-
ботают на одной линии, то при аварии
с любым из них оба будут отключены.
Схема рис. 2-45, е дает больше воз-
можностей для резервирования. Она по-
зволяет при аварии одной линии, напри-
мер Л2, совпавшей с ревизией трансфор-
матора Ти переключить трансформатор
Т2 на здоровую линию Ль чего нельзя вы-
полнить по схеме рис. 2-45, д. На
рис. 2-45, ж приведена схема, аналогичная
схеме рис. 2-45, д, но в качестве второго
трансформатора предусмотрен передвиж-
ной резервный трансформатор. Такая схе-
ма, в частности, применяется в началь-
ный период эксплуатации подстанции,
когда невозможно получить сразу два
трансформатора.
Применение выключателей на «отпа-
ечных» подстанциях можно допустить при
присоединении к ним крупных синхронных
двигателей по условиям их самозапуска
и с целью исключения подпитки от них
при к. з. на первичном напряжении, а так-
же в сильно загрязненных зонах и в рай-
онах Крайнего Севера.
В схемах подстанций рис. 2-45, г, д,
е короткозамыкатели у разных трансфор-

Ответвления от ВЛ-110кВ
РЛНД2-1101В00
РВС-110
30Н-110-Ж ||[—ШШЬ->
•«н^т
2ХРВС-201
1н>4!"
КЗ-110
ОД-110/600 ^~
РВС-11о\
{ч^Чи
||[—с^н-^-
рвз-ю/чоо \
ТСМА ¦ ¦
бЗкВА
6-10*8
& А & I К 1 А
Х_-1
V Т Т V
К 3-1Ю
'ЗОН-110-Л
\2РВС-20
\РВ 3-10/400
]И0М'6'10
7 V 7 V
Ашш в-»яв №1 ) Ъ^\^ Мина 6-ЮкВ
Н ТМИ-6-10
Рис. 2-46. Пример упрощенной схемы подстанции ПО кВ.
маторов рекомендуется присоединять к*
разным фазам. Это позволит быстрее
выявить повредившийся трансформатор.
На рис, 2-45, з один трансформатор под-
ключен «под вилку» к двум параллельным
линиям через отделители с приводом, при
помощи которых можно переключить
трансформатор к любой линии, что повы-
шает надежность его питания. Нормально
трансформатор подключен к одной линии.
На рис. 2-45, и и к трансформаторы
подключены к одиночной линии. У места
ответзления ставятся разъединители: при
двустороннем питании — по обе стороны
ответвления, при одностороннем пита-
нии — только в сторону следующей под-
станции по направлению передачи элект-
роэнергии. Этим обеспечивается возмож-
ность отключения аварийных участков
и продолжения работы на здоровых ча-
стях. На рис. 2-45, л приведена схема
двухтрансформаторной подстанции, кото-
рая питается по одной радиальной линии.
Каждый трансформатор подключен через
свой разъединитель и отделитель, чтобы
иметь возможность оперативных переклю-
чений. Действие этой схемы аналогично
схемам рис. 2-45. г—е, и, к.
На рис. 2-45, м показана схема двух-
трансформаторной подстанции с выключа-

§ 2-22] Схемы подстанций без сборных шин на первичном напряжении 129
телями на первичном напряжении и с пе-
ремычкой между питающими линиями для
эксплуатационных переключений. Такая
схема называется схемой «мостика». При-
веденный на рис. 2-45, м вариант с уст-
ройством перемычки между линейными
выключателями и трансформаторами при-
меняется при ровном графике нагрузки
трансформаторов, когда нет необходимо-
сти в их частых режимных переключени-
ях. Такая схема более подходит для
большинства крупных промпредприятий.
Перемычка между линейными выключате-
лями и линиями, т. е. на выходе линии,
целесообразна при неравномерном графи-
ке нагрузки, когда бывают необходимы
частые режимные отключения и включе-
ния трансформаторов при изменениях на-
грузки подстанции.
Мощность трансформаторов, присое-
диняемых по схемам рис. 2-45, б—л, на-
ходится в пределах коммутационной спо-
собности разъединителей и отделителей по
отключению тока х. х., т. е. до 60МВ-А.
Мощность трансформаторов в схемах
рис. 2-45, а и м практически не ограни-
чена в пределах действующей шкалы и
параметров силовых выключателей.
Короткозамыкатели нельзя ставить
в зоне действия дифференциальной за-
щиты трансформатора, потому что тогда
каждое включение короткозамыкателя
от действия газовой защиты или по дру-
гой причине вызывает срабатывание
дифференциальной защиты. Это дезори-
ентирует обслуживающий персонал, так
как он не сразу может выяснить причи-
ну отключения трансформатора и тем
самым затягивает ликвидацию аварии. Раз-
рядники также нужно ставить вне зоны дей-
ствия дифференциальной защиты, так как
их работа может вызвать ложное действие
этой защиты и неправильное отключение
трансформаторов.
На рис. 2-46 приведена схема типовой
подстанции на напряжение 110/6—10 кВ
с двумя трансформаторами мощностью по
25—40 МВ'А с расщепленными обмотками
с применением отделителей (ОД) и ко-
роткозамыкателей (КЗ). Каждая ветвь
обмотки подключена к отдельной секции
шин 6—10 кВ, которые попарно связаны
секционными выключателями, т. е. секции
I С и II С, питаемые от трансформатора
1У связаны соответственно с секциями
III С и IV С, питаемыми от трансформа-
тора 2. Таким образом, секции, питаемые
от разных трансформаторов, могут вза-
имно резервировать друг друга в случае
аварии или ревизии трансформатора.
Трансформаторы собственных нужд
ТСМА мощностью по 63 кВ-А присоеди-
нены к выводам вторичного напряжения
трансформатора до вводных выключате-
лей. Это позволяет иметь источник энер-
гии для разных работ на подстанции при
отключенных сборных шинах, например
при их ревизии или чистке, а также дает
возможность включения привода тяжелых
9 -476
вводных выключателей при пуске подстан-
ции, когда на ее шинах нет напряжения.
Для цеховых подстанций 6—10/0,4 кВ
также применяются схемы без сборных
шин первичного напряжения при радиаль-
ном (блочном) и магистральном питании.
При радиальном питании по схеме блока
линия — цеховой трансформатор обычно
применяется глухое присоединение транс-
форматоров на стороне высшего напряже-
ния (рис. 2-47). Коммутационный аппарат
ЦЗВкВ
ЩЗВк
гтт
' ? Т " ГА8Р
^ь> ^ ж ж ж ж
т т т т т т
Рис. 2-47. Схема цеховой подстанции без
сборных шин 6—10 кВ при радиальном
питании.
(обычно это разъединитель или выключа-
тель нагрузки) нужно применять в тех
случаях, когда:
источник питания находится в веде-
нии другой эксплуатирующей органи-
зации;
подстанция значительно (3—5 км)
удалена от питающего пункта, например
подстанция на береговой насосной;
подстанция питается по воздушной
линии;
отключающий аппарат необходим по
условиям защиты, например для воздей-
ствия на выключатель нагрузки газовой
защиты или защиты от однофазных замы-
каний на землю на стороне низшего на-
пряжения трансформатора при отсутствии
там автоматов.
При питании по магистрали на вводе
к трансформатору в большинстве случаев
устанавливаются выключатели нагрузки
или разъединители. Если же необходимо
обеспечить селективное отключение транс-
форматора при его повреждении или не-
нормальном режиме работы, или же за-
щита на головном выключателе нечувстви-
тельна при повреждении трансформатора,
то последовательно с выключателем на-
грузки или разъединителем устанавлива-
ется предохранитель типа ПК (рис. 2-48),
который селективно отключает поврежден-
ный трансформатор без нарушения работы
остальных. Глухое присоединение транс-
форматоров при магистральном питании
применяется сравнительно редко, так как
повреждение в нем при такой схеме при-

130
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Магистраль Л'5/
в) схемы комплектных стационарных
камер КСО 366 на напряжение 6—
10 кВ (рис. 2-49);
г) схемы КТП строятся по принципам,
приведенным в § 2-19. Комплектные транс-
форматорные подстанции выполняются по
0,38кВ
Рис. 2-48. Схема цеховой подстанции без
сборных шин б—10 кВ при магистральном
питании.
ведет к отключению всей магистрали вы-
ключателем на головном ее участке и при
зтом потеряют питание все другие присое-
диненные к ней трансформаторы.
Схемы коммутации подстанций и РП
выполняются таким образом, чтобы пита-
ние электроприемииков каждого сопря-
женного технологического потока произ-
водилось от отдельных трансформаторов,
присоединенных по возможности к одной
секции шин РУ. При этом трансформато-
ры можно будет отключать одновременно
с технологическими механизмами без на-
рушения работы параллельных технологи-
ческих потоков. Электроприемники же тех
механизмов, которые связаны с работой
двух и более технологических потоков,
присоединяются к отдельным сборкам, до-
пускающим возможность переключения их
питания от разных трансформаторов соот-
ветствующих технологических потоков.
2-23. СХЕМЫ КОМПЛЕКТНЫХ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
И КОМПЛЕКТНЫХ
ТРАНСФОРМАТОРНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
Полная схема КРУ состоит из многих
элементов: выключателей, трансформато-
ров напряжения, разрядников, шинных и
кабельных вводов со штепсельными разъ-
единителями, кабельных сборок. Сочета-
ния этих элементов при комплектовании
из них КРУ могут быть разнообразными:
а) схемы элементов комплектных вы-
катных камер КРУ на напряжение 6—
10 кВ (табл. 2-21 а);
б) схемы комплектных стационарных
камер КСО 266 на напряжение 6—10 кВ
(табл. 2-216);
р*
1_
1 и ¦
, 7
4-г^ СЗ<ЗВ
2> 1 в
Р^
Р
<эе*-
¦Ь*
Р$
7
ь
Иг
Т
и^-
, 7
!
^(рхдлс/иодюЯ
\дн01 п6иоо1 од
ОРЪ
00-9;
009
001;
009
00$
\дн01л4и001Од
'дндтн/иод/ор\
дхО^йиддюд
Ъ»дп6иод1(?й
да01^иооюд
сд»дп^ио51ощ
дяо1паиоо1од
'дидпаиодюц*
001}
д»01тн/иооюд
^идлс/иодю^
009
00$
I/ 'нош

§ 2-23] Схемы комплектных распределительных устройств 131
Таблица 2-21а
Схемы элементов комплектных выкатных камер (КРУ)
на напряжение 6—10 кВ
Схема камеры
Назначение камеры
4т Т I
Кабельный вывод до шести кабелей сечением до 240 мм2. То-
ки 630, 1000, 1600 А
-1 I I I
II Т Т
Шинная сборка для подключения шести кабелей сечением до
240 мм2 с возможностью шинного вывода влево или вправо
или в обе стороны. Токи 630, 1000, 1600 А
С
С
Шинный ввод сверху и шинный вывод влево или вправо. То-
ки 630, 1000, 1600, 2000, 3200 А
щ
ф ф ф
Шинный вывод вправо с изменением фазировки. Токи 630,
1000, 1600 А
\
У
». « тсн,тн
1
яТСИ.ТН— '
1
\
5-
Шинный ввод через выключатель на сборные шины КРУ. То-
ки 630, 1000, 1600 А
Шинный ввод через выключатель на сборные шины КРУ
и шинный вывод влево или вправо. Токи 630, 1000, 1600 А

132
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-21а
Схема камеры
Назначение камеры
—*~нТСН,ТН
"""?
Шинный ввод через выключатель на сборные шины КРУ и
шинный вывод влево или вправо. Токи 630, 1000, 1600 А
1С
1С
Шинный ввод снизу и вправо. Токи 630, 1000, 1600 А
II*.
Шинный вывод влево или вправо. Токи 630, 1000, 1600, 2000,
3200 А
+
1С с
1
Шинный ввод сверху и шинный вывод влево или вправо. Токи
630, 1000, 1600, 2000, 3200 А
Шинный ввод влево или вправо. Токи 630, 1000, 1600, 2000,
3200 А
1
т
—
1
П
Шинный ввод сверху и шинный вывод влево или вправо. То-
ки 630, 1000, 1600, 2000, 3200 А
Кабельный ввод двумя кабелями сечением 240 мм2 и шинный
вывод влево. Ток 630 А

§ 2-23] Схемы комплектных распределительных устройств 133
Продолжение табл. 2-21а
Схема камеры
Назначение камеры
Кабельный ввод и кабельный вывод двумя кабелями сечением
до 240 мм2
Шинный ввод сверху с ответвлением к ТСН или ТН
"ГТ
/
Трансформатор напряжения или силовой трансформатор для
питания оперативных цепей переменного тока
т т т
Трансформатор напряжения или силовой, кабельная сборка для
подключения шести кабелей сечением до 240 мм2 и шинный
вывод влево или вправо или в обе стороны. Токи 630, 1000,
1600 А
Кабельный ввод для подключения шести кабелей сечением до
240 мм2, трансформатор напряжения пли силовой, шинные
выводы влево пли вправо или в обе стороны. Токи 630, 1000,
1600 А
тт
Кабельная сборка для подключения шести кабелей сечением
до 240 мм2, трансформаторы напряжения или силовые транс-
форматоры, а также шинные выводы влево или вправо или
в обе стороны. Токи 630, 1000, 1600 А
С
1С
Кабельная сборка для подключения до шести кабелей сечени-
ем до 240 мм2, а также шинный вывод вправо или влево.
Токи 630, 1000, 1600 А

134
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Схема камеры
С
С
у
/
1С
С
х ТСНТН
И
Т „
С
' '1
к ТСН{Тн
>
с
^
С
~^г
с!
:с
Продолжение табл.
2-21а
Назначение камеры
Шинный ввод снизу и шинные выводы влево и вправо.
630, 1000, 1600 А
Шинный ввод сзади и шинные выводы влево и вправо.
630, 1000 и 1600 А
Шинный ввод сверху и шинные выводы влево и вправо.
630, 1000, 1600 А
Шинный ввод сверху и шинные выводы влево и вправо.
630, 1000 и 1600 А
Шинный ввод снизу и шинные выводы влево и вправо.
630, 1000 и 1600 А
Токи
Токи
Токи
Токи
Токи
Т
т
с с
1 * Ш
Кабельная сборка для подключения до шести кабелей сечением
до 240 мм2. Токи 630, 1000, 1600 А
Шинный ввод сзади и шинные выводы влево и вправо. Токи
630, 1000 и 1600 А

§ 2-23]
Схемы комплектных распределительных устройств
135
Продолжение табл. 2-21 а
Схема камеры
Назначение камера
Кабельная сборка для подключения до шести кабелей сечением
до 240 мм2 и шинный вывод влево или вправо или в обе
стороны. Токи 630, 1000, 1600 А
т
Кабельная сборка для подключения до шести кабелей сече-
нием до 240 мм2. Токи 630, 1000, 1600 А
ТП"
Кабельная сборка для подключения до шести кабелей с мак-
симальным сечением до 240 мм2 и шинный вывод влево,
вправо или в обе стороны. Токи 630, 1000, 1600 А
шшн
Кабельная сборка для подключения до десяти кабелей сече-
нием до 240 мм2 и шинный вывод влево или вправо. Токи
2000 и 3200 А
1
Разрядник РВП, РВМ
X тс°
¦ -0,30м
Разрядник РВМ и защитная емкость
1С
с
Трансформатор напряжения, шинный ввод снизу и шинный
вывод вправо. Токи 2000 и 3200 А

136
Электроснабжение и подстанции
[Раэд. 2
Продолжение табл. 2-21а
Схема камеры
Назначение камеры
С
с
ч
:Г.
Шинный ввод снизу и шинный вывод вгьраво. Токи 2000
и 3200 А
ТСИ,ТН
=±-
§
с
«
Шинный ввод через выключатель на сборные шины КРУ и шин-
ный вывод влево и вправо. Токи 630, 1000 и 1600 А
т \
—*~ к ТСН, ТН
Шинный ввод через выключатель на сборные шины КРУ
и шинный вывод влево и вправо. Токи 630, 1000 и 1600 А
1110кВ
Рис. 2-50. Принципиальная схема комплектной
двухтрансформаторной подстанции завода «Элект-
рощит» типа 2КТП-110/6—10—П—Н.
1 — разъединитель РЛНД-2-110/600; 2 — отделитель ОД-110;
3— короткозамыкатель КЗ-110; 4 — трансформатор тока ,|
ТШЛ-0,5; 5 —разрядник РВС-110 заз; 6'— силовой транс-
форматор со встроенными трансформаторами тока;
7 — заземлитель ЗОН.110; 8 — разрядник РВС-35; 9— раз-
рядник РВП-6—10.
тт

Схемы комплектных стационарных камер типа КСО-266 на напряжение 6—10 кВ
Таблица 2-216
Схема соединений
[ ,
1 ,
У~лн»-
К омер схемы
оминальиый ток, А (макси-
мальное значение)
Назначение
ЦП)
600
Ввод или отходящая линия
1А(ПА)
1000
Ввод или отходящая линия
IV
600; 1000
Ввод от силового трансформа-
тора и трансформатор напря-
жения
Схема соединений
3"°Я
Ьо*
сМН
<Н"
Номер схемы
VI
VII
Номинальный ток, А (макси-
мальное значение)
600; 1000
400; 600; 1000
400; 600; 1000
Назначение
Ввод от силового трансформа-
тора и трансформатор напря-
жения
Ввод от силового трансформа-
тора, трансформатор напря-
жения и трансформатор соб-
ственных нужд
Ввод от силового трансформа-
тора, трансформатор напря-
жения и трансформатор соб-
ственных нужд

Продолжение табл. 2-216
Схема соединений
Помер схемы
УШ(1Х)
XI
Номинальный ток, А (макси-
мальное значение)
400; 600; 1000
400; 600; 1000
600; 1000
Назначение
Ввод и трансформатор собст-
венных нужд
Ввод и трансформатор напря-
жения
Секционный выключатель
Схема соедин ий
¦^о-о^М
Т
гп
Т,
т-•
Помер схемы
Х1А
XII
XIII
XIV
XV
XVI
XVII
Номинальный ток, А (макси-
мальное значение)
600; 1000
600
600
400
400
Назначение
Секционный выключатель и
трансформатор напряжения
Секционный
разъедини-
тель
Резерв
Заземление
сборных шин
400
400
Отходящая линия
Ввод или отходя-
щая линия

§ 2-23]
Схемы комплектных распределительных устройств
139
ю
сч
(>1
ее
{-
0>
ас
си
К
Ч
о
о
О-
С
1
[
г
Н/>-В-СЕ>
Т ^ /ТГЧ
ь—р
г^>
1 '-¦«{ШПНн 1
ж.
й^-^э<Ю
,г*г»-
г *^Ц-
' | д
г^-^С
1
«я
к
33
X
X
¦=*
си 1
О !
О)
X
X
_
X
X
X
X
—
X
X
—
>
X
3
г
0)
X
о
о.
СУ
°
х|
1
1
1
1
о
8
О
о
<->
СО
3
< —
си
•^ к
* я
н о.
СО
12 со
|8
,- со
X I
, •
ас
О)
• со 1
СО 5
^ Б е[
о о л
О я
60 а-5
о-0 л
Н 2 к
а> к
рма-
пряж
конде
о 5
Ь! о.
э= о
со д. ас н 1
О. о К со
НН1У
*=*
к
о-
со
СО
о.
к
№
Я
ЭС
си
СО
ас
°
*-
СО
2
°-
о
•е-
= н
СО К
о. к
| Ь =
6 со
2
**«
о к
X Н я
со си
^ 2 ^
о а. 5
СС О о
са-е-с
6
X к
с ~
м к
СО с*
си
си
СО
СО
СО
К 1
упрощенным схемам и не имеют сборных
шин на первичном напряжении. На
рис. 2-50 приведена принципиальная схема
двухтрансформаторной комплектной под-
станции завода «Электрощит» типа
2КТП-110/6—10-П-Н, выполненная по уп-
рощенной схеме блока: питающая линия —
трансформатор с перемычкой между ли-
РТ
_-
6 или 10 кв
гу"Г\ Транзитный
гГп,
•
I
щ_.
№
кабель
5/7^-6" (68-10)1
^Ш
|ИШ|09|ИЛ>
I I0'
т
•
I
0,ЩШ
Рис. 2-51. Схема подстанции серии КТПНбб
с воздушным или кабельным вводом выс-
шего напряжения и воздушным или ка-
бельным выводом низшего напряжения.
ниями. Имеется исполнение без перемычки,
при котором расстояние между входными
порталами принимается 9,5 м, площадь
подстанции соответственно сокращается.
Такое исполнение применяется в загряз-
ненных зонах и на загруженных участках
предприятий.
Схема КТП 35 кВ со стреляющими
предохранителями приведена на рис. 2-25.
В табл. 2-21 в приведены схемы элемен-
тов КТП 6—10/0,4 кВ. Принципиальная
схема такой подстанции помещена на
рис. 2-47.
На рис. 2-51 показана схема комплект-
ной передвижной подстанции мощностью
16С—250 кВ-А типа КТПНбб наружной ус-
тановки универсального исполнения: вво-
ды первичного и вторичного напряжения
могут быть выполнены кабельными и воз-
душными.

140
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-21в
Схемы элементов комплектных трансформаторных подстанций (КТП)
на напряжение 6—10/0,4 кВ
1
Назначе-
ние
шкафа
Вводг НН
Ввода НН
Ввода НН
1 2
Тип
ВВ-1
ВВ-2
ВВН-1
ВВН-2,
ВВ-3,
КН-1 ;
КН-2,
КНН-1
КН-2,
КНН2
1 3
Исполнение
—
—
—
*'—
С выводом
шин вверх
на магист-
раль
Левое
Правое
Левое
Правое
1 4
Типы автоматических
выключателей
и выключателей
нагрузки
—
ВНП-17
ВНП-17
ВНП-17
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20В (линия, от-
ходящая на магист-
раль)
АВМ20В (линия, от-
ходящая на магист-
раль)
АВМ4В (АВМЮВ^
(отходящие линии)
АВМ20СВ (вводная 1
линия)
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие ли-
нии)
АВМ4В (АВМ 0В) 1
(вводная линия)
АВМ20СВ
(отходящие линии)
1 ^
Схемы
• >
• 1
1 т^ГГГ
^
Оттр-ра. .
От тр-ра.
А1
1*
Т У
От тр-ра.
1 1
•у
'1 У
тт
X X
От г
1
пр-ра.
1

§ 2-23]
Схемы комплектных распределительных устройств
141
Продолжение табл. 2-21 в
Назначе-
ние
шкафа
Тип
Исполнен
Типы автоматических
выключателей
и выключателей
нагрузки
Схемы
Ввода НН
КН-3,
КНН-3
Левое
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20СВ (секцион-
ный)
Правое
АВМ20СВ (секцион-
ный)
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
4 ^
Я
Г
т т
Секционный
КН-3
С выводом
щины вверх
на магист-
раль
Левое
Правое
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20СВ (секцион-
ный)
АВМ20СВ (секцион-
ный)
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
тт
т т
I
I
т т
Отходящих
линий
КН-4,
КНН-4
КН-4
КН-5,
КНН-5
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
С выводом шин
вверх на магист-
раль
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
Левое,
правое
среднее,
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20В
(отходящая линия)
КН-5
С выводом шин
вверх на магист-
раль:
левое, среднее,
правое
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20В
(отходящая линия)
КН-5
С выводом
шин вверх
не магист-
раль
Среднее
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
Левое
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20В
(отходящая линия)
4ь * ^
л.
ттт
пт
V1 и
т г т
ТТ
т
г г г

142
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-21 в
Назначе-
ние
шкафа
Исполнение
Типы автоматических
выключателей
и выключателей
нагурузки
Схемы
Ввода НН
Правое
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20В
(отходящие линии)
ггт
I {$
^ п
КН-6
Левое
С выво-
дом шин
вверх на-
магист-
раль
Правое
АВМ20СВ
(вводная линия)
(отходящие линии)
АВМ4В (АВМ10В)
(отходящие линии)
АВМ20СВ (вводная
линия)
От тр-ра-
1 ~*
!
П
Т Т
От тр-ра.
и
И
В. ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
2-24. УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ
V—линейное (междуфазное) на-
пряжение;
Цн — номинальное линейное напря-
жение;
6^6 — базисное линейное напряжение;
Ик% , и#к — напряжение короткого замыка-
ния, %, отн. ед.
ТОКИ НОРМАЛЬНОГО РЕЖИМА
А ^м» * — действующее, амплитудное и
мгновенное значения тока;
/н — номинальный ток;
/б — базисный ток.
ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
гП — мгновенное значение периодической
слагающей тока короткого замыка-
ния (тока к. з.);
/п — действующее значение периодиче-
ской слагающей тока к. з.;
1а — мгновенное значение апериодиче-
ской слагающей тока к. з.;
/а — действующее значение апериодиче-
ской слагающей тока к. з.;
^ш ~ действующее значение периодиче-
ской слагающей тока к. з. для мо-
мента времени /;
/¦
1у — ударный ток к. з. (мгновенное
амплитудное значение тока к. з.);
/у — наибольшее действующее значение
полного тока к. з.;
/"—действующее значение периодиче-
ской слагающей тока к. з. в на-
чальный период (или начальный
сверхпереходный ток к. з.);
02—действующее значение периоди-
ческой слагающей тока к. з. для
момента времени 0,2 с;
I^ — установившийся ток к. з.;
/к—ток к. з. (неизменная величина).
мощности
5 — полная мощность;
5Н — номинальная (полная) мощность;
5б — базисная (полная) мощность;
5К—мощность короткого замыкания.
СОПРОТИВЛЕНИЯ
а) Общие значения
х — индуктивное (реактивное)
сопротивление, Ом;
х* — индуктивное (реактивное)
сопротивление, отн ед.;
х% — индуктивное (реактивное)
сопротивление, %;

§ 2-25]
Пересчет сопротивлений
143
**н» *н 70 — индуктивное сопротивле-
ние, отн. ед., % при номи-
нальных параметрах;
**б> хб%—то же, приведенное к ба-
зисным условиям;
**расч — расчетное индуктивное со-
противление, отн. ед.;
*Е> х рез — то же суммарное и резуль-
тирующее сопротивления;
^*» 2* — активное и полное сопро-
тивление, отн. ед.;
б) Для генераторов и синхронных
электродвигателей, отн. ед.
ха — сверхпереходное индуктивное
сопротивление по продольной
оси (для машин с демпферной
обмоткой);
ха — переходное индуктивное сопро-
тивление по продольной оси (для
машин без демпферной обмотки);
ха—синхронное индуктивное сопро-
тивление по продольной оси;
х$—индуктивное сопротивление рас-
сеяния обмотки статора;
хаЛ—индуктивное сопротивление реак-
ции якоря (статора);
х/— индуктивное сопротивление рас-
сеяния обмотки возбуждения;
ХЫ—индуктивное сопротивление рас-
сеяния демпферной обмотки.
2-25. ПЕРЕСЧЕТ СОПРОТИВЛЕНИЙ
И ПРИВЕДЕНИЕ ИХ К БАЗИСНЫМ
УСЛОВИЯМ
В формулах: #н—кВ; 11$—кВ; 5Н —
кВ-А; 5б — кВ-А; /н — А; /б — А; I — мГ.
1. ГЕНЕРАТОРЫ И СИНХРОННЫЕ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛИ (х, Ом; х^& отн. ед.)
— юос^;, "ь,%^ , (2.125)
х*б — %*
Обычно X н = х н,
*н *"
1 9
**б — Х*ё о
(2-126)
(2-127)
2. ТРАНСФОРМАТОРЫ
При г«0 сопротивление хи%жик%.
а) Трансформатор двухобмоточный
**б:
5Н
хн%Зб
1005н
(2-128)
(2-129)
б) Трансформатор трехфазный
трехобмоточный (рис. 2-52)
Для трехобмоточных трансформаторов
значения ик % даются для каждой пары об-
моток "квн» "кСН' "квс отнесенные к но-
минальной мощности трансформатора, за
которую принимают наибольшую номиналь-
ную мощность первичной обмотки.
О
Рис. 2-52. Расчетная схема и схема заме-
щения трехобмоточного трехфазного транс-
форматора.
Индуктивные сопротивления (отн. ед.)
между обмотками трехобмоточного транс-
форматора определяются из следующих вы-
ражений:
%вн
— **в + **н:
%сн
»+*.
•с-
#вс ^в
Индуктивные сопротивления отдельных
обмоток, приведенные к базисной мощности
5б, равны:
л г о
**бВ=7оо"(*вс+*вн—*сн)/-; <2-13°)
0,5
5б
х*бС == хооГ (*вс+*сн—*вн) ^ »
**бн= 100 1*ВН~Г*СН~"~*ВС) ^ у
(2-131)
(2-132)
где хъо
*вн»
*сн — индуктивное со-
противление каждой пары обмоток трехоб-
моточного трансформатора, %; л:^бв, л^бС
х бн — приведенные к базисной мощности
сопротивления отдельных обмоток, отн. ед.
Для трехобмоточного трансформатора
за 5Н следует принимать наибольшую номи-
нальную мощность обмотки независимо от
соотношения между номинальными мощно-
стями его отдельных обмоток.
в) Трансформатор двухобмоточный
трехфазный с расщепленной на две части
обмоткой низшего напряжения (рис. 2-53)
5б
(2-133)
0.5 , , .-!«
*»6Н1 — юо (*ВН1 + *Н1-Н2 — *ВН2/^
(2-134)

144
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ХН1-Н2
Рис. 2-53. Расчетная схема и схема заме-
щения трехфазного трансформатора с рас-
щепленной обмоткой низшего напряже-
ния б—10 кВ.
0,5 ч5б
**6Н2 = 100 (*ВН2 "Г %1-Н2 —^ВШ^ '
(2-135)
Для такого трансформатора *ВН1 =
= *вн2- ТогДа
*6В
1_(х _ *т-Н2 |5б.
~ 100 Ч ВН 2 ^5Н?
(2-136)
1 *Н1-Н2 5б /9 1Т7\
*,6Н1 = Л*бН2 = — : К*-1*П
X ЛН1 # ,
100
5Н
в этих формулах х3н1. *вн2» *Н1-Н2 —
индуктивные сопротивления каждой пары
обмоток трансформатора, %, равные ык%;
^ бв» **6Н1» х 6К2—приведенные к базисной
мощности сопротивления отдельных обмо-
ток, отн. ед.
Для указанных трансформаторов в ка-
талогах задаются напряжения к. з., ик%'-
ХВ—(Н1//Н2) ="кВ— (Н1//Н2)» т- е- ПРИ па"
раллельном соединении ветвей расщеплен-
ных обмоток Н1-Н2, отнесенное к полной но-
минальной мощности трансформатора (нап-
ример, Ык = 10,5%, приведенное к $н =
=63 000 кВ-А); хВН1 = хВН2 = икВШ =
= «квн2» т- е- ПРИ закороченной расщеп-
ленной обмотке Н1 или Н2, отнесенное к но-
минальной мощности одной ветви, равной
0,5 5Н от полной мощности трансформатора
(например, «„ = 10%, приведенное к0,5 5н.т,
равной 31 500 кВ-А); хш Н2 = икН1 н2 —
между обмотками Н1 и Н2, отнесенное к но-
минальной мощности одной ветви расщеп-
леьнной обмотки, равной 0,5 5Н.Т от полней
мощности трансформатора (например, ик =
= 17%, приведенное к 0,5 5н.т, равной
31500 кВ-А).
Исходя из приведенных данных с уче-
том коэффициента расщепления /Ср нахо-
дим:
ХВ — *В—(Н1//Н2)
(<-?
Кр
*Ш — %2 ~ *В-(Н1//Н2)""7р
где #В,#Н1, хн2, *в—(Н1//Н2)Равны значениям
напряжения к. з., приведенным в данном
случае к мощности 5н.т.
3. РЕАКТОРЫ
*н.р% :
а) Реактор обычный
__ Ю.Уи.р%^н.р
_х!н.РУз __ ю*Л.р|/з"
(2-138)
Ю^/н.р
-0,0544^
юч/,
н.р
(2-139)
*бр% = *н.р% Т^~ ~ (2 -140)
'н.р ^б
б) Реактор сдвоенный (рис. 2-54)
Индуктивные сопротивления по схеме
замещения, приведенные к базисной мощно-
сти 5б:
Рис. 2-54. Расчетная схема и схема заме-
щения сдвоенного реактора.
х «--К х 3бЦп'р
УЗ 'н.р^б
(2-141)
А'*2б — **зб — О т АСв)-^*н.р
ЗДАн
У г К,Л
(2-142)
где #н.р — номинальное напряжение реак-
тора, кВ; /н.р—номинальный ток реактора,
А; КСп— коэффициент связи ветвей реак-
тора, равный в среднем 0,5 для изготовляе-
мых реакторов; я*н.р=**— индуктивное со-
противление ветвей реактора по схеме за-
мещения.
Индуктивные результирующие сопро-
тивления Хрез реактора при к. з. в точках 2
и 3 по схеме замещения и сквозная реак-
тивность:
а) питание в точке / при к. з. в точке 2
или 3:
**Рсэ. « — Ксвх* + (1 + /Сев) х* = **; (2-143)

§ 2-27] Сопротивления, воздушных и кабельных линий, шинопроводов 6—10 кВ
145
б) питание в точке 2 (при отключенном
питании в точке 1) при к. з. в точке 3:
**рез = (1 + ^св)** + 0 + Ксв)** = 3**;
(2-144)
в) питание в точках 1 и 2 при к. з. в точ-
ке «5:
#св** (1 + #св)**
+
*РСЗ -/Сев*» + (1 + *св)*.
+ 0 + Ксв)** = - 0,75л* -Ь 1,5** =0,75хФ;
(2-145)
г) сквозная реактивность сдвоенного
реактора для полного тока /с при одина-
ковой нагрузке ветвей реактора:
**скв=0,25**. (2-146)
4. Линии электропередачи (полагая
им*
х%
Х* ~ 100 '
*б% = х—$—
(2-147)
(2-148)
(2-149)
10 ^
5. Перевод сопротивлений из одних еди-
ниц измерений в другие
х% = л:^ -100.
2-26. ПРИВЕДЕНИЕ АБСОЛЮТНЫХ
ЗНАЧЕНИЙ ИНДУКТИВНЫХ
СОПРОТИВЛЕНИЙ К ОДНОЙ СТУПЕНИ
НАПРЯЖЕНИЯ
Приведение абсолютных значений вели-
чин к выбранной ступени трансформации
производится исходя из следующего:
^пр = /С{7 — для напряжений;
/пР = \1К — для токов;
хп-? = К2х— для сопротивлений, Ом,
где #Пр, /Пр, #пр — соответственно напряже-
ние, ток и сопротивление, приведенные к вы-
бранной ступени трансформации; К— коэф-
фициент трансформации трансформатора,
равный отношению линейного напряжения
х.х. той обмотки трансформатора, которая
принадлежит к выбранной базисной ступени,
к линейному напряжению х.х другой обмот-
ки, со стороны которой производится пере-
счет (с учетом дополнительных зажимов
обмоток).
Если схема содержит цепи, связанные
между собой несколькими последовательны-
ми трансформациями, то производится пе-
ресчет величин:
#пр = (Ки Кг, ..., Кп)0\ (2-150)
1
{2-151)
' пр — '
КхуКъу.^Кп
где Ки Кг, ..., Кп — коэффициенты транс-
формации в направлении от принятого в
схеме базисного участка к участку, для
которого производится пересчет.
Средние величины номинальных на-
пряжений. Для каждой ступени напряже-
ния расчетной схемы надо принимать сле-
дующие величины средних номинальных
линейных напряжений: 115; 37; 20; 10,5;
6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4 кВ, приближенно
считая, что все элементы расчетной схемы,
кроме реакторов, имеют соответствующие
номинальные напряжения по указанной
шкале. Таким образом, линейные коэффи-
циенты трансформации трансформаторов
определяются как отношения средних но-
минальных напряжений соответствующих
ступеней.
Учет действительных номинальных на-
пряжений необходим только для реакто-
ров в случае использования их в установ-
ках меньшего напряжения, например реак-
торы 10 кВ в установках 6 кВ.
2-27. СОПРОТИВЛЕНИЯ ВОЗДУШНЫХ
И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ,
ШИНОПРОВОДОВ 6—10 кВ,
ТРАНСФОРМАТОРОВ И ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ ДО ! кВ
1. Индуктивное сопротивление воздуш-
ных и кабельных линий:
х = шЬ 10-4 = 2я/Ы0-* = 2л/-10—< X
20с
^-Р+0,5,) =
= 0,0314
4,61§:
(4,618-2^+0,5^ =
: 0,1444 \&—~ + 0,0157 =
ИН«8
*ир - {Ки К2> .... /С»)**, (2-152)
; *2 + Ч ,
(2-153)
где .Ос.г.р — среднее геометрическое рас-
стояние из расстояний между проводами
(или центрами жил кабеля) отдельных
фаз, мм; й—диаметр провода (или токо-
ведущей жилы кабеля), мм.
ДЛЯ ОДНОфаЗНОЙ ЛИНИИ #с.г.р = 1>12,
где й\г — расстояние между проводами.
Для одноцепкой трехфазной линии с
расположением проводов по треугольнику
/>С.Г.р= |/ #12^23^31.
Для горизонтального или вертикаль-
ного расположения проводов трехфазной
линии в одной плоскости Ос.г.р=}//2/) =
= 1,26 й.
Величина х2 внешней индуктивности
как для проводов из немагнитных метал-
лов, так и стальных проводов определяет-
ся из выражения
ха =0,1444 1ёЩ& .

146
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Величина хх внутренней индуктивности
для проводов из немагнитных металлов
равна 0,0157, так как для них ц = 1. Для
стальных проводов величина Х\ должна
быть определена с учетом переменного ко-
эффициента магнитной проницаемости, за-
висящего от тока.
2. Средние значения индуктивных со-
противлений фазы воздушных и кабель-
ных линий для
одноцепной воздушной
линии 6—110 кВ
воздушной линии до
1000 В. .
трехжильного кабеля 6—
10 кВ
трехжильного
35 кВ
трехжильного
до 1 кВ .
кабеля
кабеля
0,4 Ом/км
0,3 Ом/км
0,08 Ом/км
0,12 Ом/км
0,07 Ом/км
3. Индуктивное сопротивление токо-
проводов 6—10 кВ (Ом/км) из немагнит-
ного металла при расположении шин в го-
ризонтальной или вертикальной плоскости
(рис. 2-55) с расстоянием между фазами
А и В, равным Д а между фазами Л и С,
равным 21), без транспозиции, определяет-
ся для каждой фазы в отдельности:
: соЫО-*
+
0,5|
= 314 (4,6 1$
Уъь
Ю-* =0,1444 \%Х-^ + 0,0157;
(2-154)
хв = 0,1444 1§— + 0,0157; (2-155)
В
хс=хАу (2-156)
где О — конструктивное расстояние между
осями шин или пакетов шин соседних фаз,
см; # — среднее геометрическое расстояние
(с. г. р.) площади сечения шин или шин-
ного пакета фазы от самих себя, см.
Индуктивное сопротивление того же
шинопровода с транспозицией (при средней
индуктивности трех фаз ЬСр) равно:
х = 0,1444 1§5с^Р+ 0,0157, (2-157)
Ш
где #с.г.р — среднее геометрическое рас-
стояние из расстояний между фазами, рав-
ное для расположения шин в вертикальной
или горизонтальной плоскости, см:
А
сг.р
=-/20=1,260.
Средние геометрические расстояния §
определяются расчетом для следующих
случаев:
а) с. г. р. площади прямоугольника
(прямоугольной шины) от самой себя
(рис. 2-56)
* = /С(6 + с). (2-158)
где /(=0,2236; Ь и с — геометрические раз-
меры сечения шин, см;
б) с. г. р. шинного пакета из трех шин
при расстояниях между шинами пакета,
равными толщине шины, допустимо опре-
делять упрощенно:
8 = К(Г + с), (2-159)
где Г и с — размеры по периметру шин-
ного пакета (рис. 2-57);
ш.
I
п
и
000 000
ЗН
Рис. 2-56. Геомет-
рические размеры
шин,
А 4-
М Т
О Т
Г
Г 4-
Т
1 А
1 т
1 1
1 т
Д
Р
г
О
-
—
_
1
1
1
Рис. 2-55. Расположение шин в горизон-
тальной и вертикальной плоскостях..
Рис. 2-57. Шин-
ный пакет из трех
шин.

§ 2-28]
Индуктивные сопротивления синхронных машин
147
Таблица 2-22
Ориентировочные величины
сопротивлений катушек (расцепителей)
максимального тока автоматических
выключателей НН, мОм
Сопротивления
X И г
г при 65 °С
Величины х и г при номиналь-
ном токе катушек (расцепителей).
А
100 | 140 | 200
0,86
1,8
0,55
0,74
0,28
0,36
' 400 | 600
0,10
0,15
0,094
0,12
в) с. г. р. шинопроводов сложной кон-
струкции определяется специальным рас-
четом.
4. Величины индуктивных сопротивле-
ний (напряжений к. з.) трансформаторов
приведены в гл. Е настоящего тома спра-
вочника.
5. Ориентировочные величины сопро-
тивлений расцепителей максимального то-
ка автоматических выключателей НН, пер-
вичных обмоток катушечных трансформа-
торов тока НН и переходных сопротивле-
ний контактов отключающих аппаратов
приведены в табл. 2-22—2-24.
Таблица 2-23
Ориентировочные величины сопротивлений первичных обмоток
катушечных трансформаторов тока НН, мОм
Класс точности
трансформатора тока
Класс точности, 1
Класс точности, 3
Сопро-
тивле-
ние
X
Г
' Величины х и г при коэффициенте трансформации
20/5 | 30/5 | 40/5
67
42
17
19
30
20
8
8,2
17
11
4,2
4,8
50/5 | 75/5 | 100/5 | 150/5 | 200/5 [ 300/5
11
7
2,8
3,0
4,8
3
1,2
1,3
2,7
1,7
0,7
0,75
1,2
0,75
0,3
0,33
0,67
0,42
0,17
0,19
0,3
0,2
0,08
0,088
400/5
0,17
0,11
0,04
0,05
500/5
0,07
0,05
0,02
0,02
Таблица 2-24
Ориентировочные величины переходных сопротивлений контактов
отключающих аппаратов, мОм
Аппараты
Автоматы
Рубильники
Разъединители
Величины г при номинальном токе аппарата
50 | 70 | 100
1,3
1,0
0,75
0,5
140 | 200 | 400 | 600
0,65
0,6
0,4
0,4
0,2
0,2
0,25
0,15
0,15
1000 | 2000
0,08
0,08
0,03
3000
0,02
2-28. ИНДУКТИВНЫЕ
СОПРОТИВЛЕНИЯ СИНХРОННЫХ
МАШИН
Схемы замещения синхронной маши-
ны для продольной оси изображены на
рис. 2-58.
Определение сверхпереходного индук-
тивного сопротивления. Значение хй для
машин с демпферной обмоткой определя-
ется из следующего выражения:
" _ 2
хИ — хс -
1 1 1
—+ —+ —
(2-160)
При известных х& и х& величина хаа =
= Ха—х9.
Величины индуктивных сопротивлений
синхронных машин принимаются по ката-
логам или по заводским формулярам.
При отсутствии каталожных или за-
водских данных принимаются следующие
10*
Рис. 2-58.
Схема замещения
машины.
синхронной
• сверхпереходный режим: б—переходный ре-
жим.; а — установившийся режим.

148
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-25
Индуктивные (реактивные) сопротивления некаталожных
синхронных электродвигателей
(по формулярам заводов-изготовителей)
Тип синхронного
двигателя
ДСЗ-1708-6
ДСЗ-19у-16-14
ДСЗ-19у-21-12
ДСЗ-2121-16
Л1С322-10/6
МС213-15/8
МС325-12/12
МС325-20/12
Технические данные
Мощность
1
кВт | чВЛ
1 220
4 600
8 500
14 035
! 600
5 000
6 150
9 000
1 600
6 000
10 000
17 000
2 100
6 500
8 100
11700
СО5 СР
опере-
жающий
0,8
0,8
0,875
0,85
0,8
0,8
0,8
1 0,8
"и*
кВ
6,3
10,5
.10,5
10
3
10
6
10
п.
об/мин
1 000
500
500
375
1000
750
500
500
0,115
0,103
0,091
0,09
0,104
0,083
0,096
0,061
ха
1,385
0,73
0,862
0,75
1,224
1,30
1,136
0,695
ХГ
1,42
0,834
0,958
0,87
0,221
0,222
0,221
0,14
ХЫ
0,133
0,0965
0,129
0,115
0,126
1,08
0,101
0,111
V*
5,8
6,4
5,9
6,9
5
6,3
5,9
7,7
средние значения индуктивных сопротив-
лений генераторов, синхронных компенса-
торов и синхронных электродвигателей в
относительных единицах:
Турбогенераторы 0,125
Гидрогенераторы с демпферными
обмотками 0,20
Гидрогенераторы без демпферных
обмоток 0,27
Синхронные компенсаторы 0,16
Синхронные электродвигатели 0,20
Индуктивные сопротивления некото-
рых некаталожных синхронных электро-
двигателей приведены в табл. 2-25.
2-29. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ И СХЕМЫ
ЗАМЕЩЕНИЯ, ПРИВЕДЕНИЕ СХЕМ
ЗАМЕЩЕНИЯ К ПРОСТЕЙШЕМУ ВИДУ
При расчетах токов к. з. составляют
расчетную схему, в которую вводят все
участвующие в питании к. з. источники тока
(генераторы, синхронные компенсаторы,
синхронные и асинхронные электродвига-
тели) и вес элементы (трансформаторы,
воздушные и кабельные линии, реакторы)
их связей с местом к. з. и между собой.
Мощные источники питающей системы
можно вводить в схему как источники не-
ограниченной мощности.
При выборе расчетной схемы следует
исходить из нормально предусматриваемых
для данной установки условий и но счи-
таться с видоизменениями схемы, не пре-
дусмотренными для длительной эксплуата-
ции, например, кратковременные послеава-
рийные режимы работы, кратковременная
параллельная работа трансформаторов или
секций сборных шин на время оперативных
переключений.
Схемы замещения выполняют в одно-
линейном изображении с указанием на ней
порядковых номеров сопротивлений, их ве-
личин, выраженных в относительных еди-
ницах, приведенных к базисной мощности,
или в омах, приведенных к одной ступени
напряжения.
Схема замещения путем соответствую-
щих преобразований приводится к простей-
шему виду для определения результирую-
щего сопротивления относительно точ-
ки к. з.
Основные формулы преобразования
схем и нахождения токораспределения при-
ведены в табл. 2-26.
2-30. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
В УСТАНОВКАХ ВЫШЕ 1 кВ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
При относительно небольшой электри-
ческой удаленности точки к. з. определе-
ние периодической слагающей тока к. з. для
произвольного момента времени можно
производить при помощи расчетных кривых
(рис. 2-59, а—е) для турбогенераторов но-
минальной мощностью до 150 МВт и гид-
рогенераторов до 50 МВт. Кривыми для
гидрогенераторов можно пользоваться и
для синхронных двигателей до выпуска
специальных кривых.
Предварительно должно быть найдено
расчетное сопротивление #*Расч, представ-
ляющее собой результирующее сопротив-
ление ^рез (х^) схемы замещения для
данной точки к. з., отнесенное к суммарной
поминальной мощности всех источников,
участвующих в питании точки к. з.:
*<*> =
**бх;
5б
(2-161)
гДе х^б^ — результирующее сопротивление
всей схемы замещения, приведенное к ба-
зисной мощности; 5н1; — суммарная номи-
нальная мощность источников тока, уча-
ствующих в питании к. з.; 5б — базисная
мощность.

Таблица 2-26
Основные формулы преобразования схем и токораспределения в элементах схем
Соединение,
преобразован!*
Схемы
до преобразования
после преобразования
Условное
обозначе-
ние пре-
образо-
вания
Сопротивление элементов
преобразованной схемы
Формулы
Распоеделение токов в схеме
до ее преобразования
Формулы
Последовательное
соединение
+
Хэ = Х!+Х2-\ \~Хп
/1 = />==...=/л
Параллельное соеди-
нение
X;
хг
и
Хп
ъ
ь^н
1
*э =•
у,=
Уэ
где Кэ=--К1+К2+-
•••+Г„;
X 2
хп '
при двух ветвях
Х1 Х2
*1
Уп='
**
*1+*2
//! = — /
Хп
Преобразование тре-
угольника в эквива-
лентную звезду
л/у
ХР0 ХИР
КРС
+Хпп+х
ОИТ^НР
хро хан
хИ"
Ро+Хан+хНР
хон ХНР
\-хСн+х
КР0
НР
1ра —
1аи-т
'ир—
1р хр — 1а ха
ХР0
1дхд — /// хн
хсн
*н х1\—1р ХР
ХИР

Продолжение табл, 2-26
Соединение,
преобразование
Схемы
до преобразования
после преобразования
Условное
обозначе-
ние пре-
образо-
вания
Сопротивление элементов
преобразованной схемы
Формулы
Распределение токов в схеме
до ее преобразования
Формулы
Преобразование звез-
ды в эквивалентный
треугольник
у/д
1ГгН
Преобразование мно-
голучевой звезды в
полный много-
угольник с диагона-
лями
х/|х|
ХР0~ хр~^~х0 +
ХрХ:
хсн—хс +*я+
хпр—хн~^хр'
Рл0
уохи
Хт, х
Н*Р
Хрд —Хр x^ 1^У\
хсн==хахи^ ^»
где ХК^+^+КИ-
хр х0
"т" "7, I у »
ХН #у
аналогично при большем
числе ветвей
1р — * ро~~^ир;
1о ~ ?сн ~~ ^о;
1И = 1НР~~1(лН
1Р — 1ро+ 1рн'~~^Р>
1и — 1из "" 1ри *""" 7ся;
А/ ~ 1ЗР ~" 'с/ ~~ '//У

§ 2-30] Расчет токов к. з. в установках выше 1 кВ переменного тока 151
0,5 0,75
1,25 1,50
2,0
0,10 0,20 0,10 0,40 0,50
0,75 1,0 1,25 1,5
б)
Рис. 2-59. Расчетные кривые периодической слагающей тока к. з. при питании,
а^-от турбогенератора с АРВ и^расчдо 0,5); б — от турбогенератора с АРВ (^ра^до 1.5); в — ст
турбогенератора с АРВ (х^расч до 3,0); г — от гидрогенератора с АРВ (^Расчдо" 0,6); д — от гидро-
генератора с АРВ и^расч до 1.5); е — от гидрогенератора с АРВ (х^расч до 3.0).
При известном **РаСЧ по соответствую-
щим расчетным кривым находится относи-
тельный ток 1^ьп( для тех моментов вре-
мени, для которых производятся вычис-
ления.
Искомое значение периодической сла-
гающей тока трехфазного к. з. определя-
ется по формуле
/(3) —/О)/
1Ы1
*Ал'н2»
(2-162)
где 1и1
>ня
— суммарный номиналь-
ный ток источников тока, отнесенный к на-
пряжению {Ун той ступени, где рассматри-
вается к. з.
Найденное по расчетным кривым зна-
чение тока к. з. получается с учетом влия-
ния нагрузки приближенно.
Соответственно мощность к. з. для про-
извольного момента времени может быть
получена аналогично:
с(3)
. с(3) о
" с**кп °н2«
(2-163)
Для турбогенераторов и синхронных
компенсаторов пользуются расчетными кри-
выми рис. 2-59, а, б, в\ для гидрогенерато-
ров и синхронных электродвигателей поль-
зуются расчетными кривыми рис. 2-59, гу
дне. Для гидрогенераторов с демпфер-
ными обмотками и синхронных электродви-
гателей расчетное сопротивление #*расч
должно быть увеличено на 0,07, т. е.

152
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
к>': ' 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
1\ и ' 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 II
;7 71 к 1 ' '
^ЧМ ^.2 4 М
1\1 \ к - 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 I 1 1 II 1 !
к кМ 1 И
Ы V" "/?' М
/шКк^Г" '. I 1 I
" 1 № Чо
(ч[\к \к ! | 1111 1 1 1 I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
К1 |Л1 Л 1 ! 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ! 1 1 1
С^[\ \к >^ I I 11[111111111111111
1?|»рЕ^кгл^ 111111111 111111! 1
1 > Л \ \Ч У Ими
11 &\0<^ Тч 11М
1 РюиьччЧ! \ 1 1 1 I 1 1 1 ! 1 I 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
/? 5^51 м^л»ЛГичКМ Мм
' 11 > ^Кк?\\ м
11 ^^"^ЛлЧчк II II ! 1 | 1 1 I 1 1 1 1 1 '
II' -^М>\К]\ 1 м И
11 и^ь ^Кк^кгчМ 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 !
П 11 1 1 1/7 2^ К^аКЧ.ТЧЛЧ.1 М 1 II II М М II
11 1 1 м "^л/гЫг^к' 1 1 11 1 1 11 II
11(111 П У"Пл^Р^МчЧ 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 1 1
МММ ^]\ Гхч м
11 11 1 I |х—^/1 г^К п%. р^.1 1111111111(11
л «г 1 1 1 1 1 1 1 1 » 1 1 к^кТЧк гмч.1 М 1 1 1 1 II 1 1 1 11
/ 1 1 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 ъЙч ГЫ. ГХЧ. II III 1 1 Т 1 1 1
г 1 ] 1 1 1 I 1 ] 1 1 1 г?т1у,^т1 1хч1 1 II 1 М М II
1 II 1 М II II М 1 1г^?ьГт^_ Т>^! И
II М II М 1 М II ¦ г\г^Гч*Т тчЛ 1 1 1 I II 1 1
л и\ II 1 1 1 1 ! 1 1 II 1 1 1 ГчкчлЬчГр»! 1 II II 1 1 1
Чг 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 г 1 1 1 1 1 гч^и^сО^М 111111
М ГгВ^Гг]
ГгШ^ш>1
л ?т1 1 1 ! 1 ! 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ! 1 1 1 1 1 ! !^^4*ч1ч^,4^г4^ 1
и,ой\ 1 1 1 1 1 ] 1 1 1 | 1 | 1 1 | 1 1 1 | 1 1 | 1 г^с^ЧочРН
1 1 М 1 1 II 1 1 1 1 II 1 М 1 1 1 1 1*. г^^гЯ^
0.321 IIII М 1 II 111 Ш 1 ]__Ш &^Гг№
1,5 1,75 2$ 2,25 2,5 2,75
0,2 0,3 0,4- 0,5 0^6
5,5
3,0
%0
4,5
3,0
2,5
2,0
Рис. 2-59 в, г
I ' ' ' М I И I П I ТТТТу"1 '' 1
\^*-расч\ 1 1 1 1 1 | | 1 1 1 | |**Ая 1
N11!
% 1 1 м
1%
м Ж Ч М ч
• 1 М РЯк || и
Ш
1 №1
Г7 ' чм I ГЩ '
\1~1т^ \УКШ 111111111
шшц
1111 И\1/у Н$Ж111 ГП
ММ *т1/1 Ж! У \ А\\!к^УЬлн —Н
м $\(л\ !/17 ^ /\ укЧг&Ч. ГчН—1
гЙ^М У\А 1 ' ^^уУ^Чг^гЧ
\Щм\\ 1 ^'ущ^§|
НТО] мД
итшшл!!1). т
М 1^#§&лМ 11 1 1 II
ММ г^^чч 1^1_ 111
1 II III М II II 1ттК>еч] Г4! 1 1
1111 1 т*1К»1 ^4*1
I 1 1 1 1 1 1 1 I 1 1 I 1 1 I 1ч9к1ь*1 Гг
[" I | || 1 1 1 М II II 1 ' пВ8»11
1 II 1 М II II II II 1 II '^^чв
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 т> ___1
1 Ы 1 1 1 1 1 1 1 ,. 1 Ы 1 И, ¦ 1 1 >~1
3,25
3,0
2,75
2,5
2,25
2,0
1,75
0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
х%.сч-\-§№\ при этом для моментов време-
ни /^0,1 с следует пользоваться пунктир-
ными кривыми рис. 2-59, г, д и еу а для
остальных моментов сплошными кривыми.
Определение тока трехфазного к. з. от
асинхронных электродвигателей см. § 2-33.
Периодическая слагающая тока при
двухфазном к. з., изменяющаяся во време-
ни, определяется при помощи тех же кри-
вых рис. 2-59, причем расчетное сопротив-
ление следует принимать равным:
А*ПОР11 ~~ Л*Г>Я
*расч
расч :
(2-164)
и<3)
где я^асц — расчетное сопротивление при
трехфазном к. з. в той же точке.
Определенное по кривым для тс
,расч
У 3. Тогда величина периодической сла-
гающей двухфазного тока к. з. для произ-
вольного момента времени
е^з ,,ш,
1Ш 'н2
(2-165)
При отсутствии изменений по времени
периодической слагающей тока к. з., т е.
при большой электрической удаленности
точки к. з., или при питании от источника
неограниченной мощности, величина тока
при двухфазном к. з.
/(2)
1кп
Уз
2г(3>
/б = 0,87/<*\ (2-166)
значение 1*кш должно быть умножено на точке.
где /^ — ток трехфазного к. з. в той же

§ 2-31] Расчет токов к. з. с учетом индивидуального затухания {53
0,5 0,75 1,0 1,25 1,5
0,5 0,75 1,0 1,25 1,5
1,5 1,75 г$ ^25
Рис. 2-59, д, е.
О
г,5 2,75 1,0
2-31. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3. С УЧЕТОМ
ИНДИВИДУАЛЬНОГО ЗАТУХАНИЯ
Когда источник питания находится в
резко отличающихся условиях по отноше-
нию к точке к. з., рекомендуется опреде-
лять периодическую слагающую тока к. з.
с учетом индивидуального затухания от-
дельных источников или группы их. Это
бывает при разной электрической удален-
ности генераторов, при разнотипности ге-
нераторов, например турбогенераторы,
гидрогенераторы и синхронные электро-
двигатели, а также при наличии па одних
источниках и отсутствии на других регуля-
торов напряжения.
Чрезмерное дробление на группы про-
изводить не следует. Обычно является до-
статочным выделение двух-трех групп.
Расчетное сопротивление, отн. ед., для
каждой отдельно учитываемой группы
источников при трехфазном к. з.
А*расч
А:*бЕ *^нЕ
сзй
(2-167)
где х бЕ —суммарное результирующее
сопротивление, отнесенное к 5б, отн. ед.;
5Н^ —суммарная номинальная мощность
источников данной группы, тыс. кВ-А;
С — коэффициент распределения для дан-
ной группы источников, представляющий
собой долю тока, принятого за единицу, в
месте короткого замыкания; 5о — базисная
мощность, тыс. кВА.
Если результирующее сопротивление
выражено в омах, тогда расчетное сопро-
тивление, отн. ед., данной ветви может
быть определено по формуле
**расч "~ '
ХИ 5н
С1]\
(2-168)
ср
где х% — результирующее сопротивление,
приведенное к ^ср, Ом; 6/ср — среднее
(расчетное) напряжение ступени, где оп-
ределяется ток к. з.
Если известны токи или мощности трех-
фазного к. з., посылаемые питающей систе-
мой в какую-либо точку связи с данной

Г54
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
5С = 300М8-А
-.0,125
$„ = 300МВ'А
ик-10,5%
I = 100км
х =0,4 Ом/км
5п =20МВ-А
ик=10,5%
0,125
Х2
0,105
хз
0,45
1,58 Г I
ЕЪг^ЗОМВ-А
3**0.125 *
Д7
Г,25 <; 0,$55
Х6
Х9
1,45
*8
0,805
0У655
А
Щ5кВ
Рис. 2-60. Расчетная схема и схема замещения к примеру определения коэффициента
распределения С.
установкой, то по расчетным кривым мож-
но определить относительное сопротивле-
ние системы, а по величине последнего —
номинальную ее мощность.
Для большей наглядности коэффициен-
там распределения можно приписывать ин-
дексы сопротивлений, по которым протека-
ют характеризуемые этими коэффициентами
токи к. з. При правильном определении
коэффициентов С имеет место соотноше-
ние С=С1+С2+...+С71 = 1.
Расчет токов к. з. по индивидуальным
затуханиям производится в следующей пос-
ледовательности :
1. Определяется результирующее (сум-
марное) сопротивление в относительных
единицах (или омах);
2. Определяются коэффициенты рас-
пределения С.
3. Находятся х*расч для отдельных ге-
нерирующих ветвей в относительных еди-
ницах.
4. Определяются относительные токи
для каждой ветви по кривым затухания
5. Определяется периодическая слага-
ющая тока трехфазного к. з. по формуле
/&=/,
кп(1) 'н!
Л.1 + '.,
*л<2) 'н2
Лй+...
...+ /
*кп{т) н(т)
/„
(2-169)
н(1)
где /н!= Г/ —
'Н2
Кз</ср ' "(2> ]/3 1/ср
номинальные токи отдельных групп, при-
веденные к напряжению той ступени, где
рассматривается к. з.
Если величина относительного расчет-
ного сопротивления какой-либо ветви по-
лучится больше трех, то ток к. з. необхо-
димо считать незатухающим и величина
тока ветвей определяется по формуле
/«с=-^— . (2-170)
где /"б — базисный ток, вычисленный при
том напряжении, на стороне которого ве-
дется расчет тока к. з.
Вычисленный по (2-169) ток следует
прибавить к току от всех остальных источ-
ников для получения общего тока в рас-
сматриваемой точке к. з.
Пример. Для расчетной схемы и схемы
замещения (рис. 2-60) определить коэф-
фициенты С\ и Сц и расчетные сопротив-
ления, отн. ед.
Расчетные сопротивления:
х,\ = х7 = 0,125 +0,Ю5 + 0,45 +
+ 1,58 = 2,26;
х5= 1,25;
х^ = *8 = х71| х5 = 2,26 || 1,25 = 0,805;
**6Е = хз + хь = °»805 + °'655 = 1 »46'
Коэффициенты распределения:
0,805
Ст = СЛ = +^Г= 0,36;
'I
2,26
0,805
Си = С„= - =0,64.
2 1,25
"II

§ 2-331
Учет влияния
155
Так как ток в месте к. з. принимается
равным единице, то С1+Сц = 0,3*6+0,64=1.
Номинальная мощность станции I
5Н 1 = 300 тыс. кВ-А; станции II 5Н2=
=30 тыс. кВ-А и базисная мощность 5б =
=300 тыс. кВ-А.
Расчетные сопротивления при 5б =
= 300 тыс. кВ-А:
а) для станции I
(3) _ **6Е 5
х*расч
= Ы65°° = 4,06;
Сг Зб 0,36 300
б) для станции II
С2 $б
*•*'
**
О) _
•расч
I,46 зо
«-Ь: = 0,23;
0,64 300
/к =
/б
**<
'6 2
(2-174)
где /и2 — суммарный номинальный ток,
соответствующий той номинальной мощно-
сти, к которой отнесено сопротивление х .
Учет активного сопротивления в рас-
чете токов к. з. производится:
а) если
1
б) в расчетах токов к. з. с учетом апе-
риодической слагающей тока к. з. для
выбора выключателей по ГОСТ 687-70.
2-32. ТОК ТРЕХФАЗНОГО К. 3.
БЕЗ УЧЕТА ЗАТУХАНИЯ
При к. з. в точках, имеющих большую
электрическую удаленность от генерирую-
щих источников, например за трансформа-
торами малой мощности, за маломощными
реакторами на линиях и т. д., когда вели-
чина результирующего сопротивления в
основном определяется суммарным сопро-
тивлением элементов самой ветви, где рас-
сматривается к. з., можно считать, что та-
кая ветвь питается от источника неограни-
ченной мощности. При этом сопротивление
цепи до точки присоединения данной ветви
принимается равным нулю.
Ток к. з. принимается незатухающим:
/К = /" = /<),2 = А».
Ток трехфазного к. з. определяется из
выражения
/б
/?> = ¦
*б2
(2-171)
При учете активного сопротивления
/О) !Л
У Г*бЕ + **б2
(2-172)
где х б2» т 62 —" результирующие базисные
индуктивные и активные сопротивления до
точки к. з., отн. ед.; /б — базисный ток при
напряжении V*.
Аналогично этому мощность к. з.
5б (2-173)
о(3) =
**б2
где 5б — базисная мощность.
Если расчетное сопротивление всей це-
пи к. з. *|раСЧ>3, то значение периодиче-
ской слагающей тока к. з. принимается не-
изменным по времени /к = /" = /0,2=/«> и
его величина определяется по формуле
/к =
7 нЕ
43)
2-33. УЧЕТ влияния СИНХРОННЫХ
И АСИНХРОННЫХ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ В ВЕЛИЧИНЕ
ТОКОВ к. 3.
Синхронные двигатели
Начальный сверхпереходный ток пе-
риодической слагающей тока к. з. опреде-
ляется из выражения
'с.Д =
Ещ1-
¦0'н.д
(2-175)
*ч
С учетом внешнего сопротивления, че-
рез которое двигатель присоединен к сбор-
ным шинам, ток
'с.д =
^•0 'н.д
V (**д + **вн)2+4ш
где /н.д — номинальный ток двигателя, А;
х+д—сверхпереходное реактивное сопротив-
ление двигателя по продольной оси, отн. ед;
^*о — сверхпереходная э. д. с. в началь-
ный момент к. з., отн. ед., равная:
^¦0= V с°з2 Фн + (8{п Фн + хч)2 !
со5 фн — номинальный коэффициент мощ-
ности в режиме перевозбуждения; х*вн,
г*вн — индуктивная и активная слагающие
внешнего сопротивления.
Периодическая слагающая тока к. з. в
произвольный момент времени процесса
к. з. определяется по расчетным кривым
или специальным кривым затухания.
Асинхронные двигатели
Влияние асинхронных двигателей учи-
тывается, как правило, только в ударном
токе к. з. При этом максимальное значение
тока к, з> от этих двигателей при 3-фазкои

156
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
к. на их выводах определяется прибли-
женно из выражения
где х^.д — расчетное индуктивное сопро-
тивление двигателя, отн. ед., среднее зна-
чение которого,
^а.д^"^ =0,2
Апуск.ср
(/Сптск.ср — средняя величина кратности
пускового тока двигателя); /Н>а-Д2 —сумма
номинальных токов двигателей.
При д;#ад=0,2 величина *м =6,5 /н.а.д2:.
Влияние асинхронных двигателей на вели-
чину /у заметно сказывается при к. з.,
имеющих большую электрическую удален-
ность от основных источников питания.
2-34. ВЫЧИСЛЕНИЕ УДАРНОГО ТОКА
К. 3. *у И НАИБОЛЬШЕГО
ДЕЙСТВУЮЩЕГО ЗНАЧЕНИЯ
ПОЛНОГО ТОКА К. 3. /у
Амплитудное значение ударного тока
к. з. определяется из выражения
1у = #у|/2>, (2-176)
где К? — ударный коэффициент.
При к. з. в цепи с малым активным и
большим индуктивным сопротивлениями
среднее значение /Су принимается равным
1,8, отсюда
/у = 2,55 /". (2-177)
К величине ударного тока от синхрон1
ных машин необходимо прибавить ток к. з.
от асинхронных электродвигателей. При
к. з. в точках сети, где заметно сказывает-
ся активное сопротивление элементов цепи
к. з., значение /Су следует определять из
выражения
/СУ = 1 +ао,оь (2-178)
где ао,01—коэффициент затухания перио-
дической слагающей тока к. з. для 1 =
= 0,01 с, который находится по кривой
рис. 2-61 как
г_
а,{ = е а
Величина Та — постоянная времени за-
тухания апериодической слагающей тока
к. з., выраженная в секундах, определяется
из выражения
Та=—— , (2-179)
где х2 и г2 — результирующие индуктив-
ное и активное сопротивления расчетной
схемы до точки к. з., Ом.
0 0,02 0,04 0,08 0,08 0,1
Рис. 2-61. Кривые для определения^ коэф-
фициента затухания апериодической сла-
гающей тока к. з.
Наибольшее действующее значение
полного тока к. з. определяется из выра-
жения
/у = /" У\ + 2(Ку — I)2 (2-180)
при Ку =1,8 /у = 1,52 /"; *у=1,68 /у.
2-35. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОГО
(ФИКТИВНОГО) ВРЕМЕНИ
Приведенное время, соответствующее
полному току к. з., определяется прибли-
женно из выражения
где /пу — приведенное время для перио-
дической слагающей тока к. з.; /п.а — при-
веденное время для апериодической сла-
гающей тока к. з. (при 1>\ с величиной
можно пренебречь).
Определение приведенного времени
для периодической слагающей тока к. з.
7ПЛ? для рассматриваемого действительного
времени до 5 с производится по кривым
рис. 2-62 в зависимости от величины
При расчетном времени />5 с вели-
чина \пх определяется из выражения
'пу = '„* + ('-5)- <2-182>
Приведенное время для апериодиче-
ской слагающей тока к. з. определяется из
выражения

§ 2-36] Примеры расчетов токов к. з. в установках выше 1 кВ 157
В
ь
4
3
2
1
\ +
Г-1
Г^'ПV
/
/
± = ч
^
/
I-
.й^
№
№
г
' и
}'г
^
л
У
*%*о>
~
_
У
1
А
/
с.
1,0
1.5
2,0
V з>»
Рис. 2-62. Кривые приведенного (фиктив-
ного) времени для периодической слагаю-
щей тока к. з. при питании от генераторов
с регуляторами напряжения.
/па = Гар"211-е °,5Та]; (2-183)
при среднем значении Га = 0,05с и ^0,1 с
2-36. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ ТОКОВ К. 3.
В УСТАНОВКАХ ВЫШЕ 1 кВ
Пример 1. Расчет токов трехфазного
к. з. для схемы с трансформаторами с рас-
щепленными обмотками на стороне 10 кВ.
Расчетная схема и схема замещения
приведены на рис. 2-63. Мощность транс-
форматора питающей ГПП 5н.т = 63МВ-А,
напряжение к. з. трансформатора нкВШ =
= *'квн-2 =10°/о' приведенное к 0,5 5НвТ =
= 31,5 МВ-А; ыкньн2 =20%, приведенное
к °'5 5н.т;"кв-(Н1//Н2)=10»5%» приведенное
к 5н.т = бЗ МВ-А; двигатели синхронные.
Мощность трехфазного к. з. питающей
системы при максимальном режиме 5К.С =
= 5 000 МВ-А, базисная мощность 5б =
= 100 МВ-А; базисный ток /о = 5,5 кА. Все
остальные данные приведены на рис. 2-63.
Сопротивления выражены в относитель-
ных единицах.
Требуется рассчитать токи к. з. в точк
К{ и К2.
Индуктивные сопротивления элементов
схемы:
1. Сопротивление системы
5б 100
хб с = хъ = = = 0,02.
00 * 5к.с 5 000 '
2. Сопротивление воздушной линии
х018б 0,4-5-100
г Хо
и
ср.н
1152
0,0151,
где х0—сопротивление, Ом/км.
3. Сопротивление трансформатора
63 МВ-А по схеме замещения
*в:
а) хп — *В-(Н1//Н2)
3.5
1
¦)-
10
/ 3,5\
(приведенное к 5Н.Т);
*в5б 1,3-100
х™-хз- Ю05н.т
(приведенное к 5б);
100-63
= 0,02
*В-(Н1//Н2) ~^~
б) ХН1 — хт
= 10,5-1,75 « 18,4?/
(приведенное к 5Н.Т);
хт$б
Ю05„.т
18,4-100
100-63
= 0,314
(приведенное к 5о);
4. Сопротивление трансформатора мощ-
ностью 6,3 МВ-А
*б.Т2 — *б.ТЗ — Х6 — х7 —
ик% Зб
100 5Н.Т
6,5 100
= 100 6,3 ~~ ' '
5. Сопротивление двигателя 11,7 МВ-А
' ^б. _
*б.д1 — *б.д2 — *9 — *</ о ~
100
= 0,13 =1,11.
11,7
6. Сопротивление двигателя 4 МВ-А
*б.ДЗ == *б.Д4 == *б.До === ^ЛО === -^11 === Х12 ~
„ 5б 100
0 =0,22 — =5.5.
5,,.,
7. Сопротивление реактора 400 А
*б.Р:
*н.р
'нр иср
__3_5!5_10_ _
~~ 100 0,4 10,5 "" ' '

158
Электроснабжение и подстанции
[Раэд. 2
^ч
^*2
¦9^
О М
к 3 =
5 2 я
^ а«
° 8
^ «5
2 со -*
; Ж •
о; ^
К о Ч
и. С о
^ О V —•
я « а
2 И П О)
2 О О
к о- « н
яь - ^
и ™ о
о ^ н
си н 2
^ н 1
СО О) *©*
• ц< о
Мог
аз аз
а' с^с-
о со
О) о
р. го
с л
Й
2 ь «г»
х со ^
.«кг:
со «^ 2
еа р ~
си «

§ 2-36] Примеры расчетов токов к. з. в установках выше 1 кВ 159
Подсчет сопротивлений для к. з. в точ-
ке /С,:
хн = *,-{- *2 = 0,02 + 0,0151 = 0,035;
*п> = *в + *ю = 1,04 + 5,5 = 6,54;
*гс = *п + Хи = 5,5 + 0,4 = 5,9;
х17 = х7 + х12 = 1,04 + 5,5 = 6,54;
1
*18 =
*9*1?
х% Х1Ь Х16
= 0,94;
= 0,8;
Л19 — .
*9 "Г ХП
*2о = *4+*18 = 0,314+0,8 = 1,114;
: 0,314 + 0,94 = 1,254;
1,114-1,254
*22 —
— ХЬ + *19 :
*20 Х21
*20 + *21 1,114+1,254
*2з = *з + *22 = 0,02 + 1 = 1,02;
*14*23 0,035-1,02
= 1;
*14 + Х\
23
0,035+1,02
0,34.
ПОДСЧЕТ СОПРОТИВЛЕНИИ и токов
для к. 3. В ТОЧКЕ к2
Результаты подсчета сопротивлений
приведены на рис. 2-63. Подпитка от дви-
гателей с учетом затухания генерируемых
ими токов учитывается, как правило, у тех
двигателей, которые присоединены к сбор-
ным шинам, где произошло к. з. Двигатели,
присоединенные к точке к. з. через сопротив-
ление расщепленной обмотки трасформато-
ра, не учитываются, а при необходимости
учета они рассматриваются как источники,
не имеющие затухания. Таким образот ток
к. з. при к. з. в точке /(2 равен сумме не-
затухающих токов от системы и двигателей
секции 2 и затухающих токов двигателей
секции /.
Расчетные значения токов к. з. для ко-
роткого замыкания в точке К\:
1. Ток к. з. от питающей системы при-
нимается незатухающим и определяется из
выражения
/к.,
7б(115кВ)
0,5
0,02+0,0154
= 14,2 кА.
*1 + *а
2. Токи к. з. от синхронных электродви-
гателей определяются следующим образом:
определяется коэффициент токораспре-
деления
С==^=^вМ4=0334;
*г.в «23 1.016
определяется расчетное сопротивление
**бЕ5н.дЕ 0,34-35,4
**расч —
С5б
0,334-100
= 0,347,
Для определения по кривым затухания
для синхронных электродвигателей
= **_ + 0,07 = 0,347 +
+ 0,07 = 0,417.
По кривым затухания для времени 1 =
= 0/.к.п = 3,1.
Ток к. з. /д(3> = /*к.п /ндЕ=3,Ы,95 =
= 6,045 к А.
По кривым затухания для воемени / =
= оо /к.п = 2,62.
Ток к. з. 1{2)=1*кп /нд2= 2,62-1,95 =
= 5,1 кА.
3. Токи к. з. с учетом питающей системы
и электродвигателей:
/" = /к>с + /дЕ = 14,2+- 6,045 = 20,245 кА;
7~ ==/к.с+ 7дЕ- = 14>2 + 5Л = 19.3 кА.
Пример 2. Расчет токов трехфазного
к. з. для схемы со сдвоенным реактором.
Расчетная схема и схема замещения
приведены на рис. 2-64. Мощность транс-
форматора питающей ГПП составляет
5п.т = 40 МВ-А и напряжение к. з. ик =
= 10,5%; мощность трехфазного к. з. пи-
тающей системы при максимальном режиме
5К.С = 4 000 МВ-А, 5б = 100 МВ-А, /б =
= 5,5 кА. Все остальные данные приведены
на рис. 2-64. Сопротивления выражены в от-
носительных единицах.
Требуется рассчитать токи к. з. в точках
К\, Къ и Кг-
Индуктивные сопротивления элементов
схемы, приведенные к базисной мощно-
сти 5б:
1. Сопротивление системы
*б-С — Хг —
100
4 000
:0,025,
2. Сопротивление воздушной линии
х013б 0,4-5-100
*б.л — х2 —
V,
ср.н
1152
= 0,0151,
где х0 = сопротивление, Ом/км.
3. Сопротивление трансформатора
40 МВ-А
*б.т = Хо = = 0,262.
б,т 3 100 5Н.Т
4. Сопротивление сдвоенного реактора
по схеме замещения
*б.р1 — *4 — — Кс
*н.р % $б ^н.р
100
8 100-10
= -0,5.— —г
= — 0,П5;
*б.р2=*5=*6==:0+^<
100 1/3*2-10,52
*н.р%$б*/н.р
= 1'5-шо
100-10
\ 3*2-10,5^
100К3/в.р^б
= 1,5.0,23 = 0,345.

гео
Электроснабжение и подстанции
[Рпзд. 2
З^ЧОООМВ-А (у\
ВЛ110кВ
I- 5км
$Н7=<ЮМВ-А
и«=10,5%
-©-6^5
-6
$хВОО 2x1000 6x800 2x1000 ВхЮООкВ-А 8x1000 хп
х%*0,21 х*^0,21 х%=0,21 х^ЦЯ 4=0,21 х^Я *%Ш
$ю=*000М8-А гО
ВЛ110кВ\ %К1
1=5км
Внг^ОМВ-А
*н=Ю,5%{
1щр**2х2000А
Хнр=8%
\110кВ
)10,5кВ
5иЕ1~Ц6МВ-А 8И22 = 12МВ-А
х'^0,21 *}-№
Рис. 2-64. Расчетная схема и схема замещения
к расчету токов трехфазного к. з. для схемы со
сдвоенным реактором.
а — расчетная схема: б — схема замещения: в —преоб-
разование схемы для к. з. в точке К\\ с — преобразова-
ние схемы для к. з. в точке /Сз; о — преобразование схе-
мы для к. з. в точке /Сз-

§ 2-37] Расчет токов к. з. в установках до 1 кВ переменного тока 161
5. Сопротивление двигателей 5ПшД21
__•¦&? 100
*б,д1 — х"» — х
4 8
8б 100
6 =0,2Ь = 1,54.
н.дШ
13,6
6. Сопротивление двигателей 5н<д22
*б.д2 = х8 = х,
8б 100
</*—=°>21-—= 1,75.
^н.д^г 12
Подсчет сопротивлений для к. з. в точ-
ке Кг.
х9 = XI + х2 = 0,025 + 0,0151 = 0,0401;
х10 = *3 — *4 = 0,0262 — 0,0115 = 0,147;
Х\\ = х5 + х7 = 1,885;
*12 = *е + *з = 2,095;
*13 :
*11 "Г *Ц
*м = *ю + *1з = 1,147;
х9 *14
1;
*15 —
*9 + *1-
= 0,038.
Подсчет сопротивлений для к. з. в точ-
ке /С2:
*1б = *о + *3 = 0,0401 + 0,263 = 0,302;
*17 = хпз — ^4 = 1 —0,115 = 0,885;
Х14 ХП
*13
хи + хп
¦¦ 0,224,
ПОДСЧЕТ СОПРОТИВЛЕНИЯ и токов
ДЛЯ К. 3. В ТОЧКЕ Къ
Результаты подсчета сопротивлений
приведены на рис. 2-64. Подпитка от дви-
гателей с учетом затухания генерируемых
ими токов учитывается, как правило, у тех
двигателей, которые присоединены к сбор-
ным шинам, где произошло к. з. Двигатели,
присоединенные к точке к. з. через сопро-
тивления обмоток сдвоенного реактора, не
учитываются, а при необходимости учета
они рассматриваются как источники, не
имеющие затухания. Таким образом, ток
к. з. при к. з. в точке /Сз равен сумме не-
затухающих токов от системы и двигателей
секции 2 и затухающих токов двигателей
секции /.
Расчетные значения токов к. з. для ко-
роткого замыкания в точке /Сг
1. Ток к. з. от питающей системы при-
нимается незатухающим и определяется из
выражения
/и-^ °'1» =12,4кА.
хг + х2 0,025 + 0,0151
2. Токи к. з. от синхронных электро-
двигателей определяются следующим об-
разом:
определяется коэффициент токораспре-
деления
11-478
*15
*14
0,038
1,147
= 0,033;
определяется расчетное сопротивление
«.бдЗ,.дя _ 0,038-25,6
%расч=-
С8б
0,033-100
=0,29.
Для определения по кривым затухания
для синхронных электродвигателей
<расч = *»рас, + 0.07 = 0,29+0,07 =0,36.
По кривым затухания для времени ? = 0
/.к.п = 3,7.
Ток к. з. /д(3)=Ч.п Льде =3,7.1,42 =
= 5,25 к А.
По кривым затухания для времени {=
= °°/.к.п = 2|8.
Ток к. з. /$ =/*к.п ^2=2,8.1,42 =
= 3,97 кА.
3. Токи к. з. с учетом питающей системы
и электродвигателей:
/" = /КвС + /& = 12,4 + 5,25 = 17,65 кА;
'« = 7к.с + 7д~ = 12»4 + 3«97 = 16>37 кА-
Для точки к. з. Яг токи к. з. определя-
ются аналогично, как для точки к. з. К\.
2-37. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
В УСТАНОВКАХ ДО 1 кВ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
При расчете токов к. з. в установках до
1 кВ необходимо учитывать:
а) Индуктивные и активные сопротив-
ления цепи к. з.: силовых трансформаторов
с вторичным напряжением до 1 кВ, сбор-
ных шин и шин присоединений к ним, ши~
нопроводов, кабелей, сопротивлений рас-
цепителей автоматических выключателей
НН, первичных обмоток многовитковых
трансформаторов тока НН, активные со-
противления различных контактных соеди-
нений — болтовых соединений шин, зажи-
мов и разъемных контактов аппаратов и др.
Иногда следует также учитывать переход-
ные сопротивления в точке к. з.
Точная оценка сопротивлений контакт-
ных соединений и переходного сопротив-
ления в точке к з. представляет трудную
задачу, так как величина этих сопротив-
лений зависит от многих факторов. При
отсутствии достоверных данных о переход-
ных сопротивлениях контактов допускается
учитывать их, совокупно включая сопро-
тивление переходных контактов в точке
к. з. Когда требуется особая повышенная
надежность установки напряжением до
1 000 В, например выбор сборных шин и
ответственных шинопроводов по динамиче-
ской устойчивости к токам к. зм определя-
ется величина тока к. з. без учета пере-
ходного сопротивления в точке к. з. с уче-
том в расчетной схеме индуктивных и ак-
тивных сопротивлений всех элементов це-
пи к. з.

162
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Расчет токов к. з. при выборе защиты
с токовой отсечкой и чувствительности за-
щиты с выдержкой времени трансформа-
торов с вторичным напряжением до 1 кВ
см. гл. И, разд. 2 настоящего тома.
б) Индуктивное сопротивление пита-
ющей системы напряжением выше 1 кВ.
Допускается не учитывать те элемен-
ты пепи к. з, суммарное влияние которых
на величину полного сопротивления цепи
не превышает 10%.
Сопротивления расиепителей макси-
мального тока автоматических выключа-
телей НН и первичных обмоток трансфор-
маторов тока НН обычно учитываются,
если они устанавливаются в трех фазах.
При расчете токов к. з. в установках
напряжением до 1 000 В допускается пе-
риодическую слагающую токов к. з. счи-
тать незатухающей, если мощность питаю-
щей системы примерно в 20 раз превышает
мощность понижающего трансформатора.
Расчет токов к. з. удобно вести в име-
нованных величинах (В, кА, кВ-А и мОм),
например мОм,
/2
\н
5Н
расчетными напряжениями
принимают 230, 400, 525,
Средними
#Ср ступени
690 В.
Ниже приводится примерный порядок
определения сопротивлений элементов
цепи к. з.
1. Сопротивление трансформаторов
(/"т, хт, мОм; г**, х.т, отн. ед.)
Г**~~ 3}
к
н.т
г*Щ
КП
л /7"к%у
.2 .
Х<р ——
*.-№
5н.'
(2-184)
(2-185)
(2-186)
2. Сопротивление питающей системы
(*#с отн. ед.; *с, мОм)
**с = |^; (2-187)
.VI
Зн.с
= -г^, (2-188)
3. Величины сопротивлений г шин и х
шинопроводов приведены в разд. 4 на-
стоящего тома.
4. Величины сопротивлений автомати-
ческих выключателей НН, трансформато-
ров тока НН и переходных контактов
рубильников и разъединителей принимают-
ся по табл. 2-22—2-24.
Периодическая слагающая тока к. з., А,
при трехфазном к. з. определяется из вы-
ражения
Г7ср.1000
/к = '
>/Т/4 + 4
(2-189)
Сопротивления. мОм, всех элементов
цепи к. з. должны быть приведены к од-
ной ступени напряжения 1)Ст к.з, обычно
к напряжению, где рассматривается к. з.,
VI
*расч
и1
и1
(2-190)
В приведенных выше формулах:
Об — базисное напряжение, равное
^ср.н той ступени напряжения, где рас-
сматривается к. з„ В; Як — мощность по-
терь к. з. трансформаторов, кВт; 5н.т —
номинальная мощность трансформатора,
кВ-А; 5Н.С—номинальная мощность си-
стемы, кВ-А; 5К — мощность к. з. на сто-
роне первичного напряжения трансформа-
тора, кВ-А; дсрагч—расчетное сопротивле-
ние, мОм, приведенное к базисному на-
пряжению; х— то же, но при номинальном
напряжении.
2-38. РАСЧЕТ ТОКОВ ОДНОФАЗНОГО
К. 3. НА СТОРОНЕ 400/230 В
ТРАНСФОРМАТОРОВ
С ГЛУХОЗАЗЕМЛЕННОЙ
НЕЙТРАЛЬЮ НА СТОРОНЕ НН
Согласно методу симметричных состав-
ляющих общее выражение для определе-
ния тока однофазного к. з.
/«>-¦
ЗС/ф
2} + 29 + 20
(2-191)
где 2Ь 2.2, 20 — комплексы полных сопро-
тивлений;
^1 = гг + }хг\ г2 = г2 + 1ях2; г0 = г0 + /*0
соответственно схем прямой, обратной и
нулевой последовательности цепи, Ом.
По найденным результирующим сопро-
тивлениям прямой, обратной и нулевой
последовательностей относительно точки
к. з. определяется значение периодической
слагающей тока однофазного к. з. из вы-
ражения
_ ЗЕ/ср.н.ф.Ю00
(2-192)
где ^ср.н.ф — среднее номинальное вторич-
ное фазное напряжение холостого хода
трансформатора, равное 230 В; г21> г^ —

§ 2-38] Расчет токов однофазного к. з. на стороне 400/230 В трансформаторов 163
результирующее (суммарное) активное со-
противление соответственно схемы прямой
(гш) и обратной (г^) последовательно-
стей элементов цепи к. з.: трансформатора,
шинной магистрали, кабелей, мОм; г1:0 —
то же для схемы нулевой последователь-
ности; *21, х22—результирующее (сум-
марное) индуктивное сопротивление соот-
ветственно схемы прямой (*21) и обрат-
ной (х-%%) последовательностей элементов
цепи к. з. питающей системы, трансформа-
тора, шинной магистрали, кабелей, мОм;
ххо — результирующее (суммарное) индук-
тивное сопротивление схемы нулевой пос-
ледовательности элементов цепи к. з.: транс-
форматора, шинной магистрали, кабелей,
мОм.
Для трансформаторов индуктивные
сопротивления прямой последовательности
определяются величиной напряжения к. з.;
сопротивления обратной последовательности
равны сопротивлениям прямой последова-
тельности. Индуктивные сопротивления ну-
левой последовательности существенно за-
висят от схемы соединения обмоток и кон-
струкции трансформатора. Для трехстерж-
невых трансформаторов, имеющих схему
соединения обмоток треугольник — звезда
с глухозаземленной нейтралью, применяе-
мых в настоящее время, сопротивление ну-
левой последовательности равно сопротив-
лению прямой последовательности. Для
трансформаторов, имеющих схему соедине-
ния обмоток звезда — звезда с глухозазем-
ленной нейтралью, применение которых
сокращается, индуктивные сопротивления
значительно превосходят сопротивления
Элементы цепи к. з.
Питающая система
Трансформатор со схемой соединения об-
моток У/Ун— 12
Трансформатор со схемой соединения обмо-
ток Д/Ун— 11
Трансформаторы тока
Шинопровод открытый некомплектны"
Шинопровод комплектный ШМА
Кабели
Переходные контакты
Примечания: 1. Для всех элементов цепи
тетьности равны сопротивлениям прямой последоватс
2. Для питающей системы активные сопротивле
нимаются равными нулю.
3. Сопротивления г и л: с индексом 1 обозначаю'
прямой последовательности. Объясняется
это тем, что при однофазном к. з. на сто-
роне низшего напряжения трансформатора,
имеющего схему соединения обмоток
Д/Ун—И, ток нулевой последовательно-
сти проходит как во вторичной, так и
в первичной (в треугольнике) обмотках,
что приводит к равновесию намагничиваю-
щей силы обмоток, а также к тому, что
основной магнитный поток остается без из-
менений.
При однофазном к. з. на стороне низ-
шего напряжения трансформатора, имею-
щего схему соединения обмоток У/Ун—12(0),
ток нулевой последовательности проходит
только по вторичной обмотке и является
намагничивающим током, что приводит
к нарушению равновесия намагничивающей
силы обмоток и к появлению магнитного
потока нулевой последовательности. В ре-
зультате сопротивление нулевой последова-
тельности возрастает и значительно превы-
шает сопротивление нулевой последова-
тельности трансформатора со схемой
соединения обмоток Д/Ун — 11.
При к. з. в точках, удаленных от транс-
форматора, например в протяженных ши-
нопроводах, кабелях, проводах и др., не-
обходимо учесть также активные и индук-
тивные сопротивления прямой, обратной
и нулевой последовательностей этих элемен-
тов цепи к. з. Кроме того, должны учиты-
ваться активные и реактивные сопротивле-
ния элементов цепи к. з., как это указано
в § 2-37, п. «а».
Соотношения сопротивлений для ука-
занных последовательностей приведены в
Таблица 2-27
Сопротивление нулевой последовательности
'со =0; *со=о
гто> хто
'Чо—'"Т!» *Т0—Х71
гт то—гт.Т1; хт.то—*т.т1
'мо~(5-М4,7)гм1;
*мо«(7,5-н9,4)*м1
^шо» *шо
гко> *ко
ГП.К0==ГП.К1
цепи к. з. сопротивления гид: обратной последова-
)вательности.
ивления прямой и обратной последовательности при-
1чают сопротивления прямой последовательности.
Соотношение сопротивлений прямой, обратной и нулевой
последовательностей элементов цепи, к. з.
11*

164
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-23
Примерные расчетные величины г и х (мОм) и токов элементов цепи
однофазного к. з. для схемы питания блок трансформатор—магистраль
при схеме соединений обмоток трансформатора У/Ун-12
менты цепи к.
Питающая система
Трансформатор
Трансформаторы тока
Автоматический выклю-
чатель
Переходные контакты
Магистраль открытого
шинопровода, / = 50 м
Полные сопротивления
Ток однофазного к. з. на
стороне 400/230 В, А
Номинальный ток транс-
форматора на стороне
400/230 В, А
Кратность отношения
Формулы полных сопротивлен
и токи, А, при однофазном к.
г<» = 0
41> = ''1 + '2 + '0
Г™="1 + г2 + г0
хт.1 = х\ + ч+хо
г<5:> = тх + г2 + г0
*(А = х1 + Ч + -г0
^ = ^ + ^ + ^ = 3^,
'"> = '1 + '2 + '0=2'1 +
+ (5+ 14,7) ^
хм ) = х\ + Ч + х0 = 2*1 +
+ (7,5-9,4)**
2(1»-=К(г')«+(*Т
,<1) 3^Ф
'к — 2(1)
М12
к 'о-к.з
'Н2 *Н2
Трансформатор 1 000 кВ-А
Алюминиевая питающая
магистраль 100X8 мм
Стальная магистраль
заземления
| 100x8*
0
3,2
7,25
117
0,15
0,21
0,18
0,39
30
92
71
130
192
232
2980
1445
2,06
2(75X8)**
0
3,2
7,25
117
С,15
0,21
0,18
0,39
30
54
57
92
178
200
3450
1445
2,4
45***
0
3,2
7,25
117
0,15
0,21
0,18
0,39
30
40
39
78
160
178
3870
1445
2,68

§ 2-38] Расчет токов однофазного к. з. на стороне 400/230 В трансформаторов 165
Продолжение табл. 2-28
Элементы цепи к. з.
Ток однофазного к. з.,
приведенный к первич-
ной обмотке трансфор-
матора в фазе, соот-
ветствующей повреж-
денной фазе вторичной
обмотки, А
То же двух других фаз
первичной обмотки, А
Номинальный первичный
ток трансформатора, А
Кратность отношения
Кратность отношения
Формулы полных сопротивлений
и точи, А, при однофазном к, з.
Упр (при 6 кВ)
/пр2 (при 6 кВ)
/Н1 (ПрИ 6 КВ)
'прг/ми
Лфг/Ли
Трансформатор 1000 кВ-А
Ал юм и не в ая питающая
магистраль 100x8 мм
Стальная магистраль
заземления
100x8* | 2(75x8)** | 45***
133
66,5
96,5
1,37
0,69
154
77
96,5
1,6
0,8
172
86
96,5
1,8
0,9
* Сталь прокатная полосовая.
** Сталь прокатная угловая.
*** Сталь прокатная двутавровая.
мОм/м
10
табл. 2-27. Сопротивле-
ния должны быть приве-
дены к ступени напряже-
ния, для которой опреде-
ляется ток однофазного
к. з., в данном случае
{/Д = 400В (*/ф = 23бВ).
В табл. 2-28 приведе-
ны примерные расчетные
величины активных и ин-
дуктивных сопротивле-
ний и токов элементов
цепи к. з. для схемы пи-
тания блока трансформа-
тор — магистраль.
На рис. 2-65 приведе-
ны кривые для определе-
ния сопротивления нуле-
вой последовательности
кабелей с алюминиевыми
жилами с изоляцией до
1 000 В. Параметры нуле-
вой последовательности
даны для трех- и четы-
рехжильных кабелей с
алюминиевой, свинцовой
и непроводящей оболоч-
ками. При определении индуктивного со-
противления нулевой последовательности
принималось, что среднее геометрическое
мОм/м
_ В непроводящей, .
оболочке
- - 8 свинцовой,
оболочке -
"" В алюминиевой,.
оболочке
2
0$
0,8
о>*
0,2
¦А.
-т
*/*
•*
_3ж
-&
'а**
*>,
"Ч-*
Ч&1
ч>
Г—1
1ЛЬ.
К
Ь
X
*
г
\
ч*Л
\
N
^
Ч».
\
\
\
ч
"4111
N1
VI
11
^1 ¦1—1 >
К1 1
' "Г VI
н
Л!
25 35 50 7095120мм2 в 10 16 25~35 50 70 95120шлг
Рис. 2-65. Сопротивления нулевой последовательности ка-
белей с алюминиевыми жилами и изоляцией до 1 000 В.
расстояние от жилы кабеля (независимо
от сечения) до заземляющей проводки со-
ставляет 0,8 м.

166
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2-39. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3. НА СТОРОНЕ
ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
ВЕНТИЛЬНЫХ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ
Для расчета принимается наиболее тя-
желый режим, когда угол управления при
к. з. равен нулю.
Среднее значение установившегося то-
ка к. з. равно сумме средних значений то-
ков в п вентилях, питающих место к. з.:
^к — п1ак
(2-193)
Принимается, что при к.з. ток в венти-
ле синусоидальный с амплитудой (\ 2[//*2).
При этом
/
йь
г.Т1 )
V 2 Ш
У 51П6ЙВ:
V 2 1/2
ПХо
(2-194)
В схеме выпрямления две обратные
звезды с уравнительным реактором л=6,
так как все шесть вентилей включены па-
раллельно, тогда
Л х9 х2
Для трехфазной мостовой схемы вы-
прямления /х=3, так как шесть вентилей
проводят ток попарно-последовательно,
тогда
/л = 3- 2- » 1,35 —• (2-196)
п х9 х2
В приведенных формулах:
^2 — фазное напряжение анодной цепи,
В; х2 — индуктивное сопротивление цепи
коммутации, Ом. приведенное ко вторично-
му напряжению трансформатора 1)2.
Если сопротивления выражены в отно-
сительных единицах и приведены к базис-
ной мощности, за которую принята номи-
нальная мощность питающего трансформа-
тора, то:
*2:
Тогда ток /<гк Для схемы две обрат-
ные звезды с уравнительным реактором:
/
:/.х.у.р "
для мостовой схемы:
/
й к.мост"
'—17- — . (2-199)
С учетом активных сопротивлений,
Ом, цепи коммутации:
V.
й к.у.р""
V Ъ+4
Л/К.МОСТ— ]'35
У*
V Гк ' '" 2
(2-201)
Установившийся ток к. з. имеет волни-
стую форму. Максимальное значение этого
тока
я
?<1к — ~ТГ 1<1к«
(2-202)
В переходный период максимальное
значение тока к. з. значительно превосхо-
г {«г
"К I
тщтг
ПП1Г
мим
1 ! >
А 1.1
] р+^Х ' 1
1 ' 1 ГТТ"
П_Т_]
9 ! ^
» 1
10
Рис. 2-66. Кривая для определения коэф-
фициента Кх •
дит установившееся значение за счет при-
сутствия в анодных токах составляющих
свободного режима и равно:
где /Сг —коэффициент, который находится
по кривой рис. 2-66 в зависимости от отно-
шения Я1х,
2-40. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ ТОКОВ
К. 3. НА СТОРОНЕ
ВЫПРЯМЛЕННОГО ТОКА
Пример 3. Расчет токов к. з. на сторо-
не выпрямленного тока полупроводнико-
вых преобразовательных агрегатов с (/<* =
= 3 300 В.
Расчетная схема и схема замещения
(2-197) приведены на рис. 2-67. Напряжение вы-
прямленного тока #4 = 3 300 В; номиналь-
ный выпрямленный ток /<г = 2 500 А (2Х
XI 250 А) при двух питающих параллель-
но включенных трансформаторах; номи-
нальная мощность трансформатора
Г2-198) выпрямительного агрегата по данным за-
вода изготовителя 5н.т = 5 200 кВ-А; на-
пряжение к.з. трансформатора нк = 8,6%;
мощность к. з. питающей системы 5к.с =
= 350 МВ«А; сопротивления, Ом.
Расчет токов к. з.
А. Для схемы выпрямления две обрат-
ные звезды с уравнительным реактором:
(2-200) 1- Напряжение выпрямленного тока
х. х. выпрямителя без учета активных со-
противлений и х питающей системы:

§ 2-40] Примеры расчетов токов к. з. на стороне выпрямленного тока 167
5ИС = 350МВА
35000В
5„=2;5?00кВ-А
2940 В
Рис. 2-67. Расчетная схема и схема заме-
щения к расчету токов к. з. на стороне
выпрямленного тока полупроводниковых
преобразователей агрегатов с ^/^=3 300 В.
а ~ расчетная схема; б — схема замещения.
^о = ^+^4 ^^ = 3300+0,5^ X
X 3300 = 3 442В.
2. Фазное напряжение вторичной об-
мотки трансформатора принимается по дан-
ным завода-изготовителя или по формуле
И<н> 3442
V
2ф
,17
= 2 940 В.
3. Базисное напряжение ^/б = ^2Ф =
=-2 940 В.
4. Индуктивное сопротивление питаю-
щей системы, приведенное к 1!ъ:
_(УТибУ __ (]/Т.2,94)2_
*бС 5К.С 350
= 0,073 Ом.
5. Индуктивное сопротивление питаю-
щей линии 35 кВ, приведенное к 1!ъ'.
*б.л — *о'
^(У~^
У з Цб
. 2,94
= 0,4.10Х
35
6. Индуктивное сопротивление одного
трансформатора, приведенное к 1)$:
и* {У~Цб? _
Хб'Т1 ~ 100 5
8,6 {УТ . 2,94 )2
= = 0,42 Ом;
100 5,2
двух трансформаторов агрегата:
0,42
*б.т2 = ~Т~ = 0>21 Ом;
двух агрегатов
0,21
*б.т(2агр) = —г- =0,105 Ом.
7. Суммарное индуктивное сопротивле-
ние при к. з за одним трансформатором:
*2=*6д: + *б.л + *6/г1=М73 +0,084 +
+ 0,42 =0,577 Ом.
8. Ток к. з. за одним трансформатором:
приведенный к первичному напряже-
нию трансформатора:
У
35
= 740 А.
9. Суммарное индуктивное сопротивле-
ние до точки к. з. /С2:
Чл
[*б.л + *б.т(2агр)]
= 0,084 Ом.
0,084 + 0,105
=0,073+ —: ^—¦ = 0,17 Ом,
10. Суммарное индуктивное сопротив-
ление при к. з. за одним агрегатом до точ-
ки к. з. К\\
х1 = *б.с +*б.л +*б.т2 = °>073 + °>084 +
+ 0,21 =0,367 Ом.
11. Ток к. з. при коротком замыкании:
за одним агрегатом (точка Кг):
'* = *-^ =2'7^=2Ш0 А:
за четырьмя агрегатами, работающими
параллельно (точка /Сг):
/л = 2,7^ = 2,7^ = 46800 А.
Б. Для мостовой схемы выпрямления:

168
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
1. Напряжение выпрямленного тока х.х.
выпрямителя без учета активных сопротив-
лений и х питающей системы:
^0=^+^^ =
3300 +
Я (л
+ 0,5 —.3300= 3442 В.
^ 100
2. Фазное напряжение вторичной об-
мотки трансформатора:
ий[) 3442
У<»ъ =:
2,34 2,34
1460 В
или по данным завода-изготовителя.
3. Базисное напряжение ^/б = ^2Ф =
= 1 460 В.
4. Индуктивное сопротивление питаю-
щей системы, приведенное к 11ь:
(Г*ибУ (УТ-1,4б)а
*б.с = *
•^к.с
350
= 0,0182 Ом.
5. Индуктивное сопротивление питаю-
щей линии 35 кВ, приведенное к И в:
/ТГ.1,4бУ
0,0208 Ом.
6. Индуктивное сопротивление одного
трансформатора, приведенное к Vв:.
Ч-п ~ 100
8,б(уТ-1,4б)2
100 5,2
= 0,103 Ом;
двух трансформаторов агрегата:
0,103
*б.Т2 — '
двух агрегатов:
й 0,05 Ом;
0,05
*б.т(2агр)
= 0,025 Ом.
7. Суммарное индуктивное сопротивле-
ние к. з. за одним трансформатором:
*2 =*б.с + *б.л + *б.т1 = °.°182 +
+ 0,0208 + 0,103 = 0,144 Ом.
8. Ток к. з. за одним трансформатором:
/к =
^2ф
1460
0,144
= 10 130 А.
Приведенный к первичному напряже-
нию трансформатора;
7к(1) — 7*
Уг
1,73-1,46
= 10 130- — = 730 А.
35
9. Суммарное индуктивное сопротивле-
ние до точки к. з. /С2:
. Г*б.л + *б(2агр)] л п10о ,
хбс + ~ = 0,0182 +
*2
(0,0208-;-0,025)
= 0,0412 Ом.
10. Суммарное индуктивное сопротив-
ление к. з. за одним агрегатом до точки /Сг.
*х =**„+** +** о = 0,0182 +
* б.с ' б.л ' б.т2 * '
+ 0,0208 + 0,05 = 0,089 Ом.
11. Ток к. з. при коротком замыкании:
за одним агрегатом (точка К\):
Ц2(Ь 1460
/Л«К,-^-1.3Б—-22 140А;
за четырьмя агрегатами, работающими
параллельно (точка Дг):
У,,
1460
/Л = 1,35-^-1.35 м412
= 47 800 А.
(^)5^157МВ-А
Ч60В
1213кВ-А
6}6%
0,0264
Рис. 2-68. Расчетная схема и схема заме-
щения к расчету токов к. з. на стороне
выпрямленного тока полупроводниковых
преобразовательных агрегатов с V а =
— 440 В.
а — расчетная схел*а; б — схема .замещен .

§ 2-41] Расчет токов к. з. при глубоком регулировании напряжения 169
Пример 4. Расчет токов к. з. на сторо-
не выпрямленного тока полупроводниковых
преобразовательных агрегатов с II а =
= 440 В.
Расчетная схема и схема замещения
приведены на рис. 2-68. Напряжение вы-
прямленного тока с7й=460 В; номиналь-
ный выпрямленный ток /<* = 2 000 А; номи-
нальная мощность трансформатора выпря-
мительного агрегата по данным завода-из-
готовителя 5н.т = 1210 кВ-А; напряжение
к. з. трансформатора ^к = 6,6%; мощность
потерь к. з. Рн = 20 кВт; напряжение пита-
ющей сети 6 кВ и мощность к. з. питающей
системы 5к.с = 157 МВ-А, схема соедине-
ния вторичных обмоток трансформатора —
две обратные звезды с уравнительным ре-
актором. Сопротивление выражено в омах.
Расчет токов к. з.
1. Фазное напряжение «вторичной об-
мотки трансформатора по данным завода-
изготовителя с72ф=440 В.
2. Базисное напряжение с7б = с72ф =
= 440 В.
3. Индуктивное сопротивление питаю-
щей системы, приведенное к Иь\
•^б-с —"
(УТ.и2)2 (1/5-.о,44)2
*->К.1
157
= 0,0037 Ом.
4. Индуктивное сопротивление одного
трансформатора-выпрямителя, приведенное
к с7б:
ик (Уз ЦбУ
*бт1_100 5Н,
6,6 (УТ.0,44)2
100-1,21
= 0,032 Ом.
5. Индуктивное сопротивление четырех
трансформаторов, работающих парал-
лельно:
*б-Т4 :
*б.п
= 0,008 Ом.
6. Активное сопротивление трансфор-
матора (Рк, кВт; 5н.т, кВ-А):
Рк 20
= = 0,0165 отн. ед.;
5„т 1210
М«
/"б.т =
0,0165»4402
5Н.Т.1000 1210-1000
= 0,0264 Ом.
7 Активное сопротивление ошиновки,
аппаратуры, переходных и разъемных кон-
тактов и переходного сопротивления в ме-
сте к.
/¦„=-0,015 Ом.
8. Суммарное индуктивное сопротивле-
ние до точки К:
*2 = *б.с + *б.т4 = °'0037 + °'008 =
= 0,0117 Ом.
9. Суммарное активное сопротивление:
/ V
10.
гбт 0,0264
- 4 -"-/я- 2 +0,0Ь
= 0,0066 + 0,015 =0,0216 Ом.
Ток к. з. в точке К:
, и2ф
/^к — ^./ —
V 4+4
440
9 п
^ . 1 —
1/0,02162+0,01172
440
= 2,7 = 48 900 А.
0,0245
2-41. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
ПРИ ГЛУБОКОМ РЕГУЛИРОВАНИИ
НАПРЯЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРА
ВЫПРЯМИТЕЛЯ
При регулировании напряжения и к. з.
на вторичной стороне трансформатора или
на стороне выпрямленного тока величины
токов к. з. уменьшаются с уменьшением ве-
личины отрегулированного напряжения.
При этом на низких ступенях отрегулиро-
ванного напряжения значения токов к. з.
на стороне высшего напряжения могут
иметь величину, близкую к номинальному
току. В то же время ток к. з. на вторичной
стороне трансформатора будет иметь вели-
чину, значительно превышающую значение
номинального тока. Ниже приведен расчет
токов к. з. при глубоком регулировании на-
пряжения трансформатора выпрямителя.
Таблица 2-29
Технические данные трансформатора
с глубоким регулированием
напряжения
Номер
ступ е.-I и
напряже-
ния
16
15
13
11
9
7
5
3
1
^1„>
в
6
6
6
6
6
6
6
6
6
^2ф'В
0,994
0,945
0,853
0,777
0,68
0,604
0,518
0,435
0,362
5н.г
мВ-А
4,85
4,614
4,162
3,79
3,316
2,948
2,526
2,123
1,769
и1»
10,4
10,5
10,9
11,3
12,0
12,9
14,1
16,0
18,5

170
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Заданы технические данные трансфор-
матора выпрямительного агрегата по
табл. 2-29; 5к.с = 350 МВ-А; 5б =
= 100 МВ-А, сопротивление выражено
в относительных единицах.
Расчет токов к. з. производится при ра-
боте на 5-й и 1-й ступенях регулирования
напряжения трансформатора.
Расчет для 5-й ступени
1. Индуктивное сопротивление питаю-
щей системы:
*б.с:
100
:— = 0,285 отн. ед.
350
2. Индуктивное сопротивление транс-
форматора при работе на заданной ступе-
ни регулирования напряжения:
/у...-т% 5б 14,1 100
*б-т.ст —
ЮО 5Н.Т.СТ 100 2,526
= 5,5 отн. ед.,
где дгб.т.ст — индуктивное сопротивление
трансформатора при работе на 5-й ступени
регулирования; мк.ст — напряжение к. з.
трансформатора при работе на 5-й ступени
регулирования напряжения, %; 5п.т.ст —
мощность трансформатора при работе на
5-й ступени регулирования напряжения.
3. Мощность к. з.:
5б
100
*б.с + *б.т.ст 0,285+5,5
= 17,25 МВ-А.
4. Ток трехфазного к. з. на первичном
напряжении:
$к.ст 17'25
/<3) -
11к.ст ~
УТ цИ Уз". 6
= 1,66 кА.
5= Ток двухфазного к. на первичном
напряжении:
71к!ст= °>87 7^ст = 0,87-1,66 = 1,44 кА.
6. Ток трехфазного к. з. при к. з. на
вторичной стороне трансформатора при
работе на заданной ступени напряжения
/2кст = 3</ГТ = "3^518 = '''' КА•
7. Ток двухфазного к. з.:
42> = 0,87 /^>ст = 0,87-11,1 =9,65 кА.
Расчет для 1-й ступени
8. *б.с = 0,285.
18,5-100
9- *б.т.ст — "
10,4о отн, ед.
100 5н.Ст 100-1,769
10. ок.ст —
100
0,285 + 10,45
5б
*б.с ~ *б.т.ст
= 9,35 МВ-А.
9,35
П. /{3)ст = А^^=_и^.=0,9кА.
УТин ]/Т-6
12- Л^т^^/^^ 0,87-0,9 =
0,785 кА.
13. /й!ст =
3(Л>(
3-0,362
= 8,6 кА.
14. /<2>ст = 0,87-8,6 = 7,5 кА.
2-42. ТОКИ К. 3. В УСТАНОВКАХ,
ПОЛУЧАЮЩИХ ПИТАНИЕ ОТ МАШИН
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Для решения практических задач мож-
но руководствоваться ориентировочными
кратностями пиковых (максимальных) зна-
чений токов к. з. по отношению к /н, при-
веденными в табл. 2-30 по опытным завод-
ским данным.
Таблица 2-30
Ориентировочные кратности
пиковых (максимальных) значений
токов к. з. для машин
постоянного тока 110—750 В
в зависимости от произведения
мощности машин, кВт,
на частоту вращения, об/мин
Я„я
ПО в
230 В
600—750 В
Компенсированные машины
100 000
250 000
300 000
1 200 000
12—8
13—9
15—10
15—12
15—12
16—15
Некомпенсированные
машины
5 000
10 000
100 000
150 000
800 000
5—4
6,5—5,5
7,5—6,5
7,5—6,5
6,5—4
6,5—4
7—6
7—6
14—8
Приближенное значение пика тока к. з.
можно определить из выражения
'макс = г— > (2"204)
0,3 Рн
АРя , А, ¦
+ м

§ 2-43]
Расчет токов к. з. на модели-анализаторе
171
где Рк — число перекрытых щеткой кол-
лекторных пластин; <7Н — номинальное на-
пряжение машины, В; Рп — номинальная
мощность машины, кВт; ДРЯ — потери в
якорной цепи машины, кВт; йя — диаметр
якоря, см; 0,ЗЯн/^я — приближенное выра-
жение для реактивной э. д. с. машины,
справедливое для одновитковых петлевых
обмоток; М — коэффициент, учитывающий
влияние реакции якоря и рассеяния, кото*
рый ориентировочно равен 0,05 для неком-
пенсированных машин и 0,025 для компен-
сированных машин.
2-43. РАСЧЕТ ТОКОВ К. 3.
НА МОДЕЛИ-АНАЛИЗАТОРЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ
(РАСЧЕТНЫЙ СТОЛ С ПИТАНИЕМ
ПОСТОЯННЫМ ТОКОМ)
На модели-анализаторе Рижского опыт-
ного завода Латвэнерго могут рассчиты-
ваться аварийные и ненормальные режимы:
трехфазные, двухфазные, однофазные и
двухфазные на землю к. з.; разрыв одной
или двух фаз; сложные виды поврежде-
С не тема.
Индуктивные сопротивления элементов,
входящих в расчетную схему, определяют-
ся из следующих выражений:
1. Сопротивление линии 115 кВ:
,2
115*8
1
6,3*8
115иВ
Лин~Ю,5
х1ф=Ю%
50нм
Ч Ом/им
©
ТМ
ТГ-2
5ы = 15МЗ'А
х^0л125
1
«1
и*.
Рис. 2-69. Расчетная схема к примеру рас-
чета токов к. з. на модели-анализаторе.
ний — разрывы фаз с одновременными к. з.
в различных точках, а также определяться
величины нормальных режимов, потокорас-
пределекия активной и реактивной мощно-
сти, токораспределения, коэффициенты си-
ловых потерь.
Для расчетов токов к. з. на модели-
анализаторе необходимы те же данные, ко-
торые требуются при аналитических рас-
четах.
Для расчета токов трехфазного к. з.
по данным расчетной схемы (рис. 2-69)
определяются индуктивные сопротивления,
Ом, приведенные к базисному напряжению
всех элементов, входящих в схему. Базис-
ное напряжение принимается равным С/б =
-=6,3 кВ.
*л = V -Г = 0,4-50
6,32
П52
= 0,06 Ом;
0,06
*1=*лИ*л = — =0,03 Ом
(х0 — сопротивление, Ом/км).
2. Сопротивление трансформатора:
х=0,07'Ом/хм
ХТ
3.
*/к% Цб Ю,5
= *, - *8 - 1Ш 5н т ~ 1(Ю
6,32
X -^- =0,556 Ом.
7,5
Сопротивление реактора:
= -1°- Ё_= о,557 Он.
X
100 1,73-0,6
4. Сопротивление генератора:
_ -^_
хг= Ч ~ хе — х„а г> —
6,32
= 0,125-77-=0,33 Ом.
15
5. Сопротивление линии 6 кВ:
Хи = х01 = 0,07-3-1 = 0,21 Ом;
0,21
XI = хЛ || хл = — « 0,105 Ом.
В связи с тем, что на модели-анализа-
торе можно набирать сопротивления с де-
сятков и единиц ом, необходимо все полу-
ченные сопротивления увеличивать в
1 000 раз.
Масштаб сопротивлений при этом бу-
дет:
Мх
^действ
^мод
*2м
Тогда получим:
хш = 0,03-1000 = 30 Ом;
х2м = 0,556-1 000 = 556 Ом;
*зм = 0,577-1 000 = 557 Ом;
хш = 0,33-1 000 = 330 Ом;
х5к = 0,105-1000= 105 Ом.
По данным расчетных сопротивлений
составлена схема замещения (рис. 2-70).
Если #6 = 6,3 кВ и на модели-анализа-
торе можно установить напряжение только
до 36 В, то напряжение на модели, соот-

172
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
велствующее Оазисному, определяется из
выражения
иб 6300
где Ми =200 — масштаб напряжения.
Рис. 2-70. Схема замещения к примеру рас-
чета токов к. з. на модели-анализаторе.
'хм"-* порядковый номер сопротивления и его ве-
личина, Ом; 121 — номер сопротивления, набирае-
мый на модели; 122 — номер трансферной шины.
Пользуясь значениями тока, измеряе-
мого на модели, действительное значение
тока к. з. определяется из выражения
/ — / — 10-6 кА
к~ "Мх ' '
где /м — ток, измеряемый на модели, мА;
Ми—масштаб напряжений; Мх — мас-
штаб сопротивлений.
В табл. 2-31 приведены результаты рас-
четов токов к. з., полученные на модели-
анализаторе, и данные токов аналитическо-
го расчета.
Таблица 2-31
Результаты расчета токов к. з. на модели
и аналитического расчета
щие ветви
Система
Генератор 1
Генератор 2
Всего
Система
Генератор 1
Генератор 2
Всего
1
Кг
к2
Результаты,
полученные
на модели
'м-
мА
37,6
55
15,4
108
23,3
33,8
9,5
66,6
М1
2-105
2-105
2-105
2-105
2-105
2-105
2-105
2-105
СкА
7,52
11
3,08
21,6
4,66
6,76
1,9
13,32
с<3
Й *> аг
Резуль
аналит
кого р<
1 7,6
10,95
, 3,02
21,57
4,75
6,85
1,86
13,46
Г. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ, ИЗОЛЯТОРОВ,
ШИН И КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 1-110 кВ
2-44. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
Аппараты, изоляторы и проводники
первичных цепей должны удовлетворять
следующим общим требованиям:
а) необходимая прочность изоляции
для надежной работы в длительном режи-
ме и при кратковременных перенапряже-
ниях;
б) допустимый нагрев токами длитель-
ных режимов;
в) устойчивость в режиме к. з.;
г) технико-экономическая целесообраз-
ность;
д) соответствие окружающей среде и
роду установки;
е) достаточная механическая проч-
ность;
ж) допустимые потери напряжения в
нормальном и аварийных режимах.
Ниже изложены требования по первым
трем пунктам («а», «б», «в»); остальные
требования изложены в соответствующих
главах справочника.
а) ТРЕБОВАНИЯ К ИЗОЛЯЦИИ
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Для выбора экономически целесообраз-
ного уровня изоляции необходимо учиты-
вать условия работы се, поминальное и
наибольшее рабочие напряжения электро-
установки и рассмотреть средства защиты
изоляции от перенапряжения.
Все электрические аппараты могут ра-
ботать длительно при максимальном ли-
нейном (междуфазном) напряжении 6ГН.Р,
которое на 1С—15% больше номинального
11ш. Напряжение 1/н.р аппарата (изолято-
ра, кабеля) должно быть не менее, чем
рабочее эксплуатационное напряжение ус-
тановки 6/р.уст с возможным превышени-
ем Л^/р.уст (см. табл. 2-32).
Электрооборудование может иметь
нормальную и облегченную изоляцию.
Электрооборудование с нормальной изоля-
цией предназначено для установок, под-
верженных действию грозовых перенапря-
жений при обычных мерах защиты от них,

§ 2-44]
Общие указания
173
Таблица 2-32
Допустимые условия работы
Характеристика и условия
работы
Наибольшее рабочее на-
пряжение ^/н.р аппа-
рата при номиналь-
ном:
3—20 кВ
35—110 кВ
Наибольший допусти-
мый длительный ток
/р.д при температуре
окружающей среды
дСр ниже 35° С
То же при дСр выше
35° С, но не более
60° С
Номинальная расчетная
температура окружа-
ющей среды (средне-
суточная) Фср.н, °С
То же наибольшая, °С
То же наименьшая, °С
Изоля-
торы
о
3
о"
о
—
—
—
о
X
о о
а.3
Разъедини-
тели, отдели-
тели, коротко-
замыкатели
аппаратов
Выклю-
чатели
Трансфор-
маторы
ее 1
(1,15—1,2)С/„
1,15*/„
«2
с*
См
а
о.
О)
о
н
<я
о,
X
<и
Си
С
. примеч. 2
Согласно примеч. 3
1.3/н
Согласно примеч. 3
35
40
-40
—40(—25)
см. примеч. 1
1 40
40
—40
30
40
—45
35
40
—40
Примечания: 1. Приведенные условия действительны при установке аппаратов на высоте
не более 1 000 м над уровнем моря; при большей высоте см. ГОСТ 1516-68. Для аппаратов, устанав-
ливаемых внутри помещения, относительная влажность окружающего воздуха не более 80%.
См. также § 2-45.
2. Величина С/ н#р = 1,2 И н принимается для аппаратов, поставляемых в другие страны.
3. Для оборудования, работающего при #ср выше 35 СС, но не более 60 °С, допустимый длитель-
ный ток /г
Г н ср-н "
/н— номинальный ток аппарата при номинальной температуре окружающей среды; #н— длительно
допустимая температуря нагрева аппарата.
и нормируется испытательным напряжени-
ем промышленной частоты 50 Гц и им-
пульсным напряжением. Электрическая
прочность изоляции для оборудования до
110 кВ включительно определяется требова-
нием к импульсной прочности, т. е. атмос-
ферными перенапряжениями.
Электрооборудование установок, свя-
занных только с кабельными сетями, мо-
жет иметь облегченную изоляцию.
б) ВЫБОР АППАРАТОВ И ПРОВОДНИКОВ
ПО ДОПУСТИМОМУ НАГРЕВУ ТОКАМИ
ДЛИТЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ
Расчетные рабочие токи присоединения
в нормальном (/р.н) и форсированном
(/р.ф) режимах не должны превышать но-
минальный длительный ток аппарата:
'н ^ 'р.ф ^ 'р.н-
При определении /р.ф и /Р.н следует
учитывать неравномерное распределение
токов между трансформаторами, линиями,
секциями шин и пр.
в) ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ,
ИЗОЛЯТОРОВ И ПРОВОДНИКОВ
ПО РЕЖИМУ К. 3.
I. В установках напряжением выше
1 000 В по режиму к. з. следует проверять:
электрические аппараты, проводники,
опорные и несущие конструкции для них;

Г74
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
подходы линий электропередачи к под-
станции и ответвительные опоры при удар-
ном токе 50 кА и выше, а также расстоя-
ния между распорками расщепленных про-
водов.
2. По режиму к. з. при напряжении вы-
ше 1 000 В не проверяются:
аппараты и проводники, защищенные
плавкими предохранителями (независимо
от типа и номинального тока предохрани-
теля) по термической устойчивости, а при
номинальном токе плавкой вставки не бо-
лее 60 А — и по динамической устойчиво-
сти. Отключающая способность предохра-
нителей должна отвечать данным
табл. 2-36;
проводники в цепях к индивидуаль-
ным электроприемникам, в том числе к це-
ховым трансформаторам общей мощно-
стью до 1 000 кВ-А с высшим напряжени-
ем до 20 кВ, если соблюдены одновременно
следующие условия:
в электрической или технологической
части предусмотрена необходимая степень
резервирования, чтобы отключение этих
электроприемников не вызывало расстрой-
ства технологического процесса;
повреждение проводника при к. з. не
может вызвать взрыва в окружающей сре-
де и возможна замена проводника без зна-
чительных затруднений;
трансформаторы тока (ТТ) в цепях на-
пряжением до 20 кВ трансформаторов или
реактированных линий, если выбор по ус-
ловию к. з. требует значительного завыше-
ния коэффициента трансформации, при ко-
тором не обеспечивается необходимый
класс точности подключаемых приборов.
В цепях силовых трансформаторов на сто-
роне ВН рекомендуется не применять не-
устойчивые ТТ, а приборы учета (счетчи-
ка) питать от ТТ, установленных на сторо-
не НН;
провода отходящих воздушных линий
(исключения см. п. 1);
аппараты и шины цепей трансформато-
ров напряжения, если они расположены в
отдельной камере или за добавочными со-
противлениями.
Для проверки аппаратов и проводни-
ков на электродинамическую устойчивость
необходимо определить наибольшие рас-
четные значения в рассматриваемой цепи:
полного тока к. з. /у, периодической состав-
ляющей в начальный момент к. з. /п.с (/")
и ударного тока гу. Для выбора выключа-
теля определяют действующее (эффектив-
ное) значение /у в момент размыкания ду-
гогасительных контактов выключателя или
расчетный отключаемый ток /от.расч.
Для проверки аппаратов и проводни-
ков нэ термическую устойчивость определя-
ют тепловой импульс тока к. з. (или функ-
цию) Вк.
Для определения расчетных токов к. з.
необходимо составить расчетную схему и
выбрать расчетную точку или место к. з.,
вид к. з. и расчетное время размыкания
контактов выключателя.
Расчетная схема выбирается исходя из
условий длительной работы электроуста-
новки и с учетом развития внешней пита-
ющей системы не менее чем на 5 лет впе-
ред, считая от ввода ее в эксплуатацию.
При этом допускается рассчитывать токи
к. з. приближенно для начального момента
к. з. Расчетной точкой к. з. в рассматрива-
емой цепи принимается такая, при к. з.
в которой аппараты и проводники находят-
ся в наиболее тяжелых условиях.
За расчетный вид к. з. принимают: для
определения динамической устойчивости
аппаратов, жестких шин и опорных конст-
рукций для них — трехфазное к. з.; для оп-
ределения термической устойчивости аппа-
ратов и проводников на генераторном на-
пряжении электростанций — трехфазное или
двухфазное (которое приводит к наиболь-
шему нагреву) к. з., в остальных случаях —
трехфазное к. з.
Выбор отключающей и включающей
коммутационной способности аппаратов
производят по большей из величин, полу-
чаемых при трехфазном или однофазном
к. з. на землю (в сетях с большим током
замыкания на землю). Если выключатель
характеризуется трехфазной и однофазной
отключающими способностями, в расчет
принимаются обе величины.
Проверка аппаратов и проводников на
электродинамическую устойчивость произ-
водится по максимальному эффективному
значению полного тока трехфазного к. з.
/у ) и ударному току гу3).
Термической устойчивостью аппаратов
и проводников называется способность вы-
держивать протекание номинального тока
термической устойчивости /т.н в течение
заданного времени без нагрева токоведу-
щих частей до температур, превышающих
допустимые при токах к. з., и без наруше-
ния пригодности к дальнейшей исправной
работе, т. е. при соблюдении следующего
равенства:
/2т.н^т.н ^ Вк, (2-205)
где /т.н — поминальный ток термической
устойчивости — эффективное значение не-
затухающего периодического тока, установ-
ленное заводом-изготовителем, для отклю-
чающих аппаратов в положении полного
включения; *т.н — номинальное время тер-
мической устойчивости, к которому отнесен
/т.п. В обеих частях равенства множитель
га (активное сопротивление) опущен;
Вк —тепловой импульс тока к. з. (кА2-с)
или функция, пропорциональная количеству
тепла, выделяемого током в проводнике
заданного сопротивления.
Тепловой импульс от полного тока к.
Ек* ]7^ = Вк.а+Як.п, (2-206)
о
где 1{ = у /а/+/пг—эффективное значе-
ние полного тока к. з. в момент времени 1\

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов
175
1ы', 1щ\ #к.а; #к.п—эффективные значе-
ния апериодической и периодической со-
ставляющей и соответствующие импульсы
тока к. з.
•кд/
350
500
250
200
150
100
50
¦п
^
Г"
*« III I !_
1—
а
1
и.
Чб
_
М 1
гггт
-Ч Сталь -
^ .и
"Т
\
1
"Г
'
А
С
>
пп
1 ! -
у
/
| 1/'
\.Л—
&
у
г
*-*1
^
.*"
"
'-Г!'-"
V
~Т С"
Н
л
/. _ „„. , -
~*^' а: // ыгли.» и.и.
1
1
1
1
1
\ !_^
,,
^•г
1
р-1 1
1 1
Л-1_
^
""1
<Г
^
^
НГ
(
1
< ,
У
г
/I
1/1
^Мг&>
л--2*
V
и.
сэ ^ ^ сэ <¦$
х— V- *¦» ч— *~
^ ^
«О V-. «о с^ »о
<=Г *^ «чг
%. 5* Ю 1о
Рис. 2-71. Кривые для определения темпе-
ратуры нагрева проводников при коротком
замыкании.
Температуру нагрева проводников из
наиболее употребительных материалов
(алюминий, медь, сталь) при к. з. опреде-
ляют по кривым рис. 2-71, которые пока-
зывают зависимость температуры провод-
ника О от отношения
Вк
* = ^ 1п -
52 0
е + ^к
= С2 = Л=/2^. (2-207)
2-45. ФОРМУЛЫ И УКАЗАНИЯ
ПО ВЫБОРУ И ПРОВЕРКЕ
АППАРАТОВ, ИЗОЛЯТОРОВ, ШИН
И КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ
1—110 кВ
а) ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Выключатели выбирают по номиналь-
ным значениям напряжения и тока
(см. табл. 2-33), роду установки и услови-
ям работы, конструктивному выполнению
и отключающей способности. Выбранные
выключатели проверяют на электродина-
мическую и термическую устойчивость при
токах к. з. и на предельный ток включения
(табл. 2-34).
Расчеты при выборе и проверке вы-
ключателей производят для того, чтобы
установить соответствие их заводских ха-
рактеристик условиям работы на месте
установки.
Отключающая способность выключате-
ля — способность отключать номинальный
ток отключения /н о без выброса масла и
пламени, без превышения нормального вре-
мени и без повреждений, препятствующих
его дальнейшей исправной работе.
Отключаемые выключателем токи оп-
ределяются двумя величинами, соответству-
ющими началу расхождения дугогаситель-
ных контактов* симметричным токо:л —
эффективным значением периодической со-
ставляющей 1„ и относительным содержа-
нием апериодической составляющей или
асимметрией отключаемого тока (рис. 2-72):
/_
У*1~
Таблица 2-33
Номинальные параметры и исполнения выключателей 3—150 кВ
1 Номинальное напряжение, кВ . 3 б 10 15* 20 35 110 150
2. Наибольшее рабочее напряжение, кВ 3,6 7,2 12 17,5 24 40,5 126 172
3. Режим нейтрали... изолированная и заземленная. Заземлен.
4. Номинальный ток /н, кА... 32; 63; 100, 200; 400; 630; 800*, 1 000, 1 250; 1 600;
2 000; 2 500; 3 200; 4 000; 5 000; 6 300; 8 0С0; 10 000; 12 500; 16 000; 20 000; 25 000.
5. Номинальный ток отключения /н.о, кА... 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,2; 4- 5; 6,3; 8-
10; 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 35,5*; 40; 45*; 50; 56*; 63; 71*; 80; 90*; 100; 112*; 125; 140*;
160; 180*; 200; 224*; 250.
6. Род установки и условия работы: а) для внутренней установки; б) КРУ; в) для
наружной установки при умеренной загрязненности атмосферы (нормальное исполне-
ние— категория А); г) для наружной установки в условиях загрязненности атмосфе-
ры, осаждения морской соли и уносах химических и металлургических заводов и ко-
тельных (усиленное исполнение — категория Б).
7. Наличие встроенных трансформаторов тока (ТТ): а) без встроенных ТТ;
б) с встроенными ТТ
8. Наличие встроенных приспособлений для измерения напряжения (ПИН); а) без
ПИН; б) с ПИН.
9. Пригодность для работы в режиме автоматического повторного включения
(АПВ), быстродействующего (БАПВ): а) допускающие БАПВ; б) допускающие АПВ;
в) не допускающие АПВ.
10. Степень быстродействия по отключению: а) сверхбыстродействующие; б) быст-
родействующие; в) ускоренного действия; г) небыстродействующие.
* Нерекомендуемые величины напряжения и тска.

176
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-34
Выбор и проверка высоковольтных выключателей
Характеристика аппарата
и величина
Обозначение и" формула
(см. табл. 2-32)
I. Расчетные величины установки
Номинальное междуфазное напряжение,
кВ
Наибольшее (максимальное) рабочее на-
пряжение, кВ
Наибольший рабочий ток максимального
режима, А
Наибольший ток форсированного режима, А
Температура окружающей среды, °С:
наибольшая
среднесуточная
Высота над уровнем моря, м
Расчетные значения токов к. з., кА:
действующее значение полного тока
к. з. за первый период после начала
к. з.
то же периодическая составляющая
то же апериодическая составляющая
в начальный момент к. з.
амплитуда (ударный ток к. з.)
установившийся ток к. з.
Расчетный отключающий ток (для выбора
выключателей) или действующее зна-
чение полного тока к. з. для расчетного
времени расхождения дугогасительных
контактов выключателя ^разм.конт, кА
Эффективное значение периодической со-
ставляющей тока к. з. в момент расхож-
дения дугогасительных контактов (сим-
метричный ток), кА
Апериодическая составляющая тока к. з.
в момент расхождения контактов, кА
*/н.у
^н.р.уст= 1»° ^н.уст
'р.н
р-ф
сР.мако
ср
/*: /п.о
/.
/,
от.расч
/_
II. Характеристика выключателя и привода
Номинальное напряжение выключателя, кВ I #н > ^н.уст
Наибольшее рабочее напряжение выключа- #н.р > ^н.р.ус?
теля, кВ
Номинальный длительный ток при номи- /н > /р.ф > /р.н
нальных напряжении, частоте тока и тем-
пературе окружающей среды 0Ср, А
Допустимый длительный ток при 0Ср, от- /
личной от номинальной, А I
Р-д
>ур.ф
р.ф
р.н
III. Ко м м у т а ц и о н н а я способность выключателя
Ток отключения выключателя, кА:
гарантируемое наибольшее значение
симметричного тока (действующее
значение периодической составляющей
1„) в момент начала расхождения
контактов при наибольшем рабочем
напряжении б'н.р и прочих нормиро-
ванных условиях работы выключателя ¦
Номинальный (указанный на щитке вы- I 'н.о» 'о
ключателя) ток отключения при номи-
нальном напряжении и прочих норми-
рованных условиях работы (ГОСТ
687-70)

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 177
Продолжение табл. 2-34
Характеристика аппарата
и величина
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
Расчетный ток отключения (действующее
значение полного тока к. з., соответству-
ющее ^разм.конт) при номинальном на-
пряжении, кА
Расчетный симметричный ток (действую-
щее значение периодической составляю-
щей тока к. з. в момент расхождения
дугогасительных контактов) при ^/н.р, кА
Апериодическая составляющая расчетного
тока к. з., кА
При большем значении выбор выключате-
ля по согласованию с представителем-
поставщиком
Такое согласование не требуется при
Степень асимметрии отключаемого тока
(номинальное относительное содержание
апериодической составляющей тока от-
ключения); при т>80 мс принимают
р=о
Расчетное (наименьшее возможное для
данного выключателя) время размыка-
ния дугогасительных контактов, с
При отключении не от встроенных реле, с
Условное наименьшее время срабатывания
релейной защиты при отсутствии дан-
ных, с
Собственное время отключения выключате-
ля с приводом, с
0,15 С<^Разм.конт>0,1 С
Расчетный допустимый ток отключения при
напряжении установки, меньшем номи-
нального, в пределах от Цв выключателя
до Ии1К, кА
Предельный ток отключения выключателя
(наибольший при различных напряже-
ниях), кА
Коэффициент зависимости /от.пред от на-
пряжения (указывается поставщиком):
для новейших быстродействующих вы-
ключателей
для масляных выключателей без гаси-
тельных камер
Номинальная мощность отключения (трех-
фазная симметричная) трехполюсного
выключателя, МВ-А
То же при наличии АПВ, МВ-А
Расчетная трехфазная мощность отключе-
ния при ^н.р.уст^^н выключателя,
МВ-А
Коэффициент уменьшения 5и.о— при на-
личии АВП (указывается поставщиком)
для воздушных выключателей
для масляных выключателей
'от.расч
</н.о
Аэт ~ 1~ ^н.о
/=<|-/Г2/„.0р„
0 = — (по рис 2-72)
У2Г
'разы.
^ — 'ев ~Г 'заш.ы
т = *с.в+0,01 с
^защ-мин = 0,02
'от. расч — 1
Аэт.д ~ 'н.о у
V»
н.уст
'от.пред! 'п.о — "Хн'н.о
(указывается поставщиком)
5<3> = УТ/<Х>5о3т)1
расч
5<3>
о(3)
°от.расч
от АПВ
К
АПВ
-> от. расч
— V «З'от.расч^н
от.расч^н.р.уст
^АПВ — *
^АПВ ~°»7
12- 47*

178 Электроснабжение и подстанции [Разд. 2
Продолжение табл. 2-34
Характеристика аппарата
и величина
Гок включения выключателя — наиболь-
ший ток, включение которого гарантиру-
ется при соответствующем наибольшем
рабочем напряжении и нормированных 1
условиях, кА:
начальное действующее значение
амплитуда
Номинальный ток включения выключате-
ля — ток включения при наибольшем
нормированном рабочем напряжении
^н.Р, кА:
действующее значение
амплитуда
Предельный ток включения выключателя —
наибольшее значение тока включения при
различных напряжениях, кА:
начальное действующее значение
амплитуда
Собственное время включения выключате-
ля с приводом, с
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
'вкл ^ Л*.о
'вкл5> 1.8 |/57_
'вкл-н -^ '~
'вкл.н > 1 ,ВУ~21„
'вкл-пред ^ 'вкл.
*вкл-пред ^ 'вкл.н
*вкл
IV. Устойчивость выключателя при сквозных токах к.
Предельный сквозной ток термической
устойчивости, равный предельному току
отключения выключателя (ГОСТ 687-70)',
кА
Время протекания тока /п.т, с:
для выключателей 35 кВ
для выключателей 110 кВ
Наибольшее допустимое среднеквадратич-
ное значение тока /* за время ^ боль-
шее /п.т, но не выше 10 с, кА
Номинальный допустимый ток термической
устойчивости выключателя, кА:
для номинального времени I
десятисекундный
пятисекундный
односекундный
Тепловой импульс тока к. з. (или функпия
Вк), кА2-с
Номинальное время термической устойчи-
вости выключателя, к которому отнесен
'т н- С
'п.т — ' п-о
^п-т ^ 'отк
Не менее 4 с
Не менее 3 с
^/п,/^
11г>Ув7~1?.вУ<П

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 179
Продолжение табл. 2-34
Характеристика аппарата
и величина
Приведенное (фиктивное) время (в случае
расчета по методу эквивалентного вре-
мени), с
Максимальное время термической устойчи-
вости выключателя, с
Время горения дуги, с
Полное время отключения выключателя
(до погасания дуги), с
Время действия релейной защиты, с
Полное время длительности к. з., с
Ток динамической устойчивости (или пре-
дельный сквозной ток) выключателя, кА:
действующее значение
ударный (амплитуда)
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
*ш *ф
/ —9 Я/ ( /тН У
'макс — ^)°'т.н . )
\ •'дин.н/
<д
Г0т == *св ~г 'д
*защ
*к у 'от.к == *от ~г *защ ^ *макс
Адин > ^п-с ^ Льо
1днн ^ * »о У 2/п.0 > 1*у.уст
где /=—значение апериодической состав-
ляющей в момент расхождения контактов.
Характер процесса отключения цепи
переменного тока при к. з., определяющий
условия работы выключателя, зависит в ос-
08
Г?!
0,6
0,2
О 10 20 30 40 50 60 70 80мс
Рис. 2-72. Кривые для определения коэффи-
циента р.
новном от величины отключаемого тока и
скорости и величины восстанавливающего-
ся напряжения на контактах выключателя.
После размыкания контактов трехфазного
выключателя сначала гаснет дуга в той
фазе, в которой ток раньше достигнет ну-
ля; через четверть периода погаснут дуги
в двух других фазах. Напряжение, появ-
ляющееся на первогасящем полюсе выклю-
чателя после погасания дуги на нем, на-
зывают восстанавливающимся или возвра-
щающимся напряжением на контактах
выключателя {Ус. Напряжение, появляюще-
еся между фазами выключателя со стороны
источника энергии сразу после разрыва це-
пи и погасания дуг во всех трех фазах,
называют восстанавливающимся напряже-
нием между фазами ^/р.
Отключающая способность выключате-
ля определяется током отключения и вос-
станавливающимся (возвращающимся) на-
12*
пряжением между фазами, которое прини-
мают равным номинальному напряжению
сети. Переходный процесс восстановления
напряжения на контактах выключателя
принято характеризовать скоростью восста-
навливающегося напряжения ус. При на-
личии одной частоты Vс = ^сы/^, где
^см — максимум переходного (восстанав-
ливающегося) напряжения, кВ; I — время,
в течение которого достигается этот мак-
симум, мкс.
Быстродействующие выключатели раз-
мыкают свои контакты, когда апериодиче-
ская составляющая тока к. з. еще не успе-
ет затухнуть.
При определении /от.расч принимают,
что в момент к. з. э. д. с. на одной фазе
равна нулю. Чем больше постоянная вре-
мени апериодической составляющей Та
и чем меньше время размыкания контак-
тов /разм.коят, тем больше асимметрия от-
личаемого тока. Большую Та имеют гене-
раторы, трансформаторы, реакторы. В рас-
пределительных сетях асимметрия обычно
не превосходит 20%, а при к. з. на элект-
ростанциях достигает 40—80%.
Воздушный выключатель, отключаю-
щий при определенных условиях симмет-
ричный ток /^ , способен отключить при тех
же условиях эффективный асимметричный
ток У» (1,25-*-1,3)/^.
Р^оминальная мощность отключения
трехфазного выключателя «^.о—]/"^ ^н.о^н-
При напряжении установки #н.уст, отлича-
ющемся от иш выключателя,
от.расч
КзС
расч^н.уст'
Для выключателей номинальные зна-
чения отключаемых мощности и тока ука-

180
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
зывают при стандартных напряжениях
выключателя и стандартных циклах отклю-
чения. В некоторых случаях завод-изгото-
витель гарантирует отключающую способ-
ность выключателя только при условии, что
частота колебаний /с восстанавливающе-
гося напряжения не превосходит опреде-
ленного предела.
Расчетный отключаемый ток /от.расп,
который выключатель должен отключать
при наиболее неблагоприятных условиях,
принимают равным ожидаемому действую-
щему (эффективному) значению полного
тока к. з. (включая апериодическую состав-
ляющую) в момент расхождения дугогаси-
тельных контактов. Величина /от.ра.сч при
трехфазном к. з. не должна превышать но-
минальный отключаемый ток выключателя.
При однофазных к. з. наибольший отклю-
чаемый ток выключателя можно принять
1,15/н.о вследствие меньшей величины вос-
станавливающегося напряжения на контак-
тах, чем при трехфазном к. з. При выборе
/от.расч рассматривают случаи к. з. с од-
ной и с другой стороны выключателя и при-
нимают наиболее тяжелый случай, при ко-
тором через выключатель проходит наи-
больший ток, причем выключатель отклю-
чает поврежденный участок последним; как
исключение допускается выбор по току к. з.
за реактором на реактированных линиях.
Собственное время отключения выклю-
чателя с приводом 1С.в — промежуток вре-
мени от момента подачи команды на от-
ключение до момента начала расхождения
дугогасительных контактов (для трех- и
двухполюсных выключателей — момент
расхождения последнего размыкающего
полюса); *0т — время отключения (до по-
гасания дуги во всех полюсах выключа-
теля) .
Под моментом подачи команды на от-
ключение понимают: для выключателей
с встроенными в выключатель или привод
реле — момент начала прохождения через
реле тока срабатывания; для выключате-
лей, отключаемых от постороннего источ-
ника тока, — момент приложения к отклю-
чающему электромагниту импульса номи-
нального напряжения (ГОСТ 687-70).
Величина (от при номинальном токе
отключения /от.н должна быть для выклю-
чателей:
Сверхбыстродействую-
щих . До 0,06 с
Быстродействующих 0,06—0,08 с
Ускоренного действия 0,08—0,12 с
Небыстродействующих 0,12—0,25 с
Допускается повышение указанных
верхних значений ?0т на 0,02 с при /0т~
^0,3/от.в; на 0,01 с при /от~0,6/от.н. При
отключаемых токах менее 30% номиналь-
ного /от сообщается предприятием-постав-
щиком по запросу.
Выключатели соответствуют требова-
ниям стандарта при работе на высоте до
1 000 м над уровнем моря и температуре
окружающего воздуха Оср не выше 40° С
(среднесуточная не выше 35 °С) и не ниже:
для выключателей наружной установ-
ки нормального исполнения минус 40 °С
(эпизодически — минус 45 °С), холодоустой-
чивого исполнения — минус 60 °С;
для выключателей внутренней установ-
ки нормального исполнения минус 25 °С,
холодоустойчивых — минус 40 °С.
Если Оср ниже 40 °С, допускается уве-
личение токовой нагрузки сверх номиналь-
ного тока с учетом ГОСТ 8024-69 по согла-
сованию с предприятием-поставщиком
(табл. 2-33).
Выключатель с предназначенным для
него приводом при 0Н и нормированных
токах включения и отключения должен вы-
держивать следующие номинальные циклы
операций:
а) выключатели, допускающие АПВ,
цикл 1: 0—16г—ВО--Т—0—(5т—ВО;
цикл 2: О—/бт—ВО—180—ВО;
б) выключатели, не допускающие ЛПВ,
цикл 3: О—180—ВО—180—ВО,
где О — операция отключения; ВО — опе-
рация включения и немедленно (без пред-
намеренной выдержки времени) следующая
за нею операция отключения; /бт — гаран-
тируемая для выключателя минимальная
бестоковая пауза при АПВ; Т — промежу-
ток времени (15 мин) между двумя цикла-
ми О—/бт—ВО\ 180 — промежуток време-
ни, с.
Выключатели, предназначенные для
АПВ, должны выдерживать также цикл:
О _ ?б т _ ВО — 20 — ВО.
Минимальная бестоковая пауза, с, при
АПВ должна быть:
Для выключателей с АПВ . 0,4—1,2
Для выключателей с БАПВ 0,25—0,4
Нормированные токи отключения нена-
груженных линий (действующее значение)
в трехфазной схеме при напряжении сети
не выше наибольшего рабочего напряже-
ния выключателя {7н.р указаны в табл. 2-35.
Таблица 2-35
Нормированные токи
отключения ненагруженных линий
выключателями 110—150 кВ
Напряжение выключателя.
кВ
"в
по
150
"н.р
126
172
Отключаемый ток
линии. А
35
65
Выключатель должен отключить пеиа-
груженные фазы трехфазной линии при на-
личии к. з. на землю в одной или в двух
фазах.

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 181
б) ВЫКЛЮЧАТЕЛИ НАГРУЗКИ
Выключатели нагрузок ВН (без предо-
хранителей) предназначены только для от-
ключения и включения токов нагрузки и не
рассчитаны на отключение токов к. з. Вы-
ключатель нагрузки ВНП снабжен кварце-
выми предохранителями, предназначенны-
ми для отключения токов к. з. Выключате-
ли нагрузки ВН выбирают по номинальным
напряжению и току и по токам отключе-
ния и включения при рабочем режиме, про-
веряют на устойчивость при сквозных то-
ках к. з. Выключатели нагрузки ВНП
(с предохранителями) проверяют также на
предельный ток отключения предохраните-
лей. Технические данные см. § 2-47.
в) ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ПЛАВКИЕ
ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Плавкие предохранители служат для
защиты электрических цепей от сверхтоков.
Выбирают их по конструктивному выпол-
Таблица 2-36
Выбор и проверка высоковольтных предохранителей
Характеристика и величина
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный длительный ток при номи-
нальной температуре окружающей среды
ОсР.н = 35°С, А:
предохранителя
плавкой вставки
Максимально допустимый длительный ток
при фактической температуре окружаю-
щей среды #ср = 35°С, А
При длительно допустимой температуре
предохранителя #Н = 70°С и ФСр.н =
= 35 °С, А
То же при дер ниже 35° С, А
ЦИ — С/н.уст
'н ^> 'р.ф ^ 'р.н
> /р.ф > л
р.н
/р.Д — /н I/ а « — А* Кср > /р ф
У "н — ^ср.н
/р.д = 0,17/н|/"70-лср
/р.д ^ 1,3 /н
Выбор предохранителей по отключающей способности
р.н
Наименьший гок отключения предохрани-
теля (в течение 100 мин), А
Номинальный (предельный) ток отключе-
ния предохранителя (действующее зна-
чение), кА:
симметричный
с учетом апериодической составляющей
для быстродействующих предохраните-
лей типа ПК
Наибольший возможный пик сквозного то-
ка при отключении предельного тока
(с учетом токоограничивающей способ-
ности предохранителя), кА
Трехфазная отключаемая (разрывная)
мощность предохранителя, МВ-А:
симметричная
с учетом апериодической составляю-
щей
Время плавления вставки (см. рис. 2-73), с
Время горения (гашения) дуги (см.
рис. 2-74), с
Полное время отключения предохраните»
ля, с
Лэт.мин ^ 'р.ф ^ 'о
я шя
'от.н ^ расч
'от. у -^ 1>0-<&/ ^> 'у.расч
'от.н ^ 'расч
^скв-пр ^ ^'у.расч
^ -^ ^от.расч —УЗ ^н.уст ^рас
->от.у
->у.расч
— г 3 1/н.уст /у.
уст 'у.расч
8 *пп"

182
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Характеристика и величина
Выбор предохранителей по
д е и с
Если на стороне ВН трансформатора вре-
мя релейной защиты /Защ, а на линиях
НН предохранители, необходимо, чтобы
время отключения наибольшего предо-
хранителя, с
При сочетании предохранителей типа ПК,
установленных на стороне ВН трансфор-
матора, с предохранителями других ти-
пов сечение плавкой вставки на стороне
нагрузки, мм2 '
То же предохранителей ПК на стороне пи-
тания, мм2
Коэффициент трансформации трансформа-
тора
Коэффициент, зависящий от материала
плавкой вставки для:
меди
серебра
цинка
свинца
Номинальный ток плавкой вставки на сто-
роне ВН трансформатора, А:
при мощности до 135 кВ-А
при мощности 180—320 кВ-А (/н.тр—
номинальный ток трансформатора)
При последовательно Еключенных в цепь
однотипных предохранителях с плавки-
пи вставками из одинакового материала
/н.вст соседних предохранителей должен
по возможности отличаться
Выбор предохранителей для защиты транс-
форматоров от токоз к. з.
нению, номинальным напряжению и току,
предельным отключаемому току и мощно-
сти, роду установки (наружная, внутрен-
няя) и в некоторых случаях с учетом изби-
рательной защиты линий (см. табл. 2-36).
В случае токоограничивающих предо-
хранителей необходимо проверить соответ-
ствие наибольшего мгновенного скзозного
тока к. з. предохранителя номинальным ха-
рактеристикам аппаратов в защищаемой
цепи.
Технические характеристики предохра-
нителей, выпускаемых отечественными за-
водами, даны в § 2-47.
Номинальное напряжение предохрани-
теля (особенно кзарцевого) должно соот-
ветствовать номинальному напряжению
установки (сети). Например, нельзя приме-
Продолжение табл. 2-36
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
у с л о в и ю избирательности
в и я
^от </3ащ + 0.3с(0,5с)
а =1,35
а = 1,03
а = 0,4
а = 0,15
'Н-ЕСТ = 2 (3) /к.Тр
/н>вст = * »5 (^) /н.тр
На две ступени шкалы номинальных токов
См. табл. 2-37
нять предохранители 10 кВ для защиты
сети 6 ьВ, а предохранители 6 кВ в сетях
10 кВ. Предохранители 10 кВ в сети 6 кВ
могут вызвать перенапряжения вследствие
большой длины плавкой вставки, а предо-
хранители 6 кВ в сети 10 кВ — отказ в га-
шении дуги и разрушение предохранителей.
Допускаемые исключения в применении
предохранителей несоответствующих пара-
метров указываются заводами-изготовите-
лями (см § 2-47).
Номинальный длительный ток /н пре-
дохранителя (патрона) — ток. на который
рассчитаны его токоведущие и контактные
части, — равен номинальному току наи-
большей его плавкой вставки /н.вст. Высо-
ковольтные предохранители должны пропу-
скать номинальный ток в течение неогра-

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 183
2 3 5 15101520 $0 50 75100 200 400
5 10 20 50 100 200 500 1000 2000 500010000 50000
То к, А (дейст)
Рис. 2-73. Кривые зависимости времени плавления предохранителей ПК от тока
(на кривых обозначены номинальные токи плавких вставок),
<&0,07
Ц002
0,001
9 0,10,2 0$ 1 2 5" 10 20 501002005001009 500010000
Кратность тока, короткого замыкания
Рис, 2-74. Время горения дуги предохранителя ПК

184
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ничейного времени при максимальном пре-
вышении температуры у зажимов патрона
на 65 °С; при токе, равном 1,3/н.вст, время
плавления должно быть более 1 ч, а при
токе'2/н.вст — менее 1 ч. Время отключе-
ния цепи предохранителем при к. з. состав-
ляет около 0,01 с, поэтому ток к. з. не до-
стигает своего максимального значения.
Отключающая способность предохрани-
теля характеризуется предельным током
отключения (или наибольшим ном-инальным
отключаемым током) /от н предохраните-
ля при рассматриваемом напряжении, ко-
торым называется ток, который предохра-
нитель способен отключить без деформа-
ций, препятствующих его исправной работе
после смены плавкой вставки. Величина
/от н должна быть не менее ожидаемого
или расчетного тока ^РаСЧ> равного дейст-
вующему значению периодической состав-
ляющей тока к. з. за первый период без
учета токоограничивающей способности
предохранителя.
Предохранители считают быстродейст-
вующими, если ток плавления вставки, со-
ответствующий времени 0,01 с, превышает
в 6—8 раз ток плавления, соответствующий
600 с. Быстродействующие предохранители
с кварцевым песком (типа ПК) значитель-
но ограничивают ток к. з. и благодаря ак-
тивному сопротивлению дуги приближают
соз фк к единице. Поэтому при выборе их
можно не учитывать апериодическую со-
ставляющую тока к. з., принимая /от.н >
>/расч . Ограничение тока к. з. наступает
при достижении определенной величины
ударного тока, зависящей от номинального
тока плавкой вставки и фазы включения;
при меньшей величине тока к. з., а также
при фазе включения -ф —90° (т. е. при от-
сутствии апериодической составляющей)
ограничение не проявляется. Токоограничи-
вающая способность предохранителя харак-
теризуется наибольшим мгновенным сквоз-
ным током к. з. (г'скв), реально возмож-
ным в цепи при отключении предельного
тока.
Быстрое снижение тока в цепи после
плавления вставки токоограничивающих
предохранителей вызывает перенапряжение
в цепи; величина его зависит от величины
индуктивности цепи и устройства предо-
хранителя, в частности от длины плавкой
вставки. Конструкция кварцевых предохра-
нителей типа ПК позволяет снизить крат-
ность перенапряжений до допустимых пре-
делов (2—2,56^ф) расчетной кратности
внутренних перенапряжений, обеспечивая
достаточную динамическую устойчивость
аппаратов и шин, включенных последова-
тельно с предохранителями, при к. з.
Номинальный ток плавкой вставки
/н.вст следует выбирать так, чтобы она не
расплавилась при максимальном рабочем
токе форсированного режима и переход-
ных процессах. Например, при пуске дви-
гателя /Пуск —5-^6/н.дв, при включении си-
лового трансформатора намагничивающий
ток достигает 8—10/н.Тр; при включении
трансформатора напряжения— 150/н.
При последовательном включении нес-
кольких предохранителей или предохрани-
телей и выключателей с релейной защитой
необходимо обеспечить избирательность
(селективность) их действия при к. з.
На рис. 2-73 даны средние защитные
(время-токовые или ампер-секундные) ха-
рактеристики предохранителей ПК при тем-
пературе окружающей среды 20 °С, или
кривые зависимости времени плавления
вставки предохранителя 1пЛ от протекаю-
щего через нее тока. На рис. 2-74 показана
зависимость времени горения (гашения)
дуги ^д от кратности тока к. з. по отноше-
нию к номинальному току вставки.
Для повышения избирательности пре-
дохранителей целесообразно использовать
схемы управления предохранителями с де-
шунтированием их выключателями нагруз-
ки, автоматическими отделителями, корот-
козамыкателями и. пр.
Предохранители, устанавливаемые на
стороне ВН трансформаторов, служат для
защиты их от токов к. з. и выбираются по
табл. 2-37.
Таблица 2-37
Данные выбора
высоковольтных предохранителей
для силовых трансформаторов
Номи-
нальный
ток
транс-
форма-
тора, А
0,5
1
1,9
3
5
8
10
14,5
20
30
54
70
100
145
210
300
Номи-
нальный
ток
плавкой
вставки
предо-
храните-
ля, А
2
3
5
7,5
10
15
20
30
40
50
75
100
150
200
300
400
Номинальная трехфаз-
ная мощность, кВ-А,
защищаемого трансфор-
матора при напряжении,
кВ
6
10
20
50
100
180
320
560
750
1000
1800
10
10
20
30
50
100
180
320
560
750
1 000
1 800
35
50
100
180
320
560
1000
1 800
3 200
г) РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ,
КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
Разъединители и отделители выбирают
по конструктивному выполнению, роду
установки (внутренняя, наружная) и номи-
нальным характеристикам: напряжение,

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 185
Таблица 2-38
Выбор и проверка разъединителей, отделителей, короткозамыкателей и заземлителей
Характеристика и величина
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный длительный ток при номи-
нальной температуре окружающей сре-
ды йСр.н = 35°С, А
Максимальный допустимый длительный
ток при фактической температуре окру-
жающей среды Оср=^=35°С, А
При длительно допустимой температуре
аппарата Он = 70°С /Р.д, А, будет при:
ОсР = 35°С
т>Ср = 45°С
0Ср<35°С
Ток динамической устойчивости (или до-
пустимый предельный сквозной ток
к. з.), кА:
амплитуда (ударный ток к. з.)
действующее значение полного тока
к. 3.
Номинальное время термической устойчи-
вости, с
Максимальное время термической устойчи-
вости, с
Полное время отключения отделителя или
заземлителя, с
Номинальный ток термической устойчиво-
сти, кА:
для времени /т.н
десятисекундный
пятисекундный
Вероятный максимальный вылет дуги, см:
при отключении разъединителем ин-
дуктивного или активного тока до
100 А
то же при отключении тока свыше
100 А
Восстанавливающееся напряжение на раз-
рыве разъединителя, кВ
Отключаемый ток, А
Расстояние между полюсами разъедините-
ля, см
Обозначение и формула
(см. табл. 2-32)
Уп == "н-уст
'н -^ 'р.ф ^ /р.н
1 Г К — ^р
/р-д_/н V Он-35 =/н^Р
'Р.д = 0,17/„/70-дср
/р.д = 0,85/„
/Р.д<1,2/Н
гдин > *у.уст
'дин > 'у.уст
/ -9 3/ ( /т'н V -> *
V *¦ дин-н
(выключателя присоединения)
1оъ
/т.н
^ют
/вт
йм = 0,51/с/от-</
он = 50 иа < /
Ус
'от
1 > Дм
Дополнительно только для
Номинальный ток включения, кА
Номинальная отключаемая мощность к.
МВ-А
Минимальное значение тока к. з. в цепи
короткозамыкателя, А
короткозамыкателей
^вкл > *у.уст
•^от-н > ^от.расч

№6
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Характеристика и величина
Время замыкания контактов, с
Полное время включения, с
Номинальный ток термической устойчиво-
сти короткозамыкателей, кА:
двухсекундный
трехсекундный
Предельный ток термической устойчивости
короткозамыкателя в течение ^с, кА:
четырехсекундный
трехсекундный
II
р о д о л ж е н и е табл.
2-38
Обозначение и формула
{см. табл. 2-32)
—
*акл
1*1
^Зт
'пред4
'предЗ
длительный ток, устойчивость при токах
к. з.; короткозамыкатели характеризуются,
кроме того, номинальными токами включе-
ния (см. табл. 2-38).
Во избежание произвольного отключе-
ния разъединителя при протекании тока
к. з. привод его должен иметь запирающее
устройство.
В закрытых РУ стандартными трехпо-
люсными разъединителями при вертикаль-
ной или наклонной их установке разреша-
ется отключать и включать следующие ве-
личины намагничивающих токов силовых
трансформаторов, А:
*/„. «в
с/и. кв
Без
изоляци-
онных
перегоро-
док
4,5
2,5
3,0
2,5
С изоля-
ционны-
ми пере-
город-
ками
5,5
4,5
4,5
4,2
6
10
20
35
Однополюсными стандартными разъе-
динителями с оперативной штангой разре-
шается включать и отключать намагничи-
вающие токи силовых трансформаторов до
2,5 А при напряжении 10 кВ и 4,5 А при
6 кВ. Разрешается отключать и включать
разъединителями также нейтрали транс-
форматоров и дугогасящих катушек при
отсутствии в сети замыкания на землю, за-
рядный ток шин и оборудования (кроме
конденсаторных батарей). Обходные разъе-
динители разрешается отключать и вклю-
чать, если шунтируемый ими выключатель
включен.
В открытых РУ горизонтально установ-
ленными стандартными отделителями и
разъединителями разрешается отключать и
включать следующие величины намагничи-
вающих токов силовых трансформаторов
и зарядных токов воздушных и кабельных
линий;
Расстоя-
ние между
полюсами,
м
1,0
2,0
2,5
3,5
3,0
6,0
Намагни-
чивающий
ток, А
2,3
П,0
8,0
14,5
2,3
17,0
Зарядный
ток, А
1,0
3,5
3,0
5,0
__
20—35
110
150
Намагничивающий ток (ток х. х.) си-
ловых трансформаторов гх.х при повыше-
нии напряжения на 5% номинального воз-
растает примерно в 1,5 раза, а при сниже-
нии на 10% уменьшается на 45%. Макси-
мальный ток, А. который допускается
включать и выключать отделителями и
разъединителями, должен быть не выше
*х.х = ^^~ , (2-208)
100 У 3 ЦИ
где /х.х% —ток холостого хода, % номи-
нального тока трансформатора; он — по-
минальная мощность трансформатора,
кВ-А; 11ц — номинальное напряжение выс-
шей обмотки, кВ.
В закрытых РУ трехполюсными разъ-
единителями 6—35 кВ со стандартным рас-
стоянием между полюсами допускается от-
ключать зарядные токи воздушных и ка-
бельных линий и токи, А, замыкания на
землю ке выше следующих величин:
С/„. кв
Ток за-
мыкания
к а зем-
лю
3,6 .
10—20
35
7,5
3
1,5
Зарядный
ток нэ
фазу
2,5
1
0,5
Отключение приведенных величин за-
рядных токов допускается и при замыка-
нии на землю, если ток замыкания не пре-
вышает указанных величин.

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 187
Ручные и автоматические приводы от-
делителей и разъединителей должны обе-
спечивать быстрое включение и отключение
намагничивающих зарядных и нагрузочных
токов.
д) ТОКООГРАНИЧИВАЮЩИЕ РЕАКТОРЫ
Выбор основных параметров (номи-
нальный длительный ток и относительное
сопротивление) реакторов и технико-эконо-
мическое обоснование применения их про-
изводятся при составлении оптимального
варианта схемы электроснабжения. Целесо-
образная степень ограничения токов к. з.
в распределительной сети зависит от назна-
чения сети, мощности электроприемников,
располагаемого оборудования и кабелей,
стоимости их и устойчивости к токам к. з.,
стоимости электроэнергии и пр.
Сухие бетонные реакторы нормально
изготовляются серий: РБ (одинарные) и
РБС (сдвоеккые) В зависимости от места
установки в схемах РУ реакторы разделя-
ются на линейные и групповые.
Линейные реакторы отходящих линий
ограничивают мощность к. з. на отходящей
линии и на питающейся от нее подстанции;
их рекомендуется устанавливать после вы-
ключателя линии, причем отключающая
способность выключателя выбирается по
мощности к. з., ограниченной реактором.
Возможность установки реакторов на ли-
ниях (в цепях) генераторов и трансформа-
торов следует проверять по условию сохра-
нения допустимых уровней напряжения
у потребителей электроэнергии в различ-
ных режимах работы. Эффективность при-
менения сдвоенных реакторов в линиях
трансформаторов следует сравнивать с эф-
фективностью применения трансформато-
ров с расщепленными обмотками.
Групповые реакторы применяют во
всех случаях, когда присоединения можно
объединить, причем наличие группового
реактора не вызывает недопустимого сни-
жения напряжения у потребителей в нор-
мальном режиме.
Во избежание больших колебаний на-
пряжения у потребителей потеря напряже-
ния в линейном реакторе в нормальном
режиме должна быть не более 4—5% но-
минального напряжения. Поэтому номи-
нальную процентную реактивность #р ли-
нейных реакторов принимают не более 6—
8%, межсекционных — до 3—10% и в виде
исключения 12%. Применение линейных ре-
акторов с хр, меньшим 3% или большим
б—3%, экономически нецелесообразно.
Применять сдвоенные реакторы вместо
одинарных в большинстве случаев целесо-
образно (уменьшаются потери электроэнер-
гии, габариты РУ, капитальные затраты).
Схемы сдвоенных реакторов в разных ре-
жимах даны на рис. 2-75. Благодаря маг-
нитной связи ток, проходящий по одной
ветви реактора, наводит э. д. с. взаимоин-
дукции в другой ветви. В нормальном ре-
жиме (рис. '2-75, в), когда рабочие токи
проходят от средней точки А к крайним,
э. д. с. взаимоиндукции в ветвях будут на-
правлены против э. д. с. самоиндукции. При
этом потеря напряжения будет значитель-
но ниже, чем в одинарном реакторе такого
же сопротивления.
В схеме рис. 2-75, г токи в обеих вет-
вях реактора направлены в одну сторону
(согласно). Общее (сквозное) сопротивле-
ние обеих ветвей протекающему сквозному
току л'=л;скв=2^в (1+/(оп); при коэффи-
циенте связи /<св=0,5, х = 3хв суммарное
9\А
1Шх
А-хв«се
хе(НКсз) х9(1+Кв8)
3)
Рис. 2-75. Схемы сдвоенных реакторов.
Рис. 2-76. Схемы к определению напряже-
ния на выводах сдвоенного реактора.
Рис
8 •/.
2-77 Кривые потерь напряжения
в реакторах.

188
Электроснабжения и подстанции
[Разд. 2
Выбор и проверка токоограничивающих реакторов
Таблица 2-39
Характеристика аппарата и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
I. Расчетные величины установки (сети)
^н.уст (^н.с)
/п
Номинальное линейное напряжение уста
новки (сети), кВ
Наибольший рабочий ток максимального
режима, А
То же форсированного режима, А
Температура окружающей среды (охлаж-
дающего воздуха), °С:
наибольшая
среднесуточная
'р.н
/Р.ф
-'ср.м — "В ^ ~т~ ^ С
^СР
II. Необходимые характеристики реакторов при заказе
РБУ-10-1600-0,14
РБСДУ-10-2 X 1600-0,20
'н ^ 'р.ф <^ 'р.н
Тип реактора
Пример. Реактор бетонный, одинарный,
ступенчатая установка фаз; (/=10 кВ;
/н=1600 А; х = 0,14 Ом
То же, сдвоенный, /Н=2Х1 600 А; #о,5=
= 0,20 Ом; с воздушным дутьем
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный длительный ток при номи-
нальной температуре окружающей сре-
ды #=35° С, А
В одинарном секционированном реакторе средний вывод выполняется на номи-
нальный ток /н> крайние — на 0,5 /н. В сдвоенном реакторе крайние выводы выполня-
ются на /н, средний — на 2 /н. Для сдвоенного реактора /н относится к одной ветви.
Способ установки (вертикальная, горизон-
тальная, ступенчатая)
Угол между выводами, град
В нормальном исполнении угол сдвига между выводами начала и конца обмотки
одной фазы 180°; возможно выполнение с углами 0 и 90°.
Специальные требования
III. Характеристики одинарных реакторов
1
Номинальный коэффициент самоиндукции
(индуктивность), мг
Номинальное индуктивное сопротивление
(реактивность), Ом
То же при частоте / = 50 Гц, Ом
То же (номинальная процентная реактив-
ность), % ^н.с
То же при частоте 50 Гц, %
^р = 2я^. 10—з = соЬ • 10-
г 0/1 — /НЛр
хр /о — —
*Р % =
Хр = 0,3141
1нхр V3
Ю У„.с
0,314 ьУз!и
10-1

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 189
Продолжение табл. 2-39
Характеристика аппарата и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Потери напряжения в реакторе в нормаль-
ном режиме, % ^н (см. рис. 2-77)
Коэффициент загрузки реактора
Угол сдвига фаз между током и фазным
напряжением за реактором
Остаточное напряжение на сборных шинах
подстанции при к. з. за реактором на
отходящей линии, %
Ток трехфазного к. з. за реактором, соот-
ветствующий действительному времени
отключения к. з. и минимальному коли-
честву включенных генераторов, А
При отсутствии затухания тока к. з. экви-
валентное сопротивление сети до реак-
тора, отнесенное к номинальной проход-
ной мощности реактора
Необходимая реактивность реактора при
заданной наименьшей величине остаточ-
ного напряжения, %
Пример. Даны {/Ост=0,6(Ун.уст; /к* =
= 8 кА; /н.реак = 400 А
Необходимая реактивность, %
Номинальная проходная мощность (про-"-
пускная способность в рабочем режиме)
трехфазного комплекта реактора, кВ-А
Реактивная мощность одной фазы реакто-
ра, квар
То же при частоте 50 Гц
Необходимая реактивность реактора по за-
данной наибольшей допустимой величи-
не тока к. з. за реактором при напряже-
нии сети //ы.с, %
То же при неограниченной мощности пита-
ющей системы (без учета сопротивления
цепи к. з. до реактора) и при ^ы.Реак~
~ ь'н.с = ^ы.уст, %
Эффективное значение периодической со-
ставляющей тока к. з. до реактора, кА
Заданное значение тока к. з., ограниченное
реактором и соответствующее действи-
тельному времени отключения при мак-
симальном количестве включенных гене-
раторов, кА
А^%=~7±-л:р%51Пф
'р-н''и
^ост % = -7Г~ 10° = ХР % -"Г-
100 хр%
хэ% "Г *р°/
/к/ =
- ^> 0,6^Ун.уст
100 /„
*э% + *р%
хр% = ^/ост%
0,4
з = уЛзин1п ю-3
<3 = Рнх 10-3 = />1 10~5
(2 = 314/;;/, КГ6
хр% = 100/н
1 1 \ II.
1 \ ЦЛ.с
хр% = 100
'к*
(см. рис. 2-78)
/с
/к/

190
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-39
Характеристика аппара
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
При наличии данных расчета тока к. з. (/б; **б)
Необходимая реактивность реактора
Базисный ток системы, кА
Мощность, МВ-А
Напряжение, кВ
Относительное базисное сопротивление ре-
актора, отнесенное к /о и Об
Относительное сопротивление реактора, от-
несенное к номинальным значениям на-
пряжения и тока
Результирующее сопротивление всей цепи
к. з.
Суммарное сопротивление цепи до точки
к. з. без реактора
¦р% = х
/б =
**р-б =
' н
,Р.б /б
5б
5б
^б
= **рез — х.
100
/Н*Р V з
**р.н
Ув
**рез —
1*-
%2
Если задана номинальная мощность отключения выключателя 5н.о (или ток отклю-
чения /н.о) линии, то необходимую реактивность реактора определяют из условия
Зн.о^З"; /н.о^/к/ ~ I"
Пример. Даны 5б = 100 МВ-А; ^6 = 10,5 кВ; х 2=0,45; предусмотрена установка
выключателя ВНБ-10; /н.о=5,8 кА; /н.Реак=630 А
Решение:
100 5,5
?б = ~7^ = 5,5 кА; х*рез = г 0 = 0,95;
Уз- 10,5
**рб = 0,95 — 0,45 = 0,5; хр% =0,5-
соответствующий реактор РБ-10-630-0,56.
Номинальные потери мощности в одной
фазе реактора, кВт
Активное сопротивление реактора при
средней температуре обмотки 75° С, Ом
Динамическая устойчивость реактора или
способность выдерживать допустимое
(гарантированное) значение ударного то-
ка к. з.
Гарантированное заводом-изготозителем
значение ударного тока к. з. при соблю-
дении указанного заводом способа уста-
новки, кА
Расчетное значение ударного тока к. з., кА
Термическая устойчивость реактора, кА-с1/'2
Номинальный допустимый ток термической
устойчивости, отнесенный к времени /к,
кА
0,63
5,5
5,8
100 «5,8%; *р = 0,56 Ом;
Ра = Цг 10-
1У= 1,81^2/;
1т.нУХ>УК « 1ЖУ^

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 191
Продолжение табл. 2-39
Характеристика аппарата и величи
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Номинальное время термической устойчи-
вости, с
При /н<1000 А допускается /^3 с
Тепловой импульс полного тока к. з., А2«с
Расчетное значение установившегося тока
к. з., протекающего через реактор, кА
Приведенное (фиктивное) время длитель-
ности к. з., с
/т.п > 4 с (не более 15 с)
*« = '«<«.
*п = *ф
В случаях длительных больших токов (например, в пусковых реакторах ^ = 40—
60 с, а повторяемость десятки раз в сутки) термическая устойчивость реакторов зна-
чительно снижается.
IV. Характеристики сдвоенных реакторов
и
Коэффициент самоиндукции (индуктив-
ность) каждой ветки (половины) реакто-
ра при отсутствии тока в другой, мГ
То же эквивалентный с учетом влияния
взаимоиндукции обеих ветвей при одина-
ковых встречно направленных токах в
обеих ветвях, мГ
Коэффициент самоиндукции всего реактора
при одинаковых согласно направленных
токах в обеих ветвях, мГ
Коэффициент взаимоиндукции обеих вет-
вей (взаимная индуктивность), мГ
Коэффициент магнитной связи обеих вет-
вей
Номинальная процентная реактивность, %
Индуктивное сопротивление (номинальная
реактивность) соответственно коэффици-
ентам самоиндукции, Ом:
каждой ветви при отсутствии тока в
другой (рис. 2-75,6)
То же при одинаковых по величине
встречно направленных токах в ветвях
(в рабочем режиме, рис. 2-75, в)
То же при согласно направленных то-
ках
То же всего реактора (общее сквозное
сопротивление обеих ветвей) при оди-
наковых согласно направленных токах
в ветвях (рис. 2-75, г)
при соотношении токов Л//2, проходя-
щих в ветвях реактора, эквивалентные
индуктивные сопротивления ветвей,
Ом:
при встречно направленных гоках
при согласно направленных токах
Ч),5
"0,5н
М = ^0,5"-А).5н:
К — #св =
1_
2
М
0,5н
ь0,5
*р% =
Кз/
ю и„
*0,5 = хъ = © *Ч>.5 ' 10~"3
*0.5н ;
0,5* =
= о^
0,5н
Ю =*о,5(1 -*)
*0.5<1 + Ю
10"
= 2*0,50 +К)
1 -К

192
Электроснабжение и подстанции
[Разд, 2
Продолжение табл. 2-39
Характеристика аппарата и величина
Падение напряжения в одной ветви при
отсутствии тока в другой (рис. 2-75,6), В
Ток, протекающий через реактор, А
Падение напряжения в каждой ветви ре-
актора при одинаковых встречно на-
правленных токах в ветвях (рис. 2-75, в), В
Суммарное падение напряжения в обеих
ветвях реактора при одинаковых по
величине и направлению токах, (рис.
2-75,г), В
Потеря напряжения в ветвях реактора при
разных токах нагрузки Л, /г (рис. 2-76, а),
% */„:
в левой ветви
в правой ветви
Напряжения на выводах сдвоенного реак-
тора при к. з. на одном крайнем вводе
А2 (рис. 2-76,6), В
на стороне питания
на выводе Л2
на выводе А\
При С1я реактора = 6/н.уст
Ток к. з., протекающий через реактор, А
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
А ^в = /*о,5
/
А"в=*0.5н'
Д «/ = 2л:0>5 (1 + /С) / = ж/
А// 0/ V 0/ Л ЗШ ф! — /С/2 51П ф2
А У\% = хЕ%
/2 51П ф2 — Юл 51П фх
и = цк = Узхъгк
А^/ц = У7Лл(1 + Ю
'я
/к
При к. з. на выводе А2 ток к. з. /к, проходящий по одной ветви, наводит в другой
ветви э. д. с, равную 1кхвК и согласно направленную с напряжением #в/к.
Пример. хв=*0)5=8%; /( = /Ссв = 0,5; /н =
= 750 А; /к = 8кА
Реактивная мощность одной фазы сдвоен-
ного реактора при разных по величине,
встречно направленных токах в обеих
ветвях, квар
То же при /1 = /г = /н, квар
То же в одной ветви при отсутствии тока
в другой, квар
Проходная мощность трехфазного комплек-
та сдвоенного реактора, кВ*А
Номинальные потери мощности в обеих
ветвях одной фазы в нормальном режи-
ме, кВт
Динамическая устойчивость при протека-
нии тока к. з. по одной ветви реактора
или по двум ветвям в согласном направ-
лении, кА
То же при протекании тока к. з. по двум
ветвям в противоположных направлени-
ях (встречное включение), кА
41^!% = 8 (1 + 0,5)
0,75
128о/о
(3= [(/?+/1)^-2/1/^0,5]
10"
5 = 2 УзшИ. ю-3 = аяф
Рн = 2/2/ Ю-3
*у-д
> IV
^у.д.п ~ и > «50 I*
УД

§ 2-45] Формулы и указания по выбору
Характеристика аппарата и величина
В этом режиме допустимые значения удар-
ных токов в каждой ветви должны удов-
летворять следующим условиям
Термическая устойчивость сдвоенного ре-
актора, кА'С1/2
падение напряжения велико. Поэтому ис-
пользовать сдвоенный реактор по указан-
ной схеме в нормальном режиме не сле-
дует.
Рис. 2-78. Зависимость тока к. з. от номи-
нального длительного тока и номинального
относительного сопротивления реактора при
#с = 0. Числа у кривых обозначают номи-
нальные длительные токи реакторов.
В расчетах колебания напряжения на
сборных шинах, питающихся через сдвоен-
ные реакторы, следует учитывать суточные
колебания нагрузки и неодинаковое распре-
деление нагрузки между секциями. Поэто-
му номинальный ток одной ветви прини-
мают не менее 0,7 суммарного тока обеих
ветвей.
Недостатком сдвоенного реактора яв-
ляется повышение напряжения на непо-
врежденной ветви при к. з. на стороне дру-
гой ветви (см. рис. 2-76).
В ориентировочных расчетах для выбо-
ра линейных реакторов можно воспользо-
ваться кривыми рис. 2-77 и 2-78. Последо-
вательность выбора и проверки реактора
см. табл. 2-39.
е) ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА (ТТ)
Выбирают по номинальным значениям
напряжения, первичного и вторичного то-
ка (5 А или 1 А), роду установки (внут-
ренняя, наружная), конструкции, классу
точности и вторичной нагрузке и проверя-
13-А78
проверке аппаратов, изоляторов 193
Продолжение табл. 2-39
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
*у.д1 *у.д2 < *у.Д;
1у.д1 < '*у.Д; *у.д2 < 'у.Д
ют на термическую и динамическую устой-
чивость при к. з.
Формулы для выбора и проверки ТТ
приведены в табл. 2-40.
Класс точности выбирается по допу-
стимой погрешности: для расчетных счет-
чиков класс 0,5; для щитовых приборов и
для релейной защиты в пределах 10%-ной
погрешности при наибольшем токе к. з.,
разном отключающей способности выклю-
чателя.
В табл. 2-41 приведены установленные
ГОСТ 7746-68 наибольшие погрешности ТТ
при условиях: 1) частота тока 50 Гц;
2) вторичная нагрузка 25—100% номиналь-
ной при со5ф = 0,8 для классов 0,2; 0,5;
1 и 50—100% для классов 3 и 10; 3) наи-
меньшая расчетная вторичная нагрузка не
меньше следующих нормированных вели-
чин: для трансформаторов тока с номи-
нальной вторичной нагрузкой 52н, В-А, ме-
нее 15 В-А соответственно:
номинальная 2,5 5 10_
наименьшая 1,25 3,75 3,75
для ТТ с 52н более 60 В-А наименьшая 52
не более 15 В-А. Условия работы ТТ (вы-
сота над уровнем моря, температура окру-
жающего воздуха) в соответствии с ГОСТ
7746-68 те же, что и для выключателей
выше 1 000 В.
Завышение коэффициента трансформа-
ции Пн ТТ, питающих расчетные счетчики,
не допускается, так как искажаются пока-
зания счетчиков при малых нагрузках. Ко-
эффициент ян считается завышенным, если
при 25%-ной номинальной нагрузке линии
или силового трансформатора ток во вто-
ричной обмотке менее 0,5 А. Например,
трансформатор 320 кВ-А; 6,3 кВ; / =
= 29,4 А; п = 75/5 =15. При 25%-ной на-
грузке
1 100
7,35
/2=-7-=0,49<0,5А.
15
Примечание. Для токов дина-
мической и термической устойчивости
ТТ гарантируются следующие величи-
чкпы и соотношения (ГОСТ 7746-68):

194
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-40
Выбор и проверка трансформаторов тока (ТТ)
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее допустимое рабочее напряже-
ние, кВ
Номинальный первичный ток, А
Допустимый длительный первичный ток, А
Номинальный вторичный ток, А
и а > ^н.уст
с/н.р = 1,1 с/н > ^рн-уст =1,15 с/н.уст
'р.д ^ 'р.ф ^ ^Р-Н
*2Н
Выбор по классу точности
Класс точности
Номинальная вторичная мощность ТТ, В«А
Номинальная вторичная нагрузка (такое
значение вторичной нагрузки с коэффи-
циентом мощности 0,8, при котором га-
рантируется класс точности или предель-
ная кратность), Ом
Расчетная потребляемая мощность (или
нагрузка) во внешней вторичной цепи,
В-А
Расчетная нагрузка наиболее нагруженно-
го ТТ (последовательно включенные об-
мотки приборов 2приб или реле, провода
и контакты), Ом
Расчетное сопротивление контактов, Ом
То же проводов, Ом
Наименьшее допустимое сечение проводов
по условию погрешности, мм2
То же по условию механической прочно-
сти, мм2, для проводов:
медных
алюминиевых
(в скобках при включении счетчиков)
Удельная проводимость проводов, м/ОмХ
Хмм2:
медных
алюминиевых
Расчетная длина проводов, м (/ — действи-
тельная длина соединительного провода
от ТТ до приборов в один конец)
Коэффициент мощности нагрузки
По допустимой погрешности (табл. 2-41;
10%-ные кривые)
•$2к = {2п 22н > 52
22н > *2
5, = /,
2н *~1
Р =?5
приб
+
+ 4 ('„- + '„
пр
,г>
Н ~ Г2 — 2 ^приб + 'КОНТ + Г;
пр
гпр
гконт — 0»1
* — (''приб + 0,1) =
^2н ~ ^ ^приб ~" ^2н гконт
/
2н
Т'пр
5м.м = 1,5(2,5)
^м.а = 2,5(4)
7 = 57
7 = 35
/р(рис. 2-79)
Для варианта:
а) /р=2/; б) /р = 1,73/; в) /р = /
С03ф2

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов
195
Продолжение табл. 2-40
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Угол между векторами вторичных токов
и э. д. с.
(г21\ х2т — параметры вторичной обмот-
ки; г2, А'2 — параметры вторичной нагруз-
ки)
Вторичная э. д. с, В
(сопротивление вторичной обмотки при-
нято равным нулю)
Номинальный коэффициент трансформации
ТТ
(соь о)2 — число витков первичной и вто-
ричной обмотки)
Токовая погрешность ТТ (арифметическая
разность между действительным вторич-
ным током и приведенным ко вторичной
обмотке действительным первичным то-
ком), % (Л©1, 12(о2— намагничивающие
силы первичной и вторичной обмоток)
Намагничивающий ток ТТ, А
Угол потерь в стали сердечника ТТ (/а;
1т — активная и реактивная составляю-
щая /0)
Действительный первичный ток, приведен-
ный ко вторичной обмотке, или соответ-
ствующая величина вторичного тока
(при /0«0)
Действительный вторичный ток при токо-
вой погрешности:
положительной
отрицательной
Угловая погрешность ТТ (угол между век-
тором первичного тока и повернутым на
180° вектором вторичного тока) (б —
считается положительной, если вектор /2,
повернутый на 180°, опережает вектор
Л)
Полная погрешность ТТ, % (в условиях
установившегося режима действующее
значение разности между произведением
коэффициента трансформации на мгно-
венное действительное значение вторич-
ного тока *2 и мгновенным значением
первичного тока 1\\ Л — действующее
значение первичного тока; Т—длитель-
ность периода тока. Положительные зна-
ки первичного и вторичного токов прини-
маются в соответствии с маркировкой
выводов обмоток)
х2 х2 ~Т *2Т
ф0 = агс1§ — ^ а == агс!§ ¦
Г 2 Г2 + Г21
^2 ~ -*2г2
^2Н ^1
/1Ми /1
/20)2— ^О)!
• 100 =
/0 = !\ + /2
1а
па
/г
б[мин] = б ;рад]-3440
(пн 12 — 1г) <Ц
13*

196
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Характеристика и величина
Комплексная погрешность ТТ
Предельная кратность ТТ (наибольшее от-
ношение первичного тока к его номи-
нальному значению, при котором полная
погрешность при заданной вторичной на-
грузке не превышает 10%)
Номинальная предельная кратность ТТ
(гарантируемая при номинальной вторич-
ной нагрузке)
Расчетная кратность ТТ, при которой тре-
буется обеспечить допустимую погреш-
ность ТТ (для выбора релейных защит)
Наибольший расчетный первичный ток
установившегося режима, при котором
требуется точная работа ТТ, А
Коэффициент апериодичности, учитываю-
щий влияние апериодического тока в пе-
реходном процессе
Продолжение табл. 2-40
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Ог
= = «1К + 1 °1К
и- /н;1С
а ю — .
'н
А юн ^ ^расч
т _ К /грасч
ЯЗрасч — А а "
'1Н
'1расч
Ка
Для быстродействующих защит вблизи мощных генераторов /Са = 1-ь2; на удален-
ных подстанциях энергосистем и промпредприятий /Са = 1.
Допустимая вторичная нагрузка ТТ при
10%-ной погрешности (сопротивление
ВТОРИЧНОЙ ОбмОТКИ 2Обм~0), Ом
В случае отсутствия 10%-ных кривых
г2доп — гобм \ г2нагр ~ г2нагр
(определяется по 10%-ным кривым)
а'ю
22ДОП — г21
*расч
Проверка устойчивости при сквозных токах к.
Условие термической устойчивости
кА2-с
ТТ,
Номинальный односекундный ток термиче-
ской устойчивости ТТ, кА
Полный тепловой импульс тока к. з., кА2-с
Номинальное время термической устойчи-
вости, с
Полное время длительности к. з., с
Допустимая кратность термической устой-
чивости одиосекундного тока по отноше-
нию к номинальному току
В приближенных расчетах, когда Г' = 1Ж\
Вн = /00/отк; приведенное время /п
Ток динамической устойчивости ТТ (ам-
плитуда), кА
Допустимая кратность первичного тока
(внутренняя динамическая устойчивость)
Амплитуда полного расчетного тока к. з.
установки (ударный ток), кА
(Лн*,
^1Т = К( =
к( =
Т.Н == '1Т
вк
т.н — * ^
*отк^ *к
/т.н
т.н 'т.н
Увк
1Ы
Л,
1д — 'дин — У 2 / 1нАдин > 1у
А'д = Л^дин "
У21ь

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 197
Продолжение табл. 2-40
Характеристика и величина
Допустимое усилие на головках изоляторов
(выводах) ТТ (внешняя динамическая
устойчивость), кгс. (Определяется для
головок Л2 с меньшим допустимым уси-
лием, а при различных расстояниях до
ближайшего изолятора — для обеих го-
ловок)
Допустимый ударный ток к. з. по внешнее
динамической устойчивости, кА
Расстояние между фазами, см
Расстояние от ТТ до ближайшего опорного
изолятора, см
Максимально возможная кратность вторич-
ного тока при номинальной нагрузке 22н
То же при нагрузке г2фг2в
Наибольший возможный ток во вторичной
обмотке при г2у А
Полное электрическое сопротивление вто-
ричной обмотки ТТ, Ом
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
'у
/^д» 0,88-^ / Ю-2
а
•л / РцО>
*д ='дин = Ю,62 у -^—
а
1
'гмакс
п =
г2Т ~Т~ 22Н
п = п ——
22Т -|- 22
' гмакс == П1' 2Н
г2Т = р = у 4г + *2т
По каталожным данным
Таблица 2-41
Классы точности сердечников трансформаторов тока и область применения
Класс точно-
сти сердеч-
ника
|Ток первичной
обмотки, %
номиналь-
ного
Максимальное значение
погреш-
ности в
токе, %
(±)
угловой
погреш-
ности,
мин (±)
Область применения
0,2
0,5
1
3
10
120—100
20
10
120—100
20
10
120—100
20
10
120—50
120—50
0,20
0,35
0,50
0,50
0,75
1,0
1,0
1,5
2,0
3,0
10,0
10
15
20
30
45
60
60
90
120
Не норми-
руется
То же
Точное измерение энергии и мощно-
сти (точные контрольные, лабора-
торные приборы)
Точное измерение энергии и мощно-
сти, счетчики 1-го класса расчет-
ные
Измерение тока, энергии и мощно-
сти, реле, счетчики 2-го класса
контрольные
Амперметры, реле, фазометры
Катушки приводов
для ТТ до 110 кВ
ток /зт;
¦ трехсекупдныи
1А>\$Уъ /4т-
для ТТ до
ток /4т;
*Д>1,8]Л/,Т:
кВ — четырс-хсскупдпьш
Для ТТ наружной установки произво-
дится расчет ветроустойчивости; проверя-
ются механическая прочность изоляционно-
опорной конструкции и устойчивость аппа-
рата.

198
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
А В С
гс=5а
ьс=5а.
Ч
О
О
Рис. 2-79. Схемы присоединени приборов
к трансформаторам тока,
Трансформаторы тока наружной уста-
новки рассчитаны на механическую нагруз-
ку от ветра скоростью до 30 м/с и от тя-
жения проводов (в горизонтальном на-
правлении в плоскости выводов первичной
обмотки): до 50 кгс для ТТ до 35 кВ вклю-
чительно; до 100 кгс для ТТ на ПО кВ и
выше. По требованию заказчика ТТ могут
быть изготовлены с расчетом на нагрузку
от ветра скоростью до 40 м/с.
При выборе ТТ для релейных защит
исходными величинами являются вторич-
ная нагрузка и наибольший расчетный пер-
вичный ТОК /1расч = /1макс, При КОТОрОМ
требуется их точная работа; для одних за-
щит он равен току срабатывания, для дру-
гих— наибольшему току к. з., протекающе-
му через ТТ. Допускаемая погрешность ТТ
для большинства защит по току не более
10%, угловая 7°. Кривые 10%-ной кратно-
сти (или 10%-ной погрешности) рис. 2-80—
2-89 дают зависимость вторичной нагрузки
от кратности тока к. з. к номинальному
первичному току ТТ /1н при допустимой по-
грешности (10% и 7°). При погрешности
10% ТТ работает у точки перегиба харак-
теристики намагничивания (начала насы-
щения). Ток, соответствующий этой точ-
02 Ц5О01РФ 0,81,0 2 5
Вторичная нагрузки, 0м
5 6
0^ .0,3 0,40,50,6 0,81,0 2 3
Вторичная нагрузна,0м
5 6
Рис. 2-80. Кривые 10%-ной кратности
ТВ-110/18, встроенных в выключатель
МКП-110.
ке, называется током насыщения /нас, а
его кратность к номинальному току —
кратностью насыщения ганас или предель-
ной кратностью /Сю:
Л,
тн
(2-209)
15 20 30 405060 80100150 200 300 400 600
2530 Ц0 80 80100150200 300 500 700
Рис, 2-81, Кривые предельной кратности ТВС-110-80, встроенных в выключатель
У-110-3200-50,

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 199
5 7,5 1012^17,5 253037,5 50 75100125150
0,2 0,3 0,40,5 0,8 1 1,5 2
Вторичная нагрузка,Ом
ТПФД
-о- ТПФУД
Рис. 2-82. Кривые предельной кратности
ТВ-220-25, встроенных в выключатель
У-220-1000/2000-25.
Рис. 2-83. Кривые 10%-ной кратности
ТПФД и ТПФУД для сердечников Д.
1\ I I I М
0,3 0,40,5 0,7
3-чСш. МЯЯ
1 2 3 4 5 6
вторичная нагрузка
Рис. 2-84. Кривые 10%-ной кратности
ТПОЛ-10 для сердечников Р.
I . » » I N ПН I I 1 1 ИГЛ
7 0,20,30,40,60,81 2 3 45 7 9)
Внешняя вторичная нагрузка,0м
Рис. 2-85. Кривые 10%-ной кратности
ТКЛ-10, ТКЛУ-10, ТПЛ-10, ТПЛУ-10 для
сердечников Р.
0,30,4 0,50,60,8 1 1,5 2 3 4 5
Вторичная нагрузка, 0м
Рис. 2-86. Кривые 10%-ной кратности
ТФНД35-Д/0,5; ТФНУД35-Д/0,5 для сер-
дечников Д,
60
40\
30
20
15
Ю\
7
\з^40,50,7 0,9 ' ' ' 2,0 3,0 4,0 5$
Вторичная нагрузка,Ом
Рис. 2-87. Кривые 10%-ной кратности
ТФНД35-Д/Д/0,5; ТФНУД35-Д/Д/0,5 для
сердечников Д.
а:
а: ^
<%» о
?§
гг^л
ТТ
1_Ь
ПЧ~
Е^ЬС
гк
ТП1 ими
100б^г000АГт\
<¦ ЯПП " *?ля А -I—I—I
<и
р>»
т
I I
¦к
т
й
Д1хМ
ГГКРэ

200
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
+ 70
^60
%50
1.30
10
Цд № 0,50,60,70.60.310 2,0 2,0 ч,0 5,0 «^ 5 7,5 10
Вторичная нагрузка, Ом 0,2 0,3 0,4-
Г-ч
***-.
*ъ«
^
^
т>
гШх
\\ЮОО'2000А
Уи75/
1 » 1
1-1500А
ч
15 202550
0,6 0,8 1 1,2
50
2
75Ю0125150-1А
3 4 56 7-5А
Рис. 2-88. Кривые 10% -ной кратности
ТФНД/Ю-Д/1; ТФНДПО-Д/Д/0,5 на 50—
100 А и 300—600 А для сердечников Д.
Рис. 2-89. Кривые 10%-ной кратности
ТФНД-ПО-Д/Д/0,5 на 750—1 500 А
и 1 000—2 000 А для сердечников Д.
Допустимая вторичная нагрузка г2доп
определяется по кривым 10%-ной кратно-
сти для расчетной краткости траСч =
/1расч
= /Са , при которой требуется обеспе-
Л
чить допустимую погрешность ТТ; Кг —
коэффициент апериодичности, учитывающий
влияние апериодического тока в переход-
ных процессах. Выбор ТТ для релейных
защит см. гл. И.
Предельную кратность ориентировоч-
но можно определить из выражения
_ #ПР0^2
10 ~ А^7 1 '
*ю г2/2н
где вПр — предельное (максимальное) зна-
чение индукции в магнитопроводе ТТ, Тл;
С?— сечение магнитопровода, см2; и)2,
'2н — число витков и номинальный ток вто-
ричной обмотки, А: г2 = У (Г2т-гг2)2+
—> .
-(• ^2т+#г)2— полное сопротивление внеш-
ней вторичной нагрузки, Ом; г2т; х2т — со-
противления вторичной обмотки, Ом.
Величина г2т обычно дается при тем-
пературе 20°С; приведенная к температу-
ре 75 °С для медного провода г.^о) = 1,2г^0)
Если составляющие внешней нагрузки
неизвестны, то принимают соз ф = 0,8; г2 =
= 0,8 22; х2 = 0,6 22.
При наличии кривой намагничивания
Вмакс = }(Н) (зависимость максимального
значения индукции ВМЛКС, Тл, от действу-
ющего значения напряженности магнитного
поля //, А-в/см) полная погрешность, %,
ТТ будет:
е = -— «100,
где а^'г — удельная намагничивающая си-
ла А-в/см; ^ — средняя длина магнитного
пути. см.
П[л: определении Л'ю и б дли реа;
ного ТТ вместо кривой намагничивания ис-
пользуют вольт-амперную характеристику
его вторичной обмотки ^2Ср=/(/о) (зави-
симость среднего напряжения 02срУ В, от
действующего значения намагничивающего
тока /0, А):
Кы —
Ц1 Цф
где 1,11—коэффициент формы; 11пр — наи-
большее значение напряжения по вольт-ам-
перной характеристике, В;
где /0 — значение намагничивающего тока,
соответствующее СПр, А.
Пример. Трансформатор тока ТПОЛ-
20-400/5; /2н = 5 А; <3 = 21,3 см2; /,=44 см;
параметры обмотки Р: ш2 = 80; г\т *=0,17
Ом; х2т«0; г^5) =1,2-0,17 = 0,2 Ом.
22==0,80. соз ф = 0,8, находим г2 =
= 0,8-0,8 = 0,64 Ом; х2 = 0,8-0,6 = 0,48 Ом;
г2= / (0,2+0,64)2+(0,48+0)2 = 0,97 Ом;
Впр =1,8 Тл.
Ориентировочно
1,8.21,3-80
Кх°- 45-0,97.5 ^14'
Пользуясь вольт-амперной характеристи-
кой, для этой же обмотки Р получим
^пр = 60 В, соответствующий /0~1,9 А;
1,11-60
0,97*5
1,9
5-13,7
100=2,8%.
В технических данных указывается так-
же максимальная кратность вторичного то-
ка /г = /21макс/^2н, которая может быть во

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 201
вторичной обмотке при номинальной на-
грузке 22н; соответствующий максималь-
ный ВТОрИЧНЫЙ ТОК /2макс=я/2н. МаКСИ-
мальные кратности п вторичных нагрузок
при г2Фг2п определяют по табл. 2-40. По
величине /гмакс проверяют надежность ра-
боты токовых защит и измерительных при-
боров при больших токах к. з. При боль-
шом удалении присоединяемых приборов
применяют ТТ с /2н=1 А вместо 5 А. До-
пустимые вторичные нагрузки ТТ в одном
и том же классе точности при последова-
тельном включении вторичных обмоток уве-
личиваются вдвое, а при параллельном
включении уменьшаются вдвое. Встроенные
во втулки выключателей ТТ с номинальным
первичным током 50; 75 и 100 А могут
включаться только параллельно.
ж) ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Трансформаторы напряжения выбира-
ют по номинальному напряжению, роду ус-
тановки, конструкции, классу точности и
вторичной нагрузке (табл. 2-42); на дей-
ствие токов к. з. трансформаторы напряже-
ния не проверяют.
Потери напряжения от трансформато-
ров напряжения до расчетных счетчиков
должны быть не более 0,5%; до измери-
тельных приборов — не более 3% при нор-
мальной нагрузке; до панелей всех защит
и автоматики — не более 3% при работе
всех защит и приборов (при максималь-
ной нагрузке на трансформатор напряже-
ния).
з) ШИНЫ, ПРОВОДА, КАБЕЛИ
И ИЗОЛЯТОРЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
(см. табл. 2-44—2-50)
Сечения шин, проводов и кабелей элек-
троустановок выбирают по экономическое
плотности тока (за исключением сборных
шин РУ и шин временных установок) и
проверяют на допустимый длительный ток
нагрузки и на устойчивость при к. з.
(табл. 2-44).
Выбор проводников по экономической
плотности тока и технические характери-
стики наиболее употребительных шин и ка-
белей см. разд. 4.
В электроустановках переменного то-
ка до 35 кВ включительно следует приме-
нять алюминиевые шины прямоугольного
сечения как более экономичные по сравне-
нию с шинами круглого сплошного сечения.
При рабочих токах 1 000 А и выше
шины выполняются в форме пакетов из не-
скольких полос или профильного сечения.
Для улучшения охлаждения полосы в па-
кете располагают с промежутками. При пе-
ременном токе применяют две-три полосы
в пакете для уменьшения эффекта близо-
сти (влияния магнитного поля соседних
шин), который приводит к неравномерному
распределению тока в полосах пакета. Так,
при трех полосах в пакете ток в крайних
О 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0
б)
Рис. 2-90. Кривые для определения коэф-
фициентов.
а—6, / — для двухполосных шин; 2 — для трех-
полосных шин: ?> — коэффициента формы шин
прямоугольного сечения.
Рис. 2-91. Эскиз к расчету шин.

202
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Выбор трансформаторов напряжения
Таблица 2-42
Характеристика
Формула
Нормальное первичное напряжение, кВ
Класс точности — по условию
Действительная расчетная погрешность
Допустимая погрешность
Для выполнения условия (1) необходимо,
чтобы
Номинальная мощность трансформатора
напряжения в соответствующем классе
точности, В-А
Действительная (расчетная) вторичная на-
грузка (мощность, потребляемая измери-
тельными приборами и реле), В-А (см.
табл. 2-43)
^1н — "н.уст
#<#яоп (1)
N
Л'доп (по табл 2-76)
5Н > 5, (2)
5„ (по каталогу или по табл. 2-76)
5а= ]/(2Р2)2 + (2<?2)*
Активная нагрузка Р2 на фазу трансформатора
Таблица 2-43
Схема
Т Н нагрузка.
\3аЬ
\8ьс
ТН нагрузка.
ТН нагрузка.
;ха I ззг
а — Ь
ЗаЬ соз ц>аЬ
УзЗ соз (ф + 30°)
ЗаЬ соз <раЬ +
+Зсасо$(<рса + Ы9)
Ь — с
Зьс соз ц>Ьс
Уъ 3 соз (ф — 30°)
3Ьс соз уЬс +
+ Зса соз (<?са — 60е)
Схема
АоА <А^Ш
V*
ЗаЬ соз (фа& — 30°)
5С08ф
Уз
— [ЗаЬсо5(ч>аЬ — 30°)
+ 5свсо8(ф,в + 30#)1
1
—{ЗаЬсо5 {уаЬ + 30°)+
Уз
+ 3Ьс соз (фа, — 30°)|
5 соз ф
1
-7=:[5в*сов(фв* + 30в) +
+ 5^соз(ф^-30*)|
—:5^соз(ф^+30ф)
5созф
1
— 15*ссо8<ф*. + 3<Г) +
Уз
+ Зса соз (ф^ — 30е)]
Примечание. Определение т>еагстивно# нагрузки (}7 производится по тем же формулам
с заменой соз на 5!П указанного угла.

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 203
Выбор и проверка проводников
Таблица 2-44
Характеристика и величина
Поперечное сечение проводника, мм2
Размеры поперечного сечения шины (наибольший
размер &, толщина Ь), см
Расположение шин (варианты по рис. 2-92 и 2-91)
Расстояние между осями смежных фаз, см
Расстояние между опорными изоляторами вдоль
оси шин (пролет), см
Количество и толщина полос составной шины, см
Расстояние между осями полос составной ши-
ны, см
Способ прокладки проводников (открыто, в тран-
шее, канале и пр.)
Фактическая температура окружающей среды
(воздуха, земли), °С
То же нормированная допускаемая, °С
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный допустимый длительный ток, А
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
5цр
пХЬ
а
1
л, Ь
ах = 2Ь
Фср
Фср'.н
с/н^ ^н.уст
/н
Проверка проводников на нагрев током длительного режима
/р.ф^'р.н
Максимальный расчетный ток форсированного ре-
жима, А
Коэффициент зависимости нагрузки (разд. 4):
а) от расположения полос шин
при вертикальном расположении
при горизонтальном расположении полос
шириной до 60 мм
то же с шириной полос более 60 мм
б) от числа полос в фазе
в) от температуры окружающей среды
Для голых проводов и шин (нормированная до-
пустимая температура шин Ожн = 70°С, окру-
жающей среды Фср.н = 25°С)
г) от числа работающих кабелей, лежащих
рядом в земле в трубах и без труб
Допустимый наибольший расчетный ток длитель-
ного режима, А:
а) для шин номинальный ток одной полосы
б) для кабелей в земле номинальный ток од-
ного кабеля
в) для кабелей в блоках с медными жилами
г) то же с алюминиевыми жилами
Кс
Кг
Я, = 1
Л, =0,95
#1=0,92
К,
-¦ / Фж.н — ^ср
у ^ж.н — ""ср.
/Сср «0.151^70 — #(
К4
ср.н
ср
рф
/„-/вК.^Кер; /н> к^Кср
/р.д.м = аЬс<Иъ
/р.ф
К\К{
ср
'р.д-а — 0,77 /р.д.м

204
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-44
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Проверка проводников на термическую устойчивость при к. з.
Токи к. з. в расчетной точке, к А:
ударный ток трехфазного к. з.
эффективное значение периодической состав-
ляющей в начальный период при трехфазном
к. з.
то же при двухфазном к. з.
тс же при однофазном к. з.
установившийся ток трехфазного к. з.
Тип выключателя (быстродействующий, небыст-
родействующий) и релейной защиты, отключа-
ющих к. з.
Время срабатывания релейной защиты, с
Время размыкания контактов выключателя, с
Полное время отключения выключателя, с
Расчетное время длительности к. з., с
Приведенное (фиктивое) расчетное время дли-
тельности к. з., с
Величина
Максимальная допустимая температура провод-
ника при к. з. (рис. 2-71), °С
Начальная расчетная температура проводника до
к. з. (при токе форсированного режима /Р.ф),
°С
Нормированная максимальная допустимая темпе-
ратура проводника в длительном режиме, °С
Тепловая функция, соответствующая начальной
температуре проводника до к. з., А2-с/мм2
То же, соответствующая Омане А2-с/мм2
Тепловой импульс от периодической составляю-
щей тска к. з., кА2-с
То же от апериодической составляющей тока к. зм
к А2-с
Полный тепловой импульс тока к. з. в приближен-
ных расчетах при /" = /«,, кА2-с
Минимальное термически устойчивое сечение про-
водника, мм2:
по методу фиктивного времени (рис. 2-71)
или упрощенной формуле
Термический коэффициент при номинальных ус-
ловиях
;(3)
1у
/"(3). /(3)
' 'п.с
/"(2). г(2)
¦ 'п.с
/"(1). /(1)
' » 'п.с
/(3)
'защ
'разм-конт == *заш т~ *св
^от == ^св ~Г ^д
*от.к — 'от ~Г &защ
*п(<ф)
Р" = /'//„
»н = #ср+<<>.
доп ¦
мъ?
л омако
*отк
б
в*. = вк.& -\- вк.„
н V АЬМШ.-АЬЯ
/„.103 т/ *&
У А Омако — А гК,
^мако
5мин ~ р У $п
С (табл. 2-46)

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 205
Продолжение табл. 2-44
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Проверка проводников на динамическую устойчивость
при трехфазных к. з.
Наибольшая (статическая) сила, действующая на
среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяже-
лых условиях) трех параллельных проводни-
ков, расположенных в одной плоскости, от вза-
имодействия между фазами при трехфазном
к. з. без учета механического резонанса, кгс
То же, кгс/см
То же с учетом механического резонанса, кгс/см
Коэффициент механического резонанса (для мед-
ных и алюминиевых шин прямоугольного сече-
ния, рис. 2-93; 2-94)
Сила взаимодействия между полосами составной
шины одной фазы, кгс/см:
шина из двух полос
шина из трех полос [см. (2-210) и (2-211)]
Коэффициент формы, зависящий от формы сече-
ния проводников и их взаимного расположения
(рис. 2-90,6)
То же для двух- и трехполосных шин, если рас-
стояние между осями полос составной шины
равно двойной толщине полосы (а = 2Ь)
Допустимое напряжение в материале шин,
кгс/см2 (табл. 2-49)
Максимальное расчетное напряжение в шинах
(без учета механического резонанса), кгс/см2:
однополосных при одном или двух проле-
тах
однополосных при трех и более пролетах
многополосных (составных) при трех и бо-
лее пролетах
Максимальное расчетное напряжение в составных
шинах с учетом механического резонанса.
кгс/см2
Напряжение в полосе шины от взаимодействия
фаз без учета механического резонанса, кгс/см2
То же с учетом механического резонанса, кгс/см2
,<з>= 2,о4 У±-$>'± КГ2;
2 а
1,76 *<3) = П 1П-2
У п
Я Ю-2
<з^ /(3)2
/(3)=1,76^_
10
—2
/<3) = /(8)К
к
(З)2
/п
Л,=
= 0
= 0,25Л:ф-
,(3)
ь
Поо #ф1-2
}к)^>**
;(3)
= 6-^
Ч
ь
г
- ю-2
+ Кф1—3
ь
- ю-2
;(Ь)*
/сф
б (рис. 2-90. а)
адоп ^ ^расч
М
арасч — аф —
°"расч = °*ф =
/(3) I2
Г~ = 8 №
/<3> /2
ЮГ
^расч == ^ф "г" ^п
^расч ~ °ф.д ~г ^п
м
Оф = ¦
И7
°"ф.д = °ф К

206
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-44
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Напряжение в полосе составной шины от взаимо-
действия полос одной фазы, кгс/см2
Момент, изгибающий шину, кгс/см:
при одном или двух пролетах
при трех и более пролетах
Момент сопротивления шины относительно оси.
перпендикулярной к направлению силы /, см3
Максимально допустимый пролет между изолято-
рами, см:
при одном или двух пролетах
при трех и более пролетах
Максимально допустимое расстояние между про-
кладками полос составной шины (при большом
0~п ДЛЯ ВЫПОЛНеНИЯ УСЛОВИЯ Одоп^Орасч), см
Максимально допустимое напряжение в полосе
составной шины от взаимодействия полос од-
ной фазы, кгс/см
ои=-
/ /2
Р1
8
Р1
10
¦ У /(3)
Юодоп^
'макс ~ "^ ^
^п.доп == ^доп ®ф
Проверка шин на механический резонанс
3,56 -. / /ГУ 1012
Частота собственных колебаний шин любого се-
чения из любых материалов, Гц:
для алюминиевых шин
для медных шин
Момент инерции поперечного сечения шины отно-
сительно оси, перпендикулярной направлению
колебаний, см4
Для шин прямоугольного сечения 8~Ьк момент
инерции, см4
Сторона поперечного сечения, параллельная на-
правлению колебаний, см
То же перпендикулярная направлению колебаний,
см
Частота собственных колебаний прямоугольных
шин, Гц:
алюминиевых
медных
^0
^1/-
«V
17,32 ¦ 105 , /"_/_
'«•¦ /2 У
. __ 12,52 - 105 Л[~Т_
/СМ~ Р у 8
Ь*к
12
^ =
ь
к
/е.а=о,02 105 —
/е.м=3,62 10* Н
/2

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 207
Продолжение табл. 2-4
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Модуль упругости, кгс/см2:
для алюминия
для меди
Опасная зона частот собственных колебаний шин
при частоте тока сети 50 Гц, Гц
Плотность материала шины, г/см3;
алюминия
меди
Еа=0,65.10*
30—160
7а=2,74
¦ 7м=8,93
Рис. 2-92.
5,5
3,0
2,5
2,0
1,5
ЬО
и
Ьй
20 40 60 80 100 120 ПО
Значение \Ш для меди >
I И I I I I I I I Н ! I |
Значение 1/чГЕ для алюминия
Рис. 2-94г
40 60 80 100 120 ш
Рис. 2-93.
Рис. 2-92. Варианты расположения пакетов
шин.
Рис. 2-93. Номограмма для определения
отношения II' V Ь для шин прямоугольного
сечения.
/ — расстояние между точками крепления шин, см;
Ь — сторона поперечного сечения шины, парал-
лельная направлению колебаний, см.
Рис. 2-94. Номограмма для определения
коэффициента К в зависимости от частоты
собственных колебаний }с и отношения
иУь.

208
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Выбор и проверка опорных и проходных изоляторов
Таблица 2-45
Характеристика и величина
Обозначение и формула (см. табл. 2-32)
Наименование и тип изолятора
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный ток проходного изолятора, А
(см. табл. 2-44)
Допустимый номинальный ток термиче-
ской устойчивости проходного изолятора
для времени ^н, кА
То же десятисекундный, кА (см. табл. 2-44)
Тепловой импульс тока к. з., кА2-с
То же в приближенных расчетах при Г' =
—/п.с = /оо. кА2-с
Минимальное термически устойчивое сече-
ние токоведушей части (стержня) про-
ходного изолятора, мм2
Коэффициент, зависящий от допустимых
начальной и конечной температуры и ма-
териала проводника
Номинальное время термической устойчиво-
сти проходного изолятора, с
Максимальное расчетное усилие или на-
грузка на головку опорного изолятора
при трехфазном ударном токе к. з. г^Я)
с учетом собственных колебаний шин,
кгс (табл. 2-44)
Разрушающее усилие на изгиб, кгс
Коэффициент запаса прочности
Для опорных изоляторов с шинами, распо-
ложенными на ребро, в случае одинако-
вых пролетов по обе стороны изолятора,
кгс
В случае разных пролетов (/,, 12)
|..»-/Ь
5ТС
Лот ^
1/Л^к_ _ 5ТС
V 10
1Ло
5к < 'т.н 'т.н
Вк = 'п.с 'отк = 7~ *п
5Т = 103
Vвк
С (табл 2-46)
1-в (по каталогу)
7(3)
^асч=^д<^оИ-0,б^разр
^разр (по каталогу, см. табл. 2-47)
0,6
^расч = ^д = 1.76/С//СЛ— ^ КГ"2
1 =
к+к
Для проходных изоляторов, кгс
Коэффициент, учитывающий расположение
шин на изоляторе:
при расположении шин на ребро
при расположении шин плашмя
Высота опорного изолятора, см
Расстояние от основания изолятора до го-
ризонтальной оси шины, см
Толщина нижней планки шинодержателя,
см 1
Высота шины, см
Расстояние от головки проходного изоля-
тора до ближайшего опорного изолято-
ра шины данной фазы, см |
Кн = НИЗ/Н (рис. 2-95)
К1г~\
#нз
И = Нт + Ь + /г/2
Ь
К

§ 2-45] Формулы и указания по выбору и проверке аппаратов, изоляторов 209
Таблица 2-46
Наибольшие допустимые температуры шин и кабелей при кратковременном нагреве
и значения коэффициента С
Виды и материал проводника
Медные шины
Алюминиевые шины
Кабели с бумажной изоляцией до 10 кВ включительно
с медными жилами
То же с алюминиевыми жилами
Кабели с бумажной изоляцией 20—110 кВ с алюмини-
евыми жилами
То же с медными жилами
Кабели и провода с резиновой изоляцией или поливи-
нилхлориднои изоляцией с медными жилами
То же с алюминиевыми жилами
0- , °с
макс'
300
200
200
200
125 |
125
150
150
Коэффициент, С
165
95
165
95
90
160
150
90
Рис. 2-95. Размеры для определения рас-
четной нагрузки на опорный изолятор.
Таблица 2-47
Допустимые значения ударного тока
трехфазного к. з. гу'для опорных
и проходных изоляторов при условии,
что усилие направлено перпендикулярно
оси изоляторов и шины установлены
на изоляторах плашмя
Группа
изолятора
А
Б
В
д
р
разр'
кгс
375
750
1250
2 000
Допустимый ток
изоляторов ц, \ к А
опорных
из УаТГ
160Уа7Г
207 У а/Г
261 У а/Г
проходных
160Уа~1^
.22ьУаТй
291 УаТГ*
370 У а~/1^
Таблица 2-48
Значения коэффициента Кы учитывающего
расположение шин на изоляторе
Высота шина
или пакета,
мм
20—40
50—60
80—100
Коэффициент К^ при
номинальном напряжении
изолятора, кВ
3 | 6—10 | 20—35
0,8
0,7
0,6
0,8
0,8
0,7
0,9
0,8
0,8
Таблица 2-49
Допустимые напряжения материала шин
Материал и марка
Допустимое напря-
жение. кгс/см2
Медь МТ
Алюминий АТ
1400
700
Таблица 2-50
Моменты сопротивления шин
Эскиз расположения шин
и форма их сечений
Момент
сопротив-
ления*
\Р, см8
[0,167 пЬН*"
1,44 ЛЬ2***
3,3/г6а
0,1 <Р
0,1
* При жестком соединении полос пакета.
** Для одно- и многополосных шин, распо-
ложенных плашмя; п — число полос в пакете.
*** Для однополосных шин. расположенных
на ребро, «7=0,17 НЬ*.
14—478

210
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
полосах составляет 40%, а в средней 20%
общего тока фазы. При токах 3—12 кА и
выше применяют профильные шины из-за
малого эффекта близости и хорошего
охлаждения.
Допустимые длительные токи нагруз-
ки для окрашенных шин и для проводов и
кабелей приведены в разд. 4.
Максимальная сила взаимодействия
между полосами одной фазы составных
шин, кгс/см,
/п = 2,04А:ф
если а1 = 26,
(0,543>)2
аг
;(3)2
.10
к—2
(2-210)
^ = 2,04^^.10-
= 0,2643>2 -^ . Ю-2 = — 43)2« Ю-2.
у ь ъ у
(2-211)
При малом расстоянии между провод-
никами коэффициент формы, Кф определя-
ется по кривым рис. 2-90, а или б в зависи-
мости от отношений Ь/п и (а\—Ь)/(Ь-\-п),
где а\ — расстояние между осями шин; Ь —
толщина (ширина) шины; п — высота
шины.
Если отношение (ах—Ь)/(Ь+Н)^2,
можно принять Лф = 1.
На практике расстояние в свету меж-
ду полосами составных шин принимают
равным толщине шины Ь. Поэтому на рис.
2-90, а для упрощения расчетов приведены
две кривые (для двух- и трехполосных
шин) для определения коэффициента фор-
мы б при условии, что расстояние между
осями полос а\=2Ь.
Пример. Для двухполосной шины
2(100X100) мм2 отношение 6/А = 0,1. По
рис. 2-90, а коэффициент 6 = 0,114; Ь — \ см.
Усилие между полосами, кгс/см,
/п=0,11443)2-10-2.
Такой же результат получим, пользу-
ясь кривыми рис. 2-90, б:
аЛ — Ъ 1 Ь
Ь + Н 1 + 10 п
/п= 0,26^ ^3)г.10-2= 0,П443>2.10-2.
Для уменьшения напряжения от взаи-
модействия полос и увеличения момента
сопротивления шин XV полосы надежно
сваривают между собой через дистанцион-
ные прокладки (рис. 2-91), расстояние меж-
ду которыми определяется расчетом.
Шины и изоляторы установок переменного
тока, выбран,ные по динамической устойчи-
вости к действиям тока к. з. без учета ме-
ханического резонанса (или на статиче-
ские воздействия), необходимо дополнитель-
но проверить на механическое воздействие
с учетом собственных колебаний шин (ме-
ханический резонанс). Шина, закреплен-
ная на обоих концах, представляет собой
упругую систему, которая имеет собствен-
ные (свободные) колебания определенной
частоты и подвергается воздействию гар-
монических переменных усилий, зависящих
от частоты тока сети а>. Если частота соб-
ственных колебаний ^ = © = 50 Гц, проис-
ходит возбуждение и раскачивание шин и
напряжение на изгиб увеличивается в 2—3
раза, а при /о =2 ©=100 Гц возникает ме-
ханический резонанс и напряжение увели-
чивается в 5 раз и более по сравнению
с напряжением при статическом воздейст-
вии тока к. з. Кроме того, при частотах,
близких к критическим ^с = со—2со, возни-
кает «гудение шин», происходит старение
материала под действием знакопеременных
колебаний, ослабление контактных соеди-
нений и т. п. Поэтому параметры шин необ-
ходимо выбирать такие, чтобы частота соб-
ственных колебаний [с далеко отстояла от
опасной зоны (30—160 Гц).
В прямолинейном проводнике в месте
изменения сечения при протекании тока
возникает осевая сила Р9 кгс, которая мо-
жет иметь значительную величину при
большой разнице в сечениях, например, в
контактах круглого проводника
У7 =1,02 1п —МО-2.
(2-212)
Сила Р не зависит от длины, на кото-
рой происходит изменение сечения, и на-
правлена в сторону большего сечения не-
зависимо от направления тока. В случае
расположения проводника вблизи стально-
го тела при протекании тока к. з. в провод-
нике возникает сила Р\, кгс, которая стре-
мится притянуть проводник к стали:
Рг= 1,02 —р«-10'
а
.-2
(2-213)
где / — длина проводника, см; а — рассто-
яние между проводником и стальным те-
лом, см; I — ток к. з., кА; коэффициент Р^
«1 из-за малой магнитной проницаемости
стали.
2-46. ДИНАМИЧЕСКАЯ
И ТЕРМИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ
ШИН И КАБЕЛЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ
ВЫШЕ 1 000 В
Ниже приведены данные для ориенти-
ровочных расчетов, позволяющие быстро
определять динамическую и термическую
устойчивость шин и кабелей по условиям
токов к. з.
Динамическая устойчивость дана в ви-
де амплитудных значений наибольшего
ударного тока к. з. без учета механическо-
го резонанса шин; термическая устойчи-
вость— в зависимости от приведенного
(фиктивного) времени действия тока к. з.

§ 2-46] Динамическая и термическая устойчивость аппаратов, изоляторов
211
Таблица 2-51
Размеры,
мм
Динамическая устойчивость алюминиевых шин,
кА
/, см
100 |
130
1
150
а, см
20
25 | 35 | 40 | 20
2> 1 *
40 | 20
1 *
| 35
40
15X3
20X3
25X3
30X4
40X4
40X5
50X5
50X6
60X6
80X6
100X6
60X8
80X8
100X8
60X10
80X10
100X10
15X3
20X3
25X3
30X4
40X4
40X5
50X5
50X6
60X6
80X6
100X6
60X8
80X8
100X8
60X10
80X10
100X10
Расположение шин плашмя а Ь с
I 9,5
12,5
16
22
29,5
32
41
45
53,5
70,5
1 87,5
62
1 82
102
\ 68
93
115
1 Ю,5
14
17,5
24,5
33
36
46
50,5
60
79
98
69,5
91,5
113
75,5
104
129
12,5
16,5
21
29
39
42,5
54
60
70
93
115
82
108
134
89
122
152
1 13
17,5
22
31
42
46
58
64
76
100
123
88
115
143
95
131
163
1 7
9,5
12
17
22,5
25
31,5
35
41
54
67
47
63
78
52
71
88
1 8
10,5
13,5
19
25,5
28
35
39
46
60
75
53
70
87
82
80 |
99
1 9,5
12,5
16
22,5
30
33
41,5
46
54,5
71,5
89
63
83
100
68,5
94
117
1 1°
13,5
17
24
32
35
46
49
58
76,5
95
67,5
89
ПО
73,5
102
125
6
8
10,5
14,5
19,5
21,5
27
30
36
47
58
41
54,5
68
45
62
77
7
9
11,5
16,5
22
24
30
33,5
40
52,5
65
46
61
75,5
50,5
69
86
1 8
11
14
19,5
26
28,5
36
40
47
62
77
54,5
72
89
59,5
82
102 1
а Ь с
1 4
о
5.5
8
9
11,5
13
15,5
17
19,5
22
22,5
26
29
28
32
1 36,5
5
6,5
6
9
10,5
13
14,5
17,5
19
22
24,5
25
29
32
31,5
36
41
Расположение шии
5,5
6,5
7
10,5
12
15
17
20,5
22
25,5
29
30
34
38
37
42,5
48,5
6
7
7,5
11
13
16,5
18
22
24
27,5
31
32
37
41
40
45,5
52
3
3,5
4
6
7
9
10
12
13
15
17
17,5
20
22
21,5
25
28
на ребро | 1 1
3,5
4
4,5
7
8
10
11
13
14,5
17
19
19,5
22
25
24
28
31,5
4,5
5
5,5
8
9,5
11,5
13
16
17
20
22
23
26
30
28,5
32,5
37
4,5
5
6
8,5
10
12,5
14
17
18,5
21
24
24.5
28
31,5
30,5
35
40
3
3
3,5
5
6
7,5
8,5
10,5
11,5
13
14,5
15
17
19,5
19
21,5
24,5
3
3,5
4
6
7
8,5
9,5
11,5
12,5
14,5
16
17
19
21,5
21
24
27
3,5
4
4,5 1
7
8
10
11,5
13,5
15 1
17
19
20
23
26
25
28 |
32
9
11,5
15
21
28
30,5
38,5
42,5
50,5
66,5
82
58,5
77
95,5
64
88
109
4
4,5
5
7,5
8,5
10,5
12
14,5
16
18,5
20,5
21
24,5
27,5
26,5
30
35
Примечания: 1. Для обеспечения расчетной динамической устойчивости алюминиевых
шин в заказных спецификациях указывать: «Шина ЛТ алюминиевая <- пределом, прочности на раз-
рыв не менее 9 кгс/мм2».
2. / — расстояние между опорными изоляторами вдоль оси шин; а — расстояние между осями
шин смежных фаз.
Таблица 2-52
Размеры
шин, мм
15X3
20X3
0.1
14
18,7
Термическая устойчивость алюминиевых шин, к
Л
Vе
0,15 | 0,25 | 0,5
11
15
8,8
11,6
6,2
8,3
0,75 | 1 | 1,25
5
6,8
4,3
6
3,9
5.3
1,5 | 1,75 |
3,6
4,8
3,3
4,5
3,1
4,2
2,5
2,7
3,7
з
2,5
3.3
3,5
2,3
3,1
14*

Я 2
СЛ СМ СО
со* СО со*
осою ООЮ-н юСО-н —I —I см
—< -ч —. —< СМ СО СМ ОО тГ СО тМЛ
тГ N СЛ
СО тГ 00
т*< N СЛ
~ СО
иЛ*00*-н
юоою
1Л* 00*-н*
ю ю
со ел см
1Л -*•
1Л
-*¦*• со*
СМ 1Л* оо*
13.5
17
20,5
14.5
18,5
22
—«см см
1Л
N СМ СО
— СМ СМ
О N00
СМ см со
СМ СЛ N
СМ СМ со
1Л СО -н
СМ СО"^
ю
СО*1Л тГ
СМ СО"^
О) 00 00
СМ СО ^
1Л
-н -н СМ
СОтГ ил
N(010
СМ СО"^
СЛ ел ел
см со "^
00"^ 1Л
СО тМЛ
СО"^ 1Л
00 ^т^
СО Ю СО
1Л
-н ю СЛ
тМЛ СО
СО Ю СО
СО тМЛ
N О) !-<
со^ со
тМЛ СО
Т*« 1Л N
00 тГ О
ТГ СО 00
СМ СЛ СО
1Л СО 00
СО 1Л 1Л
С0т»<С0 1ЛСО00 СО СМ N 00 N N
-н СМ СМ СО тГ иЛ тГ СО N Ю N СЛ
00 со 00
о со см
—«—• см
1Л
ОО*"*—. ОСОСМ СОООО СМ О N
СМ СО ТГ 1Л СО 00 СО 00 —• 00 —• СО
СЛ 00 00 о со СО СО 1Л 1Л со ил тг
СО ^ иЛ N СЛ •—| СЛ СМ 1Л •—' иЛ СЛ
О СМ "^ о О 00 ООО ОООО
1Л СО N СЛ СМ тГ СМ СО О тГ О иЛ
^н^н ^^нСМ -н СМ СМ
СО N О)
СМ СО "^
—« N см
СО N О)
О N тГ N 1Л 1Л
—< ^ 00 тГ СЛ ^
тМЛ N
00 тГ О
—« СМ СО
СОт^^1 иЛ иЛ СО сосо-
XXX XXX XXX XXX XXX
?§
ООО ОО
со со § со ооЗ
Е к 2
й> - >
сг 2 к
ВО
1Л 1Л
союсл ^^Ч.^! Ю.1Л.1Я
о" о" о" -н"см"оо" ^"со*оо* ~+ СО СО -н
-н 1— -н СМ
мел ю
1Л* СО" О) О*
СМ ^ ОО^СОЮ
Ю 00^ СООО^ СО СО СЛ СО СТ) N
О О* —Г ~н* СМ* СО" "3* со" N о*
ТГСО^СС СО
со*т**ил~^
-10. к
0,381
0,6
1
ей 3-
0,4
0,65
1,1
К 1Л
Я ^^ см
к о*о"—"
Ч
О 1Л
со ил N со
к о" о ~
'К 1Л
О Ю 00 тГ
к о*о*-<"
2 <ОС)1Л
** о"о"*ч"
N N
к о"--*
^ ОО^СМ^СЛ
л о"»—**-<*
ч
о —¦ см
«со со
* —' см со
•4
а; ^ со со
^ -<"см'т**
~ СМ СМ
к см" со* ил"
ч
ю ю ^
~~см*со*
-н"см" со"
°1
•ч*С0 г^
см^ио
см со"т*"
СЧТ^
СМ"со"иЛ
см" со" ил"
см"^"со
00~1Л N
со" СО 00
ю ю
ил"оо"см
1Л
N о" ил
т*1
со" 00 00
1Л
1Л ^ сГ
1Л1П
ю^
со оо"~«
1Л
СО* О) см
N о со
N0"^
1Л
00* см со
О СО 00
см со см
« —«см
« см со
СМ СО"^
СО N О
СМ С0 1Л
СМ т!< 00 СО
СО СО О) 1Л
тГ 00 СМ 00
—< -н см см
1Л СЛ СО о
« ^ см со
СО О 1Л см
-н см см со
со см Г- 1Л
« см см со
ОЮ^нО
СМ СМ СО "^
со ел ю со
СМ СМ СО тГ
оо со со со
СМ СО"^ ил
ОО ^н ел
тМЛ СО N
^^ ел см
1Л СО N О
СО 00 N 1Л
со ^ ел см
РО
«
ю
со
•8
а)
ч
о
со
к
•я
о
то
2
хо
к
то
ч
к
2
3
2
к
ч
о>
хо
NN 1Л
СО* 00* О*4 СО
СЛ^ •Л.'Л
со* ел ~"т*"
N0 СМ 1Л
1Л
00 О* СО СО
ю «л ио
00*-н*^*00
осо со о
г-н ^н ^н СМ
о*^* ел "^
со оо со оо
—> —> см см
слил со ~н
—1 СМ 00 тГ
тГ ОО -н СМ
СМ СОтГ ил
О ^-< *-< СО
СО ^ Ю СО
^
Г^ СО О С01Л1Л оою ооюо
—• -н СМ СО 1Л N ел емюоо^
то
о
I
ТО
ч
к
2
л
в
ч
то
ч
(V
ю
то
СО СМ 00 СО СО
ю сл^ ^ сл^ об сл^ т^ оо^ ио ил
о* о* —Г ^-Г СМ* СО* ю* со" оо* о"
СМ 1Л N 1Л
со^ ио —<ж—« со ел 1П^ ио
о" —< ~ см* со" V ю* N ел* -Г
^ г-н тГ СО N Ю
N г-н^ N т^ ^ 00^ СО^ СО -ч^ СЮ
о —Г —Г см* со* V со* оо" о* см*
т1* СЛ 1Л
N ^ООСО^ СМ^О^СЛ^^н N
о —Г ^н* см* со* ю* N оо" -н" СО*
ел ил со тг см
N см^ слл ^слюю ¦* оо^ ио
о" —Г —Г см* со" ю" N ел" —Г т**
оо ел N
°0. тГ -н 0#ч тГ ~н ОО Ю^ ^-« СМ^
о —* о * со* ^* со* оо* о" со" со"
00 N СО тГ
сл^ио^тг СЪ СЛ^СО^СЮ N см
о" ~* см" оо" Т** СО* СЛ* -н* т^* 00*
СО —< СО СОЮ
•-^оо^оосл^сослоосо
-"—*СМ*С0*Ю*^*О"с0*1^ ^н
—¦ —¦ -н см
СЛ СМ N 1Л Ю
СО^СМ тГ 00^ СЛ^ N СМ N 00 00
-н*см* со"^" со" ел" со" со" о" ил"
—« -н см см
СО тГ
°1 ~~1 °1 ^ °°»"*\ "Л^Ч. "^
^-Г со" тг" со* ел" со* оо* со* ел" со
— —. см см со
СО 1Л
ЬО О^ С0ж СЛ^ N N 1Л
см*тг*со*оо"см*г>*тг о г>"со
-н -нСМ СО 00"^
1Л
~1 ^ "^ °ч ^ ^
С0*тг"г>* о"ил"-н*СЛ N СО N
*-* — см см со -^ ил
1Л
00
к
то
ч
2
п
2
то
N со^ ел
00* ил (О N
^ил^сл^ю
"^*1П СО*00Ж
тГСОГ^Г СЛ*
00ж1Л см со
¦*" со" оо о"
—«ж05жСХ)
ил" со" оо* —1
N N 00 01л
1Л" N СЛ' см"
со"оо"«"со"
N0 СМ*Ю"
СМл1Л ОО
СЛ СМ*иЛ~СЛ*
Ч N«00 00
V СМ*^-н"^
\о ^ —• СМ СМ
ОО иЛ
—« "1 -Н СМ
ОиЛ О О
- - :мил
ОСОЮиЛООилООиО
-"-< М СО Ю N СТ) С^ Ю СО

2-47. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
1. ВЫКЛЮЧАТЕЛИ ВНУТРЕННЕЙ И НАРУЖНОЙ УСТАНОВКИ
Выключатели внутренней установки
Таблица 2-54
Тип выключателя
ВМЭ-6-200-15
ВМЭ-6-200-50
ВЭМ-6-2000/38,5-100
ВЭМ-6-2000/40-125
ВЭМ-6-3200/40-125
ВЭМ-10К1
ВЭМ-10П2
ВЭМ-10-1000/20
ВЭМ-10-1000/20
ВМП-10-630-20
ВМГМ0-1000-20
ВМП-10-1500-20
ВМП-10-1000-20У3
ВМП-10-630-20К1
ВМП-10-1000-20К1
ВМП-10-1500-20К1
Конструктивное
исполнение
Масляные ба-
ковые экскава-
торные
Электромаг-
нитные
Маломасляный,
подвесное ис-
полнение
О щ"
к*
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
а
Ч
« о
6,9
6,9
6,9
0,9
6,9
11,5
12
12
12
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
«
к
Л
ч
а
м
200
200
2 000
2 000
3 200
1000
1250
1000
630
1000
1500
1000
630
1000
1500
Предельный
сквозной ток,
кА
2
>.
м ¦
Н О)
О а, 0'
V § Я К
(^ Я т Я
10
7,2
20
—
20
20
20
20
20
20
20
4. а> ,
с 2 «
Ч д р<
16,8
12,4
100
125
125
52
52
—
64
64
64
64
64
64
64
о
Е- о
2 со
а ж
О V
^ о
10
8,5
6
7,2
4,8
3,4
38,5
40
40
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20 I
Время проте-
кания тока тер-
мической устой-
1 чивости. с
1
5
10
1
5
10
4
4
5
4
4
4
8
8
8
8
8
8
8
Я (Г
ч я
?*
1,4
4,8
38,5
40
40
12,5
20(при
7,2 кВ)
20(при
7,2 кВ)
20
20
20
20
20
20
20
1 2
Я*
| ^ в*
15
50
350
300
300
250
300
—
—~
—
—
—
—
—
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом, с
включе-
ния
—
—
0,35
0,35
0,35
0,25
—
о,з
0,3 |
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
отклю-
чения
0,15
0,15
0,06
0,06
0,08
0,05
0,1
0,05
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
(Г
ч
1 *
3
га Ч
| 5 2
55
58
963
980
500
670
550
700
600
140
145
160
145
140
145
160
и.
га
<->
га
1 ^
15
18
—
—
—
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Тип при
ПМ-300
ПМ-113
Встроенный
ПЭ-21
То же
» »
Встроенный
ПЭГ-7
Встроенный
пружинный
Электромаг-
нитный
Пружинный
ПЭ-11
ПЭ-И
ПЭ-11
ПЭ-ИУ
ПЭ-11
ПЭ-11
ПЭ-11

Тип выключателя
ВМП-10-630-20КУ
ВМП-10-1000-20КУ
ВМП-10-1500-20КУ
ВМП-10П-630-20
ВМП-10П-1000-20
ВМП-ЮП-1500-20
ВМП-ЮЭ-3000-350
ВМПП-10-630-20
ВМПП-10-1000-20
ВМПП-10-1600-20
ВМПП-10-630-31,5
Конструктивное
исполнение
Чаломасля-
ные, подвесное
исполнение
я
к
о *
я .
л о
Ч К
<я я
Я V
X »
Я с
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
*1
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
12
«8
Я*
51
630
1000
1500
630
1000
1500
3 000
630
1000
1С00
630
Предельный
сквозной ток,
кА
я т
5 0) «и
*1г
20
20
30
30
30
30
20
20
20
31,5
ч со
Е а) си
< яя
64
64
52
52
25
52
52
52
52
80
о
а) Й
5о
2 ю
ая
9> *
Нед
о§<
20
20
30
20
14
30
20
14
30
20
14
30
20
14
20
20
20
31,5
Время протека- 1
ния тока терми-
ческой устойчи-
вости, с 1
8
8
1
5
10
1
5
10
1
5
10
1
5
10
4
4
4
4
в!
«9
° н
Хо
20
20
20
20
20
20
20
20
20
31,5
2
ч
1<
её
1а
350
350
350
350
—
—
—
—
Продолжение табл. 2-54
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом, с
включе-
ния
0,3
0,3
0,35
0,2
0,2
0,2
0,2
отклю-
чения
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0.1
0,1
0,1
0.1
0,1
ев
ЕГ
9
з и
(Я
8*
<я Ч
2 2
140
145
155
243
247
250
450
225
225
225
225 !
я
я
а
я
<->
<->
я
1 *
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
5,5
5,5
5,5
5,5
Тип привода
ПЭ-11У
ПЭ-11У
ПЭ-11У
Встроенный
пружинный
То же
То же
ПЭВ-12
Встроенный
пружинный
Встроенный
пружинный
То же
То же

Продолжение табл. 2-54
Тип выключател
ВМПП-10-1000-31,5
ВМПГЫО-1600-31,5
ВМПЭ-Ю-630-294
ВМПЭ-10-1000-294
ВМПЭ-Ю-1500-294
ВМПЭ-10-3200-294
ВМГ-10-630-20
ВМГ-10-1000-20
МГ-10
МГ-105
МГГ-10-3200-631
МГГ-10-4000-63К
МГГЧ0-5000-63К1
МГ-20
Конструктивное
исполнение
Маломасляные
Масляные
Горшковые
Маломасляные
03
СО ^
51
10
10
10
10
10
10
10
10
Ю
10
10
—
—
20
2.
V
55
12
12
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
23
(В
В
ж
л
%
О *
яр
1000
1600
630
1000
1500
3 200
630
1000
5 000
9000
3 200
4 000
5 000
6 000
Предельный
сквозной ток,
кА
511
31,5
31,5
29
29
29
29
20
| 20
175
64
64
64
—
• я
ч 8 $
80
80
75
! 75
75
75
52
52
—
170
170
170
—
8<
2 о
О. 38
<и в*
31,5
31,5
29
29
29
29
20
20
70
64
64
64
85
1 Время протека-
ния тока терми-
ческой устойчн-
| вости, с !
4
4
4
4
4
4
4
4
10
4
4
4
10
11
11
я о
31,5
31,5
29
29
29
29
20
20
105
63
63
63
105
2
О*
В*
—
~
~
—
—
400
400
1 800
—
—
—
3 000
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом, с
включе-
ния
0,2
0,2
0,3
0,3
0,3
0,3
—
—
—
0,4
0,4
0,4
—
отклю-
чения
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
—
0,1
0,1
0,1
—
Л)
вг
2
ч
225
225
240
240
250
4С0
130
135
2 100
2 100
900
900
900
2 400
и
со
Ч
о
со
X
ее
о
у
ее
2
5,5
5,5
5,4
5,4
5,4
8
4,5
4,5
55
55
40
40
40
55
Тип привода
Встроенный
пружинный
То же
Встроенный
ПЭВ-ИА
То же
»
Встроенный
ПЭВ-12А
ПП-67; ПЭ-11
(ПП-61)
ПП-67; ПЭ-11
(ПП-61)
ПС-31
ПС-31
ПЭ-21А
ПЭ-21А
ПЭ-21А
ПС-31

Продолжение табл. 2-54
Тип выключателя
Конструктивное
исполнение
оа
<у «
о <и
я я
3 5
= 1
а
3ч\0
Предельный
сквозной ток,
А
о о <и
сС2л
5,
с
о :
2 о
й-55
8а«
н 2 2
о ь> н
03 ас бг о
*н1
н<
и
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом, с
включе-
ния
отклю-
чения
МГ-205
ВМП-35П
ВМПЭ-35Э-1000/1000
ВМП-35-1000-8,25
ВВП-35
Маломасляные
печные
Маломасляные
То же
Воздушные
для электриче-
ских печей
20
35
35
35
35
—
—
—
40,5
40,5
9 500
1000
1 000
1000
1250
—
8,25
—
12
16
21
21
43
25
40
—
13
—
9
16
—
5
—
5
4
8,25
16
8,25
31,5
3 000
500
0,18
0,1
0,04—
0,06
2 400
405'
275
55
13,5
13,5
Тип привода
1 К —для установки в комплектные распределительные устройства (КРУ).
2 П — встроенный пружинный привод.
3 У — с усиленной изоляцией.
4 Для установки в комплекте распределительного устройства КР-10/500.
5 С искусственным обдувом при повышенных токах.
ПС-31
Встроенный
пружинный
ПЭВ-11М
ПЭ-11
Пневматиче-
ский, давление
20 кгс/см2
Таблица 2-55
Выключатели наружной установки
С75
со
о
о
о
СЛ
3
о
О!
г»
о
Тип выключателя
ВС-10-63-2,5
ВС-10-32-0,8
Конструктивное
исполнение
Секционирующие
оа
0) -
о ч>
X Я
1 Л х
Ч о
Я «
х «
я к
II
10
10
а
О.
О)
1*
Ею
12
12
3
X
Л
я<
я
51
63
32
Предельный
сквозной ток,
| кА
2 ,
5Лё
««в
2,6
0,8
0)
* й и
| < Н со
6,5
2,1
«<
о *
V я
5 °
2 и
ая
6,5
0,8
протека-
ка терми
устойчи
с
Время
ния то
ческой
вости,
4
4 |
.
я
я 5
ч ч
Я н
я о
2,5
0,8
2
ч
доа
1*
11?
-
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом
вклю-
чения
-
отклю-
чения
0,08-
0,1
0,08-
0,1
Масса выклю-
чателя, кг
210
200
и
*
Ч
2
я
о
о
а
3
30
22
Тип привода
Пружинно-мо"
торный

Тип выключателя
ВМК-25Э-1/0.3*
ВААК-25Э-1/0,43*
ВМК-25П-1/0.31
ВМК-35В-1/1*
ВМК-35Э-1/1
ВМК-35-0,63/0,6
МКП-35-1000-25
МКП-35Б-1500**
С-35-63М0
С-35Б-630-1О
С-35-3200-50
У-35-2500
У-35Б-2500
ВТ-35
ВТД-35
ВМО-35
ВМО-35Б
Конструктивное
исполнение
Маломасл
колонковы
Масляны бако-
вые
Масляные трех-
пол юсные
1 Масляные одно*
полюсные
Масляные одно*
полюсные
га
О й)
ч ^
р
51
27,5
27,5
27,5
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
27,5
35
о.
51
-
-
—
40,5
—
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
29
29
•я
§
ч
те
11
1000
1000
1 000
1 000
1000
630
1 000
1 000
630
630
3 200
2 000
2 000
630
630
1 000
| 1 000
Предельный
сквозной ток
кА
?»со
ж си х
Ц9*
-
-
—
-
-
-
25
-
10
10
50
60,8
60,8
10
10
36
36
О)
К « Я
§ в §
***
* >>я
< Н СО
-
-
—
45
—
25
63
-
26
26
127
105,2
105,2
26
26
63
63
у ас
я о
г »
си V
-
—
—
20
—
10
24,7
24,7
10
10
50
41,2
41,2
10
10
36
24,7
18
36
24,7
1 18
1 к
1 ж ¦
о я Е
! Время
тока те
кой ус
ГИ, с
-
-
—
3
-
3
5
5
5
5
4
5
1 5
4
4
1
10
1
5
1 10
- я
* я
я а
л о
ч ч
со *2
1н^
37,5
-
—
16
-
8
-
-
10
10
50
41,2
41,2
10
10
2*4,7
24,7
2
ч
1<
л га
8*
1*
^ си
300
430
300
1 000
1 000
500
~
1500
700
700
3 500
2 500
2 500
700
700
680
680
Собственное вре-
мя выключателя
с приводом
вклю-
чения
-
-
—
0,12
-
0,12
0,3—0,4
-
0,34
0,34
0,38
-
-
-
—
—
-
отклю-
чения
-
-
—
0,55
0,05
0,055
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,06
0,06
0,045—
0,05
0,045—
0,05
Продолжение табл. 2-55
Масса выклю-
чателя, кг
355
690
425
710
1 070
540
2 830
2 830
930
1 010
4 050
4 240***
3 000
3 080
875
875
1 240
1 240
со
Ч
о
03
03
о
о
03
-
40
~
100
100
80
800
800
230
230
1 040
900
900
300
300
270
270
Тип привода
ПЭ-11У
ПЭ-31Н
Пружинный
встроенный
Пневматический
ПЭ-31Н
ПЭ-11У
ШПЭ-31
ШПЭ-31
ШПЭ-11Б, ПП-67
в шкафу ШПП-63
ШПЭ-38, ШПВ-35
ШПЭ-36
ШПЭ-36
ШПЭ-11, ПП-67
ШПЭ-11, ПП-67
ШПЭ-31
ШПЭ-31

Тип выключателя
ВБ! 1-35-2
В В У -35 -40/2000
В В У -35-40/3200
ВМК-ПОВ-2/35
ВМК-ПОВ-2/5
ВВБ-110-31,5/2000
ВВП-ПОУ-6
МКП-110-630-20
МКП-ПОМ-630-20****
мкп-по-юоо/20
мкп-пом-юо-го****
У-ПО-2000-50
У-110-3200-50
Конструктивное
исполнение
Воздушны
Маломасляны
колонковые
В оз души
Воздушные с уси-
ленной изоляцией
Масляны бако-
вые
со
О О)
Ч О)
Е и
35
35
35
ПО
110
110
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
Я
Си
О)
<и
3 пп
4 *
т БГ
>2 о
40,5
-
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
та
1
л
ч
л
Е2
2 000
2 000
3 200
2 000
2 000
2 000
2 000
630
630
1000
1000
2000
3 200
Предельный
1 сквозной ток,
кА
е а
о «и «у
40
40
—
-
31,5
—
20
20
20
20
50
50
0)
« и -я
ч § 2
100
100
40
70
80
69
52
52
52
52
135
135
а*
(Г у
5 о
Её
*°
40
40
16
27
31,5
27,5
20
20
20
20
50
50
Время протека-
ния тока терми-
ческой устойчи-
вости, с
4
4
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
ч ч
2 *
X н
2 О
31,5
40
40
16
25
31,5 ,
27,5
20
20
20
20
50
50
2
О .
о «
!^ о*
2 400
2 400
2 500
5 000
6 000
6 000
4 400
4 400
4 400
4 400
11000
11000
1 Собственное вре-
мя выключателя
с приводом
вклю-
чения
-
-
0,18
0,18
0,5 1
0,5
0,5
0,5
0,7***
0,3
0,035
отклю-
чения
-
-
0,05
0,55
"
0,05
-
-
-
-
-
0,08
Продол
Масса выклю-
чателя, кг
3 500
8 000
8000
4 500
4 500
8 500
10 100
8 825
8 905
9 825
8 905
10 550+****
10 800
10 500
жение табл. 2-55
а:
ч
1
се
и
о
СО
5
-
—
600
600
5 900
8000
5 000
8000
5 700
5900
Тип привода
Пневматический,
давление
20 кгс/см2
То же
Пневматический
10 кгс/см2
То же
Пневматический,
давление
20 кгс/см2
Пневматический,
давление
20 кгс/см2
ШПЭ-33
шпэ-зз
ШПЭ-33
ШПЭ-33
ШПЭ-46П
ШПВ-46П
ШПВ-48П
¦Буква Э, П, или В в обозначении выключателя — тип привода (электромагнитный, пружинный, пневматический).
** Буква Б в обозначении выключателя обозначает внешнюю изоляцию по категории Б.
*** В числителе —с электромагнитным приводом; в знаменателе — с пневматическим.
**** На общей раме.
***** В числителе — масса с шестью трансформаторами тока; в знаменателе — с двенадцатью трансформаторами тока.

Таблица 2-56
Выключатели нагрузки
Тип выключателя
ВНП-3
ВНП-16
ВНП-17**
ВНПа-16***
ВНПз-17***
ВНПап-16****
ВНПзп-17****
ВН-11
ВН-16
ВНз-16
ВНВ-10/320
РМВак 10/300
Конструктивное
исполнение
Автогазовые
Вакуумные
Напряжение,
кВ
О
2 Ч
о я
я я
3
6
10
10
6
10
10
10
л
ч
о
я*
«1
я я
3,5
6,9
11,5
12
6,9
11,5
11,5
11,5
«с
3
я
Л
ч
СО
Я^
о X
400
400
200
200
400
200
320
200
Тип
предохранителя
ПКЗ/30
ПКЗ/100
ПКЗ/200
ПКЗ/400
ПК6/30
ПК6/75
ПК6/150
ПК-10/30
ПК-10/50
ПК-10/100
—
—
—
—
—
<
•к
а со
л о
ч о.
га н
Я со
я с
18 *
30
100
200
400
30
75
100
30
50
100
—
—
—
—
ц
Ч (г «
/Г: е я
*§§
40
20
12
—
—
—
—
Номинальное
значение пре-
дельного тока
отключения. кА 1
6,5
24,5
35
50
6,7
1,4
30
5,8
8,6
16,5
—
—
—
—
н к»
о я—«
О ж к
Я ей со
а V я
2§-е
235
200
200
—
—
—
—
Предельный
сквозной ток, кА
Ампли-
тудное
значе-
ние
—
—
—
—
25
25
20
10
Эффек-
тивное
значе-
ние
—
—
—
—
14,5
14,5
—
—
Ток терми-
ческой устой-
чивости, кА,
1 с
—
—
—
—
30(0,5 с)
6(10 с)
6(10 с)
12
4
Ток
включе-
ния (рас-
четное
значение
тока
к. з.), А
20 000
20 000
9 000
9 000
6 500
—
5 000
5 000
—
—
* Без учета апериодической составляющей тока к. з.
** Выключатели изготовляются с верхним и с нижним расположением предохранителей.
*** Со стационарными заземляющими ножами. Выключатели изготовляются с нижним и с верхним расположением предохранителей и
расположением заземляющих ножей.
**** Расположение заземляющих ножей за предохранителями.
Примечание. Номинальные токи плавких вставок предохранителей 2; 3,5; 5; 7,5; 10; 15: 20; 30; 40; 50; 75 А.
жним или верхним

220
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ПРИВОДЫ И НАГРЕВАТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА
Пружинные приводы
Варианты исполнения пружинных приводов
ПП-67
ПП-67/00000; ПП-67/11140; ПП-67/11400
ПП-67/22240; ПП-67/45560; ПП-67/11000
ПП-67/11160; ПП-67/11460; ПП-67/22400:
ПП-67/46000; ПП-67/11100; ПП-67/11220
ПП-67/11600; ПП-67/40000; ПП-67/55000
ПП-67/11110; ПП-67/11222; ПП-67/22000
ПП-67"/45500; ПП-67/55500; ПП-67/11114
ПП-67/11224; ПП-67/22200; ПП-67/45550
ПП-67/55600.
В обозначениях исполнений приводов
ПП-67 условными цифрами указываются
типы и количества встроенных реле
и электромагнитов, а именно:
цифра 1 означает реле РТМ (макси-
мального тока мгновенного действия, шка-
ла токов 5—150 А);
2 — реле РТВ (максимального тока
с выдержкой времени, шкала токов 5—
35 А, шкала времени 0—4 с);
4 — электромагнит РЭ (релейного от-
ключения с питанием от независимого
источника оперативного тока);
5 — токовый электромагнит отключе-
ния ТЭО (для схем защиты с дешунтиро-
ванием);
6 — реле РКВ минимального напряже-
ния с выдержкой времени.
Например, привод ПП-67 (11222 — ва-
риант исполнения), при котором в привод
встраиваются два реле максимального тока
мгновенного действия (РТМ) и три реле
максимального тока с выдержкой времени
(РТВ). Нули в шифре варианта исполне-
ния указывают на отсутствие в данном ва-
рианте исполнения соответствующего ко-
личества отключающих элементов защиты.
Таблица 2-57
Данные злектромагнитов дистанционного включения и отключения привода ПП-67
и электромагнитов релейного отключения
Род тока
Номинальное
напряжение,
В
Потребляемая мощность, В-А
при У„
Сердеч-
ник
затормо-
жен
Сердеч-
ник
втянут
при 65% (80%)УНОМ
Сердеч-
ник
затормо-
жен
Сердеч-
ник
втянут
Пределы дей-
ствия, % V
Электромагнит дистанционного включения
Постоянный
Переменный
Постоянный
Переменный
Постоянный
Переменный
1 24
36
48
1 ПО
220
1 100
127
220
1 380
160
400
170
100
250
100
80—110
Электромагнит дистанционного отключения
24
36
48
НО
220
\ 100
! 127
220
380
200
500
200
85
210
80
65—120
Электромагнит релейного отключения
1 24
36
48
ПО
1 220
24
127
220
380
100
200
115
45
60
30
65—120

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 221
Таблица 2-58
Электромагнитные приводы постоянного тока
Тип привода
ПЭ-21
ПЭГ-7
ПЭ-11
ПЭ-11У
ПЭВ-11А
ПЭВ-11М
ЛЭВ-12
ПЭВ-12А
ПЭ-21А
ШПЭ-33
ПС-31
ШПЭ-46-П
ШПЭ-11Б
ШПЭ-38
ШПЭ-31
ШПЭ-36
Установившийся ток при
Включающая катушка
Ток, А
— /250
160/80
116/58
—/58
200/100
—/135
—/100
300/150
—/250
488/244
333/166,5
—/500
202/101
—
170/85
488/244
Пределы опера-
тивной работы
привода, % ^Ном
—
85—110
85—110
85—110
80—110
85—110
85—110
—
—
85—110
—
80—110
—
85—110
"
напряжении ПО и
220 В1
Отключающая катушка
Ток, А
5/2,5
2,5/1,25
2,5/1,25
—/2,5
5/2,5
5/2,5
5/2,5
5/2,5
—/2,5
10/5
-/2,5
20/10
5/2,5
—
10/5
5/2,5
Пречелы опер а-
т иг, и ой па боты
привода, % {УН0М
—
65—120
65—120
65—120
65—120
65—120
65—120
—
65—120
—
65—120
—
65—120
*^~"
1 Данные в числителе относятся к ПО В, в знаменателе к 220 В.
Таблица 2-59
Пневматические приводы
1
Тип привода
—
—
ШПВ-35
ШПВ-46П
ШПВ-48П
ППГ-1***
Тип выключателя
ВВУ-35-40
ВВБ-110-31,5
С-35-3200-50
У-110-2000-50
У-110-3200-50
У-110-3200-50
о 1
5 1
О)
аз
4 ее
и
20
20
20
20
20
20
Расход воздуха
О) 1
^
о
°
о .
=с я 1
4 500
4 500
—
—
—
1 ¦~—
к
о
в*
2
и |
о
5:
о
ас 2
Практи-
чески
отсутст-
вует
0,17*
0,34*
0,34*
1 ~~""
со
<
со
7 200
8 500
—
—
—
~"~~
О) 1
о
а-
со Ч
>¦ -
о. в
си О
её
8*.
1500
—
—
—
—
1 —~"
Катушки
^ 1
со
к
си
о
1в
к со
3 к
X*
—
1 —
110/220**
110/220
110/220
220
управления
Потребляе-
мый ток. А,
при трехпо-
люсном
О)
V
2
о а:
4—4,5
—
, —
20/10
20/10
10
О)
V
Я
X к
сп аз
—
—
—
10/5
10/5
10
* Приведенный к нормальному атмосферному давлению.
** В числителе даны значения пои НО В, в знаменателе при 220 В.
*** Пневмогидравлический привод. Номинальное рабочее давление 130 кгс/см2; номинальное на-
пряжение электродвигателя насоса 220/380 В.

222
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Нагревательные устройства для выключателей и приводов к ним
Таблица 2-60
Тип
лючателя
С-35-630-20
С-35-3200-50
ЧКП-ПО-630-20
МКП-ПОМ-630-20
ШШ-110-1000-20
МКП-110М-1000-2О
У-110-2000-50
У-110-3200-50
Тип
привода
ШПЭ-ПБ
ПП-67*
ШПЭ-38,
ШПВ-35
ШПЭ-33**
ШПЭ-33
ШПЭ-33
ШПЭ-33
ШПЭ-46П
ППГ-1;
ШПВ-48П]
Напряжение сети
переменного тока
электроподогре-
ва. В
к
^
^3
о
с;
Л
ПО
110/220
220
220
220
220
220
220
«3
о
о.
с
127 или
220
ПО/220
220
220
220
220
220
220
Мощность
подогрева
5
\о
о
о
о
0,76—0,84
—
4,75—5,25
5
4,75—5,25
5
4,75—5,25
4,75—5,25
электро-
выключа-
кВт
с;
Ч
н
СО
2
^
2
а
3x0,84
3,6
14,25-
15,75
15
14,25—
15,75
15
15,75
14,25—
15,75
, 8-
ОСО
о
о о
^ ос
СП к
ой
X о
^
5°
0,4
1,6
1,6
0,8
1,6
0,8
1.6
1,6
Включение
злектро-
подогрева
выключа-
теля при
температу -
ре, минус
°с
с; ее 1
«о к
« ЕГ
с2
20
20
25
20—25
20
20—25
20
20
ОС ее 1
СЗ 5
О.Д-
2 *
со о
-
—
30
—
30
—
30
30
Отключе-
ние ЕЛСКТ-
роподог-
рева вык-
лючателя
при темпе-
ратуре
минус °С
« к
со я
й а
С"
15
1 15
15
15
15
15
15
15
к с;
то =
&=<
С X.
Н о
-
—
15
—
15
—
20
—
* Устанавливается в шкафу ШПП-63. Переключатель подогревателя дает возможность уста-
новки его на полную или половинную мощность.
** Включение подогрева привода при температуре окружающего воздуха минус 20—25* С. При
наличии автоматического включения подогрев привода включается одновременно с подогревом масла.
3. РАЗЪЕДИНИТЕЛИ, КОРОТКОЗАМЫКАТЕЛИ, ОТДЕЛИТЕЛИ И ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
Таблица 2-61
Разъединители внутренней установки
Тип разъединителя
2«
X х
03
•*"
«8
Э е
л О
5 к
V о.
X х
<
о
с
л
са
а
о
X
Предель-
ный
сквозной
ток к. 3.,
кА
р <"
о
сС
8 к
22
<5 Й
0>
2
*• Я
Я р*
с*5
Ток
герми-
ческой
устойчиво-
сти, к А
о
о
СО
<•>
2 1
Привод
Однополюсное исполнение
РВО-6/400
РВО-6/630
РВО-6/1000
РВО-10/400
РВО-10/630
РВО-10/1000
РЛВОМ-10/1000-1*
РЛВОМ-10/1000-И*
РВР-10/4000
РВРЗ. 1-10/4000
РВР3.2-10/4000
РВР-20/6300
РВРЗ. 1-20/6300
РВРЗ.2-20/6300
РВР-20/8000
РВРЗ.1-20/8000
РВРЗ.2-20/8000
РВК-20/12500
РВК-35/2000
6
6
1 6
10
10
10
10
10
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
' 35
6,9
6,9
6,9
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
400
630
1 000
400
630
1000
1000
1 0С0
4 000
4 000
4 000
6 300
6 300
6 300
8 000
8 000
8 000
12 500
2С00
50
60
120
50
60
120
81
81
200
200
200
260
260
260
320
320
320
490
115
29
35
71
29
35
71
47
47
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
16
20
40
16
20
40
40
40
71
71
71
100
100
100
125
125
125
180
45
10
14
28
10
14
28 1
28,5
28,5 !
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
5,9
6,3
12,5
5,9
6,3
12,5
16,0
19,0
57
72
87
187
220
247
205
237
264
— | 500
74
Шальтштанга
ПР-10, ПР-11
ПЧ-50, ПДВ-1УЗ,**
ПР-3
ПЧ-50, ПДВ-1УЗ
для главных но-
жей
ПЧ-50 для зазем-
ляющих ножей
ПДВ-12
ПР-3

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 223
Продолжение табл. 2-61
Тип разъединителя
2*
5|
Р» О)
*!*
= 5
% э
5«
0
2 8
л <ц
о 2
\о *
= 5
60 5
X 2
<
к
н
3
>=;
к
2
о
Предель-
ный
сквозной
ток к. 3.,
кА
8
>>й)
5:я
к X
^ О
с 2
3 х
< со
о
1
?22
о а;
« 5
Ток тер-
мической
устойчи-
вости, кА
о
о
-
Привод
РВ-6/400
РВ-6/630
РВ-6/1000
РВ-10/400
РВ-10/630
РВ-10/1000
РВЗ-6/400-1***
РВЗ-6/630***
РВЗ-6/1000***
РВЗ-10/400***
РВЗ-10/630***
РВЗ-10/1000***
РВФ-6/400****
РВФ-6/630****
РВФ-10/400****
РВФ-10/630****
РВФ-10/1000****
РВР3.1-Ш-10/2000
РВР3.2-Ш-10/2000
РВР.1Н-10/2000
РВ-20/400
РВ-20/630
РВ-20/1000
РВЗ. 1-20/630
РВЗ.2-20/630
РВЗ. 1-20/1000
РВЗ.2-20/1000
РВ-35/400
РВ-35/630
РВ-35/1000
РВЗ. 1-35/630
РВЗ.2-35/630
РВЗ.1-35/1000
РВЗ.2-35/1000
Трехполюсное
1 б
6
6
10
10
10
6
6
6
10
10
10
6
6
10
10
10
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
35
35
35
35
35
35
| 35
6,9
1 6,9
6,9
11,5
11,5
11,5
6,9
6,9
6,9
11,5
11,5
11,5
6,9
6,9
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
11,5
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
400
630
1000
400
630
1000
400
630
1000
400
630
1000
400
630
400
630
1 000
2 000
2 000
2 000
400
630
1000
630
630
1000
1000
400
630
1000
630
630
1000
1000
50
60
120
50
60
120
50
60
81
50
60
81
50
60
50
60
81
85
85
85
45
50
55
51
50
55
55
50
51
80
50
50
80
80
исполнение
1 29
35
71
29
35
71
29
35
47
29
35
47
29
35
29
35
47
— 1
—
—
—
—
—
—
—
—
—
16
20
40
16
20
40
16
20
40
16
20
40
20
16 1
20
40
31
31
31,2
16
20
20
20
20
20
20
16
20
32
20
20
32
32
10
14
28
10
14
28
10
14
28,5
10
14
28,5
—
—
—
—
1
—
—
|
—
—
—
—
—
—
~~
—
—
— 1
24
27
42
26
28
44
28
29
46
30
32
48
35
38
41
45
836
120
145
— | 95
60
65
72
75
96
100
120
105
ПО
124
115
170
130
135
ПР-10; ПРИ
ПР-10; ПР-11
ПР-Ю, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10, ПР-11
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-11
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-10
ПР-3, ПЧ-50,
ПДВ-1УЗ
ПДВ-1УЗ
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
ПР-3
* Разъединители имеют два исполнения: (I, II) II—с дополнительным опорным изолятором
и контактом.
** Взамен ПДВ-5. Привод ПР-3 — для заземляющих ножей.
*** Разъединители имеют следующие варианты исполнения: I — заземляющие ножи со стороны
разъемных контактов; II — заземляющие ножи со стороны шарнирных контактов; III — заземляю-
щие ножи с двух сторон.
**** Разъединители имеют следующие варианты исполнения: II — проходные изоляторы со сто-
роны шарнирных контактов; III — проходные изоляторы со стороны разъемного контакта; IV —про-
ходные изоляторы с двух сторон.
***** Масса для варианта IV.
Примечания: 1. В типовом обозначении разъединителя указываются его основные парамет-
ры и особенность конструкции: расшифровка обозначений: Р — разъединитель; В — внутренней
установки, О — однополюсный, Л — линейный, М — модернизированный, Р — рубящего типа,
3 — заземляющие ножи, Ф — фигурное исполнение (наличие проходных изоляторов).
2. Цифры, стоящие после типа: 1—с одним заземляющим ножом; 2 —с двумя заземляющи-
ми ножами.

224
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-62
Разъединители наружной установки
Тип
РОН-ЮК/4000 1
РНД-35/630
РНД-35/1000
РНД-35/2000
РНД-35/3200 ]
РНД-35ХЛ/1000
РНД-35ХЛ/2000
РНДЗ. 1-35/630
РНДЗ.2-35/630
РНД3.1-35/1000
РНД3.2 35/1000
РНДЗ. 1-35/2000
РНДЗ.2-35/2000
РНДЗ. 1-35/3200
РНДЗ.2-35/3200
РНДЗ. 1-35ХЛ/1000
РНД3.2-35ХЛ/1000
РНД3.1-35ХЛ/2000
РНД3.2-35ХЛ/2000
РНД-35У/1000
РНД-35У/2000
РНД3.1-35У/1000
РНД3.2-35У/1000
РНД3.1-35У/2000
РНД3.2-35У/2000
РНД-110/630
РНД-110/1000
РНД-110/2000
РНД3.1-110/630
РНДЗ.2-110/630
РНДЗ.1-110/1000
РНДЗ.2-110/1000
РНДЗ.1-110/2000
РНДЗ.2-110/2000
РНД-110У/1000
РНД-1 ЮУ/2000
<Ь 1
• ее
^ о <"
1хя
|2
а в
Л О)
« «со
•«<
Л 1
«О
2 в
ё! |
« 55 1
3?2,
I 03 с -^
,2-2^ =
Ток термиче- ]
ской устойчи-]
вости
, кА !
Однополюсное исполнение
10
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
ПО
110
ПО
ПО
по
по
по
по
по
по
по
Н,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
40.5
40,5
40,5
40,5
40,5
40,5
—
—
126
126
126
126
126
126
126
126
126
1 —
4 000
630
1000
2 000
3 200
1000
2 000
630
630
1000
1000
2 000
2 000
3 200
3 200
1000
1000
2 000
2 000
1000
2 000
1000
1000
2 000
2 000
630
1000
2 000
630
630
1000
1000
2 000
2 000
1000
2 000
250
64
64
84
128
; 64
84
64
64
64
64
84
84
128
128
64
1 64
1 84
84
64
84
64
64
84
84
80
80
100
80
80
80
80
100
100
80
100
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
20
31,5
40
20
20
31,5
31,5
40
40
31,5
40
90
20
25
31,5
50
25
| 31,5
20
20
25
25
31,5
31,5
50
50
25
25
31,5
31,5
25
31,5
25
25
31,5
31,5
—
—
1 —
—
—
—
—
о
и
5и
1* 1
У 2
|1
105
63
66
181
206
66
181
75
88
78
90
199
218
225
238,8
78
90
199
218
140
155
154
170
169
185
164
169
320
189
220
196
225
366
419
327
394
Привод
пчн
ПРН-П0М
ПРН-П0М
ПРН-ПОМ
ПРН-Н0М
ПРН-П0МХЛ
ПРН-П0МХЛ
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220МХЛ
ПРН-220МХЛ
ПРН-220МХЛ
ПРН-220МХЛ
ПРН-ПОМ
ПРН-ПОМ
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-220М
ПРН-ПОМ
или ПДН-1
ПРН-ПОМ
или ПДН-1
ПРН-ПОМ
ИЛИ ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-ПОМ
или ПДН-1
ПРН-ПОМ
1 или ПДН-1

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 225
Продолжение табл. 2-62
Тип
РНД3.1-110У/1000
РНД3.2-НОУ/1000
РНД3.1-110У/2000
РНД3.2-110У/2000
РНД-ПОХЛ/1000
РНД-ПОХЛ/2000
РНД-110/3200
РНД3.1-110ХЛ/10С0
РНД3.2-П0ХЛ/1000
РНД3.1-ИОХЛ/2000
РНД3.2-1ЮХЛ/2000
РНДЗ. 1-110/3200
РНД3.2-110/3200
РНД-150/1000
РНД-150/2000
РНД-150/3200
РНДЗ.1-150/1000
РНДЗ.2-150/1000
РНДЗ.1-150/2000
РНДЗ.2-150/2000
РНДЗЛ-150/3200
РНД3.2-150/3200
<у .
2 ф
л я
я *
22 К
Ж я *|
ПО |
по
110
110
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
ПО
по
по
150
150
150
150
150
150
1 150
150
150
$2
Я в
о §
Жя«
—
—
—
—
—
1 —
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
«
я
я<;
о к
Ж^
1000
1000
2 000
2 000
1000
2 000
3 200
1000
1000
2 000
2С00
3 200
, 3 200
1000
' 2 000
[ 3 200
1000
1000
2 000
2 000
3 200
3 200
•И й)
2 *" к35
я .г о->
о = ^л
И » «^ со
С « »3х
80
80
100
100
80
100
128
80
80
100
100
128
128
100
100
115
100
I 100
100
100
115
115
Ток термиче-
ской устойчи-
вости, кА
Зс
31,5
31,5
40
40
31,5
40
50
31,5
31,5
40
40
50
50
40
40
45
40
40
40
40
45
45
4с
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
о
2 «-
1*
<з о
<-> 2
* о
^§
384
420
457
501
175
321
366
195
| 235
! 368
! 401
412
451
352
430
433
408
426
482
500
487
505
Привод
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-220М
или ПДН-1
ПРН-НОМХЛ
или ПДН-1ХЛ
ПРН-НОМХЛ
или ПДН-1ХЛ
ПДН-1
или ПРН-220
ПРН-220МХЛ
или ПДН-1ХЛ
1 ПРН-220МХЛ
или ПДН-1ХЛ
ПРН-220МХЛ
или ПДН-1ХЛ
ПРН-220МХЛ
I или ПДН-1ХЛ
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
ПДН-1
или ПРН-220
Примечание, В типовом обозначении разъединителя указываются его основные пара-
метры и особенность конструкции; расшифровка обозначений: Р — разъединитель; О — однополюс-
ный; Н —наружной установки; Д — двухколонковый; 3 «• заземляющие ножи; К—(после напря-
жения) отражает особенность конструкции.
Цифры стоящие после типа: 1 ~ с одним заземляющим ножом; 2-е двумя заземляющими
ножами.
Буквы, стоящие после напряжения: У — с усиленной изоляцией; СК ¦— для ступенчато-килевого
сположения полюсов; ХЛ — холодоустойчивого исполнения.
15-147?

Таблица 2-63
Короткозамыкатели *
Тис
КЗ-35
КЗ-ПОМ
КЗ-220М
Номиналь-
ное напряже-
ние, к В
35
ПО
220
Сквозной ток'
(амплиту-
да), кА
42
34
34
Ток термиче-
ской устойчи-
вости
2с
18,5
18
16,5
Зс
Н,7
13,3
13,3
Предель-
ный ток
термиче-
ской ус-
тойчиво-
сти, кА
12,5 (4с)
13,3 (Зс)
13,3 (Зс)
О о
2«
о
СУ с; <1)
о ^ х
С 5 X
0,4
0,35
0,4
6
о с
2 <->
х 2 *
Н X *
О I
о * ^
Чью
30
50
50
с
1
с
«0 с
о *
о
«со*
60,0
89,0
23,5
Привод
шпкм
* Комплектно с короткозамыкателем 35 и ПО кВ поставляется один трансформатор тока типа
ТШЛ-0,5, а с короткозамыкателем КЗ-220М три трансформатора тока ТШЛ-0,5.
Таблица 2-64
Отделители и заземлители
Тип
ОД-35/630
ОДЗ. 1-35/630
ОДЗ.2-35/630
ОД-1 ЮМ/630
ОД3.1-110М/630
ОДЗ-2-1 ЮМ/630
ОД-150М/630
ОД-150М/Ю00
ОЭ-110/1000
ОЭ-220/1000
ЗОН-ПОМ-1
ЗОН-ПОМ-И
ЗОН-П0У-1
ЗОН-ИОУ-И
ЗОВ-15,75**
ЗОВ-20**
II
Я?"
3- X
35
35
35
110
ПО
110
150
150
ПО
220
ПО
ПО
ПО
по
15,75
20
I
са
3- н
630
630
630
630
630
630
630
1 000
1000
1000
400
400
400
400
—
—
Амплитуда
предельного
сквозного
тока. к. з., к^
СО ^
5§
80
80
80
80
80
80
80
80
70
70
—
—
—
—
200
235
2
Р
2 х си
—
50
50
—
50
50
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
Десятисекунд-
ный ток термиче-
ской устойчиво-
сти, кА
5§
12
12
12
12
12
12
—
20 (Зс)
27,5 (Зс)
27,5 (Зс)
6,3 (Зс)
6,3 (Зс)
6,3 (Зс)
6,3 (Зс)
71 (4с)
71 (4с)
о
" X о-
7
7
—
7
7
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
« о
с к
в Е
а;
о р.
С о
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,7
0,7
0,15
0,15
—
¦—
—
—
—
1
о
и
О
I и,
О -
«о о
о О
° 5
5о
69
73
76
162
190
204
507
512
—
—
87
58
134
102
34
34
1
Привод
ШПОМ
ШПОМ,
ПРН-ПОМ*
ПРН-ПОМ*,
ШПОМ
шпом
шпом,
ПРН-ПОМ*
шпом,
ПРН-ПОМ*
шпом
шпом
ппо
ппо
ПРНУ-10
ПРНУ-10
ПРНУ-10
ПРНУ-10
ПЧ-50Т
ПЧ-50
* Для управления ножами Заземления применяется привод ПРН-ПОМ.
** Заземлители внутренней установки — остальные наружной.
Примечание. Заземлители ЗОН-... I предназначены для заземления нейтралей силовых
трансформаторов, имеющих в нуле трансформатор тока для защиты от замыканий на землю; за-
землители ЗОН-... II—для защиты нейтралей силовых трансформаторов, не имеющих в нуле
трансформатора тока, или для шин открытых подстанций.
Заземлители ЗОН-110У предназначены для районов с загрязненной атмосферой.

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 227
4. ПЛАВКИЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Силовые предохранители
Таблица 2-65
Тиа
Исполнение
Номинальный ток
плавкой вставки,
А
Наиболь-
ший но-
миналь-
ный ток
предо-
храните-
ля, А
Предельный ток
этключения (лей
ствующеё значе-
ние), кА
Симхмет-
ричная
состав-
ляющая
С учетом]
аперио-
дической
состав-
ляющей
Предохранители для внутренней установки
ПК-6/2—7,5
ПК-6/10—30
ПК-6/75
ПК-6/150
ПК-6/300
ПК-Ю/2—7,5
ПК-Ю/Ю—30
ПК-10/50
ПК-Ю/ЮО
ПК-10/150—200
ПК-35/2—10
ПК-35/15—20
ПК-35/30—40
ПКУ-6/40—50
ПКУ-6/20
ПКУ-6/50
ПКУ-6/100
ПКУ-6/300
ПКУ-Ю/20
ПКУ-Ю/40
ПКУ-10/75
ПКУ-10/150
ПКУ-20/15
ПКУ-20/30
ПКУ-20/50
ПКУ-35/8
ПКУ-35/20
ПКУ-35/40
ПКЭ-6/2—10
ПКЭ-6/15—30
ПКЭ-6/40—7,5
ПКЭ-6/100—150
ПКЭ-10/10
ПКЭ-10/15—30
С кварцевым
наполнением
С кварцевым
наполнением, с
увеличенной
мощностью от-
ключения
С кварцевым
наполнением
экскаваторные
2; 3,2; 5; 8
10; 16; 20; 32
80
160
320
2; 3,2; 5; 8
10; 16; 20; 32
50
100
160; 200
2; 3,2; 5; 8; 10
16; 20
32; 40
40; 50
2; 3,2; 5; 8; 10;
16; 20
32; 40; 50
80; 100
160; 200; 320
2; 3,2; 5; 8; 10;
16; 20
32; 40
50; 80
100; 150
2; 3,2; 5; 8; 10;
16
20: 32
40; 50
2; 3,2; 5; 8
10; 16; 20
32; 40
2; 3,2; 5; 8; 10
16; 20; 32
40; 50; 80
100; 150
2; 3,2; 5; 8; 10
16; 20; 32
10
1 30
80
160
320
10
32
50
100
200
10
20
40
50
20
50
100
320
20
40
80
150
16
32
50
8
20
40
10
32
80
150
10
32
20
12
3,5
—
—
—
—
20
12
30
18
5
34
20
14,5
8,25
• 30
18
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
200
350
350
350
350
350
350
350
350
350
500
500
500
500
500
500
200
200
200
200
200
200
15*

228
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-65
Тип
Исполнение
Номинальный ток
плавкой вставки,
А
Наиболь-
ший но-
миналь-
ный ток
предо-
храните-
ля, А
Предельный ток
этключения (дей-
ствующее значе-
ние), кА
Симмет-
ричная
состав-
ляющая
С учетом
аперио- I
дической
состав-
ляющей
Предель-
ная трех-
фазная
мощность
отключе-
ния,
МВ-А
Предохранители для наружной установки
ПК-бН/2-7,5
ПК-6Н/10-30
ПК-10Н/2-7,5
ПК-ЮН/10-30
ПСН-10
ПСН-35
ПСН-110
С кварцевым
наполнением
Стреляющие
2; 3,2; 5; 8
10; 16; 20; 32
2; 3,2; 5; 8
10; 16; 20; 32
8; 10; 16; 20;
32; 40; 50; 70;
100
8; 10; 16; 20;
32; 40; 50; 80;
100
8; 10; 16; 20;
32; 40; 50
10
32
10
32
100
100
50
—
—
—
—
—
—
—
—
200
200
200
200
200
350
750
Таблица 2-66
Предохранители с кварцевым наполнением для защиты трансформаторов напряжения
Тип
Номинальное
напряжение сети,
кВ
Предельный ток
отключения, кА
Предельная трехфаз-
ная мощность отклю-
чения. МВ-А
ПКТ-10
ПКТ-20
ПКТ-35
ПКТУ-10
ПКТУ-20
ПКТУ-35
ПКТЭ-10
Для внутренней установки
3; 6; 10
15; 20
35
3; 6; 10 | } Не
15; 20
35
3; 6; 10
50
ограничен
1000
1000
1000
Не ограничена
» »
» »
1000
пкт-юн
ПКТ-35Н
Для наружной установки
3; 6; 10
35
17
1000
1000

§ 2*47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 7 000 В 229
5. РЕАКТОРЫ
Таблица 2-67
Одинарные бетонные реакторы серия РБ, РБУ, РБГ, РБД, РБДУ, РБДГ
Тип»
РБ, РБУ,
РБГ-10-400-0,35
РБ, РБУ,
РБГ-10-400-0,45
РБ, РБУ,
РБГ-10-630-0,25
РБ, РБУ-10-630-0,40
РБГ-10-630-0,40
РБ, РБУ,
РБГ-10-630-0,56
РБ, РБУ,
РБГ-10-1000-0,14
РБ, РБУ-10-1000-0,22
РБГ-10-1000-0,22
РБ, РБУ,
РБГ-10-1000-0,28
РБ, РБУ,
РБГ-10-1С00-0,35
РБ, РБУ,
РБГ-10-1000-0,45
РБ, РБУ,
РБГ-10-1000-0,56
РБ, РБУ-10-1600-0,14
РБГ-10-1600-0,14
РБ, РБУ-10-1600-0520
РБГ-10-1600-0,20
РБ, РБУ,
РБГ-10-1600-0,25
РБ, РБУ,
РБГ-10-1600-0,35
РБД,
РБДУ-10-2500-0,14
РБГ-10-2500-0,14
РБД,
РБДУ-10-2500-0,20
РБГ-10-2500-0,20
РБДГ-10-2500-0,25
РБДГ-10-2500-0,35
РБДГ-10-4000-0,105**
РБДГ-10-4000-0,18**
Расчетные данные
&
§<Ь
я*
о о.
Л о
ч °«.
СО «5
58 2 .
о Е х
Ен =
0,35
0,45
0,25
0,40
0,40
0,56
0,14
0,22
[0,22
0,28
0,35
0,45
0,56
0,14
0,14
0,20
0,20
0,25
0,35
0,14
0,14
0,20
0,20
0,25
0,35
0,105
0,18
,
о
о
2^
я >>
§я
о г:
Е о-
1,6
1,9
2,5
3,2
3,2
4,0
3,5
4,4
4,4
5,2
5,9
6,6
7,8
6,1
6,1
7,5
7,5
8,5
11,0
11,0
П,0
14,0
14,0
16,1
20,5
18,5
27,7
<
• н -
К о К
нов
о н я
с « ^
о. СО
ос§
^ к °
5н§
ч з 5
Ч2ш
400
400
630
630
630
630
1000
1000
1000
1000
1000
1 000
1000
1600
1600
1600
1600
1600
1600
2 150
2 500
2 150
2 500
2150
2 000
3 750
3 200
Количе-
ство ох-
лаждаю-
щего
воздуха, :
м3/мил
с
2
•я 4>
__
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
70
—
70
—
—
—
—
~~~
>,
СО
•е-
СО
Я
гг
—
—
—
—
—
—
—
—
—
—
~
—
—
—
—
—
—
—
—¦
70 |
70
70
100
1
Устой-
чивость
,
К Я
сз к
г: *
&5
25
25
40
32
33
24
63
49
55
45
37
29
24
66
79
52
60
49
37
66
79 ;
52
60
49
37
97
65
у
оГ
со
О)
Я
5
А
8
8
8
8
: 8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
Габариты
н2
ш 2
а .
03 ч.
«5
а*
3 о
2^
03 о
Ее
1430
1440
11350
1410
1410
1710
1370
1490
1490
11530
1590
1730
1750
1510
1510
1665
1665
1910
1905
1955
1955
1925
1925
2145
2 220
2 082
2140
Высота комплекта
*ь^
2^
3 я
5*
СС В)
* О
X ж
Н «0
0» « 2
Я >>5
2 870
3 450
3 345
3 435
—
3 345
13 660
3 765
—
4 050
3 675
3 645
3 780
4 335
—
4 050
—
4 140
3 960
4 185
—
4 335
—
—
—
—
~~"¦
«
8*
гг
г§1
С сз *
5&*
1930
2 315
2 215
2260
—
'2 215
2 395
2 495
—
2 685
2 450
2 460
2 550
2 875
—
2 885
—
2 730
2685
2 775
—
2 920
—
—
—
— 1
¦~"™
,
Л В)
2 я 1
Н я» ?•
Я *" -
О '-> .Д.
а*
о о к
и я Я
945
1135
1040
—
1040
1040
1040
—
1 135
1230
1 135
1 140
1230
—
1 325
—
1230
! 1230
1220
—
1 230
—
1280
1 180
1230
1 170
1370
.
3
сч
СО
«&
СО
<¦>
<-*
' 2
88С
68С
93С
1 16С
102С
1 13С
1 12С
134С
1 19С
149С
166С
.1 БвС
167С
177С
161С
204С
183С
2 23С
2 530
2 380
2 070
2 460
2180
2 740
3 04С
216С
2 890
* Реакторы выпускаются с углами между выводами 0,90 и 180°.
** Данные реакторы имеют секционную схему обмотки.

РБС, РБСУ,
РБСГ-10-2X630-0,25
РБС, РБСУ-10-2X630-0,40
0,25
0,40
0,73
1,2
0,135
0,2
0,46
0,5
СО 00
2X630
2X030
1 1
1 1
Со Ф*
ю о
00 ОС
14,5
12,5
1490
1690
3 690
3 690
2 460
2 460
1230
1440
1680
ч
я
Номинальное
индуктивное
сопротивление. Ом
обеих вет-
вей. Ом
ветвей при
встречных
токах. Ом
п
Номинальный
коэффициент
связи
Номинальные
потери на фазу,
кВт
Длительно допу-
стимый ток при
естественном
охлаждении, А
на комп-
лект
на Фазу
Количество
охлаждаю-
щего воздуха,
м3/мин
Динамическая
устойчивость, кА
Время термиче-
ской устойчиво-
сти, с
Динамическая
устойчивость при
встречных токах
к. з., кА
Наружный диа-
метр по бетону,
^б-н' мм
вертикальной
установки
#з, мм
ступенчатой
установки
Я 2, мм
горизонталь-
ной установ-
ки //ф, мм
Масса фа:
»ы.
Е
о
о
о к
1»
О
кг
СО
О
О
н
ас
Е
<т>
со
V
*1
09
оу
о»
¦о
К
н
Е
П
00
О
п
X
X
г
го
о\
о
X
п
п
н
о
тэ
г
1
ш
33
1^
5? 0»
сь
\Ъ
-г
5«
^ 1
33
О) "О
ас я
о »
а О
2н
СГ
в> о
ж •
о ю
Ȥ
о
53 г
Л о
ю
-о*
С71
^§
X
¦о г
01тз
*=•?
.<<§
чЛХ^^Л
¦о
СЧ
Р
¦О
СП
п
_<<
¦о
СП
п
-о
СП
о
*э
¦о
СП
п
оч
Ъ ЮМ]
ппЬюхэдои п дпнэждонэой'&яэуе
оег

§2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 231
о
00
со
—
о
СО
см
'—
1
1
о
СЪ
х>
ю
см
о
О)
*-
о
со
см
-ч
о
СО
ЧЗ4
см
о
^
со
со
ю
^
00
о
_|
о
о
ел
—'
о
со
см
'—
ю
о
ю
СМ
ю
со
1^
СО
о
см
1^
1—4
о
см
о
СМ
1
1
о
и
см
о
00
г^
со
о
^
ОО
ю
ОО
О
-*¦
СП
—¦
о
со
см
~
1
1
1
1
о
^
ОО
ю
ОО
о
ОО
СО
СМ
о
СО
СМ
~-
о
-ф
СО
см
о
СО
ел
СО
ио
ОО
00
СО
о
"*
-^
см
1
1
ю
ел
ю
см
ю
см
ОО
со
ю
см
СЛ
1ГЭ
о
ОС
см
см
о
СО
см
~"
1
1
1
ю
см
ел
ю
о
о
-^
см
1
о
1С
ОО
см
ю
г^
см
^
ю
см
о
см
ю
СО
о
о
-*
см
ю
см
-*
—*
1
1
1
1
ю
см
о
см
ю
со
о
см
оо
см
1
1
о
ю
ОО
см
ю
Г-~
см
-*
ю
"*«
о
см
СО
о
см
ОО
см
ю
см
-ч*
'—
1
1
ю
^
о
см
СО
о
СО
ел
см
1
ю
ОО
со
см
о
СО
ел
СО
ю
СО
о
см
СО
см
о
ОО
СО
см
ю
1>~
см
*—
1
1
1
ю
СО
о
см
СО
см
о
см
—«
СО
1
1
о
чф
ел
см
о
4*
-*
ю
см
«—«
см
см
см
о
см
«
СО
о
г*-
¦*
~-
1
1
1
1
ю
см
~^
см
см
см
X 1
о
ч
СП
о
р
1 1
ч
ез
>>
к
3
о
5-
о
со
со
^
см
со
СО
ел
^
ю
ю
II III
1
1
о
о
о
_
X
см
1
1
о
о
о
-^
X
см
1
I
о
о
о
—.
X
см
1
1
о
о
о
-^
X
см
о
о
^^
о
со
ел
X
см
1
1
о
о
о
м
X
см
о
о
"""*
о
ч*«
ел
X
см
1
1
о
о
о
*-«
X
см
о
о
^^
о
о
ел
X
см
1
1
о
о
о
—*
X
см
1
1
о
о
СО
,—1
X
см
1
1
о
о
со
—*
X
см
о
о
""*
о
см
ч*
^
X
см
о о
СО со
СО о
X X
смем см смемем см смем смем смсмсмсм см
СООО "**» "**» т?» Ю Ю *-* —* Г*- (V. Ю 1-0 СО СО
СО Г-» СО ООООО -^ ~-« СО СОЮ Ю ~« *-* *Ф т^
со ел сососо ю ко ел ел со со *-* —«
ЮЮ т*« ююю ю ю ^* -^ю юююю ю
о" о о ООО О ОО ОО оооо о
смем О __^_ _ ^_ с^ смем см о о о о
ОО о ООО о оо оо оооо о
1^ СО СО СО СО СО
—< ~ Г^. Г^ Ю ОО ОО ^ "**» 00 ООСОСО
СМГ^ ^ СОСО00 О ОС0 С0СО О'^Г'^'СО СО
—.—. о о о о~ —« ^^н _^ ^* —<ооо о*
I
о
ИЗ
со -^ со со см ел ел см см оо оо °1 ^ :
СО [^- ООС0 Ю ЮС0 СООО ООСОСОСЛ СЛ-'
§ * I
5&
^ а *
ОСО т^ СМСМОО ю юю Ю СО СО^^О о г я ^
^Ю —. СМСМСМ СО СО "**» т*«Ю ю — —* см с4*.. 2
оо о" ООО о оо ОО ОООО О 2я1
о
тГ
О
о
СО
СО
X
см
о
~
и
О
ю
а
со
ио
О
о
со
СО
>:х
0е?
изо
Он~Т
.и
ои
юиз
а. о.
^
о
о
о
>^
а0^
ю °
Он^
..*-
аУ
иэуэ
аси
о
о
о
X
о
>>
а
ю
а.
а
ю
а.
см
см
о
о
о
о
X
С-1
о
"-4
и,
а
из
а.
СО
см
о
о
о
о
>:х
0е?
Ю<=>
ОнТ
.и
аи
иамз
&&
ю
СО
о"
о
о
о
X
см
о
1
.>»
см
иа
иаиа
аа
ю
СО
О
О
о
о
X
см
о
^*
и
а
иа
а
ю
о"
о
о
о
X
см
о
1
->>
сад
аи
иаиа
а а.
о
о
о
о
X
см
о
~^
и
и
иа
а.
СО
Ю
о"
о
о
со
X
см
о
1
„>>
С(С(
ао
иаиа
сиа
СО
1ГЭ
О
о
о
о
X
см
о
т*
и
а
иа
а
о
о
СО
X
о
>>
а
иа
Он
о
иа
а.
-^
о
о
о
СО
X
см
о
~7*
и
и
ца
а
о
см
о"
о
о
со
X
см
о
1
->>
С[С[
ии
иаиа
а,о.
о
см
о
о
о
со
X
см
о
~р
и
и
Р0
о.
2
>.
с
л
о.
о
са
ф
&
51
— О
\о
«°5
5 <и а
*??
«а = 5
ю о
5 >>^
ЙЙ =
К . 2;
с §
Ч

Таблица 2-69
Тм
ЗРО.П-175/6
ЗРОМ-350/10
ЗРОМ-300/10
ВРОМ-275/35
3 РОМ-550/35
Исполп
Однофазные мас-
ляные
Напряжение
ссги или
генератора,
кВ
6,3
6
10
35
35
Заземляющие реакторы
Велииина тока, А, при положении переключателя
1
25
50
25
6,25
12,5
п
31,0
60
30,6
7,3
14,5
III
37,5
76,5
38,5
18,62
17,1
IV
44,0
87
43,6
10,3
20,6
V
50,0
100
50
| 12,5
25
1
Напряжение
сигнальной
обмотки, В
ПО
100
ПО
ПО
ПО
Мощность,
кВ-А
175
350
300
275
550
в. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА
Трансформаторы тока внутренней установки напряжением 3—35 кВ, вторичный ток 5 А
Таблица 2-70
Тп
ткл-з
ТВЛМ-6-0,5/3
ТВЛМ-6-Р/Р
ТВЛМ-10-Р/Р
ТВЛМ-10-0,5/3
ТПЛМ-Ю-Р/Р
ТПЛМ-10-0,5/Р
ТПЛ М-10-0,5/3
ТПЛМ-10-Р
Исполнепи
Катушечные с литой
изоляцией
Встраиваемые в КРУ,
катушечные с литой изо-
ляцией
Проходные с литой изо-
| ляцией
Номиналь-
ный первич-
ный ток. А
5-600
10—150
1 200
300
400
1 20—1500
5—200
300
400
1 400
Номинальные вторичные нагрузки
для классов*, Ом
0,5
0,6
0,4
0,6/0,6
0,4/-
0,6/0,6
0,4/0,6
| 0,4/0,6
0,0
1 | 3
1,0
0,6
1,2
10%-ная кратность
при номинальной
нагрузке
8
6
6
6
7
20/20
7/20
15/15
7/15
7/15
15
Односекунд-
ная термиче-
ская устойчи-
вость (крат-
ность)
35 (4с)
85
85
70
50
120**
(30 кА)
90
90
70
70
Динамическая
устойчивость
(кратность)
175
250
180
120
90
250***
52
250
175
165
165

Тип
ТПЛМУ-Ю-Р/Р
ТПЛМУ-Ю-0,5/Р
ТПЛМУ-Ю-0,5/3****
ТПЛМУ-Ю-Р
ТЛМ-Ю-Р/Р
ТЛМ-Ю-0.5/Р
ТЛМ-Ю-Р/3
ТЛ М-10-0,5/3
ТЛМ-Ю-Р
ТШЛП-Ю-&,5/Р
ТШЛП-10-Р/Р
ТШЛП-10К-0.5/Р
ТШЛП-ЮК-Р/Р
ТШЛП-ЮК-0.5/Р
ТШЛП-ЮК-Р/Р
ТПЛ-Ю-Р
ТПЛ-Ю-0,5/Р
ТПЛ-Ю-Р/Р
ТПЛУ-Ю-Р
ТПЛУ-Ю-0,5/Р
ТПЛУ-10-Р/Р
ТПОЛ-Ю-Р
ТПОЛ-10-0,5/Р
ТПОЛ-Ю-Р/Р
7ШЛ-10-0.5/Р 1
ТШЛ-Ю-Р/Р
Исполнена
Проходные усиленные
с литой изоляцией
С литой изоляцией
Проходные шинные с
литой изоляцией
Проходные шинные с
литой изоляцией для
КРУ
Проходные шинные с
литой изоляцией для
КРУ
Проходные с литой изо-
ляцией
Проходные усиленные с
литой изоляцией
Проходные одновитко-
вые с литой изоляцией
Шинные с литой изоля-
цией
Номинальный
первичный ток, А
1 10-300
5-100
150-200
300—400
I 600-1500
1000
2 000
1000
2 000
5—200
300
400
10-100
600
800
1000
1500
2 000—5 000
1 Номинальные
ДЛЯ
1 °-5
1 0.6/0.6
0.4/0.6
0,4/0,6
0,6
0,6/0,6
0.4/0,6
0,6/-
0.4/-
0,6
0,8/1,2
1,2/1,2
0.8/1,2
1,2/1,2
0,8/1,2
1,2/1,2
0,6
0,4/0,6
0,6/0,6
0,6
0,4/0,6
0,6/0,6
0,6
0.4/0,6
0,6/0,6
0.8/1,2
] 1,2/1,2
вторичные нагрузки
классов*, Ом
1 | 3 1
—
1/1
0,8/1
1/~
0,8/-
1
1,2/2,4
2,4/2,4
1,2/2,4
2.4/2,4
1.2/2,4
2,4/2,4
Т/
1/-
0,6/-
1,2/2.4 |
2.4/2.4 |
—
1,2/1,2
-/1,2
1,2/0.6
-/0.6
1,2
2/3
3/3
2,3
3/3
| 2,3
! з,з
! 1,2
-/1,2
1,2/1,2
1,2
-/1,2
1,2/1,2
1,2
1,2/1,2
1,2/1,2
2/3
3/3
Продолжение
10%-ная кратность]
при номинальной 1
нагрузке 1
1 15/15
7/15
7/15
15
20/20
7/20
20/20
7/20
20
20/25
25/25
20/25
25/25
20/25
25/25
7******
15*****
15*****
7******
1С**:»-**
1-7 9Я*******
20/25
25/25
Односекунд- 1
ная термиче- 1
екая устойчи- 1
вость (крат- 1
ность) [
120
120
120
120
120
90
40
45
45
70
70
70
70
70
90
90
70
120
120
120
65
65
55
36
70
70
табл. 2-70
Динамическая
устойчивость
(кратность)
250
; 250
250
| 250
250
250
(100/кА)
(100/кА)
(100/кА)
—
—
—
250
175
| 165
250
250
250
160
160
140
90
—

Тип
ТШЛ-10К-0,5/Р
ТШЛ-10К-Р/Р
ТПШЛ-Ю-Р/Р
ТПШЛ-10-0,5/Р
ТПШЛ-10-Р
ТШЛ-20-1
ТШЛ-20Б-1
ТШЛ-20-Н
ТШЛ-20Б-Н********
ТШЛ-20Б-Ш********
ТШВ-15-Р/0,5
ТПОЛ-20-Д/1
ТПОЛ-20-Д/0,5
ТПОЛ-35-Д/1
ТПОЛ-35-Д/0,5
Исполнен
Шинные с литой изоля-
цией для КРУ
Проходные шинные сли-
той изоляцией
Шинные с литой изоля-
цией
Шинные с литой изоля-
цией
Шинные с воздушной
изоляцией
Проходные одновитковые
с литой изоляцией
Проходные одновитковые
с литой изоляцией
Номинальны;'
первичный ток, А
2 000—5 000
2 000
3 000
4 000
5 000
1 6 000
8 000
| 10 000
12 000
18 000
6 000
8 000
400
600
800
1000
1500
400
600
800
1000
1500
Номинальные вторичные
для классов*, Ол
нагрузки
I
о. | , |
0,8/1,2
1,2/1,2
1,2/1,2
0,8/1,2
1,2
1,2/1,2
1,2/1,2
4/4
1,2/1,2
0,8/0,8
1,2/0,8
2/0,8
2/0,8
0,8/0,8
1,2/0,8
2/0,8
2/0,8
1,2/2,4
2,4/2,4
3/3
1,2/3
3
3/3
3/3
0,6/0,8
0,6/0,8
2/3
3/3
4/4
2,4/4
4
П1
10%-ная кратность
при номинальной
нагрузке
20/25
25/25
25/25
25/30
25
18
18
14
8
18
15/12
20/17
25/17
26/14
26/19
15/12
20/17
25/14
26/14
26/19
эодолжение
Односекунд-
ная термиче-
ская устойчи-
вость (крат-
ность)
70
70
70
20 (4с)
40
20
(4с)
20
20
(4с)
80
табл. 2-70
Динамическая
устойчивость
(кратность)
—
—
—
—
—
—
250
170
130
1 100
1 70
I N3
* В числителе приведены данные первого сердечника, в знаменателе — второго.
** При токах 20—100 А кратность 120; при токах 150—300 А — 90; при токах 400—1500 А — 30 кА.
*** При токах 20—150 А — кратность 250; при токах 200—1 500 А — 52 кА.
*:::!:* Сердечник, обозначенный индексом «3», предназначен для работы в схеме защит.
'***'й Для сердечника «Р».
****** для сердечника «0,5*.
****** При первичных токах 600, 800, 1 С00, 1 500 А и обозначения сердечника «05» 10%-иая кратность соответственно 17, 15,
«Р» — 21, 25, 20 и 25.
******** Буква «Б» означает без корпуса.
СО
?;
. н
о
ел
3
о
О;
О
н
17 и 24, а для сер;
АЗ

Таблица 2-71
Трансформаторы тока наружной установки напряжением 35—110 кВ
Тип
ТФН-35М
ТФНД-35М
ТФНУД-35М
ТФНД-ПОМ
Исполнение
В фарфоровой
покрышке
Класс точно-
сти или обо-
значение
обмотки
0,5
Р
0,5
Р
0,5
РА
Д Д 0,5
0,5
Д!
д2
0,5
Д1
д*
Номиналь-
ный первич-
ный ток. А
15—800
1000
15—600
800—1 500
1 000—2 000
15—600
800-1 500
1 000—2 000
15—600
50—600
400—800
Вторич-
ный ток,
А
5
5
5
5
Номинальные вторичные нагрузки
для классов
0,5
Ом
2
1 0,8
2
0,8
1.2
1,2
—
1,2
1.2
1.2
1,2
1.2
1.2
В-А
—
—
—
—
—
—
1
Ом
4
4
4
4
2,4
2,4
—
4
4
4
4
4
4
| В-А
—
—
—
—
—
10%-ная
кратность
при на-
грузке
10*
35**
10*
35**
14***
|0***
13***
30**
33**
38**
—
10***
30**
30**
|0***
30**
30**
Односекунд-
ная термиче-
ская устойчи-
| вость (крат-
ность)
65
65
90
43,3 (Зс)
34,5 (Зс)
Динами-
ческая
устойчи-
вость
(крат-
ность)
150
100
150
100
50
150
100
50
150
150
НО

Ти
ТФНД-ПОМ-П
ТФНД-ПОМ-ХЛ
ТФНД-ПОМ-П-ХЛ
ТФНД-150-1-ХЛ
ТФНД-150-1-ХЛ
Исполнение
В фарфоровой
покрышке
Класс точно-
сти или обо-
значение-
обмртки
0,5
0,5 ДА
Р
Р
0.5
Р
Р
0,5
0,5
Д1Д2Д3
Номиналь-
ный первич-
ный ток. А
750—1 500
1 000—2 000
50—800
750—2 000
600, 1200
600, 1200
Вторич-
ный ток,
А
1 ИЛИ 5
5
1 или 5
1 или 5
1 или 5
Номинальные вторичные нагрузки
для классов
0,5
Ом | В-А
20/0,8****
20/0,8****
—
—
—
—
20
20
30
30
30
20
20
1 20
40/50
40/50
1
Ом | В А
—
—
—
—
—
50
50
—
—
100
100
Продолжение та
10%-ная
кратность
при на-
грузке
30
30
—
—
ф*****
25******
Односекунд-
ная термиче-
ская устойчи-
вость (крат-
ность)
60
—
—
24,6 (Зс)
24,6 (Зс)
б л. 2-71
Динами-
ческая
устойчи-
вость
ность)
75
88
75
62
62
* При нагрузке 2 Ом.
** При нагрузке 0,8 Ом.
*** При нагрузке 1,2 Ом.
**** В числителе даны данные при ном нальном вторичном токе I А; з знаменателе — 5 А.
***** при номинальной нагрузке.
****** При нагрузке 30 В-А.
Примечание. Расшифровка типа трансформатора тока: Т —< трансформатор тока; Ф —• фарфоровый; Н —наружной установки; У —усиленный; Д — с
бмоткамн для релейной (дифференциальной) защиты; М — модернизированный; I, И, IV —варианты конструкции; ХЛ — для холодного климата.

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В '237
Таблица 2-72
Трансформаторы тока, встраиваемые в выключатели 35—110 кВ
Тип
ТВ-35/10
ТВ-35/25
ТВ-110/52
Вариант
исполнения, А
150/5
300/6
! 600/5
200/5
300/5
600/5
1500/5
200/5
300/5
600/5
Номиналь-
ный первич-
ный ток, А
50
75
100
150
100
150
200
300
200
300
400
600
75
100
150
200
100
150
200
300
200
300
400
600
600
750
1000
1500
75
100
150
200
100
150
200
300
200 1
300
400
600
Номинальная вторичная
нагрузка (Ом) в классе
1 0,5
| 1
1 3
1 10
Точность ниже класса 10
— | — I — I о,з
— — — 1,2
—
—
—
м
0.4
1,2
1>2
1,2
—
—
1,2
—
1 0,4
0,4
0,8
1,2
1,2
—
ТУ2 1
1,2
1>2
! 1,6
3
0,8
1 о>
0.8
1 о,8
0,8
о,е
—
М
0,8
1,2
0,8 1
1,2
1,2
0,8
1,2
1,6
3'
1,6
3
4
0,8
0,8
0,8
—
0,6
0,8
0,8
0,8
0,8
—
Сопротивление вто-
ричной обмотки, Ом
г
0,03
0,04
0,05
0,08
0,05
0,08
0,1
0,16
0,1
0,16
0,2
0,3
0,02
1 0,026
1 0,04
0,05
0,026
0,04
0,05
0,07
0,05
0,07
0,095
0,142
0,195
0,245
0,326
0,495
0,025
0,0347
0,052
0,07
0,0347
0,052 1
0,07
0,104
0,07 1
0,104
0,14
0,204
1 * 1 ¦
0,05
0,05
0,06
0,1
0,08
0,15
0.15
0,1
0,2
0,2
0,2
0,1
0,1
0,1
0,15
0,01
0,15
0,15
0,15
0,1
0,2
0,3
0,3
0,1
0,4
0,1
0,6
0,1
' 0,15
0,15
0,2
0,1
0,2
0,2
0,2
0,1
о,з 1
0,3
0,3
0,1
0,152
0,154
0,207
0,122
0,203
0,207
0,212
0,104
0,308
0,312
0,331
0,227

238 Электроснабжение и подстанции [Разд. 2
Продолжение табл. 2-72
Тип
ТВ-110/52
ТВ-110/18
Вариант
исполнения. А
1000/5
2000/5
1000/1
2000/1
200/5
300/5
600/5
1000/5
Номиналь-
ный первич-
ный ток. А
500
600
750
1000
500
1000
1500
2 000
500
600
750
1С00
1000
1200
1500
2 000
75
100
150
200
100
150
200
300
200 1
300
400
600
400 1
600
750
1000
Номинальная вторичная
нагрузка (Ом) в классе
1 0,5 | 1 | 3
0,8
1,8
1.6
2,0
50
40
50
50
50
1,0
2?0
30
50
40
-~~
! 1,2
1,2
—
—
1 10
—
—
Точность ниже класса 10
—
—
—
Точность ниже
класса 10
—
—
—
—
—
гТо
—
2Т0
2,0 |
1,2
2,0
3,0
1,2
—
1,2
1.6
2,0 1
—
Сопротивление вто-
ричной обмотки. Ом
1 , | ,
0,14
0,204
0,261
0,368
0,173
0,37
0,555
[ 0,781
4,35
5,45
6,8
9,05
9,05
7,22
14
19,5
—
0,07
—
0,07
0,104
0,07 1
0,104
0,14
0,204
0,14
0,204
0,261
0,368
1,0
0,8
0,7
0,1
0,312
0,26
0,368
1,38
3,3
3,0
—
0,1
—
0,2
0,1
0,3 I
0,3
0,3
0,1
1.о ;
0,8
0,7 !
0,1
г
1,01
0,826
0,747
0,38
0,357
0,452
0,555
0,863
4,35
5,59
7,56
9,05
9,05
11,64
14,0
13,5
—
0,122
—
0,212
0,104
0,308
0,312
0,331
0,227
1,01
0,826
0,747
0,38
Таблица 2-73
Трансформаторы тока, встраиваемые в силовые трансформаторы
Тяп
ТВДМ*1
Исполнения, А
200/5
Ступень коэффи-
циента транс-
формации
75
100
150
200
Класс точно-
сти
10
10
3/10
10
1 Вторичная
нагрузка.
В-А
20
20
20/50
20/50
Предельная крат-
ность при вторич-
ной нагрузке
0.2/—
8,9/-

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 239
Продолжение табл. 2-73
Тип
ТВДМ-1
ТВТ-3
ТВТ-10
ТВТ-35М
ТВТ-35
Исполнения, А
300/5
600/5
400/5
5000/5
6000/5
12000/5
1
300/1, 300/5
600/1/5
1000/1, 1000/5
3000/1, 3000/5
4000/1, 4000/5
300/5/1
600/5
Ступень коэффи-
циента транс-
формации
100
150
200
300
200
300
400
600
| —
—
100
150
200
300
200
300
400
600
400
600
750
1000
1000
1500
2 000
3 000
1000
2 000
3 000
4 000
100
150
200
300
200
300
400
600
Класс точно-
сти
3/10
3/10
1/3/10
1/3/10
1/3/10
1 1/3
0,5/1
—
0,5
0,5
0,5
10
10
10
10
10
3
3
3
3
3
3
1
1
1
1
1
0,5/1
0,5/1
0,5/1
0,5
10
10"
10
10
10
3
3
3
Вторичная Предельная крзт-
нагрузка. ность при вторич-
В-А | ной нагрузке
20
20/50
20/50
10/20/50
20/50
10/20/50
20/50
10/30
—
30
30
30
15
15
15
30
15
10
20
30
20
30
75
30
30
30
30
30
15/30
15/30
15/30
30
15
15
15
30
15
10
20
30
6,2/—
8,9/—
20/12,5/6,2
8,9/—
20/12,5/6,2
16,5/8
—/20
—
30
30
15
12
10
12
1 25
16
18
16
18
15
30
30
30
30
30
20
20
20
20
25
35
25
30
30
30

240
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-73
Тип
ТВТ-110
ТВТ-150
Исполнения, А
600/1
1000/1
1000/5,
2000/5/1
600/1/5
1000/1/5
2000/1/5
Ступень коэффи-
циента транс-
формации
200
300
400
600
400
600
750
1000
400
600
750
1000
1000
1500
2000
200
300
400
600
400
600
750
1000
750
1000
1500
2000
Класс
точности
10
3
3
з
3
3
3
1
! з
! 3
3
1
1
1
1
3
3
3
3
3
3
1
1
1
1
0,5
0,5
Вторичная
нагрузка, В-А
30
25
20
10
20
20
75
30
30
1 20
75
30
30
30
30
10
20
30
30
30
30
20
30
20
30
30
50
Предельная крат-
ность при вторич-
ной нагрузке
] 30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
28
30
30
30
30
30
30
30
30
30
Таблица. 2-74
Трансформаторы тока (кабельные) внутренней установки для зашиты от замыканий
на землю напряжением 3—15 кВ
Тип
ТНП-2
ТНП-4
ТНП-7
ТНП-12
Число охваты-
ваемых кабе-
лей
1—2*
3—4
5—7
8—12**
Потребляемая
мощность цепи
подмагничизания
ПО В, В-А
20
45
50
70
Полу^аемая
мощность при
1 А вторичной
цепи с ^=100 Ом,
мВ-А
6,25
6,25
3,44
3,44
Э. д. с небаланса во
вторичной цепи не более
от псдмагни-
чивания. мВ
150
150
150
150
от несиммет-
ричности при
номинальной
нагрузке
кабелей, мВ
17
17
14
14
* Наружный.диаметр кабеля до 50 мм. При большем диаметре кабеля следует брать больший
габарит трансформатора.
** Наружный диаметр кабеля 60 мм.

§ 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 241
<г—
Таблица 2-75
Трансформаторы тока (шинные) внутренней установки для защиты от замыканий
на землю напряжением 6,3—10,5 к В
Тип
ТНП-Ш1
ТНП-Ш2
ТНП-ШЗ
ТНП-ШЗУ
Длительно
допустимый
ток при тем-
пературе воз-
духа 40° С
1750
3 000
4 500
7 500
Десятисе-
кундный ток
термической
устойчивости,
[ кА
24
48
72
90
Наиболь-
ший
ударный
ток к. 3.,
кА
165
165
165
180
Потребляе-
мая мощность
Т1епи подмаг-
ничивания
ПО В, В-А
20
25
30
35
Э. д. с. небаланса
во вторичной цепи.
мВ
от подмаг-
иичивання
100
100
100
100
от несим-
метрично-
сти токов
60
85
100
150
Примечание. Полное сопротивление во вторичной цепи 10 Ом; мощность при /ср =• 1 А
1,6 мВ-А.
7. ТРАНСФОРМАТОРЫ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица 2-76
Тип
Трансформаторы напряжения внутренней и
Исполнение
наружной установки
Номинальное навгряжение.В"
ВН
НН
дополни-
тельной
обмотки
Номинальная
мощность, В-А,
в классе точности
0.5
1
3
5ай
«: «в о
2 = =
ЗОМ-1/15
ЗОМ-1/20
ЗОМ-1/24
ЗНОМ 15-63
ЗНОМ-20-63
ЗНОМ-24
ЗНОЛТ-3
ЗНОЛТ-ЗТ
Вн
2 заземленными
выводами пер-
вичной обмотки
То же
Однофазные
масляные с за-
земленным вы-
водом первич-
ной обмотки
То же
С заземляющим
высоковольт-
ным выводом,
однофазный, с
литой изоляци-
ей, трехобмо-
точный
у т р ен
6 000
10 000
13 800
15 750
13 000
20 000
24 000
' 6 000
10 000
13 аоо
15 750
18 000
20 000
24 000
3 000
То же
ней установки
00
Уъ
Уз
Уз
Уз
Уз
У~3
У~3
Уз
¦Уз
Уз
Уз
Уз-
Уз
Уз
ЗЗОоУз"
Уз-
Уз"
Уз-
Уз"
Уз-
Уз
Уз"
Уз"
Уз
Уз
Уз
Уз
00
00:
Уз"
Уз-
100: УТ
127—100
127—100
127—100
127—100
127—100
127—100
100
—
—
—
—
100:3
100:3
100:3
100
127
100:3
100
127
—
—
—
—
—
—
—
50
75
75
75
75
75
—
30
—
—
—
—
—
—
—
—
—
75
150
150
150
150
150
—
50
—
—
—
—
—
—
—
— \
— ;
200
300
300
300
300
300
—
150
"""
—
16— 478

242
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Тип
ЗНОЛТ-6
ЗНОЛТ-10
Исполнение
С заземляю-
щим высоко-
вольтным вы-
водом, одно-
фазный, с ли-
той изоляцией,
трехобмоточ-
ные
То же
Продолжение
Номинальное напряжение,В
ВН
6 000:|/з
1СС00:Кз
нн
100: |/з
100:1/1
дополни-
тельной
обмотки
100:3
100
127
100:3
100
127
т а б л
Номинальная
мощность, В-А,
в классе точности
0,5
50
75
1
75
150
3
200
300
. 2-76
«<
2Д
3*
2 <у
5 о
к =
200
300
Наружной установки
ЗНОМ-35-65
ЗНОМ-ПО
НКФ-110-57
НКФ-1Ю-58
Однофазные
масляные с за-
земленными вы-
водами
Каскадные в
фарфоровой по-
крышке
35 000:|/3^
110 000:1/3
И0 000:|/3^
110 000:1^3
100:I 3^
100: V 3
100М 'Т
100:1/^3
100:3
100
100
100
150
400
400
250
600
600
600
1 200
1 200!
1200
2 000
2 000
Максимальная погрешность (±) составляет:
.. „ л. Угловая погрешность.
Класс точности По напряжению, % мин
0,5 0,5 20
1 1 40
3 3 Не нормируется
Примечания: 1. У трсхобмоточных трансформаторов напряжения классы точности уста-
навливаются для основной вторичной обмотки.
¦?. Трехобмоточные трансформаторы серии ЗНОМ предназначены для сетей с изолированной
нейтралью, серии НКФ (кроме НКФ-110-58) — с заземленной нейтралью.
8. ИЗОЛЯТОРЫ АРМИРОВАННЫЕ
Таблица 2-77
Армированные изоляторы для внутренней и наружной установки
Тип
П р о х
П-6/250—375
П-6/400—375
П-10/400—750
П-10/630—750
П-10/1000—750
П-10/1500—750
П-10/2000—2000
П-10/1000—3000
П-10/1600—3000
П-10/2000—3000
П-10/3200—3000
П-10/5000—4250
Номиналь-
ное напряже-
ние, кВ
одные для
1 6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Номиналь-
ный ток, А
Выдержи-
ваемое (дей-
ствующее)
напряжение
(при плавном
подъеме)
в сухом
состоянии, кВ
внутренней устано
1 200
400
400
630
1 000
1500
2 000
1000
1 600
2 000
3 200
5 000
1 36
36
47
47
47
47
47
47
1 47
1 47
47
47
Минималь-
ная разруша-
ющая нагруз-
ка при
изгибе, кгс
в ки
1 375
375
750
750
750 ;
750
2 000
3 000
3 000
3 000
3 000
4 250
Масса,
кг
3,4
3,5
5,5
5,7
7,2
8
18,4
32,6
32,6
32,6
32,6
76,5

5 2-47] Основные технические данные аппаратов напряжением выше 1000 В 243
Тип
П-10/6000—4250
П-10/8000—4250
П-10/10000—4250
П-20/1000—2000
П-20/1600—2000
П-20/2000—2000
П-20/3200—2000
П-20/6300—3000
П-20/8000—4250
П-20/10000—4250
П-20/12500—4250
П-35/400—750
П-35/630—750
П-35/1000—750
П-35/1600—750
Номиналь-
ное напряже-
ние, кВ
10
10
10
20
20
20
20
20
20
20
20
35
35
35
35
Номиналь-
ный ток, А
6 000
8 000
10 000
1000
1600
2 000
3 200
6 300
8 000
10 000
12 500
400
630
1000
1600
Продолжение табл. 2-77
Выдержи-
ваемое (дей-
ствующее)
напряжение
(при плавком
подъеме)
в сухом со-
стоянии, кВ
47
47
47
75
75
75
75
75
75
75
75
ПО
ПО
ПО
ПО
Минимальная
разрушающая
нагрузка при
изгибе, кгс
4 250
4 250
4 250
2 000
2 000
2 000
2 000
3 000
4 250
4 250
4 250
750
750
750
750
Масса,
кг
76,5
72,0
33,0
33,0
33,0
33,0
47,0
51,6
140,0
140,0
135,0
32,5
32,5
36,0
39,0
ОФ-6—375
ОФ-10—375
ОФ-10—375ов
ОФ-10—750
ОФР-10—750
ОФ-10—1250
Оф-Ю—2000
ОФ-10—2000кв
ОФ-10—3000
ОФР-10—3000
ОФ-10—4250кв
Оф-Ю—6000
ОФ-20—375
ОФР-20—750
ОФ-20—2000кв
Оф-20—3000
ОФ-20—4250кв
ОФ-35—375
ОФ-35—750
ОФ-35—1250 кв
ОФ-35—2000 кв
ПНМ-10/400—750
ПНМ-10/630—750
ПНМ-10/1000—750
ПН-10/2000—1250
ПН-20/2000—1250
ПН-20/3200—1250
ПН-35/400—750
ПН-35/630—750
ПН-35/1000—750
ПН-35/1600—750
Опорно
ОНСМ-10—2000
ОНСУ-35—500
ОНСМ-110—300
Опорные
6
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
20
20
20
20
20
35
для внутренней
35
35
35
Проходные для
10
10
10
10
20
20
35
35
35
35
стержневые
10
35
НО
установки
36
47
47
47
47
47
47
47
47
47
47
47
75
75
75
75
75
ПО
ПО
ПО
ПО
375
375
375
750
750
1250
2 000
2 000
3 000
3 000
4 250
6 000
375
750
2 000
3 000
4 250
375
750
1250
1 2 000
наружной
400
630
1000
2 000
2 000
3 200
1000
630
1000
1600
установки
47
47
47
47
75
75
ПО
110
110
ПО
750
750
750
1 250
1250
1250
750
750
750
750
для
наружной
47
ПО
295
установки
2 200
500
400
Примечание. Буквы в типе означают: П — проходные; О — опорные; Ф — фарфоровые;
Р — ребристые; Н — наружной установки; М — модернизированные; С — стержневые; У — усиленные.
с увеличенной длиной пути утечки; ов — овальный фланец; кв — квадратный фланец.
16*

244
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Д. ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИЙ, ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН,
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ТОКОПРОВОДОВ
ОТ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
2-48. ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Под перенапряжением обычно понима-
ют повышение до опасных величин разно-
сти потенциалов на изоляции, возникающее
при различных кратковременных процессах
в электрической цепи. Перенапряжения
разделяются на внешние и внутренние.
200
180
160
|ш
а 80
^ 60
40
гтт
I
'И——I
И——Г"
1
я
20
О 20 40 60 80100%
Ркс. 2-98. Вероятность появления токов
молнии различной величины.
2800\
2Ч00Н
2000
1600
1200\
800 1200 1600 2000 2400 2800 2200 2600 кВ
Рис. 2-99. Величина защитного уровня ли-
ний электропередачи.
К внешним относятся, например, ат-
мосферные перенапряжения, которые воз-
никают при поражении электроустановок
разрядами молнии. В расчетах защитных
устройств от атмосферных перенапряжений
принимается максимальная амплитуда то-
ка прямого удара молнии —200 кА, а мак-
симальная крутизна фронта волны тока —
50 кА/мкс.
Вероятность появления токов молнии
различной величины приведена на рис, 2-98,
Шоп"
\-
1трос
4
й-
*>
<*
;*>
V
л
у
•
«*
* *
*
>
У
у
у
*
Щ<Ь
У
^
>
Ъ
Г
9-
^\
Характеристикой эффективности защи-
ты линий электропередачи от ударов мол-
нии является защитный уровень, выражен-
ный в килоампергх тока молнии. На рис.
2-99 приведены зависимости защитного
уровня для нормальных и повышенных
опор линий электропередачи при сопротив-
лениях заземляющих устройств 5 и 10 Ом.
Внутренние перенапряжения возника-
ют при различных аварийных процессах:
при резких нарушениях установившегося
режима работы электрической цепи, при
включениях и отключениях линий электро-
передачи, трансформаторов, при внезапных
изменениях нагрузки и т. п. Разделяются
па коммутационные и резонансные.
Коммутационные перенапряжения оп-
ределяются быстродействием коммутацион-
ных аппаратов и величинами емкости и ин-
дуктивности цепи.
Резонансные перенапряжения возника-
ют вследствие изменения соотношений ме-
жду индуктивностями и емкостями в ре-
зультате коммутационных операций или
при неудачном их сочетании в данной це-
пи. Резонансные перенапряжения могут су-
ществовать продолжительное время.
2-49. ЗАЩИТА ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ОТ АТМОСФЕРНЫХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Воздушные линии 6—10 кВ специаль-
ных мер защиты от атмосферных перена-
пряжений не требуют. Это относится к ли-
ниям, выполненным на деревянных опорах,
имеющим сравнительно высокий защитный
уровень, оцениваемый для изоляции «зем-
ля— фаза» 14—21 кА и «фаза — фаза»—-
4 кА.
Воздушные линии 6—10 кВ на железо-
бетонных опорах имеют защитный уровень
значительно ниже и определяется он толь-
ко электрическими характеристиками изо-
ляторов. Низкий защитный уровень линий
на железобетонных опорах вызывает необ-
ходимость применения автоматического
повторного включения (АПВ). Кабельные
вставки на В Л б—10 кВ с двух сторон за-
щищаются трубчатыми или вентильными
разрядниками.
Воздушные линии 35 кВ на деревян-
ных опорах с тросами, как правило, не
защищаются. Их защитный уровень 100—
110 кА. Элементы такой линии, имеющие
пониженную изоляцию, а именно отдель-
ные металлические и железобетонные опо-
ры, концевые -опоры с тросом, подлежат
обязательной защите трубчатыми разряд-
никами.
На линиях 35 кВ с металлическими

§ 2-49] Защита линий электропередачи от атмосферных перенапряжений 245
или железобетонными опорами защита от
прямых ударов молнии не предусматрива-
ется. Защитный уровень таких линий не
превышает 45 кА. Металлические и же-
лезобетонные опоры ВЛ 35 кВ должны
быть заземлены. Сопротивление заземляю-
щих устройств опор до 10 Ом при удель-
ном сопротивлении земли до 100 Ом»м и не
более 30 Ом при удельном сопротивлении
земли более 1 000 Ом-м.
Воздушные линии 110—220 кВ на ме-
таллических и железобетонных опорах дол-
жны быть по всей длине защищены троса-
ми. Сооружение линий без защиты троса-
ми допускается:
1) в районах со слабой грозовой дея-
тельностью при средней продолжительно-
сти гроз менее 20 ч в год;
2) на участках трассы, где гололедные
отложения имеют толщину стенки более
20 мм, т. е. на отдельных участках ВЛ в
районах с плохопроводящими грунтами
(р^1 000 Ом-м)
Защитный угол тросовых молниеотво-
дов должен быть при одностоечных метал-
лических и железобетонных опорах с од-
ним тросом 30°; при горизонтальном рас-
положении проводов на опорах из любого
материала с двумя тросами—20° (реко-
мендуется 15°, но допускается и 30°).
При защите линии двумя тросами рас-
стояние между ними должно быть не более
5-кратного расстояния между тросами над
проводами.
Расстояния по вертикали между тро-
сами и проводами линии электропередачи
в середине пролета без учета отклонений
их ветром при температуре +15 °С по ус-
ловиям грозовых перенапряжений должны
быть не менее величии, приведенных в
табл. 2-78. Воздушные линии ПО кВ на
деревянных опорах, как правило, тросами
не защищаются.
Таблица 2-78
Расстояния по вертикали между тросами
и проводами линий электропередачи
в середине пролета при ^=15°С
Пролет
между
опорами
100
150
200
300
400
500
600
Расстоя-
ние по
вертика-
ли меж-
ду прово-
дами и
тросами,
м
2,0
3,2
4,0
5,5
7,0
8,5
10,0
Пролет
между
опорами
700
800
900
1000
1200
1500
Расстоя-
ние по
вертика-
ли меж-
ду прово-
дами и
тросами,
м
11,5
13,0
14,5
16,0
18,0
21,0
Отклонения проводов и тросов под
действием ветра не учитываются,
Все металлические и железобетонные
опоры с тросами должны быть заземлены.
Крепление троса на опорах линий 220 кВ
через изолятор, шунтируемый искровым
промежутком. Величина искрового проме-
жутка должна быть скоординирована с
электрической прочностью гирлянды, под-
держивающей трос. На каждом анкерном
участке длиной до 10 км трос заземляется
в одной точке специальной перемычкой на
анкерной опоре. При большей длине анкер-
ных пролетов количество точек заземле-
ния в пролете выбирается так, чтобы при
наибольшей величине продольной э. д. с,
которая наводится в тросе при к. з. на ли-
ниях, не происходило пробоя искровых
промежутков. Линии электропередачи на-
пряжением 220 кВ на подходе к подстан-
ции длиной 2—3 км заземляются на каж-
дой опоре, если тросы не используются для
емкостного отбора мощности. На линиях
электропередачи 35—150 кВ, без плавки го-
лоледа на тросе, изолированное крепление
троса производится только на металличес-
ких и железобетонных анкерно-угловых
опорах-
По условиям защиты от перенапряже-
ний на ВЛ с деревянными опорами пор-
тального типа расстояние между фазами
по дереву должно быть не менее: 5 м для
ВЛ напряжением 220 кВ; 4,5 м — для
150 кВ; 4,0 м —для ПО кВ; 3,0 м —для
35 кВ.
На одностоечных деревянных опорах
допускаются уменьшения расстояний меж-
ду фазами по дереву до 2,5 м — для ВЛ
напряжением 35 кВ и 0,75 м — для ВЛ на-
пряжением 6—20 кВ при условии соблюде-
ния расстояний между фазами в пролете.
В отдельных случаях для ВЛ ПО—
220 кВ допускается при наличии обосно-
ваний (небольшие токи к. з., районы со
слабой грозовой деятельностью, реконст-
рукция и т. п.) уменьшение указанных рас-
стояний и применение их, как для ВЛ на-
пряжением на одну ступень ниже.
На переходах ВЛ всех напряжений че-
рез реки, ущелья и т. п. при высоте опор
более 40 м и при отсутствии на опорах
троса должны устанавливаться трубчатые
разрядники.
Для ВЛ, проходящих на высоте до
1000 м над уровнем моря, изоляционные
расстояния по воздуху между проводами
и арматурой, находящейся под напряже-
нием, и заземленными частями опор дол-
жно быть не менее поиведенных в табл.
2-79.
Изоляционные расстояния по воздуху
между токоведущими частями и деревян-
ной опорой, не имеющей заземляющих
спусков, допускается уменьшить на 10%,
При прохождении ВЛ в горных райо-
нах величина наименьших изоляционных
расстояний по рабочему напряжению и по
внутренним перенапряжениям должна
быть увеличена по сравнению с приведен-
ными в табт. 2-79 на 1% на каждые 100 м
и выше 1 000 м над уровнем моря.

246
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-79
Наименьшие изоляционные расстояния по воздуху между токоведущими
и заземленными частями ВЛ
Расчетные условия при выборе
изоляционного промежутка
Наименьшие изоляционные расстояния (см)
при напряжении ВЛ, кВ
До 10 |
20
35
ПО
150
220
По атмосферным перенапряже-
ниям:
для штыревых изоляторов
для подвесных изоляторов
По внутренним перенапряже-
ниям
По рабочему напряжению
15
20
10
—
25
35
15
7
35
40
30
10
—
100
80
25
—
140
ПО
35
—
200
160
55
у?щт
и
т
%.
к>л
4
л
|
Г
^у^г]
1—*•
II
1 т
0088
1 |
к*ад*»;
1 «41
1 1
1
1
^3^
\
;Щ
ТРЪ&тА
I
81
7&&ПЯГ*
в}
*)
а.)
V
Рис. 2-100. Защитные промежутки, применяемые на ВЛ 6—10—35 кВ.
а-— защитный промежуток на ВЛ 6—10 кВ с. деревянными опорами; б — защитный промежуток на
ВЛ 6—10 кВ с железобетонными опорами; в — защитный промежуток на ВЛ 35 кВ; г— защитный
промежуток на опорах линий связи.
Наименьшие расстояния на опоре ме-
жду проводами В Л в местах их пересече-
ния между собой при транспозиции, ответ-
влениях, при переходе с одного располо-
жения проводов па другое должны быть
не менее приведенных в табл. 2-80.
Защита мест пересечения ВЛ с други-
ми ВЛ, линиями контактной сети, линиями
связи и надземными трубопроводами при
металлических и железобетонных опорах
сводится к заземлению опор. На ВЛ с де-
ревянными опорами, не защищенных тро-
сами, на опорах, ограничивающих пролет
пересечения, должны устанавливаться
трубчатые разрядники на обеих пересека-
ющихся линиях (в случае металлических
или железобетонных опор контактной сети
последние только заземляются). На ВЛ на-
пряжением 6, 10, 35 кВ допускается вмес-
то трубчатых разрядников применять за-
щитные промежутки (рис. 2-100); при этом
ВЛ должны быть оборудованы АПВ. Если
расстояние от мест пересечения до бли-
жайшей опоры пересекающихся ВЛ состав-

§ 2-49] Защита линий электропередачи от атмосферных перенапряжений 247
Наименьшие расстояния между фазами ВЛ на опоре
Таблица 2-80
Расчетные условия
По атмосферным перена-
пряжениям
По внутренним перена-
пряжениям
По рабочему напряже-
нию
До Ю
20
22
~
Наименьшие расстоян?
при напряж
20 |
45
33
15
25
50
44
20
1я между фазами (см)
ении ВЛ, кВ
110 | 150
135
100
45
175
140
60
220
250
200
95
ляет не более 40 м, разрядники или за-
щитные промежутки устанавливаются толь-
ко на ближайших опорах. Установка труб-
чатых разрядников и защитных промежут-
ков на деревянных опорах не требуется,
если расстояния по вертикали между про-
водами пересекающихся ВЛ соответствуют
величинам, указанным в табл. 2-81.
Таблица 2-81
Наименьшие расстояния между проводами
пересекающихся ВЛ, м
При расстоянии от ме'ста пересечения
до ближайшей опоры ВЛ, м
30
50
I
70
I »00 |
200
При пересечении ВЛ 500—330 кВ с ВЛ
более низких напряжений
5,5
6,0
6,0
7,0
При пересечении В Л 220—150 кВ
между собой и с ВЛ более низкого
напряжения
4,0
4,5
5,0
5,5 | 6,0
I
При пересечении ВЛ ПО кВ между собой
и с ВЛ более низкого напряжения
3,5
4,0
4,5
4,5
5,0
При пересечении ВЛ 35 кВ между собой
и с В Л более низкого напряжения
3,0
3,5
4,0
4,0
4,5
При пересечении В Л 10 кВ между собой
и с В Л более низкого напряжения
2,5
3,0
3,0
Таблица 2-82
Наименьшие расстояния от кабеля связи
и сигнализации до заземлителя или частей
ближайшей опоры ВЛ
Удельное сопротив-
ление грунта р,
Ом-м
До 100
100—500
500—1 000
Более 1 000
Наименьшее
расстояние, м
0,83 Ур"
10
11
0,35 Ур
При выполнеьии ВЛ на деревянных
опорах с железобетонными пасынками
указанные б табл. 2-81 расстояния могут
быть снижены на 0,5 м.
При пересечении ВЛ на деревянных
опорах без троса с проводами линий свя-
зи и сигнализации при расстояниях между
проводами пересекающихся линий менее
указанных в табл. 2-81 должны устанавли-
ваться трубчатые разрядники или защит-
ные промежутки. На опорах линий связи
и сигнализации независимо от материала
опор на ВЛ, ограничивающих пролет пере-
сечения, должны устанавливаться шунти-
рующие спуски с воздушными промежут-
ками; сопротивление заземления в цепи
спусков должно быть не более 25 Ом.
При пересечении ВЛ с подземными ка-
бельными линиями связи и сигнализации
расстояния от кабелей связи и сигнализа-
ции до заземления ближайшей опоры ВЛ,
а если опоры не заземлены, то до бли-
жайших частей опоры, должны быть не ме-
нее величин, указанных в табл. 2-82.
При прокладке кабеля связи и сигна-
лизации в стальных трубах или при покры-
тии их швеллером по длине, разной рас-
стоянию между крайними проводами ВЛ
плюс Юме каждой стороны от крайних
проводов, допускается уменьшение приве-
денных расстояний до 5 м.
При пересечении ВЛ с металлически-
ми подземными трубопроводами и канат-
ными дорогами последние должны быть
заземлены.

248
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2-50. ЗАЩИТА ПОДХОДОВ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ
УСТРОЙСТВАМ
Защита линий электропередачи от пря-
мых ударов молнии на подходах к ОРУ
подстанций 35—110—220 кВ осуществля-
ется подвеской тросовых молниеотводов
на участке длиной 1—2 км от подстанций.
Если имеется тросовая защита всей линии,
то необходимость каких-либо специальных
мероприятий на подходе линии к подстан-
ции исключается. Схемы защиты подстан-
ции напряжением 35—110—220 кВ приве-
дены на рис. 2-101.
СЕ)
*)
(3>т-а-т
о
-т~~
(ЗУт-Ъ'
т_
в)
Рис. 2-101. Защита подходов линий электропередачи напряжением 35, ПО кВ и РУ
подстанций.
а — ВЛ 35—110 кВ на деревянных опорах; б — ВЛ 35 кВ на металлических железобетонных опо-
рах; в — ВЛ ПО кВ на металлических или железобетонных опорах.
]50-200м.150~200и ,150-200м 150~200м,
8=10 0м 8=5 0м
(100м)
1—I
14100м
^"] Трос ГЯг Трос ["%•
Провод / Провод
Я=50м К=Ю0м
(100м)
РЬ
т—т
11=10 Ом
8=10 0м
8=100*
~ * ')
')
Рис. 2-102. Защита подходов ВЛ к подстанциям 35 и ПО кВ с трансформаторами мощ-
ностью до 4000 кВ-А, присоединяемых к действующим линиям.
а — действующая линия на деревянных опорах без троса; б — действующая линия на металличе-
ских или деревянных опорах без троса; в—действующая линия с тросом по всей длине.

§ 2-51] Защита подходов линий электропередачи к РУ 249
Тросовые молниеотводы линий 35—
ПО кВ на подходе к ОРУ подстанции дол-
жны иметь защитный угол не более 30°
На подходах линий 220 кВ рекомендуется
применить защитный угол не более 20°
Шинь'6-200»
100-200*
Шины В'ЮкВ
100-200 м
Если действующие линии защищены по
всей длине тросами, то ответвления также
подлежат защите от прямых ударов молнии
тросовыми или стержневыми молниеотвода-
ми. На концевой опоре у подстанции уста-
навливается трубчатый разрядник РТ\
(рис. 2-102,6).
Защита подходов В Л С—10 кВ к под-
станциям и РУ осуществляется по схеме
на рис. 2-103.
Для защиты переключательного пунк-
та 6—10 кВ должны устанавливаться труб:
чатые разрядники по одному комплекту на
концевой опоре каждой подводящей линии.
2-51. ЗАЩИТА ПОДХОДОВ ВЛ 6-10 кВ
К РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫМ
УСТРОЙСТВАМ С ПОДКЛЮЧЕННЫМИ
ВРАЩАЮЩИМИСЯ МАШИНАМИ
Надежная работа машин при грозовых
перенапряжениях может быть обеспечена,
если амплитуда волны импульсного напря-
жения, приходящего к машине, ограничена
до 1,5 б^ыом.
250м
, 100м
4сП Защитный
1Э11М , у тр0С
]Шимы6-10к8
г1—|—-^-^-| уподстанции.^
Рис. 2-103. Защита подхода ВЛ 6—10 кВ
к подстанциям и РУ
а — воздушный взод; б — кабельный
Защита подходов к подстанциям 35 и
ПО кВ с трансформаторами мощностью до
40 000 кВ-А, присоединяемыми без выклю-
чателей на стороне ВН к действующим ВЛ
отпайками, осуществляется в зависимости
от конструкции действующей линии по при-
веденным на рис. 2-102 схемам.
При ВЛ ил деревянных опорах без
троса по обе стороны от места отпайки ус-
танавливается по одному комплекту труб-
чатых разрядников РТ\ с сопротивлением
заземления не более 5 Ом. Если указанной
величины сопротивления достигнуть труд-
но, устанавливается еще по комплекту
трубчатых разрядников РТ2. В этом слу-
чае сопротивление заземления каждого
комплекта трубчатых разрядников должно
быть не выше 10 Ом. Если действующая
линия выполнена на металлических или
железобетонных опорах без троса (рис.
2-102.6), трубчатые разрядники на линии не
устанавливаются. Сопротивление заземле-
ния каждой из двух ближайших к под-
станции опор по обе стороны от отпайки
и непосредственно на отпайке не должно
превышать 10 Ом.
При длине отпайки до 200 м ее защи-
щают от прямых ударов молнии отдельно-
стоящими стержневыми молниеотводами
высотой /?..,, с расстоянием между ними 5,
определяемыми из соотношений 5 = 8 ?1Л,
где Нл — активная высота молниеотвода.
31/м"~
! I Ы РВМ\
Противовес йШ
б)
Рис. 2-104. Защита подхода В Л к шинам
с подключенными вращающимися маши-
нами.
Присоединения к воздушной сети гене-
раторов мощностью свыше 15 000 кВ-А и
синхронных компенсаторов мощностью
свыше 20 000 кВ-А допускается только че-
рез разделяющий трансформатор с коэф-
фициентом трансформации 1 1.
При присоединении к воздушной сети
генераторов мощностью до 15 000 кВ*А,
синхронных компенсаторов и двигателей до
20 000 кВ-А на шинах РУ 6—10 кВ уста-
навливаются магнитно-вентильные разряд-

250
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ники серии РВМ и конденсаторы по 0,6 мкф
на фазу. Защитный уровень подходов ВЛ
к такому РУ должен быть не менее 50 кА.
При этом необходимо руководствоваться
схемами защиты, приведенными па рис.
2-104. Схема с подходом В Л к распред-
устройствам со снижением уровня изоля-
ции в начале подхода (защита части под-
хода тросом и установкой двух комплек-
100-150м .
ВЛ6-10иВ/Трос 7 ^
-—г \п, и ъ
Шины 6-10кВ
подстанции
*±-1?=10См^-К=100м
ВЛ6-ЮкГ/ ''
1>50м
Шин'ыб-ЮкВ
подстанции
(а = 7 Ля). В случаях, когда ВЛ присоеди-
няется к шинам РУ через реактор, приме-
няется схема защиты рис. 2-105, а.
Если ВЛ присоединяется к шинам РУ
через кабельную вставку и реактор, при-
меняется схема защиты рис. 2-105,6.
Когда единичная мощность вращаю-
щихся машин, присоединенных к шипам
РУ, не превышает 3 000 кВт, допускается
упрощенная схема защиты подходов, при-
веденная на рис. 2-106. При этом двигате-
ли должны иметь надежное резервирова-
ние.
2-52. ЗАЩИТА ТОКОПРОВОДОВ
И ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН
ОТ АТМОСФЕРНЫХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
1. Открытые токопроводы длиной бо-
'лее 150 м защищаются от прямых ударов
молнии отдельдо стоящими стержневыми
Рис. 2-105. Защита подхода В Л к шинам
с вращающимися машинами при наличии
реактора.
,100м
150м
Шины В-10нВ
подстанции
До 3000 кВт
#=30м П=30м Я=100м
Рис. 2-106. Упрощенная защита вращаю-
щихся машин мощностью, не превышаю-
щей 3 000 кВт.
тов трубчатых разрядников) представлена
на рис. 2-104, а. При этом защитный угол
троса должен быть не более 30° (жела-
тельно 20°). Разновидностью является схе-
ма, представленная на рис. 2-104,6, в ко-
торой защитный трос заменен отдельно
стоящими молниеотводами. В этой схеме
для снижения величины импульсного тока,
проходящего через заземление разрядни-
ка РТ2, на участке между РТ{ и РТ2 ус-
траивается ответвление к дополнительно-
му заземлению в виде противовеса, прокла-
дываемого в земле между опорой с РТХ и
соседней (в сторону РТ2) опорой, которая
также должна иметь контур заземления.
Для создания необходимой зоны за-
щиты стержневыми молниеотводами рас-
стояние между ними не должно превы-
шать их семикратной активной высоты
[У
Молниеотвод
Токоотвод
\ФЧЩ}у&утч№\щг№)тчтч**\\\У9>чм>Ш1
, * ,
Рис. 2-107 Расстояния между отдельно
стоящими молниеотводами и * токопрово-
дами.
молниеотводами или тросами, подвешенны-
ми на отдельных опорах. Расстояние по
воздуху между отдельно стоящими мол-
ниеотводами (или тросовыми опорами) и
защищаемой конструкцией должно быть не
менее 5 м (рис. 2-107) при условии, что
предельное значение амплитуды тока мол-
нии равно 200 кА при крутизне тока мол-
нии 50 кА/мкс. Определение расстояния
5В в зависимости от высоты молниеотво-
да и сопротивления растекания току мол-
нии заземляющего устройства молниеотво-
да производится по формуле
Ум
(2-214а)

§ 2-52] Защита токопроводов и машин от атмосферных перенапряжений 251
где
^макс = Ю0(гм+1/г2 + 0,75/2),кВ;
Ев — импульсная прочность воздуха
500 кВ/м; гм — сопротивление растеканию
тока заземлителя молниеотвода, Ом; / —
расчетная высота молниеотвода, м.
Подставив в (2-114а) значения (УМакс
и Ев, получим, м:
5в=0,2(гм + ]/г2 + 0,75/2 ). (2-2146)
Расстояние в земле 53 между обособ-
ленным заземлением молниеотвода и бли-
не определяется по формуле, кВ:
(^м)макс =^7Г^о, (2-215)
С-гС,,
где
11п
60/иЛ,
1УГ*Гф
рс
^-1п
/77
Уг+'.
1!0 — напряжение на шинах при отсутст-
вии дополнительной емкости, кВ; /м — ток
прямого удара молнии, кА; /гпр — средняя
высота подвеса проводов токопровода, м;
/ — длина токопровода, м; Ь — расстояние
г—©
СЮ—
/Э4-Ш*
Рис. 2-108. Расположение молниеотводов
при защите токопроводов.
жайшей к нему точкой заземляющего кон-
тура токопровода должно быть не менее 5 м
при сопротивлении заземляющего контура
отдельно стоящего молниеотвода или тро-
са (на каждой опоре) не более 10 Ом.
Расстояние в земле между заземляю-
щим устройством молниеотвода и подзем-
ной частью токопровода, включая его за-
земление, при значении импульсной проч-
ности грунта Е3 = 300 кВ/м определяется
по формуле, м:
53 = 0,5 гм. (2-214в)
Когда токопроводы выполняются в за-
крытых подземных галереях, их защита от
прямых ударов молнии осуществляется от-
дельно стоящими молниеотводами. Защита
токопроводов отдельно стоящими молние-
отводами приведена на рис. 2-108.
2. Вращающиеся машины, подключен-
ные к открытым токопроводам, должны
быть защищены от воздействия перенапря-
жений, возникающих при ударе молнии в
молниеотвод, защищающий токопровод. Ес-
ли суммарная емкость шин РУ невелика, то
индуктированное током молнии напряже-
ние может достигать значительной вели-
чины.
Максимальное значение индуктирован-
ного напряжения на вращающейся маши-
Рис. 2-109. Различные случаи защиты то-
копроводов от прямых ударов молнии.
а — схема защиты машин и токопровода, соеди-
няющего ОРУ с подключенными вращающимися
машинами; б — сх^ма защиты машин и токопро-
вода, соединяющих ТЭЦ с РУ подстанции, без
вращающихся машин.
от места прямого удара молнии до токо-
провода, м; Р — скорость обратного разря-
да (см. табл. 2-83), с; С — емкость токо-
Таблица 2-83
Зависимость скорости обратного разряда
от амплитуды тока молнии
Амплитуда тока
молнии, кА
Скорость обратно-
го разряда, с .
1 5
0,07
1 10
0,1
50
0,2
100
0,3
200
0,4
провода, мкФ; Сш — дополнительная ем-
кость на шинах РУ для ограничения на-
пряжения на токопроводе, мкФ (величина
Сш выбирается по табл. 2-84).
Емкость фазы токопровода на землю Сф,
мкФ/км, равна:
а) при симметричном расположении
фаз относительно земли

252
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-84
Необходимые величины дополнительных емкостей на три фазы, мкФ
Напряжение
установки,
кВ
6
10
Расстояние
между мол-
ниеотводом и
токопрово-
дом, м
5
10
20
30
5
10
20
30
1
50 1
0,4
0,3
0,2
0,15
0,3
0,2
0,1
0,08
Длина открытого токопровода, м
1
100 1
0,6
0,4
0,3
0,25
0,3
0,25
0,2
0,15
1
200 1
0,7
0,6
0,45
0,4
0,4
0,3
0,3
0,2
1
400 1 800
0,8
0,7
0,55
0,5
0,5
0,4
0,3
0,3
0,8
0,75
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4
0,4
1000
0,8
0,8
0,6
0,5
0,6
0,4
0,4
0,4
Сф= •
91п
Г (за/'о)2 Г
{2-216а)
б) при произвольном расположении
проводов относительно земли
Сф =
1
18Щ2к/г0*а/а')
(2-2166)
В приведенных формулах к — средне-
геометрическая высота, см, подвески фаз
над уровнем земли к = у к:к2кг; г0=гЭк —
радиус эквивалентного одножильного про-
зг
вода, см; ё= У й\г&гъйъ\ — среднегеомет-
рическое расстояние, см, между фазами
за,,,
трехфазной линии; й'=у й\\&\<р<\г—сред-
негеометрическое расстояние, см, между
данной фазой и зеркальным изображением
других фаз по отношению к поверхности
земли.
Если емкость кабелей, присоединяемых
к шинам РУ, равна или больше приведен-
ной в табл. 2-84, установка специальных за-
щитных емкостей не требуется.
Согласно требованиям ПУЭ, кроме за-
щитных емкостей, необходимо устанавли-
вать у вращающихся машин вентильные
разрядники типа РВМ. Количество вентиль-
ных разрядников зависит от наличия или
отсутствия реакторов. При отсутствии реак-
тора разрядники устанавливаются только
на шинах с присоединенными вращающими-
ся машинами. Когда на токопроводе преду-
смотрен реактор, разрядники устанавлива-
ются на шинах и перед реактором. Возмож-
ные случаи установки вентильных разряд-
ников для защиты вращающихся машин,
присоединенных к открытым токопроводам,
приведены на рис. 2-109.
2-53. ЗАЩИТА ОРУ ПОДСТАНЦИЙ
ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ молнии
ОРУ и открытые подстанции напряже-
нием Зс—220 кВ должны быть защищены от
прямых ударов молнии. Не подлежат такой
защите подстанции напряжением 35 кВ с
трансформаторной мощностью менее
2 500 кВ-А и все ОРУ и подстанции 35 кВ
в районах, где число грозовых часов в году
менее 10.
Защита от прямых ударов молнии ОРУ
и открытых подстанций напряжением 35—
220 кВ осуществляется стержневыми мол-
ниеотводами, устанавливаемыми на конст-
рукциях ОРУ или прожекторных мачтах,
а также отдельно стоящими молниеотвода-
ми. Отдельно стоящие молниеотводы уста-
навливаются только тогда, когда это целе-
сообразно по технико-экономическим сооб-
ражениям, а также при грунтах с удельным
сопротивлением р^ 1 000 Ом-м. Развитые
ОРУ 6—10 кВ промышленных установок с
маслонаполненными аппаратами также под-
лежат защите от прямых ударов молнии
стержневыми молниеотводами. При напря-
жении 35 кВ установка молниеотводов на
конструкциях ОРУ, в том числе и на транс-
форматорных порталах, допускается, если
сопротивление заземляющего устройства в
месте присоединения к нему молниеотвода
составляет не более 4 Ом в зоне радиусом
20 м при грунтах р^500 Ом»м и 30 м при
грунтах с р>500 Ом-м.
При установке молниеотводов на тран-
сформаторном портале необходимо устанав-
ливать вентильные разрядники непосредст-
венно на выводах обмоток 6—35 кВ транс-
форматоров или на расстоянии от них не
более 5 м по длине шин (включая ответвле-
ние к разрядникам).
Здания ЗРУ подлежат защите в том
случае, если в них находятся аппараты и та-
ра с трансформаторным маслом общим объ-
емом 100 л и более.

§ 2-55]
Защита от внутренних перенапряжений
253
Защита производится по III категории
устройства молниезащиты согласно СН
305-69.
2-54. ЗАЩИТА РУ ПОДСТАНЦИЙ
ОТ НАБЕГАЮЩИХ ВОЛН
Распределительные устройства подстан-
ций напряжением 35 кВ и выше, к которым
присоединены воздушные линии, должны
иметь защиту от перенапряжений при по-
мощи вентильных разрядников. Следует
стремиться к возможно меньшим расстояни-
ям от вентильных разрядников до защища-
емой изоляции оборудования. Максималь-
но допустимые расстояния от вентильных
разрядников до защищаемой изоляции ре-
гламентированы и приведены в ПУЭ.
Для защиты РУ 6—10 кВ от волн ат-
мосферных перенапряжений, набегающих
с воздушных линий, установка вентильных
разрядников производится в соответствии
со следующими рекомендациями:
а) установка одного комплекта вен-
тильных разрядников на шинах РУ или у
трансформатора достаточна для защиты как
трансформатора, так и изоляции РУ, если
связь трансформатора с РУ выполнена ка-
белями длиной не более 90 м.
При выполнении связи трансформатора
с РУ открытым токопроводом вентильный
разрядник, установленный на сборных ши-
нах РУ 6—10 кВ, обеспечивает защиту изо-
ляции как распределительного устройства,
так и трансформатора, если длина открыто-
го токопрозода не превышает 60 м, а под-
ход линии б—10 кВ к распределительному
устройству имеет кабельную вставку;
б) при установке молниеотводов на
трансформаторных порталах вентильный
разрядник 6—10 кВ у вводов трансформа
тора обеспечивает защиту оборудования РУ
при расстояниях между трансформатором и
распределительным устройством не более
15 м.
2-55. ЗАЩИТА ОТ ВНУТРЕННИХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
В промышленных электроустановках за-
щита от внутренних перенапряжений осуще-
ствляется в тех случаях, когда перенапря-
жения являются следствием повторяющихся
в процессе эксплуатации процессов, напри-
мер при отключениях трансформаторов
мощных дуговых электропечей и т. п. В се-
тях 6—35 кВ, работающих с изолированной
нейтралью, возможны перенапряжения
вследствие повторных зажиганий и погаса-
ний электрических дуг емкостного тока при
замыкании на землю.
Для защиты от внутренних перенапря-
жений, связанных с отключением трансфор-
маторов, линий в промышленных электро-
установках применяются вентильные раз-
рядники, устанавливаемые в непосредствен-
ной близости к защищаемому оборудова-
нию. В отдельных случаях, например для
эксплуатационных операций с печными
трансформаторами, применяются специаль-
ные выключатели, обеспечивающие ввечение
в цепь активного сопротивления непосредст-
венно перед моментом отключения, чти поз-
воляет снизить величину перенапряжения.
Компенсация емкостного тока замыка-
ния на землю при помощи дугогасяши\ ап-
паратов должна применяться при токг а. за-
мыкания на землю более 10 А в сетях
35 кВ: 30 и 20 А — соответственно в сетях
Рис. 2-110. Установка вентильных разряд-
ников параллельно дугогасящим катушкам.
6 и 10 кВ. В сетях 6—35 кВ с повышенны-
ми требованиями безопасности обслужива-
ния (торфоразработки, открытые горные
разработки и т. п.) дугогасящие аппараты
следует применять при емкостных токах за-
мыкания на землю 5 А и более.
Мощность дугогасящего аппарата вы-
бирается по величине полного емкостного
тока в данной сети с учетом перспектив
развития на ближайшие 5 лет
В развитых сетях 6—10 кВ с емкостны-
ми токами замыкания на землю 100—150 А
целесообразно устанавливать дугогасящие
катушки мощностью 175—350 кВ-А при
6 кВ, а в сетях 10 кВ — до 600 кВ-А.
Изоляция нейтрали силовых трансфор-
маторов, работающих в сетях с изолирован-
ной нейтралью или с компенсацией емкост-
ных токов, должна соответствовать уровням
испытательных напряжений, приведенных в
табл, 2-85. Нейтрали обмоток и их выводы
должны иметь полную изоляцию. При этих
условиях специальных средств защиты ней-
трали трансформаторов от перенапряжения
не требуется, за исключением вентильных
разрядников, устанавливаемых параллельно
дугогасящим катушкам (рис. 2-110).
Изоляция нейтрали трансформаторов
электростанций и подстанций, питающихся
от отдельных линий (радиальное питание
и глубокие вводы) должна быть не ниже
уровня П.

Таблица 2-85
Испытательные напряжения изоляции нейтрали силовых трансформаторов
Номиналь-
ное напряже-
ние транс-
форматоров,
кВ
ПО
150
220
Уровень
изоляции
нейтрали
1
II
I
II
I
II
Наибольшее
напряжение
на нейтрали,
кВ
47
59
64
81
94
120
Испытательное напряжение изоляции, кВ
внутренней
Промышлен-
ные
частоты |
ПО
130
130
200
200
260
Импульсное
200
260
260
340
340
400
внешней
Промышлен-
ные
частоты
145/120
180/150
180/150
300/240
300/240
370/300
Импульсное
200
260
260
340
340
400
Защита от грозовых и кратковременных
внутренних перенапряжений трансформато-
ров ПС—220 кВ с уровнем изоляции ней-
тралей 1 и II выполняется вентильными раз-
рядниками серии РВС. Л^агнитно-вентиль-
ные разрядники рекомендуется применять
только для защиты трансформаторов, име-
ющих неотключаемые кабельные линии дли-
ной более 110 м.
Устройство защиты нейтралей рекомен-
дуется устанавливать непосредственно у
трансформаторов. Для защиты нейтрален
трансформаторов с дугогасящими катуш-
ками рекомендуются разрядники: при на-
пряжении 150 кВ —РВС-110; ПО кВ—
РВС-60; 35 кВ — РВС-20; 10 кВ — РВП-6;
6 кВ — РВП-3.
2-56. РАЗРЯДНИКИ
1. Разрядники являются основным сред-
ством ограничения атмосферных перенапря-
жений. В функцию разрядника входит так-
же гашение дуги сопровождающего тока
промышленной частоты, протекающего че-
рез искровой промежуток вслед за импуль-
сным пробоем.
Разрядники с гашением сопровождаю-
щего тока подразделяются на вентильные
и трубчатые. Основным элементом разряд-
ника является искровой промежуток, отде-
ляющий рабочий проводник цепи от зазем-
ления. Искровые промежутки характеризу-
ются импульсными вольт-секундными харак-
теристиками, вид которых определяется кон-
структивными особенностями электродов и
расстоянием между ними.
Если искровой промежуток 5] (рис.
2-111) имеет вольт-секундную характеристи-
ку 1, а промежуток 52 (изоляция) имеет ха-
рактеристику 2, то волна перенапряжения
срезается промежутком 5] еще до того, как
произойдет пробой изоляции. Пересечение
вольт-секундных характеристик (пунктир-
ная кривая на рис. 2-111) означает, что раз-
рядник 51 защищает изоляцию 52 в области
больших времен разряда и не защищает в
области малых времен.
Размещение разрядников на подстанци-
ях и линиях электропередачи производится
в соответствии с рекомендациями ПУЭ.
*В
№
МКС
Рис. 2-111. Вольт-секундная характеристи-
ка разрядника и защищаемой изоляции.
/ — импульсная характеристика разрядника; 2 —
импульсная характеристика изоляции.
2. Выбор вентильных разрядников про-
изводится в соответствии с номинальным
напряжением защищаемого оборудования,
уровнем электрической прочности его изо-
ляции и наибольшей возможной величиной
напряжения частотой 50 Гц между прово-
дом и землей в месте присоединения разряд-
ника к сети.
Номинальное напряжение вентильного
разрядника должно соответствовать номи-
нальному напряжению сети, в которой он
устанавливается. В РУ, временно эксплуати-
руемых па пониженном относительно клас-
са опорной и подвесной изоляции напряже-
нии, номинальное напряжение вентильных
разрядников должно соответствовать номи-
нальному напряжению силовых трансформа-
торов и трансформаторов напряжения. Для

§ 2-56]
Разрядники
255
защиты изоляции нейтралей обмоток транс-
форматоров вентильные разрядники выби-
раются в соответствии с классом изоляции
нейтрали обмотки и наибольшей возможной
величиной напряжения 50 Гц между ней-
тралью и землей.
Выбор серии и типа вентильных разряд-
ников следует производить в соответствии
с назначением разрядников по виду защи-
щаемого оборудования, следуя рекоменда-
циям каталогов и требованиям ПУЭ.
Общие рекомендации по выбору типов
разрядников приводятся ниже. Для защиты
вращающихся машин напряжением 6—10 кВ
применяются магнитно-вентильные разряд-
ники серии РВМ. В установках, находя-
щихся в эксплуатации, могут использовать-
ся установленные ранее разрядники серии
РВВМ. Для защиты изоляции трансформа-
торов и оборудования РУ 3—10 кВ приме-
няются вентильные разрядники серии РВП
(табл. 2-88). Изоляцию оборудования на-
пряжением 15—220 кВ с испытательными
напряжениями по ГОСТ 1516-68 следует за-
щищать вентильными разрядниками серии
РВС.
Для защиты изоляции оборудования
15—^5 кВ, испытательные напряжения кото-
рого снижены по сравнению с требованиями
ГОСТ 1516-68, должны применяться магнит-
но-вентильные разрядники серии РВМ
(табл. 2-89).
Изоляцию оборудования на номиналь-
ное напряжение ПО—220 кВ с пониженны-
ми относительно требований ГОСТ 1516-68
испытательными напряжениями, а также
изоляцию оборудования 330 и 500 кВ сле-
дует защищать вентильными разрядниками
с магнитным гашением дуги серии РВМГ
(табл. 2-89). Вентильные разрядники серии
02, разрядники РС-10 и РВО-35 облегчен-
ной конструкции предназначены для защи-
ты малоответственного оборудования С—
35 кВ.
Комбинированные вентильные разряд-
ники серии РВМК на напряжении 330 и
500 кВ предназначены для защиты изоляции
напряжением 330 и 500 кВ от грозовых и
внутренних перенапряжений. Разрядники се-
рии РВМК применяются лишь в тех случа-
ях, когда необходима защита изоляции от
внутренних перенапряжений, а разрядники
серии РВМГ не могут быть установлены
вследствие их ограниченной дугогасящей и
пропускной способности.
При выборе вентильных разрядников
для защиты изоляции, изготовленной не по
ГОСТ 1516-68, и ослабленной изоляции, а
также разрядников для схем, где импульс-
ные токи грозовых перенапряжений суще-
ственно отличаются от принятых при коор-
динации изоляции 5 кА, согласование ха-
рактеристик разрядников и защищаемой
изоляции производится по формуле коорди-
нации изоляции
^ = (1.1^+15)1.1+^-, (2-217)
где и ив — импульсное испытательное на*
пряжение полной волны для внутренней изо-
ляции силовых трансформаторов, кВ;
^5кА —остающееся напряжение вентиль-
ных разрядников; ЦИ — номинальное линей-
ное напряжение сети, кВ.
По условиям гашения дуги сопровож-
дающего тока наибольшее допустимое па-
пряжение (напряженно гашения) разрядни-
ка должно быть не меньше:
110% наибольшего рабочего линейного
напряжения сети (6;ц.р) для сетей изоли-
рованной нейтралью (с компенсацией емко-
стного тока) напряжением 3—20 кВ;
100% ^н.г — для сетей с изолированной
нейтралью напряжением 35, 110 кВ;
80% ^н.г, — для сетей с глухозаземлен-
ной нейтралью (с коэффициентом заземле-
ния не более 0,8) напряжением 110 кВ и
выше.
3. Установка вентильных разрядников
производится с учетом требований их раз-
мещения в соответствии с ПУЭ
При выборе места установки должно
также учитываться следующее. Вентильные
разрядники должны устанавливаться воз-
можно ближе к защищаемому оборудова-
нию, особенно к оборудование с более низ-
ким уровнем изоляции (вращающиеся маши-
ны, силовые трансформаторы). При всех
возможных схемах коммутации вся изоля-
ция распредустройства с учетом расшире-
ния его должна входить в зону защиты вен-
тильных разрядников. Между автотрансфор-
маторами и вентильными разрядниками,
предназначенными для защиты их изоляции,
не должно быть (по схеме) коммутационных
аппаратов (выключателей, разъединителей)
Присоединение вентильных разрядников
к ошиновке подстанций в зависимости от
места их установки выполняется: к сборным
шинам распредустройства — через разъеди-
нители, общие с трансформаторами напря-
жения или специально устанавливаемые; к
ошиновке автотрансформаторов и транс-
форматоров — глухими ответвлениями без
разъединителей.
Конструкция установки разрядников
должна обеспечивать удобство обслужива-
ния и соответствовать требованиям завода-
изготовителя. Изменение конструкции ус-
тановки может вызвать изменение характе-
ристик разрядника и допускается только
по согласованию с заводом.
В ОРУ вентильные разрядники должны
устанавливаться на основаниях-фундамен-
тах или на металлических конструкциях вы-
сотой не менее 300 мм от уровня планиров-
ки подстанции с учетом требований защиты
разрядников от ливневых вод.
Минимальная высота основания вен-
тильных разрядников, присоединяемых к
ошиновке без разъединителей, не должна
быть меньше толщины снежного покрова.
Разрядники, у которых нижняя кромка
фарфорового кожуха расположена над
уровнем планировки подстанции на высоте
не менее 2,5 м, разрешается не ограждать.

Таблица 2-86
Наименьшие допустимые расстояния между вентильными разрядниками
от разрядников токоведущих и заземленных частей подстанции
и от разрядников и постоянных ограждений
Наименование
Наименьшие допустимые расстояния, мм, для номинального
напряжения, кВ
10
20
35
110
150
220
Закрытые распределительные устройства
От разрядников до заземлен-
ных частей
Между разрядниками и от раз-
рядников до токоведущих ча-
стей других фаз
От разрядников до сплошных
ограждений
От разрядников до сетчатых
ограждений
65
70
95
165
90
100
120
190
120
130
150
220
180
200
210
280
220
320
320
390
900
1000
930
1000
1300
1400
1330
1400
Открытые распределительные устройства
От разрядников до заземлен-
ных частей
Между разрядниками и от раз-
рядников до токоведущих ча-
стей других фаз
От разрядников до сетчатых
ограждений высотой 2 000 мм
От разрядников до сетчатых
ограждений высотой 1 500 мм
200
| 220
200
950
200
220
200
950
200
220
200
950
300
330
300
1050
400
440
400
1 150
900
1000
900
1650
1300
1400
1300
2 050
1800
2 000
1830
1900
1800
2 000
1800
2 550
Примечание. Наименьшие расстояния от элементов вентильных разрядников до сплошных
и сетчатых ограждений могут приниматься по действительной величине напряжения на элементах
(исходя из равномерного распределения напряжения г.о элементам разрядника).
При меньшей высоте кромки кожуха раз-
рядники должны иметь постоянные ограж-
дения. Расстояния в свету между разрядни-
ками или от разрядников до заземленных
1
<*•
|
N
» 1
Т1 +Ц^Ъ
^ ?ВДа
и у и
^Г|. ?^
Щ
к
рЛЗ Ф^<1
1 125
Рис» 2-112. Вентильный разрядник РВН-0,5.
или находящихся под напряжением других
элементов подстанции должны быть не ме-
нее значений, указанных в табл. 2-86.
Ошиновку разрядников по напряжению
20 кВ и выше, установленных на открытых
подстанциях, следует выполнять гибким
медным, алюминиевым или стальным прово-
дом. Ошиновка разрядников 3—10 кВ в
ОРУ подстанций, а также разрядников всех
напряжений в ЗРУ выполняется, как прави-
ло, жесткой.
Тяжение в горизонтальном направлении
присоединенного к разряднику провода не
должно превышать 20 кгс.
Основные электрические характеристи-
ки вентильных разрядников типа РВН-0,5
(рис. 2-112) приведены ниже:
Наибольшее допусти-
мое напряжение на
разряднике в мо-
мент гашения дуги
(действующее зна-
чение) , кВ
Пробивное напряже-
ние при промышлен-
ной частоте (дейст-
вующее значение),
кВ .
Не более 0,5
Не менее 2,5—3

§ 2-56]
Разрядники
257
Таблица 2-87
Основные технические характеристики разрядников
станционных вентильных на напряжение 35 кВ
типа РВС и типа РВО (рис. 2-213)
Основные электрические
характеристики
Напряжение, кВ
РВС
Рис. 2-113. Вентиль
ный разрядник.
Номинальное напряжение разрядника (дей-
ствующее значение), кВ
Наибольшее допустимое напряжение на раз-
ряднике в момент гашения дуги (дейст-
вующее значение), кВ
Пробивное напряжение промышленной ча-
стоты (действующее значение), кВ
Импульсное пробивное напряжение при вре-
мени разряда более 1,5 мкс (максималь-
ное значение), кВ
Остающееся напряжение при импульсном
токе 5 000 Л (максимальное значение), кВ
35
40,5
РВО
35
40,5
Не менее 78
и не более 98
Не более 125
и не более
130
Не более 130
Таблица 2-8<
Электрические характеристики вентильных разрядников РВП
(рис. 2-114)
Рис. 2-114. Вентильный
разрядник типа РВП.
Характеристика
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее допустимое напряже-
ние на разряднике, кВ (действ.) .
Пробивное напряжение разрядни-
ка при частоте 50 Гц:
не менее, кВ (действ.)
не более, кВ (действ.)
Импульсное пробивное напряже-
ние (при предразрядном времени
от 15 до 20 мкс) не более, кВ
Остаточное напряжение разрядни-
ка при импульсном токе, А, с дли-
ной фронта волны 10 мкс, с ампли-
тудой не более, кВ:
3 000
5 000
10 000
РВП-6
6
7,6
16
19
35
28
30
РВП-Ю
10
12,7
26
30.5
50
47
50
17—478

258
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Импульсное пробив-
ное напряжение
(максимальное зна-
чение) при предраз-
рядном зремени, кВ:
0,1— 0,5 мкс
2—10 мкс
Остающееся напряже-
ние при импульсном
токе 1000 А (мак-
симальное значе-
ние), кВ
Продолжение
4—5
3,5—4,5 кв
Не более 2,5
Основные технические характеристики
разрядников станционных вентильных на
напряжение 35 кВ типа РВС и типа РВО
(рис. 2-113) приведены в табл. 2-87.
Вентильные разрядники облегченной
конструкции на напряжение 35 кВ типа
РВО-35 .предназначены для защиты от ат-
мосферных перенапряжений электрообору-
дования электрических установок неболь-
шой мощности.
Импульсное пробивное напряжение при
предразрядном времени 1,5 — 20 мкс и оста-
ющееся напряжение при импульсном токе
5 000 А и не более 150 кВ.
Основные электрические характеристи-
ки разрядников см. табл. 2-88, 2-89.
Разрядник, присоединенный к сети на-
пряжением 40,5 кВ. выдерживает воздейст-
вие не менее 20 импульсов тока с длиной
Таблица 2-89
Электрические характеристики магнитно-вентильных разрядников (рис. 2-215)
РВП-Ю
°ВП-6
Рис. 2-115. Вентильные разрядники
типа РВН и РВМ.
Тип
РВМ-3
РВМ-6
РВМ-10
РВМ-15
РВМ-20
РВМ-35
РВМГ-ПО
РВМГ-150
РВМГ-220
Номи-
нальное
напряже-
ние, кВ
3
6
10
15
| 90
35
ПО
150
220
Наибольшее
допустимое
напряжение
на разрядни-
ке, к В
3,8
7,6
12.7
19
25
40,5
100
| 138
200
Пробивное
напряжение
разрядника в
сухом состоя-
I НИИ и под
дождем*
(действую-
щее значение)
7,5—9,5
15—18
25—30
35—43
47—56
I 75—90
170—195
230—265
340—390
Импульс-
ное про-
бивное
напряже-
ние**
8
15,5
25,5
57
74
116
265
370
515
Остающееся напряжение
при импульсном токе. А,
амплитудой ***. кВ
3000
9
17
28
47
62
97
245
340
475
5 000
9,5
18
30
51
67
105
265
370
515
10 000
11
20
33
57
74
116
295
410
570
* При частоте 50 Гц.
** При предразрядном времени 2—10 мкс.
*** С длиной фронта волны 10 мкс.

§ 2-57]
Выбор и установка трубчатых разрядников
259
"^Р8^ Д гит
а)
Рис. 2-116. Трубчатые разрядники.
а —* фибро-бакелитовые разрядники серии РТФ; б — винипластовые разрядники серии РТВ.
фронта 10 мкс и длиной волны 20 мкс, ам-
плитудой 5 000 А, с последующим протека-
нием сопровождающего тока.
Рабочее сопротивление разрядника вы-
держивает не менее 20 импульсов тока в ре-
жимах с фронтом волны 20 мкс и длиной
волны 40 мкс с амплитудой 5 000 А и пря-
моугольной волной длительностью 2 000 мкс
амплитудой 75 А.
2-57. ВЫБОР И УСТАНОВКА
ТРУБЧАТЫХ РАЗРЯДНИКОВ
Трубчатые разрядники предназначают-
ся для защиты линейной изоляции и служат
вспомогательным элементом в схемах за-
щиты подстанций, ослабленных мест на воз-
душных линиях электропередачи и на под-
ходах к подстанцияхМ (рис. 2-116).
Подключение трубчатых разрядников к
токоведущим частям воздушных линий про-
изводится через внешний искровой проме-
жуток.
Минимально допустимые значения
внешних искровых промежутков трубчатых
разрядников для сетей напряжением, кВ,
должно быть не менее, мм:
3 с изолированной нейтралью
6 » » »
10 » » »
35 у> » » .
110 с заземленной нейтралью
150 » » »
8
10
15
100
400
450
Разрядник выбирается по номинально-
му напряжению установки и пределам тока
к. з. в данной точке сети. В сети с заземлен-
ной нейтралью в качестве максимального
тока к. з. принимается ток трехполюсного
к з. или ток однополюсного к. з. Ток одно-
полюсного к. з. ограничивается реактивные
сопротивлением сети и сопротивлением за-
земления трубчатого разрядника и опреде-
ляется по формуле
1 ПРИ *
у»
пер
^У(х1+х2+х0г+(з^
где Х1 Х2у Х0 — реактивное сопротивление
прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей в данной точке сети, Ом; /? — сопро-
тивление заземления разрядника, Ом,
17*
У открытого конца разрядника при его
работе образуется зона из горячих ионизи-
рованных газов и пламени. Размеры зоны
из горячих ионизированных газов приведе-
ны на рис. 2-117. Основные характеристики
разрядников приведены в табл. 2-90.
Рис. 2-117. Зоны выхлопа трубчатых раз-
рядников.
Защитные промежутки могут устанавли-
ваться в схемах защиты РУ (при обязатель-
ном наличии АПВ) взамен трубчатых раз-
рядников в тех случаях, когда для данной
точки сети нельзя подобрать трубчатые раз-
рядники, удовлетворяющие с точки зрения
диапазона гашения дуги сопровождающего
тока Величины защитных промежутков
приведены в табл. 2-91.
Выбор конструкции защитного проме-
жутка определяется местом его установки и
конструкцией защищаемого объекта.
Конструкция защитного промежутка
должна обеспечивать:
стабильность разрядного расстояния;
предотвращение возможности перебра-
сывания дуги при срабатывании защитного
промежутка на другие элементы РУ;
предотвращение термического повреж-
дения изолятора, параллельно которому ус-
тановлен защитный промежуток;
предотвращение существенного обгора-
ния электродов за нормальное время рабо-
ты промежутка.
Для напряжений 110 кВ наиболее целе-
сообразной конструкцией защитного проме-
жутка является защитная арматура (рога,
кольца) на натяжной гирлянде с соответст-
вующим снижением разрядного расстояния.
Защитным промежуткам 3—35 кВ в се-
тях с изолированной нейтралью или компен-
сацией емкостного тока целесообразно при-
давать форму рогов, что может способство-
вать самопогасанию дуги при однофазных
перекрытиях.
С целью предотвращения к. з. при зако-
рачивании птицами защитных промежутков

260
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-90
Основные технические характеристики трубчатых разрядников
Тип
Номиналь-
ное напря-
жение, к в
Отключа-
емый ток,
кА (дейст-
вующее
значение)
I 4)
а> О,
со. с
Искровой
промежуток,
мм
г а»
— К О)
3
о
з:
03
Импульсное разряд-
ное напряжение при
положительной (+)
и отрицательной (—)
волне 1,5/40 мкс, кВ
минимальное
при 2 мкс
+ 1 -I +1 -
Разрядное
напряже-
ние при
50 Гц, кВ
Внутрен-
ний диа-
метр
фибровой
трубки,
РТ
РТ
РТ
РТ
РТ
РТ
РТ
РТ
РТ
0.2—1,5
3
1,5-7
6
0,3—7
6
1,5—10
10
0,5—7
35
0,4—3
35
0,8—5
35
1,8—10
ПО
0,4—2.2
(вариант
I и И)
РТ
РТ
РТ
НО
0,8—5
ПО
1,2—7
110
2—-10
10
35
35
35
ПО
ПО
ПО
ПО
0.2
1.5
0,3
1.5
0,5
0.4
0,8
1,8
0.4
0,8
1.2
2
1,5
7
7
10
7
3
5
10
2,2
5
7
10
40
40
130
80
130
175
175
140
300
350
300
250
5—10
5—10
8
15
8
15
20
60
100
60
100
60
100
250
350
250
350
250
350
300
350
35
35
61
80
55
68
80
145
180
165
195
140
170
366
410
365
420
366
410
385
385
40 40 45
45* 42* 50*
40 40 45*
45* 42* 50*
71
83
67
83
83
185
220
195
230
160
195
(вариант
I и II)
* Разрядник РТ-3 разрешается крепить за закрытый или открытый конец. При креплении за
открытый конец импульсные разрядные напряжения получаются несколько выше (нижняя строчка),
чем при креплении за закрытый конец (верхняя строчка).
61
80
55
68
80
150
190
165
195
140
170
380
455
400
460
380
455
420
430
71
83
67
83
83
170
205
195
230
160
195
440
495
440
505
440
495
460
500
480
560
470
570
480
560
480
560
10
10
42
85
105
97
105
83
96
184
213
211
260
184
213
7
39
73
83
61
73
73
82
155
200
167
197
165
200

§ 2-59]
Основные характеристики трансформаторов
261
Таблица 2-91
Напряжение сети,
кВ
Величины за-
щитного проме-
жутка А, мм
220
1250
154
850
по
600
35
200
10
50
ь
40
на напряжениях 3—10 кВ в их заземляю-
щие спуски вводятся дополнительные ис-
кровые промежутки с разрядными расстоя-
ниями 5—30 мм.
2-58. МОЛНИЕОТВОДЫ
И ЗАЩИТНЫЕ ЕМКОСТИ
Для защиты открытых подстанций и
подходов ВЛ 6—10 кВк подстанциям и РУ
с вращающимися машинами, а также для
защиты участка ВЛ 35—110 кВ от концевой
опоры до портала подстанций от прямых
ударов молнии применяются стержневые
молниеотводы. Конструктивно отдельно
стоящие молниеотводы выполняются в виде
металлической или железобетонной конст-
рукции со штыревым молниеприемником.
Зоны защиты, создаваемые молниеотвода-
ми, а также их конструктивное выполнение
приведены в справочнике, ч. 2.
При наличии на шинах подстанций или
распределительных устройств присоединен-
ных вращающихся машин или трансформа-
торов в схему защиты их от атмосферных
перенапряжений помимо вентильных разряд-
ников входят емкости в виде конденсаторов.
Для защиты от атмосферных перена-
пряжений принимаются обычно конденсато-
ры типа КМ, технические данные которых
приведены в табл. 2-92.
Конденсаторы 6,3 и 10,5 кВ не имеют
встроенных плавких предохранителей для
защиты от токов к. з., которые должны ус-
танавливаться отдельно.
Таблица 2-92
Технические данные однофазных конденсаторов на напряжения 6,3 и 10,5 к В
Тип
КМП-6,3
КМП-10,5
КМ-6,3
КМ-10,5
КМ2-6,3
КМ2-10.5
Напряже-
ние, В
6 300
10 500
6 300
10 500
6 300
10 500
Емкость,
мкф
2,25
0,76
0,8
0,29
2,0
0,65
Мощ-
ность,
кВ«А
28,0
27,0
10,0
10,0
25,0
22,5
[ Испытательное
напряжение при
частоте 50 Гц, кВ
на
корпус
25
35
25
35
25
35
между
выводами
13,9
03,1
13,86
23.1
13,86
23,1
1 Масса, кг
60
65
23
23
60
60
Размеры, мм,
2-217
309
321
330
380
310
310
131
13!
ПС
ПО
140
НС
по рис.
1020
1075
540
570
975
1000
Е. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ
2-59. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Обозначения величин
5К — номинальная мощность, кВ-А;
Ун—номинальное напряжение, кВ;
/н — номинальный линейный ток на
стороне высшего напряжения, А;
/0 — ток холостого хода, % /н;
1!к — напряжение к. з., %;
и о — активная составляющая напряже-
ния к. з., %;
Цг — реактивная (индуктивная) состав-
ляющая напряжения к. з., °/
Рк — потери к. з., кВт;
Р0 — потери холостого хода, кВт;
сов ф? — коэффициент мощности вторичной
цепи;
Р~- отношение фактической нагрузки 5
к номинальной мощности транс-
форматора 5Н.
Сопротивление и проводимость обмоток
на фазу
1 Активное сопротивление трехфазного
трансформатора или группы однофазных
трансформаторов, Ом:
Ри1 р
2 Реактивное (индуктивное) сопротив-
ление двухобмоточного трансформатора
(6'г«С/к),Ом:
У3 1Н
(2-219)
где II н—номинальное напряжение, кВ, к
котооому отнесено реактивное сопротив-
ление.

262
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
3. Реактивное (индуктивное) сопротив-
ление обмоток трехобмоточного трансфор-
матора, Ом:
_ юад .
5н
_ 1°1/к//; .
5Н
(2-220)
(2-221)
(2-222)
ра (в обмотках / и 2, и аналогично в любых
других)
М) == р1(^а! С05 ф! + IIт\ 5Ш ф0 +
+ р2(^а2С05ф2+^г2 5тф2). (2-229)
7. Потеря напряжения в трансформато-
ре приближенно составляет, кВ:
Л V = — , (2-230)
где (} — реактивная нагрузка, Мвар.
8. Потери мощности:
активной, кВт реактивной, квар
Холостого хода при Ип
Короткого замыкания при /н
Короткого замыкания при нагруз-
ке, отличной от /н
Полные
Ро
рк
-Рк
*-У№Н
<3К =0,003 1\ х
Р2 <?,<
А-р-Ро+Р2Рк
А 0 = 0л + "2 Рк
где С/кь ^кг и #Кз определяют из выраже-
ний
г/к1 = 0,5<*, + *2 — *з); (2-223)
^/к2 = 0,5 (хх + хз — х2); (2-224)
Г/кз = 0,5(г2 + ^з —х,). (2-225)
4. Активная проводимость двух- и трех-
обмоточных трансформаторов, 1/Ом:
Ро
и1-ю3 щ
(2-226)
5. Реактивная (индуктивная) проводи-
мость двух- и трехобмоточных трансформа-
торов, 1/Ом:
&=:
(2-227)
"(/МО8 '
где С), = /05е100 — намагничивающая
мощность трехфазного трансформатора,
квар.
6. Падение напряжения, % ^н*.
а) для двухобмоточного трансформа-
тора
Ш = р (иа соБ ф2 + Уг 31П ф2) +
б2
+ -^Г (^а 5|п Ф« ~ иг С05 ф2)а , (2-228)
200
где
</.«^ 100; С/,-/*/*-*/*
С достаточной степенью точности мож-
но пользоваться первым членом (2-228):
б) для трехобмоточного трансформато-
9. Коэффициент полезного действия при
заданной нагрузке» %:
П= /-
Р„-
П2Рк \
100. (2-231)
(3 5нсо5 ф,
10. Наибольший к. п. д. имее1 место при
соотношении
Р
-\п
11 Кратность установившегося тока
к. з. в данной обмотке при питании от ис-
точника бесконечной мощности
/С =
100
и.
(2-232)
Технические данные трансформаторов
приведены в табл 2-93—2-99.
Условные обозначения типов трапсфор'
маторов и автотрансформаторов состоят из
букв и цифр, которые означают:
буква А — для автотрансформатора;
число фаз (для однофазных—0; для трех-
фазных— Т); буква Р — для трансформа-
торов с расщепленной обмоткой низшего
напряжения; система охлаждения по табл.
2-100; буква 3 — при защите с помощью
азотной подушки без расширителя; буква
Т — для трехобмоточного трансформатора;
буква Н — выполнение одной обмотки с
устройством РПН.
Пример условного обозначения.
ТРДН-40 000/110-67 — трехфазный двухоб-
моточный трансформатор с расщепленной
обмоткой НН, с масляным охлаждением, с
дутьем и естественной циркуляцией мас-
ла, с РПН, номинальной мощностью
40 000 кВ'А, класса 110 кВ, конструкции
1967 г.

§ 2-59]
Основные характеристики трансформаторов
263
Таблица 2-93
Технические данные трехфазных масляных двухобмоточных трансформаторов
Номинальное напряжение
обмоток, кВ
Тип
НН
Потери.
О сз
о о
X и
кВт
,
6 3
^ 2 №
ь* 5 к
с 5 =
йп1
о с «
* и X
5
О)
*и
с .
5»
X*
Трансформаторы
ТМ-25/6—10-65
ТМ-40/6—10-65
ТМ-63/6—10-66
ТМ-100/6—10-66
ТМ-160/а—Ю-66
ТМ-250/6—10-66
ТМ-400/6—10-68
ТМ-630/6—10-68
ТАЛ-1000/10
ТМ-1600/10
ТМ-2500/10А
ТМ-4000/10А
ТМ-6300/10А
ТМ-100/35
ТМ-160/35
ТМ-250/35
ТМ-400/35
ТМ-630/35
ТМ-1000/35
ТМ-1600/35
ТМ-2500/35
ТМ-4000/35
ТМ-6300/35
ТМ-6300/110
25—6 300 кВ-А без регулирования напряжения
под нагрузкой
1 25
40
63
100
160
250
400
630
1000
1600
2 500
4 000
6 300
100
160
250
400
630
1000
1600
2 500
4 000
6 300
6 300
1
6; 6.3; 10;
6; 6,3; 10;
6; 6,3; 10;
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
10
10
10
35
35
35
35
35
35
35
35
35
35
ПО
10,5
10,5
10,5
0,23; 0.4
0.23; 0,4
0.23; 0.4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,4
0,4; 6,3
6,3
6,3
6,3
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,23; 0,4
0,4
0.4; 6,3;
10,5
0.4; 6,3;
10,5
6,3; 10,5
6,3; 10.5
6.3; 10,5
6,6; 11
0,125
0,18
0,265
0.365
0,54
1,05
1,45
2,27
3,8
3,3
6,2
8,5
12,3
0,465
0.66
0,96
1,35
2,75
3,65
5,1
6,7
9,4
27,3
0,6
0,88
1,28
1,97
2,65
3,7
5,5
7,6
12,7
16,5
25
33,5
46.5
1.97
2.65
3,7
5,5
7,6
12,2
18
23,5
33,5
46,5
55,2
4,5 1
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
5,5
5,5
5,5
5,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
7,5
7.5
10,5
Трансформаторы 1000—100 000. кВ-А с регулированием
напряжения под нагрузкой
ТМН-1000/35
ТМН-1600/35
ТМН-2500/35
ТМН-4000/35
ТМН-6300/35
ТРДН-25000/35
1
1 1 000 1
1600
2 500
4 000
6300
25 000
35
35
35
35
35
36,75
0,4*
6,3; 11
0,4*
6,3; 11
6,3
11*
6,3
11*
6,3
И*
6,3/6,3
10,5/10,5
6,3/10,5*'
2,75
3,65
5,1
6,7
9,4
29
12,2
11,6
18
16,5
23,5
33,5
46,5
145
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
9,5

264
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Тип
<
ц
ВС о
к ас
°о
л. 2
Продолжение
Номинальное напряжение
обмоток. кВ
ВН
НН
Потери, кВт
о <я
2 о
о 3
*§«
о а в
о.™ зс
О о <^
« и М
табл. 2-93
о
&*
* со
н 5 2
ТРДН-32000/35
ТРДН-40000/35
ТРДН-63000/35—70
ТМН-2500/110
ТМН-6300/110
ТМН-ЮООО/110
ТДН-10000/110
ТДН-10000/110-70
ТДН-16000/110
ТРДН-25000/110
ТРДН-32000/110
ТРДН-40000/110
ТРДЦН-63000/110
ТРДЦН-80000/110
32 000
40 000
63 000
2 500
6 300
10 000
10 000
16 000
25 000
32 000
40 000
63 000
80 000
36,75
36,75
36,75
ПО
115
115
115
115
115
115
115
115
115
6,3/6,3
10,5/10,5
6,3/6,3
6,3/6,3
6,3/10,5
10.5/10.5
6,6; 11
6,6: 11;
38,5*
6,6*; 11*;
38,5*
6,6; 11
6,6; 11; 38,5<
6,3/6,3;
6,3/10,5*;
10,5/10,5
6,3/6,3;
6,3/10,5*;
10,5/10,5
6,3/6,3;
6,3/10,5*;
10,5/10,5
6.3/6,3;
6,3/10,5*;
10,5/10,5
6,3/6,3;
6,3/10,5;
10,5/10,5
29
39
55
6,5
13
18
27
26
36
44
52
73
89
1
По ТУ
225
280
22
50
60
74
85
120
145
175
260
315
Н,5 |
9,5
11,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
0,7
0,6
1,5
1
0,9
0,9
0,85
0,8
0,75
0,7
0,65
0,6
Примечания: 1. Потери холостого хода даны с учетом использования электротехнической
стали толщиной 0,35 мм марки ЭЗЗОА по ГОСТ 802-58 с жаростойким покрытием и отжигом пластин.
2. Технические данные трансформаторов 6—10 кВ приведены для схем звезда — звезда. Для схе-
мы звезда — зигзаг трансформаторов до 250 кВ-А потери к. з. увеличиваются на 15%, а напряжение
к. з. — на 5%. Для схемы треугольник — звезда трансформаторов 400 и 630 кВ-А потери к. з. увели-
чиваются на 10%.
3. Исполнения обмоток НН, отмеченные звездочкой (*), выполняются по предварительному
гласованию с заводом-изготовителем.
Таблица 2-94
Технические данные трехфазных масляных трехобмоточных трансформаторов
Тип
Т.МТН -6300/35-68
<
5 = *
з 2 А
Ш
6 300
Номинальное напряже-
ние обмоток, кВ
ЕН
35
сн
10,5
11
НН
6,3*
6,6*
Потери. кВт
О со
2 Р
13
6 3
Р1
О О гз
55
Напряжение к. з., %
03
7,5
7
со
7,5
5
7
16,5
о
- 3
2,3

§ 2-59]
Основные характеристики трансформаторов
265
Тип
ТМТН-10000/35
ТМТН-16000/35
ТМТ-6300/110
ТМТН-6300/110-66
ТМТН-10000/110-67
ТДТН-10000/110-70
ТДТН-16000/110-66
ТДТН-20000/110-Б
ТДТН-25000/110-66
ТДТН-40000/110-67
ТДТН-63000/110-67
ТДТН-80000/110-68
<
Ь 1
2 а"
к з 1
10 000
16 000
6 300
6 300
10 000
! 10 000
! 16 000
20 000
25 000
40 000
63 000
80 0С0
Номинальное напряже-
ние обмоток, кВ
ВН
36,75
36,75
ПО
115
115
115
115
115
115
115
115
115
сн
10,5
11
10,5
11
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
38,5
НН
6,3
6,6*
| 6,3
6,6*
6,6; 11
6,6;11
6,6; И
6,6;11
1 6,6; 11
6,6;11
6,6; И
6,6; 11
6,6; 11
6,6; И
Продолжение
Потери, кВт
2 1
о го
18
24
32
17
23
23
32
45
45
63
87
73
о2
н % <к
о со ж
о. н
§22 1
75
114
65
60
80
80
105
127
145
230
310
380
Напряжение к.
X
О
1
16,5
17
17
10,5
10,5
10,5
1 10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
17
X
X
1
X
8
8
10,5
17
17
17
17
17
17
17
17
17
10,5
та б
3., /о
X
X
Д
о
7,2
7,5
6
6
6
6
1 6
6
6
6
1 6
6
л 2-94
о
«8
X Ч
(Л
* X
о В
Н 2
2,1
1.6
4,8
1,2
1,1
5
1,05
2,5
1
0,9
0,85
0,6
Примечание. Исполнения обмоток НН, отмеченные звездочкой (*), выполняются по пред-
варительному согласованию с заводом-кзготгзнтелем.
Таблица 2-95
Технические данные трехфазных трансформаторов с естественным
воздушным охлаждением (сухих) масляных и с заполнением негорючим
диэлектриком (совтолом) для комплектных трансформаторных подстанций
Тип
Номи-
нальная
МОЩ-
НОСТЬ',
кВА
Номинальное напряжение
обмоток, кВ
ВН
НН
Потери, кВт
холо-
стого
хода
корот-
кого за-
мыкания
Напря-
жение
к. з.,
%
Ток
X. X., %
номи-
нально-
го
ТСЗ-160/10
ТСЗ-250/10
ТСЗ-400/10
ТСЗ-630/10
ТСЗ-1000/10
ТСЗ -1600/10
ТМФ-250/6—10
ТМФ-400/6—10
ТМФ -630/6—10
160
250
400
630
1000
1600
250
400
630
6; 10
6,3; 10,5
6; 10
6: 10
6,3; 10,5
6; 10
6,3; 10,5
6; 10
6; 10
у х и е
0,23;0,4
0,4
0,23; 0,4
0,23:0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
Масляные
6; 10
6; 10
6; 10
0,4
0,4
0,4
0,7
1
1,3
; 2
3
! 4,2
2,7
3,8
5,4
7,3
11,2
16
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
0,8
1,1
1.7
3,7
5,5
7,6
4,5
4,5
5,5
4,0
3,5
3,0
3,0
2,5
2,5
2,3
2,1
2

266
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Тип
ТМЗ-630
ТМЗ-1000/10—65
ТМЗ-1600/10—65
Номи-
нальная
мощность,
кВА
630
1000
1600
Номинальное напряжение
обмоток, кВ
ВН
6; 10
6; 10
6; 10
НН
0,4
0,4
0,4
Продолжение табл. 2-95
Потери, кВт
холо-
стого
хода
2,4
3,3
4,5
корот-
кого за-
мыкания
8,5
12,2
18
Напря-
жение
к. а., %
5,5
5,5
5,5
Ток
X. X., %
номиналь-
ного
3
2,8
2,6
Совтоловые
ТНЗ-630/10—65
ТНЗ-1000/10—65
ТН 3-1600/10—65
ТНЗ-2500/10
630
1000
1600
2 500
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
0,4
0,4
0,4
0,4
2,27
3,3
4,4
4,6
8,5
12,2
18
25
5,5
5,5
5,5 1
5,5
3,2
2,8
2,6
1,0
Примечания: 1. Сухие трансформаторы с напряженнем ВН 0,3 и 10,5 кВ выпускаются
только по требованию заказчика и согласованию с заводом-изготовителем.
2. По требованию заказчика для существующих электроустановок напряжением 3 кВ изготовля-
ются сухие трансформаторы.
3. Технические данные ТНЗ-2500/10 приняты по ГОСТ 16555-71 и уточняются
те л ем.
Таблица 2-96
Технические данные трехфазных сухих трансформаторов 10—160 кВ»А,
380/230 В; группой и схемой соединения обмоток ^/"У"—0 или УУ/Ч
Тип
тез-ю/0,66
тез-1б/о,бб
ТСЗ-25/0,66
ТСЗ-40/0,66
ТСЗ-63/0,66
ТСЗ-100/0,66
тез-160/0,66
Номиналь-
ная мощ-
ность.
кВА
10
16
25
40
63
100
160
Напря-
жение
к. з., %
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Потери, кВт
холосто-
го хода
1,2
0,17
0,24
0,34
0,48
0,68
0,96
|
короткого
замыка-
ния
0,28
0,4
0,56
0,8
1,09
1,5
2,06
Длина
700
760
820
890
970
1 060
1 150
Размеры,
Ширина
440
480
520
540
580
1 620
680
мм
Вые
650
680
720
820
920
980
| 1 150
Масса
0,15
0,18
0,24
0,32
0,44
0,58
0,80
Таблица 2-97
Потери мощности в масляных трансформаторах 250—1 600 кВА, 6—10/0,4 кВ
для комплектных трансформаторных подстанций в зависимости от нагрузки
Активные потери, кВт
Реактивные потери, квар
и*
а в гс
; ао
о <я
о о
короткого замыкания при 3
1,0 0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0.4
§5
о о
короткого замыкания при Р
1.0
0,9
0,8
0,7
0.6
0,5
0,1
250
400
630
1000
1600
0,8
1,1
1,7
3,3
4,5
3,7
5,5
7,6
12,2
18
3,0
4,5
6,2
9,9
14,6
2,4
3,5
4,9
7,8
11,5
1,8
2,6
3,7
6,0
8,8
1,3
2,0
2,7
4,4
6,5
0,9
1,4
1,9
3,1
4,5
0,6
0,9
1,2
2,0
2,9
15
20
31,5
50
67,2
11,3
18
34,6
55
88
9,1
14,6
28
44,5
71,3
7,2
11,5
22,2
35
56,3
5,5
8,8
17
27
43
4,1
6,5
12,5
19,8
31,7
2,8
4.51
8,7
13,8
22
1,8
2,9
5,5
8,0
14,1
Примечание. Общие потери равны сумме потерь холостого хода и нагрузочных (в зави-
симости от $).

§ 2-61]
Охлаждение трансформаторов
267
Таблица 2-98
Ряды номинальных мощностей тпехфазных трансформаторов и автотрансформаторов
от 10 кВ-А и выше (по ГОСТ 9680-61), кВА
10
100
1000
10 000
100 000
—
(125)
(1 250)
(12 500)
(125 000)
16
160
1600
16 000
160 000
—
Г200)
(2 000)
(20 С00)
25
250
2 500
25 000
(320)
(3 200)
(32 000)
40
400
4 000
40 000
(500)
(5 000)
(50 000)
60
630
6300
63 000
80 000
Примечания: 1. ^\1ощности в скобках предназначаются только для специальных транс-
форматоров, используемых для питания индивидуальных машин и установок.
2. Дли автотрансформаторов указана проходная мощность.
Таблица 2-99
Допуски для технических данных трансформаторов
Измеряемая величина
Потери холостого хода
Потери к. з.
Суммарные потери
Ток холостого хода
Напряжение к. з. (на основном ответ-
влении)
Коэффициент трансформации
Допуск,
%
+ 15
+ 10
+ 10
+30
±10
±1
±0,5
Применение допуска
¦
> Для всех трансформаторов
'
Для трансформаторов с фазным коэффи-
циентом трансформации 3 и менее или
в случаях, когда этот допуск особо ого-
ворен в стандартах или технических
условиях на отдельные виды транс-
форматоров
Для остальных трансформаторов
2-60. СХЕМЫ И ГРУППЫ СОЕДИНЕНИЙ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
ГОСТ 11677-65 установлены приведен-
ные на рис. 2-118 схемы н группы соеди-
нения обмоток высшего напряжения (ВН),
среднего напряжения (СН) и низшего на-
пряжения (НН). Обозначения У7У —0>
"У/Д—11 и т. д. указывают схемы соедине-
ния обмоток трансформаторов и автотранс-
форматоров и угловое смещение векторов
линейных э. д. с. обмоток СН и НН по от-
ношению к векторам э. д. с. обмоток ВН.
Группа соединения (угловое смещение) обо-
значается числом, которое при умножении
на 30° дает угол отставания в градусах (на-
пример 11 соответствует углу 330°).
2-61. ОХЛАЖДЕНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Воздушное охлаждение (естественное
или с дутьем). Трансформаторы с таким
охлаждением называются сухими. Изготов-
ляются мощностью до 1 600 кВ-А включи-
тельно для установки в закрытых помеще-
ниях с относительной влажностью возду-
ха не более 80%. Преимущество сухих
трансформаторов заключается в их пожа-
робезопасности и сравнительной простоте
конструкции.
Естественное масляное охлаждение
применяется, как правило, для трансформа-
торов мощностью до 6 300 кВ-А включи-
тельно. Теплоотдача радиаторов достигает
450—500 Вт/м2.
Масляное охлаждение с воздушным
дутьем. При мощности трансформаторов
10 000 кВ-А и более применяется охлажде-
ние с воздушным дутьем. Обдувание по-
верхности радиаторов позволяет увеличить
теплоотдачу на 50% и более. В настоящее
время трансформаторы снабжаются систе-
мой дутьевого охлаждения при помощи вен-
тиляторов с электродвигателями мощно-
стью до 250 Вт. На каждом радиаторе
трансформатора устанавливаются два вен-
тилятора
Масляное охлаждение с принудитель-
ной циркуляцией позволяет значительно
увеличить отвод тепла. К баку трансфор-
матора подключают центробежный насос,
который прогоняет горячее масло через
воздушный или водяной охладитель. На
1 кВт потерь в трансформаторе через ох-
ладитель в течение 1 мин должно проходить
4—5 л масла при среднем перепаде темпе-
ратуры в охладителе 10° С.
Охлаждение негорючим жидким ди-
электриком (совтол) естественное или с ду-
тьем. Трансформаторы с таким охлаждени-
ем изготовляются мощностью до 2 500 кВ- А
включительно для установки внутри зданий.
Совтоловые трансформаторы пожаробез-

Схемы соединения обмоток
ВН
А В С
I
X У 7,
А В С
х у г
О А 8 С
х у г
А В С
ш
X У 2
А Л ~с
нн
О а Ь с
о о
х у г
х у г
а Ь с
О а Ь с
^0~а ~Ь лс
х у г
Диаграммы векторов эдс
ВН
X.
В
А
А Ч?
X
и
А.
НН
А,
О
о
У'
ь
Условные
обозначения
Ту
Т
-11
Л""
Ту
V
<11
%¦
Схема, соединения обмоток
ВН
оА ОХ
НН
оа од;
? !
Диаграмма, векторов э.д.с.
ВН
А
,Х
НН
а
Условное
обозначение 1
1V
Ч)
Схемы соединения обмотйк
ВН
О А В С
X У 2
О А В С
11
х у г
сн
"т Ат Вт Ст
Хт Ут %т
НН
а Ь с
* Л *
-Ат Вт Ст
шш
Хт Ут Ст
а Ь с
* у г
Диаграммы
вектооов э.дс.
ВН
А
А С
и
А
А С
СН НН
Вт
Ат Сп
От
\><
о
Условные
обозначения
%0-11
Г.
'А/д1Н1\
Схема соединения обмоток
ВНиСН
О ААтВВтС Ст
о
X У 2
НН
а Ь с
Диаграмма векторов э.д. с.
ВНиСН
НН
О
Условное
обозначение
Хьн/ь™
а) г)
Рис. 2-118. Схемы и группы соединений обмоток трансформаторов и автотрансформаторов.
а-для трехфазных двухобмоточнг.гх трансформаторов; б - для однофазных двухобмсточных трансформаторов; в~ для трехфазных трехобмоточпых транс-
форматоров; г-для трехфазных трехобмоточпых автотрансформаторов. хрьхоомотошых трапе

§ 2-62] Допустимые перегрузки трансформаторов (автотрансформаторов) 269
опасны, герметичны и в течение многих лет
эксплуатации не требуют ревизии.
Таблица 2-100
Условные обозначения систем охлаждения
трансформаторов и автотрансформаторов
Систе. а охлаждения
Условные
обозначе-
ния
С у х и с трансформаторы
Естественное воздушное при от- С
крытом исполнении
Естественное воздушное при за- СЗ
щищенном исполнении
Естественное воздушное при СГ
герметизированном исполне-
нии
Воздушное с дутьем СД
Масляные трансформат
Естественное масляное
Масляное с дутьем и естествен-
ной циркуляцией масла
Масляное с дутьем и принуди-
тельной циркуляцией масла
Масляно-водяное с естествен-
ной циркуляцией масла
Масляно-водяное с принуди-
тельной циркуляцией масла
о р ы
М
Д
дц
МВ
ц
Трансформаторы
с заполнением негорючим
жидким диэлектриком (совтол)
Естественное охлаждение него- I Н
рючим жидким диэлектриком
Охлаждение негорючим жид- | НД
ким диэлектриком с дутьем
2-62. ДОПУСТИМЫЕ ПЕРЕГРУЗКИ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
(АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ)
Срок службы трансформатора опреде-
ляется старением его изоляции, которое
резко возрастает с повышением температу-
ры обмотки. При изменении температуры
изоляции на 6°С срок службы ее изменя-
ется вдвое (сокращается при повышения
температуры или увеличивается при ее по-
нижении).
В зависимости от графика нагрузки и
температуры охлаждающей среды для тран-
сформаторов допускаются аварийные и си-
стематические перегрузки, не оказывающие
заметного влияния на срок службы транс-
форматоров. Допустимое для трансформа-
торов количество пусков присоединенных
электродвигателей показано на рис. 2-119.
Аварийные перегрузки допускаются в
исключительных случаях, например при вы-
ходе из строя одного работающего транс-
форматора. Б аварийных случаях допусти-
мую нагрузку и ее продолжительность для
масляных (совтоловых) трансформаторов с
системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц сле-
дует определять по рис, 2-120 и 2-121 в за-
висимости от коэффициента начальной на-
грузки.
«нач = -^р- (2'23^
где /ср.кв — среднеквадратичное значение
нагрузки (тока) за период, предшествую-
щий максимуму нагрузки; /н — нагрузка
номинальным током.
Для этой нагрузки может быть оценен
износ изоляции с учетом фактической сред-
несуточной температуры (рис. 2-122) по
сравнению с нормальным износом изоля-
ции при среднесуточной температуре охлаж-
дающего воздуха 30 °С.
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
\нл
\
\
Р\
^\
I
1
[-
Сх.
"П
<05
V
\
>
_х.
^
—и
\
-1.
/77
—1—
4 к
/V
V
\
\\
V»
'\
"1 1
* =25
\
У\
V
\
к
^
V
\
х
N
\
^
/77
1/
4 к
26
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
\а
\
\
[\
\\
л
г\
И
Ш-
I I
Ь=30
{
\
А
V
\
1л.
.
^
ч
0
N
_,_
\
й
Л
^
/77
ц
ш
4 К
Рис. 2-119. Допустимое количество пусков электродвигателей за сутки в зависимости
от кратности пускового тока и длительности пуска.
Лг — допустимое количество пусков в сутки за гри смены; К—кратность пускового тока по отно-
шению к номинальному току трансформатора пг — отношение мощности трансформатора к макси-
мальной мощности его нагрузки (без учета пускаемого двигателя); * —длительность пуска, -.

270
Электроснабжение и подстанции
[Разд.
г 7
Сутки.
5001 15
400]-
ЗОо[
200
100\
01 1,0\
ССис
\
\
1
\
1 -^
ю
'Л
№\
._ь
>>
1^У
^
^2
1^;
|\
'Су-
П А
'45
а _
.и.
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 ИОмия
Рис. 2-120. Допустимые аварийные нагруз-
ки а и суточный износ изоляции Ь для
трансформаторов с системами охлаждения
Ми Д.
Сутки,
а
500 \- 1,5
400
300
200\
Ю0
01 1,0\
0,5.
V
1
т
,\
V
^
Г
\?
О
^
а
нач*г0,5
{&?
^Ы
.&«<
14^*
0.5
0,75
V
(/,.
13-
.Ы
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100110т*
Рис. 2-121. Допустимые аварийные нагруз-
ки а и суточный износ изоляции I* для
трансформаторов с системами охлаждения
ДЦиЦ.
При а не более 0,93 масляные и совто-
ловые трансформаторы (кроме имеющих
систему охлаждения МВ) допускают в те-
чение не более 5 суток перегрузку на 40%
сверх номинального тока на время макси-
мумов нагрузки общей продолжительностью
не более б ч в сутки.
Систематические перегрузки масляного
и совтолоеого трансформаторов определяют
по графикам нагрузочной способности (при-
ложение 1 к ГОСТ 14209-69) в зависимости
от суточного графика нагрузки, температу-
ры охлаждающей среды, постоянной време-
ни трансформатора и системы ох?*дждения.
Для трансформаторов с расщепленной
обмоткой 6—10 кВ допускаются те же пере-
грузки, отнесенные к номинальной мощно-
сти каждой ветви, что и для трансформа-
торов с нерасшепленной обмоткой.
Для трехобмоточных трансформаторов
перегрузки относятся к наиболее нагружен-
ной обмотке.
Согласно ГОСТ 11677-65 в аварийных
случаях сухие трансформаторы должны до-
пускать одну из следующих кратковремен-
ных перегрузок сверх номинального тока
(независимо от длительности предшествую-
щей нагрузки, температуры охлаждающей
среды и места установки):
20%
30%
40%
50%
60%
в течение 60 мин
» » 45 мин
» » 32 мин
» » 18 мин
» » 5 мин
При а не более 0,93 сухие трансфор-
маторы в аварийных случаях допускают в
течение не более 5 суток перегрузку на 30%
сверх номинального тока на время макси-
мумов общей суточной продолжительности
не более 5 ч в сутки.
2-63. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
32
28\
24
20\
16
12
8
Ч
0 Ч 8 12 16 20 24 28*С
Рис. 2-122. Снижение износа изоляции, оп-
ределенного по рис. 2-120 и 2-121, в зави-
симости от фактической среднесуточной
температуры воздуха.
а — разнветь между нормальной среднесуточной
температурой охлаждающего воздуха—30°С и ее
фактическим значением; б — степень снижения
(во сколько раз) износа изоляции трансформатора.
6 /
—'I "*ГП П Га
Трансформаторы и автотрансформаторы
выполняются в настоящее время с переклю-
чением ответвлений обмотки без возбужде-
ния (ПБВ), т.е. после отключения всех об-
моток от сети и с переключением ответвле-
ний обмотки под нагрузкой (встроенное
регулирование напряжения под нагрузкой
РПН).
Переключение без возбуждения осуще-
ствляется при помощи ответвлений обмотки
ВН или СН. Трехфазные понижающие
трансформаторы 25—80 000 кВ • А классов
напряжения до 35 кВ включительно имеют
четыре ответвления: ±2X2,5% номиналь-
ного напряжения. Понижающие трансфор-
маторы классов напряжения ПО и 220 кВ
имеют ответвление для ПБВ только в трех-
обмоточном исполнении, на обмотках СН
при напряжении 22 и 38,5 кВ. При токе об-
мотки, не превышающем 700 А, обмотки
СН имеют четыре ответвления ±2X2,5%
ив, при токе более 700—1 200 А — два от-
ветвления ±5% и п.

§ 2-63]
Регулирование напряжения
271
Таблица 2-101
Ответвления обмоток трехфазных двух- и трехобмоточных трансформаторов
и автотрансформаторов по ГОСТ
Класс
напряже-
ния, кВ
Мощность,
МБ-А
Число ответвлений
и пределы регулирования
Обмотка
с ответвле-
ниями
Трансформаторы
6 и 10
20 и 35
35
ПО
ПО
220
1—6,3
1—6,3
10—63
2,5
6,3 и более
25—160
±8X1,25%
±6X1,5%
±8X1,5%
+ 10X1,5% и -8X1,5%
±16%; ±9 ступеней по 1,78%
±12%; ±8 ступеней по 1,5%
ВН
вн
ВН
нн
вн
вн
220
Автотрансформаторы
| 32—250 I ±12%; ±6 ступеней, по 2%
СН
Трансформаторы и автотрансформато-
ры с РПН снабжены ответвлениями, приве-
денными в табл. 2-101.
В комплект РПН входят переключаю-
щее устройство и блок автоматического уп-
равления приводом. Переключающие уст-
ройства изготовляются в настоящее время
Рис. 2-123. Принципиальная схема одной
фазы устройства регулирования напряже-
ния под нагрузкой.
А%—Л п — ответвления обмотки трансформатора;
Пи П2 — сдвоенный переключатель; К\, /<2 — кон-
такторы: Р — реактор.
с активными и индуктивными (реакторного
типа) токоограничивающими сопротивления-
ми. Переключающее устройство с активными
сопротивлениями состоит из быстродейст-
вующего трехфазного контактора с сопро-
тивлениями; трехфазного избирателя для
выбора ответвлений обмотки в процессе пе-
реключения и приводного механизма типа
ПДП-4У.
Переключающее устройство реакторно-
го типа (РНТ-13) состоит из: -трех сдвоен-
ных переключателей, собранных на одной
раме (в баке трансформатора); трех пар
контакторов (в отдельном баке на стенке
бака трансформатора); трехфазного реак-
тора (в баке трансформатора) и приводно-
го механизма типа ПДП-4У
Ответвления от обмотки трансформато-
ра (рис. 2-123) присоединены к неподвиж-
ным контактам одного из переключателей
РНТ-13. В каждом сдвоенном переключате-
ле имеются два подвижных контакта П[
П2, находящиеся в рабочем положении на
одной ступени. При переключении подвиж-
ные контакты одновременно на всех фазах
попеременно переводятся на соседние сту-
пени. Сплошной линией показано их первое
промежуточное положение, пунктиром —
второе промежуточное положение.
Для ограничения тока части обмотки
между ответвлениями Лб—Л7, замыкаемой
в момент переключения, служит токоогра-
ничивающий реактор Р Переключатель ра-
ботает только при отсутствии тока в своей
цепи. Разрыв тока осуществляется при по-
мощи контакторов К\ и /С2-
Устройство предусматривает режим
ручного, дистанционного и автоматического
управления.
Автоматическое управление приводом
производится автоматическим регулятором
напряжения трансформатора (АРКТ), кото-
рый осуществляет: регулирование, при ко-
тором поддерживается постоянным напря-
жение на зажимах трансформатора, и регу-
лирование, при котором поддерживается по-
стоянным напряжение у потребителя.
При продолжительном изменении стаби-
лизированного напряжения, подаваемого на
АРКТ, последний срабатывает и подает пи-
тание на привод. Схема привода ПДП-4У
допускает применение АРКТ различных си-
стем (БАУРПН-2 Латвэнерго, ВЭИ и т.п.).
Напряжение питания привода 380 В.

272
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2-64. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Автотрансформаторы применяются при
небольших коэффициентах трансформации
(менее 2), при которых они более экономич-
ны, чем трансформаторы; в сетях напряже-
нием 220 кВ и выше; для регулирования
напряжения на ВЛ (линейные регуляторы);
для регулирования и стабилизации напря-
жения у потребителей. В отдельных слу-
чаях автотрансформаторы применяют для
пуска электродвигателей выше 1 кВ.
Автотрансформаторы имеют меньшее
индуктивное сопротивление, чем двухобмо-
точные трансформаторы, и поэтому в мень-
шей степени ограничивают токи к. з. Номи-
нальное напряжение к. з. автотрансформа-
тора, %,
^к.а = V ^к,
(2-234)
где 11к — напряжение к. з. трансформатора
той же мощности, %;
т=1—— ,
(2-235)
где Ка= & ах/^Сх ~~ коэффициент авто-
траксформации.
Принципиальная схема и токораспреде-
ление в однофазном автотрансформаторе
даны на рис. 2-124.
Для первичного напряжения 220 кВ из-
готовляются трехфазные трехсбмоточные
автотрансформаторы с соединением обмоток
ВН—СН в звезду и добавочной обмотки
КН — в треугольник. Технические данные
этих автотрансформаторов приведены в
табл. 2-102.
* и
п
I
Рис. 2-124. Принципиальная схема авто-
трансформатора.
Автотрансформаторы для плавного ре-
гулирования напряжения под нагрузкой ра-
ботают на принципе изменения индуктивной
связи обмоток, расположенных на общем
магнитопроводе. Последнее достигается пе-
ремещением подвижной короткозамкнутой
катушки по сердечнику. Эти автотрансфор-
маторы имеют исполнения: для изменения
напряжения под нагрузкой (регуляторы) и
для стабилизации напряжения под нагруз-
кой.
Таблица 2-102
Теунт":ескче данные трехфазных трехобмоточных автотрансформаторов
32—200 МВ-А, 220 кЗ
Тип
АТДТНГ-32000/220
АТДЦТНГ-63000/220/110
АТДЦТН-125000/220/1 10—68
АТДЦТН-200000/220/110—6?
<
И
га
5 «о
га о
Е О
к к
||
32
63
125
200
Номиналь-
ное напряже-
ние обмоток,
кВ
ВН
230
230
230
230
СН
121
121
121
121
НН
6,6
11
38,5
6,3
10,5
38,5
6,3
10,5
38,5
10,5
38,5
Потери, кВт
со
*
°
33
37
85
125
короткого
замыкания
X
о
1
X
1 а
212
400
290
430
X
X
I
а
110
220
235
360
X
X
| I
о
130
245
230
320
Напряжение к
5
1
5
10,9
12,05
12,1
10,6
10,6
X
X
1
X
1 е
16
18,85
18,9
31
32
. з., %
X
X
1
X
О
10,3
12,81
12,8
18,9
19,5
о
.о 9
г с
х я
0,4
0,3
0,5
0,5

§ 2-65] Размеры и масса трансформаторов и автотрансформаторов 273
2-65. РАЗМЕРЫ И МАССА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Е табл. 2-103—2-105 приводятся основные размеры и масса силовых трехфаз-
ных трансформаторов (рис. 2-125) и автотрансформаторов.
Таблица 2-103
Размеры и масса сухих и масляных двухобмоточных трансформаторов
без регулирования напряжения под нагрузкой
Тип
Размеры, мм (рис. 2-125, а)
А
Б
В
Г
Масса, т
активной
части
общая
ТСЗ-160/10А
ТСЗ-250/10А
ТСЗ-400/10А
ТСЗ-630/10А
ТСЗ-1000/10А
ТСЗ-1600/10А
Сухие (отдельно стоящие)
1780
1830
2 230
2 220
2 375
2610
935
955
960
1090
1310
1310
1690
1835
2 135
2 260
2 520
3150
820
1070
1070
1,0
1,34
1,93
2,83
4,0
5,65
29
63
27
22
,47
,22
ТМ-25/6-10—65
ТМ-40/6-10—65
ТМ-63/6-10—66
ТМ-100/6-10—66
ТМ-160/6-10—66
ТМ-1000/10
ТМ-1600/10
ТМ-2500/10А
ТМ-4000/10А
ТМ-6300/10А
ТМ-100/35
ТМ-160/35
ТМ-250/35
ТМ-400/35
ТМ-630/35
ТМ-1000/35
ТМ-1600/35
ТМ-2500/35
ТМ-4000/35
ТМ-6300/35
ТМ-6300/110
1 120
1075
1075
1 150
1220
2115
2 300
3 340
3 900
4 230
1 190
1400
1500
1650
2 100
2 600
2 620
3 420
3 850
4 285
5 260
М
440
465 1
530
800
1020
1260
1365
2 120
3 600
3630
895
1000
1250
1350
1450
1500
1580
2 120
3 600
3 650
4 280
а сля ны е
1210
1250-
1385 !
1445
1600
2 580
2 875
3215
3 555
3 785
213
2 298
2 320
2 523
2 783
2 850
3 170
| 3 355
3 735
1 3 942
1 5 165
450
500
500
550
550
1070
1070
1524
1524
1524
550
660
660
820
820
1070
1070
1594
1594
1 1594
1524
0,15
0,21
0,27
0,35
0,57
2,0
2,92
3,83
5,54
8,50
0,46
0,73
0,85
1,10
1,30
2,37
3,10
4,20
5,36
7,57
10,25
0,13 1
0,16 *
0,19
0,22
0,29
1,23
1,40
2,27
4,10
4,91
0,46
0,58
0,71
0,80
1,0
2,10
2,23
2,70
4,18
4,90
9,5
0,37
0,47
0,60
0,72
1,0
4,42
6,0
7,79
13,1
16,9
1,22
1,69
2,00
2,69
3,5
5,43
6,95
9,60
1,34
17,1
28,7
Таблица 2-104
Размеры и масса масляных трансформаторов и автотрансформаторов
с регулированием напряжения под нагрузкой
Тип
Размеры, мм (рис. 2-125, а)
Масса, т
актив-
ной
части
бака с
армату-
рой и ра-
диатором
масл.а
для
долив-
ки
общая
Двухобмоточные трансформаторы
ТМН-1000/35
ТМН-1600/35
ТМН-2500/35
ТМИ-1000/35
ТМН-6300''35
ТР ДМ-25000/'
ТРДН-10000/35
3 500
3 5С0
3 650-
3 875
4 050
5 000
7 090
1540
1810
2 224
3 575
3 632
! 270
4 620
3 000
3 265
3 550
3 715
3 850
6 560
5 647
1070
1070
1594
1594
1594
1 524
1 524
2 010
2,38
3,17
4,16
7,30
7,54
24,0
41,0
1,57
1,92
2,54
4,03
4,33
13,8
18,02
2,90
3,35
4,02
4,95
6,00
16,0
20,5
1,38
1,7
5,6
5.3
8,02
9,60
12,27
16,28
19,6
53,8
79,5
18-478

274
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-104
Тип
Размеры, мм (рис. 2-125, а)
Массп, т
актив-
ной
части
бака
с армату-
рой и ра-
диатором
масла
масла
для
долив-
ки
ТМН-2500/110
ТМН-6300/ИО
ТМН-10000/110
ТДН-10000/110
ТДН-16000/110
ТРДН-25000/110
ТРДН-40000/110
ТРДЦН-63000/110
ТРДНГ-32000/220
ТРДЦНГ-6300О/22О
ТМТН-6300'35—68
ТМТН-10000/35
ТМТН-16000/35
ТМТ-6300/110
ТМТН-6300/110—66
ТМТН-10000/110—67
ТДТН-10000/110
ТДТН-16000/110—66
ТДТН-20000/110— Б
ТДТН-25000/110—66
ТДТН-40000/110—67
ТДТН-40000/110
ТДТН-63000/110—67
ТДТН-80000/110-68
5 120
6 080
6 275
5 900
6 910
6 580
6 935
8 300
8 900
8 0С0
3 540
3 170
3 405
4 270
4 472
4 650
4 850
4 450
5 500
5 550
| 4 090
5 150
5 417
5 380
6 327
5 820
6 115
6 470
8 350
8600
1 524
1 524
2 000
1524
2 000
1524
1 524
2 000
1 524
2 500
1524
2 540
1524
2 500
1 524
3000
1524
3000
трехобмоточные трансф
I 524
4 860
5 565
5 810
7000
6 2-Ю
7 147
6 900
7 200
7 600
7 710
7 550
8 550
8200
9 600
3 960
4 180
4 280
4 500
3 465
3 376
3 750
4 400
4 440
4600
4 840
5 112
4 750
4800
3 900
1 4 778
5 155 |
5 300
5 395
; 5 864
5 476
6200
6 420
6 4С0
6 250
6 435
7 040
7200
1 594
1 524
1 524
2 000
1 524
1 524
2 000
1 524
2 000
1 524
1524
2000
1524
2000
1 524
2000
1524
2 000
1 524
2 000
1 524
2 000
1 524
2 000
9,7
12,2
15,96
16,1
23.5
32,6
45,25
57,3
52,0
70,0
о р м а т
10,55
14,40
20,30
13,2
15,7
20.94
22,0
29,2
30,2
37,3
54,1
55,7
70,5
82,0
3,6-1
3,72
4,29
9,1
10,8
14,6
18,95
21.4
38,0
34,о
о р ы
5,12
7,50
10,0
11,5
4,1
4,73
13,5
17,0
15,7
17,3
22,6
28,0
25,9
26,7
10,2
11.7
14,5
12,9
19,7
20,0
27,0
28,5
50,5
40,0
1,22
2,6
2,75
3,8
4,1
4,6
3,4
50,5
40,0
7,30
9,85
1,3
1,50
15,4
2.2
16,8
21.2
22,2
23,6
27,7-
35,1
34,9
37,3
1.35
2,65
3,63
4,41
1,88
4,00
3,9
4,6
4,2
5,5
5,63
9,1
9,0
11,1
24,5
37.3
42,0
38,1
54,5
67,2
91,2
107,2
150,0
145,0
23,7
32,55
42,9
39,0
42,5
57,0
52,3
65,8
68,1
78,2
104,3
118,8
131,3
146,3

§ 2-65] Размеры и масса трансформаторов и автотрансформаторов
275
Продолжение табл. 2-104
Тип
ТДТН Г-25000/220
ТДТН 40000/220
Размеры, мм (рис. 2-125, а)
А
10 000
11 265
Б
6000
5 400
В
8 400у
8 000н
7 570
Г
1 524
3 000
1 524
3 000
Масса, т
актив-
ной
части
45,00
65,6
бака
с армату-
рой и ра-
диатором
38,8
42,3
масла
55,0
61,9
масла
для
долив-
ки
48,4
61,5
общая
145,0
146,8
Автотрансформаторы напряжением ПО и 220 кв
АТДТНГ-32000/220
АТДЦТНГ-6300О/220/11П
АТДИТН -125000/220/110—63
АТД ЦТН -200000/220/110—6Р
11 600
10 900
1300
1370
5 700
5 300
5 840
5 500
8 200у
7 бООн
8 250у
7 650н
8 050у
7 850н
6 350
1 524
3000
1 524
3 000
1524
2x2 000
1524
2X2 000
45,0
82,0
126,0
43,3
18,0
64
57
63,5
75,0
64
57
11
10
150
155
186,0
250,0
Примечания: 1. В размере.Г дробью показаны: в числителе — продольная колея, в
:;ателе — поперечная колея.
2. В размере В приняты обозначения: у — усиленные вводы; н — нормальные вводы.
Таблица 2-105
Размеры и масса трехфазных трансформаторов с естественным
воздушным охлаждением (сухих), масляных и с заполнением негорючим диэлектриком
(совтолом) для комплектных трансформаторных подстанций
Тип
ТСЗ-400/10—65К
ТСЗ-400/10—65Р
ТСЗ-630/10—65К
ТСЗ-630/10—65Р
ТСЗ-1000/10—65К
ТСЗ-1000/10—65Р
ТСЗ-1600/10—65К
ТСЗ-1600/10—65Р
ТМФ-250/6-1С—68
ТМФ-400/6-Ю—68
ТМФ-630/6-10—68
ТМЗ-630/10—65
ТМЗ-1000/10—65
ТМЗ-1600/10—65
Размеры, мм
А
2 670
2 890
2510
2 710
2 770
2 960
3 100
з зоо"
1 283
1344
1602
1900
1 2 240
2 510
Б
С
1060
1 090
1 310
1 310
Ма
1050
1275
1080
. 1 185
1 385
1 451
(рис. 2-125
И
у х и е
2 135
2 315
2 520
3 150
сляные
1700
2 150
| 1900
1665
2 060
2 370
.6)
г
—
820
1 070
1 070
550
820
660
850
1 100
1 070
Масса, т
активной
части
1,94
2,84
4,03
5,70
0,78
! 0,85
1,30
1,40
2,0
2,90
масла ;
или
совтола
—
—
—
—
0,34
0,48
0,78
0,75
1,20
1,47
общая
2,32
3,27
4,50
6,28
1,30
1,80
2,75
2,85
4,33
6,15
1
IV

276
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Тип
пР
Размеры, мм (рис. 2-125, 6)
А
Б
В
Г
одолжение табл. 2-105
Масса, т
активное
части
масля
или
совтола
общая
Совтоловые
ТНЗ-630/10—35
ТНЗ-1000/1С—55
ТНЗ-1600/10-65
ТНЗ-2500/10—71
1590
2 295
2515
2 900
1 270
1 365
1430
1800
1785
2 055
2 405
2 800
800
1050
1070
I
1,4
2,03
2,98
1,10
2,10
3 08
3,37
5,50
7,85
12,0
Примечания: 1. Буква К в типе сухого трансформатора показывает исполнение с глухим
присоединением кабеля '3—10 кВ, буква Р — исполнение со шкафом ввода 6—10 кВ.
2. Размеры и масса трансформаторов 1СЗ 1600 кВ-А и ТНЗ 2 500 кВ-А уточняются заводом-из-
готозителем.
ТтТ
1
г_
К '
г^ЧНЧ
А
«о
|
т Г
1 1
А
\
ч\
\
а.) б)
Иис. 2-125. Размеры трансформаторов.
а — масляных; б — сухих и с негорючим запол-
нением (совтоловые).
Ж ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ И ПОДСТАНЦИИ
ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
2-66. ВВЕДЕНИЕ
Характеристики преобразовательных установок
Таблица 2-106
Назначение
Питание электролизных
производств
Питание дуговых ваку-
умных печей
Питание графитировоч-
ных печей
Электрохимическая обра-
ботка металлов и галь-
ваностегия
Питание электрифициро-
ванного транспорта
Питание цеховых сетей
постоянного тока
Параметры
Ток. А
6 250—160 000
12 500—37 500
25 000—75 000
300—25 000
500—3 200
1 000—4 000
Напряже-
ние. В
75, 150,300,
450,600, 850
75
150, 300
6, 9, 12, 18,
24, 36, 48
275,600,825,
1 650, 3 300
230, 460, 600
Характеристика режима работы
Регулирование
выпрямленного
напряжения
Требуется
Не требуется
Не требуется
График нагрузки
Равномерный не-
прерывный
Равномерный
Неравномерный
Преимущественно
равномерный
Преимущественно
неравномерный
П р ей м уществен н о
равномерный

§ 2-67]
Основные соотношения и расчетные формулы
277
В настоящем параграфе рассматрива-
ются преобразовательные агрегаты, пред-
назначенные для питания:
а) электролизных установок цветной
металлургии и химической промышленности;
б) дуговых вакуумных и графитиро-
вочных электропечей;
в) установок для электрохимической об-
работки металлов и гальваностегии;
г) электрической тяги;
д) цеховых сетей постоянного тока, от
которых питаются электроприводы, не тре-
бующие регулирования подводимого к ним
напряжения.
Характеристика преобразовательных ус-
тановок, для которых предназначены эти
агрегаты, дана в табл. 2-106.
В качестве преобразователей перемен-
ного тока в постоянный используются в ос-
новном кремниевые выпрямительные агре-
гаты, имеющие значительные технико-эко-
номические преимущества по сравнению с
ртутными, применявшимися ранее.
2-67. ОСНОВНЫЕ СООТНОШЕНИЯ
И РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СХЕМАХ
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
1. СХЕМЫ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ
Для преобразовательных агрегатов
применяются шестифазная нулевая схема
с уравнительным реактором и трехфазная
мостовая схема преобразования.
а.) б)
Рис. 2-126. Схемы преобразования.
а —- шестифазная нулевая; б — трехфазная мос-
тозая.
Преобразовательные агрегаты малой
мощности имеют трехфазную нулевую
схему.
При шестифазной нулевой схеме (рис.
2-126, а) первичная обмотка питающего
преобразователь трансформатора соединя-
ется в звезду или треугольник, а вторич-
ная— в две обратные звезды, нулевые точ-
ки которых соединены через уравнительный
реактор. Средняя точка уравнительного ре-
актора является отрицательным полюсом
выпрямленного тока.
При трехфазной мостовой схеме (рис.
2-126, б) первичная и вторичная обмотки
преобразовательного трансформатора могут
соединяться в звезду и в треугольник.
Каждая фаза вторичной обмотки через вен-
тили соединяется с положительным и с от-
рицательным полюсом цепи постоянного то-
ка. Каждый вентиль проводит ток в тече-
ние одной трети периода.
При трехфазной нулевой схеме вторич-
ная обмотка трансформатора соединяется
в звезду с выведенной нулевой точкой или
в зигзаг с выведенной нулевой точкой.
В первом случае первичная обмотка
должна быть соединена в треугольник; во
втором — в звезду.
Основные соотношения, характеризую-
щие различные схемы выпрямления, приве-
дены в табл. 2-107.
В настоящее время для полупроводни-
ковых агрегатов с выпрямленным напряже-
нием 300 В и выше, как правило, применя-
ется трехфазная мостовая схема, а при
меньших напряжениях — нулевая схема.
2. ТО^И И НАПРЯЖЕНИЯ
Действующее значение тока /г вторич-
ной обмотки трансформатора без учета яв-
ления коммутации:
для мостовой схемы
>='*]/
для нулевой схемы
/* = •
и
рУп
(2-236)
(2-236а)
где 1а — среднее значение выпрямленного
тока; р — число одновременно работающих
фаз; ш — число фаз выпрямления.
Действующее значение тока в плече
трехфазного выпрямительного моста
/«, = -7=. (2-237)
Действующее значение первичного тока
Л трансформатора зависит от схемы пита-
ния выпрямителя.
Численные значения отношения 1\11& —
= а при коэффициенте трансформации, рав-
ном 1, для различных схем питания приве-
дены в табл. 2-107.
Выпрямленное напряжение холостого
хода при отсутствии регулирования для ку-
левых схем выпрямления определяется вы-
ражением
ут
51П-
^0="
^-
(2-238)

278
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Характеристики
Название
Схема соединения вторичной
обмотки трансформатора
и выпрямителя
'йо
уобр
и4о
Трехфазная с нулевым
выводом
Й^П
Трехфазная мостовая
Рис. Т2-107-2
Шеетифазная нулевая с
уравнительным реакто-
ром
1.17
1,17
1,35
2,09
2,09
1,05
Рис. Т2-107-4
1,35/1,17
0,33
0,33
0,33
2,09
0,17
Для мостовых схем
2]/Тзш —
пг
я
тп
(2-239)
где 1)2 — фазное напряжение холостого хо-
да вторичной обмотки трансформатора.
Выпрямленное напряжение холостого
хода при регулировании напряжения и от-
сутствии разрывов в токе определяется вы-
ражением
где а — угол регулирования (угол задерж-
ки момента естественного вступления в ра-
боту очередного вентиля)
Напряжение при нагрузке С/а (в пре-
делах прямолинейной части внешней харак-
теристики) отличается от напряжения хо-
лостого хода вследствие падения напряже-
ния в вентиле &11а и потери напряжения
в результате коммутации &0Х:
У* = С'</о С05 а — А^х — Ма- (2-242)
Относительная величина потери напря-
жения вследствие коммутации
иаао =^ос08а'
При наличии разрывов в токе
1-
и
•51п (а — — |
\ /га /
ааО '
'40
(2-240)
(2-241)
ДС/У
А1й х
(2-243)
2 51П-
Ш
где V'а* — номинальное выпрямленное на-
пряжение; А — коэффициент наклона внеш-
ней характеристики, зависящий от приня-
той схемы питания (табл. 2-107); /«** =
— 1а/1йн— относительное значение выпрям-
ленного тока; х* — значение суммарного ин-
дуктивного сопротивления сети и трансфор-

§ 2-67] Основные соотношения и расчет* ыс формулы 279
Таблица 2-107
схем выпрямления
'2
'а
0,58
0,58
0,577
0,29
Л
при
Л' = 1
0,82
0,82
0,817
0,71
5т
р'а
1,35
1,46
1,05
1,26
5,
Р
1,21
1.21
1,05
1,05
чо
Р'<!
1,48
1,71
1,05
1,48
Коэффици-
ент наклона
внешней ха-
рактеристики
А
0,87
0,87
0,5
0,5
Коэффици-
ент искаже-
ния V
0,826
0,826
0,955
0,955
напряжения при малых нагрузках (рис.
2-127).
При холостом ходе выпрямительная
схема работает как шестифазная 11^ =
= 1,35 и2.
При увеличении нагрузки продолжи-
тельность работы анодов увеличивается и
при токе 1 % номинального достигает 7з пе-
риода.
Схема начинает работать как двойная
трехфазная #</0=1,17 ^/2.
Максимальное значение обратного на-
пряжения выпрямителя (/0бр для любой
схемы питания равно амплитуде наиболь-
шего междуфазного напряжения вторичной
обмотки трансформатора. При одинаковом
выпрямленном напряжении ^/0бр при мосто-
вой схеме в 2 раза меньше, чем при нулевой.
3. НОМИНАЛЬНАЯ И ТИПОВАЯ МОЩНОСТЬ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Номинальной мощностью трансформа-
тора называется потребляемая им кажуща-
яся мощность, т. е. мощность первичной об-
матора, отнесенное к мощности трансфор-
матора выпрямительного агрегата.
Особенностью внешней характеристики
агрегатов со схемой «две обратные звезды
с уравнительным реактором» является пик
§
$
=Д-
и
1
А ^0,5
Рис. 2-127. Внешние характеристики преоб-
разовательных агрегатов.
/ — при трехфазной мостовой схеме: 2 — при шес-
тифазной нулевое' схеме с уравнительным реак-
тором.

280
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
мотки при номинальном выпрямленном
токе:
5 = УТ /^ = 3 ^^ , (2-244)
о
где а и Ъ — коэффициенты, зависящие от
схемы питания (табл. 2-107).
Расход активных материалов и разме-
ры трансформатора характеризуются типо-
вой мощностью, представляющей собой
мощность эквивалентного ему по размерам
нормального трехфазного трансформатора.
Типовая мощность равна полусумме
мощностей первичной и вторичной обмоток:
5Т =
5! + 5а
(2-245)
При шестифазной нулевой схеме с
уравнительным реактором расчетная мощ-
ность вторичных обмоток трансформатора
1,1721/у
(2-246а)
где /э/ = ^/^0/^ — условная мощность на
стороне постоянного тока.
Расчетная мощность первичных обмоток
1 и
V.
ёп
31 = 3/^хф = 3 — -— к —-
-А,04ЬРё.
(2-2466)
Типовая мощность трансформатора без
учета уравнительного реактора
5Т =
1,48+ 1,045
Ра.= 1,26Ра. (2-246в)
Типовая мощность трансформатора при
трехфазной мостовой схеме выпрямления
5Т = $х = 52 = 3/^ф -—2 =
У 3 -2,34
= 1,045Р;.
(2-246 г)
С увеличением числа фаз выпрямления
типовая мощность трансформатора увели-
чивается, а конструкция усложняется. По-
этому трансформаторы с числом фаз вто-
ричной обмотки более шести обычно не из-
готовляются.
Следует отметить, что условная типо-
вая мощность трансформаторов с регулиро-
ванием, которую определяют заводы-изго-
товители, значительно превышает значения,
полученные, из приведенных выражений,
так как учитывает наличие переключающего
устройства (и связанного с этим увеличе-
ния мощности первичной обмотки), встро-
енных трансформаторов тока и других уст-
ройств, усложняющих конструкцию транс-
форматора.
4. КОЭФФИЦИЕНТ МОЩНОСТИ
Коэффициент мощности выпрямительно-
го агрегата можно определить из выраже-
ния
X = V соз ф, (2-247)
где V — коэффициент искажения; т = 6,
г = 0,955; га=12, г=0,988; соз ф—коэффи-
циент сдвига фаз.
При отсутствии регулирования соз ф
определяется выражением
1 + соз и»
соз ф = -1——- (2-248)
где у0 — угол коммутации, при а = 0 может
быть найден из выражения
1 — соз у0 = 2 А1а^хх
При регулировании можно считать:
созф « соз (а +—). (2-249)
Величина соз ф может быть найдена и
без определения величины угла коммутации
по выражению (2-250)
созф = ^а:; (2-250)
где и^а^. — относительное значение выпрям-
ленного напряжения при регулировании и
нагрузке.
При регулировании
Цйх^соза-ЛА
Ах* \
(2-251)
а при отсутствии регулирования
Vа* = 1 - А!а*хт (2-252)
5. КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
Коэффициент полезного действия вы-
прямительного агрегата представляет собой
отношение мощности, отдаваемой на сторо-
не выпрямленого тока, к активной мощно-
сти, забираемой из сети переменного тока
Ч1л
11 ^/^+АРтр+АРв.у+АРв+АРш+АРс.н
(2-253)
где ДРТр — потери мощности в трансфор-
маторе агрегата; ДРв.у — потери во вспо-
могательных устройствах, в частности дрос-
селях насыщения; АРВ — потери в выпрями-
телях агрегата; АРШ — потери в ошиновке
агрегата; ДРс.н — потери в приемниках
собственных нужд агрегата.
6. ИСКАЖЕНИЕ ФОРМЫ ТОКА
И НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ РАБОТЕ
ВЫПРЯМИТЕЛЕЙ
Вследствие несинусоидальности тока
вентилей первичный ток выпрямительного
агрегата также несинусоидален.
Порядок гармонических составляющих
в первичном токе
п = Кпг±\, (2-254)

§ 2-68] Кремниевые выпрямительные агрегаты для электролизных установок 281
Таблица 2-108
Относительная величина гармонических составляющих в первичном токе
Порядок гармонических
1
5
7
11
13
Действующее значение
первичного тока
при неуправляемых выпрямителях
пг = 6
1 ха=™
100
20
14,3
9,1
7,7
104,5
*а = °
100
18,6
11,3
8,5
6,5
104
т =
Хй=ос
100
—
—
9,1
7,7
101,5
= 12
I *а = °
100
—
—
8,8
7,2
101
Таблица 2-109
Относительные действующие значения гармонических составляющих в кривой
выпрямленного напряжения при холостом ходе выпрямителя
Схема выпрямления
Шестифазная с нулевым выводом и
трехфазная мостовая
Двенадцатифазная с нулевым выво-
дом
Частота первой
гармонической
(К=\). Гц
300
600
Отношение гармонических
составляющих к постоянной, %
К = 1
4,04
0,99
К=2
0,99
0,25
к=з
0,44
0,06
где К — последовательный ряд целых чи-
сел.
Схема «две обратные звезды с уравни-
тельным реактором» и трехфазная мосто-
вая схема в отношении формы тока ведут
себя как шестифазные.
Порядок гармонических в кривой вы-
прямленного напряжения
п = Кт.
2-68. КРЕМНИЕВЫЕ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ
ДЛЯ ЭЛЕКТРОЛИЗНЫХ УСТАНОВОК
Для электролизных установок цветной
металлургии и химической промышленности
применяются кремниевые выпрямительные
агрегаты с номинальными выпрямленными
токами 6 300, 12 500 и 25 000 А и выпрям-
ленными напряжениями 75, 150, 300, 450,
600 и 850 Е, основные технические данные
которых приведены в табл. 2-110.
Значения к. п. д. и коэффициента мощ-
ности в этой таблице не учитывают потерь
в ошиновке агрегата и реактивного сопро-
тивления питающей сети. Кроме того, пред-
полагается, что дроссели насыщения нахо-
дятся в насыщенном состоянии —угол ре-
гулирования равен нулю.
Каждый агрегат состоит из трансфор-
матора, одного, двух или четырех выпря-
мительных блоков и другого комплектую-
щего оборудования в соответствии с табл.
2-111.
Типы и основные параметры трансфор-
маторов для выпрямительных агрегатов
указаны в табл. 2-112 и 2-113.
При выпрямленных напряжениях 75 и
150 В применяется нулевая схема выпрям-
ления с соединением вторичных обмоток
трансформатора по схеме «две обратные
звезды с уравнительным реактором». При
выпрямленных напряжениях 300, 450, 600
и 850 В применяется трехфазная мостовая
схема выпрямления.
Выпрямительные блоки при нулевой
схеме выполняются на номинальный ток
12 500 А, а при трехфазной мостовой \\е-
ме —6 250 А.
Каждое плечо трехфазного выпрями-
тельного моста на ток 6 250 А и каждая
фаза выпрямителя на 12 500 А при нулевой
схеме имеет 19 или 20 параллельно вклю-
ченных кремниевых вентилей соответствую-
щего класса на номинальный ток 200 А.
Последовательно с каждым вентилем вклю-
чен быстродействующий предохранитель.
Поскольку количество вентилей выбра-
но с запасом каких-либо специальных уст-
ройств для равномерного распределения то-
ка по параллельным ветвям не применяется.
Допускается неравномерность распределе-
ния тока по параллельным ветвям до 30%
среднего значения.
Каждый выпрямительный блок получа-

282
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-ПО
Технические данные кремниевых выпрямительных агрегатов
для электролизных установок
Тип 1
ВАКД-6300/850
ВАКВ2-6300/850
ВАКД-12500/75
ВАКВ2-12500/75
ВАКД-12500/150
ВАКВ2-12500/150
ВАКД-12500/300
ВАКВ2-12500/300
ВАКД-12500/450
ВАК В2-12500/450
ВАКД-12500/600
ВАКВ2-12500/600
ВАКД-12500/850
ВАКВ2-12500/850
ВАКД-25000/75
ВАКВ2-25000/75
ВАКД-25000/150
ВАКВ2-25000/150
ВАКД-25000/300
ВАКВ2-25000/300
ВАКД-25000/450
ВАКВ2-25000/450
ВАКД-25000/600
ВАКВ2-25000/600
ВАКД-25000/850
ВАКВ2-25000/850
Напря-
жение
питаю-
щей се-
ти, кВ
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10; 35
6; 10; 35
6; 10; 35
I 6; 10; 35
6; 10
6; 10
6; 10; 35
6; 10; 35
6; 10
6; 10
1 6; 10
6: 10
6; 10; 35
6; 10; 35
6; 10; 35
6; 10; 35
10; 35
10; 35
10; 35
10; 35
Номи-
нальный
выпрям-
ленный
ток, А
6 300
6 300
12 500
12 500
12 500
12 500
12 500
12 500
12 500
| 12 500
12 500
12 500
12 500
12 500
25 000
25 000
25 000
25 000
25 000
25 000
25 000
25 000
25000
25 000
25 000
25000
Номи-
нальное
выпрям-
ленное
напряже-
ние, В
850
850
75
75
150
150 |
300
300
450
450
600
600
850
850
75
75
150
150
300
300
450
450
600
600
850
850
| К. п. д..
1 %
97,8
97,8
94,5
94,5
95,2
95,2
97,0
97,0
97,2
97,2
97,7
97,7
98,2
98,2
94,7
94,7
95,5
95,5
97,2
97,2
97,5
97,5
98,0
98,0
98,5
98,5
Коэффи-
циент
мощно-
сти
0,95
0,95
0,92
0,92
0,92
0,92
0,93
0,93
0,93
0,93
0,95
0,95
0,95
0,95
0,92
0,92
0,92
0,92
0,93
0,93
0,93
0,93
0,95
0,95
0,95
0,95
Расход
техниче-
ской во-
ды, м&/ч
4,5
4,5
4,5
8,5
8,5
8,5
8,5
8,5
8,5
16,5
16,5
16,5
16,5
Расход
воздуха.
м3/ч
4 000
4 000
4000
8 000
8000
8 000
8 000
8000
8 000
16 000
16 000
16 000
16 000
ет питание от отдельной группы вторичных
обмоток трансформатора (рис. 2-128).
Выпрямительные блоки на выпрямлен-
ные напряжения 600 и 850 В укомплектова-
ны лавинными кремниевыми вентилями ти-
па В Л-200. Блоки на меньшие выпрямлен-
ные напряжения комплектуются вентилями
с нелавинной обратной характеристикой ти-
па ВК2-200. Блоки выполняются с воздуш-
ным принудительным охлаждением (тип
БВКД-3) и с водяным (тип БВКВ4). В по-
следнем случае охлаждение кремниевых
вентилей производится дистиллированной
водой, циркулирующей по замкнутому кон-
туру выпрямитель —теплообменник —вы-
прямитель. Циркулирующая в агрегате ди-
стиллированная вода охлаждается в тепло-
обменнике проточной водой. Температура
проточной воды не должна превышать 30 °С.
Воздушное охлаждение производится
с помощью осевых вентиляторов, встроен-
ных в выпрямительный блок, или с помо-
щью центробежного вентилятора, устанав-
ливаемого вне блока. Температура охлаж-
дающего вентили воздуха не должна пре-
вышать 45 °С.
Выпрямительные блоки с водяным ох-
лаждением могут поставляться для присое-
динения шин снизу или сверху. Блоки с
воздушным охлаждением рассчитаны толь-
ко на нижний подвод шин. Размеры выпря-
мительных блоков приведены в табл. 2-112.
Блок БВКДЗ со встроенным вентиля-
тором имеет высоту на 500 мм больше.
Трансформаторы выпрямительных аг-
регатов (табл. 2-113) снабжены переключа-
ющим устройством для регулирования на-
пряжения под нагрузкой (РПН). Для тран-
сформаторов с типовой мощностью 40 000,
32 000 и 25 000 кВ-А применяется переклю-
чающее устройство типа РНТВ-35/850 с ва-
куумными контактами. Срок службы кон-
тактов РПН, разрывающих ток при пере-
ключениях, не менее 100 000 переключений.
Трансформаторы типовой мощностью
12 500 кВ-А и менее снабжены переключа-
ющим устройством типа РНТ-13, контак-
ты которого допускают между ревизиями

Таблица 2-111
Комплектация кремниевых выпрямительных агрегатов
Комплектующее оборудование
Наименование
Трансформатор сило-
вой
Трансформатор тока
Дроссель уравниваю-
щий
Дроссель насыщения
Блок выпрямительный
Панель защиты от
коммутационных пере-
напряжений
Щит управления
Панель стабилизации
юка
Трансформатор посто-
янного тока
Шунт измерительный
Вентилятор
Теплообменник
пет
И-58М/1
75ШСМ-7500
Ц13-50 № 5
АТВКР-3000М
ТКВКР-6000М
Тип
Типы вгрегатов и количество комплектующего оборудования
См. табл. 2-113, 2-114
ТНШ Л-0,66-0,5-5000/5
См. табл. 2-117
БВКВ4
БВКДЗ
ПЗКП
03
<
<
II
I!
й
^3
с: т»- .Ф <*>
дд СО 00
««
03 03 03 03
888Й
8833
Ю 1Й 1Л Ю
СМ СМ СМ см
««
СО 03 00 СО
II
<<
00 00
т
^ см сч с^
00 рзеосо
<«<
сг-ра 03 СО
8
12
4
4
§§§
Чп«е1
<<«
00 СО 03 00
8
12
Примечание. Для агрегатов с выпрямленным напряжением 300 й 460 В применяются уравнивающие дроссели типа ДУ-2, а для агрегатов с выпрямлен-
ным напряжением 600 й 850 В дроссели типа ДУ-3. _____
ГО
I 00

284
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-112
Тип
блока
БВКДЗ
БВКВ4
Ширина,
мм
1600
1600
Глубина,
мм
1000
800
Высота.
мм
2110
2 000
до 30 000 переключений под нагрузкой.
Устройства РПН допускают ручное, дистан-
ционное и автоматическое управление.
У трансформаторов агрегатов с вы-
прямленным напряжением 850, 600, 450 и
300 В напряжение вентильной обмотки ре-
гулируется в трех диапазонах, в каждом
из которых сетевая обмотка соединяется
по разным схемам. Переход с одного диа-
Таблица 2-113
Трансформаторы для полупроводниковых агрегатов электролизных установок
Назначение,
характеристика
Трансформаторы с РПН
для питания выпрями-
телей с трехфазной мо-
стовой схемой
Трансформаторы с РПН
для питания выпрями-
телей по схеме «две об-
ратные звезды с урав-
нительным реактором»
[ Тип
ТДНПВ-10000/10
ТДНП-10000/35
ТДНП-12500/10
I ТДНП-12500/35
ТДНП-16000/10
ТДНП-16000/35
ТДНП-25000/10
ТДНП-25000/35
ТДНП-32000/Ю
ТДНП-32000/35
1 ТДНП-40000/Ю
ТДНП-40000/35
ТМНПУ-4000/Ю
ТМНПУ-4000/10
ТМНПУ-8000/10
ТДНПВ-12500/10
Типовая
мощ-
ность,
кВ-А
10 000
10 000
12 500
12 500
16 000
16 000
25 000
25 000
32 000
32 000
40 000
40 000
4 000
4 000
8 000
12 500
Напря-
жение
питаю-
щей сети,
кВ
6; 10
35
10
35
6; 10
35
6; 10
35
10
35
10
35
6; 10
6; 10
6; 10
6; 10
Выпрям-
ленное
напря-
жение,
В
300
300
450 1
450
300
300
450
450
600
600
850
850
75
150
75
150
150
Выпрям-
ленный
ток, А
2X6 250
2X6 250
2X6 250
2X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
4X6 250
12 500
6 300
2X12 500
12 500-
2 X12 500
*;
пазона на другой осуществляется переклю-
чателем диапазонов с помощью ручного
привода при отключенном от сети трансфор-
маторе.
У трансформаторов с мостовой схемой
выпрямления в линейных выводах а и с
каждой группы вентильных обмоток встро-
ено по одному трансформатору тока типа
ТВ-10/13,5-6000/5 для включения реле за-
щиты от междуфазных замыканий на сторо-
не НН трансформатора.
Трансформаторы выпрямительных агре-
гатов пригодны для внутренней и наружной
установки. Температура окружающего воз-
духа должна быть не выше +40 и не ниже
—45 °С. Трансформаторы допускают попе-
речное и продольное передвижение; колея
1,524X1 524 мм; каретки поворотные, катки
с ребордами.
Для плавного регулирования (если тре-
буется) выпрямленного напряжения агрега-
ты укомплектовывают дросселями насыще-
Рис. 2-128. Схемы выпрямительных агре-
гатов.
а — агрегат на 25 кА при трехфазной мостовой
схеме; б — агрегат на 25 к^ при шестифазной ну-
левой схегие.

§ 2-68] Кремниевые выпрямительные агрегаты для электролизных установок 285
Таблица 2-114
Основные параметры трансформаторов наиболее употребительных
выпрямительных агрегатов для электролизных установок
Показатели
Типовая мощность,
кВ-А
Номинальная мощ-
ность сетевой об-
мотки, кВ- А
Номинальное на-
пряжение сете-
вой обмотки, кВ
Номинальный ток
сетевой обмот-
ки, А
Номинальное на-
пряжение преоб-
разователя, В
Номинальный пы-
прямленный
ток агрегата, А
Номинальное на-
пряжение вен-
тильной обмот-
ки, В:
линейное
фазное
Номинальный ли-
нейный ток вен-
тильной обмот-
ки, А
Потери х. х., кВт,
для стали Э-330
толщиной:
0,35 мм
0,5 мм
Потери к. з., кВт
Ток х. х., %
Напряжение к. з.
при номинальном
вторичном на-
пряжении, %
Напряжение к. з.
одной группы
вентильной об-
мотки, отнесен-
ное к ее мощно-
сти, %
Количество для трансформаторов типа
о
§
5
Ё
X
^
н 1
40 000
25 000
10,5
1370
850
25 000
706,7
—
5 100X4
53,2
80,4
145
2,1
10,9
4,3
о
§
1
Ё
X
^
н 1
32 000
17 800
10,5
978
600
25 000
504
—
5100X4
28
—
142
1,2
10,9
!
4,3
о
§
В
ю 1
°* 1
Ё
X
^
н |
25 000
13 650
10; 6
785/1 305
450
25 000
387
—
5 100X4
21
—
130
1,08
11,1
4,3
о
о
М
С
X
^
&""•
10 000
4 760
10; 6
272/457
300
12 500
267
—
5 100X4
13,6
—
53
3,3
5.7
3,19
о
I
сч 1
и
С
X
^
н 1
12 500
4 800
Ю; 6
275/460
150
25 000
—
155
3 608X2
12
—
86
2,1
9
ТМНП У-8000/10
Испол-
нение 1
8 000
2 524
10; 6
145/243
75
25 000
—
82
3608X2
12
—
72
3
10
1
Исполне-
ние 2
8000
2 345
10; 6
135/225
150
12 500
—
153
3 608
12
—
55
3
6

Таблица 2-115
Тип
ДН-6300/20
ДН-6300/26
ДН-6300/34
ДН-6300/46
ДН-6300/26ВН
ДН-12500/12Н
Величина
регулиро-
вания-
выпрям-
ленного
напряже-
ния, в 1
20
26
34
46
26
12
Дроссели
Номи-
нальный
ток вы-
прями-
тельного
блока, А
6 300
6 300
6 300
6 300
6 300
12 500
насыщения
Номи-
нальный
ток сило-
вой об-
мотки
дросселя,
А
3 620
3 620
| 3 620
3 620
1 810
3 620
Расчет-
ные поте-
ри в ]
дросселе, \
кВт
4
5,2
5,7
7,6
1 6,3
5,0
Применение для
выпрямительных блоков
На 300 В при мостовой
схеме
На 450 В при мостовой
схеме
На 600 В при мостовой
схеме
На 850 В при мостовой
схеме
На 24 и 48 В при нуле-
вои схеме
На 75 и 150 В при нуле-
вой схеме
ния (табл. 2-115). При наличии дросселей
насыщения агрегаты обычно снабжаются
устройством для автоматической стабили-
зации тока.
Дроссель насыщения состоит из шести
магнитных сердечников, собранных в еди-
ную конструкцию. Каждый сердечник имеет
силовую обмотку, которая при мостовой
схеме включается в* одно из плеч моста,
а при нулевой схеме — в одну из анодных
цепей. Кроме силовой обмотки каждый сер-
дечник имеет четыре обмотки управления
на ток не более 10 А каждая. Дроссели
насыщения предназначены для работы в
помещении, а также на открытом воздухе,
если обеспечена защита от прямого попада-
ния атмосферных осадков и солнечной ра-
диации. Температура окружающего воздуха
допустима от —40 до 45 °С.
Трансформаторы выпрямительных агре-
гатов с мостовой схемой выпрямления, име-
ющие две и четыре группы вторичных об-
моток, обеспечивают двенадцатифазный ре-
жим выпрямления для каждого агрегата,
при котором в питающей сети переменного
тока отсутствуют высшие гармонические
ниже одиннадцатого порядка. Для обеспе-
чения такого режима при мостовой схеме
половина групп вторичных обмоток соеди-
нена в треугольник, а вторая половина в
звезду.
Линейные напряжения вторичных об-
моток, соединенных в звезду и треугольник,
не равны. Для обеспечения равномерной
загрузки в цепях обмоток, имеющих более
высокое напряжение, устанавливаются
уравнивающие дроссели с обмотками уп-
равления. Величина регулирования уравни-
вающих дросселей на прямоугольном участ-
ке характеристики должна составлять: для
агрегатов с выпрямленным напряжением
300 и 450 В—4,5 В, а для агрегатов с вы-
прямленным напряжением 600 и 850 В —
8,5 В.
Изменение величины тока управления
дросселей производится вручную со щита
управления. Кремниевые выпрямительные
агрегаты электролизных установок допуска-
ют 30%-ную перегрузку в течение 20 с и
60%-ную перегрузку в течение 4 с. При ра-
боте в режиме автоматической стабилиза-
ции тока агрегаты допускают без отключе-
ния 85%-ную перегрузку, которая должна
снижаться до тока уставки с помощью пе-
реключения регулировочных ступеней тран-
сформатора.
Агрегаты выдерживают к. з. на шинах
выпрямленного тока длительностью не бо-
лее 0,25 с при пятикратном значении уста-
новившегося аварийного выпрямленного то-
ка.
Питание цепей оперативного переменно-
го тока и собственных нужд агрегатов про-
изводится от трехфазовой сети переменно-
го тока напряжением 380 В с нулевым
проводом. Питание цепей оперативного по-
стоянного тока предусмотрено от сети на-
пряжением 220 В. Источником постоянного
тока может быть аккумуляторная батарея
или выпрямительное устройство типа
ВУ-6,6/230, которое по желанию заказчика
может быть поставлено на партию агрега-
тов в составе не более 8 шт.
2-69. КРЕМНИЕВЫЕ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ
ДЛЯ ЭЛЕКТРОПЕЧЕЙ
Для питания дуговых вакуумных элект-
ропечей и графнтированных печей при-
меняются кремниевые выпрямительные
агрегаты.
Агрегаты дуговых вакуумных печей
выполняются на выпрямленное напряжение
75 Е и токи 12 500, 25 000 и 37 500 А (табл.
2-116). Применение постоянного тока вмес-
то переменного позволяет в этом -л\чае

§ 2-71] Схемы, расположение и конструктивное исполнение подстанций 2
Таблица 2-116
Характеристика выпрямительных агрегатов для дуговых вакуумных электропечей
Выпрямитель
Цыпрямлен-
ное напряже-
ние. В
75
75
75
Выпрямлен-
ный ток, А
12 500
2X12500
3X12 500
Трансформатор
Тип
ТМНПВ-4000/10П '
ТМНПВ-8000/10П
1ДНПВ-12500/10П
1 Номиналь-
ное напряже-
ние сетевой
обмотки. кВ
10/5,775
10/5,775
10/5,775
Номиналь-
ная мощность
сетевой обмот-
ки, кВА
1262
2 524
3 788
обеспечить более устойчивое горение дуги,
высокий коэффициент мощности и равно-
мерную нагрузку на сеть переменного тока
при двухэлектродной конструкции электро-
печи.
Выпрямительные блоки, применяемые
для агрегатов дуговых вакуумных электро-
печей, аналогичны выпрямительным блокам
агрегатов, применяемых для электролизных
установок.
Постоянный ток применяется взамен пе-
ременного для графитировочных печей с це-
лью повышения коэффициента мощности
установки, повышения ее производительно-
сти и обеспечения равномерной нагрузки на
питающую сеть. Выпрямительные агрегаты
графитировочных печей выполняются на
выпрямленное напряжение до 300 В и ток
до 25 000 А и аналогичны применяемым для
электролизных установок.
агрегаты выполнены на тиристорах, с по-
мощью которых (а иногда в комбинации с
переключением отпаек трансформаторов)
осуществляется необходимое регулирование
напряжения.
Агрегаты типов ВАКГ, ВАК и АТ со-
стоят из силового трансформатора, преоб-
разователя и шкафа управления. Агрегаты
типов В АКР и АТР (реверсивные) состоят
из силового трансформатора, двух встречно
параллельных преобразователей и шкафа
управления. Вода, применяемая для охлаж-
дения кремниевых вентилей, должна удов-
летворять требованиям ГОСТ 2874-54 в
части жесткости и мутности. Температура
воды должна быть не выше 30 °С; электри-
ческое сопротивление не менее 2 кОм-см,
давление на входе системы охлаждения
1,5—2,5 кгс/см2.
2-70. КРЕМНИЕВЫЕ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЕ АГРЕГАТЫ
ДЛЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ
ОБРАБОТКИ МЕТАЛЛОВ
И ГАЛЬВАНИЧЕСКИХ УСТАНОВОК
В установках для электрохимической
обработки металлов (обезжиривание, трав-
ление, электрополировка, размерная обра-
ботка) и нанесения различных гальваниче-
ских покрытий (лужение, цинкование, мед-
нение, никелирование, хромирование и проч.)
применяются кремниевые преобразователь-
ные агрегаты с номинальными выпрямлен-
ными напряжениями 6, 9, 12, 18, 24, 36 и
48 В. Для таких установок требуется регу-
лирование выпрямленного тока в широких
пределах, что обеспечивается соответствую-
щим регулированием выпрямленного напря-
жения. В некоторых случаях требуется пе-
риодическое изменение величины и направ-
ления тока, протекающего через ванну.
Основные технические данные агрега-
тов приведены в табл. 2-117.
Агрегаты типа ВАКВ-6300/24Н и
ВАКВ-6300/48Н выполнены на неуправляе-
мых кремниевых вентилях. Регулирование
выпрямленного напряжения в них осущест-
вляется с помощью дросселей насыщения
типа ДН-6300/26ВН с пределом регулиро-
вания 0—26 В (см. табл. 2-115). Остальные
2-71. СХЕМЫ, РАСПОЛОЖЕНИЕ
И КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОЛНЕНИЕ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
1. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЯ
В составе преобразовательной подстан-
ции имеются: РУ переменного тока, преоб-
разовательные агрегаты и РУ выпрямленно-
го тока. От РУ переменного тока помимо
агрегатов и трансформаторов собственных
нужд преобразовательной подстанции не-
редко питаются и другие потребители элект-
роэнергии промпредприятия.
Преобразовательные подстанции, пита-
ющие электролизные установки по произ-
водству алюминия, магния и хлора, харак-
теризуются значительным количеством па-
раллельно работающих выпрямительных аг-
регатов и большой мощностью. Для других
производств, имеющих электролизеры на
меньший ток, характерна работа одиночных
агрегатов на каждую электролизную серию.
Для дуговых вакуумных печей применяется
одиночная работа выпрямительного агрега-
та на печь, а для графитировочных печей —
параллельная работа нескольких агрегатов
на одну печь.
При небольшом количестве (три-четы-
ре) агрегатов РУ переменного тока под-

288
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
О.
2
1 2
1 Зз
1 *~
1 -
1 °*
1 «
1 ^
1 и
к 1
а
X
я
с>
к
3
СО
°
•я
1 1 2 1
4
1 о
1 СО
1 а
- ВС
11
ю "
СО
X
3^
1 §
1 в> С
1 к *?
1 к 9.
2 =
1 ^^
5*
1 я с
5е
ой
* • 5
^;§ я II
1 о 25 о
1 ы я
1 •*
в г*
X
I а: и
1^5
1 л о *
СО 5
= <
в*
5*
I 5 3
С0 =
о Ж
1 ¦=» к/^
«с .
о.2 <у
1 Б я
1 3 щ =
1 « о
1 =
5 Л«
22 я
^Й5?
§ ч 3
я X
IIя
,
яч8
О «Я я
X х
О) к4
|«
а°в»
со»
а к
к =
5
1
•
\2
©
тС
Г4-
ОО
о
О)
со
~-
1
1
о
8
<М
<1)
°
=
3
=*
О
СО
^ Г>- 00 со
©©©г*-
оооо
ог^осо
Г-СО Г^СО
СОООСО ОО
Г-.С30 1П г^-
©см с^со
юо
СОЮ
*"*
оо
см оо
ООСО
смсоосо
ооюхмо
«
о о
С» 00
СО СО
о о
СМ СО
со со
0> СО
оо см
с с
ы &
< <
аз со
см о
© ©
Г^- О0
О) ©
о о
г- г>-
г*- г>-
~ —
«-^ .—«
1 1
1 1
ОО 00
8 8
О о
(М см
л к
е( с*
о о
« а
Б 8
си си
о о
а: я
3 3
^» ец >-»
е( О *=1
го ас со
О * О
СО СО
00
1>*СО г^-
© •->©
смюю
1^СО Г*-
СМСО -
• -00
© © со
«-»«
я °
© ю
п* с^.
© ©
© о
СО см
—| со
© со ©
см со см
~ ~
© ©
00 00
со со
© ©
© о
СО см
"7 °?
© СО
см см
и С
X &
< <
со со
ТС
©
Г4^
00
8
О
-*
1
(
1
о
о
ж
3
<и ее
о 22
~ о
со
см —со со
оо оооо 00
©©©©
©см см со
^- Г^-00 ^
©оо©оо
Г^-00 юг*-
юсм^со
см со
СО СО
© ©
см со
со ©
©см© см
00 ©см ©
~
© ©
00 00
со со
00 см
о о
см со
00 СО
а а
ч^ Ы
< <
со со
©
1^
ю
©
ю
00
©
о
©
*-*
1
1
1
о
о
я
3
с(
сп
о
со
см —см —
ОООО 00 00
©©©©
ОО СМООСМ
Г— Г— 1>- г—
см со см©
—.©—.©
© ©
§ 8
©СО© СО
см© см©
~ *"
© ©
0О 00
СО СО
см
см *7
"7 ©
о 2
© *7
т сх
& X
< <
со со
ю ю
© ©
оо оо
© ио
т1 с^-
аз см
^— *"^
о о
00 оо
СП СО
—. —.
оо ©
*-^
1 1
о;
с{
о
ш
X
о о
о о
Я =3
3 3
»>» си ^?
сС с ^
СО я ^
о "" о
со со
©
о
©
©
оо
©
см
^
со
©
-^
©
см
1
~ -.,_
ю
*-*со —• © см
© 00 © оо ©
©©©©©
СМ©СО*
00 1>-00 1
-•т^
--©
5 <=>
© 1 1 о
¦^ | | о
см со
иО ©
^ ( 1 ю
© 1 1 ©
см см
ю ©
^ 1 ! ©
со | | со
см со
О СО © 1
СМ *-< —' 1
1111
о
о
5
«=*
о
со
т
см см см г*-
© © © 00
©©©©
т*« т*. СО ©
© 0О 00 00
СМ©^СМ©СХ)§©^§
©©00©Ю1^*~*Ю*^СО
— оо -
© ©
© СМ
— со
© ©
СО СМ
— СО
-1 С^ СО С4^
©
СО
со
о
©
со
©
© ©
©© ©©,
см со © ^
^ со© -^
© о о ^
°,©©©
иососо ^
^ со © см
©см©см©сооооосмсм
СМ©СМ©СМ©СЧСМ"1«^'
-
о ©
00 оо
со со
см см
о о
С5 О
СО см
*7 °?
Си Ои
^ ^
< <
со со
~
©
©
со
см
о
о
со
©
а
&
<
со
— —•см см
о©
ю ю
ОО ©
© ©
1П Ю
© СО
*~* ~~
о©
О ©
ал ао
-4 —
( 1
1 1
1 1
© —
©©
©©
© см
© ©
—•см
ю ©
— со
1 1
1 1
©©
о ©
со с^
'О ©
1 1
1 1
^©
СМт»*
1 1
1 1 1
1 1
1 1
1 I
1 1
1 1
СОСО
© оо
©"©1
см —
©©
© ©
см см
см см
1 1
©©
© ©
со ©
© ©
1 1
СО©
00 со
ооо2оо§ооо
оо©©§оо©250оооо
сгэсосо*-"'со со^^со со
©
СМ т*.
— см *з- см
оТ^©
С5 О О О
щ о о ю
см оо со см
--1 со со -р
^^г^^
<<<<
со со со со
© ^
пи д
^ га
см ^г
©о"
С5 СЗ
ее со
<о©
роса
^^г
<<
со со
©
©°?
°?о
о°
о ^
О0©
^?а
нн
<<»

§ 2-71] Схемы, расположение и конструктивное исполнение подстанций 289
а) б)
Рис. 2-129. Схемы питания преобразова-
тельных подстанций средней и малой мощ-
ности.
станции обычно имеют одиночную секцио-
нированную систему шин (рис. 2-129).
При большом числе преобразовательных
агрегатов и наличии потребителей I катего-
рии предпочтение отдают РУ с двойной си-
стемой шин (рис. 2-130).
Применение одиночной секционирован-
ной системы шин возможно при любом ко-
личестве агрегатов, но при этом количество
агрегатов, присоединяемых к одной секции,
для установок I категории не должно пре-
вышать количества резервных агрегатов
подстанции. В противном случае при выхо-
де из строя одной из секций нормальное
электроснабжение потребителей сохранить
не удается.
Обычно количество резервных агрегатов
на подстанции не превышает одного, макси-
мум двух, поэтому при большом числе агре-
110-220 кВ
110~220кВ
Агрегаты подстанции.
а.)
Агрегаты подстанции
а)
Рис. 2-130. Схемы питания преобразовательных подстанций большой мощно-
сти от сети ПО—220 кВ,
1110-220кВ
Агрегаты
подстанции, №1
Агрегаты
подстанции №2
Агрегаты
подстанции №3
Агрегаты
подстанции N24
Рис. 2-131. Схема питания нескольких преобразовательных подстанций от сети
110—220 кВ.
19-478

11С'220кВ
Агрегаты подстанции
Рис. 2-132. Схема питания нескольких преобразовательных подстанций с РУ 10 кВ,
имеющим одиночную секционированную систему сборных шин, от сети ПО—220 кВ.
\110-220кВ
Агрегаты подстанции. №1
Агрегаты подстанции №2
Рис. 2-133. Схема питания нескольких мощных преобразовательных подстанций от се-
ти ПО—220 кВ через понижающие трансформаторы с расщепленными вторичными об-
мотками.
гатов потребуется значительное количество
секций V секционных выключателей. В том
случае, когда на предприятии несколько
мощных преобразовательных подстанций,
резервное питание их целесообразно осуще-
ствить от одного источника через токопро-
вод, который проходит вдоль фронта всех
этих подстанций (рис. 2-131, 2-132).
Из сопоставления схем видно, что сум-
марная длина сборных шин при двойной
и одиночной системах шин почти одинакова.
Если учесть, что выключателей при одиноч-
ной системе шин больше, двойная система
шин для рассматриваемого случая может
оказаться более целесообразной. Существен-
ным фактором в пользу двойной системы
шин могут оказаться требования пускового
режима. Для большинства электролизных
установок в пусковом режиме требуется ре-
гулирование выпрямленного напряжения
в значительных пределах. Если выпрями-
тельные агрегаты не могут обеспечить необ-
ходимого диапазона, то для дополнительно-
го снижения напряжения временно (на пус-
ковой период) устанавливают понижающий
автотрансформатор.

§ 2-71] Схемы, расположение и конструктивное исполнение подстанций 291
110-220 кВ
110-220кВ
~10к8
850 В
Вспомогательное^ РУ10 кВ'
> м
Отходящие линии
Рис, 2-134. Схема главных цепей преобразовательной подстанции с кремневыпрями-
тельными агрегатами на 25 кА, 850 В.
При двух системах сборных шин на од-
ну из них через автотрансформатор подает-
ся пониженное напряжение, необходимое
для преобразовательных агрегатов, а на
другой системе поддерживается нормальное
напряжение, необходимое для других потре-
бителей электроэнергии.
Преобразовательные подстанции боль-
шой мощности, например алюминиевых за-
водов, обычно получают питание от пони-
жающих трансформаторов 220/10 кВ мощ-
ностью в единице 180—200 МВ-А, имеющих
на стороне 10 кВ расщепленные обмотки.
Для уменьшения токов к. з. на шинах 10 кВ
применяют раздельную работу расщеплен-
ных обмоток. Чтобы сохранить раздельную
работу обмоток и при питании от резервно-
го трансформатора приходится усложнять
систему траисферных шин, как пока-
зано на рис. 2-133.
Полная схема главных цепей мощной
преобразовательной подстанции приведена
на рис. 2-134.
На подстанции кроме главного РУ 10 кВ
с двойной системой шин имеется вспомога-
тельное РУ 10 кВ с одиночной секциониро-
ванной системой шин, получающее питание
от главного РУ 10 кВ через реактированные
связи. Вспомогательное РУ 10 кВ выполня-
ется Р13 комплектных камер КРУ и служит
для питания линий небольшой мощности,
подключать которые к главному РУ 10 кВ,
имеющему большую мощность к. з. и тре-
бующему применения дорогой коммутацион-
ной аппаратуры, экономически нецелесооб-
разно.
19*
На подстанции применены агрегаты,
обеспечивающие двенадцатифазный режим
выпрямления, у которых два выпрямителя
питаются от вторичных обмоток трансфор-
матора, соединенных в звезду, а два дру-
а т%
V Т Г Т
А А АХ
Ш* Ш* Ш Ш
7 7 7 7
И серии, К серии, К серии К серии.
Волн ванн ц) ванн ванн
+ ~1
+ «— _|
г +2
"Г
> | о ¦
1 Т
г ж
>. 1 ¦
] « т ¦ 1 1
Т т
?
Графитировочные печи,
а)
Рис. 2-135. Схемы преобразовательных под-
станций.

292
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
гих — от обмоток, соединенных в треуголь-
ник Так как мгновенные значения выпрям-
ленного напряжения выпрямителей с разны-
ми схемами питания не одинаковы, между
ними возникает уравнительный переменный
ток шестикратной частоты, утяжеляющий
работу выпрямителей и вызывающий допол-
нительные потери энергии. Для снижения
уравнительных токов каждый полюс сбор-
ных токопроводов расщеплен на две уда-
ленных друг от друга ветви, к каждой из ко-
торых присоединены выпрямители с одина-
ковой схемой питания. При таком решении
уравнительный ток замыкается в контуре,
имеющем большую протяженность и реак-
тивность.
Если преобразовательная подстанция
питает несколько электролизных серий ма-
лой мощности по схеме агрегат — серия, ре-
зервирование их от резервного агрегата
производится по схеме рис. 2-135, а.
На преобразовательных подстанциях,
питающих графитировочные печи, применя-
ется параллельная работа нескольких агре-
гатов на одну печь. Так как печи работают
с большими перерывами, определяемыми
технологией производства, установка обыч-
но состоит из нескольких печей, подключае-
мых поочередно к сборным шинам выпрям-
ленного тока (рис. 2-135, б).
2. РАСПОЛОЖЕНИЕ И КОНСТРУКТИВНЫЕ
ОСОБЕННОСТИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ
ПОДСТАНЦИЙ
Преобразовательные подстанции и от-
дельные преобразовательные агрегаты долж-
ны быть по возможности максимально при-
ближены к питаемым ими установкам. Чаще
всего применяемые варианты расположения
преобразовательных подстанций относитель-
но обслуживаемых ими электролизных кор-
пусов приведены па рис. 2-136.
Вариант рис. 2-136, а применяется при
малом числе выпрямительных агрегатов;
б — при большом числе агрегатов; в — при
малом и большом числе агрегатов. При пи-
тании преобразовательной подстанцией двух
электролизных корпусов применяются вари-
анты, приведенные на рис. 2-136, г, дне.
Размещение по рис. 2-136, г обеспечивает
наименьшую длину сборных токопроводов
выпрямленного тока и наименьшую площадь
генплана предприятия. Недостатком такого
размещения является ухудшение проветри-
вания пространства между электролизными
корпусами и в связи с этим большая загазо-
ванность последних. Размещение по рис.
2-136, дне, обеспечивая лучшее проветри-
вание, вызывает удлинение токопроводов
и увеличение потерь в них Возрастает не-
сколько и площадь генплана предприятия.
Положительным качеством варианта
рис. 2-136,(9 является возможность естест-
венного освещения большинства помещений,
а также лучшие условия для размещения
вентиляционных установок, сокращения сто-
имости здания преобразовательной подстан-
ции, а также уменьшение эксплуатационных
—I—I 1114 1 е) Ц11
г) А
ш ш Г
мши
I)
ТП ГГУ—ГГЛ
I I м м I 1 I I I м I
ж)
СО Щ I
и ^
В
УЗ
г-Е_Л
I 1
1 I I М II I 1 I I I I I I I '
Рис. 2-136. Расположение преобразователь-
ных подстанций относительно электролиз-
ных корпусов.
/ — преобразовательная подстанция; 2 — электро-
лизный корпус; 3 — соединительный токопровод
выпрямленного тока.
расходов. Иногда две преобразовательные
подстанции, каждая из которых обслужива-
ет одну серию электролизных ванн, находя-
щуюся в двух электролизных корпусах, раз-
мещают в одном здании, как показано на
рис. 2-136, ж и з. Удешевление здания в дан-
ном случае получается за счет сокращения
периметра стен, использования для обеих
подстанций одних и тех же вспомогательных
помещений (без увеличения их размера),
уменьшения числа лестничных клеток. Сни-
жение эксплуатационных расходов достига-
ется за счет сокращения количества персо-
нала, обслуживающего двухсерийную под-
станцию, по сравнению с персоналом, необ-
ходимым для двух односерийных под-
станций.
При резервировании нескольких под-
станций от одного источника с помощью то-
копровода предпочтительней варианты раз-
мещения по рис. 2-136, д, ж и з, так как при
них суммарная длина сборных шин и соеди-
нительных токопроводов 10 кВ получается
наименьшей. Эти же варианты размещения

§ 2-71] Схемы, расположение и конструктивное исполнение подстанций 293
Корпус цеха
электролиза
4830 4170 4080
Плян I этажа
, 4920 4080 4920
Аккумуляторная батарея
54000
План Ж этажа
-*г
^.ВОО 2200 Ш0\ помещение Выпрямителей X ^
1800
\1800
г ' ¦
1500
ЩитоВое помещение
Рис. 2-137. Планы I и II этажей КПП.
являются более удобными в отношении
транспортировки оборудования.
На рис. 2-137 и 2-138 представлены план
второго этажа и разрез по выпрямительным
агрегатам мощной кремниевой выпрямитель-
ной подстанции, пристроенной к торцу
электролизного корпуса
На рис. 2-139 и 2-140 показаны план
второго этажа и разрез по подстанции, раз-
мещенной в отрыве от электролизных кор-
пусов, перпендикулярно их продольным
осям. В обоих случаях на третьем этаже
размещено главное РУ 10 кВ с двумя систе-
мами сборных шип, на втором этаже выпря-
мительные блоки и щиты их управления,
а на первом — РУ выпрямленного тока.
Трансформаторы выпрямительных агрегатов
установлены на открытом воздухе. Харак-
терной особенностью обеих компоноеок яв-
ляется применение РУ 10 кВ рассредоточен-
ного типа.
Для осуществления такого устройства
сборные шины 10 кВ проложены вдоль все-
го здания подстанции, а камеры масляных
выключателей выпрямительных агрегатов
расположены по осям симметрии ячеек этих
агрегатов.
Распределительное устройство 10 кВ
рассредоточенного типа позволяет осущест-
вить связь выпрямительных агрегатов с РУ
10 кВ шинами вместо кабелей и тем самым
повысить надежность питания агрегатов
при одновременном снижении капитальных
затрат. При таком РУ легко осуществить
питание электроэнергией нескольких под-
станций от одного резервного источника пу-

Рис. 2-138.
Разрез по КПП.
Рис. 2-140.
Разрез
по КПП.

§ 2-72] Кремниевые выпрямительные комплектные подстанции 295
тем выполнения шинных перемычек между
сборными шинами 10 кВ соседних под-
станций.
На мощных преобразовательных под-
станциях, питающих электролизные установ-
ки, номинальный ток которых измеряется
десятками, а иногда и сотнями тысяч ампер,
имеются сильные магнитные поля, которые
нередко оказывают вредное влияние на ра-
боту реле и измерительных приборов, вызы-
вая недопустимые погрешности.
Напряженность магнитного поля, Э.
прямого участка токопровода определяется
выражением
Н = — 151П ах — 5П1 а2 ) , (2-255)
где /—ток в токопроводе, кА; Я — длина
перпендикуляра, опущенного из рассматри-
ваемой точки на направление прямого уча-
стка токопровода, м; (*1 — угол между пер-
пендикуляром и прямой, соединяющей точку
с дальним концом прямого участка токопро-
вода; и2 — угол между перпендикуляром
и прямой, соединяющей точку с ближайшим
концом того же участка.
Результирующая напряженность в рас-
сматриваемой точке от нескольких прямых
участков токопровода или токопроводов оп-
ределяется как геометрическая сумма нап-
ряженностей от отдельных участков.
Особенно большие напряженности маг-
нитного поля получаются вблизи сборных
токопроводов выпрямленного тока, когда
ток в положительном и отрицательном по-
люсах токопровода протекает в одном на-
правлении, например, когда полюса выходят
из подстанции с разных сторон.
Уменьшить вредное влияние магнитных
полей можно следующими средствами:
а) Выполнить сборные токопроводы вы-
прямленного тока таким образом, чтобы ток
в положительном и отрицательном полюсах
протекал в разных направлениях, а полюса
были размещены на небольшом расстоянии
друг от друга. В этом случае результирую-
щее магнитное поле будет ослаблено и реле
и приборы при расположении их на расстоя-
нии 4—5 м от токопровода, как показывает
опыт, не Оудут иметь существенных погреш-
ностей.
б) Если сборные токопроводы выпол-
нить компенсированными невозможно, сле-
дует реле и приборы вынести из зоны силь-
ных магнитных полей. Указанные сообра-
жения следует учитывать при проектирова-
нии мощных преобразовательных подстан-
ций.
2-72. КРЕМНИЕВЫЕ
ВЫПРЯМИТЕЛЬНЫЕ КОМПЛЕКТНЫЕ
ПОДСТАНЦИИ ДЛЯ ПИТАНИЯ
ЦЕХОВЫХ СЕТЕЙ ПОСТОЯННОГО
ТОКА
Комплектные выпрямительные полупро-
водниковые подстанции (КВПП) предназна-
чены для питания цеховых сетей постоянно-

296
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
го тхжа напряжением 230 В. Они представ-
ляют собой комплектное устройство, состоя-
щее из силового трансформатора с кабель-
ным вводом, выпрямительного шкафа, шка-
фа управления, защиты и сигнализации
и РУ постоянного тока (рис. 2-141 и 2-142).
От сети. 10(6)кВ~
АоВпСп
РУ -2108
|1|
Ь ТляТ \А8
А8\
Ж Ж ж ж ж ж
\А8
АВ
V V V" V
Рис. 2-141. Принципиальная схема одно-
агрегатного КВПП.
Тр — трансформатор: ВК — вентили; Пр — предо-
хранители; П — переключатель ввода (для
КВПП-4000): РУ — распределительное устройство
230 В: А В — автоматические выключатели: С —
балластное сопротивление; /С — контактор.
Комплектные выпрямительные полупро-
водниковые подстанции изготовляются для
внутренней установки в закрытых помеще-
ниях с нормальной средой и могут эксплуа-
тироваться при температуре окружающей
среды от 5 до 35 °С и относительной влаж-
ности воздуха не более 90% при темпера-
туре 20 °С и не более 50% при 35 °С. Для
обеспечения необходимых температуры и
влажности воздуха в помещениях КВПП
предусматривают вентиляцию и отопление.
Помещение КВПП должно быть оборудова-
но системой аварийной вытяжной вентиля-
ции, включаемой извне и рассчитанной на
пятикратный обмен воздуха в течение 1 ч.
Охлаждение выпрямительных шкафов —
воздушное, принудительное, встроенным
вентилятором. Направление охлаждающего
воздуха — снизу вверх.
Распределительное устройство постоян-
ного тока, входящее в состав КВПП, наби-
рают из стандартных шкафов с двусторон-
ним обслуживанием шириной 900 или
1 100 мм; оно имеет правое и левое испол-
нение. Вывод из шкафов РУ может выпол-
няться кабелем или шинами снизу и сверху.
Расчетные нагрузки на перекрытия по-
мещений при транспортировке КВПП прини-
мают с учетом массы силового трансформа-
тора:
ТНПУ-1000/10—5 150 кг; ТСЗПУ-1000/
/10—5 280 кг;
ТНПУ-2000/1С—8 750 кг; ТСЗПУ-2000/
/10—7 100 кг.
Монтажные и дверные проемы в поме-
щении КВПП рассчитывают на габарит
трансформатора плюс по 125—150 мм с каж-
дой стороны. Размер люка в перекрытии
обычно принимается 3 200X2 000 мм. Прое-
мы для кабелей и шин под шкафами КВПП,
а также проемы в фундаментах стен, перего-
Рис. 2-142. Комплектная выпрямительная полупроводниковая подстанция.
-трансформатор; 2 — кабельный ввод; 3 — шинный короб; 4 — выпрямительные шкафы; 5 — стан-
ция управления защиты и сигнализации; 6 — шкафы распределительного устройства 230 В.

§ 2-72] Кремниевые выпрямительные комплектные подстанции 297
Таблица 2-118
Комплектующие устройства, составляющие КВПП
Наименование
Силовой понижа-
ющий транс-
форматор
Шкаф выпрями-
тельный
Станция управле-
сигнализации
Щит шкафов РУ
Шинопровод для
соединения двух
рядов шкафов
при двухрядном
расположении
Исполнение
С совтоло-
вым заполне-
нием
Сухой
Левое (пра-
вое)
Левое
Правое
Левое (пра-
вое)
-
Тип
КВПП-2000
(КВПП-1600Т)
ТИПУ-1000/10
ТСЗ ПУ-1000/10
ШВП-142/11
ПЭХ 8031-72БЗ
ПЭХ 8031-72ВЗ
КВПП-4000
(КВПП-3200Т)
ТНПУ-2000/10
ТСЗПУ-2000/10
ШВП-152/11
ПЭХ 8031-82БЗ
ПЭХ 8031-82ВЗ
Состоит из шкафов по табл. 2-119,
2-120, 2-121
~
—
Масса,
кг
6 150
3 750
5 280
7 100
850
1 750
550
Габариты,
2 380X1 680X2 700
2 550X1 750X3 000
2 684X1 350X2 600
3 380X1 350X3 000
900X1 100X2 400
1 800X1 000X2'400
900X1 100X2 7С0
Определяется по количеству
шкафов по табл. 2-119, 2-120,
2-121
200
250
300
1 900
2 400
2 900
Таблица 2-119
Технические данные трансформаторов КВПП
Технические данны ТНПУ-10С0/10
Номинальная первичная мощ-
ность, кВ-А
Номинальное напряжение вы-
прямителя, В
Номинальный выпрямленный
ток, А
Номинальное фазное напряже-
ние вентильной обмотки, В
Номинальный фазный то::
тильной обмотки, А
Потери х. х., кВт
Потери к. з., кВт
Ток х. х., %
Напряжение к. з., %
Схема соединения обмоток
520
230
2 000
213
577
3,25
10,62
6,6
5,1
Сетевых
Вентильных
ТНПУ-1000/Ют
417
230
1600
212,6
462
3,3
7,9
8,05
4,08
ТНПУ-2000/10
1054
230
4 000
215
1 153
4,45
17,42
4,2
6,5
ТНПУ-2000 ;от
840
230
3 200
214,2
924
4,6
12,8
5,25
5,28
Звезда
Две обратные звезды
с уравнительным реактором
Охлаждение
Естественное, с негорючим заполнением

298
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-120
Основные технические характеристики КВПП
Данные
КВПП-2000
КВПП-4000
Номинальный выпрямленный ток, А
Напряжение питания, кВ
Нсмннггльное выпрямленное напряжение, В
Номинальная частота питающей сети, Гц
Напряжение питания собственных нужд, В
Мощность потребителей собственных нужд,
Скорость охлаждающего воздуха, м/с
Расход охлаждающего воздуха, м3/ч
Температура охлаждающего воздуха, °С
Коэффициент полезного действия, %
Коэффициент мощности
Допустимое время исчезновения напряжения
ственных нужд без отключения, с
кВт
соб-
2 000/1 600
6+2,5 % или —5 %
4 000/3 200
10+2,5% или—5 %
230 ±1,5 %
50±1%
380 с нулем
0,7 при соз ф=0,25
6,5
1 440 | 2 900
+5 ~ +35
96
0,925
1,
5
Примечания. 1. Допустимые многократные эксплуатационные перегрузки: при 1.25/ном до
1о мин с интервалами 2 ч; при 2/ном до 5 с при среднеквадратичной величине тока за 1 мин. не
превосходящей нормальную.
2. При параллельной работе двух КВПП одинаковой мощности на общую нагрузку допустимый
суммарный ток двух КВПП в зависимости от разности напряжений на входах их трансформаторов
соответствует следующим данным:
Отличие в напряжении, % 12 3 4
2/д 1,8 1,5 1,3 1,0
^ном
где ^/^~ общий ток двух КВПП; /</ном-- номинальный ток одной КВПП.
Допускается параллельная работа только двух КВПП одинаковой мощности при установке
шкафов РУ постоянного тока с вводными автоматами (типов ПЭХ8П24 и ШЭС8306).
3. По специальной договоренности с заводом-изготовителем КВПП могут поставляться со шка-
фом регулирования напряжения (вниз на 24 В) и автоматической стабилизацией напряжени
В этом случае КВПП-2000 могут использоваться на ток 1 600, а КВПП-4000 на ток 3 200 А.
4. Время срабатывания масляного выключателя, питающего КВПП, должно быть не более
0,25 с.

§ 2-72] Кремниевые выпрямительные комплектные подстанции 299
Таблица 2-121
Исполнение шкафов РУ 230 В
Исполнение
(однолинейная
схема)
Тип шкафа
№
авто-
мата
А1
А2
АЗ
Тип автомата
АВМ-4НВ
* ««*
Л н
ч о
Ж (О
к «с
е2<
400
Номиналь-
ные токи
расцепите-
лей,
А
120, 151',
200, 250,
300, 400
Габариты, мм
кА».А
г\"*
ПЭХ8022-4А2Б2
ПЭХ8022-62Б2
А1
А2
АЗ
1.
П.
т
ПЭХ8022-4А2В2
А1
А:.
АЗ
АВМ-ЮНВ 75т;
500, 600,
750
АВМ-4НВ
120, 150,
200, 25и,
300, 400
ПЭХ8022-62В2
ПЭХ8023-62Б2
А1
А-'
АЗ
АВМ-ЮНВ
А1
А2
АВМ-15НВ
751;
500, 600,
700
1150 800, 1150
ПЭХ8023-72Б2
А1
А2
АВМ-20НВ
2000
1000, 1200,
1500, 2000
#
1
Щ
Г
КА*
V
ПЭХ8023-62В2
А1
А2
АВМ-15НВ
1150
ПЭХ8023-72В2
А1
А_
ПЭХ8024-72К2
КАг
V
ПЭХ8024-72Л2
А1
А2
*а
№
^
ПЭХ8024-72Н2
А1
А2
АВМ-20НВ
2000
1000, 1200,
1500, 2000
850
900x1100Х
Х24Ш
1100X1100X2400

300
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-121
Исполнение (одно- ]
линейная схема)
14
0 0
0
"А
,«—
1
1
]\С
п
5 0
#
1 1*Г
г
~ьр
>
#
и
-1
*
-I
0
~1
ь
е
-1
Л
1»
1
?1
Тип шкафа
ПЭХ8024-72М2
ПЭХ8024-72Л2
ПЭХ8024-72В2
ПЭХ8024-72Г2
ПЭХ8024-72Д2
ПЭХ8024-72Е2
ПЭХ8024-72Ж2
авто-
мата
А1
А2
А1
А2
А1
А2
А1
А2
А1
А2
А1
А2
А1
А2
Тип автомата
АВМ-20НВ
« «г
^ о
К да
г: ее
§8
2 000
Номиналь-
ные токи
расце. пи-
телей, А
1 000, 1 200,
1 500, 2 000
о
850
Габариты, мм
1 100x1 100Х
Х2 400

§ 2-72] Кремниевые выпрямительные комплектные подстанции 301
Таблица 2-122
Исполнения шкафов ввода для КВПП-4000 с переключателем П2713/2; 5 000 А, 220 В
Исполнение
Тип
Исполнение
Тип
131г
Г.г
00
ПЭХ8028-82Б2
^
л
ПЭХ8028-82Е2
1чСг
:==ГЗ
ПЭХ8028-82В2
00
ПЭХ8028-82Г2
ПЭХ8028-82И2
ПЭХ8028-82Д2
ПЭХ8028-82Ж2
00
Примечание. Габариты панелей 900X1100X2400 мм, масса 560 кг.
ПЭХ8028-82К2
Таблица 2-123
Исполнения шкафов ввода для КВПП-3200Т
Исполнен
1=1
"Н-
1_1
Ч
Тип шкафа
ШЭС8306-92А2Т
ШЭС8306-92Б2Т
ШЭС8306-92В2Т
%
А1
А1
А1
Тип авто-
мата
Э40-ЗВТ
* я
>а н
ас «
§е
в р
в я
4000
3 в
КР2
4000
«3
о
о
га
:>
995
Габариты, мм
1 200x1 400Х
Х2 400

302
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Исполнение
{.
1
[/г
и
Тип шкафа
ШЭС8306-92Г2Т
Т5
со
2
'Л
А1
Тип авто-
мата
Э40-ЗВТ
Продолжение
л «
|з<
КЙ2
4 000
л<
•0 ^в?
я й *
4000
и
со
о
ев
995
табл. 2-123
Габариты
1 200X1 -Ю0Х
Х2 400
Примечания (к табл. 2-121, 2-122 и 2-123).
1. Шкафы ввода с автоматами «Электрон» (табл. 2-123) в настоящее время используются толь-
ко для КВПП-3200Т, в будущем они будут поставляться и для КВПП-4000.
2. В отдельных ячейках шкафов РУ по требованию заказчика автоматы могут не устанавли-
ваться.
3. В шкафах на каждом линейном автомате устанавливаются шунты и измерительные приборы
на номинальный ток, соответствующий номинальному току автомата.
Таблица 2-124
Форма опросного листа для заказа КВПП с примером заполнения
Заказчик:
Объект:
Тип (КВПП-2000, КВПП-4000): КВПП-4000
Количество, шт.: 1
Исполнение (левое, правое): левое
Тип трансформатора: ТНПУ-2000/10
Одноагрегатная или двухагрегатная: одноагрегатная
РУ
Порядко-
вый номер
шкафа с
автоматом
4
5
6
Тип шкафа
ПЭХ8028-82Е2
ПЭХ8023-62Б2
ПЭХ8022-4А2Б2
№ автома-
та по
схеме
А1
А2
А1
А2
АЗ
Номиналь-
ный ток
расцепите-
ля авто-
мата, А
_ 1
1 150
800
200 1
150 1
400
Подсоеди-
нение
(шинами
или кабе-
лем)
Шинами
Кабелем
7>
»
»
Ввод на
магист-
раль без
автомата
(шинами
или ка-
1 белем)
—
—
—
—
—
Наимено-
вание ли-
нии (над-
пись на
табличке)
Ввод
Линия
»
»
»
»
План расположения шкафов КВПП
Т Н 1
ШВП-152/11 ПЭХ 8051-8262
Лу ,/
Рис. 2-143. Установка одноагрегатной
КЕПП-2000 (КВПП-4000) с выходом ши-
нами на магистраль.
/ — трансформатор силовой ТНПУ-1000/10
(ТНПУ-2000/10) с негорючим исполнением; 2 —
шкаф выпрямительный ШВП142/11 (для КВПП-2000
один шкаф, для КВПП-4000 — два шкафа); 3 —
станция управления, защиты и сигнализации;
4 — шкафы РУ.

§ 2-73]
Быстродействующие воздушные выключатели
303
родках и перекрытиях после монтажа кабе-
лей и шин должны быть уплотнены.
На рис. 2-143—2-145 приведены приме-
ры компоновок одноагрегатных и двухагре-
гатных КВПП с однорядным и двухрядным
расположением шкафов РУ постоянного то-
ка. На этом рисунке без скобок указаны раз-
лей. В качестве анодных выключателей при-
меняются шестиполюсные поляризованные
выключатели обратного тока типа 6ВАТ-
43/1. Анодные выключатели являются за-
щитными аппаратами и не предназначены
для оперативных коммутационных опера-
ций. Технические данные анодных выключа*
телей приведены в табл. 2-125—2-127.
Рис. 2-144. Установка однорядной двухаг-
регатной КВПП-2000 (КВПП-400).
1—4~ см. рис. 2-143.
8250(9080)
Рис. 2-146. Установочные размеры анодно-
го быстродействующего выключателя
6ВАТ-43/Ц
Рис. 2-145. Установка двухрядной двухаг-
регатной КВПП-2000 (КВПП-4000),
1—4~ см. рис. 2-143.
меры для КВПП-2000; в скобках —
КВПП-4000, длина КВПП дана для мини-
мального количества распределительных
шкафов. При большем их количестве длина
соответственно увеличится, расстояние меж-
ду осями двухрядной КВПП зависит от дли-
ны поставляемого заводом-изготовителем
шинопровода.
Рис. 2-147.
Схема управления
лем 6ВАТ-43/1.
выключате-
//(, 2К — контакторы; ДСи ДС2 — добавочные со-
противления; КВ\—КВ6 — включающие и отключа-
ющие катушки; АБ\—АБв — блокировочные кон-
такты выключателя; РБ — блокировочное реле.
2-73. БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩИЕ
ВОЗДУШНЫЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
Анодные быстродействующие выключа-
тели (рис. 2-146—2-147) предназначены для
защиты мощных вентильных преобразовате-
лей и преобразовательных трансформаторов
при обратных зажиганиях ртутных вентилей
или при пробое полупроводниковых венти-
Катодные быстродействующие выключа-
тели (рис. 2-148—2-151) применяются для
защиты ртутных или полупроводниковых
выпрямителей при параллельной работе,
а также при питании приемников со значи-
тельной противо-э. д. с. для отключения пре-
образователя от сборных шин в случае вну-
треннего повреждения. Катодные быстро-
действующие выключатели используются
так же, как коммутационные аппараты.

Таблица 2-125
Технические данные анодных быстродействующих выключателей
Тип
6ВАТ-43/1-3000
6ВАТ-43/1-3000Т
6ВАТ-43/1-6000
6ВАТ-43/1-6000Т
Номинальные выпрямленные
о5
о.
с
2я
1 050
1050
1050
1 050
ток, А
открытой
установки
и *=40 °С
3 200
2 500
б 300
6 000
в шкафу
и при
перегрузке
по ГОСТ
2585-69
—
—
3 000
3 000
1 б*
1200
1 200
2 400
2 400
Допустимые
перегрузки
Однократ-
ные
100%-ные в
течение
50 с
То же
Время отключе-
ния, с
соб-
ствен-
ное
—
—
—
—
ПОЛИ
0,015
0,015
0,015
0,015
Предельный
установив-
шийся ток
к. з., А
До 30 000
До 30 000
До 70 000
До 70 000
Цепи управления
Род тока
и напряжение,
В
Постоянный
220
То же
Ток
вклю-
чения,
А
180
180
180
180
Ток
отклю-
чения,
А
27
27
27
27
Примечапи
Поляризо-
ванный
Примечания: 1. Выключатель 6ВЛТ-43'1 поляризованный, и при воз-
никновении обратного тока отключается только тот полюс, через который проте-
кает ток обратного направления
2. Выключатель 6ВАТ-43/1-6000 и выключатель 6ВЛ1-43/1-3000 имеют одина-
ковые массу и габариты Установка выключателя 6ВЛТ-43/1-30Э0 предпочтитель-
нее в цепях с малыми аварийными токами (до 15 кА), где он имеет несколько
лучшее быстродействие, чем выключатель 6000 А.
3. Выключатель 6ВЛТ-43/1 имеет шесть общих включающих и отключающих
катушек. Контакты выключателя замыкаются после обесючивания катушек.
Длн отключения в катушки подается ток, обратный по направлению включаю-
щему току.
4. Выключатели 6ВАТ-43/1 имеют главные контакты нормально замкнутые.

§ 2-73]
Быстродействующие воздушные выключатели
305
В некоторых схемах катодные выключа-
тели используются для защиты выпрями-
тельных агрегатов от к. з. в сети выпрямлен-
ного тока. В этом случае в качестве катод-
ных выключателей используются неполяри-
зованные линейные выключатели.
500 \
ш-1
Рис. 2-148. Установочные размеры быстро-
действующего выключателя ВАБ-42-4000/10.
Рис. 2-149. Установочные размеры быстро-
действующего выключателя ВАБ-42-9000/10.
К
/с}=
абХ^авХ- !
^ ^А52и I
иг
Рис. 2-151. Схема управления быстродей-
ствующим выключателем ВАБ-42-9000.
К—контактор; КВ\, КВ2—катушка включения;
РБ — реле блокировочное; РДШи РДШ2 — реле
дифференциальный шунт; С\, С2, С3 — конденса-
торы; ДС — добавочное сопротивление; АБи АБ2—
блок-контакты выключателей; ЛЗ, ЛК — лампы
сигнальные.
п
"1
У
Гвте
5^
Рис. 2-150. Схема управления быстродей-
ствующими выключателями ВАБ-42-2000
и ЕАБ-42-4000.
К—контактор; КВ— катушка включения; РБ-*
реле блокировочное; РДШ — реле дифференциаль-
ный шунт; С\, С2 — конденсаторы, ДС — добавоч-
ное сопротивление; АБ — блок-контакты выключа-
теля; «/73, ЛК — лампы сигнальные.
Рис. 2-152. Установочные размеры выклю-
чателя ВАБ-28-6000/15.
Рис. 2-153. Установочные размеры выклю-
чателя ВАБ-28-3000/30,
В качестве катодных быстродействую-
щих выключателей применяются выключате-
ли типов ВАБ-28 и АБ-2/4. Технические дан-
ные катодных и линейных выключателей
приведены в табл. 2-126, а габариты
в табл 2-127.
20-478
Линейные быстродействующие выклю-
чатели (рис. 2-152—2-157) применяются ти-
пов ВАБ-28, ВАБ-42 и АБ-2/4. Безаварийная
работа быстродействующих выключателей
гарантируется заводами-изготовителями в

306
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Технические данные катодных и линейных
Тип
Назначение
Номинальные
выпрямленные
о. .
о) 5
X X
ток, А
Ток устав-
ки, А
Время отклг
ВАБ-42-2000/5-Л
ВАБ-42-2000/10-Л
ВАБ-42-4000/10-Л
ВАБ-42-9000/10-Л
ВАБ-42-4000/30-Л
ВАБ-42-6000/30-Л
ВАБ-28-3000/15-К
ВАБ-28-6000/15-К
ВАБ-28-3000/15-Л
ВАБ-28-6С00/10-Л
ВАБ-28-1500/30-К
ВАБ-28-3000/30-К
ВАБ-28-1500/30-Л
ВАБ-28-3000/30-Л
ВАТ-43-2000/10-Л
ВАБ-43-4000Л0-К
ВАБ-43-6000/10-К
АБ-2/4
Защита от к. з. и
перегрузок
То же
Защита от обрат-
ных зажиганий
или пробоев при
параллельной ра-
боте
То же
Защита от к. з.
и перегрузок
То же
Защита обратных
зажиганий или
пробоев при па-
раллельной рабо-
те
То же
Защита от к. з. и
перегрузок
То же
Защита от обрат-
ных зажиганий
или пробоев при
параллельной ра-
боте
То же
Защита от об-
ратных зажига-
ний и защита от
к. з. * и перегру-
зок
230
460
1 050
1050
1050
3 300
3 300
825
1650
825
825
1650
825
3300
2 000; в шкафу
1 900; в тропиче-
ском исполнении
1 800
То ж
4 000 в шкафу
3 200; в тропиче-
ском исполнении
3000
12 000; в шкафу
9 000; в тропиче-
ском исполнении
8000
3 300
3 300
3 300
1 050
1 050
1050
4 000
1 1
4 000
6 300
3000
6000
3000
6 000
1500
3 000
1 500
3 000
2 000
4000
6000
2 000
800—2 000
1 600—4 000
1 800—4 000
2 400—6 000
То же
1 600—4 000
2 400—6 000
4 000—8 000
4 800—12 000
8 000—16 000
12 000—24 000
каждое из
двух реле на
половину этих
значений
4 000—8 000
2 400—6 000
4 000—8 000
Не нормиру-
ется
То же
1 600—4 000
2 400—6 000
4 000—8 000
6 000—12 000
Не нормиру-
ется
То же
800—2 000
1 600—4 000
1 600—4 000
2 400—6 000
1 800—2 000
2 000—4 000
Не более 2 500
То же
800—2 000
I 600—4 000
0,005
0,007
0,007
0,007
0,02 при началь-
ной скорости не
менее 3-Ю6 А/с
0,02 при началь-
ной скорости не
менее 3-Ю6 А/с
То же
0,005
0,005
0,005
0,003—
0,004
0,02
0,02
0,02

§ 2-73]
Быстродействующие воздушные выключатели
307
быстродействующих выключателей
Таблица 2-126
Предельный
установившийся ток
к. з., А
в безин-
дукцион-
ной цепи
при ин-
дуктивно-
сти не
более
Цепи управления
Род тока
и напря-
жение, В
"<
ток при
отключе-
нии, ток
держащей
катуш-
ки, А
Датчик
отключения
Количест-
во глав-
ных кон-
тактов
и их со-
единение
Примечание
10 000
35 000
50 000
70 000
30 000
30 000
30 000
30 000
30 000
30 000
50 000
50 000
70 000
18 000
при 6 мГ
18 000
при 6 мГ
15 000
15 000
15 000
15 000
15 000
15 000
15 000
20 000
при 2 мГ
То же
Постоян-
ный 220
То же
Постоян-
ный 220
110
Постоян-
ный 220
ПО
Постоян-
ный ПО
или 220
То же
Постоян-
ный 220
ПО
Постоян-
ный 220
ПО
Постоян-
ный 220
или ПО
Постоян-
ный ПО
или 220
70
86
122
86
122
50
50
50
50
50
50
50
35
75
35
75
35
75
80
40
1,3
2,6
3,6
3,2
3.6
3.2
Ток удержи-
вания 1 А;
точ отклю-
чения 2 А
То же
Ток удержи-
вания 1 А
То же
0,42—0,5
РДШ-1500 и
РДШ-3000
РДШ-3000 и
РДШ-6000
РДШ-6000 2шт.
РДШ-6000
РДШ-6000
Размагничи-
вающий виток
То же
РДШ-1
РДШ-П
Размагничи-
вающий виток
То же
РДШ-1У
РДШ-1
Размагничи-
вающий виток
То же
Один
Один
Два в па
рал л ель
Два после-
довательно!
То же
Один
Два в па-
раллель
Один
Два в па-
раллель
[Два после-
довательно!
То же
Один
Один
Один
Один
Неполяризованный,
выкатной, имеет
тропическое испол-
нение
Неполяризованный,
выкатной, имеет
тропическое испол-
нение; по согласо*
ванию с заводом
невыкатной может
быть выполнен на
6000 А
Неполяризованный,
невыкатной, имеет
тропическое испол-
нение
Неполяризованный,
не имеет выкатного
исполнения
То же
Поляризованный
То же
Неполяризованный
Поляризованный
Неполяризованный
Поляризованный
То же
Поляризованный пря-
мого или обратно-
го тока, выкатной
20»

308
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Габариты быстродействующих выключателей
Таблица 2-127
Тип
В АБ-42-2000/5
ВАБ-42-2000/10
ВАБ-42/4000/10
ВАБ-42-9000/10
ВАБ-28-3000/15
ВАБ-28-6000/15
ВАБ-28-1500/30
ВАБ-28-3000/30
АБ-2/4
6ВАТ-43/1-3000
6ВАТ-43/1-6000
Номинальные
выпрямленные
напряже-
ние, В
500
1050
1050
1050
, 1650
1650
3 300
3 300
4 000
1050
1050
А
2 000
2 000
4 000
9 000
3 000
6 000
1500
3 000
2 000
3000
6 300
р
А
1 155
1330
1 330
1330
1390
1 390
1 575/2 275**
1575/2 275**
1550
1 225
1225
азмеры,
Б
365
365
365
442
490
490
490
490
370
1 220
1220
в
1205
1 235
1246
886
920
920
1 150
1 150
1 160+430
885
885
Масса, кг
210
230
280
430
259
340—360*
366—374*
393—406*
230
Меньшие значения относятся к линейным, а большие к катодным выключателям.
Большее значение — высота с перегородкой между камерами.
сетях, в которых значение предельного уста-
новившегося тока к. з. не превышает вели-
чин, приведенных в таблицах технических
характеристик выключателей (табл. 2-125
и 2-126).
Диаграмма,
положений. У/7
[Контакт
УП1
УПг
УПз
| " УПЧ
«1
X
X
0
X
~Щ
X
><!
Рис. 2-154. Схема управления катодным вы-
ключателем ВАБ-28.
К — контактор; РБ — реле блокировочное; КД —
катушка держащая: УП — универсальный пере-
ключатель; ДС\, ДСъ ДСг — добавочные сопро-
тивления.
Быстродействующие выключатели типов
ВАБ-42 и 6ВАТ-43 могут поставляться в
шкафах, пригодных для установки в произ-
водственных помещениях. Технические дан-
ные шкафов с автоматическими выключате-
лями приведены в табл. 2-128.
кг™\
Откл^П&АФТг*
т
Вкл.ф
Рис. 2-155. Схема управления линейным
выключателем ВАБ-28.
К — контактор; РБ — реле блокировочное; КД —
катушка держащая; ДС\, ДС? — добавочные со-
противления; РДШ — реле дифференциальный
шунт; С — конденсатор.
I
р!!и_
.800
430
СЭ^
№1
Рис, 2-156, Установочные размеры выклю-
чателя АБ-2/4,

§ 2-73]
Быстродействующие воздушные выключатели
309
Рис. 2-157. Схема управления выключате-
лем АБ-2/4.
/С—контактор; КВ — катушка включения; КД —
катушка держащая; РБ — реле блокировочное;
СД — добавочное сопротивление; А Б — блок-кон-
такт выключателя
й
к
ж
Ю25±1
620±1
Рис. 2-158. Габариты и установочные размеры шкафа управления ШАБ-9000.
1 Г
•¦ 1
^1 * 1
1+1
Г
1
1
1_
|| 1
1 \
1 1
Ы
1 •
;1 р
1 р
и у.
Ю00±1
т
380±1
1
1
А
а
Рис. 2-159, Габариты и установочные размеры шкафа управления ШАБ-3000.

310
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-128
Технические данные шкафов с быстродействующими выключателями
Характеристика
Тип шкафа
ШАБ-3000
ШАБ-9000
ШАБ-43
Тип быстродействующего выключателя
ВАБ-42-4000/10 | ВАБ-
42-9000/10
6ХВАТ43-1-6000
Номинальный вы-
прямленный
ток, А
Номинальное на-
пряжение посто-
янного тока, В
Нормальное
исполне-
ние
Тропическое
исполне-
ние
Нормальное
исполне-
ние
Тропическое
исполне-
ние
3 000
910
825
9000
8 000
910
825
2 500
910
825
Напряжение цепей управления
шкафа, В
Ток электродинамической устой-
чивости шин, кА
Габариты, мм
Масса, кг
50
1 160X2 250Х
Х2 470
950
220 постоянный
100
1 500X2 500Х
Х2 470
1900
70
2 300Х2 300Х
Х2 475
2 250
Примечания: 1. Аппаратура управления и сигнализации выключателями для шкафов ти-
па ШАБ-3000 м ШАБ-43 размещается в шкафах ШЛБ.
2. Аппаратура управления выключателем для шкафа гипа ШАБ-9000 размещается вне шкафа
и в поставку завода — изготовителя шкафов не входит.
2-74. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЯГОВЫХ
ПОДСТАНЦИЙ ПРОМЫШЛЕННОГО
ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННОГО
ТРАНСПОРТА
Основными потребителями электроэнер-
гии электрифицированного промышленного
транспорта являются электровозы, на кото-.
рых устанавливаются тяговые электродвига-
тели постоянного тока. Тяговые подстанции
для питания промышленного электрифици-
рованного транспорта бывают преобразова-
тельные постоянного тока, на которых уста-
навливаются выпрямительные агрегаты, пи-
тающие тяговую сеть, и однофазного пере-
менного тока, на которых устанавливаются
обычные понизительные трансформаторы,
питающие тяговую сеть переменным одно-
фазным током. В этом случае выпрямитель-
ные агрегаты для питания тяговых двига-
телей постоянного тока устанавливаются на
электровозах.
Тяговые подстанции промпредприятий
часто совмещаются с подстанциями для пи-
тания силовых потребителей карьеров или
цехов промпредприятий. В этих случаях
подстанции называются совмещенными. Пи-
тание силовых потребителей от совмещен-
ных тяговых подстанций — на напряжениях
35 и 10 (6) кВ.
Классификация тяговых подстанций
электрифицированного транспорта приведе-
на в табл. 2-129.
На новых тяговых подстанциях посто-
янного тока применяются выпрямительные
агрегаты с полупроводниковыми выпрями-
телями. Ртутные выпрямители сохранились
только на некоторых действующих подстан-
циях. В качестве коммутационных и защит-
ных аппаратов на линиях постоянного тока
используются однополюсные быстродейству-
ющие выключатели (см. § 2-73).
На тяговых подстанциях однофазного
переменного тока применяются трехфазные
трансформаторы общепромышленного испол-

§ 2-75]
Тяговые подстанции постоянного тока
311
Классификация тяговых подстанций промышленного транспорта
Таблица 2-129
Система тока
Однофазный, пере-
менный
Постоянный
Постоянный
Постоянный
Постоянный
Постоянный
Постоянный
Напряжение
контактной
| сети, В
10 000
3 300
1 650
1 200
825
600
440 и 220
Первичное
напряжение питания
{ подстанции, кВ
220; ПО; 35
ПО; 35
ПО; 35; 6—10
ПО; 35; 6—10
НО; 35; 6—10
35; 6—10
6—10
Назначение подстанции
Питание электрифицированно-
го железнодорожного транс-
порта карьеров и территорий
крупных тепловых электро-
станций
Питание карьерного и внутри-
заводского электрифициро-
ванного железнодорожного
транспорта
То же
Питание троллейвозного транс-
порта карьеров
Питание электрифицированно-
го железнодорожного транс-
порта карьеров действующих
объектов. Для новых объек-
тов не проектируется
То же
Питание внутрицехового элек-
трифицированного железно-
дорожного транспорта
нения. На совмещенных тяговых подстанци-
ях переменного тока применяются, как пра-
вило, раздельные трансформаторы для пи-
тания тяговых и силовых нагрузок (из
соображений допустимой несимметрии нап-
ряжений). Применение общих трансформа-
торов для тяговой и силовой нагрузок воз-
можно в тех случаях, когда несимметрия на-
пряжений не выходит за пределы допусти-
мых значений. Из-за отсутствия специаль-
ного оборудования переменного тока в
однофазном исполнении на тяговых подстан-
циях переменного однофазного тока приме-
няется, как правило, обычное оборудование
в трехфазном исполнении.
В качестве выключателей на линиях тя-
говой сети однофазного переменного тока
желательно применять выключатели, пред-
назначенные для частых операций (напри-
мер, электромагнитные выключатели типа
ВЭМ) с электромагнитными приводами по-
стоянного тока.
2-75. ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Назначением тяговых подстанций по-
стоянного тока является преобразование
трехфазного переменного тока в постоянный
11 распределение электроэнергии постоянно-
го тока между участками контактной сети.
Основным оборудованием тяговых под-
станций постоянного тока являются выпря-
мительные агрегаты, быстродействующие ав-
томатические выключатели и специальные
устройства для сглаживания пульсаций вы-
прямленного напряжения. В качестве выпря-
мителей применяются кремниевые выпрями-
тели с воздушным принудительным ила ес-
тественным охлаждением.
Технические характеристики выпрями-
тельных агрегатов, наиболее часто приме-
няемых на тяговых подстанциях промыш-
ленного электрифицированного транспорта,
приведены в табл. 2-130.
Выпрямительные агрегаты состоят из:
выпрямительных шкафов, в которых разме-
щены кремниевые вентили; питающих транс-
форматоров; быстродействующего автома-
тического выключателя; шкафов защиты
и управления; специальных устройств для
защиты от перенапряжений.
Для защиты выпрямительных устано-
вок от перенапряжений применяют разряд-
ники и специальные защитные контуры (со-
стоящие из емкостей и сопротивлений), под-
ключаемые к анодным цепям, и цепи вы-
прямленного тока. Применение для выпря-
мительных агрегатов вентилей с контроли-
руемым лавинообразовапием, которые в зна-
чительно меньшей мере чувствительны к пе-
ренапряжениям, позволяет в ряде случаев
отказаться от специальных устройств по за-
щите от перенапряжений.
Комплектация необходимого электро-
оборудования выпрямительных агрегатов,
наиболее часто применяемых на тяговых
подстанциях промышленного электрифици-
рованного транспорта, приведены в табл.
2-131.
Технические характеристики трансфор-
маторов, применяемых для питания выпря-
мительных установок тяговых подстанций,
приведены в табл, 2-132,

Таблица 2-130
Характеристика
Номинальное выпрямленное
напряжение, В . . .
Номинальный выпрямлен-
• ный ток, А . .
К. п. д. (расчетный), %
Допустимые перегрузки по
току
Схема выпрямлени
Напряжение питания собст-
венных нужд, В . .
Охлаждение воздушное при-
нудительное, скорость воз-
духа, м/с
Габариты, мм:
выпрямителя . . »
шкафа управлеип
шкафа КС со стороны
трансформатора
шкафа КС со стороны
выпрямленного тока
Масса, кг:
выпрямителя . .
шкафа КС со стор пы
трансформатора . .
шкафа КС со стороны
выпрямленного тока
Техническая характеристика кремниевых
пвэ-з
3 300 1
3 000
98
По ГОСТ 2329-70
Шестифазиая ну-
левая
10
2 800X900X2 800
1 400X780X2 250
—
1 0,
600
—
УВКП-1******
1 650
2 000
98
3 200 А в течение
2 мин*; 6 000 А в
течение 10 с**
Шестифазная ну-
левая
Не менее 10
3 650X900X2 500
1 300X700X2 300
585X500X1 970
2 600
600
260
УВКМ-2
УВКМ-2А
825
3 000
97,5
3 500 А в течение
2 мин***; 7 000 А
в течение 10 с****
Два последова-
тельно соединен-
ных трехфазных
моста
380/220
Не менее 5
3 400x1 300x2 600
580X500X1920
580x500x1 920
1800
230
280
выпрямительных агрегатов
ВАКЛ-3200/825Н
825
3 200
98,5
5 400 А в течение
2 ч; 7 000 А
в течение
Ю с*****
Не менее 5
2 900X750X2 400
Панель управле-
ния входит в
выпрямитель
—
880
—
ВАКЛЕ-1000/600Н
600
1000
97—98
ВАКЛЕ-2000/600Н
600
2 000
97-98
ГОСТ 2 329-70
Шестифазная нулевая
Естествен
1300x750x2 350
900x600x2 065
—
380
—
Естественное
1300X750X2 350
900X600X2 065
—
410
—
ВАКЛ-3000/600Н
600
3 000
97—98
5-7
2(1 300X750X2 350)
900X600X2 065
—
2X380
—
—
* С цикличностью 10 мин.
** С цикличностью 3 ч.
***• **** Два раза в сутки при условии, что действующее значен
превышает номинального значения за любые 8 ч суток.
**++* с цикличностью до 90 с при условии, что среднеквадратичное зн
чение тока не превышает номинального.
****** все выпрямительные установки, кроме УВКП-1, имеют вентилято-
ры, встроенные в шкафы с вентилями.
Примечай и е. Обозначения выпрямительных агрегатов. ПВЭ-З—П —
преооразователь, В — выпрямительный, Э — для электрической тяги, 3 — номер
разработки; УВКП-1—У — установки, В ~ выпрямительная, К — на кремниевых
вентилях, П — для промышленного транспорта, 1 — типоразмер; УВКМ-2А—У —
установка, В —• выпрямительная, К — на кремниевых вентилях, М — для метро-
политена, 2 — номер разработки, А — исполнение с вентилятором, расположен-
ным вне установки (при исполнении с вентилятором, вмонтированным в уста-
новку, буква не ставится). ВАКЛЕ О/ ? Н—В — выпрямительный, А —
агрегат, К — на кремниевых вентилях, Л — вентили с контролируемым лави-
нообразованнем, Е — естествеипое охлаждение, первые цифры — номинальный
выпрямленный ток, вторые цифры — поминальное выпрямленное напряжение,
Н — пулевая схема выпрямления.

Комплектация электрооборудования кремниевых вь
Номинальные
выпрямленные
напря-
жеь ие,
В
3 300
3 300
1С50
1200
825
600
440
ток, Л
3 000
2 500
2 000
2 000
3 000
2 000
2 000
Количество и тип
выпрямительных установок
1ХПВЭ-3
1ХПВЭ-3
1ХУВКП-1
2ХВАКЛЕ-2000/600Н
1ХУВКМ-2
1ХВАКЛЕ-2000/600Н
То же
Количество и тип
трансформаторов
1ХТМРУ-16000/10Ж
2ХТДШУ-6300/35Ж
1ХТМПУ-6300/35Ж
2ХТМРУМ-2600/10
1ХТМНПВ-5000/10
1ХТМРУМ-2600/10
1ХТМРУ-2000/10
Количество и тип
быстродействующих
выключателей в цепях
катода и анода
1ХВАБ-28-3000/30К
или 2ХВАБ-28-
3000/ЗОФ в цепи ка-
тода
То же
1ХВАБ-28-3000/15К
в цепи катода
То же
1ХВАБ-28-3000/15К
в цепи катода
То же
Таблица 2-131
Количество и тип
разрядников
ЗХРВМ-6 со сто-
роны трансфор-
матора
То же
6ХРМВК-Ш со
стороны транс-
форматора
Назначение
Для питания
электрифицирован-
ного промышленно-
го транспорта и
магистральных же-
лезных дорог
То же
Для питания
электрифицирован-
ного промышлен-
ного транспорта
Для питания
промышленного
троллейвозного
электрифицирован-
ного транспорта
Для питания
электрифицирован-
ного промышленно-
го транспорта и
электропроездов
метрополитена
Для питания
промышленного и
городского элек-
трифицированного
транспорта
Для питания вну-
трицехового про-
мышленного элект-
рифицированного
транспорта
Примет
Агрегат может
комплектоваться с
трансформатором
типа ТДНРУ-2000/
/НОЖ
Трансформаторы
соединены парал-
лельно
Выпрямительные
агрегаты соедине-
ны последователь-
но

Трансформаторы для
Номинальные
выпрямленные
Тип
а>
о
с
1 >г-
МОЩНОСТЬ,
кВА
н
С" —
2 Е
2 О.
о «-•
1*
л те
=3 с
II
181
Схема соединения
обмоток ВН—НН
3500-
3 700
3 300
3 200
3 200
3 300
3 200
3 300
12 500
1650
825
600
600
600
460
2 500
2 500
1 000
2 000
3 000
2 240
ТДНРУ-20000/110Ж
ТМРУ-16000/10Ж
ТДРУ-20000/10Ж
ТМПУ-6300/35Ж
ТМПУ-6300/35Ж
УТМРУ-3500/35
ТЛ1РУМ-1200/10
ТМРУМ-2600/10
УТМПРУ-3500/10
ТМРУ-2000/10
—
1
2
1
2
1
2
3
4
5
6
20 000
16000
16 000
20 000
20 000
6 300
6 300
6 300
6 300
6 300
6 300
6 300
3 500
1200
2 600
3 500
2 000
12 500
11840
11 840
11830
11 830
4 640
4640
4 640
4 640
4 640
4 640
4 680
2 360
685
1 385
2 360
1210
110000
6 000
10 500
6 300
10 500
6000
6 300
10 000
10 500
35 000
38 500
6000
10 000
35 000
6 000
10 500
35 000
6 000
10 000
6 000
10 000
6 000
10 500
35 000
6 000
10 000
1 140
650
1085
651
447
425
268
255
77
70
450
270
77
227
130
58,9
200
120
34
116,4
69,8
Звезда с выведен-
ным нулем — две об-
ратные звезды с урав-
нительным реактором
Треугольник — две
обратные звезды с
уравнительным реак-
тором
Звезда или тре-
угольник — две обрат-
ные звезды с уравни-
тельным реактором
Треугольник — две
обратные звезды с
уравнительным реак-
тором
Звезда или треуголь
ник — две обратные
звезды с уравнитель
ным реактором
То же
То же
Звезда — две об-
ратные звезды с урав-
нительным реактором
То же
Звезда или тре-
угольник — две об-
ратные звезды с урав-
нительным реактором
Звезда — две об-
ратные звезды с урав-
нительным реактором

§2-75]
Тяговые подстанции постояннипо тС&а
-345
выпрямительных агрегатов
К
33
ё*
с «
р
о о
к о.
2 °
с: 5
X я
Таблица
2-132
Масса, т
1
\о
о
о
СЗ
р*
«
о
е
X
со
масла
чэ
о
3"
*2
о о
С с*
2 ч
СО я
о «-
о <и 5
III
со ^ 2
81°
31'
; « о
со =:
¦5§3
Потери, Вт
г- о
3 405
3 020
3 020
3 020
3 020
3 030
1530
770
560
560
565
441
924
924
920
920
361
722
722
867
647
12,58
7,35
7,35
7,5
7,5
9,5
9,5
5,5 ±10%
5,5 ±10%
6,6
6,7
2,75
3,18
2,7
2,7
2,4
2,4
3,9
56 730
3,18 36 320
36 320
30 400
30 400
15 000
15 000
3 820
7 900
4 500
90 770
87 560
87 560
119600
119 600
50 000
50 000
11850
23 100
20 300
20 400
РПН
ПБВ±
+ 5%
ПБВ±
±5 %
ПБВ +
±5 %
ПБВ±
±5%
ПБВ +
±5%
ПБВ^
±5 о/
ПБВ±
±5%
ПБВ±
±5%
ПБВ±
±5%
ПБВ±
±5%
ПБВ±
±5«/
380/220
380 с ну
лем или
220
380 с ну-
лем или
220
57,75
42,5
42,5
37,45
37,45
22,4
22,4
13,5
4,885
9,6
13,5
8,0
24,9
20,4
20,4
19,7
19,7
9,75
20,6 3,7
9,75
6,05
2,195|
4,077|
6,05
3,6
11,3
11,3
10,3
10,3
6,3
6,3
4,4
1,75
3,29
4,4
2,42
3,3
3,3
2,55
2,55
1,56
1,56

316
Электроснабжение и подстанции
[Разд. »2
На рис. 2-160—2-167 приведены принци-
пиальные схемы и установочные размеры
выпрямительных установок ПВЭ-3 (3 300 В),
УВКП-1 (1650 В), УВКМ-2 (825 В) и
ВАК Л (600 В).
Токи к. з. в тяговых сетях напряжением
1 65С—3 300 В мощных тяговых подстанций
(с двумя и более выпрямительными агрега-
тами) превышают максимально допустимые
отключаемые токи существующих быстро-
действующих выключателей. Для повыше-
ния отключающей способности быстродейст-
вующих выключателей тяговых подстанций
напряжением 1 650—3 300 В в ряде случаев
устанавливают на каждой тяговой линии по
два последовательно соединенных быстро-
действующих выключателя. Однако эта ме-
ра, хотя и повышает отключающую способ-
ность выключателей линии, полностью не ре-
шает проблемы, так как токи к. з. тяговых
подстанций с количеством выпрямительных
агрегатов более двух достигают 50—70 кА
при индуктивности тяговой сети 5—6 мГн.
Для использования быстродействующих
выключателей на мощных тяговых подстан-
циях промышленного электрифицированно-
го транспорта применяется схема, в которой
гоки к. з. в тяговой сети отключаются не
быстродействующими выключателями тяго-
вых линий, а пеполяризнрованными быстро-
действующими выключателями, установлен-
ными в цепях катодов выпрямительных аг-
регатов. Отключение выключателя повреж-
денной тяговой линии осуществляется в
Фаза М~7
Рис. 2-160. Принципиальная электрическая схема выпрямительной установки ПВЭ-3
(3 300 В; 3 000 А).
Фзза № 1 — фаза № 6 — выпрямительное устройство; РВМ — разрядники; В — быстродействующий
выключатель; Д1—Д90 — вентили; Ял, Ис, /Д—ЗД — сопротивления; 1С—ЗС — емкости, 1ПР—6ПР —
предохранители; Р — разъединитель; Л — сигнальная лампа»

§ 2-75]
Тяговые подстанции постоянного тока
317
гоо**
1"|$Г|$|""А
И
поо
поо
7ВО0
2\
2?
г
<{. м
*»
31 П
ч
[?
4
1 1
=3 ?4ДО ^
т
I
я
1
_1
^оо^щ^дднз
Рис 2-161 Габариты и установочные размеры выпрямительной установки ПВЭ-3
(3 300 В; 3 000 А).
/ — выпрямитель; 2 — шкаф цепочек #С со стороны трансформатора; 3 — система воздушного при-
нудительного охлаждения.
этой схеме в бестоковую паузу, после отк-
лючения выпрямительных агрегатов, после
чего происходит автоматическое повторное
включение выключателей, установленных
в цепях катодов выпрямительных агрегатов.
На рис. 2-168 приведены цепи управле-
ния и АПВ быстродействующих выключате-
лей в цепях катодов выпрямительных агре-
гатов, а на рис. 2-169 цепи управления и
АПВ быстродействующего выключателя тя-
говой линии 3,3 кВ.
Тяговые подстанции постоянного тока
промышленного транспорта состоят из: РУ
первичного напряжения, выпрямительных
агрегатов, РУ постоянного тока, сглаживаю-
щих устройств и устройств собственных
нужд.
Как правило, на тяговых подстанциях
промышленного транспорта выпрямительные
агрегаты имеют первичное напряжение 35
или 6—10 кВ. При питающем напряжении
ПО кВ на подстанциях устанавливаются по-
нижающие трансформаторы с напряжением
110/10 кВ для чисто тяговых подстанций
и 110/35/6 кВ или 110/6 кВ для совмещенных
подстанций. Выпрямительные агрегаты под-
соединяются к шинам первичного напряже-
ния с помощью выключателей. На стороне
постоянного тока принята параллельная ра-
бота выпрямительных агрегатов. При нуле-
вой схеме выпрямления катоды всех выпря-
мительных агрегатов присоединяются с по-
мощью быстродействующих выключателей
к общей сборной шине «плюс», а нулевые
точки тяговых трансформаторов с помощью
разъединителей к сборной шине «минус».
К шине «плюс» также с помощью быстро-
действующих выключателей подсоеди-
няются питающие линии контактной се-
ти, а к шине «минус» присоединяются
наглухо одна или несколько отсасываю-
щих линий.

318
Электроснабжение и подстанции
[Раъц. 2
Рис, 2-162. Принципиальная электрическая схема выпрямительной установки УВКП-1
(1650 В; 2 000 А).
Д (360 шт.) — вентиля; /?п(360 шт.), #ш(360 шт.); #,—#в — резисторы; Л? — сопротивление; Ср (360 шт.)
(1м—С8— конденсаторы; Р\—Рн — реле контроля ог пробоя вентилей; ВР — ветровое реле;
Пр1~Пр7 — предохранители; 7>1 — трансформатор; Ш — шунг; Кви-» конечный выключатель.

т
\в
г%
А=к
щ
г
№
»-*-* 4==ГТ
Рис. 2-163. Габариты и установочные размеры выпрямительной установки УЗКП-1 (1650 В, 2 000 А).
I — выпрямитель; // — шкаф цепочек КС со стороны трансформатора; /// — шкаф цепочек КС со стороны выпрямленного тока; / — шкаф с
лями; 2 —шкаф с делителями тока.

# силсВвму трансформатору
Ф & %
Шнаф №
1 Г
Ш \здт\
*Т!ГГ^
Шкаф-2
г.]
' ил
П
ту
и-1
III!
-825В &
\5Б8\
I I
1.^
¦20
\6БВ\
[А
- ' ч " » 1 и . .1 > ,,
н >• "1> 1 п •¦ I—и»*
|Нр^51
й!^В^
Рис. 2-164. Прин-
ципиальная элек-
трическая схема
выпрямительной
установки УВКМ-2
(825 В, 3 000 А)
1ДТ—6ДТ — делители
тока; В— вентиль;
1БВ—6БВ—блоки вен-
тилей; 1Пр, 2Пр—пре-
дохранители; 1С, 2С-~
емкости; /Я. 2Н — со-
противления.
¦4
ил.
I Уг ^ "^—гг-~у- •¦ ^
I
±11
1иЛ_%
Л<00
1200
Л «и
1,-Т— 1
33
_ф
5?#
¦50
1и=
550
4=^4
^50
Рнс. 2-165. Габариты и
установочные размеры
выпрямительной уста-
новки УВКМ-2 (825 В,
3 000 А).
/ — выпрямитель; 2 — шкаф
цепочек /?С со стороны вы-
прямленного тока; 3 — шкаф
цепочек НС со стороны транс-
форматера*

§ 2-75]
Тяговые подстанции постоянного тока
32 Г
Фаза. №1
.щ$ш
ы
-п
_] I
ФазаН^
аналогич-
но фазе№1\
Фаза №5
аналогич-
но фазе №1
Фаза №6
Аналогич-
но фазе№1
К сборной шине
„минус"
Рис. 2-166. Принципиальная электрическая схема выпрямительной установки
ВАКЛ-2000/600Н (600 В, 2 000 А).
Фаза ЛЬ 1 — фаза № 6 —выпрямительное устройство: 1Д — делитель тока; 1%\—1К.*, 5Ки 5Кг — со-
противления; 1Ви /Я2. 1В—4В — вентили; 2Пр, ЗЛр — предохранители; БА — быстродейств} ющий вы-
ключатель; Ш — шунт; А — амперметр; V — вольтметр.
Распределительное устройство постоян-
ного тока состоит из трех несекционирован-
ных шин: шины «минус» и двух «плюс», из
которых одна является запасной и служит
для замены без перерыва питания любого
выключателя питающих линии запасным.
Для сглаживания пульсаций выпрям-
ленного напряжения, создаваемых выпрями-
тельными агрегатами, на подстанциях при
необходимости устанавливаются сглажива-
ющий реактор и специальные резонансные
контуры.
Схема главных цепей тяговой несовме-
щенной подстанции напряжением 35/1,65 кВ
с четырьмя кремниевыми выпрямительными
агрегатами приведена на рис. 2-170.
21—478

853 г
¦л л
? э
к о
о. Л
с ч
= <и
л н
со я
о
т
о
3
н
О.
СО
О,
о§гг

и
м ? Ш
о
о о о о о о
а а а а а о
$Ф © © О фф
о о ср с=> ср ф ф
сэ о о сэ сэ
и—
900
~Л—-
V Л^'Л
700
600
V.
И
в
-да^
п п а а ? а
п п а а п ?
N
ад
4* ? а ? #4
» 4 I—I
пап
[]а а п
—*
установки ВАКЛ-2000/600Н (600 В, 2 000 А).
6 — шкафа управления.
21*

324
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Магистраль
включения
быстродействую -
иии выключателей
А в томат
Держащие катуш-
ки быстродейству-
ющих выключате-
лей
Магистраль
управления*
Автомат
Реле времени
АПВ
Ключи вывода
КВА в ремонт
Реле включения
1 КВА и 2 КВА
Счетчи-к
срабатываний А/?в\
Реле включения
ЗКВАи ЧКВА
Лампа
,схема АПВ включе-
на"
Лампа
,АПВ сработало"
Магистрали
управления
Ключом
управле-
ния
Прог рам -
| мное
автомати-
ческое
> Р ч»
5 § 6
^-а §
Чэ
Рис. 2-168. Кремневыпрямительный агрегат ПВЭ-3 (3 300 В, 2500 А). Цепи управле-
ния быстродействующих выключателей.
а — схема главных соединений выпрямительного агрегата; б — цепи держащих катушек быстродей-
ствующих выключателей; в — цепи АПВ быстродействующих выключателей; г — цепи управления
быстродействующих выключателей. ОА, ВА — выходные реле автоматического отключения и вклю-
чения агрегата.
2-76. ТЯГОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
ОДНОФАЗНОГО ПЕРЕМЕННОГО
ТОКА
1. СХЕМЫ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
ПЕРЕМЕННОГО ОДНОФАЗНОГО ТОКА
Основными устройствами тяговых под-
станций однофазного переменного тока яв-
ляются: РУ первичного напряжения, пони-
зительные тяговые трансформаторы, РУ тя-
гового напряжения и устройства собствен-
ных нужд. Распределительные устройства
первичного напряжения обычно выполняют-
ся по схеме мостика или с одинарной сек-
ционированной системой шин и ничем не от-
личаются от. таких на обычных понизитель-
ных подстанциях.
Для тяговых подстанций переменного
тока наиболее распространено первичное на-
пряжение ПО кВ.
На тяговых несовмещенных подстанци-

Сборные шины постоянного тока
» -г ~зтв
6)
Цепи
держащих
катушек
автоматов
Рис. 2-169. Питающая линия постоянного
тока 3 300 В.
а — схема главных соединений; б —цепи держа-
щих катушек быстродействующих выключателей?
в — цепи управления и защиты
в
+ МУ
%
-2200
1кПА ¦*
12РП
1Г
о
1РП
т 2рв
Ш—!РГ
Отнл. Ц(у Вкл.
~3> I «Г
ОшнлШуЬнл,
—$ I <>
1 *
В схем
ТУ
у^ъ
АЬ1
А5*
6Ш7И 1
У- ГЙ 1
Отклд "\ ,3кл.
Откл.№КУ\Вхл.
0ШД.
7/<У
0ткл\2КУ\8нА
РДШ
/Я/7
Я/7 .
^я
[ Магистраль |
1 управления \
[ Автомат
Реле контроля
цепей управлений
| Счетчик аварийных ]
| отключений ]
| Переключатель 1
автоматики \
От АП8
автоматов
6 ячейки ключом
Со щита управления
| дистанционно
С диспетчерского
пункта
управления
От защиты
С ячейки ключом
Сощита управления
дистанционно
Реле времени 1Рв
I С^I/ст— Зс
Реле времени ЗРв
с 1цст= 1,5 с
Реле времени 2Р8
С Ъцст = 1с
«ее
ОС I
* I
О) 1
о 1
Реле-повторитель блок- \
контактов автоматов I
\Цепь включения
С ячейки
Со щита
управления
Подхват
при
включении
Реле фиксации
включенного
положения
Цепи
[ отключения от
реле РДШ

326
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
03 ^ \
I
I

Ввод№1
ч^у
1С-»
ф-Г>Н|. Х4^» - Трансформаторы —
а -*\г-« собственных нужд
| Н>>+ 0,Ч-0,23кВ
+ трдн- Г / /
-25000/110 (Г "
25000кВ-АПХ „^ ^, ^
|*н..
1
**" чНЛ
,160кВ-А
К отсосу
~10кВ__
*~Т
I
1-й секция
т—Г
Ф Ф Ф Ф Й1
I Ц.17' 1. '1|г1
лЬ у с а/Ь ус а Ч>' Фс а Ь1 ус аТЬ* ус
Ьапасная^ >, V, ^ ЦЗ^--|1
аЪ1
^10кВ\ Фазы & \
Запасной
Выключатель \
12А-185^2А-185^
Компенсирующее
Линии контактной сети устройство
2-я секци.я
\Чт С-я секци.я
77/
ИЛл Д1ДС А**с аС'Де Л\&с
№с а* № а$ 18+с а^
Запасна,* \ \ \ I \ \ \
шина фазы А |^_#5 ^.^^-^ | Залаеюй "
Линии контактной сети.
Рис. 2-171. Схема главных цепей тяговой несовмещенной подстанции однофазного переменного тока 110/10 кЕ,

328
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ях устанавливаются два тяговых понизи-
тельных трансформатора, которые на сторо-
не тягового напряжения включаются парал-
лельно На совмещенных подстанциях, как
правило, устанавливают четыре трансфор-
матора: два для питания тяговой и два для
питания силовой нагрузок.
В РУ тягового напряжения от двух ра-
бочих фаз осуществляется питание однофаз-
ных линий контактной сети, а от заземлен-
ной третьей фазы через разъединители од-
ной или нескольких линий отсоса. На под-
станциях промышленного транспорта зазем-
ляется фаза В, а рабочими являются фазы А
и С. Распределительные устройства тягово-
го напряжения большей частью секциониру-
ются на две секции и состоят из камер КРУ
с трехфазными выкатными выключателями.
В отдельных случаях применяются и другие
исполнения, например с использованием од-
нофазных масляных выключателей напряже-
нием 35 кВ. Для ответственных подстанций
часто предусматриваются запасные шины и
запасные выключатели для каждой рабочей
фазы, позволяющие вывести в ремонт любой
выключатель питающих линий без перерыва
питания контактной сети.
Коэффициент мощности тяговых нагру-
зок в рабочем диапазоне составляет при-
мерно 0,7 Повышение коэффициента мощ-
ности на шинах тягового напряжения с по-
мощью специальных однофазных компен-
сирующих устройств, состоящих из стати-
ческих конденсаторов и реакторов.
Расчет и выбор компенсирующего уст-
ройства приведены в гл. Л, разд. 2.
Схема главных цепей несовмещенной
тягозой подстанции переменного тока с дву-
мя трансформаторами напряжением 110/10
кВ приведена на рис. 2-171.
2, ВЫБОР МОЩНОСТИ ТРЕХФАЗНЫХ
ТЯГОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Необходимая мощность трехфазной тя-
говой обмотки трансформатора (или транс-
форматоров), кВ-А,
5Т = ^Т:с(2/Т1 + 0,65/т2), (2-256)
где ^/т.с — номинальное напряжение на ши-
нах тяговой нагрузки, кВ; /Т1 — эффектив-
ный ток более нагруженного плеча питания,
А; /тг — эффективный ток менее нагружен-
ного плеча питания, А.
Окончательная расчетная мощность
трехфазных тяговых трансформаторов опре-
деляется с учетом ряда коэффициентов:
где Кх — коэффициент, меньший единицы,
учитывающий неравномерную загрузку фаз
трансформатора,
^ =0,87 + 0,04 у^;
Кя — коэффициент, меньший единицы, учи-
тывающий неравномерную во времени за-
грузку тяговых трансформаторов (для трех-
фазных трансформаторов может быть при-
нят 0,9); К\ — учитывает потери энергии
в тяговой сети (при отсутствии точных дан-
ных может быть принят 1,08); Д'2—учитыва-
ет расход энергии на собственные нужды
электровозов (/Сг ~ 1,05); /С3 — учитывает
расход энергии на маневровую работу
(/(з ~ 1,15); /(4 — учитывает хозяйственные
перевозки и холостые пробеги (/С4=1,1).
При наличии районной нагрузки 5Р
мощность трехфазного трехобмоточного
трансформатора для питания тяговой и рай-
онной нагрузки определяется, кВ-А,
5Т = *УТ.С(2/Т1 + 0,65 /Т2) + 5р. (2-257)
Выбранные трансформаторы должны
быть проверены по эффективному току от-
соса в режиме работы одного трансформа-
тора и по току наиболее нагруженной об-
мотки при работе одного трансформатора
в максимальном режиме.
Ток отсоса не должен превышать ли-
нейный ток трансформатора более чем
в 1,4 раза. Ток наиболее нагруженной об-
мотки трансформатора в максимальном ре-
жиме не должен превышать номинальный
ток обмотки более чем в 2 раза.
3. КОМПЕНСИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО
Коэффициент мощности на шинах тяго-
вого РУ может быть принят равным
со5ф = 0,7. Мощность компенсирующего уст-
ройства определяется по эффективным тяго-
вым токам, а не по мощности тяговых
трансформаторов:
5Т (/т1 + /тг)',
()т = 5Т С05 ф.
Для совмещенных подстанций мощ-
ность компенсирующего устройства опреде-
ляется по созфобщ с учетом нагрузок нетя-
говых потребителей:
"общ = Рт + /сил;
ц/общ === Чет + Усил}
^общ = * общ ~Т~" ^общ ;
/общ
С05 фобщ = ~
^обш
где Ят, С?т, 5Т — активная, реактивная
и кажущаяся мощности тяговой нагрузки;
Рспл, С?сил, 5сил—то же нетяговоп сило-
вой нагрузки; Робщ, <2общ, 50бщ—то же
общие для тяговой и нетяговой нагрузок.
Компенсирующее устройство на совме-
щенных подстанциях, определенное по
созфобщ, устанавливается на шинах тяго-
вого РУ. ВеЛИЧИНа С)х,олезн = Р (1& фобщ —
1§ф1), причем со5 ф1 — коэффициент мощно-
сти нормативный или заданный.
Ток, проходящий через конденсаторы
установок поперечной компенсации на тяго-
вых подстанциях, содержит значительную
долю высших гармонических (начиная
с третьей), основным источником которых
язляются выпрямители электровозов.

§ 2-76] Тяговые подстанции однофазного переменного тока 329
Во избежание резонансных явлений
между емкостью компенсирующего устрой-
ства и индуктивностью питающей сети
и трансформаторов последовательно с кон-
денсаторами компенсирующего устройства
включается реактор. Наименьшая величина
сопротивления реактора, при которой отсут-
ствуют условия для резонанса на всех гар-
монических, будет при сопротивлении реак-
тора, составляющем */э сопротивления кон-
денсаторов. В этом случае реактивное соп-
ротивление компенсирующего устройства
для третьей гармоники будет равно нулю,
а для более высоких порядков — иметь ин-
дуктивный характер.
Наличие высших гармоник заставляет
уменьшить нагрузку конденсаторов током
основной частоты путем увеличения сопро-
тивления установки, что осуществляется
увеличением количества последовательно
и параллельно включенных конденсаторов
в Ь раз, где
../¦4'.
где Рз — /з/Л — отношение тока третьей
гармоники к току основной частоты.
Определение количества параллельных
и последовательных рядов компенсирующего
устройства. Количество последовательно со-
единенных конденсаторов в батарее опреде-
ляется из соотношения
Л1>
где Цг.г—напряжение на шинах тягового
РУ; IIс\—номинальное напряжение конден-
сатора; К]—коэффициент, учитывающий
наличие реактора (/С] = 1,125 при резонансе
на третьей гармонике); /Сг — коэффициент,
учитывающий разброс емкости конденсато-
ров (принимается #2=1,05); /Сз — коэффи-
циент, учитывающий возможное повышение
температуры сверх 40 °С (для 45 °С Кз=
= 0,95); Ь — коэффициент, учитывающий
наличие в токе компенсирующего устройст-
ва тиетьей гармоники (см. выше).
Количество параллельных ветвей в ба-
тарее
д. Уполезн "с! Кф
0.О.Х ^Т.С ^3
где <2полезы — мощность конденсаторов, тре-
бующаяся для повышения соз ср до задан-
ной величины; С?С! — мощность конден-
сатора.
Остальные величины, входящие в фор-
мулу, приведены выше.
Пример для расчета компенсирующего
устройства. Задано: коэффициент мощ-
ности тяговой нагрузки соз фт =0,7, дирек-
тивный КОЭффиЩЮНТ МОЩНОСТИ С05фп =
= 0,93; действующие значения тяговых то-
ков /т1=697 А; /т2 = 762 А, максимальные
значения /п макс = 1 600 А; /т2Макс =
= 1 800 А; силовые нагрузки 6 кВ РСил =
==11 800 кВт; <Эсп:1 = 2 250 квар.
Определение тяговых нагрузок (дейст-
вующих) :
От = ^т.с(/г1 ~г 'т2/ ==
= 10,5(697 + 762) =15 300 кВ-А;
Р? = 5Т соз ф = 15 300- 0,7 = 10 700 кВт;
<ЭТ = Рт1дфт = 10 700-1,02 = 10 900 квар.
Общая нагрузка подстанции и общий
коэффициент мощности:
Робщ = Рт + Рсшл = 22 500 кВт;
Фобщ = <2т + <2сил = 13 150 квар;
*§<Рэбш= "ТГ"^" =0»585> созфоб1Д = 0,865.
"общ
Требуемая мощность компенсирующего
устройства для доведения соз фобщ до 0,93:
<2полеэн=Робщ№ ^общ — 1& фн)=22 500
(0,585—0,4) =4150 квар; с учетом коэффи-
циента месячной неравномерности Ке = 1,!5;
Фполеэн = 1Д5-4 150 = 4 800 квар.
Ток третьей гармоники, протекающий
через компенсирующее устройство:
по действующим значениям тяговых
токов
0,25
/3 = 0,25 /Т2 + -^- /Т1 =0,25-762 +
0,125-697 = 277 А;
по максимальным тяговым токам
0,25
: 0,25 /Т2.макс~г 0 *тшахс
/:
Змакс :
= 0,25.1400+0,125.1800 = 537 А.
Ток первой гармоники, протекающий че-
рез компенсирующее устройство, принимаем
приблизительно равным 450 А.
Коэффициент Ь, учитывающий третью
гармонику,
ьу^Ау,+ {%)•„_
= 1/1,127 к 1,07
В качестве конденсаторов используются
конденсаторы типа КС2-1,05-50; ^/С1 =
= 1,05 кВ; <Э = 50 квар; С! = 144 мкФ.
Количество последовательно соединен-
ных конденсаторов
Ут.сКлКф 10,5.1,125.1,05-1,07
М=-
УСгКъ
1,05,1
= 12,7,
принимается Л1=13.
Количество параллельно соединенных
ветвей
А' =
ЯтюлезвУаКаЬ 4800-1,05.1,05-1,07
Фс1^Т.С
= 10,8,
принимается #=11.
50-10,5

330
Электроснабжение и подстанции
[Разд 2
Сопротивление, Ом, и номинальный ток,
А, одного конденсатора
106 ю6
ХС1 = = = 22;
С1 аСг 314-144
_ <?С1 _ 50
с1 1/с1 1,05
Сопротивление батареи конденсаторов,
М 22-13
= 47,5.
Ом
хб = -
N
И
= 26.
Сопротивление реактора для резонанса
на третьей гармонике, Ом,
*Р- 9
26
= Т=2,9.
В качестве реактора приняты две фазы
РБАС-10-2ХЮ00-10, включенные последо-
вательно, причем на второй фазе отпайка
подбирается так, чтобы общее сопротивле-
ние составляло 2,9 Ом.
Сопротивление компенсирующего уст-
ройства
Хк.у = Хб — Хр = 26 — 2,9 = 23,1 Ом.
Уточненный ток первой гармоники через
компенсирующее устройство
/,
К«у1
10 500
23,1
= 455 А.
Напряжение на батарее конденсаторов
Цб = !Кш7Хб = 455-26 = 11,8 кВ.
Полезная мощность компенсирующего
устройства
<2полезн = ^/то^к.у = 10,5-455 = 4 780 квар.
Установленная мощность компенсирую-
щего устройства
<ЭУСТ = (ЭС1МЛ^ = 50-13-11 = 7 150 квар.
Коэффициент использования конденса-
торов
Уполезн 4/оЦ
= 7150
/Си
=0,67.
Ууст
Номинальный ток компенсирующего
устройства (по установленным конденса-
торам)
/к.у.ном = #/с1 = 11-47,5 = 522 А.
Допустимый длительный ток через ба-
тарею
/доч = 1,3-/к.у.ном = 1,3-522 = 678 А.
Полный ток, протекающий через ком-
пенсирующее устройство при действующих
значениях тяговых токов,
'к.у.действ = У ^.у\ + ^3 =
= 1^4552 + 2772 = 533 А, т.е.
'к.у.действ "С! /дол.
«2
к =
а. о
О. С
о о
I \

§ 2-76] Тяговые подстанции однофазного переменного тока 331
00095
Рн
ипЪхзз I
и
упЬизз л
№П
1
оооь
1Ф
№=Мэ>
^1
§1
ооог о(/ъг
!
«
!
1
I
3
р оои
ЪкГ

332
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
При совпадении максимальных значе-
ний токов в плечах тяговой нагрузки
Лс.у.макс = V 'к.у1 + ^Змакс^
= У4552 + 5372 = 690 > 678,
т. е. может произойти отключение компенси-
рующего устройства защитой.
2-77. ОСОБЕННОСТИ
КОНСТРУКТИВНОГО ИСПОЛНЕНИЯ
ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ
Открытое распределительное устройст-
во (ОРУ) тяговых подстанций выполняется
аналогично ОРУ понизительных подстанций
промпредприятий. Опорные конструкции
и фундаменты под оборудование и аппара-
туру ОРУ, а также здание закрытой части
подстанции сооружаются, как правило, из
сборного железобетона.
При значительном удалении тяговой
подстанции от ремонтной базы и трансфор-
маторного масляного хозяйства на терри-
тории подстанции сооружается открытый
склад масла. Здания закрытой части под-
станций проектируются одноэтажными и
двухэтажными. Выводы питающих и отса-
сывающих линий тяговой сети выполняются
обычно воздушными. В отдельных случаях,
при незначительном удалении подстанции от
рельсовой сети, отсасывающие линии выпол-
няются рельсовыми.
Подстанции постоянного тока. Тяговые
трансформаторы выпрямительных агрегатов
2-78. СИСТЕМЫ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА
Питание цепей управления и сигнали-
зации, защиты и автоматики, а также вклю-
чающих и отключающих устройств различ-
ных коммутационных аппаратов главных
цепей (автоматов, масляных выключателей,
разъединителей с дистанционным управле-
нием и т. п.) осуществляется от специаль-
ных источников оперативного тока. Сово-
купность источников питания, кабельных ли-
ний, шинок питания, переключающих уст-
ройств и других элементов оперативной це-
пи составляет систему оперативного тока
данной электроустановки.
К системам оперативного тока предъяв-
ляются требования высокой надежности,
а также безотказности действия при к. з.
и других ненормальных режимах в цепях
главного тока Для питания оперативных
цепей применяются источники постоянного
и переменного тока.
В качестве источников постоянного опе-
ративного тока используются аккумулятор-
для напряжений 1 650 и 3 300 В устанавли-
ваются на открытой части подстанции в не-
посредственной близости от выпрямитель-
ных агрегатов и соединяются с ними шина-
ми. Отрицательный и положительный полю-
сы сборных шин прокладываются на значи-
тельном удалении друг от друга, вследствие
чего сокращается вероятность к. з.
Отдельно стоящие вентиляторы для вы-
прямительных агрегатов для уменьшения
шума устанавливаются в отдельных поме-
щениях.
Планы и разрезы несовмещенной тяго-
вой подстанции постоянного тока приведе-
ны на рис. 2-172 и 2-173.
Подстанции однофазного переменного
тока. Распределительные устройства тяго-
вого напряжения 10 кВ и компенсирующие
устройства обычно размещаются в закрытой
части подстанции.
Компенсирующие устройства набирают-
ся из конденсаторов напряжением 0,66 или
1,05 кВ, которые устанавливаются на плат-
формах, изолированных от земли на напря-
жение 10 кВ.
Соединение ячеек РУ тягового напря-
жения с проходными изоляторами питаю-
щих линий выполняется небронированными
кабелями. Трубы, в которых прокладывают-
ся эти кабели, должны быть разрезаны по
длине, чтобы не могло образоваться замкну-
того контура вокруг кабеля. Планы и разре-
зы открытой и закрытой частей несовмещен-
ной тяговой подстанции переменного тока
приведены на рис. 2-174 и 2-175.
Схема компенсирующего устройства
с разбивкой конденсаторов по платформам
и по шкафам приведена на рис. 2-176.
ные батареи с напряжением ПС—220 В, а
на небольших подстанциях 24—48 В.
Область применения постоянного опера-
тивного тока — электростанции и подстан-
ции с выключателями, оборудованными
мощными электромагнитными приводами
и со сложными защитами.
В качестве источников переменного опе-
ративного тока используются:
а) трансформаторы тока — для защиты
от к. з.;
б) трансформаторы напряжения и соб-
ственных нужд — для защиты от ненормаль-
ных режимов и повреждений, при которых
сохраняется достаточно высокий уровень
напряжения;
б) предварительно заряженные конден-
саторы — аля защиты от всех видов пов-
реждений и ненормальных режимов.
Указанные источники питания исполь-
зуются для питания схем релейной защиты
и электромагнитов управления выключате-
лей высокого напряжения непосредственно
или в сочетании с вспомогательными устрой-
3. ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ И СИСТЕМЫ
ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

\ Шит папа Шит тРПРМРТпииии V
Щит реле Щит телемеханики
ЕШШШЗЭ 63 320/27
План на отм. 4,7,5,7
6000
7Ч #ч
#1 9 70 11 Г
5000
6000
План на отм. ±0.00
Шкаф цепочек НС Шкаф цепочек НС
постоянного тока переменного тока
6000
^^^?А^7>^
Рис. 2-173. Тяговая подстанция постоянного тока 35/1, 65 кВ. Закрытая часть подстанции.
/— кремниёвыпрямительная установка УВКП-1, 2 000 Л, 1650 В; 2—шкаф разъединителей КВ агрегата; 3 — быстродействующий выключатель обратного тока
ВАБ-28; 4 — быстродействующий линейный вь.ключатель; 5 —камера РУ постоянного тока 1,65 кВ; 6— щитовое помещение;. 7 — помещение аккумуляторной бата-
реи 220 в; в —тамбур; 9—кислотная; 10 — вентиляционное помещение аккумуляторной батареи: // — кабельная шахта; /2 — служебное помещение; 13 — поме-
щение общеиодстапционной вентиляции; 1-1 помещение фильтрующего устройства; /5 — помещение реактора РБФЛУ-6500; /6 — вентиляционное по-
мещение реактора; /7 — мастерская; 18 — п мещепне вентиляторов КВ агрегатов и шкафов Я С.

334
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ствами: промежуточными трансформатора-
ми, выпрямительными блоками питания
и зарядными устройствами.
Наиболее простым способом питания
электромагнитов отключения выключателей
является непосредственное включение их во
вторичные цепи трансформаторов тока (схе-
мы с реле прямого действия или с дешунти-
рованием электромагнитов отключения вы-
ключателей при срабатывании защиты).
Область применения этого способа ограни-
чивается присоединениями, оборудованными
выключателями с ручными или пружинны-
ми приводами, электромагниты отключения
которых потребляют мощность не более
50 В-А.
Для присоединений, оборудованных вы-
ключателями с электромагнитными привода-
ми, потребляющими большую мощность для
включения и для отключения, применяется
способ питания оперативных цепей выпрям-
ленным током с применением блоков пита-
ния токовых и напряжения. Блоки питания
могут устанавливаться на каждом присоеди-
нении (индивидуальные блоки) или один на
группу присоединений (групповые блоки).
Предварительно заряженные конденса-
торы используются на присоединениях, обо-
рудованных выключателями с электромаг-
нитными приводами и в устройствах релей-
ной защиты, которые должны действовать
при отсутствии тока в защищаемом присое-
динении или напряжения на подстанции (на-
пример, отключение отделителя в бестоко-
вую паузу, защита минимального напряже-
ния и др.). Предварительно заряженные
конденсаторы используются, как правило,
в сочетании с выпрямительными блоками пи-
тания.
Ȥ
000 и
вм^
-Ы21
«^
ООМ*ч\
005/.
2-79. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
АККУМУЛЯТОРОВ И ЗАРЯДНЫХ
УСТРОЙСТВ
В качестве независимых источников по-
стоянного оперативного тока применяются
аккумуляторные батареи, состоящие из от-
дельных аккумуляторов следующих типов:
а) СК — стационарные свинцово-кислотные
в открытых сосудах, отличающиеся усилен-
ными соединительными пластинами, для
кратковременных режимов разряда; б)
СН — стационарные свинцово-кислотные
в герметически закрытых сосудах с намаз-
ными пластинами; в) НЖ и ТЖН — щелоч-
ные железоникелевые.
Комплектные аккумуляторные батареи:
а) ШУОТ — комплектные свинцово-кис-
лотные, собранные из аккумуляторов СН-1;
б) 4НЖ, 5НЖ, 10НЖ —переносные ще-
лочные железоникелевые, собранные соот-
ветственно из 4, 5, 10 аккумуляторов НЖ,
смонтированных в общем корпусе;
в) ЗСТ, 6СТ — стартерные, кислотно-
свинцовые, собранные соответственно из 3, 6
аккумуляторов СК в общем корпусе.
0005
г^

§ 2-79] Технические данные аккумуляторов и зарядных устройств 335

со
со
Щит перемен- Щит постоян-
ного тона ного тот ±*
~Л\
210Ю_
7500
*г/7Ч/^/Чт^!^Иг'*гг &*№№'*&§&& ??УУ* ?У'
(Ь
От транс-
форматора
АЖ
110/10 кВ. Закрытая часть
Рис. 2-175. Тяговая подстанция переменного тока
подстанции.
/ — помещение КПУ 10 1<В, 2 — помещение вводных реакторов 12; 3 — щитовое помещение;
4 — помещение аккумуляторной батареи 220 в; 5 — тамбур; 6 — кислотная; 7 — вентиляцион-
ное помещение аккумуляторной батареи: 8 — помещение конденсаторной батареи; 9 —отсек
реакторов компенсирующего устрой:!до;. /0 —вентиляционное помещение вводных реакто-
ров; // — помещение трансформатора собственных нужд; 12 — служебное помещение; /3 —
помещение дежурного; 14 — вентиляционное помещение конденсаторной батареи; 15 — кла-
довая; 16 — санузел, 17 — мастерская для ремонта выкатных частей КПУ; 18 — помещение
рельсового отсоса.

Верхний, ряд конденсаторов
В 8 7 6. 5
Шины А5Х50
Фаза. А
ААШВ 1(3x120)'
\ ^ААШВ 1(3x120) \фаза В
8
Нижний, ряд конденсаторов
Присоединение на корпус
изолированной
платформы
Рис. 2.176. Схема компенсирующего устройства 10 кВ.
/ — реактор РБАС-10-2X600-6; 2 ~ конденсатор КС2 (А)-0,66-40; 3 —трансформатор напряжения НОМ-15; 4 - шина М (5X50); 5 —привод СГГ-16; 6 — компенсатор-
7 —сьемная накладка: 9 — переходная пластина МА-50Х6.
Примечания: 1. Установленная моамюсть конденсаторной батареи 7040 квар
2. Количество параллельно включенных конденсаторов в 1руппе 8 шт.; количество последовательно включенных групп конденсаторов 22 шт.

Таблица 2-133
Характеристики стационарных свинцово-
кислотных аккумуляторов в открытых
сосудах (тип СК-1)
Характеристика
Емкость, А-Ч
Разрядный ток, А
Наименьшее до-
пустимое напря-
жение в конце
разряда, В
Продолжительность
разряда, ч
1
18,5
18,5
1,75
2
22
11
1,75
3
27
9
1,8
5
30
6
1,8
10
36
3,6
1,8
Таблица 2-134
Характеристики стационарных свинцово-
кислотных аккумуляторов в герметически
закрытых сосудах
с намазными пластинами (тип СН-1)
Характеристика
Емкость, А-ч
Разрядный ток, А
Продолжительность
разряда, ч
0,25
10
40
0,5
15
30
1
20
20
3
30
10
10
40
4
Таблица 2-135
Характеристики железоникелевых
аккумуляторов по ГОСТ 9240-71
и ГОСТ 6872-54
Тип
НЖ-22
НЖ-45
НЖ-60
НЖ-100
ТЖН-250
ТЖН-300
ТЖН-350
ТЖН-500
<:
<->
о
2
Щ
22
45
60
100
250
300
350
500
Н
— о
Я о<
г в
§8 3
СО-о А
5,5
11,25
15
25,0
62,5
75,0
90,0
125,0
Разрядные токи,
А, и минималь-
ные допустимые
напряжения при
продолжительно-
сти разряда
8 ч до
1 В
2,75
5,65
7,5
12,5
—
—
—
62,5
5 ч до
1В
—
—
—
—
50
60
70
—
1 ч до
0,5 В
22
45
60
100
—
300
350
—
Таблица 2-136
Характеристики стартерных
аккумуляторных батарей,
наиболее часто применяемых в качестве
источников оперативного тока
Тип
ЗСТ-60
ЗСТ-135
6СТ-42
6СТ-128
с
са
о
к
со
о «
Х2
6
6
12
12
со
о.
а2
к а
н о.
с —
Ко.
о. га я
о сг с(
а22.
6,0
13,5
4,2
11,2
88-
з^
?§""
О С^э
— 2 со
= V -
о- н
<= 8 К
о К Н
^ сп <и
60
135
42
112
Стартерный
режим
«
о
в ^
Разрядны
при разря
в течение
5,5 мин, А
180
405
125
360
,
3 2о
с^ыГ
Емкость п
чальной т
ратуре 30е
А-ч
16,5
37,1
11,5
30,0
Таблица 2-137
Основные размеры аккумуляторов
и аккумуляторных батарей
Примечание. Напряжение аккумулято-
ров в начале заряда 1,55 В, в конце —1,8 В. На-
пряжение аккумуляторов после заряда 1,35 В.
Тип
СК-1
СК-2
СК-3
СК-4
СК-5
СК-6
СК-8
СК-Ю
СК-12
СК-14
СН-1
СН-З
СН-8
СН-10
СН-20
НЖ-22
НЖ-45
НЖ-60
НЖ-100
ТЖН-250
ТЖН-300
ТЖН-350
ТЖН-500
ЗСТ-60
ЗСТ-135
6СТ-42
6СТ-128
Размеры,
Длина
80
130
180
230
1260
195
205
260
270
315
97
181
234
277
294
127
127
154
154
166,5
166,5
166,5
166,5
179
335 |
240
590
Ши-
рина
215
215
215
215
215
220
220
220
220
220
223
221
256
256
381
34
55
47
72
132
132
155
155
178
182
179
243
VIМ
Высота
270
270
270
270
270
485
485
485
485
485
296
296
440
440
530
216 I
216
352
352
368
457
537
561
239
240
219
250
М асса
с элек-
троли-
том, кг
12,14
20,6
28,0
36,7
41,0
50,0
58,7
74,9
83,1
94,3
10
20,5
49,5
01
114
1,69
2,78
4,46
6,6
18
20
27
30
14,8
29,6
19,5
51

§ 2-79] Технические данные аккумуляторов и зарядных устройств 339
Продолжение
Тип
4НЖ-45КТ*
5НЖ-60К
5НЖ-Ю0КТ
10НЖ-22КТ
Размеры,
Длина
348
319
513
521
Ши-
рина
165
189
189
165
т а б л
мм
Высота
257
393
393
257
2-137
Масса
с элек-
троли-
том, кг
13,8
26,1
39,3
20,6
Продолжение табл. 2-137
Тип
10НЖ-45К
10НЖ-100КТ
Размеры, мм
Длина
717
943
Ши-
рина
165
189
Высота
257
393
Масса
с элек-
троли-
том,
кг
32,6
76,4
* КТ — батарея смонтирована в металличе-
ском каркасе (К.) с расположением зажимов на
торцевой стороне (Т).
Таблица 2-138
Технические данные выпрямительных устройств для заряда и подзаряда
аккумуляторных батарей
Тип
Род тока
и напряжение
питающей
сети, В
Выпрям-
ленное
напряже-
ние, В
Выпрям-
ленный
ток, А
Мощ-
ность,
кВт
Размеры
шкафа, мм
Длина
Ши-
рина
Высота
ВСА-10А
ВСА-4А
ВСА-6А
ВСА-111Б
ВСА-5А
ВУ-42/70А
ВУ-110/24 А
ВСС-36/60
ВСС-36/120
ВСС-36/250
ВСС-93/23
ВСС-93/95
ВСС-170/13
ВСС-170/54
ВСС-330/6,5
ВСС-330/13
ВСС-330/27
127, 220
(однофаз-
ный)
127, 220
(однофаз-
ный)
127, 220
(однофаз-
ный)
127, 220
(однофаз-
ный)
127, 220
(однофаз-
ный)
220, 380
(трехфаз-
ный)
220, 380
(трехфаз-
ный)
220 или
380/220
220 или
380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
220 и 380/220
Селеновые
6
6
12
220—230
95—110
20—23
8,5—10
0—80
0—65
0—40
50—110
26—36
26—36
26—36
62—93
62—93
120—170
120—170
240—330
240—330
240—330
8
13,5
3
2
2
24
24
0—8
0—12
0—70
24*
60
120
250
23
95
13
54
6,5
13
27
2,15
4,32
1 9
2,15
8,84
2,21
9,18
2,14
4,28
8,91
336
278
278
415
415
450
560
806
806
806
806
806
806
806
806
806
806
160
225
225
310
310
450
500
506
806
1006
506
1006
506
1006
506
806
1006
160
400
400
340
340
830
500
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250
2 250

340
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-138
Тип
Род тока
и напряжение
питающей
сети, В
Выпрям-
ленное
напряже-
ние, В
Выпрям-
ленный
ток, А
Мощ-
ность,
кВт
Размеры
шкафа, мм
Длина
Ши-
рина
Высота
Масса,
Кремниевые и германиевые
ВАЗЛ-50-245
ВАЗ-35/310-75/245
ВАЗП-380/260-40/80
ВАЗ-230-70
ВАЗ-70-150
ЗУ Г-174-90
380/220
380/220
220 и 380
380
380
380
220—245
220—245
220—310
380/260
230
30—70
124—174
50
75
15—35
40/80
70
30—60**
90**
12
860
860
850
590
590
600
1660
1 660
2 400
420
440
470
370
270
360
* ВУ-110/24А —для заряда группы стартерных батарей.
** ВАЗ-70-150 и ЗУГ-174-90 — для заряда щелочных аккумуляторов.
Примечание. Выпрямители ВСС и все кремниевые и германиевые выпрямители имеют
автоматическую стабилизацию напряжения или тока.
Номинальное напряжение кислотного
аккумулятора равно 2 В; напряжение ще-
лочного аккумулятора 0,5—1,8 В.
Номинальная емкость (? аккумулято-
ра — это наименьшее допустимое значение
емкости-, соответствующее 10-часовому ре-
жиму разряда.
Аккумулятор с типовым номером 1 име-
ет номинальную емкость 36 А-ч для СК-1
и 40 А-ч для СН-1.
Номинальная емкость аккумуляторов,
А-ч, с другими типовыми номерами опреде-
ляется по формуле
<Эл- = 0\Ы, (2-258)
где С?! — номинальная емкость аккумулято-
ра с типовым номером 1; N — типовой но-
мер аккумулятора.
Например, аккумулятор СК-2; СК-14
или СН-3; СН-20 и т. п.
Допустимое значение длительного раз-
рядного тока аккумулятора получается ум-
ножением номера аккумулятора на соответ-
ствующую величину для аккумулятора
с ^ = 1. Для аккумуляторов типа СК и СН
кратковременный разрядный ток (до 5 с)
должен быть не более 250% 1-часового раз-
рядного тока.
Заливают кислотные аккумуляторы вод-
ным раствором серной кислоты плотностью
1,18. Щелочные, железоникелевые аккумуля-
торы, заливают водным раствором едкого
калия плотностью 1,19—1,21 с добавлением
моногидрата гидроокиси лития (20 г/л).
В табл. 2-133—2-138 приведены харак-
теристики наиболее часто применяемых ак-
кумуляторов, аккумуляторных батарей и
технические данные зарядных устройств.
Шкаф установки оперативного тока
(табл. 2-139) обеспечивает:
питание цепей электромагнитов включе-
ния высоковольтных выключателей от вы-
прямительного устройства, работающего
в импульсном режиме;
питание цепей оперативного постоянно-
го тока от аккумуляторной батареи и авто-
матического подзарядного устройства;
Таблица 2-139
Технические данные комплектного устройства оперативного тока ШУОТ
Цепь
Цепи оперативного
тока от аккуму-
ляторной бата-
реи
Цепи питания
электромагнитов
включения от
выпрямителя
Напряже-
ние пи-
тающей
сети, В
220 или
380/220
220 или
380/220
Выпрямлен-
ное напряже-
ние, В
112±2о/
230 (под
нагрузкой)
§1*
Е И *
13§е
20
150
Режим работы
Длительный
Кратковре-
менный
Размеры шкафа, мм
КС
1430
II
1 300
2 095
я-
о
о
2*
1 460
Примечание. Для питания цепей оперативного тока напряжением 220 В устанавливают
два шкафа ШУОТ с последовательным соединением аккумуляторных батарей.

§ 2-80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 341
работу аккумуляторной батареи в ре-
жиме постоянного подзаряда;
автоматическое поддержание температуры
воздуха в аккумуляторном отсеке шкафа не
ниже заданной величины с помощью элект-
ронагревателей;
контроль и измерение величины сопро-
тивления изоляции в цепях оперативного
тока;
защиту узлов схемы и отходящих линий
оперативного тока от перегрузок и к. з. авто-
матами и предохранителями с одновремен-
ной световой сигнализацией.
2-80. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ БЛОКОВ
ПИТАНИЯ, КОНДЕНСАТОРОВ
И ЗАРЯДНЫХ УСТРОЙСТВ
Блоки питания (БП) — устройства, ко-
торые подключаются к измерительным
трансформаторам или к трансформаторам
собственных нужд подстанции и дают на
выходе постоянное (выпрямленное) напря-
жение для питания цепей релейной защиты,
автоматики управления и сигнализации. Де-
лятся на токовые блоки и блоки напря-
жения.
Токовый блок питания состоит из про-
межуточного насыщающегося трансформа-
тора тока с выпрямительным мостом на вы-
ходе. Параллельно вторичной обмотке
трансформатора включается емкость, обес-
печивающая вместе с ветвью намагничива-
ния феррорезонансную стабилизацию выход-
ного напряжения. Токовые блоки включают-
ся в цепи трансформаторов тока и являются
источниками питания только в режиме к з.,
когда ток в цепи оказывается достаточным
для обеспечения необходимой мощности на
выходе блока.
Блок напряжения представляет собой
промежуточный трансформатор напряже-
ния с выпрямительным мостом на выходе.
Блоки напряжения подключаются к транс-
форматорам напряжения или собственных
нужд и являются источниками питания в
режимах, когда обеспечен достаточно высо-
кий уровень напряжения.
Блоки напряжения и токовые могут ис-
пользоЕаться как самостоятельные источни-
ки питания или в комбинации друг с
другом.
Блоки питания серии БП-11 (типов
БПТ-11, БПН-П/1 и БПН-П/2) предназна-
чаются для присоединений, оборудованных
выключателями, отделителями или коротко-
замыкателямн с ручными или пружинными
приводами, имеющими отключающие катуш-
ки с номинальной мощностью 20—25 Вт.
Блоки типов БПН-П/1 и БПН-П/2 исполь-
зуются также для питания устройств защи-
ты и сигнализации однофазных замыканий
на землю типов УСЗ-2/2 и ЗЗП-1 при сум-
марной мощности, потребляемой последни-
ми, до 20 Вт. Технические данные блоков се-
рии БП-11 приведены в табл. 2-140. Харак-
теристики блоков приведены на рис. 2-177—
2-179. Принципиальные схемы блоков при-
ведены на рис. 2-180. Таковые блоки пита-
ния включаются последовательно с цепями
защиты по одной из схем рис. 2-181. Вторич-
ная обмотка блока имеет ответвления на на-
пряжении 24 и ПО В.
ш
—
•к
V
**
^
г
ч
?
т
'**
т
п
5
а
0 12 3 45678 910111213П1516171819А
Рис. 2-177. Вольт-амперные характеристики
блока БПТ-11 при холостом ходе при раз-
личном числе витков первичной обмотки.
/ —ау,=45 витков; 2— о>1»30 витков; 3 — ом=*
=23 витка; ^/вх — напряженке на зажимах пер-
вичной обмогки блекл при протекании в ней
тока /и
А-Ц)
6Ж\
3000}
2800
2600
2400
2000
1800
1600
то
1200
1000
800
600
ипп
200
|
I, \к
х\л
Т/Р
1 к' 1
тт
\1\
1 У
\л\
И
/к
а&И1
^•г"Т
¦1.1 Г ? 1 1'1
1 1 1 1/1
Г
1 1 ! / 1
I Л 1
у 1
¦т
\/\
Л |
/1'
/|
Рислъ
., > .1 1 1 1
0 10 20 30 40 50 60 ЮВт
Рис. 2-178. Зависимость намагничивающей
силы надежной работы от мощности нагруз-
ки блока типа БПТ-И при ^вых=80%;
^ном.бых=СОП5Т..
= 110 В.
Рис. 2-179 Зависимость напряжения надеж-
ной работы от сопротивления нагрузки для
одного элемента.
а—блока тип'. БПН-П/2; б — блока типа
БПН-П/1: Свх —напряжение надежной рабогы
при минимально допустимом выходном напряже-
- сопротивление нагрузки;/—VВЬ1Х=
=24 В;
В; з-Ур
»15 В; 4-
С^-ИО В; $~1/вы.-85 В; *-1/№«60 В.

342
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-140
Технические данные блоков питания серии БП-11
Параметры
Номинальный ток первичных обмоток
промежуточного трансформатора
тока (ТТ), А
Номинальное входное напряжение, В:
параллельное соединение секций .
последовательное соединение секций
Номинальное выходное напряже-
ние, В
Уставки на ток надежной работы, А
Длительно допустимый ток блока при
последовательном соединении пер-
вичных обмоток и токе нагрузки
0,2 А при выходном напряжении
ПО В и 0,35 А при выходном на-
пряжении 24 В, А
Длительно допустимое напряжение
при токе нагрузки 0,15 А при вы-
ходном напряжении ПО В и 0,5 А
при выходном напряжении 24 В
Выходное напряжение, В (для БПТ-П
при токе, равном 1,2 тока надежной
работы, и последовательном соеди-
нении первичных обмоток; для бло-
ка БПН-П при подведении к каждо-
му элементу напряжения 105 В):
Холостой ход блока (не более)
Нагрузка блока (не менее):
600 Ом
300 Ом
200 Ом
30 Ом
25 Ом
10 Ом
Потребление при холостом ходе, В-А
Размеры (длина, ширина, высота),
мм
Масса, кг
БПТ-И
бУТ
—
—
ПО | 24
5; 7,5; 10
9,5
—
118
92
—
—
—
—
—
27
—
—
—
20
—
—
95 (при последо-
вательно соеди-
ненных первич-
ных обмотках и
токе 9,5 А)
175, И
2,5
БПН-11/1
—
110
1 220
НО
—
1.1*/ном
160
—
100
90
—
—
—
9 (для каждс
)5, 180
1
БПН-11/2
—
НО
220
24
—
1»* ^ном
32
—
—
—
—
23
19
)го элемента)
5
Примечание. Блок БПТ-П допускает протекание 15-кратного тока надежной работы при
сопротивлении нагрузки 200 Ом (ПО В), 10 Ом (24 В) в течение 3 с.
Блоки напряжения типов БПН-11/1
и БПН-11/2 состоят из двух элементов, каж-
дый из которых представляет собой проме-
жуточный трансформатор напряжения с вы-
прямительным мостом на выходе (рис.
2-180, а).
Первичные обмотки промежуточных
трансформаторов состоят из двух секций.
Соединяя секции параллельно или после-
довательно, можно включать блоки на номи-
нальное входное напряжение 100—127 или
220 В по одной из схем рис. 2-182.
Блоки питания серии БП-101 (типов
БПТ-101/1; БПТ-101/2, БПТ-101/3,
БПТ-101/4, БПН-101/1 и БПН-101/2) предна-
значаются для питания аппаратуры релей-
ной защиты, сигнализации и управления, вы-
полненной на номинальные напряжения 24,
48 В (блоки БПТ-101/2, БПТ-101/4 и
БПН-102/1) или НОВ (блоки БПТ-101/1,

§ 2-80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 343
БПТ-101/3 и БПН-101/1) и имеющей номи-
нальную мощность не более 160—240 Вт
в кратковременном режиме работы. Приме-
няют блоки типов БПТ-101/1 и БПТ-101/2
для присоединений 35 кВ, оборудованных вы-
ключателями с пружинными приводами со
встроенными трансформаторами тока ТВ-35
и ТВД-35 на поминальный ток до 300 А. Вы-
Рис. 2-180. Принципиальные схемы блоков
питания серии БП-11.
а — БПН-П/З и БПН-11/2; б — БПТ-11.
БПТ-11
Рис. 2-181. Схемы включения блока пита-
ния типа БПТ-11.
а — включение элементов на фазные токи; б —
включение на разность фазных токов.
Рис. 2-182 .Схемы включения блоков пита-
ния типов БПН-11/1 и БПН-11/2.
а — с раздельным включением элементов; б — с
параллельным включением элементов на стороне
переменного и выпрямленного напряжения; в —
с включением на два линейных напряжения; г —
с включением по симметричной трехфазной вы-
прямительной схеме; д — с последовательным
включением элементов для получения выходного
напряжения 48 или 220 В.
бор числа витков первичной обмотки блока
питания производится в зависимости от ко-
эффициента трансформации трансформато-
ра тока: 150/5 А—130 витков, 200/5 А —
175 витков и 300/5 А —220 витков.
Блоки типа БПТ-101/3 и БПТ-101/4 при-
меняют для присоединений, оборудованных
В
20
10
\Шых
_1
С
%
^
^
\>
"*" V»!
1\
«^
|^Н
д
Та
_Й
10
20
ЗОА
Рис. 2-183. Вольт-амперные
характеристики блоков ти-
пов БПТ-101/3 и БПТ-101/4.
/— зу5^50 витков; //—&>1 = 75 вит-
ков; ///—Ш1-100 витков.

344
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-141
Технические данные блоков питания серии БП-101
Параметры
БПТ-101/1;
БПТ-101/3
БПТ-101/2
6ПТ-101/4
БПН-101/1
БПН-101/2
Номинальное входное на-
пряжение, В:
параллельное соеди-
нение секций
последовательное со
единение секций
Номинальное выходное
напряжение, В
Среднее значение выход-
ного напряжения, В:
в режиме холостого
хода (не более) . .
при минимально до-
пустимом сопротив-
лении нагрузки (не
менее)
Минимально допустимое
сопротивление нагруз
ки, Ом
Сопротивление длительно
включенной нагрузки
(не менее), Ом
Допустимый ток в пер-
вичной обмотке насы-
щающихся трансфор-
маторов в течение 5 с
при минимально допу-
стимом сопротивлении
нагрузки, А
Длительно допустимое
напряжение, % номи-
нального входного
Потребление, В-А:
при холостом ходе
при минимально до-
пустимом сопротив-
лении нагрузки
Размеры (длинаХшири-
наХвысота), мм .
Масса, кг
ПО
130
94
50
200
75 — для
БПТ-101/1;
100 — для
БПТ-101/3
24 48
31 (2
20 40
3,5 14
10 40
75
24 48
31 62
20 40
2,5 10
10 40
100
100,110,127
220
ПО
130
94
50
200
222X138X190
ПО
5
350
5,5
100,110,127
220
24 48
31 62
20 40
2,5 10
5 20
ПО
5
350
5,5
трансформаторами тока, отдаваемая мощ-
ность которых при двукратном номинальном
токе составляет не менее 500 В-А, к кото-
рым относятся практически все отечествен-
ные трансформаторы тока, за исключением
встроенных с малыми коэффициента транс-
формации.
Включение реле защиты и измеритель-
ных приборов на трансформаторы тока, ис-
пользуемые для питания блоков БПТ-101,
не допускается.
Технические данные блоков питания се-
рии БП-101 приведены в табл. 2-141. Ха-
рактеристики блоков приведены на рис.
2-183—2-190. Принципиальные схемы блоков
и схемы их включения приведены на рис.
2-191, 2-192.
Блоки питания серии БП-1002 (типов
БПТ-1002 и БПН-1002) предназначаются
для питания выпрямленным током аппара-
туры релейной защиты, сигнализации и уп-
равления, выполненной на номинальное па-
пряжение ПО или 220 В и имеющей номи-
нальную мощность до 1500 Вт в кратковре-
менном режиме. Токовые блоки питания
БПТ-1002 включаются на комплекты транс-

§ 2-80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 345
А
500
400
300
200
25
7"р,11ж
V1
\\
^
^
1
^
/?« 1
А
600
500
400
300
200
I I г
|\\\
г\
ы
и
и
^.
ч
п
^
-&Н
50
75 100 125 0 м
25 50 75 100 125 0м
б)
Рис. 2-184. Зависимость токов надежной работы блока
БПТ-101/1 от сопротивления нагрузки при питании
от трансформатора тока ТВ-35.
а -150/5 и 200/5 А; б - 300/5А; /-6>ВЫХ=80В; //-^вых =90 В;
/7/-^вых=95 В; /У-ивых=100 В.
А
500
400
300
200
ЮС
11л"Д
У
|1>ч^».
Ж
V,
"" "1
/?«
А
500
400
300
200
100
гп—
\\хн.р1
[\2г\
р^^
И
-| Им
А
500
400
300
200
100
1 Ц "
\1н.р1
\Ххж
г^
сш
/?*
10
20
30 0м
10
20
&)
б)
30 0м
10
20
*)
30 0м
Рис. 2-185. Зависимость токов надежной работы блока БПТ-101/2 на номинальное на-
пряжение 48 В от сопротивления нагрузки при питании от трансформатора тока ТВ-35.
а —150/5А; б — 200/5 А; в — 300/5 А; /— ^вых=34 В; // — ^вых=39 В; ///— ^вых=44 В;
А
500
400
300
200
1001
....
\
А|
^
\\ж
2РЧ
• .,,
Кн\
а)
7,5 0м
А
500
400
300
200
\л*:р1
V
1\
^
Vе"
^
лН
6)
7,5 Ом
1500
1250
1000
750
Аги^и,
1
1у
п
V -
^
1 1
Г *»
25
50
75
100 Ом'
Рис. 2-186. Зависимость токов надежной работы блока БПТ-101/2 на поминальное напря-
жение 24 В от сопротивления нагрузки при питании от трансформатора тока ТВ-35.
а — 150/"
В;
//-Ып
= 19,5 В;
В;
IV -
Рис. 2-187. Зависимость намагничивающей силы надежной работы блоков типов БПТ--
101/3 и БПТ-101/4 от сопротивления нагрузки при постоянном выходном напряжении.
/-~ ^вых^0'7 ^ном-вых; 7/~" а вых=0-8 ^ном-вых: 1П~ ^вых-0,9 */ном.вых; 1У ~ Увых=^ном.вых
Характеристики сняты для ^Ном.еых = 110 в- При номинальном выходном напряжении 48 и 24 В
сопротивление уменьшается в 5 и 120 раз соответственно.

346
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
В
120
110
100
90
80
70
1°н-р
к^
рЦ^
11
_^110В\
1^100_\
^90_\
50
100 150 Ом
В
120
110
100
90
80
70
К 1
(т^^
,110В
"ЭЙ
.<Э0,.А
,80В ]
**|
50
100 150 Ом
б)
в\
140 г
120[
11П\
Онр
к^;
4ппГт*»^
/С/иг-
801
1108
, тп . .
^шЦ —
^90
'т480В--
&]
50
100 150 Ом
в)
Рис. 2-188. Зависимость напряжения надежной работы блока БПН-101/1 от сопроти
ления нагрузки.
При последовательном соединении секций первичной обмотки напряжения надежной работы уве.
чиваются в 2 раза.
а — йУ2=570 витков; б — о?2=520 витков; в — ге;2=450 витков.
в
120
110
100
90
80
70
г*
к\
N
к
к
^48В
^44_
^л_
и^В
=Э
В
130
120
110
100\
90
80 \
№? п
1
к
*,
-ЦЯЙ
^чч
^39
^Ш^
__*и\
20 40 60 Ом
б)
20
40 ВО Ом
в)
Рис. 2-189. Зависимость напряжения надежной работы блока БПН-101/2 на номиналь-
ное напряжение 48 В от сопротивления нагрузки.
При последовательном соединении секций первичной обмотки напряжения надежной работы увели-
чиваются в 2 раза.
а — ау2=268 витков; б — ш2=242 витка; в — ш2=210 витков.
в
120
110
100
90
80
70
0„р^
^сЦЦ
¦*^ц^
^19
^т2
_П^1
2.5
5 6) ?>5
Ом
Щ
120\
110\
100
90
80
\йч>
к^
-^анА
^22 ^
_А9~]
^17в 1
/?„
2,5
5 8) ?>5
Ом
Рис. 2-190. Зависимость напряжения падежной работы блока БПН-101/2 на номиналь-
ное напряжение 24 В от сопротивления нагрузки.
При последовательном соединении секций первичной обмотки напряжения надежной работы уве-
личиваются в 2 раза.
а — иу2=268 витков; б — г4'2=242 витка; в— ш2=2Ш витков.
форматоров тока, использование которых
для других целей не допускается.
Технические данные блоков питания се-
рии БП-1002 приведены в табл. 2-142.
Характеристики блоков приведены на
рис. 2-19?—2-195.
Все характеристики на этих рисунках
построены для номинального входного и вы-
ходного напряжения 110 В. При номиналь-
ном входном напряжении 220 и 380 В зна-
чения напряжения надежной работы следу-
ем умножать соответственно на 2 и 2\ 3.
При номинальном выходном напряжении
220 В сопротивление нагрузки увеличивает-
ся в 4 раза.
Принципиальные схемы блоков и схе-
мы их включения приведены на рис. 2-196—
2-198.
Первичная обмотка промежуточного
трансформатора блока БПТ-1002 выполнена
из отдельных электрически изолированных
секций, позволяющих изменять число витков
первичной обмотки от 25 до 200 через каж-
дые 25 витков в зависимости от типа транс-

§ 2-80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 347
А В С
Рис. 2-191. Принципиальные схемы блоков
питания серии БП-101.
а— БПТ-101/1 I
БПТ-101/4, ином.вых-
{/ном.вых=48 В; «-БПН-101/2. ^ном.вых-48 В.
БПТ-101/3; б — БПТ-101/2 и
у=48 В; в— БПН-102/1.
Рис. 2-192. Схемы включения блоков пита-
ния БП-101,
1 2 3 Ч> 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 13 А.
Рис. 2-193. Вольт-амперные характеристики ненагруженного блока питания
типа БПТ-1002.
У — и>1=200 витков; // — о>1 = 175 витков; /// —ш»1 = 150 витков; IV — ге>, = 125 витков; V — а>1—
«100 витков; VI — и^-«75 витков; VII —» и;»—50 витков.

348
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Рис. 2-194. Зависимость намагничива-
ющей силы надежной работы блока
типа БПТ-1002 от сопротивления на-
грузки при постоянном выходном на-
пряжении.
/-'-/вь!х=°.73 С/нОМ.вых;
»о,8 а
НОМ-РЫХ-
IV ~- ^вых ~" ^ном-вых"
30 40 50 600м
Таблица 2-142
Технические
Параметры
Номинальное входное напряже-
ние, В
Номинальное выходное напря-
жение, В
Среднее значение выходного на-
пряжения, В:
в режиме холостого хода
(не более) . .
при нагрузке (не менее) .
Сопротивление нагрузки, Ом .
Длительно допустимый ток на-
грузки, А . ...
Допустимый ток в первичной
обмотке насыщающегося
трансформатора в течение
5 с при указанном сопротив-
лении нагрузки, А ...
Намагничивающая сила первич-
ной обметки насыщающегося
трансформатора блока, при
которой наступает феррорезо-
нанс при отсутствии нагруз-
ки, А-20
Длительно допустимый ток в
первичной обмотке насыщаю-
щегося трансформатора при
отсутствии нагрузки, А:
до наступления феррорезо-
нанса
после наступления ферро-
резоианса, при полном чис-
ле витков первичной обмот-
ки
Длительно допустимое напря-
жение, % номинального вход-
ного
Потребление на фазу, В-А:
при холостом ходе (не бо-
лее)
при нагрузке
Размеры (длккаХширинаХвы-
сота)
Масса, кг
данные блоков питания серии БП-1002
БПТ-1002
—
ПО
136
90
10
7
50
840—1 000
220 !
260
180
40
3,5
Не превышает тока
1 феррорезонанса
9,5
—
—
750 |
750
БПН-1002
100,
110
140
80 1 86
5 1 10
6,4
220,
160
20
—
—
—
ПО
25
1500 | 750 | 1500
340X354X302
30
220
280
3,2
1
380
172
40
750

§ 2-80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 349
В
НО
120
110
100
30
80
°«к
к
л
ч
.ц
•щ
м
ш
1
йи\
5 10 20 30 НО 50 Ом
В
120
110
100
90
80
70
т
\
ч
ч
•*-.
и—
'
[^
щ
3
щ
.-}М
5 10 20 50 % 50 Ом
б)
В
110\
100\
90
80
70
60
ш
г
\
к
к
г"^
к
ч^
Ч
.^
Ь»ч
**-
•*-.
I
Ж
Ж
Ж
&|
в
110
100
90
80
70
60
ЪеГ
\
\
\
>
^
\
к
Ч]
V
%
^
ч
ч*
^.
^_
***
^
2йь
"¦»
•««•«
«.
«»-*
¦^
¦—^
1\
Л\
Щ
ш\
ш
5 10 20 30 40 50 Ом
5 10 20 30 40 50 Ом
8)
г)
Рис. 2-195. Зависимость напряжения надежной работы блока питания типа
БПН-1002 от сопротивления нагрузки при постоянном выходном напряжении.
а-^2=83: 6-^=95; в-«,,-105; г-юя-115: / - У^^^ип^^ "-Ивнт=
= 0,9 с/и
Ни
/У-^вых-0.73 1/н
П 16
12 3 V 5 6 7 8 9 10
О О 6 6)
11 12 11 П
Рис. 2-196. Принципиальная схема блока питания типа БПТ-1102.

350
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
(<Ы>::Спр)
11 12 13 Ш
Рис. 2-197. Принципиальная схема блока пи-
тания типа БПН-1002.
А 8 С
№
4 -
а Ь с
БПТ
Ш
А 8 С
Ж
От ТН
илиТСН
Б ПН
+ -
БПТ
аде
БПТ
ц
От ТНили ТСН
БПН
Рис. 2-198.
Схемы включения блоков пита-
ния БП-1002.
форматора тока и требуемой величины тока
надежной работы (см. § 2-82). Каждая фаза
первичной обмотки промежуточного транс-
форматора блока БПН-1002 выполнена из
двух секций, которые могут включаться по-
следовательно или параллельно. При парал-
лельном включении секций и соединении об-
моток в треугольник номинальное входное
напряжение блока ПО—127 В; при после-
довательном включении секций оно равно
220 В при соединении обмоток в треуголь-
ник и 380—400 В при соединении в звезду.
Величина выходного напряжения регулиру-
ется переключением ответвлений па вторич-
ных обмотках.
Блок питания стабилизированным на-
пряжением типа БПНС-1 предназначен для
[питания выпрямленным стабилизированным
57^напряжением аппаратуры релейной защиты,
о—сигнализации и управления, выполненной на
^^номинальное напряжение 220 В и имеющей
^номинальную мощность до 1 500 Вт кратко-
5смвременно. Блок подключается к трансформа-
тору напряжения или собственных нужд и
обеспечивает надежное питание аппаратуры
при всех видах несимметричных к. з., а так-
же при трехфазных к. з., когда напряжение
на входе блока не меньше 0,5 (/Ном- В осно-
ву работы блока положен принцип действия
трехфазного магнитного усилителя (МУ)
с самонасыщением.
Стабилизация выпрямленного напряже-
ния БПНС-1 осуществляется за счет изме-
нения индуктивного сопротивления рабочих
обмоток дросселей насыщения (Ху У, 2),
включенных последовательно с выпрямите-
лями в плечи трехфазного моста. При не-
симметричном питании блока на его выходе
появляется большая переменная составляю-
щая (100 Гц), ухудшающая управляемость
магнитного усилителя. Для ее уменьшения
в цепи обмотки управления усилителя пре-
дусмотрена 1С фильтр-пробка (Др, С^, на-
строенный на частоту 100 Гц. Для сигнали-
зации о неполнофазных режимах работы
блока предусмотрен выпрямительный мост
51Д—54Д, конденсатор С2, резистор /?5
и сигнальное реле 1РС. При асимметрии пи-
тающего напряжения вследствие появления
гармонических составляющих на выходе
увеличивается напряжение на зажимах
фильтра. При этом сигнальное реле сраба-
тывает и замыкает свои контакты в цепи
сигнализации. Для отключения только пов-
режденного БПНС-1 при параллельной рабо-
те нескольких блоков предусмотрен раздели-
тельный диод Д. Технические данные блоков
питания БПНС-1 приведены в табл. 2-143
Принципиальная схема блока и схема
его включения совместно с токовым блоком
БПТ-1002 приведены на рис. 2-199—2-200
Токовый блок БПТ-1002 необходим для
надежного действия аппаратуры релейной
защиты и электромагнитов отключения вы-
ключателей при близких трехфазных к. з.
Зарядное устройство УЗ-401 предназна-
чено для заряда конденсаторных батарей
общей емкостью 500—1 000 мкФ до напря-
жения 400 В. Питание зарядного устройст-
ва осуществляется от источника переменно-
го напряжения 100 или 220 В, 50 Гц. Схема
зарядного устройства приведена на
рис 2-201.
Зарядное устройство состоит из проме-
жуточного трансформатора ТН, реле мини-

§ 2-80]
Технические данные блоков питания, конденсаторов
351
Таблица 2-143
Технические данные блоков питания серии БПНС-1
Параметры
Номинальное входное напряжение, В .
Номинальное выходное напряжение, В
Диапазон допустимого изменения входного напряжения при
трехфазном питании в режиме х. х. и при номинальной на-
грузке 40 Ом, % ^ном
То же при однофазном питании*, % ^ном:
при соединении разделительного трансформатора по схе-
меу/у
при соединении разделительного трансформатора по схе-
ме л/у
Диапазон изменения среднего значения выходного напряжения
при трехфазном и однофазном питании в режиме х. х. и при
номинальной нагрузке 40 Ом, % ^ном
Выходная мощность блока, Вт:
длительная при напряжении 220 В
в течение 30 мин .
кратковременная в течение 1 с
Потребление на фазу, В-А, при холостом ходе
Размеры, мм
Масса, кг
Величина
400, 230, 100
220
50—110
70—110
75—110
85—110
650
1200
1500
140
1 100X600x350
150
* Под однофазным питанием следует понимать возможные случаи обрыва фазы или несим-
метричного к. з. трехфазной сети, питающей блок.
Рис. 2-199. Принципиальная схема блока питания
типа БПНС-1.

352
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
А В С
+ -
А 1
тч
-4- а Ь с
1 |
и
1х
ГГ"
5/7Г
5/7//Я
—(
1
От ТНишТСН
Рис. 2-200 Схема включения блоков
БПНС-1 и БПТ-1002.
мального напряжения РНЩ выпрямителя
Д,—Лз, поляризованного реле Я/7, сглажи-
вающих конденсаторов Сь С2 и сопротивле-
ний. Для обеспечения термической устойчи-
вости зарядного устройства при пробое дио-
дов или заряжаемых конденсаторов вводит-
ся добавочное сопротивление /?б, ограничи-
вающее величину тока повреждения На
вторичной обмотке промежуточного транс-
форматора предусмотрены ответвления для
обеспечения необходимого уровня зарядного
напряжения при изменении питающего на-
пряжения в пределах ±10% номинального.
<т-п А А о СС
В V > \8 10 11
Рис. 2-201. Принципиальная схема зарядного устройства УЗ-401.
&Щ-т-\
н*
а)
{УЗ-401
К2Н
«НО/2208
*)
В1
-М-Г"
Я. I
01
/31 м
Чей—И—|
81
~110/220В
С1
Р31 К01
^223—у
РЗе
ТГ
РЗг Юг
6)
Рис. 2-202. Схемы блоков конденсаторов се-
рии БК-400.
а — принципиальная схема блока; б — схел*
включения с диодным разделением цепей:
в — схехма включения с контактным разделением
цепей.
Таблица 2-144
Технические данные конденсаторов
серки 6 К-400
Тип
БК-401
БК-402
БК-403
Емкость
конденса-
торов,
МкФ
40
80
200
Габариты, мм
185X145X180
185X145X180
282X143X180
Масса,
КГ
2.5
3,5
8
Мощность, потребляемая зарядным устрой-
ством, около 10 В-А и практически не зави-
сит от емкости заряжаемых конденсаторов.
Время заряда конденсаторов емкостью
80 мкФ до напряжения 0,8 номинального не
более 0,6 с, если не включено дополнитель-
ное сопротивление #в, и не более 3,6 с при
включенном сопротивлении. Время заряда
изменяется пропорционально величине емко-
сти конденсаторов. Габариты устройства
УЗ-401 175X195X180 мм. масса 4 кг.
Блоки конденсаторов серии БК-400
предназначены для создания запаса энер-
гии, используемой для приведения в дейст-
вие отключающих электромагнитов приво-
дов выключателей, реле защиты и т. п. Схе-
ма блока и схемы его включения приведе-

§ 2.80] Технические данные блоков питания, конденсаторов 353
Выходы 300 А
Выходы 150А
Рис. 2-203. Принципиальная схема блока БПРУ-66/380.
23—476

354
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-145
Технические данные блоков питания БПРУ-66
и выпрямительных устройств КВУ-66
Параметры
Номинальное входное напряжение пи-
тающей сети, В
Длительно допустимое напряжение,
% номинального входного
Частота питающей сети, ГЦ
Среднее значение выходного напря-
жения, В:
при холостом ходе
под нагрузкой . .
Пределы выпрямленного тока при на-
пряжении на нагрузке 220 В, А
Количество выходов на нагрузку с
максимальным током:
300 А
150 А
Предельный режим нагрузки:
максимальная мощность в им-
пульсе, кВт
длительность импульса включе-
ния, с . . " .
минимально допустимое время
между импульсами, с
Количество импульсов в цикле (не
более) при токе:
300 А
150 А
100 А
Время между циклами, мин
Размеры, мм
Масса, кг
БПРУ-66/220
220
ПО
50
296
220
55—300
2
4
66
1
0,5
4
6
10
900 Х6С
13
БПРУ-66/380
380 (с за-
земленной
нейтралью)
ПО
50
258
220
55—300
2
4
•
66
1
0,5
4
6
10
ЮХ1200
0
КВУ-66-2
220
ПО
50
295
220
55—300
1
2
66
1
0,5
4
5
10
10 |
КВУ-66-3
380 (с за-
земленной
нейтралью)
ПО
50
258
220
55—300
1
2
66
1
0,5
4
5
10
10
600X350X800
55
ны на рис. 2-202. Блоки выполняются из ме-
таллобумажных конденсаторов типа МБГП
400 В, 10 мкФ, соединяемых параллельно
для получения необходимой емкости, и
кремниевых диодов типа Д-226Б. Техниче-
ские данные блоков конденсаторов приве-
дены з табл. 2-144.
Блоки питания серии БПРУ-66 и вы-
прямительные устройства серии КВУ-66
предназначены для преобразования пере-
менного тока в постоянный и применяются
для питания электромагнитов включения
приводов высоковольтных выключателей.
Технические данные блоков БПРУ
и КВУ приведены в табл 2-145 Принципи-
альная схема блока БПРУ-66/380 приведена
на рис. 2-203.
Схемы выпрямительных устройств
КВУ-66 отличаются от схем БПРУ отсутст-
вием РУ выпрямленного тока и аппаратуры
сигнализации. Устройства допускают парал-
лельную работу на общие шины выпрямлен-
ного тока для резервирования питания
и для получения тока выше 300 А Регули-
рование тока на выходах осуществляется
переменными сопротивлениями в цепи пере-
менного (#1—/?б) и выпрямленного (Кт—
/?э) тока.
Диапазон регулирования:
на выходе 150 А 55—150 А
на выходе 300 А 150—300 А
Блоки питания и заряда типов БПЗ-401
и БПЗ-402 предназначены для заряда кон-
денсаторных батарей, используемых для
приведения в действие аппаратов и уст-
ройств релейной защиты (режим зарядного
устройства), или питания выпрямленным
током аппаратуры автоматики, управления
и релейной защиты (режим блока питания)
и заменяют блоки питания типов БПН-101/1,
БПТ-101/1, БПТ-101/3 и зарядное устройст-
во УЗ-401 Технические данные блоков при-
ведены в табл. 2-146.

§ 2-81]
Выбор и установка аккумуляторных батарей
355
Таблица 2-146
Технические данные блоков питания и заряда типов БП3-401 и Б П3-402
Параметры
Уставки по току наступления феррорезонанса1, А
Номинальное входное напряжение, В
Номинальная частота, Гц
Номинальное выпрямленное напряжение, В
Номинальное напряжение заряда, В . .
Время заряда конденсаторов емкостью 200 мкФ
до напряжения 0,8 номинального, мс
Длительно допустимое сопротивление нагруз-
ки, Ом:
ПрИ {Ун.выпр=П0 В
при 6/н.вы11Р = 220 В
Минимально допустимое сопротивление нагруз- \
ки, Ом:
При ^н,выпр=П0 В
ПРИ ^Н.ВЫ11р = 220 В
Пятисекундный первичный ток термической устой-
чивости при минимально допустимом сопротив-
лении нагрузки, А
Потребляемая мощность, В-А:
при отсутствии нагрузки . ...
при минимальном сопротивлении нагрузки
при длительном сопротивлении нагрузки
в установившемся режиме "(заряженная ем-
кость) . .
Размеры (длинаХширинаХвысота), мм
Масса, кг
БПЗ-401
—
100, 110, 127, 220
50
ПО, 220
400±5%
Не более 70
Не менее 150
Не менее 600
50
200
Не более 5
Не более 400
Не более 200
Не более 20
БПЗ-402
4,65; 6; 8,5; 9,3;
П,8; 17
—
50
ПО, 220
400-ь5%
Не более 70
Не менее 150
Не менее 520
50
200
75
—
—
—
—
282X240X147
7
г
1 Резонанс в схеме наступает при намагничивающей силе в первичной обмотке промежуточного
трансформатора тока блока, равной 1200±100 А «и;.
2-81. ВЫБОР И УСТАНОВКА
АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ
Различают три группы потребителей по-
стоянного оперативного тока:
1. Потребители, включенные длительно,
при работе батареи в режиме постоянного
подразряда (реле контроля, повторители и
другие реле, постоянно обтекаемые током).
2. Потребители, подключаемые кратко-
временно в режиме аварийного разряда при
исчезновении переменного тока на время до
0,5 ч (лампы аварийного освещения, элект-
родвигатель агрегата резервного питания
устройств связи и телемеханики и т. п.).
3. Потребители, подключаемые весьма
кратковременно, толчком тока длительно-
стью до 1 с (например, электромагнитные
приводы разного рода выключателей). Как
правило, при выборе батареи учитывается
одновременное включение одного наиболее
мощного масляного выключателя или отк-
лючение группы выключателей, что может
иметь место как в нормальном, так и в ава-
рийном режимах. Величина длительной на-
23*
грузки в режиме постоянного подзаряда на
подстанциях незначительна и практически
не изменяется во времени. Толчковые токи,
достигающие величины нескольких сотен
ампер, накладываются на длительные и ава-
рийные нагрузки и вызывают значительные
посадки напряжения на шинах постоянного
тока, в значительной мере определяя выбор
аккумуляторной батареи.
Аккумуляторная батарея должна быть
выбрана так, чтобы она совместно с кабеля-
ми, питающими цепи включения приводов
выключателей, и зарядно-подзарядными уст-
ройствами обеспечивала надежное и эконо-
мичное питание потребителей постоянного
тока во всех возможных режимах работы.
Аккумуляторная батарея (ее емкость и чис-
ло элементов) должна удовлетворять сле-
дующим основным требованиям:
1. Уровни напряжения на зажимах при-
емников во всех режимах работы батареи
должны находиться в пределах, указанных
в табл. 2-147.
2. Напряжение на зажимах наиболее
мощного электромагнита включения приво-

356
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-147
Допускаемые отклонения напряжения
от номинального для приемников
постоянного тока
Приемник
Отключающие электро-
магниты приводов всех
выключателей
Включающие электромаг-
ниты приводов масля-
ных выключателей при
токах включения до
50 кА
То же, но при токах
включения больше
50 кА
Включающие электро-
магниты пневмоприво-
дов воздушных вы-
ключателей
Лампы накаливания
Реле электромагнитные
Шины питания устройств
релейной защиты и ав-
томатики
Пределы
напряжения
мин.
65
80
85
65
—
70
80
%
6 ном
макс
120
ПО
ПО
120
ПО
ПО
ПО
да самого удаленного от батареи выключа-
теля в конце получасового аварийного раз-
ряда должно быть не ниже минимально
допускаемой величины (см. табл. 2-147).
3. При срабатывании в конце получасо-
вого аварийного разряда наиболее мощного
электромагнита привода ближайшего к ба-
тарее выключателя, напряжение на шинах,
от которых питаются устройства релейной
защиты, автоматики и телемеханики, не
должно быть ниже 0,8 с7НОм.
Выбор кислотных аккумуляторных ба-
тарей. Количество элементов п батареи, ра-
ботающей в режиме постоянного подзаряди
без элементного коммутатора с напряжени-
ем 2,15 В на элемент, определяется из ус-
ловия поддержания на шинах постоянного
тока напряжения 1,05 ^7Ном:
д= 1'°5Яном . (2-259)
2,15 1
Когда увеличение числа элементов в ба-
тарее сверх определенного по (2-259) дает
существенный экономический эффект (по
расходу свинца в батарее и затратам на
кабели, питающие включающие электромаг-
ниты приводов), рекомендуется применение
батарей с количеством элементов 1,1 п\
1.2/г; 1.3 п. При номинальном напряжении
батареи 220 В /г =108, 120, 128 и 140 эле-
ментов.
Емкость батареи по условию покрытия
длительных нагрузок определяется из выра-
жения, А-ч,
<Эрасч = (/дд + /ав)*ав, (2-260)
где /дЛ—ток нагрузки, постоянно подклю-
ченной к шинам батареи, А; /ав — дополни-
тельный ток нагрузки аварийного режима,
А; ?ав—время аварии (для подстанций
принимается 0,5 ч).
Номер аккумулятора по условиям дли-
тельного разряда
А'л
1,1
(2-261)
где 1о,5 — максимальный ток получасового
разряда аккумулятора с номером 1.
Номер аккумулятора по условию толч-
ковой нагрузки
N
0,021 /в к.
(2-262)
где /вкл—ток электромагнита включения
привода ближайшего к батарее самого мощ-
ного масляного выключателя.
Наибольшее сечение кабеля, мм2, с алю-
миниевыми жилами к включающему элект-
ромагниту ближайшего к батарее выключа-
теля, имеющего самый мощный привод (при
^/ном = 220 В)
$1<
0,033 Унк,
л—116
(2-263)
где 1\—длина кабеля от щита постоянного
тока до ближайшего выключателя, имеюще-
го самый мощный привод, м.
Минимально допустимое сечение кабе-
ля, мм2, между ближайшим и наиболее уда-
ленным от батареи приводами масляных вы-
ключателей
52>
(2-264)
при минимально допустимом напряжении на
электромагните включения, равном 0,8 6/Ном,
и
52>
(2-265)
при минимально допустимом напряжении па
электромагните включения, равном
0,85 Г/ном, где /2 — длина кабеля между бли-
жайшим и наиболее удаленным от батареи
приводами масляных выключателей, м.
Значения 5, и 52 определяются для ба-
тареи с номером, определенным по (2-260)
с разными числами элементов п. Если сече-
ние 5] получается больше 240 мм2, следует
проверить экономическую целесообразность
существенного уменьшения его за счет уве-
личения на одну ступень номера аккумуля-
торной батареи, для чего надо определить
новое значение
(г, Ом; 5, мм2)
2,2л —220
5! с помощью формул
'!>¦
0,0064
/В
51 =
лг
0,062^
(2-266)
(2-267)

§ 2-81]
Выбор и установка аккумуляторных батарей
357
Таблица 2-148
Число
элементов
о. батарее
108
120
128
140
Масса
свинца в
аккумуляторных батареях,
г
Типовой ыомео аккумулятора
СК-2
0,925
1,03
1,095
1,20
ск-з
1,35
1,50
1,60
1,74
СК-4 | СК-э | СК-Ь | СК-6
1,77
1,96
2,10
2,29
2,21
2,44
2,62
2,84
2,48
2,76
2,94
3,22
3,27
3,55
3,88
4,25
СК-Ш
4,07
4,50
4,82
5,27
СК-12
4,85
5,40
5,75
6,29
СК-14
5,65
6,28
5,70
7,30
где N' — увеличенный на одну ступень но-
мер батареи.
Окончательный вариант аккумуляторной
батареи (# и п) должен быть выбран в ре-
зультате технико-экономического сравнения
вариантов с учетом экономии свинца (табл.
2-148).
Выбор щелочных аккумуляторных ба-
тарей. При расчетной длительности разря-
да до 1 ч выбор аккумуляторов произво-
дится по емкости и току, соответствующим
2-часовому режиму разряда.
Мощность зарядно-подзарядного аг-
регата, кВт,
'дл + *ав — ^2«
Проверка по условию
напряжения при толчковом
дится по выражению
(2-268)
минимального
токе произво-
ди
0,26,
(2-269)
где а=1,33 — для полностью заряженного
аккумулятора; а= 1,13 — для аккумулято-
ра, разряженного в течение 1 ч током 2-ча-
сового режима; 6 — кратность толчкового
тока по отношению к 1-часовому разрядно-
му току.
По условиям обеспечения на шинах ба-
тареи 85%-ного номинального напряжения
принимается:
Лжл <0,5фн
(2-270)
Выбор зарядно-подзарядных агрегатов.
Для заряда и подзаряда следует приме-
нять полупроводниковые выпрямительные
агрегаты с автоматической стабилизацией
напряжения и тока, которые должны удо-
влетворять следующим требованиям:
1. В режиме постоянного подзаряда
обеспечивать подзаряд аккумуляторов для
компенсации их саморазряда и питание
длительной нагрузки, автоматически под-
держивая стабильное напряжение на ши-
нах, независимо от величины нагрузки.
2. Производить заряд батареи после
ее аварийного разряда в течение не более
чем получасового перерыва в питании под-
станции переменным током, обеспечивая
возврат батарее в течение 8—9 ч не менее
90% израсходованной емкости.
3. Производить первый формовоч-
ный заряд батареи до напряжения 2,6—
2,75 В на элемент.
^ = ^(/дл+^).Ю"
(2-271)
где и~пид — напряжение батареи, В;
иэ — напряжение элемента батареи в со-
ответствующем режиме, В; п — число эле-
мента батареи; /дл — ток длительной на-
грузки, А; 6 = 0,15 — в режиме постоянно-
го подзаряда; 6 = 0,3 — в режиме дозаряда
при ыэ==2,3 В; 6=2 — в режиме заряда
батареи после получасового аварийного
разряда; 6 = 5,25 — для аккумуляторов
СК-1—СК-5; 6 = 3,75 —для СК-6—СК-14
и 6=8 — для аккумуляторов типа СИ
в первом формовочном заряде батареи.
В этом режиме ток длительной нагрузки
не учитывается.
Для аккумуляторных батарей напря-
жением 110—220 В устанавливаются два
агрегата — рабочий и резервный. В режи-
ме послеаварийного и формовочного заря-
дов батареи агрегаты могут включаться
на параллельную работу.
Установка аккумуляторных батарей.
Установка кислотных аккумуляторов ба-
тарей должна производиться в отдельном
помещении и соответствовать требованиям
ПУЭ. Решением Минэнерго № 36/2 от
12/Х 1973 г. это исключение аннулировано
и приточно-вытяжная вентиляция должна
в этом случае предусматриваться. Для при-
нудительной вентиляции при монтаже бата-
реи или после полной замены пластин, когда
производится первый формовочный заряд
аккумуляторов, должны применяться ин-
вентарные передвижные вентиляционные
устройства.
Установка в одном помещении щелоч-
ных и кислотных аккумуляторов не допу-
скается. Батареи могут размещаться в од-
ном здании, в изолированных друг от
друга помещениях. Аккумуляторы закры-
того типа (например, СН и стартерные)
не требуют для своей установки специаль-
но оборудованного помещения и могут
устанавливаться в общих помещениях
в закрытых шкафах, имеющих естествен-
ную вентиляцию.
Примерная компоновка аккумулятор-
ной батареи 220 В приведена на рис. 2-204.
Аккумуляторы устанавливаются на од-
норядных и двухрядных металлических
стеллажах, выполненных из стальных

*8
а
со
I
^
28
СО'
и
X
я
03
ч
Ч
<и
н
о
СЧ
О
<
К
а
а
«
о в
п о
X о.
о
я н
V К
УО с;
«^ « и "^ >>
зЗвьй
Ч О <" т Ч
00 00 00 ОООО 00 0000
-* Г>- Г>-00 00 СП СП О
о о о о^о о о о
00 -** ^*Ю ю со со ^
со "^ ^ ^ ^ ^ ^ ^
) Ю Ю ю ю ю ю ю
> сч сч о осо сосп
оююююююю
00-н ^ О) О) Ю Ю 00
.-*СЧСЧ'-«'-«СЧСЧСЧ
юооююююю
осчсчсчсчсчсчсч
юооюююю.
¦^0)000000000000
счсчсчсчсчсчсчсч
СО'^'ЮСООр-^1'-^ —
нС А м^ А нС А А 1-^
ооиоооои
хххххххх
оооооооо
ОО^^т^г^г^г^^
оо со со'сч СЧ СО СО "^
о о о о о о о о
Ю* т1«* -* ю!ю Ю. 1Л со
т!<ЮЮЮЮЮЮЮ
> сч сч о осо сосп
о ю ю ю ю ю ю ю
00--1 ^ СП СП Ю Ю 00
*-*СЧСЧ—««СЧСЧСЧ
оооооооо
соооооооо
оооооооо
т*< со со сч сч см сч сч
О5С0С0^т^т^т^т^
счсососососососо
иииаииии
хххххххх
СЧСЧСЧСЧСЧСЧСЧСЧ
ООт^г^т^т^^т^т^
сч со со со со г-- г--оо
со^г-.ь-ь-г^г^.Г"-
о^ о^ о ©^ о^ о^ о^ о^
О5000С0000О5О5©
I СЧ О О СО СО СП
О Ю Ю Ю Ю Ю Ю \Г>
00-н — СП О) ю ю со
~н СЧ СЧ — — сч сч сч
т^1 ^ —< СО со со с
тг ^ — —I
юооююююю
оо^г^ооооо
^мСОСОГ^Г^Г^^Г^-
СОСОСОСОСОСОСОСО
иооиоаии
хххххххх
сосососососососо
| ^Т ^Т ^* т}* т}* ^* Т}* ^3^
Г-с^Г^.0000000000
оооооооо
т* _н ~т ч& т*« СО СО СО
1 ю со со со со со со со
оююююююю
сп сч сч оо сососп
оююююююю
00'Н^нСПСПЮЮОО
-* сч сч ~ ~ см см см
СОСОСОООООО
ТГ1 о о со со со со со
осчсчсчсчсчсчсч
оооооооо
сосмсчд50>спо50>
т^1 05 СП 05 05 СП СП СП
сосососососососо
_ о см ^
СО "* ю СО 00 —« ~ ~
ииииииии
хххххххх
^
Ю СО СО т*< ^*ю ю со
г^оооооооооооооо
оооооооо
г- ю 1С со" со г^г-ГсхГ
юсососососососо
оююююююю
спсчсчоосососп
о ююю ю ттю
00^-нСПСПЮЮОО
—' СЧ СЧ -н ~- СЧ СЧ СЧ
Ю О О Ю Ю Ю | ю
счоосчсчсчсчсм
-нсососососососо
юоо ю ю ю и-: ю
Г-ОО^^Г^Г--1^.
со сч сч сч сч сч сч сч
СО^тГг^тГ-^^7-^,
О СМ ^
со ^г ю со ор-^ — —
ииииииии
хххххххх
юююююююсо
ю
00 ь- г^оо*оо о о о
Г--00000000О5СПСП
о^о^о^о о^о р о
о сп сп о"о сч"сч"сч"
союсог--г^г--г>-г>-
спсчсчоосососп
оююююююю
оо^^спспююоо
~СЧСЧ-и—«счсчсч
соооооооо
оспспсчсчсчсчсч
СЧСОСО^тГт^т^т^
оооооооо
счоооосососососо
СП^тГЮЮЮЮЮ
СО^т^г^тГ^т^ч*
осч ^«
сг)^ЮСО00»-р«'-^
ииииииии
хххххххх
сосососососососо
СО
ТЗ- Т^ гзн ^
-^ СО Ь-*СО*
сч со СО СО
ос^о о
СО 00 СП 00*
ооою
00 СО СО СП
сч со со сч
о ю ю ю
СП сч сч о
-н СО СО Ю
СО-н»-.СО
СП *-« ^^ -н
3 185
3 640
3 640
3705
СО т^ЮСО
ииии
хххх
СО со со со
чО
сч

§ 2-81]
Выбор и установка аккумуляторных батарей
359
Продолжение табл. 2-149
Количе-
ство
элементов
на стел-
лаже
26
28
Тип стеллажа
26ХСК-8
26ХСК-Ю
26ХСК-12
26ХСК-14
28ХСК-3
28ХСК-4
28ХСК-5
28ХСК-6
28ХСК-8
28ХСК-Ю
28ХСК-12
28ХСК-14
Размеры, мм
/-
3 705
3 705
3 705
3 705
3 430
3 920
3 920
3 990
3 990
3 990
3 990
3 990
1
1 135
1 135
1 135
1 135
1043
1206
1 206
1 230
1230
1230
1230
1 230
А
500
615
625 !
700
460
545
575
490
500
615
625
700
Б
105
165
165 1
195
90
125
125
105
105
165
165
195
в
305
360
370
415
280
330
360
295
295
360
370
1 415
Масса стеллажа, кг
без
изоляторов
119.0
122.0
122.0
128,0
110.0
126,0
127.0
127.0
127,0
1 130,0
130,0
133,0
общая
137,4
140,4
140,4
146,4
128,4
144,4
145,4
145,4
145,4
148,4
148,4
151,4
ы
] 1
*-¦ VI
И
И
и
й
и
и
и
и
у\
и
и
и
и
и
'судом1
4~-~-}
>дг | «^дд» ^^Г /Т^^Р 1
А
А
А
А
4
фЫ
Рис. 2-204. Примерная компоновка аккумуляторной батареи 220 В из 108 элементов
типа СК.
1 — аккумулятор; 2 — стеллаж двухрядный; 5—стеллаж однорядный; 4 —выводная асбоцементчая
доска.

360
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
45
I
17тТ1 Нц
б)
Рис. 2-205. Основные размеры металлических стеллажей и установка аккумуляторов.
а — стеллаж двухрядный: с — стеллаж однорядный; 1 — швеллер продольный № 8; 2 — швеллер
поперечный № 8; 3 — элементный изолятор: 4 — свинцовая подкладка; 5 — стальные прокладки;
6 — изолятор ОФ-6-375кр.
швеллеров № 8. Возможно также приме-
нение деревянных стеллажей по ГОСТ
1226-67.
Данные по установке аккумуляторов
на стеллажах и размеры их приведены
в табл. 2-149, а также на рис. 2-205.
Ошиновка выполняется голыми мед-
ными шинами на изоляторах типа ИАБ
или ТФ-3. Отопление аккумуляторов по-
мещения — электрическое при помощи
трубчатых электронагревателей типа
ТЭН-13, монтируемых в металлических
шкафах во внутренней стене помещения.
Стены, потолок и все металлоконструкции
окрашиваются кислотоупорной или щело-
чеупорной краской.
Расстояния между отдельными акку-
муляторами, а также между аккумулято-
рами и стенами принимаются по ГОСТ
1226-67.
2-82 ВЫБОР БЛОКОВ ПИТАНИЯ
И КОНДЕНСАТОРОВ
Тип блока питания выбирается по мак-
симальной мощности (минимальному со-
противлению) нагрузки, необходимой для
надежной работы реле и электромагнитов
отключения, и номинальному выходному
напряжению Номинальное выходное на-
пряжение выбирают, руководствуясь сле-
дующими соображениями.
Если блок предназначен для замены
существующей аккумуляторной батареи, то
его напряжение по возможности должно
быть равно номинальному напряжению
последней, что сводит к минимуму работы
по реконструкции схем релейной защиты.
Если возможен произвольный выбор
напряжения, то рекомендуется:
а) при применении блоков серии
БП-11., БП-101 напряжение 110 В, так
как при меньших напряжениях больше
сказываются переходные сопротивления в
зажимах и на контактах реле;
б) при применении блоков серии
БП-1002 и БПНС-1 напряжение 220 В,
так как на это напряжение в основном
рассчитаны применяемые типовые схемы
управления, защиты, сигнализации и ав-
томатики.
Величина минимально допустимого на-
пряжения на выходе блока при на-
грузке должна составлять не менее 80%
номинального, и лишь в редких случаях
может быть допущено снижение до 70—
75%.
Дальнейший выбор сводится к опреде-
лению первичных тока и напряжения на-
дежной работы и проверке надежности
питания оперативных цепей.
Ток надежной работы — это величи-
на тока, подаваемого на токовый блок,
при котором выходное напряжение при
данной нагрузке равно минимально допус-
тимому.
Напряжение надежной работы — это
величина напряжения, подаваемого на
блок, при котором выходное напряжение
при данной нагрузке равно минимально
допустимому.
Первичный ток надежной работы. А,
токового блока БПТ-11 определяется ум-

§ 2-82]
Выбор блоков питания и конденсаторов
361
ножением вторичного тока надежной ра-
боты /н.р на коэффициент трансформации
трансформатора тока пт:
/н.р = ^н.р^т- (2-2/2)
Вторичный ток надежной работы,
А, определяется по выражению
до
'н.р "
(2-273)
где Ло>н.р — намагничивающая сила на-
дежной работы, определяемая в зависи-
мости от нагрузки и номинального выход-
ного напряжения блока по кривым
рис. 2-178; ш — число витков первичной
обмотки трансформатора блока.
Погрешность трансформатора тока, пи-
тающего блок, должна быть не выше 10%,
что обеспечивается только в случае, ког-
да кривая кратностей 10%-ной погрешно-
сти расположена выше входной характе-
ристики блока 2ъх = 1(1вх) в диапазоне
токов от нуля до значения, определяемого
условиями поведения токовых защит,
включенных на этот же трансформатор
тока. Проверка выполняется графически
совмещением указанных кривых. Входная
характеристика строится по вольт-ампер-
ным характеристикам блока (рис. 2-177).
Для блоков БПТ-101/1, БПТ-101/2 пер-
вичный ток надежной работы определяет-
ся непосредственно но кривым рис. 2-184—
2-186.
Определение первичного тока надеж-
ной работы блоков БПТ-101/3, БПТ-Ю1/4
и БПТ-1002 производится в следующем по-
рядке:
1. Вольт-амперная характеристика
трансформатора тока (снятая эксперимен-
тально, взятая из паспортных данных или
построенная расчетным путем) сравнива-
ется с семейством вольт-амперных харак-
теристик блоков при х. х. (рис. 2-183
и 2-193) Выбирается число витков бло-
ка таким образом, чтобы вольт-амперная
характеристика трансформатора тока про-
ходила выше вольт-амперной характерис-
тики блока при токах более 5А.
2. По кривым рис. 2-187 и 2-194 оп-
ределяется намагничивающая сила надеж-
ной работы. Вторичный ток надежной ра-
боты определяется по (2-273).
3. Определяется первичный ток на-
дежной работы по (2-272). Если блок
включается на трансформаторы тока, сое-
диненные по схеме разности фазных то-
ков, то вольт-амперная характеристика
трансформаторов тока при тех же значе-
ниях напряжения будет иметь вдвое боль-
шие значения токов, а первичный фазный
ток, А, надежной работы определяется по
выражению
1
'н.р
1н.р"т
VI'
(2-274)
может быть достигнуто за счет последова-
тельного соединения двух вторичных об-
моток трансформатора тока.
Напряжение надежной работы блоков
напряжения определяется в зависимости
от сопротивления нагрузки и допустимого
выходного напряжения по кривым
рис. 2-188 —2-190 и 2-195. Выходное нап-
ряжение при длительной нагрузке не дол-
жно превышать максимально допустимое
напряжение на реле и аппаратах.
1,05 \
п ь
и?Ъ
и
М[
а И
2\
I &
6
ь V
с I
1
\
\
1 \
[_
,
V
^
\ТЩ
Следует иметь в виду, что при необхо-
димости снижение тока надежной работы
тоол
Рис. 2-206. Определение коэффициентов за-
паса надежности питания оперативных
цепей.
/ — зависимость остаточного напряжения в месте
установки блоков от тока трехпслюсного к. з.; 2.
3— входная характеристика комбинированного
блока питания (2 — ток надежной работы, 3 — па-
пряжение надежной работы).
Надежность питания оперативных це-
пей от комбинированного блока (токовый
блок и блок напряжения, работающие па-
раллельно со стороны выпрямленного то-
ка) проверяется при техполюсном к. з.
путем сравнения всей входной характери-
стики блока с зависимостью остаточного
напряжения в месте установки блока от
тока к. з. в режиме работы сети, дающем
минимальные токи к. з. (рис. 2-206).
Коэффициенты запаса определяются
в точке перегиба входной характеристики
блока:
ай
по току &1=-~г—должен быть не менее
аЪ
1,2—1,3;
се
по напряжению &и=~~Т—должен быть
сЬ
не менее 1,15—1,25. При других видах по-
вреждений работа блоков более надежна.
4. При выборе типа конденсаторов, ис-
пользуемых для защиты, необходимо об-
ращать внимание на надежность, стабиль-
ность емкости, минимальный уровень уте-
чек конденсаторов. Наиболее приемлемыми
являются металлобумажные конденсато-
ры типа МБГП. Не рекомендуется не

362
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-150
Величины емкости конденсаторов для питания цепей отключения приводов
Тип привода
ПРБА, ПП-67, ПП-70, ШПКМ,
ШПОМ
ПС-10, ПЭ-2
ПЭ-11
ПС-30, ПЭ-3
Характеристика
отключающего
электромагнита
220 В
220 В (последователь-
ное соединение)
110 В (параллельное со-
единение) 1
Величина
емкости, мкФ
40
80
200
Рекомендуе-
мый тип бло-
ка конденса-
тора
БК-401
БК-402
БК-403
пользовать электролитические конденсато-
ры, поскольку емкость их может сущест-
венно изменяться со временем и при
изменениях температуры; кроме того, они
имеют высокий уровень утечек.
Необходимая для отключения приво-
да энергия, Вт-с, заряда конденсатора
определяется выражением
(2-275)
где (/ном — номинальное напряжение от-
ключающего электромагнита, В; Я— соп-
ротивление катушки отключающего элек-
тромагнита, Ом; I — время отключения
привода, с.
Необходимая емкость конденсатора,
мкФ, определяется по выражению
2ЕЛЪ*
С = , (2-27$)
где V — напряжение на конденсаторе, В
(при заряде от устройства УЗ-401 прини-
мается равным 320 В).
Рекомендуемые величины С для раз-
ных типов приводов приведены в
табл. 2-150.
2-83. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ
АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕИ
Аккумуляторная батарея, работающая
по схеме заряд—разряд, постоянно разря-
жается на некоторую нагрузку, при этом
зарядное устройство отключено. После раз-
ряда батарея ставится на заряд и заряд-
Ц!^-|,||_Х|,|Л—11(4^"
.11 I \4ПП1 • 4ПО ' • п ¦
"-^
400* г108 ' .СЮ элементов
А ккумуляторная
батарея
Рис. 2-207 Принципиальная схема включения аккумуляторной батареи.
/--электромагниты приводов 110 кВ и выше: 2 — электромагниты приводов 6—10—35 кВ; 3— ава-
рийное освещение; 4 — резервный агрегат связи; 5 — лаборатория; 6 —управление, защита и сиг-
нализация; 7 —. измерение и контроль изоляции.

§ 2-84] Схемы питания переменным и выпрямленным оперативным током 363
ное устройство одновременно питает наг-
рузку, присоединенную к шинам батареи.
Недостатком схемы является то, что ба-
тарея в момент аварии может оказаться
в разряженном состоянии. Поэтому такая
схема находит ограниченное применение
в промышленных установках (например,
для аккумуляторных батарей 24—48 В).
Аккумуляторные батареи оперативно-
го тока ПО—220 В станций и подстанций
эксплуатируются в режиме постоянного
подзаряда (рис. 2-207), который значи-
тельно повышает надежность работы ус-
тановки и обеспечивает полноценный ре-
зерв в аварийных условиях. Батарея нор-
мально работает в режиме постоянного
поазаряда без элементного коммутатора
при стабильном напряжении 2,15 В на эле-
мент, без периодических уравнительных
перезарядов и тренировочных разрядов.
Для обеспечения хорошего перемешивания
электролита по высоте сосуда и снижения
тем самым тока саморазряда аккумулято-
ров рекомендуется способ доливки дистил-
лированной воды, по мере ее испарения,
в нижние придонные слои электролита вме-
сто доливки сверху, как это практикова-
лось раньше.
Раз в 3 мес производится дозаряд ба-
тареи при напряжении 2,3 В на элемент
К ш,итуСН
продолжительностью не менее 6 ч. Шинки
управления ШУ должны переключаться на
все время дозаряда на питание от 50—100
элементов батареи [{/= (5О-М00)Х2,3 =
= 115-7-230 В] во избежание повышения
напряжения на них свыше 1,05 номиналь-
ного.
К шинке питания ШП подключается
сеть аварийного освещения, резервный аг-
регат связи и цепи питания включающих
электромагниты приводов масляных вык-
лючателей (6—35 кВ), дающих толчковые
токи небольшой величины (до 150 А).
Шинка питания повышенного напряжения
предусматривается при числе элементов
батареи гс>108 и используется для под-
ключения линий питания цепей включения
мощных приводов масляных выключате-
лей ПО кВ и выш^,
Регулируемое (балластное) сопротив-
ление СР служит для обеспечения одина-
кового заряда, подзаряда и разряда как
основных (гс=100 и 108), так и допол-
нительных (при А1=!20, 128. 140) элемен-
тов. В качестве зарядно-подзарядных аг-
регатов применены стабилизированные вы-
прямительные агрегаты {1ВУ, 2ВУ)\
один — рабочий, второй — резервный.
2-84. СХЕМЫ ПИТАНИЯ
ПЕРЕМЕННЫМ И ВЫПРЯМЛЕННЫМ
ОПЕРАТИВНЫМ ГОКОМ КОНТРОЛЬ
ИЗОЛЯЦИИ
Схема питания переменным оператив-
ным током цепей управления, сигнализа-
ции и автоматики РУ с двумя секциями
шин и пружинными или ручными приво-
дами выключателей приведена на
рис. 2-208. Питание осуществляется от двух
секций щита собственных нужд 380/220 В
или 3X220 В через два стабилизатора на-
пряжения (1СТ, 2СТ): один — рабочий,
второй резервный с автомагическим заме-
1м и и
*о*о
Я я
, ~1ШС * Н—Ч
I \ 2 \
~9Ш У I ~2ШС I I - I
Рис. 2-208. Принципиальная схема питания переменным оперативным током.
7 —измерение напряжения и контроль изоляции; 2 —-телемеханика; 3 — связь; 4 — резерв; /Д/У,
2ШУ — шинки управления; 1ШС, 2ШС — шинки сигнализации; 1СТ, 2СТ — стабилизаторы напряже-
ния С-1, 7с; 2РП1, 2РП2 — реле промежуточные РЯ-256.

364
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
М^ 216ПНС\ | | пагпт 2
а—^
г
1=
ц
г
«У
Резерв Резерв *4- 3 Резерв
_,_|_
ОО ТОЮЯР I
Выходы 300 А Выходы 150А
Ж
Резерв
I Ж
©в ©
е фв е еее |
Резерв
Рис. 2-209. Принципиальная схема питания выпрямленным оперативным током.
а — питание цепей управления и защиты (ШУК сигнализации (ШС) и блокировки (ШБ); б — пита-
ние цепей электромагнитов включения (ШП); 1 — трансформатор тока ввода первой секции;
2 — трансформатор тока ввода второй секции; 3—измерение и контроль изоляции. 11БПТ.
21БПТ—блоки питания токовые БПТ-1002; 11БПН, 21БПН —блоки питания напряжения БПН-1002;
ПБПНС, 21БПНС —блоки питания стабилизированным напряжением БПНС-1; 1ВУ, 2ВУ — блоки пи-
тания с распределительным устройством БПРУ-66.
шением на стороне стабилизированного
напряжения 220 В. Мощность стабилизато-
ра выбирается по максимальной нагрузке
в аварийном режиме (например, при ра-
боте газовой защиты трансформатора на
отключение всех его выключателей). Для
понизительных подстанций 35 — 220 кВ
с двухобмоточными трансформаторами мо-
жет быть принят стабилизатор типа С-1,7 с
мощностью 1,7 кВ-А; для подстанций с
трехобмоточными трансформаторами — ти-
па С-Зс мощностью 3 кВ-А.

§ 2-84] Схемы питания переменным и выпрямленным оперативным током 365
На выходе стабилизаторов напряже-
ния образуются шинки обеспечения пита-
ния ШОП.
Стабилизаторы предназначены для:
а) разделения оперативных цепей и ос-
тальных цепей собственных нужд под-
станции (освещение, вентиляция, сварка
и т.д.), что существенно повышает на-
дежность оперативных цепей;
б) поддержания необходимого уров-
ня напряжения оперативных цепей при ра-
боте АЧР, когда возможно одновременное
снижение частоты и напряжения.
Схема питания выпрямленным опера-
тивным током цепей управления, защиты,
сигнализации и автоматики РУ с двумя
секциями шин и с электромагнитными при-
водами выключателей приведена на
рис. 2-209.
Для питания цепей управления, защи-
ты и автоматики предусмотрены блоки
стабилизированного напряжения типа
БПНС-1 и токовые блоки БПТ-1002 с вы-
прямленным напряжением 220 В по 1 шт.
на каждую секцию.
Блок БПНС-1 обеспечивает надежное
питание при удаленных трехфазных и лю-
бых несимметричных к. з. При близких
трехфазных к. з. питание обеспечивается
от одного токового блока БПТ-1002, вклю-
ченного на трансформатор тока средней
фазы ввода. Питание блоков БПНС-1 со
стороны переменного тока предусмотрено
от сети собственных нужд 380/220 В или
3X220 В. Выходы постоянного тока блоков
питания обеих секций соединяются парал-
лельно на шинках управления -±ШУ пане-
ли выпрямленного тока. Питание шинок
±1ШУ в РУ осуществляется кабелями,
подлючаемыми к шинкам +ШУ панели
выпрямленного тока через автоматы. Шин-
ки ±1ШУ секционируются по числу сек-
ций шин РУ.
Питание цепей сигнализации (шинки
сигнализации +Я/С на панели выпрямлен-
ного тока и ±/Я/С в РУ) осуществляется
от отдельных блоков напряжения типа
БПН-1002, включаемых со стороны пере-
менного тока аналогично блокам напря-
жения цепей защиты Такая схема позво-
ляет разделить цепи защиты и сигнализа-
ции, что повышает надежность их.
Для питания цепей электромагнитов
включения выключателей предусмотрены
блоки питания типа БПРУ-66, от которых
подается питание на шинки ±ШП в РУ
Количество блоков питания принимается
равным количеству секций шин РУ Бло-
ки БПРУ-66 соединяются параллельно на
стороне выпрямленного напряжения, чем
обеспечивается практически независимое
питание при включении на к. з.
Питание со стороны переменного тока
предусматривается от сети собственных
нужд 380/220 В (БПРУ-66/380) или ЗХ
Х220 В (БПРУ-66/220).
При проектировании РУ и подстанций
на выпрямленном оперативном токе необ-
ходимо учитывать следующее:
1. Токовые блоки обеспечивают на-
дежную работу при определенных (мини-
мальных) значениях первичных токов
трансформаторов тока. Поэтому обяза-
тельно должна проводиться проверка обе-
спечения надежной работы блоков в за-
щищаемой сети (см. §2-82).
ШОП
ГТГ ПИ пи
Н-° I о-* *
\ \1 ? *\ 1РС1
"1
1РС1
¦гаа—
1РС1 На. сигнал
1РС2\
Рис. 2-210 Принципиальная схема контроля
изоляции цепей переменного оперативного
тока.
2. Отключение электродвигателей 6—
10 кВ при действии защиты минимального
напряжения должно выполняться с по-
мощью предварительно заряженных кон-
денсаторов, так как при исчезновении на-
пряжения токовый блок и блок напряже-
ния не обеспечат питания цепей защиты
3. Величина пульсаций выпрямленно-
го напряжения на выходе блоков питания
превышает 5%, в связи с чем должны
приниматься специальные меры для обес-
печения надежной работы устройств, чув-
ствительных к пульсациям (например, ре-
ле РИС-Э2М).
4. Для обеспечения надежной работы
выключателей с электромагнитным приво-
дом при включении на к. з. необходимо
предусматривать отключение выключателя
из не полностью включенного положения
(без посадки на защелку и преднамерен-
ной выдержки времени). Указанное обес-
печивается применением по возможности
защит без выдержки времени (отсечек)
и ускорением защит с выдержкой времени
при включении выключателей.
В настоящее время для повышения
надежности включения выключателей на
к. з разрабатываются индуктивные нако-
пители энергии, обеспечивающие пол-
ное включение выключателей с посадкой
на защелку. Принцип действия накопите-
ля заключается в подаче на включающий
электромагнит импульса энергии необходи-
мой величины и длительности в тот момент
времени, когда напряжение питающей се-
ти падает до нуля вследствие возникно-
вения к. з.

366
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Контроль изоляции цепей оперативного
тока. Изоляция аппаратуры, применяемой
во вторичных цепях, должна соответство-
вать нормам, определяемым рабочим нап-
ряжением источника оперативного тока,
питающего данные цепи.
¦а/у.
ПИЗ
I—1о
ПИЗ
\5 7*]
*0
110 12\
*1Ч 161
ПИ1
3+ Ш 3-
ПИ1 1 2 ПИ1
3+ Ш 3- 3+Ш 3-
\17\20\ -4г \10\9\ \9 +121
ППИ2
Рис. 2-211. Принципиальная схема контроля
изоляции цепей постоянного (выпрямленно-
го) оперативного тока.
с — принципиальная схема устройства; б — схема
замещения.
Контроль изоляции цепей оперативно-
го постоянного и переменного тока должен
предусматриваться на каждом независи-
мом источнике, не имеющем заземления.
Контроль изоляции может не выполняться
при неразветвленной сети оперативного то-
ка (например, при применении схем с ин-
дивидуальными блоками питания). Уст-
ройство контроля изоляции должно обес-
печивать подачу сигнала при снижении со-
противления изоляции ниже установленно-
го значения, а на постоянном (выпрям-
ленном) токе также измерение величины
сопротивления изоляции полюсов.
Схема контроля изоляции цепей пере-
менного оперативного тока приведена на
рис. 2-210.
Контроль осуществляется при помо-
щи двух реле напряжения 1РС1 и 1РС2
типа РН-54/160 и вольтметра У\. Нормаль-
но сопротивление изоляции фаз по отно-
шению к земле Гп\=гп2 и каждому реле
приложена половина напряжения; при вы-
боре соответствующей уставки ^/ъР^>
>0,5 б^ном реле не срабатывают. При на-
рушении изоляции одной фазы ее сопро-
тивление относительно земли снижается
(например, Ги1</"и2). В этом случае на
реле 1РС2 напряжение станет больше на-
пряжения уставки, реле сработает и по-
даст сигнал. Поочередным подключением
вольтметра 1^ с помощью переключателя
ПИ между фазой и землей находится по-
врежденная фаза.
Схема контроля изоляции цепей пос-
тоянного (выпрямленного) оперативного
тока приведена на рис. 2-211, а.
Схемой предусмотрено:
а) измерение напряжения на шинах
и каждого полюса по отношению к «зем-
ле» с помощью вольтметра У\\
б) измерение величины эквивалентно-
го сопротивления изоляции полюсов по
отношению к «земле» с помощью вольт-
метра с двусторонней шкалой У2\
в) автоматическая сигнализация при
нарушении изоляции одного полюса с по-
мощью реле РС типа РН-51/М78.
Работа схемы контроля и измерения
сопротивления изоляции основана на
принципе моста, плечами которого явля-
ются сопротивления потенциометра П и
изоляции полюсов, а диагональю обмотка
реле РС или вольтметра У2 (рис. 2-211, б).
Если изоляция полюсов относительно
земли одинакова, т.е. Ги1 = /и2. то напря-
жение между точками моста а и Ь отсут-
ствует и ток через прибор и реле не про-
текает. При уменьшении сопротивления
одного полюса равновесие моста наруша-
ется реле срабатывает и подает сигнал.
И. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И СЕТЕВАЯ АВТОМАТИКА
2-85. ВВЕДЕНИЕ
Сети 6—10 кВ обычно отделены от
энергосистем большими индуктивными со-
противлениями трансформаторов и линий.
Сети 35—220 кВ промпредприятий имеют
простую конфигурацию в виде радиаль-
ных или магистральных линий. Трансфор-
маторы на главных понизительных и це-
ховых подстанциях обычно работают раз-
дельно. Такие сети промпредприятий не
требуют для своей защиты от аварийных
и ненормальных режимов сложных уст-
ройств защиты и автоматики, используе-
мых в сетях районных энергосистем.
В промышленных электроустановках
находят широкое применение устройства
защиты с реле косвенного действия с пи-
танием от источников оперативного посто-
янного тока, а также устройства защиты

§ 2-86]
Защита трансформаторов
367
на переменном оперативном токе с реле
прямого действия. Находят применение
также схемы релейной защиты с исполь-
зованием полупроводниковых и транзис-
торных элементов, однако эти схемы и ус-
тройства в настоящем справочнике не
приводятся, так как их промышленное
производство еще не освоено. Несмотря на
простоту отдельных устройств защиты
и автоматики, в сетях промпредприятий
значительные трудности при их проектиро-
вании вызывает большое разнообразие
требований, предъявляемых различными
технологическими установками к режи-
мам работы электроустановок и питаю-
щих сетей.
В настоящей главе справочника осве-
щены основные вопросы проектирования
релейной защиты сетей и подстанций
в объеме требований ПУЭ и руководящих
материалов по релейной защите.
Защита питающих сетей напряжением
ПО кВ и выше здесь не рассматривается.
2-86. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На трансформаторах, устанавливаемых
в сетях 6 кВ и выше, должны предусмат-
риваться устройства релейной защиты,
действующие при: повреждениях внутри
баков маслонаполненных трансформато-
ров; многофазных к. з. в обмотках и на
их выводах; однофазных замыканиях на
землю (со стороны сети с большим током
замыкания на — более 500 А); витковых
замыканиях в обмотках трансформаторов;
внешних к. з.; перегрузках (если они воз-
можны); понижениях уровня масла в мас-
лонаполненных трансформаторах.
2. ЗАЩИТА ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ
И ПОНИЖЕНИЯ УРОВНЯ МАСЛА
ВНУТРИ БАКОВ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
Тип защиты — газовая, реагирующая
на образование газов внутри трансформа-
тора. Защита действует в зависимости от
интенсивности газообразования на сигнал
или на отключение.
В соответствии с действующими ПУЭ
установка газовой защиты обязательна
для трансформаторов мощностью 6,3 мВ-А
и более, а также для трансформато-
ров меньшей мощности при отсутствии
быстродействующих защит (дифференци-
альной отсечки или максимальной со вре-
менем действия не более 0,5—1 с).
Для внутрицеховых понижающих
трансформаторов мощностью 0,630 мВ-А и
более газовую защиту следует устанавли-
вать независимо от наличия быстродейст-
вующей защиты. Газовая защита может вы-
полняться реагирующей на выделение газа
или на повышение давления в кожухе
трансформатора. При выполнении газовой
защиты на отключение необходимо обеспе-
чение надежного срабатывания выключате-
лей трансформатора при кратковременном
замыкании контактов газового реле.
Схема газовой защиты должна преду-
сматривать перевод ее действия только на
сигнал.
3. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ,
ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
И ВИТКОВЫХ ЗАМЫКАНИЙ
В ОБМОТКАХ ТРАНСФОРМАТОРА
Типы защит: а) продольная дифферен-
циальная токовая защита, с циркулирую-
щими токами, действующая без выдержки
времени на отключение всех выключателей
трансформатора. При наличии короткоза-
мыкателя — включение его, с последующим
отключением отделителя в бестоковую пау-
зу АПВ линии;
б) токовая отсечка без выдержки вре-
мени, устанавливаемая со стороны питания
и действующая, как защита по п. «а».
Токовая отсечка, охватывающая часть
обмотки трансформатора, должна преду-
сматриваться во всех случаях, когда не
устанавливается дифференциальная за-
щита.
Продольная дифференциальная защи-
та без выдержки времени выполняется, как
правило, на трансформаторах мощностью
6,3 мВ-А и более. Допускается предусмат-
ривать дифференциальную защиту на
трансформаторах меньшей мощности
(4,0 мВ-А) при параллельной работе их
в целях селективного отключения повреж-
денного трансформатора, а также на транс-
форматорах 1,0 мВ-А и более, если токо-
вая отсечка не удовлетворяет требованиям
чувствительности; максимальная токовая
защита имеет выдержку времени более
0,5 с и отсутствует газовая защита.
Окончательный выбор тина защиты
производится в соответствии с рекоменда-
циями ПУЭ и Руководящими указаниями
по релейной защите трансформаторов.
Трансформаторы тока для продольной
дифференциальной защиты, как правило,
должны устанавливаться со всех сторон
защищаемого трансформатора. Выбор ко-
эффициента трансформации трансформато-
ров тока и схем их соединения для раз-
личных сторон трансформатора производит-
ся в порядке, изложенном в табл. 2-151.
Обычно продольная дифференциальная
защита выполняется с двумя реле тока в
дифференциальной цепи. Если при исполь-
зовании двух реле не удовлетворяются тре-
бования чувствительности, следует приме-
нять трехрелейную схему.
Для осуществления защиты могут при-
меняться реле тока типа РТ-40, реле
РНТ-565 с включением реле тока через на-
сыщающийся трансформатор, реле ДЗТ.
Исполнение защиты с реле РНТ или
ДЗТ принимав ся на основании расчетов,
позволяющих определить коэффициент чув-
ствительности защиты кч^2 при мини-
мальных значениях токов к. з. в зоне дей-

368
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ствия защиты (см. Руководящие указания
по защите понижающих трансформаторов):
Для понижающих двухобмоточных
трансформаторов небольшой мощности це-
лесообразно проверить возможность приме-
нения дифференциальной отсечки с приме-
нением реле РТ-40.
Для понижающих трансформаторов
мощностью 4С—53 мВ-А и выше, как пра-
вило, применяются реле типа РНТ-565. Ес-
ли реле РНТ-565 не обеспечивают необхо-
димой чувствительности при выборе тока
срабатывания защиты по условию отстрой-
ки от установившихся токоз небаланса,
следует применять реле типа ДЗТ.
Расчет продольной дифференциальной
защиты сводится к определению первично-
го тока срабатывания защиты, токов сра-
батывания реле, числа витков реле РНТ
или ДЗТ и, в конечном итоге, коэффициен-
тов чувозительности защиты при повреж-
дении в зоне ее действия. Расчет защиты
с реле ДЗТ не приводится и при необходи-
мости следует пользоваться «Руководящи-
ми указаниями по защите». Расчет защиты
производится в такой последовательности:
определяются коэффициенты трансфор-
мации трансформаторов тока, их число и
схема соединений;
определяется расчетное значение пер-
вичного тока небаланса
нб.расч ~ 'нб.расч ~г 'нб.расч « 'нб.расч'
(2-277)
гДе ^нб.расч —составляющая, обусловлен-
ная погрешностью трансформаторов тока;
/нб ч —составляющая, обусловленная
регулированием напряжения защищаемого
трансформатора; / нб.расч —составляющая,
обусловленная неточностью установки на
насыщающемся трансформаторе реле РНТ
расчетных чисел витков.
' нб.расч = ^одн&апер/ мк.з.макс',
Нб.расч = Д^сс 'сск.е.макс + А ^3 73к.
'нб.расч Чк-з.макс-'"
и1расч
где /к.з.макс — периодическая слагающая
тока (при * = 0), проходящего при расчет-
ном внешнем (как правило, трехфазном)
металлическом к. з. на стороне, где рас-
сматривается повреждение; /* — относи-
тельное значение тока намагничивания,
при выборе трансформаторов тока по кри-
вым допустимых кратностей тока при
10%-ной погрешности принимаемое рав-
ным 0,1; &одн — коэффициент однотипно-
сти, равный 0,5, если на одной стороне
трансформатора имеются ответвления и
расчетные токи внешнего к.з., примерно
одинаковые при однотипных трансформа-
торах тока, во всех остальных случаях
#одн = 1; &апер — коэффициент, учитываю-
щий апериодическую составляющую тока
к. з., для защиты с реле РНТ-565 &апер = 1;
^к.з.макс 7р к.з.макс — периодические сла-
гающие токов (при ? = 0), проходящие при
расчетном внешнем к. з. на сторонах, где
производится регулирование напряжения;
Ы/а и Д^/р—относительные погрешности,
обусловленные регулированием напряже-
ния на сторонах трансформатора и прини-
маемые равными половине суммарного диа-
пазона регулирования на соответствующей
стороне; при этом выбор числа витков об-
моток насыщающегося трансформатора ре-
ле РНТ производится по режиму, соответ-
ствующему средней величине регулируемо-
го напряжения; а>1расч и ©ирасч — расчет-
ные числа витков обмоток насыщающегося
трансформатора реле, определяемые по ус-
ловию баланса намагничивающих сил при
внешних повреждениях; хюг и тц — приня-
тые числа витков обмоток насыщающего-
ся трансформатора реле.
Примерная расчетная таблица-форму-
ляр для определения исходных данных и
выбора трансформаторов тока, которая за-
полняется при- выполнении расчета, приве-
дена в табл. 2-151.
Примерный порядок расчета продоль-
ной дифференциальной защиты двухобмо-
точного трансформатора, выполненной ре-
ле РНТ-565, приведен в табл. 2-152.
Токовая отсечка без выдержки време-
ни включается на те же трансформаторы
тока, что и максимальная токовая защита
от внешних к. з. Токовая отсечка выполня-
ется на трансформаторах, питающихся от
сети с большим током замыкания на зем-
лю, — двумя реле тока, включенными на
фазные токи, и одним реле, включенным
на ток нулевой последовательности; на
трансформаторах, питающихся от сети
с малым током замыкания на землю,—
двумя реле, включенными на фазные токи,
или одним реле, включенным на разность
токов, в зависимости от чувствительности.
Токовая отсечка действует на отключе-
ние трансформатора со всех его сторон.
Выбор тока срабатывания защиты произво-
дится по формулам табл. 2-153. Чувстви-
тельность защиты оценивается коэффици-
ентом чувствительности кч^2 при к. з.
в месте установки защиты в минимальном
режиме питания.
4. ЗАЩИТА ОТ ТОКОВ
ВНЕШНИХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЯ
Защита предназначена для прекраще-
ния питания внешних многофазных к. з. при
отказе защиты или выключателя смежного
поврежденного элемента, а также служит
резервом собственных защит трансформа-
тора (дифференциальной, газовой и т. п.).
На отдельных сторонах трансформатора
могут устанавливаться комплекты защиты
от токов внешних к. з., отключающие вы-

§ 2-86]
Защита трансформаторов
369
Таблииа 2-151
1
2
3
4
5
б
7
Исходные данные и выбор трансформаторов тока
Величина
Первичные номинальные токи обмоток
Соединение вторичных обмоток трансфор-
маторов тока
Расчетный коэффициент трансформации
трансформаторов тока
Принятый тип и стандартный коэффициент
трансформации трансформаторов тока
Токи в плечах защиты при номинальном
перзичном токе
Первичный ток в обмотках при внешнем
трехфазном к. з. в максимальном режи-
ме (для определения небаланса при внеш-
нем к. 3.)
Первичный ток в обмотках при трехфаз-
ном к. з. в зоне в минимальном режиме,
приведенный к стороне с наибольшим |
номинальным вторичным током (для про-
верки чувствительности)
Расчетная формула
, ^
кзг/н
Уз/„
7н
1/з7н
. __/н_
/(3)
'к.з.макс
/(3)
'к.з.мин
1 Числовое значение
для обмоток
трансформатора
1 I (кВ) | II (кВ)
Таблица 2-152
Определение уставки и чувствительности продольной дифференциальной защиты
(реле РНТ-565)
Величина
Расчетная формула
Числовое значе-
ние (проставляет-
ся в процессе
расчета)
Первичный ток небаланса, обусловлен-
ный погрешностью трансформаторов
тока при внешнем к. з., приведенный
к стороне с наибольшим номинальным
вторичным током в плече защиты. Ток
к. з. из п. 6 табл. 2-151
Первичный ток небаланса при внеш-
нем к. з., обусловленный регулировани-
ем напряжения ответвлениями обмоток
защищаемого трансформатора. Ток к. з.
пщ 6 табл. 2-151
Первичный расчетный ток небаланса
при внешнем к. з.
Первичный ток срабатывания защиты
из условия отстройки от расчетного то-
ка небаланса при внешнем к. з.
/' =; /(3>
'нб '' *К.3.1
/^=0,1—относительная по-
грешность трансформатора
тока
4» = Д *"&.»;
Л6/ — максимальное относи-
тельное изменение напряжения
от напряжения среднего от-
ветвления
'нб.расч === 'нб * нб
'с-з ^ %^н-б.расч»
кя = 1,5 — коэффициент на-
дежности
24-478

370
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Величина
Первичный ток срабатывания защиты
из условий отстройки от броска тока
намагничивания, приведенный к сторо-
не с наибольшим номинальным вторич-
ным током
Принятый расчетный ток срабатыва-
ния защиты
Расчетный ток срабатывания реле,
отнесенный к стороне с наибольшим но-
минальным вторичным током
Расчетное число витков обмотки реле,
включаемых в плечо защиты с наиболь-
шим номинальным током
Принятое включение уравнительных
обмоток реле
Принятое число витков обмотки реле
1ур, включаемых в плечо защиты с наи-
большим номинальным вторичным то-
ком (ближайшее меньшее по сравнению
с расчетным)
Принятый ток срабатывания реле со
стороны плеча 1ур
Расчетное число витков обмотки ре-
ле Иур
Принятое число витков обмотки ре-
ле Пур
Первичный ток небаланса при внеш-
нем к. з., обусловленный округлением
расчетного числа витков обмотки реле
Иур
Ток из п. 6, табл. 2-151
Уточненный первичный ток небалан-
са при внешнем к. з.
Принятый первичный ток срабатыва-
ния защиты со стороны плеча 1ур
Уточненный коэффициент надежности
отстройки от тока небаланса при внеш-
нем к. 3.
Чувствительность защиты при мини-
мальном токе двухфазного к. з. в зоне
защиты. Ток к. з. из п. 7 табл. 2-151
(при к. з. за схемой у^/Д)
\к=\
Продолжение табл. 2-152
Расчетная формула
'с.з ^' ^"ном>
ч-1,3 — коэффициент на-
дежности (уточняется по опыт-
ным
для
I
реле
II
реле
'*
данным)
'сз.расч
"Кз/сз
1с.р.расчД „
**т
с.р.расчД пт
^с.р
^304=": ;
*ср.расч
реле РНТ-565 /7с.р = 100
уравнительная — зажимы
уравнительная — зажимы
щ
Рс.р
1ср1~ да,
м/1
».1„=»1-^
'н II ур
ЮП
ю11рясЧ —»П
— 'к.з.вн
^11 расч
^нб = ^нб + ^нб + ^нб
, 'с.р I Лт .
ус.зД ——»
Уз
I . =1 п
С'3/Ч С.р I т
ь !±2- ^ 1 Ч
/нб
Уз /(3)
* и 'к.з.мия > 2
2/с.з
Числовое значе-
ние (проставляет-
ся в процессе
расчета)

§ 2-86]
Защита трансформаторов
371
Первичный ток срабатывания максимальных токовых защит
и токовых отсечек
Таблица 2-153
Защищаемый
элемент
Трансфор-
маторы
Линии 6—-
10 кВ
Двигатели
Тип защиты
Максимальная
токовая защита
с пуском мини- 1
мального напря-
жения
Максимальная
токовая защита
! от перегрузок
Максимальная 1
токовая защита
Токовая отсечка
Максимальная
токовая защита:
с реле РТ-40
с реле РТ-80
Токовая отсечка:
с реле РТ-40
с реле РТ-80
Максимальная
токовая защита
от перегрузки
Расчетная
формула
/(3) __ _А!_ /
ус.з - . 'н.
ис з = о,5 ч-
о,б ин
/О) ^н_ .
с-3~ *в н
/<?> = А.,
4..3 . Н
/(3) _ и ИЗ)
'с.з ~ *н 7п
/(3) _ А. /
'с.З — г, 'Н
КВ
/(3) _ и /<3>
'с.з ~ ки 'п
/(3) ^н_ ,
сз~ К н
*н
1,2
1,05
1,2
1,4
1,25
1,4
1,4
1,5
1,2
**
0,8
0,8
0,8
0,8 1
0,85
0,8
Расчетный параметр
ив, /н — номинальные
напряжения и ток
трансформатора
/н — номинальный ток
трансформатора
/н — максимальное
значение тока нагрузки
(с учетом самозапуска
двигателей при АВР)
/^3* — максимальное
значение периодической
составляющей (*=0)
тока трехфазного к. з.
на стороне НН
/н — максимальное
значение тока нагрузки
линии с учетом отключе-
ния резервной линии
/*,3) — максимальное
значение периодической
составляющей (*=0)
тока трехфазного к. з.,
от которого защита
должна быть отстроена
/н — номинальный ток
двигателя
ключатели данной стороны. При наличии
короткозамыкателеи действие этой защиты
распространяется на включение короткоза-
мыкателя. Отдельные комплекты этой за-
щиты могут иметь несколько выдержек
времени и отключать выключатели разных
сторон трансформатора. Один или несколь-
ко комплектов защиты должны обеспечить
отключение трансформатора со всех его
сторон, чем осуществляется дополни-
тельное резервирование защит трансформа-
тора.
На трансформаторах, присоединенных
к сетям с большим током замыкания на
землю (более 500 А), защиты от внешних
к. з. должны реагировать на многофазные
к. з. и на замыкания на землю. На транс-
форматорах, имеющих питание с разных
сторон, в целях обеспечения селективности
действия, отдельные комплекты рассматри-
ваемых защит могут снабжаться органами
направления мощности. Они, как правило,
выполняются с независимыми от тока вы-
держками времени, выбираемыми по сту-
пенчатому принципу. Для резервной защи-
ты желательно использовать отдельные
сердечники трансформаторов тока, т. е.
нужно стремиться резервную защиту не
включать на один и тот же сердечник с ос-
новной защитой.
В качестве защиты от внешних к. з.
(резервной) обычно используются токовые
защиты, основные разновидности которых
приведены ниже:
максимальная токовая защита: трех-
фазная трехрелейная; двухфазная двухре-
лейная; двухфазная трехрелейная или од-
нофазная однорелейная (предназначена
только для защиты от симметричного по-
вреждения или перегрузки);

372
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
т
<1
>
СИ
о.
о
2
е.
о
-е-
ее
О.
Н
2
СО
м
2
а>
X
о
5
ас-
О
н
«у
3
вХ
5
О.
СО
<
Г*._Ь|
т
О.
со -
П
4
^3-
П
Тгг*
>1
]а
Г^/^
ил\А0
4'
аГ| ЙЧ
«о —
п^п
>»
*»
*
^
«3 "
.Чь
1 №
1
1 Г
«Ч Ь^
1 **
1 *"*
1
2?
Кд
с
ш а.
ем
°*
со
а
(М
^
«
о
к
СП
е.—со
2 « о.
*" ? °
- а а
х о
" а .д.
2^
^оЗ
виН
«
Н
ео
15
ее
СО X (У
К У =
Ч Е О
со с
К О. С
н -
со
пмвгвф
Айжэк кнс!е
яу
•^-, 1
1 СО
с
*¦*• 1
1 со
{-
-
"^
**"4
-
"-,
н
1 **
-с *-.
II II
о чи
"и II
II II
^ -^
*о
•<
<0
С")
«3
. Н 1
см гг
О
^ 1 **
о
-1 =
^
II
со
II
*х
0
(
5
)
!
Г.
-|=|
см с:
1^ *-
^ **
с
О
м-
•*-«
II
II
^
<
5
Г
С
^
, ^н
--« 1 Г^
с
Н
^ ^
О
^
11
7
^?
1
с?
О
|
*>-| ^
О
1 н
--с
1 ^
1 *-
1 ^
1 н
1 сд
1 ь
—.с
1 ^
Г^
II - | СЧ
к° II
+ -0
II ^
СЗ
V
«3
ЬЯ ^*
^1 с
^и
1 ь
1 ^
-1 ^
1 **
1 сч
1 {-
1 ^
4 е"
Г"
II -,1м
Г
Г II
II ад
^
V
1 ^>
ЬЯ1 ==*
О
со ^
^^ |н
1 н
^ 1 см
^ ^
с
"^ 1 с^
1 **
Iе41
к:
II 1
-^ см
|| л
о
1 ^

Распределение аварийных токов для схем защиты трансформаторов
с группой соединения обмоток У/Ун—12
Таблица 2-155
а»
2
Векторная диаграмма
на первичной
стороне
АПС
аЬс
АВ
АС
ЕС
а
А.
д^—О—*~в
Токи в фазах на первичной
стороне трансформатора
А В С
рз гг
Уу-«
'Р1
_Р_2
'РЗ
А В С
йШ
$3 %Н
в^хс
'Р1
'Р2
АЗС
X?
Уу;12
и = 1в = 1с=1->
'а='в
I
_1_
О
О
¦#с-/
/Б = /с = /
/
о
/
пт
I
пт
I
пт
О
/
пт
1
пт
О
/
пт
/з/
У
2/
/2Т
/I н
[II I пгухЛ
$? V
'Р1
/з/
2/
'Р2
1/з/
2/
/

374
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
О
I I
У I
Г '
^ «а
о
СМ I СО
^1 =
см I со
-|«
о
+
-|«о
II .*
•Ъ II
+ ^
п о
1^» 1^
О
I со
с
I ^
с
I со
I ^
СМ СО ^
II -|«
.4 II
+ -*
с II
II ^
и

§ 2-86]
Защита трансформаторов
375
максимальная токовая защита с пус-
ковыми органами в исполнениях: с одним
реле напряжения обратной последователь-
ности и одним реле напряжения, включен-
ными на междуфазное напряжение (комби-
нированный пуск); с тремя реле напряже-
ния, включенными на междуфазные напря-
жения;
токовая ненаправленная и направлен-
ная защита обратной последовательности,
а также нулевой последовательности.
Различные исполнения защит применя-
ются в зависимости от конфигурации сети,
к которой подключен трансформатор, наз-
начения, типа и мощности трансформато-
ра, а также условий чувствительности.
Рекомендации по выполнению схем за-
щиты от внешних коротких замыканий. Ор-
ган выдержки времени защиты с незави-
симой характеристикой предусматривается
в каждом комплекте защиты. Для созда-
ния нескольких ступеней выдержек време-
ни допускается использовать реле времени
с проскальзывающим контактом.
Для питания напряжением пусковых
органов могут быть использованы шинные
трансформаторы напряжения и трансфор-
маторы напряжения, установленные до
вводных выключателей б—10 кВ. Выбор
стороны многообмоточных трансформаторов
для питания трансформаторов напряжения
определяется условиями чувствительности
защиты.
При наличии у комплекта защиты пус-
ковых органов, питающихся с шин другого
напряжения, и возможности отключения
выключателя, связывающего трансформа-
тор с указанной системой шин, необходимо
выведение пускового органа из работы
с помощью реле — повторителя положения
выключателя.
Токовые цепи защиты нулевой после-
довательности получают питание от филь-
тра токов нулевой последовательности, об-
разованного из трансформаторов тока,
встроенных во втулки трансформаторов,
или комплекта выносных трансформаторов
тока. Для защиты нулевой последователь-
ности может также использоваться транс-
форматор тока, устанавливаемый в цепи за-
земленной нейтрали силового трансформа-
тора.
На понижающих трансформаторах,
имеющих расщепленные обмотки низшего
напряжения, а также ответвление на раз-
ные секции шин или работающих через
сдвоенный (расщепленный) реактор, на
указанных ответвлениях, как правило, уста-
навливаются отдельные комплекты защи-
ты, осуществляющие защиту шин.
Определение первичных токов сраба-
тывания максимальных токовых защит и
токовых отсечек производится в соответст-
вии с рекомендациями табл. 2-153—2-155.
5. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
ОТ ПЕРЕГРУЗОК
На трансформаторах, подверженных
перегрузкам, защита, как правило, преду-
сматривается с действием на сигнал с вы-
держкой времени.
Защита устанавливается: на двухобмо-
точных трансформаторах со стороны пита-
ния; допустима установка и со стороны
низшего напряжения; на трехобмоточных
трансформаторах с односторонним пита-
нием на стороне питания и на стороне об-
мотки меньшей мощности; при одинаковой
мощности трех обмоток достаточна установ-
ка защиты только на стороне питания.
Определение первичных токов срабаты-
вания см. табл. 2-153.
6. ПРИМЕРЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
На рис. 2-212 представлена схема защи-
ты понизительного трехобмоточного транс-
форматора 110—220/35/6—10 кВ при нали-
чии короткозамыкателей и отделителей на
стороне НО—220 кВ, выключателей на сто-
ронах 35 и 6—10 кВ и сдвоенного реактора
на стороне 6—10 кВ. На стороне 6—10 кВ
трансформатор соединен с секциями шин
через сдвоенный реактор. Защита выполне-
на на оперативном постоянном токе.
Дифференциальная токовая защита
выполнена реле ДЗТ-11 в трехрелейном ис-
полнении Токовая защита от внешних к. з.
установлена на стороне высшего напряже-
ния в трехфазном трехрелейном исполне-
нии реле РТ-40. Токовая защита на сторо-
не 35 и 6—10 кВ, являющаяся защитой со-
ответствующих сборных шин, выполнена
реле РТ-40 в двухфазном двухрелейном ис-
полнении. Токовые реле этой защиты вхо-
дят в комплект защиты типа КЗ.
Помимо токовых реле в комплект за-
щиты КЗ входят реле времени, промежу-
точные и указательные реле.
В качестве пусковых органов резерв-
ных защит предусмотрены реле напряже-
ния, реагирующие на появление напряже-
ния обратной последовательности, и реле
минимального напряжения, реагирующие
на симметричные повреждения.
Защита от перегрузки (реле 4РТ—6РТ)
предусмотрена на всех трех сторонах за-
щищаемого трансформатора. Схема предус-
матривает блокировку пусковых органов
при включении трансформатора на холо-
стой ход.
На рис. 2-212 приняты следующие ус-
ловные обозначения: 1ТТ—10ТТ — транс-
форматоры тока; 1РТТ—ЗРТТ — реле диф-
ференциальные с торможением ДЗТ-11;
1РНФ—ЗРНФ — фильтры, реле напряжения
обратной последовательности РНФ—1М;
1КЗ—ЗКЗ — комплект защиты типа КЗ-12;
1РТ—6РТ — реле тока РТ-40; 1РП—7РП,
9РП—ПРИ — реле промежуточные РП-23;
8РП — реле промежуточное РП-252; 1РВ—
реле времени ЭВ-132; 2РВ—5РВ — реле
времени ЭВ-114; 1РН-ЗРН — реле напряже-
ния РН-54/160; 1РГ-1, 1РГ-2, 2РГ — реле
газовые; 1РУ—15РУ — реле указательные

1 110,220 н В
1система шин
35*8
Вариант для одиночной
секционированной системы
¦ У ' илин 55кВ
Вариант для встроенных
трансформаторов тока
А В С
1РТТ
Измерение,
приборы
и автомат и на
ЧРТ 1РТ
Максимальная то -
не8ая защита
и защита от пере-
грузки на стороне
110-220н8
ЗТГЬ
ЗТГс
Максимальная
\токо8ая защита
\и защита от пере]
I грузки на стороне
35п8
Защита тин
на стороне
35к8
2! Та
2КЗ
2ПЬ
«ОСл.в * а О. I •*. С»
кг%,
2РП
гттс&ЩЦЩЩ
ЧТТа
ЗКЗ
1РТ-
1—р»,,„. ^ зр
8*3 11 8
«пь&'Ш&^ЦЦН
6РГ
г в
I
4'
1 ч
0* 1
оЗРНФ
06 I
ЗРНФЗРН
Пусковые оргамы
напряжена»
на минах
6-10 и 25кВ
Рис 2-212

Р ?
Р а
СО -с
51 Со
со
I о
^ «ъ
соР
<*>р1
Ǥ
Максимальные тоновые
защиты с пуском по напряжению
Оперативные цепи
I *ъ,
*3
¦I
р§
с©|
=4
Макси -
мальные
токовые
защиты
Выходные
реле
защиты
II
II
I
{Газовая
защита}
р
•в
* р
г*
в-
Р
за
*| д^^!^] <•]
<ч|(о| и» I от! <п1 1л| «^! •»»» I «а I «л I
Г* = =^ч ~ ~ ~ ™ V* ~ ^* Г"
•г
•*
1с© ^
ё
«ъ
•
Щепиотключения\
Шиберов и синхрл
\ двигателей, 1
5» г*
р 5»
*83
4%
со
•**
со
О*
1 **
Цепи отключения
выключателя
\ Цепи включения]
порот коза-
1 мынателя
За|
^Ь ^ 2 *
*4м
«с
2 * *
*э I
^ <* 2
1
1.
о >:
р р
О
8
Цепи сигнализации

378 Электроснабжение и подстанции [Разд. 2
I меигохнвпеожшоо'он
\нън9ьмид гиеЬ '^хеШвйэи
1 шоъшътпъс'ъиттъе иъдоя
I -во/ гончюппэнън'ъиттъг
\мудонош *унч1/упЬн9йэффъУ
3 Й * 5 *
Н=чЬ-4
(тгоншопро
гтпнмеииаЪюъй о
а
а
«о
6* 1 ^.
дой-йш шыд оячшош) «
I и1»нШэ<1зцыпнан9бдк *
\помж(19дпд о ыънет ъи \ *
кштшъконгынд кпнногтм90 V»
шптъе жпдомош хнняяунпэнъ*
мнил \м»%»Нич%м ли МЯЛИ
е« шитик кпяаяиш *гчпчт »*»#«*л«##»
У — — — — — „»Уи/»ж*аК/д<ми/ *ЭЛЦ
И III ||^1о1ябЬ1а1 И ы ¦¦ 1 I ¦' I

§ 2-87]
Защита от однофазных коротких замыканий
379
сериесные типа РУ-21; //?—ЗК— сопротив-
ления; 1БИ—4БИ — блоки испытательные
БИ-4; 1Н—7Н — накладки контактные; 1ВУ
ЗВ, 4В — выключатели; КЗ — короткозамы-
катель; ОД, 10Д — отделители.
На рис. 2-213 представлена защита
двухобмоточного трансформатора, работа-
ющего через сдвоенный реактор на шины
6—10 кВ. Защищаемый трансформатор мо-
жет иметь (вариантно) расщепленные об-
мотки 6—10 кВ. Защита выполнена на опе-
ративном переменном токе по схеме дешун-
тирования. Источником энергии в данном
случае являются трансформаторы тока.
Дифференциальная токовая защита
выполнена при помощи реле РНТ-565 в
двухрелейном исполнении.
Резервная защита на стороне ПО—
220 кВ выполнена в двухрелейном исполне-
нии и включена на разность токов двух
фаз трансформаторов тока при помощи ре-
ле РТ-40. Резервная защита снабжена ком-
бинированным пуском по напряжению (ре-
ле ФНОП и реле РН). Отключение выклю-
чателей от защит и включение короткоза-
мыкателя осуществляются при помощи
предварительно заряженных конденсато-
ров. Заряд этих конденсаторов осуществля-
ется специальным зарядным устройством
УЗ.
Защита от перегрузки осуществляется
на стороне ПО—220 кВ трансформатора
(реле 13РТ). При трансформаторах с рас-
щепленными обмотками защита от пере-
грузки также предусматривается и со сто-
роны напряжения 6—10 кВ.
Защита от перегрузки выполняется од-
нофазной однорелейной.
Для обеспечения правильной работы
отделителя (отделитель может отключаться
только при протекании тока не более 14 А)
в рассматриваемой схеме предусматривает-
ся специальная блокировка (реле 18РТ и
9РТ).
На рис. 2-213 приняты следующие ус-
ловные обозначения: 5ТТ—8ТТ — транс-
форматоры тока; 60ПТТ—61ПТТ — проме-
жуточный трансформатор тока; 10РТН—
11РТН — реле тока с насыщающимися
трансформаторами РНТ-565; 12КЗ — ком-
плект защиты типа КЗ-36; 9РТУ 13РТ —
18РТ, 62РТ—63РТ — реле тока РТ-40;
19РНФ—20РНФ — фильтры реле напряже-
ния обратной последовательности РНФ-1М;
21РН—22РН — реле напряжения РН54/160;
23РГ — реле газовое; 24ТРВ—25ТРВ — ре-
ле времени РВМ-12; 26РП—27РП — проме-
жуточные реле РП-25; 28РП — промежу-
точное реле РП-23; 29РПВ — промежуточ-
ное реле РП-251; 30РУ—37РУ — реле ука-
зательные сериесные типа РУ-21; 45СД—
46СД — сопротивления; 38УЗ — устройство
зарядное УЗ-401; 39УО—41УО — устройст-
ва отключающие; 44УП — устройство пере-
ключающее; 47БК — блок конденсаторов
БК-401; 48БК—52БК — блоки конденсато-
ров БК-402; ЗВ-^4В — выключатели; 2КЗ —
короткозамыкатель; 54КО—59КО — катуш-
ки отключения; ОД — отделитель.
На рис. 2-214 представлена защита
трансформатора с расщепленными обмотка-
ми. Трансформатор к щинам ПО и 6—ЮкВ
подключен при помощи выключателей. Опе-
ративный ток — постоянный. Дифференци-
альная токовая защита выполнена реле
ДЗТ-11 в двухрелейном исполнении. Токо-
вая защита от внешних к. з. установлена
с трех сторон трансформатора и выполня-
ется реле РТ-40. Со стороны 110 кВ она
включена на разность токов фаз в двухре-
лейном исполнении, а со стор*оны Ь—
10 кВ — на фазные токи также в двухре-
лейном исполнении. Токовая защита от
внешних к. з. выполнена с ускорением при
включении выключателей 6—10 кВ на к. з.
При замене рабочего выключателя
НО кВ обходным трансформаторы тока
7ТТ—8ТТ заменяются на 5ТТ.
На рис. 2-214 приняты следующие ус-
ловные обозначения: 1ТТ—10ТТ — транс-
форматоры тока; 1РТТ—2РТТ — реле диф-
ференциальное с торможением ДЗТ-П;
1КЗ—ЗКЗ — комплекты защиты типа
КЗ-12; 1РТ—2РТ — реле тока РТ-40;
1РГ-1, 1РГ-2, 2РГ — реле газовые; 1РП—
7РП — реле промежуточные РП-23; 8РП —
реле промежуточное РП-252; 1РВ—ЗРВ —
реле времени ЭВ-114; 1РУ— ЮРУ — реле
указательные сериесные типа РУ-21; 1Р —
2Я — сопротивления; 1БИ—5БИ — блоки
испытательные БИ-4; 1Н—4Н — накладки
контактные; 1В—2В, 4В выключатели
Приведенные примеры не исчерпывают
всего разнообразия схем защиты понижаю-
щих трансформаторов. Применение той или
иной схемы определяется требованиями
ПУЭ, руководящими указаниями, а также
уровнями токов к. з., характером и величи-
ной нагрузки, схемой соединения обмоток
и другими конкретными условиями работы
трансформатора в электроустановке.
2-87. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ
КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
ТРАНСФОРМАТОРОВ 6—10/0,4—0,23 кВ
С ГРУППОЙ СОЕДИНЕНИЙ ОБМОТОК
У/У -12 или Д/ у -11
С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
НА СТОРОНЕ НИЗШЕГО
НАПРЯЖЕНИЯ
При проектировании защиты от одно-
фазных к. з. на стороне 0,4—0,23 кВ ука-
занных трансформаторов необходимо учи-
тывать величину тока однофазного к. з.
Как указано в гл. В, при схеме соединения
обмоток трансформатора «звезда—звезда»
значительное влияние на величину тока
к. з. оказывает сопротивление нулевой пос-
ледовательности трансформатора, имеющее
относительно большую величину по срав-
нению с сопротивлением прямой последо-
вательности. Ток однофазного к. з. в этих
случаях получается малый. Он еще снижа-
ется при к. з. в отходящих линиях, что при-
водит к затруднениям при создании удов-

380
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
§ 1 5,
* 3 ° ^

•Дтт
\Я»2РТТ\ 1РМ
+ К автомату питания цепей, оператив-
ного тока --¦ - ч^<
71ГГ
"П*^
^51Р'В1
»1КЗ .- ,, »,„_,&*_
\Ш^р1ЩрВигг_^РУ^\
5ВИ
УРОВ 110кВ
56И
Н&>р\-{защита 08 110кВ\—^НГС^
1 0Р/7 ЗРП 29
11 6рП 12
7РП
12
8РП
|тнт
1ЕИ—11 "11г
ОЗЕгТ
4+« лИл<*-
Дифференциаль
наг. защита
Трансформа
тора
РПН
110кВ
*2*
1секция6-1дк6*^
ЛсзкцияВ-Ю'кВ
УРОВ 110иВ
Защита обходного
выключателя 110 к 8
Реле контроля цепей
оперативного тока
Максимальная токовая
защита стороны ШкВ
Максимальная токовая
защита стороны
6~10кВ 1 секции
Максимальная токовая
защита стороны
6-10кВ Ж секции
Защита о\т
перегрузки
В схеме управл. 8ыкл„Ч8 .
9РУ1^^уРП1 |
ИЗВ!1
+/ г_^-^_Ч^з11Р** В схеме
Т2€*
1РП2
"1^2РЛ 8РУ2
в схеме управл выкл. „ТВ »
ИВ€
2РВ *™г
На отключение
,,ЧВ"
транс фор матора\
На отключение
„1В*
гпр ан сфарм&тора\
Рис. 2-214. Схема защиты понижающего трансформатора 110/6—10/6—10 кВ с расщепленными обмотками 6—10 кВ.

382
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
летворительной защиты от однофазных
к. з. В связи с этим рекомендуется для
трансформаторов мощностью 400 кВ-А и
более применять схемы соединения обмо-
ток «треугольник — звезда» (или звезда —
двойной зигзаг» для трансформаторов мощ-
ностью до 250 кВ-А), при которых сопро-
тивление нулевой последовательности транс-
форматора равно сопротивлению прямой
последовательности и ток однофазного к. з.
при повреждении на зажимах низшего на-
пряжения трансформатора будет равен то-
ку трехфазного к. з.
Согласно ГОСТ 11677-65 на силовые
трансформаторы нулевой вывод трансфор-
маторов рассчитывается для схемы соеди-
нения обмоток «звезда — звезда» на ток
0,25 /н.т и при схеме соединения обмоток
«треугольник — звезда» на ток 0,75 /н.т.
Исходя из этого, ток срабатывания
принятой защиты должен удовлетворять
условиям:
для схемы соединения обмоток трансфор-
матора «звезда — звезда»
/с.з<0,25 —; (2-278)
для схемы соединения обмоток трансфор-
матора «треугольник — звезда»
/с.3 <0,75—. (2-278а)
Однако в целях обеспечения селектив-
ности принятой защиты с защитой отходя-
щих линий 380 В может потребоваться за-
вышение этого тока срабатывания. Для
указанных понижающих трансформаторов,
а также для блока «трансформатор — ма-
гистраль» должна предусматриваться за-
щита от однофазных к. з. в сети низкого
напряжения, осуществляемая при помощи:
1) максимальной токовой защиты от
внешних к. з., устанавливаемой на стороне
высшего напряжения, и, если это требуется
по условиям чувствительности, в трехре-
лейном исполнении;
при этом должно быть выполнено условие
/с.3 = Мсх*Р/мРдб 7"Р(1) , (2.279)
ВТ г
где /м.раб — максимальный рабочий ток;
/прш/лт — приведенный к первичной об-
мотке трансформатора ток однофазного
к. з., протекающий по обмоткам реле;
кч — коэффициент чувствительности, рав-
ный примерно 1,5; кв— коэффициент воз-
врата реле; ки — коэффициент надежности,
равный 1,1 —1,25; ксх— коэффициент схемы
для двухфазной защиты с двумя или тремя
реле, равный 1; кр — кратность сверхтока
нагрузки по отношению к максимальному
рабочему току; пт — коэффициент транс-
формации трансформаторов тока.
При схеме соединения обмоток транс-
форматора «треугольник — звезда» рас-
сматриваемая защита для случая к. з. на
стороне низшего напряжения трансформа-
тора может обеспечить требуемую чувстви-
тельность;
2) защиты нулевой последовательно-
сти, присоединенной к трансформатору то-
ка, установленному в нулевом проводе
трансформатора. Эта защита обычно вы-
полняется с помощью реле РТ-81 и приме-
няется при недостаточной чувствительности
защиты по п. 1. Реле РТ-81 при этом при-
нимается с действием на отключение авто-
матического выключателя, установленного
на стороне низшего напряжения трансфор-
матора;
3) автоматического выключателя или
предохранителей, установленных на выво-
дах, низшего напряжения, при недостаточ-
ной чувствительности защиты по п. 1.
В ряде случаев, отмеченных в ПУЭ,
защита от однофазных к. з. для трансфор-
маторов с соединением обмоток «звезда —
звезда» может не применяться. Эти реко-
мендации могут быть распространены и на
трансформаторы со схемой соединения об-
моток «треугольник — звезда».
2-88. ПЕРЕДАЧА ОТКЛЮЧАЮЩЕГО
ИМПУЛЬСА
На понизительных подстанциях глубо-
ких вводов 110/6—10 кВ без выключате-
лей на стороне ВН во многих случаях це-
лесобразно применение схем с передачей
отключающего импульса от защит транс-
форматора на отключение головного вы-
ключателя питающей линии.
Наибольшее распространение получили
способы передачи отключающего импульса
по кабелям связи или по проводам ВЛ
с помощью высокочастотной аппаратуры.
Передача отключающего сигнала по кабе-
лям связи применяется при длине их до
10—15 км. Для этих целей используется
специальный кабель дальней связи с кор-
дельно-бумажной, кордельно-стирофлекс-
ной или с кордельно-поливинилхлоридной
изоляцией соответственно марок ТЗБ, ТЗСБ,
ТЗАВБ. Кабели имеют малое сопротивле-
ние и хорошую износоустойчивость изоля-
ции при прокладке в земле. Кроме этих
кабелей могут использоваться кабели дру-
гих марок с аналогичными параметрами.
При передаче отключающего импуль-
са на расстояния до 2—3 км вместо спе-
циального кабеля можно применять подхо-
дящий по конструкции контрольный кабель.
При этом сопротивление петли связи не
должно превышать максимальной величи-
ны, определяемой применением того или
иного устройства контроля исправности жил
кабеля. В этом контрольном кабеле навод-
ки от внешних электромагнитных полей
должны быть сведены к минимуму, для че-
го рекомендуется применять экранирован-
ный контрольный кабель, который следует
относить на соответствующее расстояние
от ВЛ, зависящее от напряжения линии,
высоты подвеса проводов и глубины про-
кладки кабеля.

§ 2-88]
Передача отключающего импульса
383
Защита кабеля, осуществляющего пе-
редачу отключающего импульса, от опас-
ного и мешающего влияния ВЛ дана
'Иа. сигнал От выходного
па сигнал промежуточ-
мого реле защиты
трансформатора
Л/ст.В
Рис. 2-215. Схема передачи отключающего
импульса по кабелю связи.
Блок № 1, блок № 2 — устройства контроля;
ОР — отключающее реле; РУ — реле указательное
сериесное типа РУ-21; РП — реле промежуточное
типа РП-212; 1РП — реле промежуточное типа
РП-23; УО — отключающее устройство.
П/ст.А
в гл. Б, разд. 3 настоящего тома Справоч-
ника.
Количество жил в кабеле связи опре-
деляется объемом передаваемых и прини-
маемых сигналов для служб релейной за-
щиты и автоматики, связи, телемеханики,
а также необходимым резервированием
жил кабеля. Обязательно должен осущест-
вляться контроль исправности жил кабеля,
используемых для передачи отключающего
сигнала на головной выключатель. Устрой-
ства контроля должны действовать на сиг-
нал и реагировать на обрыв жил кабеля,
на замыкание между ними и на землю.
На рис. 2-215 в качестве примера при-
ведена схема передачи отключающего им-
пульса по кабелю связи. В нормальном
режиме по кабелю проходит ток контроля,
не приводящий к срабатыванию отключа-
ющего реле ОР вследствие его малой ве-
личины, но позволяющий эффективно кон-
тролировать состояние кабеля связи. При
повреждении трансформатора выходное
промежуточное реле защиты переключает
при помощи реле 1РП жилы кабеля с уст-
ройства контроля на источник оперативно-
го тока. При этом срабатывает отключаю-
щее реле приемного полукомплекта устрой-
ства контроля и через указательное и про-
межуточное реле действует на отключение
выключателя. Время передачи отключаю-
щего импульса составляет около 0,035 с.
К п/ст.В
промежуточного
реле защиты *
тр ансформатора
Рис. 2-216. Схема передачи отключающего импульса по высокочастотному каналу.
ВЗ — высокочастотный заградитель ВЗ-600-0,25; КС — конденсатор связи СМР-110/У 3-0,0064;
ф/7 _ фильтр присоединения ОФП-4; Р — разрядник; ЗН — заземляющий нож РВО-6/400; ВК — вы-
сокочастотный кабель ФКБ-1Х1.3: РП — реле промежуточное типа РП-212; УО - отключающее уст:
ройство; РУ — реле указательное сериесное типа РУ-21.

384
Электроснабжение и подстанции
ГРазд. 2
В ряде случаев передачу отключающе-
го сигнала целесообразно производить по
проводам воздушной линии электропереда-
чи с помощью высокочастотной аппарату-
ры. Пример такой передачи приведен на
рис, 2-216, где показаны элементы высоко-
Рис. 2-217 Структурная схема передачи от-
ключающего сигнала в. ч. каналом по двум
линиям электропередачи.
частотной обработки и присоединения: за-
градители, конденсаторы связи, фильтры
присоединения, высокочастотные кабели,
передатчик и приемник.
В настоящее время для передачи от-
ключающего импульса по в. ч. каналу ис-
пользуется пятиканальное устройство теле-
отключения типа ВЧТО-М, состоящее из
приемника, передатчика и промежуточно-
го усилителя. Указанная аппаратура может
заказываться независимо друг от друга.
Питается ВЧТО-М через специальный пре-
образователь (инвертор) от источника по-
стоянного оперативного тока 110 или
220 В.
В нормальных условиях по каналу не-
прерывно передается контрольный сигнал,
который обеспечивает непрерывную провер-
ку испразности в. ч. канала и повышает
помехоустойчивость аппаратуры. При пе-
рерыве передачи контрольной частоты вы-
ходная цепь приемника разрывается и по-
дает сигнал «неисправность канала». При
срабатывании выходного промежуточного
реле защиты трансформатора передатчик
вместо контрольного сигнала передает от-
ключающий сигнал другой частоты, при-
чем возможна передача только одного из
пяти сигналов. При одновременной переда-
че нескольких сигналов преимуществом
пользуется команда с меньшим номером.
Время передачи отключающего импуль-
са (с момента подачи напряжения на реле
управления передатчика до момента замы-
кания контактов выходных реле приемни-
ка) не более 0,05 с.
На рис. 2-217 приведена структурная
схема передачи отключающего сигнала
в. ч. каналом по двум линиям электропере-
дачи одновременно. В нормальном режи-
ме трансформаторы подстанции работают
по схеме блока «линия — трансформатор».
Контакты выходных промежуточных реле
защит трансформатора, например 1Т, дей-
ствуют на запуск в. ч передатчика линии
Л1У который передает отключающую
команду по ВЛ в приемник линии Л1. На
выходе указаного приемника появляется
сигнал, приводящий к срабатыванию бы-
стродействующего промежуточного реле
РП типа РП-212, контактами которого
осуществляется отключение выключателя
1В. Работа в. ч. аппаратуры сигнализиру-
ется указательным реле.
Аналогично выполнены цепи, связан-
ные с передачей отключающего сигнала на
выключатель 2В при действии трансфор-
матора 27.
Для увеличения надежности преду-
смотрена передача отключающего сигнала
одновременно по двум линиям. Например,
при действии защит трансформатора 17
отключающая команда передается по пер-
вому каналу передатчика линии Л1 и по
второму каналу передатчика линии Л2.
Считается целесообразным (до накопления
опыта) применять в качестве резервирова-
ния устройств передачи отключающего
импульса короткозамыкатель; когда его
применение нежелательно или невозможно,
следует применять дублирование передачи
отключающего сигнала по другим каналам.
Следует учитывать, что при применении
передачи отключающего импульса выход-
ные цепи защит трансформатора и цепи
отключения отделителя значительно изме-
няются по сравнению с теми же цепями,
когда используется только короткозамы-
катель.
2-89. ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ
И АСИНХРОННЫХ
ЭЛ ЕКТРОД ВИ ГАТЕЛ ЕЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 000 В
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На синхронных и асинхронных электро-
двигателях напряжением выше 1000 В
должны предусматриваться устройства ре-
лейной защиты, действующие, как правило,
при:
многофазных замыканиях на выводах
и в обмотке статора;
замыканиях на землю в обмотке ста-
тора;
перегрузках, обусловленных технологи-
ческими причинами, а также затянувшим-
ся пуском или самозапуском;
асинхронном режиме (для синхронных
электродвигателей);
потере питания (в том числе исчезнове-
нии или длительном снижении напря-
жения) .

§ 2-89] Защита синхронных и асинхронных электродвигателей выше 1000 В 385
2. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ
НА ВЫВОДАХ И В ОБМОТКЕ СТАТОРА
Защита от многофазных замыканий
устанавливается на всех синхронных
и асинхронных электродвигателях и дейст-
вует на отключение электродвигателя- от
сети, а у синхронных двигателей также
и на устройство гашения поля, если оно
предусматривается.
Типы защит. Для электродвигателей
мощностью до 5 000 кВт — токовая отсечка
без выдержки времени, отстроенная от то-
ков самозапуска и пуска при выведенных
пусковых устройствах, в двухфазном, од-
но- или двухрелейном исполнении.
Для электродвигателей мощностью до
5 000 кРт при наличии шести выводов об-
мотки статора и в случае, если токовая
отсечка не удовлетворяет требованиям чув-
ствительности — дифференциальная токо-
вая защита по схеме с циркулирующими
токами в двухфазном, двухрелейном ис-
полнении с применением реле без промежу-
точных насыщающихся трансформаторов
(например, типа РТ-40) с добавочными со-
противлениями (около 5 Ом) в цепях об-
моток реле (рис. 2-218).
Для электродвигателей мощностью
свыше 5 000 кВт при наличии шести вы-
водов обмотки статора — дифференциаль-
ная токовая защита по схеме с циркули-
рующими токами в двухфазном, двухре-
лейном или трехфазном, трехрелейном
(в случаях, когда отсутствует мгновенная
защита от замыканий на землю) исполне-
нии с применением реле с промежуточными
насыщающимися трансформаторами, на-
пример типа РНТ-565 (рис. 2-218, б, в).
Расчетные уставки защиты
1) Первичный ток срабатывания токо-
вой отсечки выбирается' в соответствии
с расчетным выражением
/с.з ^.Умакс, (2-280)
где кш — коэффициент надежности (при
выполнении токовой отсечки на реле типа
РТ-40 /?н=1Д при выполнении отсечки на
реле с зависимой характеристикой выдерж-
ки времени и реле прямого действия
&н = 2); /макс — действующее значение пе-
риодической составляющей тока самозапу-
ска или пускового тока двигателя при
/7=1, 5=1 и выведенных пусковых устрой-
ствах.
2) Первичный ток срабатывания диф-
ференциальной токовой защиты, выполнен-
ной по схемам рис. 2-218, определяется пс
расчетному выражению
/с.з ^ ^н/нб.расч, (2-281)
где ка — коэффициент надежности (при вы-
полнении защиты на реле без промежуточ-
ных насыщающихся трансформаторов кв —
= 1,5-ь2; при выполнении защиты на реле
с промежуточными насыщающимися транс-
форматорами /гн = 1,3); /нб.расч— расчет-
25—" 47°
ное значение тока небаланса, которое опре-
деляется по выражению
/нб.расч = #апер^одн/\/макс; (2-282)
здесь &апер — коэффициент, учитывающий
апериодическую составляющую переходно-
го режима (при выполнении защиты на
реле без промежуточных насыщающихся
трансформаторов 6апер = 2; при выполне-
нии защиты на реле с промежуточными
насыщающимися трансформаторами
&апер = 1); &одн — коэффициент однотип-
ности трансформаторов тока; при исполь-
зовании для защиты однотипных транс-
форматоров тока с одинаковыми коэффи-
циентами трансформации 6Одн=0,5 (при
использовании для защиты трансформато-
ров тока разнотипных или с разными ко-
эффициентами трансформации #одн=1);
/г — расчетная токовая погрешность транс-
форматоров тока, /,=0,1; /макс—действу-
ющее значение тока самозапуска или пу-
скового тока двигателя при /7=1; 5=1
и выведенных пусковых устройствах.
С учетом значений указанных коэффи-
циентов первичный ток срабатывания:
для дифференциальной защиты, выпол-
ненной на реле без промежуточных насы-
щающихся трансформаторов,
/с-3 = (0,15 - 0,2)/Макс; (2-283)
для дифференциальной защиты, выпол-
ненной на реле с промежуточными насы-
щающимися трансформаторами,
ус<3 = 0,065/макс (2-284)
3) Первичный ток срабатывания диф-
ференциальной токовой защиты электродви-
гателя, оборудованного динамическим тор-
можением без установки трансформаторов
тока в Цепи динамического торможения,
определяется по формуле (2-281) для двух
случаев:
самозапуска или внешнего трехфазно-
го.к. з. по формулам (2-282) —(2-284) или
динамического торможения; при этом
/нб.расч — максимальное значение тока ди-
намического торможения. Из двух расчет-
пых значений выбирается большее.
Если условие отстройки от тока дина-
мического торможения является определя-
ющим и при этом чувствительность защи-
ты не обеспечивается или ток срабатыва-
ния для защиты мощных электродвигате-
лей получается больше номинального, це-
лесообразна установка трансформаторов
тока, включенных в схему дифференциаль-
ной защиты, в цепи динамического тормо-
жения (рис. 2^218,г).
Чувствительность защиты оценивается
минимальным коэффициентом чувствитель-
ности
/(2)
Ъч = . к-эмин , (2-285)
/с-з
гДе /кз.мин — минимальное значение пери-
одической составляющей Тока к, з, между

386
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
3-Ю кв
3-10кВ
*)
б)
3-ЮкВ
А \В (
ш
1РНТ 2 РИТ ЗРНТ
г ~ 1 г 1 г ¦
'!Й11 !^^! 1ГЙ11.
Рис. ?-218. Примеры выполнения продольной дифференциальной защиты элек-
тродвигателя.
а — двухфазная двухсистемная дифференциальная отсечка; б — двухфазная двухсистем-
ная дифференциальная защита; в — трехфазная трехсистемная дифференциальная защи-
та; г — двухфазная двухсистемная защита для электродвигателя с динамическим тормо-
жением; В — выключатель; Д — защищаемый двигатель; 1ТТ—ЗТТ — трансформаторы то-
ка; 1РТ, 2РТ — реле тока типа РТ-40 или РТМ; 1РНТ—ЗРНТ — реле тока с промежуточ-
ным насыщающимся трансформатором.

§ 2-89] Защита синхронных и асинхронных электродвигателей выше 1 000 В 387
двумя фазами на выводах электродвига-
теля.
Защита удовлетворяет требованиям
чувствительности при кч^2. Если рассчи-
танный по (2-285) коэффициент чувстви-
тельности дифференциальной защиты
&ч>2, то целесообразно принять для нее
ток срабатывания
/с.в> (I -г- 1,3)/ном.д, (2-286)
где /ном.д — номинальный ток двигателя.
Указанное обеспечит несрабатывание
от номинального тока двигателя при обры-
ве плеча дифференциальной защиты. При
этом чувствительность защиты, рассчитан-
ная по (2-285), должна быть не ниже нор-
мативной (коэффициент чувствительности
при металлическом двухфазном к. з. на вы-
водах электродвигателя кч^2).
3. ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
В ОБМОТКЕ СТАТОРА
Защита электродвигателей от однофаз-
ных замыканий на землю предусматривает-
ся: для электродвигателей мощностью до
2 000 кВт — при токе однофазного замыка-
ния на землю 10 А и выше; для электро-
двигателей мощностью более 2 000 кВт —
при токе однофазного замыкания на землю
5 А и выше.
Специальная защита от двойных замы-
каний на землю (одно в обмотке статора,
а другое в сети) устанавливается, если:
защита от однофазных замыканий на зем-
лю выполнена с выдержкой времени или
защита от однофазных замыканий на зем-
лю отсутствует, а защита от многофазных
к. з. выполнена двухфазной.
Защита от замыканий на землю дей-
ствует на отключение выключателя электро-
двигателя, а у синхронных двигателей —
на устройство гашения поля, если оно пре-
дусмотрено.
В компенсированной сети целесообраз-
но осуществление сигнализации замыкания
на землю в обмотке электродвигателя.
Типы защиты. От однофазных замыка-
ний на землю — однорелейная токовая от-
сечка нулевой последовательности с вы-
держкой или без выдержки времени с пер-
вичным током срабатывания: /С.3^10А
для электродвигателей мощностью до
2 000 кВт и /с.з^5А для электродвигате-
лей мощностью свыше 2 000 кВт.
От двойных замыканий на землю —
однорелейная токовая отсечка нулевой по-
следовательности без выдержки времени
с первичным током срабатывания /с.з =
= 100^-200 А .
Для сигнализации однофазного к. з.
в компенсированной сети с соответствую-
щим спектром гармоник — устройства типа
УСЗ 2/2.
Указания по выполнению защит. За-
щита от замыкания на землю включается
па трансформаторы тока нулевой последо-
вательности, устанавливаемые у выводов
электродвигателя, если последний защищен
25*
от многофазных замыканий дифференциаль-
ной защитой.
На электродвигателях, не имеющих
дифференциальной защиты, в целях упро-
щения и удешевления допускается установ-
ка трансформаторов тока нулевой после-
довательности в РУ, если из-за этого не
увеличивается время срабатывания защиты
от однофазных замыканий на землю (за
счет емкостного тока кабеля). Защита от
однофазных замыканий на землю выпол-
няется без выдержки времени, если ее
удается отстроить по току от броска соб-
ственного емкостного тока электродвигате-
ля при внешнем к. з.
Указанное возможно, если значение
собственого емкостного тока не превышает
для двигателя мощностью до 2 000 кВт —
2,78 А, для двигателя мощностью свыше
2 000 кВт—1,39А.
Значение собственного емкостного то-
ка сообщается заводом — изготовителем
электродвигателя или рассчитывается по
формуле
/с = 3<Уф 2я {С = 942 ифС,
где 11$ — фазное напряжение электродви-
гателя; } — частота сети (50 Гц); С — ем-
кость одной фазы статора по отношению
к земле, Ф/фазу.
При отсутствии данных завода-изгото-
вителя величина емкости, мкФ/фазу, мо-
жет быть ориентировочно оценена по фор-
мулам:
для турбодвигателей
1,2Уин(\ + 0,08Цн)9
для остальных электродвигателей
3(^„+3600) я1/з *
где кх =0,0187 при 15 — 20 °С; 62 = 40 для
изоляции класса Б при 25 °С; 5 — мощ-
ность, МБ-А, — для турбодвигателей,
кВ-А, — для остальных электродвигателей;
1/п — номинальное напряжение, кВ, для
турбодвигателей, В, для остальных электро-
двигателей; п — частота вращения, об/мин.
При значительных емкостных токах
защита выполняется с выдержкой времени
и.3=0,5-5-1,5 с для отстройки от указан-
ных переходных емкостных токов при внеш-
нем замыкании на землю. Для электродви-
гателей мощностью до 10 000 кВт защиту,
включенную на трансформаторы тока типа
ТЗЛ, удается выполнить без выдержки вре-
мени.
При применении трансформаторов тока
нулевой последовательности типов ТНП
и ТНПШ питание цепей подмагничивания
производится от трансформаторов напря-
жения или собственных нужд.
Расчетные уставки защиты
1) Уставка тока срабатывания защи-
ты, включенной на трансформатор тока ти-
па ТНП, выбирается с учетом отстройки от

388
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-156
Чувствительность защиты от замыканий на землю в обмотке
статора электродвигателя
Тип трансформатора
ТНП-2, ТНП-4
ТНП-2, ТНП-4
ТНП-7, ТНП-12, ТНП-16
ТНП-7, ТНП-12, ТНП-16
ТЗ. ТЗЛ
ТЗРЛ
Тип реле
РТ-40/0,3
РТЗ-50
РТ-40/0,2
РТЗ-50
РТЗ-50
РТЗ-50
Минимальный
ток срабаты-
вания реле, А
0,1
0,03
0,1
0,03
0,03
0,03
Чувствитель-
ность защи-
ты, А
4,0
1,3
5,0
1.8
3,5(4)
5,5(8)
Выдержка
времени, с
0,5—1
1,2
0.5—1
1—2
—
—
Примечание. В скобках указана чувствительность защиты при двух кабелях, без
бок — при одном кабеле.
токов небаланса ТНП и броска собствен-
ного емкостного тока электродвигателя.-
Применительно к существующим ти-
пам мгновенных электромеханических реле
РТ-40 и РТЗ-50 с полным сопротивлением
8—9 Ом при сопротивлении соединитель-
ных проводов примерно 1 Ом рекомендует-
ся использовать данные табл. 2-156.
В таблице указана достигаемая чувст-
вительность защиты, т. е. первичный ток
срабатывания защиты при сдвиге фаз меж-
ду токами намагничивания и подмагничи-
вания 90° При сдвиге фаз, равном 0°, ток
срабатывания может уменьшиться на 20—
30%. Указанные в таблице выдержки вре-
мени предусмотрены для предотвращения
срабатывания защиты от бросков собствен-
ного емкостного тока. При небольшой ем-
кости двигателя выдержка времени не тре-
буется.
2) Уставка тока срабатывания защи-
ты, включенной на., трансформаторы тока
типа ТЗ, ТЗЛ и ТЗР, принимается в соот-
ветствии с табл. 2-156.
3) Для действия при двойных замыка-
ниях на землю предусматривается реле ти-
па РТ-40/6.
4. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕГРУЗОК
Защита от перегрузок устанавливается
в случаях, когда: возможны технологиче-
ские перегрузки; имеются тяжелые условия
пуска и самозапуска; недопустим самоза-
пуск.
Защита выполняется с действием на
сигнал, если предусматривается возмож-
ность ликвидации перегрузок дежурным
персоналом, или на разгрузку механизма,
если она выполняется автоматически.
Действие защиты от перегрузок на от-
ключение применяется для электродвигате-
лей с тяжелыми условиями пуска и само-
запуска и если самозапуск недопустим, а
также при работе электродвигателя в уста-
новках без постоянного дежурного персо-
нала или если разгрузка механизма не-
возможна без остановки двигателя.
В качестве защиты от перегрузок при-
меняется максимальная токовая защита
с зависимой или независимой от тока вы-
-держкой времени в однофазном односи-
етемном- исполнении.-.
Указания по выполнению защиты. При
установке реле защиты на щите, не под-
верженном вибрации, защиту от перегруз-
ки следует по возможности совмещать
с токовой отсечкой в одном реле, имеющем
раздельное действие контактов мгновенно-
го и зависимого элементов, если время пу-
ска электродвигателя не превышает 16 с
(предельное время независимой части ха-
рактеристики реле типа РТ-80).
При размещении электромеханических
реле защит в шкафах КРУ, подверженных
вибрации, защита от перегрузки выполня-
ется на отдельных реле, как правило, с за-
висимой характеристикой выдержки време-
ни. Если время пуска электродвигателя пре-
вышает 16 с, защита выполняется с помо-
щью реле с независимой выдержкой
времени, осуществляемой при помощи до-
полнительного элемента времени (напри-
мер, моторных реле времени).
Допускается блокировка действия за-
щиты при пуске или ресинхронизации элек-
тродвигателя.
Выбор тока срабатывания защиты про-
изводится согласно табл. 2-153.
5. ЗАЩИТА СИНХРОННЫХ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
ОТ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
Защита от асинхронного режима уста-
навливается на всех синхронных электро-
двигателях и действует с выдержкой вре-
мени, не больше выдержки времени защи-
ты от перегрузки, если она устанавливает-
ся с воздействием на: запуск схемы
ресинхронизации; автоматическую разгруз-
ку механизма до такой нагрузки, при ко-
торой обеспечивается втягивание электро-
двигателя в синхронизм; на отключение
с последующим АПВ электродвигателя; от-
ключение — при невозможности или недо-
пустимости ресинхронизации, а также при
невозможности повторного пуска по усло-
виям технологического процесса.
Защита от асинхронного режима осу-
ществляется максимальной токовой защи-
той с зависимой'или независимой от тока

§ 2-89] Защита синхронных и асинхронных электродвигателей выше 1000 В
389
3~10к8,
К выходным промежуточным реле
Рис. 2-219. Принципиальная схема защиты от понижения напряжения.
ТН — трансформатор напряжения; П — высоковольтный предохранитель; АВ — автомат; 1РН—
6РН — реле напряжения типа РН-54/160; 1РВ — реле времени типа ЭВ-123; 2РВ — реле времени типа
ЭВ-143: 1РУ, 2РУ — реле указательное сериесное типа РУ-21.
выдержкой времени в однофазном одноре-
лейном исполнении.
Указания по выполнению защиты. Для
электродвигателей с ОКЗ>1 защита от
асинхронного режима может быть совме-
щена с защитой от перегрузки, выполнен-
ной на реле с зависимой от тока выдерж-
кой времени (например, типа РТ-80).
Для электродвигателей с ОК3^0,6 за-
щита от асинхронного режима может быть
выполнена реагирующей на возрастание то-
ка статора с фиксацией максимального зна-
чения этого тока комплектом, состоящим
из: мгновенного токового реле, реле вре-
мени, промежуточного реле, используемого
для предотвращения возврата реле време-
ни при спадании тока статора с временем
отпадания промежуточного реле:
_ _!__ 1
'отп > тс — — , >
где тс — период скольжения при асинхрон-
ном ходе со скольжением 5; 5М — макси-
мальное скольжение при коэффициенте за-
грузки #з=1.
Для обеспечения надежного действия
защиты выдержка времени реле времени
защиты от асинхронного хода должны быть
больше времени отпадания ^0тп, а именно
/рв>(1,2-1,5)/от
Для электродвигателей с малым О КЗ
В дополнение к защите, реагирующей на
возрастание тока статора, желательно пре-
дусматривать защиту от потери возбужде-
ния, выполненную на реле, включенном в
цепь обмотки возбуждения.
в. ЗАЩИТЫ ОТ ПОТЕРИ ПИТАНИЯ
Защиты от потери питания устанавли-
ваются с целью: предотвратить самозапуск
электродвигателей, если он недопустим по
технологии производства, запрещен прави-
1ТТ
От трансформаторов
напряжения 3~10кд
\а
Ь
с
2РП
1Г
2РП
II
1РМ
7 8 I
2РМ !
.7 8
' РЧ
пя*
На отключение
~~*~или развозбиж-
дение
электродвигателей.
Рис. 2-220. Принципиальная схема защиты
минимальной частоты с блокировкой по на-
правлению мощности.
Т — силовой трансформатор; В, Ви В2 — выключа-
тели; Ди Д2 — синхронные двигатели; 1ТТ — транс-
форматор тока; 1РМ, 2РМ — реле направления
мощности типа РБМ-171/1; РЧ — реле минималь-
ной частоты типа ИВЧ-3; РВ — реле времени ти-
па " ЭВ-114; 1РП, 2РП — реле промежуточные
типа РП-23.

390
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
лами техники безопасности или в соответ-
ствии с условием завода-изготовителя
электродвигателей;
обеспечить самозапуск электродвигате-
лей, для которых он допустим и возможен;
предотвратить возможное несинхрон-
ное включение возбужденных синхронных
электродвигателей на параллельную рабо-
ту с сетью;
ограничить или ликвидировать подпит-
ку места к. з. в питающей сети (35—
220 кВ) от синхронных электродвигателей
и, как следствие, повысить эффективность
АПВ питающих линий 35—220 кВ и обеспе-
чить нормальную работу отделителей от-
паечных подстанций при числе их более
одной на линию.
Защиты от потери питания выполняют-
^3-10 к 8
Т.
ся групповыми и деиствуют с выдержкой
времени на:
отключение части электродвигателей с
таким расчетом, чтобы был обеспечен, ис-
ходя из возможности источников питания
и сети, самозапуск оставшихся;
развозбуждение по возможности той
части электродвигателей, которые подле-
жат самозапуску;
отключение электродвигателей, для ко-
торых недопустим самозапуск или несин-
хронное включение.
Для защиты от потери питания при-
меняются: защита минимального напряже-
ния одно- или двухступенчатая с выдержкой
времени (рис. 2-219) и защита минималь-
ной частоты с блокировкой по направле-
нию мощности (рис. 2-220).
-7 +С
%
тт*
т
цо
РТ
^3
хРУ ,
1 ±т
Т ' 11 *
1 1г?У
1 II
1 1*РУ
II *<
\На сигнал
о*
Рис. 2-221. Принципиальная схема защиты асинхронного или синхронного электродви-
гателя с ОКЗ>1 мощностью до 2 000 кВт.
В — выключатель; Д — защищаемый двигатель; /7Т, ТТ — трансформаторы тока; 1РТ — реле тока
типа РТ-84: РТ ~ реле тока типа РТЗ-50; РП — реле промежуточное типа РП-252; РУ, 1РУ, 2РУ — ре-
ле указательные сериесные типа РУ-21; ЗРУ— реле указательное шунтовое РУ-21; СД — сопротив-
ление добавочное.
~3-10к8
"Я
РТ
-1 +С
1РУ ^
.2РУ
Т II *
I -^
1 и •
На
>сигнал
На разгрузку механизма
На отключение В
См
Рис. 2-222. Принципиальная схема защиты синхронного электродвигателя с ОК3^0,6
мощностью до 2 000 кВт.
В — выключатель; Д — защищаемый двигатель; 1ТТ, ТТ — трансформаторы тока; 1РТ, 2РТ *~ реле
тока типа РТ-40; РТ — реле тока типа РТЗ-50; РВ — реле времени типа ЭВ-143; 1РП, 2РП — реле
промежуточные типа РП-252; РУ, 1РУ, 2РУ — реле указательные сериесные типа РУ-21; СД —доба-
вочное сопротивление.

§ 2^89] Защита синхронных и асинхронных электродвигателей выше 1000 В 391
1ТТ
I РУ
Т II *
%1РУ
1 -*-
1 и *
1 ±гру
\ Чзру
II "
у На сознал
Рис. 2-223. Принципиальная схема защиты асинхронного или синхронного электродви-
гателя с ОК3^1 мощностью до 5 000 кВт.
?п7аВ^ЛЮпа^Ь;о^-заЩИщаемь1Й Двигатель; /ТТ, ТТ - трансформаторы тока; 1РТ, 2РТ - реле
тока типа РТ-40; ЗРТ — реле тока типа РТ-84; РТ — реле тока типа РТЗ-50: 1РП, 2РП — реле проме-
жуточные типа РП-252; 1РУ-ЗРУ, РУ - реле указательные сериесные типа РУ-21.
От групповой, защиты
минимального напряжения
+0
?Наотключени,е 18
На, отключение 28
±1РУ ^
II ^
Хх.2РУ
II *
1^Г
На
'сигнал
На
сознал
1Г
Рис. 2-224. Принципиальная схема защиты синхронного электродвигателя с реакторным
пуском с ОКЗ;>1.
1В, 2В — выключатели; Р — реактор; Д — защищаемый двигатель; 1ТТ—4ТТ, ТТ — трансформаторы
тока; 1РНТ, 2РНТ — реле тока с промежуточным насыщающимся трансформатором типа РНТ-565;
РТП — реле тока типа РТ-84; 1РТ — реле тока типа РТ-40/6; 2РТ — реле тока типа РТЗ-50; 1РВ — ре-
ле времени типа ЭВ-124; РП, 1РП, 2РП — реле промежуточные типа РП-252; 1РУ—4РУ — реле указа-
тельные сериесные типа РУ-21; 5РУ — реле указательное шунтовое типа РУ-2и СД — сопротивление
добавочное; К — кнопка.

392
Электроснабжение и. подстанции
[Разд. 2
Расчетные уставки защиты
Первая ступень защиты минимального
напряжения имеет напряжение срабатыва-
ния примерно 70% номинального и выдерж-
ку времени — на ступень селективности
больше выдержки времени быстродейству-
ющих защит от многофазных замыканий
(0,5—1,5 с).
Вторая ступень защиты минимального
напряжения (если она устанавливается)
имеет уставки: по напряжению примерно
50% номинального; по времени около 10 с.
Минимальная частотная защита с бло-
кировкой по направлению мощности имеет
уставки по частоте 48,5—49 Гц; по времени
около 0,5 с.
Примеры выполнения схем защиты
электродвигателей см. рис. 2-221—2-224.
2-90. ЗАЩИТА ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Полупроводниковые преобразователь-
ные агрегаты в установках с первичным
напряжением выше 1000 В переменного то-
ка должны иметь устройства релейной за-
щиты, действующие при:
многофазных коротких замыканиях в
пределах агрегата, включая к. з. на пер-
вичной и вторичной стороне питающего
трансформатора и пробой вентилей одной
или нескольких ветвей, — с помощью мак-
симальной токовой защиты без выдержки
времени (мгновенного действия), действу-
ющей на отключение и выполняемой, как
правило, двухфазной, в трехрелейном ис-
полнении;
витковых замыканиях в обмотках,
внутренних повреждениях и понижении
уровня масла в трансформаторах, — с по-
мощью газовой защиты, устанавливаемой
па трансформаторах мощностью 1 000 кВ-А
и более, и для внутренних преобразова-
тельных установок при трансформаторах
400 кВ-А и более, залитых маслом;
повышении давления в баке, контроли-
руемого с помощью реле давления для гер-
метизированных трансформаторов без рас-
ширителей, с действием на сигнал для
трансформаторов мощностью до 630 кВ-А
и на отключение более 630 кВ-А;
к. з. на стороне выпрямленного тока;
сверхтоках перегрузки агрегата, если
она возможна, — с помощью максимальной
токовой защиты с выдержкой времени;
от замыканий на землю в распредели-
тельных устройствах выпрямленного па-
пряжения 600 В и выше;
превышениях допустимой температуры
выпрямителя или питающего трансформа-
тора;
возникновении недопустимых перена-
пряжений.
2. ВЫБОР СИСТЕМЫ ЗАЩИТЫ
Выбор системы защиты преобразовате-
ля от чрезмерных токов зависит от- метода
выбора вентилей и схемы их присоедине-
ния. Если вентили рассчитаны так, что они
выдерживают приходящийся на них макси-
мально возможный ток к. з. в течение вре-
мени действия максимальной токовой за-
щиты, то число параллельно включенных
вентилей выбирается по формуле
где /ав — среднее значение тока в исправ-
ном вентиле в аварийном режиме; /н — но-
минальный ток вентиля; кия.—коэффици-
ент, учитывающий неравномерность рас-
пределения тока по параллельным ветвям;
кп — коэффициент, учитывающий допусти-
мую перегрузку вентилей в течение време-
ни действия максимальной токовой защи-
ты, например, принимаемый на основе ам-
пер-секундной характеристики вентиля.
В настоящее время широко применя-
ются полупроводниковые преобразователь-
ные агрегаты, у которых число параллель-
ных вентильных ветвей выбирается из рас-
чета, что каждый вентиль выдерживает
приходящуюся па него величину тока
внешнего к. з. в течение времени действия
мгновенной защиты максимального тока и
врехмени действия масляного выключателя.
При таком способе выбора системы защи-
ты отпадает необходимость в применении
таких быстродействующих средств, как
специальные короткозамыкатели, а также
в некоторых случаях и токоограничиваю-
щие предохранители.
Если вентили не рассчитаны на сквоз-
ной ток к. з. и выбираются по току на-
грузки, требуется специальная быстродей-
ствующая защита. В качестве такой защи-
ты применяются специальные короткозамы-
катели, устанавливаемые в цепи вторично-
го напряжения между трансформатором и
выпрямителем. При к. з. на стороне вы-
прямленного тока импульсный трансформа-
тор тока или датчик другого типа подает
импульс на срабатывание короткозамыка-
теля. Короткозамыкатель срабатывает и за
время 0,001—0,005 с закорачивает шины,
подводящие ток к выпрямителю. Ток к. з.,
протекающий по трансформатору, отключа-
ется максимальной токовой защитой мгно-
венного действия. Однако защита с приме-
нением короткозамыкателей применяется
редко, главным образом для мощных пре-
образовательных агрегатов.
Для защиты вентилей тиристорных пре-
образователей от сквозного тока к. з. воз-
можно применение запирания вентилей уп-
равляющими импульсами, что иногда при-
меняется совместно с быстродействующим
короткозамыкателем.
Распространенной защитой вентилей
полупроводниковых преобразовательных
агрегатов является селективная защита
с помощью быстродействующих токоогра-
ничнвающих предохранителей, устанавли-
ваемых последовательно с вентилями, в
каждую параллельную ветвь.

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 393
Тоновая
отсеяно.,
Зйсцигга.
от
перегрузки.
Защита.
от
замь»калий\
на
землю
Тоновая
отсечка,
защита
от
перегрузки
К натуш.ие 30
РП
1'РТ 1РУ
РТ
т-С-
9РУ &2Н 9Р* С
ЮРУ
1Г
чз-
иепи
отк РЮ^еки 9
От
заилит
Тс«овая
спсеч*а
Защита
от замы*а~
\нии. на землю
Защита
от пере —
грузки
Газовая
защита
трансфер ~
матора
ТершосигноА
ли затор
Рис. 2-225. Защита полупроводникового преобразовательного агрегата, предназначен-
ного для питания цеховых сетей 220 В.
/77, 277 — трансформаторы тока; 377 — трансформатор тока нулевой последовательности; 1РТН,
2РТН — реле тока типа РНТ-565 (вариант 1РТ% 2РТ — реле тока типа РТ-40); ЗРТ — реле тока типа
РТ-84; РТ — реле тока типа РТЗ-50; РП — реле промежуточное типа РП-255 (вариант РП — реле
промежуточное типа РП-251); 1РУ; ЗРУ, 6РУ, 9РУ — реле указательные сериесные типа РУ-21;
4РУ, 7РУ% ВРУ, ЮРУ — реле указательные шунтовые типа РУ-21; РГ — реле газовое; РТ — термосиг-
нализатор; С, 1С ~- сопротивление ПЭ; 1Н, 2Н — накладки; ЗРП —. контакт промежуточного реле
типа РП-23 технологических защит.
При возникновении к. з. в результате
пробоя одного вентиля весь ток проходит
через предохранитель поврежденного вен-
тиля и вызывает его перегорание. В двух
других фазах ток к. з. распределяется по
всем параллельно включенным предохрани-
телям и не сможет их расплавить. После
отключения поврежденного вентиля выпря-
митель продолжает работать с меньшим
числом параллельно включенных вентилей.
В настоящее время применяются пре-
дохранители серии ПБН на напряжение до
660 В, обладающие токоограничивающей
способностью.
Короткозамыкатели и предохранители
обычно поставляются комплектно с полу-
проводниковыми преобразовательными аг-
регатами.
3. СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Рассматриваются схемы зашиты полу-
проводниковых преобразовательных агрега-
тов, предназначенных для питания: цехо-
вых сетей на напряжении 220 В постоянно-
го токг; электродвигателей постоянного
тока различного рода электроприводов;
электросетей электрифицированного про-
мышленного транспорта и электролизных
установок для электролиза алюминия.
Защита на стороне постоянного (вы-
прямленного) тока преобразовательных аг-
регатов, предназначенных для питания
электроприводов, является элементом элек-
тропривода и здесь не рассматривается.
Защита агрегатов от токов к. з. выпол-
няется мгновеннодействующей без выдерж-
ки времени с помощью реле серии РТ-40
или реле РНТ-565. Защита с помощью ре-
ле РНТ-565 обеспечивает большую чувст-
вительность при отстройке от токов намаг-
ничивания трансформаторов при включении
их вхолостую.
4. ЗАЩИТА ПОЛУПРОВОДНИКОВОГО
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА,
ПРЕДНАЗНАЧЕННОГО ДЛЯ ПИТАНИЯ
ЦЕХОВЫХ СЕТЕЙ 220 В
Примерная схема зашиты приведена на
рис. 2-225.
Предусматриваются следующие виды
защиты:
максимальная токовая защита без вы-
держки времени от к. з. с помощью реле
тока РНТ-565 или реле тока РТ-40;
максимальная токовая защита от
сверхтоков перегрузки с помощью реле то-
ка РТ-84, действующая на отключение или
на сигнал;
защита от однофазных замыканий на
стороне 6—10 кВ с помощью реле тока
РТЗ-50 или оеле тока РТ-40;
газовая защита от внутренних повреж-
дений в трансформаторе или защита от по-
вышения давления внутри бака для герме-
тизированных трансформаторов без расши-
рителей;

394
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Цепи 1
отключения 1
от 1
защит 1
ос в
г!
! 1 «
1 в 5 6
Р1
Защита
от
перегрузни
з. ^ * *»
.2 **
С: «п
*3
1 о •
К*, о
Защита
от
\замынании\
на
землю
«д* 5 г \

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 395
термометрический сигнализатор от по-
вышения температуры масла в трансфор-
маторе.
5. ЗАЩИТА ПОЛУПРОВОДНИКОВОГО
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
ДЛЯ ПИТАНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ
Примерные схемы защиты приведены
на рис. 2-226—2-230. На рис. 2-226 приня-
ты следующие условные обозначения: 1ТТУ
2ТТ, 4ТТ, 5ТТ — трансформаторы тока;
ЗТТ— трансформатор тока нулевой после-
довательности; 1РТ—9РТ — реле тока ти-
па РТ-40; ЮРТ, //РГ — реле тока типа
РТ-84; РТ — реле тока типа РТЗ-50;
РП — реле промежуточное типа РП-251;
РЯ — реле времени типа ЭВ-124; 2РП —
реле промежуточное типа РП-255; РУ—
ЗРУ, 6РУ, 9РУ, 1РУ1У 1РУ2 — реле указа-
тельные сериесные типа РУ-21; 4РУ; 7РУУ
8РУ% ЮРУ — реле указательные шунтовые
В-ЮкВ
т
1ТТа
г0*™0"-'
КЗ-1
1РТ
2Р7
ЗРГ
1
5
Ц*лл
ЗО.Щ1ХЙ»
Токовал
$ТТл вРП
ЧРТН
1 1 4?'ГТгРЧ^ II
ВТТс ВРП
5РТН |
Г°^ ^°'|т ц' Гг^У*40!]
10РП
** I
*аи
ВРТН I
Рис. 2-227. Защита полупроводникового преобразовательного агрегата для питания
электропривода (схема 2)
1ТТ, 2ТТ, 4ТТ, 5ТТ — трансформаторы тока; ЗТТ — трансформатор тока нулевой последовательности;
1РТ—ЗРТ — реле тока типа РТ-40; 1РТН—6РТН — реле тока типа РНТ-565; РТ — реле тока типа
РТЗ-50; 5РП—10РП — реле промежуточное типа РП-342; РП — реле промежуточное типа РП-251;
РВ — реле времени типа ЭВ-124; 2РП — реле промежуточное типа РП-255; 1РН, 2РН — реле напря-
жения типа РН-53/60; РУ—ЗРУ, ЯРУ, 1РУ1, 1РУ2 — реле указательные сериесные типа РУ-21; 4РУ,
8РУ, ЮРУ — реле указательные шунтовые типа РУ-21; РГ —- реле газовое: РТ° — термосигнализатор;
С—2С — сопротивление ПЭ-15; 1Н—5Н — накладки; ЗРП — контакт промежуточного реле типа РП-23
технологических защит.

396
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Цепи 1
отключения 1
от \
защит 1
Максимальная I
токовая 1
защита 1
5.53-
^ *> «В
3
4**
«в
58
§•
<*>
о
о
5
1 5 **§
о» 2 51
*2> =гз*
2» Б * * 3
2» =л** ^. ]
^ 1
мальная
новая
щита
1 818
© =*5
-А * *
^•»
?1«
ъштпЪпхе
иъняитгпЬнайаффъд
нъньзёаиои
<4-ЕЯ~»>

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 397
типа РУ-21; РГ— реле газовое; РТ° —
термосигнализатор; С—2С — сопротивления
ПЭ-15; Ш, 2Н—накладки; ЗРП — контакт
промежуточного реле типа РП-23 техноло-
гических защит.
На рис. 2:228: /Г7\ 2ТТ, 4ТТ, оТТ —
трансформаторы тока; ЗТТ— трансформа-
тор тока нулевой последовательности;
1РТ% 2РТ — реле тока типа РТ-40; 1РТН—
ЗРТН — реле тока типа РНТ-565; 4РП—
6РП — реле промежуточные типа РП-342;
РП — реле промежуточное типа РП-225;
РН — реле напряжения типа РН-53/60;
РТ — реле тока типа РТЗ-50; РУ,
1РУ—ЗРУ — реле указательные сериесные
типа РУ-21; 4РУ, 9РУ, ЮРУ —реле указа-
тельные шунтовые типа РУ-21; РГ — реле
газовое; РТ° — термосиг-нализатор; 2С, ЗС—
сопротивления ПЭ-15; /Я, 2Н — накладки;
ЗРП — контакт промежуточного реле типа
РП-23 технологических защит.
Для главных приводов прокатных ста-
нов широко применяется схема с питающим
трансформаторным агрегатом, состоящим
из двух трансформаторов, расположенных
в одном кожухе. У одного трансформатора
обмотка соединена в треугольник, у друго-
го — в звезду. Применяются и однотранс-
форматорные питающие агрегаты со встро-
енными в бак индуктивными катушками.
Изготовляемые в настоящее время
трансформаторы для этих целей имеют
в ряде случаев глубокое регулирование на-
пряжения, путем переключения витков пер-
вичной обмотки. При этом величина индук-
тивного сопротивления трансформатора ме-
няется при работе на той или иной ступени
регулирования.
При работе на низших ступенях регу-
лирования индуктивное сопротивление
трансформатора может быть такой величи-
ны, при которой ток к. з. на стороне вто-
ричного напряжения будет недостаточен
для получения требуемой чувствительности
защиты.
Для получения чувствительной защиты
применяют реле РНТ-565 с переключением
его обмоток с помощью промежуточного
реле РП-342, имеющего усиленные мости-
ковые контакты. Датчиком для переключе-
ния обмоток реле РНТ-565 служит реле на-
пряжения РН, подключаемое к сельсину,
.связанному с переключателем витков об-
моток, трансформатора; при отсутствии глу-
бокого регулирования реле РП и РН не
устанавливаются.
6-ЮкВ
1ТТа ±РП_ Л?™^ |
1Ц? ърп грти |
6РП $гтн I
_^_1Гогго~гХ>г1
2ТТФ ¦*"
I
ЗТТ
РТ
Ь^О—о—I
штз
Токовая
отсечка.
Защита
от
{замыка-
ний; на
землю
РП ^ . .. . „КБОЯНУ
ЗРП /\|
рн
Цепь
отключения
о/п
защит
Токовая
отсечка.
Защита от
замыканий,
на землю
Газовая
защита
Териосигна.лц-
затор
Цепи, реле
переключения
уставок
токовой.
отсечки.
К сельсину
переключателе
ступеней,
напряжения
трансформа — I
тора
Рис. 2-220. Защита полупроводникового преобразовательного агрегата для питания
электропривода (схема. 4).
77Т, 2ТТ — трансформаторы тока: ЗТТ — трансформатор тока нулевой последовательности; 1РТН—
ЗРТН — реле тока типа РНТ-565; РП — реле промежуточное типа РП-255; 4РП—6РП — реле промежу-
точные типа РП-342; РН — реле напряжения типа РН-53/60; РТ — реле тока типа РТЗ-50; 1РУ;
ЗРУ; РРУ.—..реле.указательные сернесн-ые-типа РУ-21; 4РУ, 8РУ, ЮРУ — реле указательные шунтовые
типа РУ-21: РГ — реле газовое; РТ° — термосигнализатор; С, /С — сопротивление ПЭ-15; /Я, 2Н — на-
кладки; ЗРП — контакт промежуточного реле типа РП-23 технологических защит.

398
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Для полупроводникового агрегата пре-
дусматриваются следующие виды защит:
1) максимальная токовая защита:
а) для агрегата, имеющего в одном
кожухе два трансформатора (рис. 2-226):
максимальная токовая защита без вы-
держки времени в двухфазном трехрелей-
ном исполнении с помощью реле тока
РТ-40, включенных к трансформаторам то-
ка 1ТТ-
максимальная токовая защита с вы-
держкой времени с помощью реле тока
РТ-40, включенных — один комплект в
цепь одного трансформатора и второй —
в цепь второго трансформатора;
б) для агрегата, имеющего в одном
кожухе два трансформатора (рис. 2-227):
максимальная токовая, защита без вы-
держки времени в двухфазном трехрелей-
ном исполнении с помощью реле тока
РТ-40, включенных к трансформаторам
тока 1ТТ\
максимальная токовая защита с вы-
держкой времени с помощью реле РНТ-565,
включенных — один в комплект в цепь од-
ного трансформатора и второй — в цепь
второго трансформатора. В схеме преду-
смотрено переключение обмоток реле
РНТ-565 с помощью реле РП-342;
в) для агрегата, имеющего в одном
кожухе два трансформатора (рис. 2-228):
максимальная токовая защита с вы-
держкой времени в двухфазном двухре-
лейном исполнении с помощью реле тока
РТ-40, включенных к трансформаторам то-
ка 1ТТ\
поперечная дифференциальная защита
с помощью реле РНТ-565, включенных
к трансформаторам тока 4ТТ и 5ТТ по вось-
мерочной схеме (при равенстве токов на-
грузки трансформаторов).
В схеме предусмотрено переключение
обмоток реле РНТ-565 с помощью реле
РП-342;
г) для агрегата, имеющего один транс-
форматор (рис. 2-229, рис. 2-230), макси-
мальная токовая защита без выдержки
времени с помощью реле тока РНТ-565 с
переключением обмоток этого реле проме-
жуточным реле РП-342, при регулировании
витков первичной обмотки трансформато-
ра; может быть предусмотрен вариант за-
щиты с помощью реле тока РНТ-565 или
вариант защиты с помощью реле тока РТ-40
при трансформаторе без глубокого регули-
рования напряжения трансформатора;
2) максимальная токовая защита от
сверхтоков перегрузки с помощью реле то-
ка РТ-84, действующего на отключение или
на сигнал (при необходимости ее уста-
новки) ;
3) защита от однофазных замыканий
на стороне 6—10 кВ с помощью реле тока
РТЗ-50 или по варианту с реле РТ-40;
*Т
6-10*8
1ТТ
^
2ТТ%
А
V
±
+
1ТТа
Тоновая
отсечка,
'* и
защита
%от
перегрузни
Защита
от
замыканий
на
землю
Цепь
отключения
от
защиты
Тоновая
отсечка
Защита
от
замыканий,
на землю
Защита
от
перегрузки
Газовая
защита
трансфер -
матора
Термосигна- \
лизатор
Рис. 2-230. Защита полупроводникового преобразовательного агрегата для питания
электропривода (схема 5).
/77, 277 — трансформаторы тока; ЗТТ — трансформатор тока нулевой последовательности; 1РТН-
ЗРТН — реле тока типа РНТ-565; ЗРТ — реле тока типа РТ-84; РТ — реле тока типа РТЗ-50:
РП — реле промежуточное типа РП-251; /РУ, ЗРУ, 6РУ, ЭРУ — реле указательные сериесные типа
РУ-21; 4РУ, 7РУ, 8РУ, ЮРУ — реле указательные шунтовые типа РУ-21; РГ — реле газовое; РТ°—тер-
мосягналнзатор; С, 1С — сопротивления ПЭ-15; 1Н, 2Н — накладки; ЗРЯ —контакт промежуточного
реле тиаа РП-23 технологических защит,

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 399
4) газовая защита от внутренних по-
вреждений в трансформаторе или защита
от повышения давления внутри бака для
герметизированных трансформаторов без
расширителей;
5) термометрический сигнализатор от
повышения температуры масла в трансфор-
маторе.
6. ЗАЩИТА КРЕМНЕВЫПРЯМИТЕЛЬНОГО
АГРЕГАТА УВКЭ НА НАПРЯЖЕНИИ
ДО 3 300 В ДЛЯ ПИТАНИЯ тяговых
НАГРУЗОК
Примерная схема защиты приведена на
рис. 2-231.
На рис. 2-231 приняты следующие ус-
ловные обозначения: 1ТТУ 2ТТ— трансфор-
маторы тока; 1РТ—ЗРТ — реле тока типа
РТ-40; ФТОП — фильтр-реле тока обрат-
ной последовательности типа РТ-2; 1РВ —
реле времени типа ЭВ-132; 2РВ— реле вре-
мени типа ЭВ-112; 8РВ — реле времени ти-
па ЭВ-142А; \РП\ 4РП — реле промежуточ-
ное типа РП-255; РКНУ РСТ, РВП, ППВ —
реле промежуточное типа РП-23; /С, 4С —
сопротивление ПЭ-50: 1РГ-1 — 2РГ-2 — ре-
ле газовое; 1РТС—1РТ° — термосигнализа-
торы; 1РУ—16РУ — реле указательные се-
риесные типа РУ-21; 4РУ\ 17РУ—18РУ —
реле указательные шунтовые типа РУ-21;
О А — контактор автоматического отключе-
ния агрегата КП-21/55; /Я, 2Н—накладки;
1РВ — 6РВ — контакты реле ветровых;
1Р5—6Р5 — контакты реле пробоя двух
вентилей; 1Р4—6Р4 — контакты реле про-
боя одного вентиля; 1Р6—6Р6 — контакты
реле прекращения охлаждения шкафов вы-
прямителей; 1Р1—6Р1 — контакты реле кон-
троля напряжения в цепи защиты от про-
боя вентилей; РПЗ — контакт реле защи-
ты от замыканий на землю в РУ 3,3 кВ;
1ЛБ — контакт реле-повторителя блок-кон-
тактов автомата.
Предусматриваются следующие виды
защиты:
максимальная токовая защита без вы
держки времени от к. з.;
защита от однофазных и двухфазных
к. з. на стороне вторичного напряжения
трансформаторов, действующая с выдерж-
кой времени 0,5 с при помощи фильтр-реле
токов обратной последовательности РТ-2;
максимальная токовая защита от
сверхтоков перегрузки, действующая на от-
ключение выключателя с выдержкой вре-
мени;
защита от пробоя одиночных вентилей
с действием через контакты 1Р4—6Р4 на
сигнал;
защита от пробоя двух вентилей в од-
ной последовательной цепи с действием че-
рез контакты /Я5-—6Р5 на отключение вы-
ключателя;
защита от прекращения охлаждения
вентилей, осуществляемая ветровыми реле
(РВ), а также терморезисторная тепловая
защита через контакты 1Р6—6Р6 с дейст-
вием на отключение выключателя;
защита от исчезновения напряжения в
цепи защиты вентилей от пробоя через
контакты 1Р1—1Р6 с действием на отклю-
чение выключателя;
защита от замыканий на землю в РУ
3 300 В с действием на отключение без вы-
держки времени;
газовая защита от внутренних повреж-
дений в трансформаторе и температурная
сигнализация.
7. ЗАЩИТА КРЕМНИЕВО-ВЫПРЯМИТЕЛЬНОГО
АГРЕГАТА «ВАКЛЕ» НА НАПРЯЖЕНИЕ
ДО 600 В ДЛЯ ПИТАНИЯ КОНТАКТНОЙ СЕТИ
ПРОМПРЕД ПРИЯТИЯ
Примерная схема защиты приведена
на рис. 2-232.
На рис. 2-232 приняты следующие услов-
ные обозначения: /7Т, 2ТТ — трансформа-
торы тока; 1РТ, 2РТ — реле тока РТ-40;
ЗРТ — реле тока РТ-84/1; РП — реле про-
межуточное типа РП-255; 1РЛ — ЗРП —
реле промежуточные типа РП-26; РВП,
ЯРЯ —реле времени типа РЭВ-818; РЯЛ—
реле промежуточное типа РП-25; РЗ — ре-
ле напряжения типа РЭВ-821; РВ — реле
ветровое; РЛЗ — контакты промежуточно-
го реле защиты от замыканий на землю
в РУ 600 В; ВК-2— диод Д205; 7>, — тран-
сформатор Т-95; 1РУ—12РУ — реле сери-
есные типа РУ-21; /?э, #43, #44 — сопротив-
ления ПЭВ-25; КГ0, КГС—кнопки управ-
ления; РГ — реле газовое; РТ° -- термосиг-
нализатор; БА — блок-контакты автомата:
/—6— шкафы вентилей выпрямительного
агрегата.
Предусматриваются следующие виды
защиты
максимальная токовая без выдержки
времени от к. з. и пробоя ветви вентилей;
максимальная токовая от сверхтоков
перегруяки. действующая на включение ре-
зервного агрегата и на сигнал;
от прекращения охлаждения вентилей,
осуществляемая ветровыми реле (РВ);
от замыканий на землю в РУ 600 В,
действующая на отключение агрегата и на
сигнал;
при пробое ветви вентилей агрегата с
отключением катодным быстродействующим
автоматом обратного тока со стороны по-
стоянного тока и максимальной токовой за-
щитой без выдержки времени со стороны
переменного тока;
балансная, контролирующая состояние
кремниевых вентилем и срабатывающая при
выходе из строя одного вентиля. В нор-
мальном режиме работы выпрямительного
агрегата по обмоткам сигнальных реле
1РУ—12РУ ток не протекает и трансфор-
матор Тр работает в режиме х. х. с разомк-
нутыми вторичными обмотками. При про-
бое вентиля в одной из параллельных вет-

400 Электроснабжение и подстанции [Разд. 2
| """ тмаш'пйо.шдои-аиэ</
Реле контроля
напряжения
в цепях
защиты
от
пробоя
вентилей
1 Реле
прекращения
охлаждения
шкафов
вентилей
4)
Реле
пробоя |
одного \
вентиля \
Реле времени \
ветровых
\ реле |
тигогайгг)
ипнакон/шио\
ОсОли&пиШЪпишци <*и&^ \
о.
1
! °
ЯН
«Б
«и»
35
1??*1
1яшъпгое аиай
х/яндохгяд ^иаЯ
со
о
о
ГО
СО
с
с?
*?5
-*!!
Ч ^ О) <5 ^
§ Е
<*»
I
к
§•
I
д циашъьтмяд
9ПНЗНОИ/ЯШ0
<ъ *
* 5
«I
83
^1^
3
с*
Б**
^ X
о. о^
а
о й: рл
* Е в
3
8.1
"5
Р
1-е» ^
С*.
о
СО
со
I

§ 2-00] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 401
2
о
а,
о
о
пшъ*тъ1 9X9$ хнкдотд гш9^
?*
^
5*
1Л
о! ^»
са
^Г «мС^С
\ ¦ А 1 &¦ "А ¦!¦¦¦¦»¦
-ЗУЖВ
СО
о»
со
о»
5

402
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
вей по катушке соответствующего сигналь-
ного реле протекает ток небаланса, по ве-
личине достаточный для срабатывания это-
го реле. Контакт сигнального реле замыка-
ет цепь вторичной обмотки трансформатора,
и на катушке реле защиты РЗ появляет-
ся напряжение, которое разрывает цепь ка-
тушки реле РИА. Реле РИА своим контак-
том подает сигнал на включение резервно-
го агрегата;
от исчезновения напряжения в цепях
защиты;
газовая от внутренних повреждений в
трансформаторе и температурная сигнали-
зация.
8. ЗАЩИТА ПОЛУПРОВОДНИКОВОГО
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА
ВАКД-25000/850 ДЛЯ ПИТАНИЯ
ЭЛЕКТРОЛИЗНЫХ УСТАНОВОК
Для мощных полупроводниковых агре-
гатов электролизных установок трансфор-
маторы, как правило выполняются с уст-
ройствами для ступенчатого регулирования
напряжения под нагрузкой.
При работе с пониженным напряжени-
ем, в случае к. з. на стороне выпрямленно-
го тока или в ошиновке между трансфор-
матором и выпрямителем ток на первичной
стороне агрегата может оказаться недо-
статочным для срабатывания защиты мак-
симального тока. Поэтому защиту от к. з.
на вторичной стороне трансформатора вы-
полняют с помощью реле, включенных к
трансформаторам тока встроенным в вы-
воды вторичных обмоток питающего транс-
форматора полупроводникового агрегата.
Примерная схема защиты агрегата
приведена на рис. 2-233. Предусматривают-
ся следующие виды защиты:
максимальная токовая без выдержки
времени в двухфазном трехрелейном ис-
полнении от к. з. в трансформаторе, уста-
новленная на стороне высшего напряже-
Рис. 2-233. Защита полупроводникового пре-
образовательного агрегата ВАКД-25000/850
для питания электролизных установок.
ТТ1, ТТ2, 1ТТЗ—4ТТЗ, 1ТТ4—4ТТ4 — трансформато-
ры тока; РТ1-РТЗ, 1РТ5—4РГ5; 1РТ6—4РТ6, РТ4,
РП, РТ8, РТ9, РТ10 — реле тока типа РТ-40;
РП1 — реле промежуточное типа РП-255; 1РП2--
4РП2 — реле промежуточные типа РП-215; РВ1,
РВ2 — реле времени типа ЭВ-143: РВ4 — реле вре-
мени типа ЭВ-123; 1РВЗ — реле времени типа
ЭВ-133; РГ0, РГс —реле газовые; ТС — термосиг-
нализатор; РС1—РСЗ, РС6—РС12 — сигнальные се-
риесные реле блоков БС1, БС2, БСЗ — типа СЭ-2;
РС4, РС5 — сигнальные шунтовые реле блока БС2
типа СЭ-2; В55—В60 — диоды кремниевые Д229Б;
РСТ1, РСТ2—реле скорости воздуха типа РСВ-2;
Р^1 — термометр; Р ^ 2 — электроконтактный тер-
мометр типа ТПП-СК; РВМ — реле промежуточ-
ное типа РП-23; Н1, 1Н2, /ЯЗ—накладки кон-
тактные; Д14 — стабилитрон типа Д815В;
Д15 — стабилитрон типа Д815Е: Т10 — тиристор
типа КУ-202; С8 — конденсатор типа КСО-5-250;
С9 — конденсатор типа МБГП-2; Т06, Т07 — транс-
форматоры однофазные; Кн\ — кнопка управления;
Р23, Я24, 1К25, 1Я26 — сопротивления ПЭВ-25;
#23, Я24; К55 — сопротивления ППБ-15Д; #5э—
#58 — сопротивления МЛТ-2.
•ш-
~Щ5к6
{
1
Л1
ТТ1)
&
ТТ2\
01
Ог
ь
I
Л1
ЛИ
ш
лг
Н >
^ а.
1$
1*12 Угч
и
011 021
$1
О22 Ощ.
а
021 055
а
052^0Щ
щ
031 ощ
0*2
I
ш(НИ_}
а\
I

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов
ТТ2(
*~'-ь 1 панели.
( защиты
) 7ПЗ
1РГ5 1
УртГ)" Г06,Т07
гу\_ \ панели
Г защиты
) 5ПЗ
к Т06, Т07
панели
защиты
6ПЗ
к гое, Г07
панели
защиты
ВИЗ
Максимальная
токовая
защита
й-
1 Б
5
§-
Б"
?*
Ь
•V»
^
^
^
5*
а:
*
^
*
^
^
*»
^
*
^
^
иэ1
«м
з.
*
О
*0
<
о
10
?*•
^
О
РТЧ-включение
обдува трансформаА
тора,РТ5,РТ6~реле
максимальной.
токовой, мгновенной.
защиты, РТ7, РТ8—
токовая защифа
вентилей от пере -
грузок; РТ9— \
контроль
снижения нагрузки',
Р Т10 - блокировка
с технологическим
оборудованием
Цепи
отключения
мае л я ново
выключателя
Максимальная
токовая
защита
со стороны ВН
трансформатора
Контакты
промежуточных реле
защиты 2РТ5-4РГ5,2РТ6-*РТ6
выпрямительных
блоков Ы*2-№
Защита
от перегрузок
вентилей,
по току
Газовая защита
трансформатора
Л ступень
Газовая защита
трансформатора I ступень
Повышение температуры
масла трансформатора
I ступень
26*

404
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
РС6
П5П*
I (в)
\(Ю)
Р1
4!«'
ЯЯ7
' 1РТ5 \П^РСр{
1 1Г" г '
21
15СЗ
ПЧ-2
Повышение температуры масла,
трансформатора, Е ступень
(не используется)
(3)5(*)$0(6)0 &М& 0(5)0(6)
706 ГГ\ рП Т07
(1)Ь %(2) (1)% 4? (2)
АЧЧЧ0 С<№4& \(№Ч5)
к 1РТ5,1РТ6 |
Сигнализация неисправности пере -
ключающего устройства трансфор-
матора. Отказ защелки
контактора. РПН
Отказ привода, РПН
| Максимальная токовая
защита, со стороны НН
трансформатора
Исчезновение потока
охлаждающего
воздуха
Превыимение температуры
охлаждающего воздуха.
Перегорание предохранителей
$ плече блока
Кт^—возврат защиты
при перегорании
предохранителя
Устройство
сигнализации
о перегорании ^
предохранителей
Рис. 2-233.

§ 2-90] Защита полупроводниковых преобразовательных агрегатов 405
иия, — с помощью реле тока РТ-40/20
(РТ19 РТ2, РТЗ)\
максимальная токовая без выдержки
времени каждого из четырех блоков сило-
вого трансформатора, установленная на
вторичной стороне трансформатора; — с по-
мощью реле тока РТ-40/20 (РТ5, РТ6);
максимальная токовая от сверхтоков
перегрузки — с помощью реле тока РТ-40/10
с реле времени ЭВ-143 (РТ7, РТ8)\
реле включения обдува трансформато-
ра— с помощью реле тока РТ-40/10 (РТ4);
контроль снижения нагрузки — с по-
мощью реле тока РТ-40/6 (РТ9);
блокировка с технологическим оборудо-
ванием — с помощью реле тока РТ-40/6
(РТ-10);
газовая от внутренних повреждений в
трансформаторе и термометрический сигна-
лизатор;
от прекращения охлаждения вентилей;
устройство сигнализации о перегора-
нии предохранителей, предназначенных
для защиты вентилей.
9. РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ ПОЛУПРОВОДНИКОВЫХ
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ АГРЕГАТОВ
Максимальная токовая защита без вы-
держки времени с реле тока РТ-40. Ток
срабатывания защиты определяется так:
&н&сх^рЛи.раб
Пг
/сз=-
(2-288)
где /м.раб — максимальный рабочий ток в
наиболее тяжелом режиме работы агрега-
та или ток намагничивания трансформато-
ра при включении его вхолостую; /гп=1Л^-
1,25—коэффициент надежности; ксх —
коэффициент схемы, принимаемый равным
единице, для двухфазной защиты с двумя
или тремя реле; кр — кратность сверхтока
нагрузки по отношению к максимальному
рабочему току; п? — коэффициент транс-
формации трансформатора тока.
При отстпойке от тока намагничива-
ьия вместо /гр /м.раб принимается &нам
^н:т, где &Нам — кратность отношения тока
намагничивания к номинальному току
трансформатора.
Максимальная токовая защита без вы-
держки времени с реле тока РНТ-565. Ток
срабатывания зашиты определяется из вы-
ражения (2-288), но кратность отношения
/знам принимается на уровне 1,3.
Расчетное число витков обмотки реле
РНТ-565
Рп? 100 лт
/с.
где ^=100 — намагничивающая сила сра-
батывания реле РНТ-565, А
Для реле РНТ-565:
ЧИСЛО ВИТКОВ Шпр!
принятый ток срабатывания реле, А,
. 100
^пр
первичный ток срабатывания защи-
ты, А,
/с.з = /срЯт;
чувствительность защиты
/<2> 0,87 43>
Максимальная токовая защита с вы-
держкой времени с реле тока РТ-40. Ток
срабатывания защиты определяется из вы-
ражения
къпт
где /м.раб—максимальный рабочий ток;
кь — коэффициент возврата реле; /гр —
кратность сверхтока нагрузки по отноше-
нию к максимальному рабочему току; кв,
ксх, дт —см. (2-288).
Максимальная токовая защита от
сверхтоков перегрузки с выдержкой време-
ни. Ток срабатывания защиты определя-
ется из выражения
/ _ ^н«схми-раб
'сз— . »
квПт
1г
(2-289)
(2-290)
где /м.раб — максимальный рабочий ток;
•кв — коэффициент надежности защиты;
6Н= 1,05-5-1,1; 6СХ = 1; кь и пт — см.
(2-288).
Защита от несимметричных коротких
замыканий полупроводникового преобразо-
вательного агрегата УВКЭ для питания тя-
говых нагрузок. Защита от однофазных и
других несимметричных к. з. на стороне
вторичного напряжения трансформатора
выполняется с помощью фильтр-реле тока
обратной последовательности типа РТ-2
(состоит из фильтра тока обратной после-
довательности ФТОП и включенных после-
довательно с ним двух токовых реле).
Ток срабатывания защиты определяет-
ся из выражения
/м-^йЬ (2.291)
пткч
где /К(о) — ток однофазного к. з. при одно-
фазном к. з. на стороне вторичного напря-
жения трансформатора; кв—коэффициент
возврата реле; кч — коэффициент необхо-
димой чувствительности защиты; пт — ко-
эффициент трансформации трансформатора
тока.
Максимальная токовая защита выпря-
мительного агрегата, имеющего трансфор-
матор с регулируемым числом витков пер-
вичной обмотки. Заданы мощность пер-
вичной обмотки трансформатора по ступе-
ням регулирования витков первичной об-
мотки. 5Ь кВ'А; номинальное напряжение
перЕичной обмотки трансформатора 1)пи
напряжение к. з. иК, %/для каждой ступе-
ни регулирования; коэффициент трансфор-
мации трансформаторов тока пт. Защита
выполняется с помощью реле РНТ-565.

406
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Исходя из приведенных данных опре-
деляют:
номинальный ток первичной обмотки
трансформатора, А,
/ -• 51 -
'н.т —
Уз цн
максимальный пиковый ток электро-
привода, характеризуемый коэффициентом
/гм по расчетным данным электропривода, А,
'м.пик = &м'н.т;
минимальная величина тока к. з. при
двухфазном к. з. на вторичной стороне
трансформатора /^ ^
ток срабатывания защиты из условий
отстройки от максимального пикового то-
ка, А,
с.3(1)
Ь\?к.:
1,2 /м.пик*,
ток срабатывания защиты из условий
отстройки от броска тока намагничива-
ния, А,
'с.з(2)
&2'н.т — 1,3/п.т^
принятый ток сраоатывания защиты,
который является наибольшим /с з. А;
расчетное число витков реле РНТ-565
Рпт 100лт
^расч
1с
/с*
реле
где Р— намагничивающая сила
РНТ-565, равная 100 А-ш.
Для реле РНТ-565:
число витков — йУпр;
принятый ток срабатывания защиты, А,
100
/с.з = Ят;
чувствительность защиты
/<2> 0,87/<3>
*, = ¦
/г
и
устанавливаются ступени защиты
(обычно для двух уставок реле):
I ступень от 17-й до я-й ступени регу-
лирования,
II ступень от 1-й до п-\\ ступени регу-
лирования;
принимается число витков обмоток ре-
ле РНТ-565:
для I ступени — Ш1УР и дор (неизмен-
ное) ; '
для II ступени — Допур и шр (неизмен-
ное);
уставка срабатывания реле напряже-
ния по выходному напряжению сельсина
#сР, В.
Поперечная дифференциальная защита
двух трансформаторов выпрямительного
агрегата. Заданы мощность первичной об-
мотки трансформатора по ступеням регу-
лирования витков первичной обмотки 5Ь
кВ-А; номинальное первичное напряжение
первичной обмотки трансформатора ^Унг,
напряжение к. з. ик, %, для каждой ступе-
ни регулирования; коэффициент трансфор-
мации трансформаторов тока пг. Защита
выполняется с помощью реле РНТ-565.
Исходя из приведенных данных опре-
деляются:
номинальный ток первичной обмотки
трансформатора, А,
, «I
'н.т — . »
V 3 1/„
максимальный пиковый ток электро-
привода, характеризуемый коэффициентом
км по расчетным данным электроприво-
да, А,
/м.пик == «м/н.т;
ток небаланса из условия ошибки тран-
сформаторов тока. А,
Iнб == 0,05 /м.пик;
ток небаланса из условия неравенства
форм кривых первичных токов, А,
'нб == ^»^ 'макс'
суммарный ток небаланса, А,
!иб = 'нб +'нб :
расчетный ток срабатывания защиты, А,
/с.з == 1,3 'нб.макс;
расчетное число витков реле РНТ-565
Рпт 100лт
Ло-
реле
^расч = ~ =
где Р — намагничивающая сила
РНТ-565, А-о?.
Для реле РНТ-565 число витков —
окончательно принятый ток срабаты-
вания защиты, А,
'с з —
100
¦"пр
минимальная величина тока к. з. при
двухфазном к. з. на вторичной стороне
трансформатора /к7мин»
ток в дифференциальной цепи защиты
при к. з., приведенный к первичной стороне
трансформатора, А,
71 .в/<2>_/ •
1 диф 'к ' Н'
чувствительность защиты
кч
А
диф
принимается число витков обмотки ре-
ле РНТ-565:
для I ступени — олур и адр (неизмен-
ное) ;
для II ступени — шцур и о>р (неизмен-
ное);

§ 2-91]
Релейная защита электропечных установок
407
уставка срабатывания реле напряже-
ния (УСр, В.
Уставки тока срабатывания защиты по-
лупроводникового преобразовательного аг-
регата ВАКД-25000/850 для питания элек-
тролизных установок. Для защиты макси-
мального тока без выдержки времени, уста-
новленной со стороны высшего напряжения
и выполненной с помощью реле РТ-40
(РТ1У РТ2, РТЗ), ток срабатывания прини-
мается на уровне /с.з = 2,5/н.т.
Для защиты максимального тока без
выдержки времени, установленной со сто-
роны низшего напряжения в цепи вторич-
ных обмоток трансформатора и выполнен-
ной с помощью реле РТ-40 (РТ5, РТ6), ток
срабатывания принимается /с.з=1,8 /н.т-
Для защиты от перегрузки, установ-
ленной со стороны низшего напряжения и
выполненной с помощью реле РТ-40 с реле
времени (РТ7, РТ8), ток срабатывания при-
нимается на уровне /с.з=1,4 /н.т-
Выдержка времени должна быть сог-
ласована с характеристикой предохраните-
лей, установленных в цепи вентилей.
2-91. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ЭЛЕКТРОПЕЧНЫХ УСТАНОВОК
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
На линиях, питающих электропечные
трансформаторы, и самих трансформаторах
должны предусматриваться устройства ре-
лейной защиты, действующие при: много-
фазных замыканиях в линии, питающей
электропечную установку, и в трансформа-
торе; всех видах к. з. в трансформаторе;
сверхтоках перегрузки.
2. ТИП И ОСОБЕННОСТИ
ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ
Защита от многофазных замыканий
представляет собой максимальную токовую
защиту без выдержки времени в двухфаз-
ном двух- или трехрелейном исполнении,
установленную со стороны высшего напря-
жения трансформатора.
Для защиты трансформатора от всех
видов повреждений внутри кожуха транс-
форматора используется газовая защита,
которая выполняется аналогично соответ-
ствующей защите трансформаторов с об-
моткой высшего напряжения 6 кВ и выше.
Защита от сверхтоков перегрузки пред-
ставляет собой максимальную токовую за-
щиту в трехфазном трехрелейном исполне-
нии, выполненную на реле с зависимой от
тока характеристикой выдержки времени и
установленную со стороны низкого напря-
жения электропечного трансформатора. За-
щиты действуют на отключение к. з. бли-
жайшим к месту повреждения выключате-
лем.
3. РАСЧЕТНЫЕ УСТАВКИ ЗАЩИТЫ
Максимальная токовая защита от мно-
гофазных замыканий
'с.з = (3 -Ь 4,0)/Ном.т,
+с
±1РУ
11
5РП
II
ЧРП
1 И
1 ЗРП
и
На сигнал
На сигма л
Рис. 2-234. Принципиальная схема защиты электропечной установки.
Т — электропечной трансформатор; В — выключатель; 1ТТ, 2ТГ — трансформаторы
тока; 1РТ—ЗРТ — реле тока типа РТ-40; 4РТ—6РТ — рсле тока типа РТ-84; 1РП—
5РП — реле промежуточные типа РП-23; РВ — реле времени типа ЭВ-132; 1РУ,
2РУ — реле указательные сериесьые типа РУ-21; // — накладка контактная; /С,
2С — сопротивления.

Таблица 2-157
Выбор расчетных значений коэффициентов /См.з и Кол
Расчетный вид
повреждения
Рг
¦ ^
Р1
\а^_ГрГ
к.,..
Ух
$3
Двухфазное к. з.
Повреждения в сети, где установлена защита
0,87
1,73
0,87
0,87
0,87
0,87
Двухфазное к. з.
Однофазное к.
Двухфазное к. з.
Повреждения за трансформатором с соединением обмоток У/Ун
0,87
0,67
1,73
1,00
0,87
1,00
0,87
0,67
0,87
0,33
Повреждения за трансформатором с соединением обмоток у/Д
1,00
1,50
1,50
1,00
0,50

§ 2*92] Защита линий 6—10 кВ с односторонним питанием 409
где /ном.т — номинальный ток электропеч-
ного трансформатора. «
Параметры срабатывания максималь-
ной токовой защиты от сверхтоков пере-
грузки выбираются таким образом, чтобы
при токе срабатывания защиты /с.з=(1,4-т-
1,5) /НОм:т выдержка времени составляла
примерно 10 с (рис. 2-234).
2-92. ЗАЩИТА ЛИНИИ 6—10 кВ
С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
В СЕТЯХ С МАЛЫМ ТОКОМ
ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для воздушных и кабельных линий
6—10 кВ в сетях с малым током замыка-
ния на землю предусматриваются устрой-
ства релейной защиты, действующие при
многофазных замыканиях на защищаемой
линии и однофазных замыканиях на зем-
лю в случае, если число линий, отходящих
от секции или системы шин, велико и опре-
деление поврежденной линии при помощи
поочередного отключения неудобно с точки
зрения эксплуатации или невозможно, ис-
ходя из режимных особенностей подстан-
ции.
2. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ
ЗАМЫКАНИИ
Защита от многофазных замыканий
устанавливается на всех без исключения
линиях б—10 кВ и действует на отключе-
ние выключателя линии со стороны пита-
ния. Защита от многофазных замыканий
может не действовать при к. з. за транс-
форматорами, когда указанный трансфор-
матор имеет отдельную защиту.
Типы защит. Для нереактированных
кабельных линий — одно- или двухступен-
чатая (в случае блока «линия — трансфор-
матор») максимальная токовая защита в
двухфазном, двух- или трехрелейном ис-
полнении. Для нереактированных воздуш-
ных линий — двухступенчатая максималь-
ная токовая защита в двухфазном, двух-
или трехрелейном исполнении. Для реакти-
рованных линий — одноступенчатая макси-
мальная токовая защита в двухфазном
двухрелейном исполнении. При этом пред-
полагается, что элементы главной схемы
соединены в следующем порядке: шины
6—10 кВ подстанции, выключатель линии,
не рассчитанный на отключение к. з. в зоне
между выключателем и реактором, реактор.
Указания по выполнению защиты. За-
щита выполняется двухфазной с установ-
кой трансформаторов тока в фазах Л и С.
При выполнении защиты двухступенча-
той: первая ступень — одно- или двухре-
лейпая отсечка, а на длинных ВЛ может
быть использована комбинированная отсеч-
ка; вторая ступень — одно- или двухре-
лейпая максимальная токовая защита с за-
висимой или независимой характеристикой
выдержки времени.
Выбор того или иного варианта вы-
полнения защиты определяется требова-
ниями чувствительности.
При выполнении защиты с отсечкой
с помощью реле типа РТ-40 в выходную
цепь защиты включается промежуточное
реле, обеспечивающее: отключение выклю-
чателя вследствие малой мощности кон-
тактной системы реле типа РТ-40; отстрой-
ку от возможного броска апериодической
составляющей тока к. з.; на воздушных
линиях — отстройку от действия разрядни-
ков. При выполнении защиты с помощью
реле типа РТ-80 указанное промежуточное
реле в оперативных цепях защиты не пред-
усматривается.
Расчет уставок защиты и оценка чув-
ствительности производятся в соответствии
с выражениями табл. 2-153 и табл. 2-157.
3. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ
НА ЗЕМЛЮ
Защита от однофазных замыканий па
землю устанавливается, как правило, на
всех без исключения линиях 6—10 кВ, от-
ходящих от шин распределительных и
главных понизительных подстанций, и дей-
ствует на сигнал, за исключением тех слу-
чаев, когда по условиям техники безопас-
<3-10к8
+С
1РТ
-н—*~
ЗРТ
ЧРТ
ИГ
РВ
РП
~1Г~
1РУ
На отключение
выключателя в
1РУ
На сигнал
ИГ
УСЗ
На сигнал
Рис. 2-235. Принципиальная схема защиты линии 6—10 кВ (вариант с двухступенчатой
максимальной токовой защитой).
В — выключатель; 1ТТ, ТТ — трансформаторы тока; 1РТ—4РТ — реле тока типа РТ-40; УСЗ — устрой-
ство сигнализации при замыкании па яемлю типа УСЗ 2/2; РВ — реле времени типа ЭВ-1'34: РП—ре-
ле промежуточное типа РП-26; 1РУ\. 2РУ — реле указательные сериееные типа РУ-21.

410
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ности требуется действие защиты от-
ключение.
Типы защит. Максимальная токовая
защита нулевой последовательности в од-
иосистемном исполнении с выдержкой вре-
мени; централизованная максимальная то-
ковая защита нулевой последовательности
с выдержкой времени; двухступенчатая
защита нулевой последовательности в слу-
чае, если требуются действия защиты на
отключение, где I ступень — максимальная
токовая защита нулевой последовательно-
сти с выдержкой времени, а II ступень —
защита максимального напряжения пуле-
вой последовательности.
Указания по выполнению защиты.
Для защиты используются трансформато-
ры тока нулевой последовательности типа
ТЗЛ (ТЗ, ТЗРЛ) для одиночных кабелей.
При наличии на линии нескольких кабелей
вторичные обмотки трансформаторов тока
соединяются последовательно.
Для защиты используются реле типа
РТЗ-50; РТ40/0,2 или устройства сигнали-
зации замыканий на землю типа УСЗ 2/2.
При необходимости иметь селективное от-
ключение в некомпенсированных сетях мо-
жет использоваться устройство типа ЗЗП-1
(рис. 2-235).
2-93. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ТОКОПРОВОДОВ 6—10 кВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для токопроводов 6—10 кВ, присое-
диненных к шинам генераторного напря-
жения заводских ТЭЦ и главных понизи-
тельных подстанций (ГПП) 110/6—10 кВ,
должны предусматриваться устройства ре-
лейной защиты, действующие при много-
фазных и однофазных замыканиях в токо-
проводе, реакторах и ошиновке РП до вы-
ключателей вводов 6—10 кВ; отказе защит
и выключателей на вводах в РП 6—10 кВ.
Пример выполнения защит токопровода
показан на рис. 2-236.
'6-10кВ
От тинного ТН
а Ьс
1Р7 П\
211
.г
±в ±
т—и—
1 2±у
I II 1
1 31у
1 II
1 2РП
1 УМ
М
у На сигнал
Рис. 2-236. Принципиальная схема защиты токопровода 6—10 кВ.
1В—4В — выключатели; 1Р—ЗР — реакторы; 1ТТ—5ТТ, ТТ — трансформаторы тока; 1РНТ, 2РИТ — ре-
ле тока с промежуточным насыщающимся трансформатором типа РНТ-565; 1ВУ, 2ВУ — автотранс-
форматоры тока типа АТ-27; 1РТ—4РТ; 1РТБ. 2РТБ — реле тока типа РТ-40; РМОП — реле мощности
обратной последовательности типа РМОП-1М; КРБ — устройство блокировки типа КРБ-126; 1РВ,
2РВ~уеле времени типа ЭВ-132; УСЗ — устройство сигнализации замыканий на землю типа УСЗ 2,2;
1РП, 2РП — реле промежуточные тида РП-23.

§ 2-93]
Релейная защита токопроводов 6—10 кВ
411
2. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ
ЗАМЫКАНИЙ
Тип защиты. Полная продольная диф-
ференциальная токовая защита в двухфаз-
ном двухрелейном исполнении без выдер-
жки времени; неполная дифференциальная
токовая защита в однофазном однорелей-
ном исполнении с выдержкой времени; то-
ковая направленная защита обратной по-
следовательности; токовая отсечка в двух-
фазном двухрелейном исполнении.
Особенности выполнения защит. Диф-
ференциальная защита токопроводов, вы-
полняемая с помощью реле типа РНТ-565,
включается на трансформаторы тока, ус-
тановленные на головном участке и на
вводах РП б—10 кВ. При этом принима-
ются меры к выравниванию токов в пле-
чах защиты, например, на головном участ-
ке устанавливаются трансформаторы тока
с коэффициентом трансформации 6 000—
10 000/5А и автотрансформаторы тока, а
на вводах в распределительные пункты
трансформаторы тока 1 000—3 000/1 А, что
обеспечивает одновременно погрешность
трансформаторов тока /*<;10% при мини-
мальном сечении жил контрольного ка-
беля.
I На отключение
(выключателя 18
Дифференциальная защита выполняет-
ся, как правило, с пусковым органом
(устройство КРБ-126), который вводит за-
щиту в действие при несимметричных за-
мыканиях— на все время существования
повреждения; при трехфазных к. з. — на
время, необходимое для его отключения.
Резервные защиты — токовая отсечка
и токовая защита обратной последователь-
ности — для повышения надежности вклю-
чается на отдельные трансформаторы тока,
а их действие осуществляется помимо вы-
ходного реле основных защит.
Защиты от многофазных замыканий
действуют на отключение головного вы-
ключателя токопровода.
3. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ
НА ЗЕМЛЮ
Тип и особенности выполнения защит.
Токовая защита нулевой последовательно-
сти в однорелейном исполнении с примене-
нием устройств типа УСЗ 2/2, включенных
на трансформаторы тока нулевой последо-
вательности типа ТНПШ, предусматрива-
ется на токопроводах, отходящих, как
правило, от шин генераторного напряже-
ния ТЭЦ с развитой сетью 6—10 кВ и дей-
ствует на сигнал.
Защита максимального напряжения
нулевой последовательности, выполняемая
с помощью реле, включенного на напряже-
ние 3/70 трансформатора напряжения, ус-
тановленного на ГПП, выполняется с дей-
ствием на сигнал.
4. РАСЧЕТНЫЕ УСТАВКИ ЗАЩИТЫ
Ток срабатывания полной дифферен-
циальной токовой защиты выбирается по
двум условиям:
«с.з ^ &н*нб.макс ^ &н&апер&одн X
X (/* + \г отс)/к.з.вн.макс, (2-292)
где &н=1,5 — коэффициент надежности;
&апер=1— коэффициент, учитывающий
бросок апериодической составляющей тока
внешнего к. з.; &одн=1 —коэффициент од-
нотипности трансформаторов тока; ^ =
= 0,1—токовая погрешность трансформа-
торов тока; /^0X0=0,1—условная погреш-
ность трансформаторов тока, учитываю-
щая отсос вторичного тока поврежденного
ввода трансформатором тока неповреж-
денного ввода; /к.з.вн.макс—максимальное
значение периодической составляющей то-
ка внешнего к. з.; /нб.макс — расчетное
значение тока небаланса при внешних ко-
ротких замыканиях;
лез ^^ ^н'натр.норм. (2-293)
где 6н = 1,2—коэффициент надежности;
/нагр.норм—ТОК В ОДНОЙ цеПИ ТОКОПрОВО-
да в нормальном режиме.
Защита при металлическом двухфаз-
ном к* а. в конце токопровода должна

412
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
иметь чувствительность /гч^2, а при двух-
фазном к. з. за реакторами РП— кч~^\,Ь.
Ток срабатывания неполной дифферен-
циальной защиты выбирается по условию
/сз>
*н*сз
(2-294)
где кя = 1,2 — коэффициент надежности;
&в = 0,8 — коэффициент возврата реле ти-
па РТ-40; &с.з=1,3 — коэффициент, учи-
тывающий самозапуск электродвигателей;
^раб.макс— максимальный ток присоедине-
ния, не подключенного к схеме дифферен-
циальной защиты.
Чувствительность защиты проверяется
по металлическому двухфазному к. з. за
реакторами РП. Коэффициент чувствитель-
ности в этом случае должен быть &ч:^1,5.
Ток срабатывания отсечки выбирается
по условию
^с.з^ ^н Лс.з.вн.макс (2-29о)
где &н = 1,3—коэффициент надежности;
^к.з.вн.макс — максимальное значение пе-
риодической составляющей тока внешнего
к. з. при *=0.
Ток срабатывания реле тока обратной
последовательности (входящий в реле
РМОП-1М) и устройства КРБ-126 выбира-
ется по условию
'2Ср
= 0,03
^н 'раб-з
(2-296)
где 6Н=1,2 — коэффициент надежности;
^в = 0,8 — коэффициент возврата реле:
ят — коэффициент трансформации транс-
форматоров тока; /раб. макс — максималь-
кый рабочий ток токопровода.
Чувствительность реле РМОП-.1М и
устройства КРБ-126 проверяется по току
обратной последовательности, проходяще-
му через реле в устройство при металли-
ческом двухфазном к. з. за. реакторами
РП. Коэффициент чувствительности при
этом должен быть не меньше 2.
2-94. ЗАЩИТА КОНДЕНСАТОРНЫХ
УСТАНОВОК НА НАПРЯЖЕНИЕ
6—10 кВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Защита конденсаторных установок,
присоединяемых параллельно приемникам
электрической энергии, имеющих индук-
тивный характер, и предназначенных для
улучшения коэффициента мощности в си-
стеме переменного тока 50 Гц, должна
предусматриваться для следующих видов
повреждений и ненормальных режимов:
многофазных к. з.; однофазных замыканий
на землю; сверхтоков перегрузки; повыше-
ния напряжения в установке.
Принципиальная схема защиты приве-
дена на рис. 2-237.
2. ЗАЩИТА ОТ МНОГОФАЗНЫХ
КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
В качестве защиты от многофазных
к. з. конденсаторной установки предусмат-
ривается защита мгновенного действия в
двухфазном двухрелейном исполнении. Не-
зависимо от защиты всей конденсаторной
установки конденсаторы в батареях с па-
раллельным соединением должны снаб-
жаться групповой защитой от токов к. з.
плавкими предохранителями, причем число
конденсаторов в одной группе должно
быть не более пяти и номинальный ток од-
ной группы — не более 100 А. Групповая
защита предохранителями не требуется,
если конденсаторы снабжены встроенной
Поясняющая схема
Щ* Прт ЗРрх
К3_
РП'
На отключение
выключателя В
1РТ
2РТ
2РУ 1Н
2И 6РТ
"иг-
1РП
Рис. 2-237. Принципиальная схема защиты конденсаторной установки.
/77—ЗТТ — трансформаторы тока; 6РТ — реле тока типа РТ-40; КЗ — комплект защиты типа КЗ-П:
РП — реле максимального напряжения типа РН-58; 1С — сопротивление: 1Н—2Н — накладки контакт-
ные; # — выключатель; ГУ/— трансформатор напряжения.

§ 2-94] Защита конденсаторных установок на напряжение 6—10 кВ 413
индивидуальной защитой секций. В любом
случае предохранители должны обеспечи-
вать надежное отключение при наиболь-
ших и наименьших величинах токов к. з. в
данной точке сети. Для защиты конденса-
торов должны применяться токоограничи-
вающие предохранители.
3. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕГРУЗКИ
Защита от сверхтоков перегрузки
предусматривается в тех случаях, когда
возможна перегрузка конденсаторов выс-
шими гармониками тока. Защита выпол-
няется в двухфазном трехрелейном испол-
нении с выдержкой времени и отключает
конденсаторную установку при действую-
щем значении полного тока, превышающем
130% номинального.
4. ЗАЩИТА ОТ ПОВЫШЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Защита от повышения напряжения
предусматривается в тех случаях, когда
уровень напряжения сети в месте присо-
единения конденсаторной установки может
превышать временами (не длительно) на-
пряжение 110% номинального. Защита вы-
полняется одним реле максимального на-
пряжения и реле времени с уставками
времени срабатывания 3—5 мин. При этом
должна предусматриваться специальная
автоматика, осуществляющая обратное
включение конденсаторной установки, пос-
ле восстановления нормального (номи-
нального) уровня напряжения.
5. ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИИ
НА ЗЕМЛЮ
Защита от однофазных замыканий на
землю предусматривается с действием на
отключение без выдержки времени. Токо-
вое реле защиты включается на трансфор-
матор тока нулевой последовательности.
6. РАСЧЕТЫ ЗАЩИТ
Защита от многофазных к. з. Первич-
ный ток срабатывания определяется из
выражения
/с, >/г/ном, (2-297)
где А; = 2-г-2,5—коэффициент, учитываю-
щий отстройку защиты от токов, сопро-
вождающих переходные процессы при
включении; /НОм — номинальный ток кон-
денсаторной установки.
Чувствительность защиты характери-
зуется коэффициентом чувствительности
/(2>
*ч=-^>2.
/с.з
Ток срабатывания реле определяется
по выражению
/ с-э *сх
где &сх — коэффициент, учитывающий схе-
му соединения трансформаторов тока, к
которым подключается защита; пт — коэф-
фициент трансформации тех же трансфор-
маторов тока.
Защита од- однофазных замыканий на
землю. Ток срабатывания защиты, выпол-
ненный с помощью токового реле РТЗ-50,
подключенного к трансформатору тока ну-
левой последовательности, выбирается из
условия несрабатывания защиты от броска
собственного емкостного тока при внеш-
нем- перемежающемся замыкании на землю
/с.з = бнЫс > /не, (2-298)
где Ла = 1,2-5-1,3—коэффициент надежно-
сти; &б = 3-М—коэффициент, учитываю-
щий бросок собственного емкостного тока
конденсаторной установки и питающего ее
кабеля 6—10 кЕ; /с—собственный емко-
стный ток конденсаторной установки и пи-
тающего ее кабеля при перемежающемся
внешнем замыкании на землю; /Нб — вели-
чина тока небаланса, протекающего через
обмотку реле при протекании токов, сопро-
вождающих переходные процессы при ком-
мутационных переключениях.
Величины /с и /Нб определяются при
наладке защиты.
Защита от сверхтоков перегрузки.
Первичный ток срабатывания защиты оп-
ределяется условием
'с.з == ~7~~ 'ном ^ 1 »3 /цом» (2--9Э)
где &н=1,05 — коэффициент надежности;
&в=0,8 — коэффициент возврата реле;
/ном — номинальный ток конденсаторной
установки.
Ток срабатывания реле определяется
по выражению
, /с.з &сх
'ср — »
пт
где ксх — учитывает схему соединения
трансформаторов тока; пт — коэффициент
трансформации трансформаторов тока.
Выдержка времени защиты может
быть примерно 9 с.
Защита от повышения напряжения.
Первичное напряжение срабатывания за-
щиты определяется условием
^с-з == ~~, ^ном-сети ^ 111 ^иомсети» (2-300)
*в
где кп = 1,05 — коэффициент надежности;
^в = 0,95 — коэффициент возврата реле;
^ном.сети — номинальное напряжение сети.
Напряжение срабатывания реле опре-
деляется по выражению
где пи — коэффициент трансформации
трансформаторов напряжения той точки
сети, к которой подключена конденсатор-
аая установка.

414
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Выдержка времени защиты согласно
указаниям ПУЭ может быть установлена
3—5 мин.
2-95. ЗАЩИТА ПЛАВКИМИ
ПРЕДОХРАНИТЕЛЯМИ ЭЛЕМЕНТОВ
ЭЛ ЕКТРОУСТАНОВОК
НА НАПРЯЖЕНИЕ
3—6—10 кВ
Плавкие предохранители могут приме-
няться для защиты от многофазных замы-
каний силовых трансформаторов, тупико-
вых линий, электродвигателей и батарей
статических конденсаторов во всех случа-
ях, когда они могут быть выбраны с тре-
буемыми параметрами (номинальные на-
пряжения и токи, предельно отключаемые
токи и пр.) и обеспечивают избирательность
и необходимую чувствительность.
Предохранители типа ПК в комплекте
с выключателями нагрузки могут приме-
няться:
в цепи силовых трансформаторов мощ-
ностью до 1600 кВ-А на напряжение б—
10 кВ (вводные шкафы высокого напряже-
ния в комплектных трансформаторных под-
станциях — КТП);
на тупиковых линиях с рабочим током
до 100 А при напряжении 10 кВ и до
200 А — при напряжении 6 кВ;
в цепи батарей статических конденса-
торов мощностью до 400 квар;
Таблица 2-158
Выбор силовых предохранителей серии ПК
для защиты трансформаторов
Номинальны"
ток,
защи-
щаемой
установки
0,5
1,0
1,9
3,0
5,0
8,0
10,0
14,5
20,0
30,0
54,0
70,0
100,0
145,0 :
210,0
300,0 1
А
предо-
храни-
теля
2,0
3,0
5,0
7,5
10,0
15,0
20,0
30,0
40,0
50,0
75,0
100,0
150,0
200,0 ,
300,0
400,0
Номин
альная
мощность, кВ
трехфазная
•А, защищае-
мой установки при напря-
ЗкВ
5
Ю
20
30
50
75
100
—
240
320
560
750
1 000
1 500
жении
6кВ
5
10
20
30
50
75
100
135
180
320
560
750
1000
1 500
2000
—
10 кВ
10
20
30
50
75
100
180
240
320
560
750
1000
1500
2 500
—
—
35 кВ
50
100
180
—
320
560
—
1000
—
—
—
—
—
—
—
в цепи короткозамкнутых асинхронных
электродвигателей и синхронных электро-
двигателей с прямым пуском на напряже-
ния 3—6 кВ мощностью до 600 кВт при
условии отстройки предохранителей от пус-
кового тока;
6-ЮкВ
6-10*8
400-2306
Рис. 2-238. Схема защиты трансформатора
предохранителями.
/ — предохранители; 2 — выключатель нагрузки.
Рис. 2-239. Схема защиты трансформатора
предохранителями и защитой от однофаз-
ных к. з. на стороне 400—230 В.
/ — предохранители; 2 — выключатель нагрузки;
3 —реле тока типа РТ-81.
6~10кВ
6-10кВ
&^
Рис. 2-240. Схема защиты линии или элект-
родвигателя предохранителями и защитой
от однофазных замыканий на землю.
/ — предохранители; 2 — выключатель нагрузки:
3 — реле тока типа РТЗ-50; 4 — реле промежу-
точное.
Рис. 2-241. Схема защиты конденсаторной
батареи предохранителями.
/ — предохранители; 2 — выключатель нагрузки.
в цепи асинхронных электродвигателей
на напряжение 3—6 кР с фазным ротором
и синхронных электродвигателей на напря-
жение 3—6 кВ мощностью примерно до
1 500 кВт с пуском от пониженного напря-
жения.
При установке плавких предохраните-
лей в комплекте с выключателями нагруз-

§ 2-96]
'Автоматическое включение резерва (АВР)
415
100\
2 3 5 1510152030 5075100 200 Ч(Лх
10
20 50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 50000
Тон, А (действующее значение)
Рис. 2-242. Время плавления плавких вставок предохранителей серии ПК (на кривых
обозначены номинальные токи плавких вставок).
ки допускается действие на выключатель
нагрузки газовой защиты трансформатора;
защиты от однофазных к. з. на стороне
400—230 В трансформаторов с группой со-
единения обмоток У/Уа —12, защиты от
однофазных замыканий на землю в сетях
6—10 кВ с изолированой нейтралью и за-
щиты от сверхтоков перегрузки.
Выбор силовых предохранителей серии
ПК для защиты трансформаторов приве-
ден в табл. 2-158.
Примерные схемы защиты с плавки-
ми предохранителями приведены на рис.
2-238—2-241.
Время плавления плавких вставок
предохранителей см. рис. 2-242.
2-96. АВТОМАТИЧЕСКОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА (АВР)
1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Устройства автоматического включе-
ния резерва (УАВР) устанавливаются на
всех источниках питания подстанций
промпредприятий (линиях, силовых транс-
форматорах, шиносоединительных и сек-
ционных выключателях); на транзитных
линиях, работающих нормально с разом-
кнутым транзитом; в распределительной
сети низкого напряжения (380—220 В).
На рис. 2-243 приведено несколько
схем первичных соединений, где целесооб-
разно использование УАВР.
Требования к схемам устройства АРР:
а) УАВР должны выполняться так,
чтобы была обеспечена возможность их
действия при исчезновении питания потре-
бителей при отключении релейной защитой
поврежденного рабочего источника; при
самопроизвольном или ошибочном отклю-
чении рабочего источника питания; при
к. з. на шинах потребителя.
Возврат к нормальной схеме может
быть автоматическим и неавтоматическим;
б) УАВР должны обеспечить продол-
жительность перерыва питания, при кото-
рой происходит полная деионизация среды
в месте повреждения и нарушения в техно-
логическом процессе потребителей будут
минимальны;
в) УАВР должны производить вклю-
чение резервного источника только после
отключения выключателя рабочего элемен-
та со стороны шин потребителя;

416
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
г) действие УАВР не должно приво-
дить к перегрузке резервного источника
питания. При этом необходимо учитывать
условия самозапуска электродвигателей
потребителя;
4 1 } \уаЩ
Нагрузка » Нагрузка 6) Нагрузка
Система Система
-гп I в-зп
Нагрузка
^ , Г? Г9
Т т Нагрузка 1 1 Нагой:
Нагрузка Нагрузка
Нагрузки
*)
Рис. 2-243. Примеры использования АВР.
а, б — трансформатора; в — секционного выклю-
чателя; г —линии.
д) защита выключателя, которым пода-
ется питание от резервного источника,
должна иметь минимальное время сраба-
тывания. При этом целесообразно исполь-
зовать ускорение защиты при включении
выключателя на к. з.;
е) выключатели, включаемые УАВР,
должны иметь контроль исправности- цепи
включения;
ж) при наличии на секции шин, поте-
рявшей питание, присоединений неотклю-
чаемых синхронных электродвигателей по-
дача напряжения от резервного источника
должна производиться только после уста-
новления на потерявшей питание секции
напряжения 1/== (50-ь60) %^ном-
2. ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ УАВР
Устройство АВР содержит следующие
основные органы: пусковой орган (ПО
УАВР); орган выдержки времени (ОР
УАВР); орган контроля качества напряже-
ния на резервном источнике питания
(ОКН УАВР); орган контроля напряже-
ния на рабочем источнике (в случае при-
соединений синхронных двигателей); цепь
однократности действия УАВР.
Особенности выполнения ПО УАВР.
В качестве пусковых органов в схемах
АВР могут быть использованы: орган ми-
нимального напряжения; органы мини-
мальной частоты; защита от потери пита-
ния (см. § 2-89).
Орган минимального напряжения дол-
жен обеспечить пуск схемы АВР при ис-
чезновении напряжения на шинах по лю-
бым причинам. При этом должны прини-
маться меры, обеспечивающие несрабаты-
вание его при перегорании предохраните-
лей в цепи трансформатора напряжения.
В качестве органа минимального напряже-
ния рекомендуется устанавливать реле на-
пряжения типа РН-53/60Д, не подвержен-
ные вибрации и обеспечивающие надежную
работу.
Орган минимальной частоты, выполняе-
мый с помощью реле частоты типа РЧ-1,
целесообразно применять в сочетании с
пуском минимального напряжения для
подстанций с синхронными электродвига-
телями. Р этом случае обеспечивается зна-
чительно более быстрая фиксация потери
От трансформатора напряжения
ШНа
ШМС
1РН
1РИ
2РН
2РН
*)
К органу
Выдержки.
бремени
От трансформатора напряжения
Р^с 2-244 Принципы выполнения ПО УАВР.
'пусковой орган ли.
напряжения; б — сочетание органов минимальной частоты е
напряжения.

§ 2-96]
Автоматическое включение резерва (АВР)
417
+ ПБ
а й I
а Ь с
6'1 ЧРН-1
—и—1г~
В-2 ЧРН-Е
1РЧ-1
—1Г
1РВ-1
—1Р5—
2РВ-1
—1РГ~
1РН-1
1РЧ-Ж
~1Г
1Р8-Л
8-1
РБ
//а включение
- В-3
2РП-Е
—Я
ЗРН-Е
—II
2РН-1
~ЦГ
—1Р*
2Р8-Е
2РП-1
~4* "
ЗРН-1
1РН-Е
2РЧ-1
—II
2РЧ-Е
~Т1—
2РН-Е
~иг—
оЛБуВ1РП-1
РБ
ПБ
01 ±8
}
Г*1
1РВ-1
1РП-Л
—\\
1
На отключение 8~1
На отключение 8-2
Рис. 2-245. Схема двустороннего АВР секционного выключателя.
В-1, В-2, В-3 — выключатели; ТН-1, ТН-2 —- трансформаторы напряжения; ПБ — переключатель бло-
кировки; 1РН-1; 1РН-П; 2РН-1, 2РН-11, ЗРН-1, ЗРИ-11, 4РН-1, 4РИ-П — реле минимального напря.
жения типа РН-53/60 Д; 1РЧ-1, 1РЧ-11, 2РЧ-1. 2РЧ-11 — реле частоты типа РЧ-1; 1РВ-1, 1РВ-П,
2РВ-1, 2РВ-11 — реле времени типа ЭВ-132; 1РП-1, 1РП-П, 2РП-1: 2РП-П — реле промежуточные ти-
па РП-24; РБ — реле промежуточное типа РП-252.
питания, чем при использовании только
органа минимального напряжения.
На подстанциях с синхронными элект-
родвигателями, расположенных на ответ-
влениях от транзитных ВЛ, целесообразно
в качестве пускового органа УАВР исполь-
зовать орган минимального напряжения
совместно с защитой от потери питания.
На рис. 2-244 показаны варианты вы-
полнения пусковых органов УАВР.
Особенности выполнения органа вы-
держки времени УАВР. Орган выдержки
времени УАВР предназначен для обеспече-
ния селективности действия пускового ор-
гана УАВР по отношению к релейной за-
щите линий, отходящих от шин резерви-
руемой подстанции, и устройствам систем-
ной автоматики (АПВ, АЧР).
Особенности выполнения органа конт-
роля напряжения на резервном источнике
питания УАВР. Орган контроля напряже-
ния на резервном источнике питания вы-
полняется, как правило, однорелейным при
использовании в качестве пускового орга-
на только органа минимального напряже-
ния. В остальных случаях орган контроля
напряжения представляет собой сочетание
27-473
реле напряжения и реле частоты (2РЧ-1,
2РЧ-И, ЗРН-1 и ЗРН-П на рис. 2-245).
Орган контроля напряжения на рабо-
чем источнике является необходимым эле-
ментом схемы АВР при н-аличии на под-
станции синхронных двигателей, которые
подлежат самозапуску при восстановле-
нии питания на резервируемом источнике
или отключаются при потере питания. Ука-
занное выполняется с помощью одного ре-
ле напряжения, осуществляющего косвен-
ный контроль отключенного состояния вы-
ключателей двигателей, не подлежащих
самозапуску, и гашения поля самозапус-
кающихся электродвигателей (4РН-1,
4РН-Н на рис. 2-245).
Однократность действия УАВР может
обеспечиваться различными способами в
зависимости от конструкции привода вы-
ключателя, вида оперативного тока и за-
дач, возлагаемых на УАВР.
На рис. 2-245 однократность действия
УАВР для схемы на постоянном опера-
тивном токе и выключателей с электро-
магнитным приводом осуществлена с по-
мощью реле РБ.

418
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
3. ВЫБОР УСТАВОК УАВР
Для пускового органа:
а) напряжение срабатывания органа
минимального напряжения выбирается ис-
ходя из следующих условий:
пуск УАВР должен обеспечиваться при
снижении напряжения до величины, при
которой не обеспечивается нормальная ра-
бота потребителя;
орган минимального напряжения не
должен срабатывать при перегорании од-
ного предохранителя в цепях напряжения.
Как правило, принимается ^/Ср= (25-ь40)
/о и н о м ;
б) уставка срабатывания органа мини-
мальной частоты выбирается по согласо-
ванию с параметрами срабатывания УАЧР
и составляет /ср= (46,5-^47,5) Гц;
в) уставки защиты от потери питания
см. § 2-89.
Для органа выдержки времени:
а) при использовании в качестве ПО
УАВР органа минимального напряжения
выдержка времени выбирается на ступень
селективности больше выдержки времени
линий, отходящих от шин резервируемой
подстанции;
б) при использовании для УАВР мини-
мального частотного пуска выдержка вре-
мени (^Ср) может быть принята 0,5 с.
При выборе уставки органа выдержки
времени следует добиваться, чтобы нару-
шение нормального электроснабжения бы-
ло ликвидировано устройствами АВР, как
правило, с помощью минимального количе-
ства переключений, а схема сети после ра-
боты УАВР оставалась возможно ближе
к нормальной.
Параметры срабатывания органа конт-
роля напряжения на резервном источнике
выбираются равными минимальным значе-
ниям ^/Рез и ^Рез, обеспечивающим самоза-
пуск электродвигателей после АВР, и ори-
ентировочно могут быть приняты: ^/рез =
= (80-5-90)% (/ноМ; /Рез= (48.5-М9) Гц.
Напряжение срабатывания органа
контроля напряжения на рабочем источни-
ке составляет (70-^80) % ^ном-
Примеры выполнения схемы АВР на
постоянном оперативном токе показаны на
рис. 2-245.
2-97. АВТОМАТИЧЕСКАЯ
ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА (АЧР)
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Устройства АЧР, применяющиеся для
ликвидации аварийного дефицита активной
мощности в энергосистемах, подразделяются
па основные категории: АЧР-1, АЧР-П и до-
полнительные АЧР Устройства АЧР могут
применяться в системах электроснабжения
крупных промпредприятий, имеющих в со-
ставе собственные электростанции.
Устройство АЧР-1 — быстродействую-
щее (с выдержкой времени не выше 0,5 с),
имеющее различные уставки по частоте,
предназначенное для предотвращения чрез-
мерного понижения- частоты в первое время
развития аварии. Выдержка времени
^0,5 с необходима для предотвращения
ложных действий устройств АЧР вследствие
кратковременных замыканий контакта реле
частоты РЧ-1 (ИВЧ-3), возможных при рез-
ких изменениях напряжения на его за-
жимах.
Устройство АЧР-П с общей уставкой по
частоте и различными уставками по време-
ни, предназначенное для подъема частоты
после действия АЧР-1, а также для предо-
твращения зависания частоты на недопусти-
мо низком уровне.
Дополнительное УАЧР — действующее
по возможности селективно только при ме-
стных дефицитах мощности осуществляется
автоматическим отключением потребителей
в необходимом объеме по факторам, харак-
теризующим возникновение локального де-
фицита мощности независимо от процесса
изменения частоты.
Решением объединенного диспетчерско-
го управления для всех энергосистем, входя-
щих в объединенную энергосистему, уста-
новлены следующие граничные условия дей-
ствия АЧР:
для АЧР-1 — верхний предел уставок по
частоте в интервале 47—18 Гц; нижний —
в интервале 46—16,5 Гц. Уставки АЧР-1 мо-
гут различаться не менее чем на 0,1 Гц, т. е.
на величину, равную погрешности реле ча-
стоты ;
для АЧР-П—единая уставка по часто-
те в интервале 47.5—18,5 Гц, т. е. уставки
всех очередей АЧР-П принимаются на
0,5 Гц выше верхней уставки срабатывания
очередей АЧР-1. Минимальная уставка по
времени АЧР-П — 5—10 с, а конечная —
60—90 с. Уставки АЧР-П могут различаться
не менее чем на 3 с.
К АЧР-1 подключается примерно 75—
80% общей нагрузки, подключенной к
АЧР-1 и АЧР-П, по возможности равномер-
но распределенной между очередями. Допу-
скается подсоединение одних и тех же по-
требителей к АЧР-1 и к АЧР-П. Подсоеди-
нение потребителей к очередям устройства
АЧР следует осуществлять с учетом ответ-
ственности потребителей. По мере возраста-
ния ответственности потребителей их сле-
дует присоединять к более дальним по ве-
роятности срабатывания очередям (имею-
щим более низкие уставки по частоте —
очередям АЧР-1, большие выдержки време-
ни— очередям АЧР-П, а также к дополни-
тельной разгрузке).
Действие АЧР должно сочетаться с дру-
гими видами автоматики. Нагрузка потре-
бителей, отключенных при аварийном сниже-
нии частоты действием АЧР, не должна под-
хватываться устройствами АПВ и АВР. По-
этому АПВ линии, отключенной действием
АЧР, должно блокироваться. Линии и
трансформаторы, обеспечивающие резервное
питание в схемах АВР от одних и тех же
источников питания, должны отключаться

§ 2-97]
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
419
теми же очередями АЧР, что и основные пи-
тающие линии и трансформаторы.
При выборе схем устройств АЧР необ-
ходимо учитывать возможность ложного
действия АЧР в случаях кратковременного
снижения частоты при к. з. (в небольших
энергосистемах) и при перерывах питания
во время действия АПВ и АВР. Для лредот-
Система,
Рис. 2-246. Схема подстанции с синхронны-
ми электродвигателями при работе АЧР
вращения ложного действия АЧР необхо-
димо применять следующие мероприятия:
АЧР с выдержкой времени (АЧР-Н); АЧР-1
с ЧАПВ; уменьшение времени действия
АПВ и АВР; блокировки, запрещающие дей-
ствие АЧР при прекращении питания (на-
пример, по исчезновению тока или мощности
в питающих линиях или трансформаторах);
обеспечение предварительного (до действия
АЧР) отключения или гашения поля (с по-
следующей ресинхронизацией) синхронных
компенсаторов; блокировки, запрещающие
действие АЧР по различию протекания про-
цессов снижения частоты, а также напряже-
ния в энергосистеме и при выбеге синхрон-
ных электродвигателей.
Работа устройства АЧР при наличии
мощных синхронных электродвигателей,
подключенных к шинам питающей подстан-
ции (рис. 2-246), должна исключить ложное
отключение потребителей при отключении
связи с энергосистемой. За время действия
ЛПВ или АВР потребители подстанции мо-
гут быть отключены ложным действием
АЧР Это может произойти потому, что пос-
ле отключения от источника питания напря-
жение на шинах подстанции будет некото-
27*
рое время поддерживаться синхронными
электродвигателями, а потому частота этого
напряжения будет уменьшаться из-за умень-
шения скорости вращения электродвигате-
лей. В этом случае для исключения ложной
работы АЧР должно быть выполнено с необ-
ходимой выдержкой времени. Это время оп-
ределяется снижением остаточного напряже-
ния до 20—30% номинального, при котором
реле частоты прекращает работу (в схемах
без стабилизаторов напряжения и авто-
трансформаторов). В схемах со стабилиза-
торами напряжения для уменьшения време-
ни действия АЧР необходимо применять
специальную блокировку, предотвращаю-
щую ложную работу АЧР в рассматривае-
мом режиме. Блокировка выполняется с по-
мощью реле направления мощности (РМ),
токовая обмотка которого подключается
к трансформатору тока фазы В со стороны
высокого напряжения трансформатора,
а обмотка напряжения — к трансформатору
напряжения низкой стороны трансформато-
ра (рис. 2-246 и рис. 2-247). При нормаль-
ной работе подстанции реле мощности дер-
жит свой контакт замкнутым, разрешая дей-
ствие АЧР При отключении подстанции от
питающей сети реле мощности разомкнет
свой контакт, предотвращая ложное дейст-
вие АЧР. При этом необходимо иметь в ви-
ду, что эта блокировка не будет работать
при двухфазном к. з. /Сд2в и ПРИ двухфаз-
ном к. з. на землю /<дВ на питающей
линии.
2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ЧАПВ
Для ускорения восстановления работы
потребителей, отключенных действием АЧР,
применяется специальный вид автоматики
АПВ после АЧР (ЧАПВ). Устройство ЧАПВ
срабатывает после восстановления частоты
до величины, близкой к номинальной, и дает
импульс на включение отключенных потре-
бителей. При этом необходимо учесть, что
одновременное включение потребителей мо-
жет привести к новому снижению частоты
до опасных пределов. Поэтому включение
потребителей осуществляется очередями
в обратном порядке: сначала потребители
последней очереди отключения, затем пред-
последней и так далее. Включение потреби-
телей от ЧАПВ осуществляется ступенями
с разными уставками возврата реле частоты
в пределах 49—50,2 Гц с минимальным ин-
тервалом по частоте, равным 0,2 Гц, и с раз-
ными уставками по времени в пределах от
10—20 с до 90—120 с с минимальными ин-
тервалами 10—15 с. При введении в работу
ЧАПВ на подстанциях необходимо обра-
щать внимание на допустимое количество
одновременно включаемых выключателей во
избежание перегрузки источника оператив-
ного тока. Применение ЧАПВ обеспечивает
исправление ложного действия АЧР в случа-
ях работы АПВ питающей линии или АВР
при наличии синхронных компенсаторов
и мощных синхронных двигателей.

420
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
т.
Г1АВ
-ШУ
1АВ '
12™*ВРП 1РЧ ^^
2РЧ 5РП
РМ
6РП
\
11 12
ЧРП
*.
ЧРП
~2\\4 11 12
1С 1РВ
2РВ
ЗРВ
ЗРВ
Т1Р57"
ЧРВ
27 Цг28
ЗРП
27 ияГ
1ВП
2РП
1\Ъ1 Л
ШАЧР-1а
1РЛ
31 1Г5Г
ЗРП
171ПГ
ШАЧР-Тб
2РП Т
ШАЧР-Жа
ЗРП
"5ППГ
ЧРП 1РП [Л
ЗРВ
4/>0
Шинки.
управления
и автомат
[Реле-повто-
ритель
*т«
к
I1
Г4*
•^
К
>
Гч
1
И*-
Эг-
Г*
•"*•
1
Г*
П^"
^
*•
^
1 ^*
5? > ^
^ о *»
<=:
3
$5
1
сз
5 5
О О
«§¦¦*
\ЦепиЧАПВ
в две
очереди
АЧР-1
ЩепиЧАПВ
в одни
очередь
\__АЧР-Л
\ы
К
р-
Г*
[^
К
>¦
ч
*"Ч
1
К
>•
I"4
N
!о«
1 >-
ч
5г^
**
* 3
•о
оэ ^
<*э
«^
"Ч
>-
О.
^
*
^
5
Л»
%
*
о;
^
с:
<ъ
«5Г
&цЬ
2ШНа
Л секи,
1РЧ
1РВ
Т|(-9Г
2РЧ |7
+ШС
1АЗ
^1РУ
ПР57
ЧРУ
5РУ
2РУ
'^]16ЗРУ\ +ВШС
"уу/ 2РП ЗРП Г
"К—*Г-"ТГ
®шс
-шс
1РУ
~*ЕГу
Ът
15^
5\\5
ТТ насторо-\
не высшего (
напряжения
I трансфор-
маторов
Шинки,
напряжения
Переклю ча -
тель
шинок
напряжения
! и стабили-
затор
\*+
I*.
>
^
!*Ч
0.
! э»
я:
3
*
5» о
2 5
а о
2 2
с? «5
А бтомат
\ отключен
Работа
АЧР
\Влокируюш^и1
сигнал
\„ Аварийное
{отключение
при АЧР"
Лампа
„ Ьлинкер
не поднят"
«*
*
р
о
*у 1
%
%
5
*»
С
г.
^Г
3
"3
3
в
%
3
3
с:
:Н
Выдержка
времени АЧР-1
до 20с
до 60с
до 180с
Тип реле
времени 2РВ
ЭВ-1Ч2
Е-513
Е-512
Рис. 2-247. Схема АЧР с ЧАПВ на постоянном оперативном токе (с учетом синхронных
электродвигателей).
7РЛ~~2РЧ ~~ реле частоты типа ИВЧ-З; РМ — реле направления мощности типа РБМ-171:
1РВ — реле времени типа ЭВ-112; 2РВ—4РВ —реле времени типа Е-512; 1РП—ЗРП —реле двухпози-
ционные типа РП-8; 4РП—6РП — реле промежуточные типа РП-23; СН — стабилизатор напряжения
типа С-0,09; 1РУ—ЗРУ — реле указательные шунтовые типа РУ-21; 4РУ, 5РУ — реле указательные се-
риесные типа РУ-21; П — переключатель типа ПМОФ; /Я—накладка контактная; С — сопротивле-
ние дооавочное ПЭ-50; 1С — сопротивление добавочное ПЭ-25; 1АВ — автоматический выключатель
типа АП-50-2МТ; ЛС — арматура сигнальной лампы типа АС-220.

§ 2-97]
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
421
т
1РЧ
7\ГГ
1РВ
2РЧ
Тлпг-
2Р8
1РВ 1РЧ
»а Ша
ДШ
#># ЗРП
ЗРВ
лрв
ЗРВ
\1 А Кб *|.
к-4<><>*ь1*кн4
1РЛ
1РП
2РП1ЯГ
2РП
ЗРП
7ПГ
7*1 Г
11
ЧРВ
Ян« ШАЧР-1атГ
1РП —Г"
#77
2РП
ШАЧР-16
лгг
^/7
75 ГГ
ШАЧР-* 1 ЗРу
Ия-/
Шпики
управления,
автомат
Реле времена
а промежу -
точные реле
АЧР-1
Реле времени^
промежуточ-
ные реле
АЧР-Ж
\АЧР-Ж\
Реле
времена
ЧАПВ
Цепа ЧАПВ
в обе
о черед а
для АЧР-1
Цепа ЧАПВ
для АЧР-Ж
Выходные
цепа а обра-
зование
танок
АЧР
П
1 Н и
Цок
а
I/ 1/ +
~1ШС
ЦРУ
6Ш 2
±1РУ
т*л—
±2РУ
"71П
А.ЗРУ
51 \Г~
±ЧРУ
СИ
с
1РВ
1\ПГ
1РЧ
2РВ в
-Г1КЭ5
2РЧ
1РУ
Ч\\6
л?РУ\
ЛРУ
Ч\\6
1АВ
т1Гя
"ЛГГ
хВРУ
1\П—
Переклю-
чения
осанок
напряже -
пая и ста-
билизатор]
\АЧР~1
\АЧР-Л\
Реле
час-
тоты
7 - ШС
I Л0 I
+—® 1
Сигнал
„ Работа
АЧР"
| Сигнал
\иАвтомат
\отключени
Лампа
\иЬлинкер
не
подмят"
3
3
5П
см
3
"И
Л1
*
о
*
с
53*
Рис. 2-248. Схема АЧР и ЧАПВ на переменном оперативном токе.
1РЧ, 2РЧ — реле частоты типа ИВЧ-3; 1РВ — реле времени типа ЭВ-218; 2РВ—4РВ — реле времени
типа ВС-10-32; 1РП—ЗРП —-реле двухггозицнонные типа РП-9; 1РУ—ЗРУ — реле указательные шунто-
вые типа РУ-21; 4РУ, 5РУ — реле указательные сериесные типа РУ-21; СН — стабилизатор напря-
жения типа С-0,09; П — переключатель типа ПМОФ: С — сопротивление добавочное ПЭ-50; 1АВ — ав-
томатический выключатель типа АП-50-2МТ; ЛС — арматура сигнальной лампы типа АС-220.
3. СХЕМЫ УСТРОЙСТВ АЧР И ЧАПВ
На рис. 2-247—2-250 показаны принци-
пиальные схемы устройств АЧР с последую-
щим автоматическим повторным включени-
ем отключенных выключателей после восста-
новления частоты, близкой к номинальной
(50 Гц). В нормальном режиме работы при
направлении мощности к потребителям
(рис. 2-247) реле направления мощности РМ
замыкает свой контакт 2—4 и подает нап-
ряжение на обмотку промежуточного реле
6РП. Реле 6РП своим контактом 3—4 под-
готовляет цепочку пуска устройства ЛЧР.
При прекращении питания подстанции от
энергосистемы контакт 2—4 реле направле-
ния мощности разомкнётся, предотвращая
ложное действие АЧР при наличии крупных
синхронных электродвигателей. При отсут-
ствии на подстанции крупных синхронных
электродвигателей блокировка с реле на-
правления мощности шунтируется перево-
дом накладки 1Н в положение 2—Л При по-
нижении частоты в энергосистеме реле ча-
стоты 1РЧ (2РЧ) срабатывает в зависимо-
сти от частоты уставки и своим контактом
2—4 подает напряжение на промежуточное
реле 4РП (5РП), которое контактом 1—2
блокирует цепь пуска ЧАПВ. Реле 1РВ
(2РВ) своим контактом 4—6 (1—/) воздей-
ствует на двухпозиционные промежуточные
реле 1РП, 2РП (ЗРП), а контактом 3—5
(2—2) перестраивает реле частоты 1РЧ
(2РЧ) на частоту возврата, близкую к 50 Гц.
После срабатывания реле 1РП, 2РП (ЗРП)
контактами //—15 подают напряжение па

422
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
+ ///У
Р-/а ШАЧР-16 ШАЧР-Па ЩАЗ
у
Х> а8 \
/>/7
- ДУХЭз !
Г11*" Т Г/77 I
КУ
и^р
I I I
щ}Г__Уи
шинки АЧР, а контактами 19—23 подготов-
ляют цепочку пуска реле времени ЗРВ
(4РВ) устройства ЧАПВ. В схеме рис. 2-249
к одной из шинок АЧР подключено проме-
жуточное реле РП. После подачи напряже-
ния на шинки АЧР соответствующие реле
РП (выключателей, подлежащих отключе-
нию) срабатывают и своими контактами
5—6 отключают выключатели, а контактами
/—2 блокируют запуск АПВ до восстановле-
ния частоты, близкой к номинальной. При
этом необходимо иметь в виду, что если на
данном выключателе ЧАПВ по каким-либо
причинам недопустимо, то перемычка между
контактами 3—4 реле РП и зажимом 8 реле
РПВ должна быть замкнута. После восста-
новления частоты в энергосистеме до часто-
ты возврата реле 1РЧ (2РЧ) в схеме рис.
2-247 эти реле своими контактами размыка-
ют цепь обмотки реле 4РП {5РП) Контакт
1—2 реле 4РП (5РП) замыкается и запу-
скает реле времени ЗРВ (4РВ), которое
Рис. 2-249. Схема устройства АПВ выключа-
теля с электромагнитным приводом для
присоединений, отключаемых действием уст-
ройства АЧР.
РПВ — реле повторного включения типа РПВ-58;
РП, РПО, РПВ — реле промежуточные типа
РП-23; РБМ — реле промежуточное типа РП-232;
РФ — реле двухпозиционное типа РП-8; РУ — реле
указательное сериесное типа РУ-21; 1Н, 2И — на-
кладки контактные: КУ — переключатель типа
ПМОВ; 1С, 2С — сопротивления добавочные ПЭ-50;
АВ — автоматический выключатель типа
АП-50-2МТ.
~~1ШУ
Шинки,
и автомат
Реле
отключения
при АЧР
Цепи
отключения
Реле фиксации,
отключения
при АЧР
Электродвигатель
завода пружины
привода ПП-В7
Цепи-
включения
| Телемеханика \
Рис. 2-250. Схема устройства АПВ выключателя с пружинным приводом для присоеди-
нений, отключаемых действием устройства АЧР.
РФ -реле двухпозиционное типа РП-9; РП, РПВ-реле промежуточное типа РП-25; 1РУ 2РУ - ре-
ле указательные сериесные типа РУ-21; /Я, 2Н *Н - накладки контактные; /С, 2С - сопротивления
добавочные.

§ 2-98]
Автоматическое повторное включение (АПВ)
423
своими контактами /—/, 2—2 возвращает
реле 1РП, 2РП (ЗРП) в исходное положе-
ние. Контакты 11—15 этих реле снимают
напряжение с шинок АЧР, тем самым обе-
сточивают реле РП в схеме рис. 2-249 и за-
пускают АПВ отключенных выключателей.
С выдержкой времени комплекта РПВ вы-
ключатели автоматически включаются, тем
самым восстанавливается нормальная рабо-
та потребителей.
2-98. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ
ВКЛЮЧЕНИЕ (АПВ)
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Устройство автоматического повторного
включения (УАПВ) применяется для всех
воздушных и кабельно-воздушных линий
электропередачи (АПВ ВЛ); кабельных ли-
ний напряжением до 35 кВ, если от одной
линии питаются несколько подстанций и от-
сутствует АВР; шин электростанций и иод-
станций (АПВШ); понижающих трансфор-
маторов (АПВТ); обходных и шиносоедини-
тельных выключателей.
Устройства АПВ могут быть использо-
ваны для автоматического повторного вклю-
чения части ответственных электродвигате-
лей, отключенных для обеспечения самоза-
пуска других, более ответственных.
Требования к устройствам АПВ.
УАПВ должны приводиться в действие во
всех случаях аварийного отключения выклю-
чателя, за исключением случая аварийного
отключения после оперативного включения
выключателя на к. з. УАПВ не должны при-
ходить в действие во всех случаях опера-
тивного отключения выключателя; УАПВ
должны производить посылку импульса пов-
торного включения выключателя, обеспечи-
вая минимальную продолжительность пере-
рыва питания, при которой: происходит пол-
ная деионизация среды в месте к. з. после
РПВ-58
отключения последнего; обеспечивается го-
товность привода выключателя к включению
выключателя после его аварийного отключе-
ния; обеспечивается согласование действий
УАПВ с другими устройствами защиты и
автоматики; характеристики выходного им-
пульса УАПВ должны обеспечить надежное
включение выключателя; возврат УАПВ —
автоматический с выдержкой времени;
УАПВ должны обеспечивать однократность
действия; должны допускать возможность
блокирования их действия во всех необхо-
димых случаях.
2. ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ
ВЫПОЛНЕНИЯ АПВ
Пуск устройства АПВ осуществляется
одним из следующих способов:
от несоответствия положения выключа-
теля и его ключа управления. В этом случае
пуск УАПВ будет обеспечен при любом не-
оперативном отключении выключателя про-
стыми и универсальными средствами (рис.
2-251, а);
во всех случаях отключения выключате-
ля с блокировкой УАПВ при оперативном
отключении. Осуществление этого способа
приводит к длительному обтеканию током
элементов УАПВ, что нежелательно;
от релейной защиты (рис. 2-251,6).
Этот способ пуска менее универсален и бо-
лее сложен, чем пуск от несоответствия,
и рекомендуется к использованию только
там, где он дает упрощение схем.
Особенности выполнения электрическо-
го УАПВ. Наибольшее распространение в
настоящее время получили специальные
УАПВ — комплектные реле типа РПВ-58.
Все особенности выполнения УАПВ рас-
сматриваются на примере применения это-
го реле для АПВ масляного выключателя
(рис. 2-252).
1РП
РПВ
Кцепям
запрета
АПВ РПВ
1Р<
На включение
„выключателя
•0 >
а)
Рис. 2-251. Способы пуска УАПВ,
а — основной вариант с пуском «от несоответствия положения»; б — пуск «от релейной защиты»;
РП — реле промежуточное типа РП-352; 1РП, РПВ — реле промежуточные типа РП-252.

424
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
вания контакта 1РП используется соответ-
ствующая электрическая цепь блокировки
(реле РБ на ряс. 2-252).
Следует отметить, что совместная рабо-
та электрической цепи блокировки с блоки-
ровкой, выполненной при помощи блок-кон-
тактов электромагнита отключения, как пра-
вило, не допускается из-за понижения на-
дежности действия.
Особенности выполнения АПВ транс-
форматоров (АПВТ). АПВ трансформато-
ров предусматривается с целью автоматиче-
ского восстановления их нормальной работы
после аварийных отключений, не связанных
с возникновением внутренних повреждений
самого трансформатора.
На однотрансформаторных подстанциях
осуществление АПВТ является обязатель-
ным. На двухтрансформаторных подстанци-
ях с односторонним питанием АПВТ целесо-
образно, если отключение одного трансфор-
матора может вызвать перегрузку другого
с необходимостью отключения части потре-
бителей.
Рекомендуемой схемой УАПВ является
такая, где пуск УАПВ осуществляется во
всех случаях аварийных отключений транс-
форматора, а блокировка — защитами
от внутренних повреждений трансформа-
тора.
Особенности выполнения АПВ шин
низшего напряжения (АПВШ).
На подстанциях с трансформаторами
(типа ГПП) АПВШ осуществляется повтор-
ным включением выключателя ввода на ши-
ны низшего напряжения от соответствующей
обмотки трансформатора. В связи с тем, что
на двухтрансформаторных подстанциях
промпредприятий имеет место продолжитель-
ная работа одного из трансформаторов на
всю нагрузку, рекомендуется устанавливать
УАПВ на вводах 6—10 кВ трансформаторов
и сочетать действие УАПВ таким образом,
чтобы АПВШ осуществлялось: УАПВ — при
работе одного трансформатора (второй от-
ключен); УАВР — во всех остальных слу-
чаях.
При этом для подстанций с присоедине-
ниями синхронных электродвигателей АПВ
выполняется с контролем напряжения па
шинах, которое должно составить не более
(50-60)% {/ном.
Рекомендации по выбору уставок
УАПВ. Минимальное время срабатывания
УАПВ, определяемое временами деиониза-
ции среды и готовности привода, составляет
для масляных выключателей ориентировоч-
но ^Ср= (0,54-0,7) с. Выдержка времени па
возврат УАПВ в состояние готовности выби-
рается в соответствии с опытом эксплуата-
ции Гв= 15^-25 с.
Комплектное реле повторного включе-
ния типа РПВ-58 содержит:
реле времени 1РВ, создающее необхо-
димую выдержку времени после запуска
УАПВ перед посылкой импульса на повтор-
ное включение выключателя;
+ РПВ-58
Рис. 2-252. Схема УАПВ однократного дей-
ствия с использованием реле РПВ-58 для
масляных выключателей.
РП — реле промежуточное типа РП-352: РБ — реле
промежуточное типа РП.232; РПВ — реле проме-
жуточное типа РП-252; РУ — реле указательное
сериесное типа РУ-21; Н — накладка контактная;
КУ — ключ управления.
выходное промежуточное реле, осуще-
ствляющее подачу этого импульса, причем
выходная цепь УАПВ содержит токовую об-
мотку реле 1РП, обеспечивающую необходи-
мую (с точки зрения надежности включе-
ния) продолжительность включающего им-
пульса;
/?С-контур, обеспечивающий требуемое
время автоматического возврата и готовно-
сти к повторному действию УАПВ. Парамет-
ры /?С-контура подобраны таким образом,
чтобы время заряда составляло примерно
20 с, что обеспечивает приемлемое время ав-
томатического возврата УАПВ и однократ-
ность действия в случае неуспешного АПВ
(повторного включения на к. з.). /?С-контур
с указанным временем заряда позволяет
блокировать УАПВ при оперативных от-
ключениях и в случае оперативного вклю-
чения на к. з.
Когда необходимо блокировать УАПВ
при некоторых аварийных отключениях вы-
ключателя, выполняется операция «запрет
АПВ» путем создания цепи разряда конден-
сатора С.
Для предупреждения многократного
включения выключателя в случае привари-
2-99. САМОЗАПУСК
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Кратковременное нарушение электро-
снабжения при отсутствии самозапуска вы-
зывает массовое отключение электродвига-

§ 2-99]
Самозапуск, электродвигателей
425
телей. Самозапуск заключается в том, что
при восстановлении электроснабжения после
кратковременного нарушения электродвига-
тели автоматически восстанавливают свой
нормальный режим работы. Отличительные
особенности самозапуска по сравнению с
обычным пуском — одновременно пускается
группа электродвигателей; в момент восста-
новления электроснабжения и начале само-
запуска часть или все электродвигатели вра-
щаются с некоторой скоростью; самозапуск
обычно происходит под нагрузкой. Самоза-
пуск "электродвигателей приводит к допол-
нительным потерям напряжения и, как след-
ствие, к уменьшению моментов вращения
электродвигателей.
При кратковременном нарушении элект-
роснабжения самозапуск обычно допустим
для самих механизмов и для их электродви-
гателей. За время действия релейной защи-
ты или сетевой автоматики остаточное нап-
ряжения электродвигателей в зависимости
от их мощности частично или полностью за-
тухает. Исключение представляют быстро-
ходные электродвигатели большой мощно-
сти (2 000 кВт и более), у которых остаточ-
ное напряжение затухает медленнее, вслед-
ствие чего при мгновенном восстановлении
питания разность напряжения сети и элект-
родвигателей может достигнуть 1,7—1,8 но-
минального значения. При наличии таких
электродвигателей, если сопротивление сети
мало, устройство АПВ или АВР рекоменду-
ется осуществлять с временем действия не
менее 0,8—1,0 с.
Промышленные механизмы, обычно уча-
ствующие в самозапуске, могут быть разде-
лены на механизмы, момент сопротивления
у которых не зависит от скорости, т. е. меха-
низмы с постоянным моментом сопротивле-
ния. К этой группе относятся шаровые мель-
ницы, транспортеры, конвейеры, дробилки
и другие механизмы, у которых основным
моментом сопротивления является момент
трения, а также механизмы, момент сопро-
тивления у которых зависит от скорости,
или так называемые механизмы с перемен-
ным моментом сопротивления. К этой группе
относятся вентиляторы, центробежные насо-
сы, дымососы, у которых момент сопротив-
ления нелинейно возрастает с рсстохм ско-
рости.
Самозапуск для механизмов с возра-
стающим при росте скорости моментом со-
противления обеспечивается легче, чем для
механизмов с постоянным моментом сопро-
тивления.
Если невозможно обеспечить самоза-
пуск всех электродвигателей, то в первую
очередь необходимо обеспечить самозапуск
для ответственных механизмов, отключение
которых по условиях технологии производ-
ства недопустимо.
Расчет самозапуска асинхронных дви-
гателей. Определение возможности самоза-
пуска асинхронного двигателя сводится
к решению двух вопросов: к установлению
достаточности момента вращения электро-
двигателя с учетом пониженного при этом
напряжения и определению дополнительно-
го нагрева электродвигателя, вызванного
удлиненным временем разгона.
При расчете самозапуска необходимо
определить: выбег за время нарушения эле-
ктроснабжения; сопротивление электродви-
гателей и сети; величину напряжений и из-
быточный момент электродвигателей; время
запуска и дополнительный нагрев.
Рис. 2-253. Кривые выбега для механизмов
с нелинейно возрастающим с ростом скоро-
сти моментом сопротивления.
Электромеханическая постоянная време-
ни механизма и электродвигателя определя-
ется выражением, с,
Т'=ШРЯ' (2"301)
где Ой2 — маховой момент механизма и
электродвигателя, приведенный к валу эле-
ктродвигателя, Тс-м2; п-в. — синхронное чис-
ло оборотов электродвигателя в минуту;
Рн — номинальная мощность электродвига-
теля, кВт.
Выбег за время нарушения электроснаб-
жения для механизмов с постоянным момен-
том сопротивления определяется выраже-
нием
п = 1 _ тс -г , (2-302)
где п — число оборотов, до которого проис-
ходит выбег, отн. ед.; тс — момент сопро-
тивления механизмов, отн. ед., 1п — время
нарушения электроснабжения, с.
Выбег для механизмов с нелинейно воз-
растающим с ростом скорости моментом со-
противления определяется по универсаль-
ным кривым, приведенным на рис. 2-253.
Напряжение самозапуска при питании
от источника бесконечной мощности (рис.
2-254) определяется по следующим выра-
жениям:
а) с учетом активного сопротивления
Ц=Ц^ Д'н , (2-303)
У (01+Гд.н)2+(*+*д.н)2
где *=*с-г-*т+*л;

426
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
('д + /хд) (гн + /*н)
^Д-н
~(Гд+Гн) + /(Хд+Х„)-ГД-Н+/^Н
*Д
?д
'н
= 2Д 51П ф; Гд
= г; *н:
= 2нС05ф; 2Н
Схема
питания
= 2Д сов ф;
= 2Н 51П ф;
5б^
5„^б'
Схема
замещений
Трансфор-
матор
Линия
х* гл
Двигатели Нагрузка
Рис. 2-254. Схема питания.
Пусковая мощность при номинальном
напряжении определяется выражением
Рнк'
Зп-
(2-304)
С05 фнТ]н
Величина кратности пускового тока
электродвигателя при скольжении 5 опреде-
ляется выражением
к'=-
/'+(тГ
(2-305)
В выражениях (2-303) — (2-305):
5б—базисная мощность, кВ-А;
V — напряжение на зажимах электро-
двигателя при самозапуске,
отн. ед.;
11И — номинальное напряжение электро-
двигателя, отн. ед.;
^/3 — напряжение источника питания,
отн. ед.;
Цб — базисное напряжение, кВ;
гд— полное сопротивление электродви-
гателя, отн. ед.;
гн — то же нагрузки, отн. ед.;
гд.н— полное эквивалентное сопротивле-
ние электродвигателей и нагрузки,
отн. ед.;
хс — индуктивное сопротивление систе-
мы, отн. ед.;
хТ — то же трансформатора, отн. ед.;
хл — то же линии, отн. ед.;
хд — то же электродвигателей, отн. ед.;
А'н — то же нагрузки, отн. ед.;
*д.н — индуктивное эквивалентное сопро-
тивление электродвигателей и на-
грузки, отн. ед.;
гл — активное сопротивление линии
отн. ед.;
/д — то же электродвигателей, отн. ед.;
гн —то же нагрузки, отн. ед.;
Лц.н — активное эквивалентное сопротив-
ление электродвигателей и нагруз-
ки, отн. ед.;
РИ — номинальная мощность электро-
двигателей, кВт;
т]н — номинальный к. п. д. электродвига-
телей;
Соз фн — номинальный коэффициент мощ-
ности;
Соз ф — коэффициент мощности при само-
запуске;
5 — скольжение в начале самозапуска;
5К — критическое скольжение;
к— кратность пускового тока по ката-
логу;
б) без учета активного сопротивления
V = У1
*Д.н
X + #д.н
(2-306)
где
ЛдЛн .
*Д ~г %н
5бУ„
Активным сопротивлением можно пре-
небречь, если соблюдается следующее ус-
ловие:
'л<|/П,02(2д.н+л:)12--(*д.н+л:)2 -гд.„.
(2-307)
Этому условию обычно удовлетворяют
только сети 6—35 кВ, за исключением протя-
женных кабельных сетей. В сетях напряже-
нием до 1 кВ это условие во многих случа-
ях не удовлетворяется и расчет напряжения
производится с учетом активного сопротив-
ления.
По условию необходимого момента вра-
щения самозапуск обеспечивается, если
удовлетворяются следующие условия:
для механизмов с постоянным момен-
том сопротивления
Ц*Ма ^ 1,1 Мс;
для механизмов с вентиляторным мо-
ментом сопротивления
1РМ* ^ 1,1 Мс,
где МД — минимальный момент вращения
электродвигателя, отн. ед.; Ми — макси-
мальный момент электродвигателя, отн. ед.;
Мс— момент сопротивления механизма при
номинальной скорости, отн. ед.
Время запуска определяется следующим
выражением:

§ 2-99]
Самозапуск электродвигателей
427
при постоянном избыточном моменте
электродвигателя, с,
4 —Т ™
(2-308)
где 5Нч — начальное скольжение самозапу-
ска; Мч— избыточный момент электродви-
гателя, отн. ед.;
при переменном избыточном моменте и
начальном скольжении 5>0,5:
-1
Г *1-
-МИ
+ ! 1п^1. (2-;
2(Л!иа—Л*та) Мт\
309)
где 5]—скольжение при 5Нч>>0,5; Мщ—
избыточный момент при 5=1, отн. ед.;
МИ2 — то же при 5 = 0,5, отн. ед.; Маз — то
же при критическом скольжении, отн. ед.
При самозапуске с начальным скольже-
нием 5=0,5 время самозапуска составит, с,
*С=ГЯ
МиЗ-^и
1п
М
М
иЗ
(2-310)
и2
где 52 — скольжение при 5НЧ^0,5; Ми2 —
избыточный момент в начале самозапуска,
отн. ед.; МиЪ — то же в конце самозапуска,
отн. ед.
Дополнительный нагрев статорной об-
мотки электродвигателя при самозапуске оп-
ределяется из выражения, с,
'с/Ж-1)
*= 150 • <2-ЗП)
где /в — плотность тока в обмотках, А/мм2;
к — кратность пускового тока.
При начальном скольжении самозапу-
ска более 0,2 плотность тока в обмотках
должна приниматься с учетом эффекта вы-
теснения тока. Дополнительный нагрев до-
пускают 135 °С Проверку дополнительного
нагрева практически следует производить
при длительности самозапуска свыше 20 с.
Нагрев стержней ротора при самозапу-
ске может определяться по выражению
т = с с п . (2-312)
0,78(7 *
где т — нагрев стержней ротора, °С; тс.п —
средний пусковой момент синхронных элект-
родвигателей, кВт; С — масса стержней ро-
тора, кг.
Для одноклеточных асинхронных двига-
телей допустимый нагрев ротора равен
250 СС и для двухклеточных 300 °С. Выраже-
ние (2-312) предусматривает один пуск из
горячего состояния или два пуска из холод-
ного состояния.
Нагрев ротора практически следует про-
верять при длительности самозапуска бо-
лее 10 с.
Расчет самозапуска синхронных дви-
гателей. Определение выбега и напряже-
ния синхронных двигателей производится
тем же методом, что и для асинхронных.
Ток самозапуска определяется по характе-
ристике 1=}(з).
По условию необходимого момента вра-
щения обычно наиболее тяжелой является
зона входного момента (5 = 0,034-0,08) Для
доведения электродвигателя до критическо-
го скольжения необходимо, чтобы входной
момент с учетом пониженного напряжения
удовлетворял следующему соотношению:
твх^а>
0,055 тс
(2-313)
где 5К — критическое скольжение; пгс — мо-
мент сопротивления механизма, отн. ед.;
Швх — входной момент при 5 = 0,05, отн. ед.;
и — напряжение на зажимах двигателя при
самозапуске, отн. ед.
Величина критического скольжения за-
висит от параметров электродвигателя и ме-
ханизма и определяется выражением
,„ = 0,06-/^
0,6МС
(2-314)
где Мм.с — максимальный синхронный мо-
мент, отн. ед.
Для увеличения критического скольже-
ния во время самозапуска необходимо мак-
симально использовать форсировку возбуж-
дения.
Асинхронный момент синхронного дви-
гателя определяется выражением, отн. ед.,
У2
гпа =
2 С05 фн Т)н
+
\ Ч х" I 1-
5Г„
-«г
+
1+ К)2
]
(2-315)
где х<1 — синхронная реактивность по про-
дольной оси, отн. ед.; ха—переходное ин-
дуктивное сопротивление по продольной оси,
отн. ед.; ха — то же сверхпереходное, отн.
ед.; хч —синхронная реактивность по попе-
речной оси, отн. ед.; хц—то же сверхпере-
ходное, отн. ед.; Тй — постоянная времени
обмотки возбуждения при замкнутой обмот-
ке статора, рад; Тй — то же демпферной об-
мотки по продольной оси, рад; Тц — то же
по поперечной оси, рад.
К началу самозапуска обмотка возбуж-
дения синхронного двигателя оказывается
непосредственно присоединенной к возбуди-
телю (глухое подключение). При этом во
многих случаях асинхронный момент пони-

428
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
жается по сравнению с моментом при раз-
рядном сопротивлении.
Асинхронный момент при глухом под-
ключении и отсутствии возбуждения опре-
деляется выражением
ЛГа.г=^ (Ма- -5 " ( — ~— IX
| 2с05фнГ)н\
(2-316)
Г 0,09 вТ'а ^ $Т'а И]
Х |_1+0,0081«)2 1+(5Т;)2])'
где Ма.г — асинхронный момент при глухом
подключении, отн. ед.; Ма — то же при раз-
рядном сопротивлении, отн. ед.
Изменение асинхронного момента при
глухом подключении зависит от параметров
цепи возбуждения асинхронного двигателя.
Для синхронных двигателей мощностью бо-
лее 400 кВт или тихоходных /г<750 об/мин;
МВх при глухом подключении обычно оказы-
вается меньше МпХ при разрядном сопро-
тивлении. Величину АМ изменения Мвх
можно установить, пользуясь номограммой
на рис. 2-255. В этом случае асинхронный
момент определяется выражением
Ма.г={/2 [Ма _ _ ) . (2-317)
I /
Г)н С05 фн
Если при этом входной момент оказы-
вается недостаточным для самозапуска, не-
обходимо произвести ресинхронизацию. При
самозапуске синхронных двигателей следует
проверять возможность их несинхронного
включения по условию допустимой кратно-
сти тока или момента.
Время, в течение которого угол сдвига
фаз между э. д. с. двигателя и сети дости-
— (2-318)
гаст 180° (противофазы),
/ = 0,142 1/
Г тс
Обычно это время равно 0,2—0,5 с, по-
этому проверка ведется из расчета, что
э. д. с. двигателя может находиться в проти-
зофазе напряжению сети. При этом ток не-
синхронного включения
/не = -^- , (2-319)
где V — напряжение источника питания,
принимаемое 1,05 отн. ед.; Е— э. д. с. двига-
теля, равная 1,05 отн. ед.; 2* — результиру-
ющее индуктивное сопротивление сети и
двигателя, отн. ед.
Допустимая кратность /цс по отноше-
нию к току при трехфазном к. з. на зажимах
двигателя составляет 1,7—0,9 в зависимости
от параметров сети и двигателя. Минималь-
ные значения относятся к двигателям, не до-
пускающим пуск от полного напряжения се-
ти или у которых возможность несинхрон-
ного включения обусловливается допусти-
мым при этом моментом.
Допустимость несинхронного включения
можно определить по кривым, приведенным
на рис. 2-256.
При этом вначале определяют расчетное
значение для проверяемого двигателя:
'не х<* — '
2,1
—> (2-320)
1+хс/хэ хар
где хс — индуктивное сопротивление сети,
отн. ед.; хэ — эквивалентное сопротивление
всех двигателей, участвующих в самозапу-
ске, с учетом постоянно включенных реакто-
ров, отн. ед.; хар — индуктивное сопротивле-
2,0 2,1 2,7 3,13,3$,$ 40 405,0 5,5 8,3 7,17,8 %4$й
2,0 1,75 1,5 1,25 1,0 0,75 0,5 0,25 0 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 00
Рис ,2-255. Номограмма для определения изменения асинхронного момента при глухом
подключении»

§ 2-99]
Самозапуск электродвигателей
429
ние двигателя и постоянно включенного ре-
актора, отн. ед.
Постоянные времени двигателя с учетом
сеги, рад,
тас+ Та.с
ха + хс
(2-321)
1 ас
ха[ха + хс) (ха + хс) тао
где 7'а.с — постоянная времени апериодиче-
ской составляющей с учетом сети, эл. рад.
За базисную мощность принимается
мощность двигателя.
По полученному значению Гс на рис.
2-256 определяют допустимую кратность
1псх,1 и сравнивают ее с данными, получен-
ными по выражению (2-320).
При /Ес*^доп^/нс*1*расч несинхронное
включение допустимо. Если расчетное значе-
ние получается больше допустимого, необхо-
димо погасить возбуждение, т. е. произвести
ресинхронизацию. При этом в схемах АВР
следует предусматривать блокировку по на-
пряжению, исключающую самозапуск без
гашения возбуждения.
В большинстве случаев э. д. с. двигате-
ля, до которой следует гасить возбуждение,
составляет (0,5—0,6) 1)в и может опреде-
ляться из выражения
^доп=/нс^доп(1 + ^)^-1>05.
(2-322)
При самозапуске группы электродвига-
телей проверку допустимости несинхронного
0 Ч 8 12 16 20 г*
Рис. 2-256. Зависимость допустимой кратно-
сти несинхронного включения.
/ — двигатели, допускающие пуск от полного на-
пряжения; 2 — двигатели, не допускающие пуск от
полного напряжения.
включения практически следует производить
для двигателей мощностью более 1 000 кВт
или быстроходных (Гс;>3).
Наличие нагрузки от других потребите-
лей или самозапуск одновременно группы
двигателей облегчают условия несинхронно-
го включения, так как результирующее со-
противление сети для проверяемого двигате-
ля увеличивается, что следует учитывать
при расчете самозапуска.
Обеспечение самозапуска. При невоз-
можности обеспечить самозапуск всех элект-
родвигателей самозапуск ответственных ме-
ханизмов должен быть обеспечен за счет
временного отключения неответственных
Для обеспечения самозапуска к релей-
ной защите и сетевой автоматике предъяв-
ляются следующие^дребования: время от-
ключения при к. з. и действии АВР должно
быть минимальным (защита должна быть
отстроена от токов самозапуска, отстройка
производится по току и по времени); защи-.
ту минимального напряжения для электро-
двигателей» подлежащих отключению во
время самозапуска, рекомендуется прини-
мать с выдержкой времени около 0,5 с.
Для создания наиболее благоприятных
условий для самозапуска рекомендуется ши-
рокое внедрение синхронных двигателей
с использованием форсировки возбуждения
для повышения уровня напряжения и обес-
печение вхождения в синхронизм во время
самозапуска, а также секционирование РУ
для уменьшения общей мощности электро-
двигателей, одновременно участвующих .в
самозапуске.
Особенностью сетей напряжения до
1 кВ является то, что большинство электро-
двигателей подключается к этим сетям кон-
такторами или магнитными пускателями,
цепи управления которых питаются от той
же сети. Вследствие этого за время дейст-
вия АПВ или АВР в питающих сетях кон-
такторы и пускатели успевают отключиться.
Для обеспечения самозапуска таких элект-
родвигателей необходимо в их схемах уп-
равления предусматривать АПВ после крат-
ковременного перерыва электроснабжения.
Примеры расчета самозапуска.
1) К трансформатору 3 200 кВ-А,
10/6 кВ подключено пять синхронных двига-
телей типа ДС-213/34-32, которые приводят
в движение мельницы для измельчения ру-
ды. Проверить возможность запуска при
действии АВР в сети 10 кВ. Время наруше-
ния электроснабжения 1,35 с. Параметры
электродвигателей: Рп = 380 кВт; ^н =
=6000 В; со5(рн = 0,8; п=187 об/мин;
тн = 2,05; ц =0,88; тВх = 1,3; /„ = 6,85;
шмс = 3,0; /пМа = 2,85; дгй=0,56; х'й =0,214;
7^= 109 рад.
Маховой момент механизма и электро-
двигателя 11 тс-м2; момент сопротивления
механизма тс=0,8; мощность к. з. в сети
10 кВ 5"с = 200 мВ-А.
Электромеханическая постоянная време-
ни по (2-301)

430
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Та =
0О2п2
1Ы872
364РН 364-380
Выбег по (2-302)
(ншт , 1,35-0,8
= 2,8с.
п = \
1
2,8
= 0,62.
Индуктивное сопротивление источника
питания и трансформатора
5б 3,2
*с=—7"=—=0,016;
с 5" 200
ек8б 5,5-3,2
= 0,055;
1 5Т100 100-3,2
х = хс + хт = 0,016 + 0,055 = 0,071.
Расчетная пусковая мощность, индук-
тивное сопротивление электродвигателей и
напряжение при самозапуске (2-304)
(2-306):
а) в начале самозапуска:
5П =
380-6
Т1н С05 фн
0,88-0,8
3200-б2
и =иг
ХД _
Хп + Х
1,03
5-3240.6,З2
0,179
0,179+0,071
3240 кВ- А;
= 0,179;
= 0,74;
к принимается по характеристике электро-
двигателя / = /Ч$);
6) при скольжении 0,1:
Рнк' 380-3
^п = = Л ор Л 0 = 1620кВ-А;
Г] С05 фн
" 5п"б
0,88-0,8
3200-б2
*/=*Л
хД + х
= 1,03
5.1620.6,32
0,358
0,358+0,071
= 0,358;
= 0,86.
Входной момент при глухом подключе-
нии по (2-317)
. = У2 [ та
Т)„ С05 фн
¦)-
= 0,862 (1,3 — — ^=0,63,
\ 0,88-0,8 /
где Лт определено по номограмме рис.
2-255. Входной момент при глухом подклю-
чении недостаточен для обеспечения самоза-
пуска.
Проверим достаточность момента при раз-
рядном сопротивлении.
Критическое скольжение (2-314)
тмс — 0, 6тг
5к = 0,061/
_ - / 3,0 — 0,6-0,8
= 0,06 у — — =0,057;
согласно (2-313)
твх и* >
0,055тс
1,3-0,862
0,055-0,8
0,057
Избыточный момент:
в начале самозапуска
т&х = тъ112 — тс = 2,6-0,742 —
—0,8 = 0,63;
при скольжении 0,05
тн2 = тъ?У2 — тс = 1,3-0,862 —
— 0,8 = 0,16.
Время самозапуска
* с. — ' я
*- ш^а.
0,38 0,63
= 2,8 1п =3,1 с.
0,63 — 0,16 0,16
Дополнительный нагрев по (2-312)
<сЙ(*-1)
Дт=-
150
3,Ь62(62 —1)
150
:26°С.
Из расчета следует, что самозапуск воз-
можен по условию необходимого избыточно-
го момента и по условию допустимого до-
полнительного нагрева.
2) К сети 10 кВ подключен синхронный
двигатель дымососа в блоке с трансформа-
тором 1 000 кВ-А, 10/3 кВ. Проверить воз-
можность самозапуска при действии АВР
в сети 10 кВ. Время нарушения электро-
снабжения 1,35 с.
Данные электродвигателя: Рн =
= 542 кВт; *УН = 3 кВ; созфн = 0,8; Т1 =
= 0,935; тп = 2,9; тдХ=1,0; /п = 5,4;
2,3. Маховой момент дымососа и эле-
ктродвигателя 5,27 тс-м2, момент сопротив-
ления при номинальной скорости тс=0,6.
Электромеханическая постоянная времени
по (2-301)
Т — ¦
1 я —
ОР2п2
364- Р„
5,27>7502
364-542
= 15 с.
По кривым, приведенным на рис. 2-254,
определим выбег при нарушении электро-
снабжения. При этом « = 0,93.
Расчетная пусковая мощность по
(2-304)
Рик' 542-2,7
5п = " = „ „ог- „ п = 1960 кВ-А,
Лнсозфн 0,935-0,8
к' принято с учетом скорости, при которой
начинается самозапуск.
Индуктивное сопротивление электродви-
гателя и трансформатора

§ 2-100]
Учет электроэнергии
431
^б^н 1000-32
с #/2 1960-3,152
= 0,46;
хт = 0,055.
Напряжение при самозапуске по (2-306)
*/ = {/,
¦ = 1,03
0,46
0,46 + 0,055
=0,92.
Критическое скольжение по (2-314)
с учетом форсировки возбуждения
5к =0,06
V--
^мс — 0,6тс
/2,3.1,2 — 0,6.0,6
— =0,024.
Возможность самозапуска по условию
необходимого входного момента по (2-313)
швх У* >
0,055шс
5к
1,0-0,922
0,055.0,6
0,024
Входной момент с учетом пониженного
напряжения получается значительно мень-
ше требуемого, поэтому самозапуск, в дан-
ном случае без разгрузки, не проходит. Оп-
ределяется это тем, что электродвигатель
выбран из условия пуска вхолостую.
Для обеспечения самозапуска при тех
же параметрах механизма и электродвигате-
ля необходимо, чтобы входной момент его
удовлетворял соотношению
0,055тс
0,055-0,6
= 1,62.
Самозапуск можно осуществить, если
разгрузить дымосос, т. е. прикрыть на это
время задвижку, если она с электроприво-
дом. Время прикрытия задвижки не должно
превышать времени, допустимого для
асинхронного хода электродвигателя для
данной скорости. Следует иметь в виду, что
при скорости электродвигателя, близкой
к подсинхронной, его ток значительно ниже
пускового тока. Отсюда и время, допусти-
мое для асинхронного хода при этой скоро-
сти, значительно больше, чем при обычном
пуске.
К. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ИЗМЕРЕНИЯ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2-100. УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Учет электроэнергии на промпредприя-
тиях обеспечивает: определение количества
электроэнергии, подлежащего оплате:
производство внутризаводских межце-
ховых расчетов за электроэнергию;
контроль расхода лимитов электро-
энергии;
контроль удельных норм расхода элек-
троэнергии на единицу продукции;
контроль расхода и выработки реак-
тивной электроэнергии по всему предприя-
тию и отдельными крупными потребите-
лями;
определение средневзвешенного соз <р
предприятия.
Все потребители электроэнергии неза-
висимо от величины присоединенной мощ-
ности должны иметь счетчики активной
энергии для расчета за полученную энер-
гию (расчетные счетчики). У потребителей
с присоединенной мощностью 100 кВ-А и
более должны быть установлены счетчики
реактивной энергии для определения зна-
чения со5 ср.
Для промпредприятий с годовым мак-
симумом 500 кВт и выше должны быть ус-
тановлены счетчики электроэнергии с фик-
сацией максимума нагрузки в определенные
часы суток 1ля расчетов по двухставочно-
му тарифу. Кроме того, счетчики активной
энергии должны устанавливаться на пром-
предприятиях для контроля удельных норм
расхода электроэнергии отдельных цехов и
крупных агрегатов (100 кВт и выше), а
также для учета расхода электроэнергии
на хозяйственные и подсобные нужды (тех-
нический учет).
Требуемые классы точности счетчиков
при включении через измерительные транс-
форматоры:
активной энергии
реактивной энергии
1,0 и 2,0;
2,0 и2,5.
Счетчики в цепях генераторов, транс-
форматоров и линий, отходящх от электро-
станций и районных подстанций, и все рас-
четные счетчики присоединяются к обмот-
кам измерительных трансформаторов клас-
са точности 0,5. Если проверка трансфор-
маторов тока класса точности 0,5 по току
к. з. приводит к увеличению коэффициента
трансформации, отражающемуся на точно-
сти учета, то допускается применение тран-
сформаторов тока класса точности 1,0 при
условии, что их погрешности при нагрузке
вторичной цепи 0,4 Ом не превосходят по-
грешностей, допущенных для класса 0,5.
Для технического учета допускается
применение трансформаторов тока класса
точности 1,0.
Типовые схемы включения счетчиков
приведены на рис. 2-257—2-261.
Присоединения токовых обмоток счет-
чиков, как правило, производятся совмест-
но с электроизмерительными приборами и
реле к общим трансформаторам тока. При
этом должна быть предусмотрена возмож-

432
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
^гзк5л?*гч: ллыя*
Л, лг

§ 2400]
Учет электроэнергии
433
Ыт-3
*«рт01
Рис. 2-258. Принципиальная схема включе- Рис. 2-259. Принципиальная схема включе-
ния счетчика типа ОНт-3. ния счетчика типа ОНт-3 с электрочасами.
о иии
1 2345 6789 Ю
Рис. 2-260. Принципиальная схема
электрических часов к счетчику.
КМ «— контакт мгновенного разрыва, рабо-
тающий каждые 30 мин; КП — контакты
периода максимальной нагрузки энергоси-
стемы.
Сборка
зажимов счетчила-
12 3
<§2
ши
и-1
в-
с-
Г н
т
\1>Нт-3
гсЬз
1111
Клем- Л<§
миая * -
\ сборка \
I часов
ШШ
УЕВ?
1ь-у»-0*--1
9\Ц
|ою|
Рис. 2-261. Монтажная схема включения счет-
чика типа БНт-3 и электрочасов.
Рис. 2-257. Типовые схемы включения трехфазных счетчиков.
а — счетчик САЗ активной энергии трехпроводный непосредственного включения; б — счетчики САЗ,
САЗУ активной энергии трехпроводные для включения с трансформаторами тока; в —счетчики САЗ,
САЗУ активной энергии трехпроводные для включения с трансформаторами тока и напряжения;
г — счетчик СА4 активной энергии четырехпроводный непосредственного включения; д — счетчики
СА4. СА4У активной энергии четырехпроводные для включения с трансформаторами тока; е — счет-
чики СР4-И676, СР4У—И676 реактивной энергии трехэлементные для включения с трансформаторами
тока в четырехпроводную сеть; ж — счетчики СР4-И676, СР4У-И676 реактивной энергии трехэлемент-
ные для включения с трансформаторами тока в трехпроводную сеть; з — счетчики СР4-И676.
СР4У-И676 реактивной энергии для включения с трансформаторами тока и напряжения в трехпро-
водную сеть; и — счетчик СРЗ реактивной энергии трехпроводный с 60°-ным сдвигом непосредствен-
ного включения; к — счетчики СРЗ, СРЗУ реактивной энергии трехпроводные с 60°-ным сдвигом для
включений с трансформаторами тока; л — счетчики СРЗ, СРЗУ реактивной энергии трехпроводные
с 60°-ным сдвигом для включения с трансформаторами тока и напряжения; м — счетчик СР4 реак-
тивной энергии четырехпроводный с дополнительной последовательной обмоткой непосредственного
включения; к — счетчики СР4, СР4У реактивной энергии четырехпроводные с дополнительной по-
следовательной обмоткой для включения с трансформаторами тока,
28-.478

434
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ность пломбирования цепей расчетного
счетчика.
Раздельное присоединение расчетных
счетчиков допускается в случаях, когда сов-
местное их присоединение приводит к пре-
вышению погрешностей для трансформато-
ров тока класса точности 0,5 или к измене-
нию характеристик релейной защиты. При
этом рекомендуется группировать счетчики
с электроизмерительными приборами и при-
соединять отдельно устройства защиты.
2-101. ИЗМЕРЕНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ВЕЛИЧИН
Измерение электрических величин на
промпредприятиях обеспечивает: контроль
технологического процесса основных агре-
гатов; контроль за соблюдением установ-
ленного режима работы; контроль качества
получаемой или вырабатываемой электро-
энергии; контроль состояния изоляции в се-
тях с изолированной нейтралью трехфаз-
ного тока и в сетях постоянного тока; усло-
вия, которые позволяют обслуживающему
персоналу быстро ориентироваться при ава-
рийных режимах.
Коэффициенты трансформации транс-
форматоров тока для включения ампермет-
ров выбираются с учетом возможных дли-
тельных перегрузок электродвигателя и ли-
ний. Амперметры должны иметь верхний
предел измерений, превышающий нормаль-
ное значение измеряемой величины тока не
меньше чем на 10—15%. При непродолжи-
тельных толчках тока (пуск электродвига-
телей с короткозамкнутым ротором) пре-
дусматриваются амперметры с перегрузоч-
ными шкалами и коэффициент трансформа-
ции выбирается по рабочему току.
В электроустановках постоянного тока
применяются амперметры для прямого
включения и для включения при помощи
наружных шунтов.
Для измерения больших величин по-
стоянного тока (от 7 500 до 200 000 А)
применяются специальные устройства типа
И58М и И505. В комплект этих устройств
входят измерительные трансформаторы по-
стоянного тока И58М или И505, вспомога-
тельное устройство ВУИ58М или ВУИ505,
смонтированное в отдельном шкафу, а так-
же максимальное токовое и промежуточное
реле для защиты от возникновения боль-
шого тока во вторичной обмотке трансфор-
матора тока при внезапном исчезновении
тока в первичной обмотке (в шинах). При
необходимости включения двух измеритель-
ных трансформаторов параллельно в ком-
плект устройства дополнительно включает-
ся суммирующее устройство типа СУИ58.
Амперметры постоянного тока должны
иметь двусторонние шкалы, если в цепях,
в которых они установлены, возможно про-
текание тока в двух направлениях (напри-
мер, в цепи аккумуляторной батареи).
В сетях трехфазного тока напряжени-
ем выше 1 кВ с большими токами замыка-
ния на землю вольтметры снабжаются пе-
реключателями для измерения трех между-
фазных напряжений. В сетях трехфазного
тока напряжением до 1 кВ с заземленной
нейтралью, а также в установках трехфаз-
ного тока всех напряжений с малыми тока-
ми замыкания на землю вольтметры вклю-
чаются для измерения только одного меж-
дуфазного напряжения.
Регистрация электрических процессов.
Для записи и наблюдения электрических
величии, изменяющихся во времени, приме-
няют самопишущие приборы, светолучевые
осциллографы и электронные осцилло-
графы.
Самопишущие приборы применяются
для записи медленно изменяющихся вели-
чин, когда инерция подвижной системы
прибора не вносит заметных искажений в
отсчет измеряемой величины.
Для регистрации быстро меняющихся
величин (с частотой от десятков герц до
нескольких тысяч герц) применяют свето-
лучевые осциллографы, которые дают воз-
можность наблюдать и фотографировать на
пленку или фотобумагу исследуемые про-
цессы.
Электронные осциллографы дают воз-
можность наблюдать и при необходимости
фотографировать еще более быстрые про-
цессы.
2-102. РАССТАНОВКА ПРИБОРОВ
В табл 2-159 перечисляются основные
присоединения промпредприятий и прибо-
ры, рекомендуемые для этих присоединений.
Размещение и присоединение приборов.
В неотапливаемых помещениях счетчики
устанавливаются в шкафах или кожухах с
подогревом воздуха электрической лампой
или нагревательным элементом для обес-
печения положительной температуры, но
не выше 20 °С. Утепление счетчиков, пред-
назначенных для работы при температуре
окружающего воздуха от —15°С и выше,
не требуется.
В местах, где возможны механические
повреждения или загрязнение счетчиков,
или в местах, доступных для посторонних
лиц, счетчики устанавливаются в запираю-
щихся шкафах с приспособлением для
пломбирования и с окошком на уровне ци-
ферблата.
Камеры предохранителей на стороне
высшего напряжения трансформаторов на-
пряжения, к которым присоединены рас-
четные счетчики, на подстанциях потреби-
телей должны иметь решетки или дверцы
с приспособлениями для пломбиооЕания.
Рукоятки приводов разъединителей транс-
форматоров напряжения, к которым при-
соединены расчетные счетчики, также дол-
жны иметь приспособления для пломбиро-
вания их энергоснабжающей организацией.
Сечение и длина проводов и кабелей,
питающих цепи напряжения счетчиков, вы-
бираются таким образом, чтобы потери на-
пряжения в этих цепях были не более

§ 2-102]
Расстановка приборов
435
Расстановка приборов на
Присоединение и его характеристика
Вводы напряжения выше 1 кВ от энер-
госистемы и для цеховых подстанций
Трансформаторы понижающие, двухоб-
моточные с напряжением 110/3—10; 35/3—
10; 6—10/3—6 кВ
Трансформаторы понижающие трехобмо-
точныг с напряжением 110/35/3—10 кВ
Трансформаторы понижающие двухоб-
моточные 6—10/0,4—0,69 кВ, питающие
одну хозрасчетную единицу
Трансформаторы понижающие двухоб-
моточные 6—10/0,4—0,69 кВ, питающие не-
сколько хозрасчетных единиц
Трансформаторы понижающие, двухоб-
моточные 6—10/0,4—0,69 кВ на подстанци-
ях, питающихся от транзитных линий энер-
госистем
Полупроводниковые преобразователи
Генераторы мощностью до 1 000 кВт
Генераторы мощностью выше 1000 кВт
Генераторы постоянного тока
Двигатель-генератор
Синхронные компенсаторы
28*
Таблица 2-159
различных присоединениях
Устанавливаемые приборы
Амперметр, при несимметричной нагруз-
ке три амперметра, счетчики активной и ре-
активной энергии, счетчики* с указанием
максимальной нагрузки
На первичном напряжении: амперметр,
счетчики активной и реактивной энергии
на транзитных подстанциях. На вторичном
напряжении: амперметр, ваттметр актив-
ной мощности при мощности трансформа-
тора 6 300 кВ-А и выше, счетчики активной
и реактивной энергии
Амперметры на всех напряжениях, ватт-
метры активной мощности на напряжения
3—10 и 35 кВ при мощности трансформа-
тора 6 300 кВ-А и выше, счетчики актив-
ной и реактивной энергии на напряжения
3—10 и 35 кВ
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
Амперметр, счетчики активной и реак-
тивной энергии
Счетчик активной энергии, амперметр пе-
ременного тока, амперметр и вольтметр
постоянного тока
В цепи статора: амперметр, вольтметр,
ваттметр активной мощности, счетчик ак-
тивной энергии, частотомер. В цепи воз-
буждения: амперметр, вольтметр
В цепи статора: три амперметра, вольт-
метр, ваттметры активной и реактивной
мощности, счетчики активной и реактивной
энергии, фазометр, частотомер. В цепи воз-
буждения: амперметр, вольтметр
В цепи главного тока: амперметр (два ам-
перметра, при наличии делителя напряже-
ния), вольтметр, счетчик электроэнергии.
В цепи возбуждения: амперметр
Счетчик активной энергии, амперметр,
ваттметр реактивной мощности в цепи дви-
гателя, амперметр в цепи возбуждения
электродвигателя, амперметр и вольтметр
в цепи генератора постоянного тока
Счетчик активной энергии, два счетчика
реактивной энергии со стопорными меха-
низмами, три амперметра в цепи статора,
ваттметр реактивной мощности регистри-
рующий, амперметр и вольтметр в цепи
возбуждения, вольтметр с переключателем
для контроля изоляции цепи возбуждения

436
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Присоединение и его характеристика
Синхронные двигатели напряжением вы-
ше 1 000 В
Асинхронные двигатели напряжением
выше 1 000 В
Аккумуляторная батарея ПО—220 В с за-
рядным устройством
Конденсаторная батарея при мощности
100 квар и выше
Линии радиальные, транзитные .и к по-
сторонним .потребителям
Линии радиальные внутризаводские, пи-
тающие одну хозрасчетную единицу
Линии радиальные внутризаводские, пи-
тающие несколько хозрасчетных единиц
Линии к дуговым электропечам
Линии, соединяющие электростанцию
потребителя с пунктом приема энергии от
энергосистемы или соединяющие два пунк-
та приема энергии от энергосистемы
Сборные шины РУ, не связанные элек-
трически с вышележащими ступенями си-
стемы электроснабжения
Сборные шины РУ, связанные электри-
чески с вышележащими ступенями системы
электроснабжения
Шшюсоединительиый выключатель
Линии напряжением до 1 000 В на под-
станции, питающей одну хозрасчетную
единицу
Продолжение табл. 2-159
Устанавливаемые приборы
Счетчик активном энергии, (амперметр,
ваттметр реактивной мощности, амперметр
в цепи возбуждения
Амперметр, счетчик активной энергии
В цепи аккумуляторной батареи: ам-
перметр с двусторонней шкалой для изме-
рения тока заряда и разряда, вольтметр
с переключателем для измерения напря-
жения со стороны заряда, разряда шин.
В цепи зарядного и подзарядного двигате-
ля генератора: амперметр переменного то-
ка в цепи электродвигателя, амперметр
и вольтметр постоянного тока в цепи ге-
нератора. На секциях сборных шин: вольт-
метр для измерения напряжения, два вольт-
метра для контроля изоляции
Три амперметра, счетчик реактивной
энергии
Амперметр, счетчик активной энергии,
счетчик реактивной энергии. При передава-
емой мощности более 5 000 кВ • А — актив-
но-реактивный ваттметр
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр
Амперметр, счетчик активной энергии
Амперметр, ваттметр активной и реак-
тивной мощности с двусторонней шкалой,
два счетчика активной энергии со стопор-
ными механизмами
Вольтметр на каждой системе или сек-
ции шин, вольтметры для контроля изоля-
ции (в трех фазах) на каждой системе или
секции шин
Вольтметр на каждой секции шин
Амперметр
Амперметр. Счетчик активной энергии
Линии напряжением до 1 000 В на под-
стаяциях, питающих различных потреби-
телей
Амперметр

§ 2-103]
Рекомендуемые стационарные приборы
437
0.5% номинального напряжения. Минималь-
ное сечение проводов с алюминиевыми жи-
лами от трансформаторов напряжения
2,5 мм2, от трансформаторов тока 4,0 мм2,
а проводов с медными жилами — соответ-
ственно 1,5 и 2,5 мм2.
Присоединение проводов с алюминие-
выми жилами к расчетным счетчикам до-
пускается при наличии у последних специ-
альных контактных зажимов. При присое-
динении счетчиков непосредственного вклю-
чения около них необходимо оставлять
концы проводов длиной не менее 250 мм.
Изоляция или оболочка нулевого провода
на длине 100 мм перед счетчиком должна
иметь отличительную окраску.
Применение соединительных зажимов
или сборок в цепях, присоединяемых к
счетчикам, установленным у потребителей,
не рекомендуется.
В сетях напряжением до 400 В преду-
сматривается установка аппарата для от-
ключения счетчика (рубильника, пакетного
выключателя, пробочных предохранителей,
автомата) на расстоянии не более 10 м до
счетчика.
Рекомендуется перед счетчиками уста-
навливать коробки (с приспособлением для
пломбирования) с зажимами для шунти-
рования обмоток трансформаторов тока
при отключении счетчиков для их замены
или поверки.
При двух системах шин на всех при-
соединениях должно быть предусмотрено
устройство, переключающее цепи счетчиков
и других приборов каждого присоединения
на трансформатор напряжения соответству-
ющей системы шин.
Для технического учета активной и ре-
активной электроэнергии при равномерной
нагрузке фаз допускается установка одно-
фазных счетчиков.
Рекомендуемая высота
установки приборов и
счетчиков, м:
нормальных щито-
вых приборов . 1,2—2,2
приборов большой
точности или с
мелкой шкалой не более 1,7
регистрирующих при-
боров (до горизон-
тальных осей) 0,6—2
счетчиков (до короб-
ки зажимов) 1,4—1,7
2-103. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ
СТАЦИОНАРНЫЕ ПРИБОРЫ
В табл. 2-160 перечисляются стационар-
ные приборы, рекомендуемые для приме-
нения на промпредприятиях, и даются тех-
нические характеристики этих приборов.
Приборы серии АСК (аналоговые, сиг-
нализирующие, контактные). Унифициро-
ванный комплекс аналоговых, сигнализиру-
ющих, контактных приборов АСК позволя-
ет усовершенствовать контроль и управле-
ние различными объектами. Комплекс ап-
паратуры АСК включает в себя приборы
постоянного тока, в том числе вторичные
приборы для датчиков ГСП; приборы пе-
ременного тока, приборы теплового конт-
роля, блохи сигнализации и регулирования
и т. д. Основным элементов комплекса АСК
3, Ч~ 5.
15 П 13 12 7170 9 8 7 а)
Рис. 2-262. Узкопрофильный прибор гори-
зонтального исполнения АСК.
а — общий вид; б — монтаж на панели.
являются узкопрофильные щитовые прибо-
ры со световым указателем.
Предусмотрены приборы трех габари-
тов по наличнику: 160X30 мм (основной
габарит); 100X30 мм; 240X30 мм; глубина
прибора не превышает 300 мм.
Каждый прибор может быть изготов-
лен как указывающий, сигнализирующий,
контактный, — трехпозиционный, двухпози-
ционный с левым контактом, двухпозицион-
ный с правым контактом. Приборы изго-
товляются в горизонтальном исполнении и
предназначены для утопленного монтажа
на вертикальных пультах и щитах с по-
мощью направляющих, поставляемых вмес-
те с прибором. Приборы АСК могут распо-
лагаться при этом одиночно и группами,
вплотную друг к другу. Подсоединение к
внешней цепи производится с помощью
штепсельного разъема.
Средний срок службы лампы светово-
го указателя прибора АСК в зависимости

438
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-160
Рекомендуемые приборы и их технические данные
Типы
Верхние пределы измерения
Исполнение
Габариты,
мззо
М325
М4200
М4202
М4203
М4204
М4206
М305
Для измерений на постоянном токе
1,5 | 0,5—500 мА; 1—20 А; | Обыкновенное
1,5
1,5
1,5
2,5
2,5
4,0
1,5
2,5
2,5
4,0
1,5
0,5—500 мА; 1—20 А;
30 А—б кА; НШ*; 3—
600 В; 1 — 1,5 кВ;
ДС**
250—500 мкА;
1—500 мА; 1—10 А;
20—750 А; 1—бкАНШ
1—600 мА; 1—10 А; 20—
6 000 А; НШ; 2—600 В;
1000—3 000 В; ДС
1—600 мА; 1—10 А; 20—
6 000 А; НШ 2—600 В;
1 000—3000 В; ДС
ДС
1—600 мА;
1—5 А; 10—6 000 А; НШ
3—600 В; 1000—3000 В;
ДС
10—1 000 мкА
10—1 000 мкА
75 мВ
Вибротряско-
прочное, пыле-
брызгозащи-
щенное
То же
Обыкновенное
120X120X91
120X120X121
80X80X47
60X60X47
40X40X49
80X80X47
40X40X49
120X120X88
Устройств а
И58М-1
ВУИ58М-1
И58М-2
ВУИ58М-2
И58М-3
ВУИ58-3
И58М-4
ВУИ58М-4
И58М-5
ВУИ58М-5
И58М-6
ВУИ58М-6
И58М-7
ВУИ58М-7
И58М-8
ВУИ58М-8
И505
ВУИ505
|0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
для измерения больших постоянных токов
I 15 000 А
25 000 А
35 000 А
50 000 А(2И58М-2)
70 000 А (2И58М-3)
10 000 А
20 000 А
7 500 А
5 кА (л=1—40) |
Обыкновенное [ 410X410Х165
| 340X240X200
Обыкновенное
[ 810X750X500
313X292X217
810X750X500
313X292X217
(810Х750Х
Х500)2
370X325X320
(810Х750Х
Х500)2
370X325X320
410X410X165
340X240X200
810X750X500
313X292X217
410X410X165
340X240X200
/г(340Х340Х
XI75) |
п(188Х252Х
Х235)
45
25
200
25
200
25
2X200
30
2X200
30
45
25
200
25
45
25
я25
«15

§ 2-103]
Рекомендуемые стационарные приборы
439
Типы
Регистрирующий
Н340
Указатель скоро-
сти М361
§2
1,5
15;
12;
7,5
Верхние пределы измерения
1—500 мА; 1—30 А; 50—
7500 А; НШ 7,5—70 кА;
И58М; 75—150 мВ;
1,5—1 000 В
150 В
300 В
П р о д о.
Исполнение
Обыкновенное
т ж е н и е табл.
Габариты,
160X160X245
83X83X55
2-160
1 и
та
2:
5,5
0,25
Для измерений на переменном токе
Э377
Амперметры
перегрузочные
Э335
Э8021
Амперметр пере-
грузочный
Э8022
Регистрирующие
приборы Н344
(скорость движе
ния бумаги 20—
—5 400 мм/ч)
Ваттметры и вар-
метры трехфаз-
ные Д335
Ваттметры одно-
Фазные ДЗО 50;
500; 1 000;
2 400; 8 000 Гц
Ваттметры и вар-
метры трехфаз-
ные Д309
1,5
2,5
4,0
1,5
1,5
2.5
2,5
1,5—750 мА; 1—20 А
5—15 000 А; ТТ***
30—300 А
1_600 В; 450 В—450 кВ
трр***
1—1 000 А рабочая часть
шкалы 30—6 000 А —
перегрузочная часть
шкалы
100—500 мА; 1—50 А;
5 А—15 кА; ТТ
10—600 В; 450 В—
—450 кВ; ТН
100—500 мА; 1—50 А;
10—5 000 А ТТ
10—250 В; 450—600 В ДС
1500
1 750 В ТН -7ГГ-; 7 500 В
100
ТН-
6000
100
Номинальные токи 1 —
—50 А; 75—300 А; ТТ,
кратность перегрузки
10
50—500 мА; 1—5 А; 5—
800 А;
1 — 15 кА; ТТ 150—600 В;
450—600 В; ТН
3—450 кВ ТН
1 кВт (квар)—800 МВт
(Мвар); /н=5 А-т-
15 к А; ан=127; 220;
380 В; ТТ 1/5 А; //1 А;
ТН С//100 В; С//127 В
25—3 000 кВт; ТТ //5 А;
ТН {//100 В
1 кВт—800 МВт (квар);
(Мвар) /„ = 5 А; /7Н =
= 127; 220; 380 В; ТТ
1/5 А; //1 А; ТН
^//100 В; {//127 В;
Вибротряско-
прочное, брыз-
гозащищенное
То же
Зибротряско-
прочное, пыле-
брызгозащи-
щенное
То же
Обыкновенное
Вибротряско-
прочное, брыз-
гозащищенное
Обыкновенное,
пылезащи-
щенное
Вибротряско-
прочное, пыле-
брызгозащи-
щенное
120X120X57
120X120X85
80X80X71
80X80X70
160X160X310
120X120X95
120X120X120
160X160X79

440
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-160
Типы
Регистрирующие
ваттметры и вар-
метры трехфаз-
ные Н348
Фазометры одно-
фазные Д31 50;
500; 1 000; 2 400;
8 000 Гц
Фазометры трех-
фазные Д300
50 Гц
Частотомеры
Д1606 с доба-
вочным устрой-
ством
Р1816/2 или
Р1826/4
Счетчики электри-
ческой энергии,
однофазные
СО-2М
СО-2МТ
Счетчики электри-
ческой энергии,
трехфазные, ак-
тивной энергии
САЗУ-И670М
СА4У-И672хМ
Счетчики электро-
энергии трехфаз*
ные реактивной
энергии СР4У-
И673М
Счетчики с указа-
нием максимума
нагрузки ОНт =
=3 трехфазный
а!
1,5
2,5
1,5
2,5
2,5
2,5
12
2
3
1
Верхние пределы измерения
1 кВт — 1 500 МВт;
0,8 квар — 80 Мвар;
/„ = 5 А; #„=127; 220;
380 В
ТТ 1/5 А; ТН #/100 В
0,5емк — (1—0,5) Инд (в
значениях соз ф) /н =
= 5 А; *УН = 127; 220;
380 В ТТ //5 А; ТН
#/100 В
0,5емк — (1 — 0,5) ИНд;
0,9емк—( 1—0,9) инд (В
значениях соз ф) /н =
=5 А; *Ун=127; 220;
380 В;
ТТ 1/5 А; //1 А;
ТН #/100 В
Для сетей 127; 220; 380 В
45—55 Гц; 55—65 Гц;
350—450 Гц
/¦ = 5; 10 А
#н = 127; 220—250 В
#н = П0; 127; 220; 230 В
/Н = 1;5А
#н=Ю0; 127; 220; 380 В
/н = 5; 10 А; #н = 220;
380 В
Для трехпроводной /н =
= 1; 5 А; С/н=100;
127; 220; 380 В
Для четырехпроводной
/н = 5 А; #Е = 220;
380 В
/н = 5 А
#н=Ю0 В
Исполнение
Обыкновенное
Обыкновенное
пылезащищен-
ное
Вибротряско-
прочное, пыле-
брызгозащи-
щенное
Виброударо-
прочное, брыз-
гозащищенное
Обыкновенное
Обыкновенное
Габариты, мм
160X160X310
120X120X120
120X120X80
120X120X170
150Х200ХЮ5
110X155X95
186Х135Х1П
178Х137ХПЗ
282X173X134
282X165X128
282X173X134
346X181X163
5!
6,5
1,0
1,0
2,1
3,1
1,7
1,2
1.9
2,7
3,2
1 3,2
3.9
* НШ — прибор применяется с наружным шунтом.
** ДС — прибор применяется с внешним добавочным сопротивлением.
*** ТТ—прибор применяется с трансформатором тока.
**** тн — прибор применяется с трансформатором напряжения.
Примечание. Прибор М305 — дистанционный амперметр с наружным шунтом при длине
соединительных проводов до 500 м сечением 2,5 мм2.

§ 2-103]
Рекомендуемые стационарные приборы
441
Таблица 2-161
Технические данные аналоговых, сигнализирующих, контактных приборов АСК
Приборы
Тип
Габариты
наличник
глубина
Предел измерения
Амперметры и вольт-
метры, включая вторич-
ные приборы для датчи-
ков с выходным сигна-
лом постоянного тока
Амперметры и вольт-
метры 50 Гц
Амперметры перегру-
зочные 50 Гц
Амперметры и вольт-
метры 200, 500 Гц
Частотомеры
Ваттметры и вар метры
50 Гц трехфазные
Ваттметры 200, 500 Гц
однофазные
Фазометры 50 Гц трех-
фазные
Фазометры 200, 500 Гц
однофазные
Узкопрофильные приборы
Приборы постоянного тока
М1730
М1731
М1530
М1531
М1830
160X30
160X30
100X30
100X30
240X30
270
270
230
230
300
Приборы переменного тока
Э390
Э389
Э391
Э393
Э394
Д390
Д391
Д392
Д393
160X30
160X30
160X30
160X30
160X30
160X30
160X30
160X30
160X30
270
270
270
270
270
270
270
270
270
1,0
0,5
1,5
1,0
0,5
1,0
1,5
1,5
2,5
2,5
1,5
2,5
2,5
2,5
5, 10, 30, 50, 100,
150, 300, 500 мкА
1, 5, 10, 20, 30, 50, 100,
150, 300, 500 мА
1, 2, 5 А; 10, 20, 50,
75, 100, 200, 500 мВ
1; 1,5; 3; 7,5; 10; 15;
30, 50, 75, 150, 250
400, 600 В — непос-
редственно:
Ю, 20, 30, 50, 75,
100, 150, 200, 300, 500
750 А
и 1, 2, 3, 4, 5, 6 кА с
наружными шунтами
75 мВ
Непосредственно
5 мА — 5 А; 15—
600 В и через измери-
тельные трансформа-
горы до 15 кА и
600 кВ
1 (перегр. 3) А и 5
(15) А — непосредст-
венно; 5 (15) А —- 40
(125) кА — через
трансформатор тока
1—5 А; 15—600 В
(500 Гц), 250 В
(200 Гц)
45—55 Гц;
180—220; 450—
550 Гц
Непосредственно 1
и 5 А; 127, 220, 380 В
и через измеритель-
ные трансформаторы
с вторичным током 1
и 5 А и вторичным
напряжением 100 и
127 В
0,5 емкостный
1—0,5 индуктивный;
0,9 — емкостный
1—0,2 индуктивный
0,5 емкостный; 1 —
0,5 — емкостный;

442
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 5
Продолжение табл. 2-161
Приборы
Тип
Габариты
наличник
глубина
5г
Предел измерения
Пирометрические милливольтметры
Милливольтметры, ра-
ботающие в комплекте с
термопарами
Милливольтметры, ра-
ботающие в комплекте с
термометрами сопротив-
ления
Милливольтметры, ра-
ботающие в комплекте с
телескопами радиацион-
ных пирометров
МВУ6-41
МВУ6-51
МВУ6-42
МВУ6-52
МВУб-43
МВУ6-53
160X30
160X30
160X30
160X30
270
270
270
270
1,0
0,5
1,0
0,5
1,0
0,5
Градуировки термо-
пар ХА, ХК, ПП-1,
ПРЗО/6 и НС по
ГОСТ 6616-61
Градуировки термо-
метров сопротивле-
ния: 20, 21, 22, 23, 24
по ГОСТ 6651-59
Градуировки радиа-
ционных пирометров
РК-15, РК-20, РС-20;
РС-25 по ГОСТ 6923-
68
Вторичные дифференциально-трансформаторные
приборы
Вторичные дифферен-
циально-трансформатор-
ные приборы
Ж1730
160X30
270
1,5
0—10 мГн
Многоканальные приборы
(для одновременного контроля нескольких объектов)
Амперметры и вольт-
метры постоянного тока,
включая вторичные при-
боры для датчиков с
выходным сигналом по-
стоянного тока и пиро-
метрические милливольт-
метры
Трехкапаль-
ный М1743; че-
тырехканаль-
ный М1740;
восьмиканаль-
ный М1741;
двенадцатика-
нальный М1742
160X60
160x120
160X180
300
1,0 1—20 мА
1—10 В
Многошкальные приборы
(для поочередного контроля нескольких объектов)
Микроамперметры по-
стоянного тока, включая
вторичные приборы для
датчиков с выходным си-
гналом постоянного тока
Одна или две
шкалы М1632
То же М1633
Три, четыре или
пять шкал
М1634
То же
М1635
120x30
120x30
120X60
120X60
180
180
180
180
1,0
0,5
1,0
0,5
10, 25, 50, 100 мкА и
5 мА
1аолица
Технические данные стационарных цифровых приборов
Прибор
Вольтметр по-
стоянного тока
Тип
Ф200/1
Ф200/2
Ф200/3
Ф204/1
Класс
точности
0,5
0,5
0,5
0,3/0,15
Верхние пре-
делы измере-
ния, В
10
100
1 000
1
Габариты,
80Х200Х310+80Х80Х
Х210
г-1Ъг
хМасса,
кг
5

§ 2-104]
Контроль изоляции
443
Прибор
Вольтметр по-
стоянного тоха
Амперметр
Вольтметр пере-
менного тока 40—
5 000 Гц
То же 45—55 Гц
Тип
Ф204/2
Ф204/3
Ф204/4
Ф2000/1
Ф2000/2
Ф2000/3
Ф2000/4
Ф2000/5
Класс
точности
0,2
Верхние
пределы изме-
рения, В
10
100
1000
0,1
1
10
100
1000
Продолжение табл.
| Габариты, мм
80X200X300
2-162
Масса,
кг
4,0
Ф2002 многопредельные с ручным и дистанционным переключением
пределов измерения 0,1; 1; 10; 100 В. В остальном аналогичен Ф2000
Ф2003 с наружным шунтом 75 или 60 мВ. В остальном техничес-
кие данные аналогичны Ф2000
Ф220/1 1
Ф220/2
Ф220/3
Ф220/4
Ф220/5
1,о :
1 I
10
100
500
1000
80X200X3104- 1
+80X80X210
5
Рис. 2-263. Многоканальные приборы АСК.
от напряжения питания 10 000 ч и более.
Конструкция прибора обеспечивает замену
лампы без дополнительной регулировки.
Сигнализирующие приборы снабжены
двумя цветными светофильтрами, располо-
женными за шкалой таким образом, что
световой указатель при выходе измеряемой
величины за установленные пределы изме-
няет свой цвет. Регуляторы установки све-
тофильтров выведены на крышку прибора.
Технические данные приборов АСК
приведены в табл. 2-161.
2-104. КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ
Устройства контроля изоляции должны
предусматриваться для электросетей и элек-
троустановок: переменного тока с малыми
токами замыкания на землю, при напряже-
ниях выше 1 000 В; переменного тока с изо-
лированной нейтралью при напряжениях до
1 000 В; постоянного тока с изолированной
средней точкой.
Устройства контроля изоляции при на-
пряжениях до 6 000 В должны давать воз-
можность оценивать величину сопротив-
ления изоляции и в необходимых слу-
чаях обеспечивать светозвуковую сигна-
лизацию, действующую при снижении
уровня изоляции ниже установленной вели-
чины.
В простейшем случае устройство конт-
роля изоляции может быть выполнено из
одного вольтметра периодически включае-
мого между каждым объектом и землей.
Такое устройство допускается выполнять
для контроля изоляции цепей возбуждения

444
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
синхронных генераторов, компенсаторов и
электродвигателей.
В обычных силовых цепях постоянного
тока контроль изоляции допускается осу-
ществлять при помощи двух вольтметров,
периодически включаемых между каждым
из полюсов и землей, и не предусматривать
светозвуковую сигнализацию.
В трехфазных цепях переменного тока
для присоединения вольтметров контроля
изоляции должны применяться трехфазные,
четырех- и пятистержневые или однофаз-
ные трансформаторы напряжения.
Обмотки высшего напряжения должны
быть соединены в звезду с заземлением
нулевой точки.
Отечественная промышленность выпу-
скает щитовые мегомметры для непрерыв-
ного измерения сопротивления-изоляции в
сетях переменного и постоянного тока, на-
ходящиеся под напряжением и отключен-
ные от источника питания. Например, ме-
гомметр типа М1608 имеет следующие тех-
нические данные: предел измерения 5 МОм,
напряжение контролируемой сети 0—350 В
постоянного тока и С—400 В переменного
тока; питание от сети переменного тока
50—500 Гц напряжением 127 или 220 В,
класс точности 2,5. Масса мегомметра
2,0 кг, габариты 120X120X128 мм. Усло-
вия эксплуатации мегомметра М1608: тем-
пература окружающего воздуха от —40 до
50 °С, относительная влажность до 100%.
Применяется с добавочным устройством
Р1828, представляющим собой источник
питания (масса 1,6 кг, габариты 110Х155Х
Х95 мм), и переключателем П1828 (масса
1,5 кг, габариты 127X155X120 мм). Кон-
тактные мегомметры МКН380М предназна-
чены для непрерывного контроля сопротив-
ления изоляции сетей переменного тока на-
пряжением до 400 В с изолированной ней-
тралью, а также для замыкания сигналь-
ной цепи при снижении сопротивления изо-
ляции ниже допустимого уровня и автома-
тического размыкания сигнальной цепи при
увеличении сопротивления изоляции до бе-
зопасной величины. Технические данные:
пределы измерения 20 МОм, диапазон уста-
новок срабатывания сигнального реле 0,1—
0,75 МОм, основная погрешность ±4%,
погрешность срабатывания реле гЫ0%,
питание от сети переменного тока на-
пряжением 220 или 380 В, частотой
50 Гц, габариты 175X160X120 мм, масса
3,5 кг.
Л. ПОВЫШЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ
2-105. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА
КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
1. МОЩНОСТЬ КОМПЕНСИРУЮЩИХ
УСТРОЙСТВ
Компенсирующие устройства, необхо-
димые для установки в сетях промпредпри-
ятий, должны иметь мощность, определяе-
мую по формуле, квар,
где <2=Я1&ср — расчетная мощность реак-
тивной нагрузки предприятия в пункте при-
соединения к питающей энергосистеме,
квар; Св = />{^фв — то же, соответствую-
щая установленным предприятию условиям
получения электроэнергии от энергосисте-
мы, квар; Р — расчетная мощность актив-
ной нагрузки предприятия в том же пунк-
те, кВт; *дф — тангенс угла, соответствую-
щий коэффициенту мощности нагрузки Р\
*&фв — то же, но отвечающий установлен-
ным предприятию условиям получения
электроэнергии.
Условия получения электроэнергии
указываются в технических условиях энер-
госнабжающей организацией на присоеди-
нение электроустановок потребителей, где,
в частности, указывается величина коэф-
фициента мощности.
Техническими условиями на присоеди-
нение обычно устанавливаются допускае-
мые пределы изменения коэффициента
мощности потребителя (его средневзвешен-
ная величина за расчетный период), по ко-
торым определяется мощность компенсиру-
ющих устройств.
При определении необходимой мощно-
сти компенсирующих устройств следует ис-
Таблица 2-163
Нормативные значения средневзвешенного коэффициента
мощности на шинах подстанции потребителя 6—10 кВ
Условия присоединения потребителей
Коэффициент
мощности
При питании потребителей от генераторов электростанций на гене-
раторном напряжении
То же от районных сетей 110—220 кВ и от сетей 35 кВ, питающихся
от электростанций
То же от сетей 35 кВ, питающихся от районных сетей ПО—220 кВ
0,85
0,93
0,95

§ 2-105] Выбор мощности и типа компенсирующих устройств 445
ходить из рекомендуемых нормативных зна-
чений средневзвешенного коэффициента
мощности (табл. 2-163) и среднегодовой на-
грузки, кВт:
Кг
Расчетное время Тг (в часах) зависит
от числа смен работы предприятия и мо-
жет быть принято равным:
при двухсменной работе предприятия 4 000
при трехсменной работе предприятия 6 000
при непрерывной работе предприятия 8 000
Обычно реактивная нагрузка предпри-
ятия не имеет больших и длительных от-
клонений от средней ее величины в течение
рабочей смены. Однако средняя нагрузка
за наиболее загруженную смену <2см =
= />см!§Ф может значительно отличаться
от средней за время Тг. Поэтому во избе-
жание недокомпенсацим в периоды макси-
мальной нагрузки при отсутствий точных
данных следует мощность компенсирующих
устройств выбирать по <2см (см. пример 1).
Расчетная нагрузка, по которой выби-
раются компенсирующие устройства, долж-
на определяться с учетом осуществления
возможных мероприятий по повышению
коэффициента мощности нагрузки потреби-
теля путем упорядочения графика работы
оборудования, соответствующего повыше-
ния- его загрузки и т. п.
2. ТИПЫ КОМПЕНСИРУЮЩИХ
УСТРОЙСТВ
Синхронные двигатели. Применяемые
для электропривода синхронные двигатели
обычно изготовляются с номинальным ко-
эффициентом мощности 0,9 при опережаю-
щем токе (ГОСТ 183-66). Они являются
эффективным средством повышения коэф-
фициента мощности нагрузки. Развиваемая
ими реактивная мощность определяется па-
раметрами и режимом работы двигателей
и сети. За расчетную следует принимать но-
минальную реактивную мощность двигателя
при опережающем токе.
Наиболее целесообразно использовать
синхронные двигатели для компенсации пе-
ременной части реактивной нагрузки, с ко-
торой они должны быть связаны по воз-
можности короткой сетью.
Конденсаторные установки. Конденса-
торы вместе с относящимся к ним оборудо-
ванием составляют конденсаторные уста-
новки. Конденсаторы для повышения коэф-
фициента мощности присоединяются па-
раллельно электроустановкам. Для ком-
пенсации индуктивных сопротивлений
сети конденсаторы могут включаться по-
следовательно (продольная компенсация).
Этот способ компенсации находит примене-
ние для снижения колебаний напряжения
при переменной нагрузке.
ТЪ'Ъ'ТЪ
Рис. 2-264. Упрощенная схема электроснаб-
жения завода (к примеру 1).
/ — сборные шииы 6 кВ ГПП 110/6 кВ завода;
2 — радиальные линии к двигателям (Д); 3 — ра-
диальные линии к печам (П); 4 — магистральные
линии к двум КТП (в ГК и ВВЦ); 5 — магистраль-
ные линии к трем КТП (в ЛЦ и пр.); 6 — личиы
к конденсаторной установке (КУ) на ГПП по ва-
рианту 1; 7 — установка конденсаторов по вари-
анту 2 (в ГК, ВВЦ и ЛЦ); « — установка конден-
саторов по варианту 3 (в ГК и ВВЦ).
б)
Рис. 2-265. Принципиальные схемы присое-
динения конденсаторных батарей.
а — непосредственно к электроприемникам; б —к
пунктам сети; / — трехфазный конденсатор 380 В;
2 — однофазные конденсаторы 6 (10) кВ со встро-
енными разрядными сопротивлениями; 3 — предо-
хранители групповой защиты конденсаторов;
4 — выключатель (разъединитель) секции батареи;
5 — выключатель батареи; 6 — присоединение
других групп конденсаторов секции; 7 — присоеди-
нение других секций батарей.

446
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Возможны различные варианты разме-
щения конденсаторов в сети (рис. 2-264).
Приближение конденсаторов для повы-
шения коэффициента мощности к потреби-
телям разгружает сеть от реактивной на-
грузки, что позволяет уменьшить потери
электроэнергии. При установке конденсато-
ров непосредственно у электроприемников
они уменьшают реактивную нагрузку сети
на всем ее протяжении и обычно не требу-
ют затрат на коммутирующую аппаратуру
для их присоединения (рис. 2-265, а). Одна-
ко при этом степень использования конден-
саторов определяется длительностью вклю-
чения электроприемников. При установке
конденсаторов в других пунктах они умень-
шают реактивную нагрузку сети только на
определенном участке и требуют для сво-
его присоединения коммутационную аппа-
ратуру (рис. 2-265,6). Дробление конден-
саторных установок может привести к сни-
жению реактивной нагрузки сети, но вызы-
вает дополнительные затраты на коммута-
ционную аппаратуру, которые могут быть
значительными.
Сосредоточение в одном месте большо-
го количества конденсаторов приводит к не-
обходимости сооружения для них отдель-
ного помещения.
3. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ
КОЭФФИЦИЕНТА МОЩНОСТИ
Возможные варианты размещения ком-
пенсирующих устройств в сети могут отли-
чаться величиной капитальных вложений,
иметь разные издержки производства и ка-
чественные показатели. Поэтому выбор
наиболее рационального варианта осущест-
вляется путем сравнения технико-экономи-
ческих показателей (см. § 2-7).
При проведении технико-экономических
расчетов следует за исходный принимать
вариант, предусматривающий использова-
ние синхронных двигателей, имеющихся на
предприятии, и установку всех конденсато-
ров, если таковые требуются, в пунктах се-
ти, через которые предприятие получает
электроэнергию (ГПП, ЦРП и т. п.).
Капитальные вложения. Расчетные ка-
питальные вложения К определяются вло-
жениями в конденсаторную установку Ко
и в изменяющуюся (в связи с принятым
расположением конденсаторов) часть элек-
трической сети А/Сс, руб.:
/С = /С^+А/Сс. (2-324)
Величина Ко определяется затратами
на собственно конденсаторы, которые пря-
мо пропорциональны их мощности (}к, и
затратами на относящиеся к ним устройст-
ва Ко.к, зависящими от способа включения
инк, В . 220 380 5!
АРу.к, °о 0,3—0,45
конденсаторов и типа установки, руб.:
Ко = 7\у.кСк + Ко.к-
Удельные вложения в конденсаторы
/Су.к при отсутствии более точных данных
могут быть приняты: для конденсаторов
380 В 9 руб/квар и для 6 кВ 5 руб/квар.
Ежегодные издержки производства.
Расчетные ежегодные издержки производ-
ства И складываются из амортизационных
отчислений #а и расходов на эксплуата-
цию #э расчетных вложений К и затрат на
потери электроэнергии при данной системе
компенсации реактивной нагрузки Ям,
руб.:
И = #а + Ям + И 0; (2-325)
Ил = раК- (2-325а)
По = Рт.рЛ'; (2-3256)
Им = Со.пДЯм + Сд.пДНРг; (2-325в)
ДР =ку(ЬР + ДР -;- АР ); (2-325г)
м М м.к ' м-д ' м-с/' ч '
ДИ7Г = ДЦ7Г.К + Д№г.д + Л№г. (2-325д)
где /7а — норма амортизационных отчисле-
ний в долях единицы (см. § 2-7); рт.р—
нормативные отчисления на текущий ре-
монт в долях единицы (см. § 2-7); С0.н,
Сд.п — основная плата за 1 кВт макси-
мальной нагрузки и дополнительная плата
за 1 кВт-ч, руб.; ДРМ, ДРм.к, ДРм.д,
ДРм.с — расчетные потери мощности си-
стемы, в конденсаторах, синхронных дви-
гателях и сети, кВт; /гЕ — коэффициент со-
вмещения максимумов потерь и нагрузки:
Д\^г, Ди^г.к, ДИ^г-.д, Д№г.с — расчетные по-
тери электроэнергии системы, в конденса-
торах, синхронных двигателях и сети,
кВт-ч.
Расчетные потери мощности в конден-
саторных установках, кВт, определяются
удельными потерями мощности в конден-
саторах ДРу.к, кВт/квар, и мощностью ус-
тановки (2к, квар:
АРМ.К = ДРУ.*<2К. (2-326)
Расчетные потери электроэнергии в
конденсаторной установке, кВт-ч, при рас-
четном упорядоченном годовом графике ее
мощности, состоящем из пт ступеней (Зк*,
квар, продолжительностью ГЬг, ч,
ДИ7Г.к = ЕД/УкОк,^,. (2-327)
1 = 1
Величина удельных потерь ДРУ.К опре-
деляется типом конденсаторов и режимом
их работы. У конденсаторов на номиналь-
ное напряжение ип.к она изменяется в
следующих пределах (ГОСТ 1282-68):
660 1 050 выше 1 050
0,25—0,35 0,2—0,35

§ 2-105] Выбор мощности и типа компенсирующих устройств 447
При отсутствии точных данных ДРУ.К
могут быть приняты их средние значения.
Расчетные потери мощности в син-
хронных двигателях в зависимости от раз-
виваемой ими реактивной мощности при
опережающем токе (2Д, квар, аппроксими-
руются кривой второго порядка, кВт:
ДРД = ЛЯд.и(Д1ад + Д2а2д), (2-328)
где ДРд.н — потери в двигателе при номи-
нальном режиме его работы, кВт; Дь Д2—
коэффициенты потерь, принимаемые посто-
янными для данного двигателя; ад =
= <2д/<2д.н— относительная к номинальной
<2д.н величина реактивной мощности, раз-
виваемой синхронным двигателем при опе-
режающем токе.
Расчетную максимальную мощность,
кВт, следует определять при (Зп = С}д..11:
АРм.д = ДРд.н № + Д2). (2-328а)
Расчетные потери электроэнергии в
синхронных двигателях, кВт-ч, в зависи-
мости от развиваемой ими реактивной
мощности при опережающем токе, годо-
вой упорядоченный график которой состо-
ит из пт ступеней <2Дг, квар, продолжи-
тельностью Гдг, Ч,
Д№'
Д Рд.н [Дл 2 ад; Тлс +
1=1
где
1=1
Од!
(2-329)
Д' Од.н
Значения коэффициентов потерь Д\ и
Дг определяются типом двигателя. Они из-
меняются в больших пределах. При отсут-
ствии более точных данных могут быть
приняты их средние величины в зависимо-
сти от номинальной частоты вращения
двигателей:
Д,
Д.
0,15
0,13
0,10
0,11
0,10
0,03
п, об/мин
От 100 до 250
От 250 до 500
От 500 до 1 000
Расчетная максимальная мощность по-
терь в элементе сети, кВт, с активным со-
противлением #с, Ом, при номинальном на-
пряжении 11ц, кВ, расчетной максимальной
реактивной нагрузке Ом, квар, которая
снижена на С?к,
ДРМ.С = ДРМ(? (1 - 2 сск + о*) , (2-330)
где ДРМ(Э
у-:
-<Э2м
максимальные поте-
ри мощности от реактивной нагрузки, кВт;
Ок =
Наибольшее возможное снижение по-
терь мощности ((2К = (2М, ам = 1) равно по-
терям мощности от реактивной нагрузки
Д^„.с=Д^.
Расчетные годовые потери электро-
энергии в этом же элементе сети при сту-
пенчатом упорядоченном годовом графике
мощности <?к, указанном выше, кВт-ч,
ДГг.с = ЕДРм.^Тк1
1=1
_41
КМ1 I
(2-331)
- максимальные по-
тери мощности от реактивной нагрузки
1-й ступени графика нагрузки, кВт; кф{ =
= С?эг/<2сг — коэффициент формы графика
нагрузки за время Тки кШг = (2ыи'Ра —
коэффициент максимума графика нагрузки
за время Тщ\
Обычно ступени графика определяют-
ся расчетными значениями мощностей ре-
активной нагрузки источников ее питания
в рабочие смены. С некоторым приближе-
нием МОЖНО СЧИТаТЬ В ЭТИХ Случаях &фг^
^&мг~ 1, тогда
ДТС'г.с = 2ДРм.С1'Гк<. (2-331а)
1=1
Наибольшее возможное снижение по-
терь электроэнергии (С?к = <2, а=1) равно
потерям в сети от реактивной нагрузки,
кЕт«ч:
Д1Г;х = ЕДРмд,Гк,=ДРм^т.р
(=1
а2Т
(2-3316)
где ат — годовой коэффициент сменности
по энергоиспользованию (см. разд. 2,
гл. А); Тт — годовой фонд рабочего време-
ни, ч (см. разд. 2, гл. А).
Расчетные потери в сети, параметры
которой изменяются у сравниваемых ва-
риантов, определяются их полной нагруз-
кой, так как при этом изменяются потери
не только от реактивной, но и от активной
нагрузок. К потерям от реактивной на-
грузки прибавляются потери от активной
(ДРм.р, кВт; Д№"г.с, кВт-ч):
Д/>м.Р=-%р2 (2-332)
* ^г.с * Д Л,Р <Тг>
(2-333)
«*
где Рм — расчетная максимальная величи-
на нагрузки, кВт.

448
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Приведенные затраты. Расчетные при-
веденные затраты 3, руб., определяются
по расчетным капитальным вложениям К
и ежегодным издержкам производства И
при данном коэффициенте приведения (см.
§ 2-7):
3 = рК + И. (2-334)
Для вариантов одного вида оснозных
фондов, руб.,
30 = ргК + Им, (2-334а)
где рз = Ра+Рт.т}+р.
Для возможных вариантов компенса-
ции реактивной нагрузки приведенные за-
траты с некоторыми допущениями могут
быть представлены в виде непрерывной в
определенных пределах функции. При ком-
пенсации реактивной нагрузки данной се-
ти потери в ней будут определяться сте-
пенью компенсации, с которой они связа-
ны зависимостью второго порядка. По-
этому при линейной зависимости капиталь-
ных вложений в конденсаторы от их .мощно-
сти кривая приведенных затрат как резуль-
тат сложения параболы и прямой является
функцией вида
3К(У) =АКГ>-ВКУ + СК,
где Лк, Вк, Ск — постоянные величины.
Аналогичный вид имеет выражение
приведенных затрат для вариантов с раз-
ным использованием реактивной мощности
синхронных двигателей и конденсаторов
для компенсации реактивной нагрузки дан-
ной точки сети.
При изменении сети с данной нагруз-
кой и линейной зависимости капитальных
вложений в сеть от ее пропускной способ-
ности потери будут связаны с ними зави-
симостью гиперболического характера, от-
чего кривая приведенных затрат как ре-
зультат сложения прямой и гиперболы яв-
ляется функцией вида
Зс(Х)=-^ + ВсХ + Сс,
где Ас, ВСу Сс — постоянные величины.
При изменении сети одновременно с
соответствующей компенсацией ее нагруз-
ки приведенные затраты будут функцией
двух переменных.
Оптимальный вариант. Наиболее эко-
номичный вариант имеет наименьшие при-
веденные затраты. Из числа связанных не-
прерывной функцией приведенных затрат
он определяется по минимуму этой функ-
ции.
Однако обычно функция приведенных
затрат непрерывна лишь на небольшом
участке, в пределах которого может не
находиться ее минимум. В ряде случаев
минимум функции приведенных затрат на-
ступает при отрицательном значении ее ар-
гумента. Вблизи минимума она очень по-
лога. Возможная же точность определения
величины приведенных затрат невысока,
так как используемые в расчетах величи-
ны, зависящие от режима работы системы
электроснабжения, не могут быть опреде-
лены с большой точностью при проектиро-
вании. В результате значения приведенных
затрат, лежащие в пределах точности рас-
четов, могут относиться к вариантам, зна-
чительно отличающимся от оптимального,
соответствующего минимуму функции. По-
этому выбор системы повышения коэффи-
циента мощности нагрузки предприятия
при его проектировании следует произво-
дить на основании технико-экономического
сравнения возможных конкретных вариан-
тов.
Наиболее рациональным является ва-
риант, имеющий меньшие приведенные за-
траты и лучшие качественные показатели.
Когда приведенные затраты отличаются
на небольшую величину (5—10%), пред-
почтение следует отдавать варианту с
меньшими вложениями, с лучшими качест-
венными показателями (см. § 2-7).
Пример 1. Выбор системы повышения
коэффициента мощности завода. Потреби-
телями электроэнергии завода являются:
асинхронные двигатели малой и средней
(до 50 кВт) мощностей приводов станков
и механизмов, небольшие нагревательные
печи, электроосвещение и прочее на номи-
нальное напряжение 380/220 В; синхрон-
ные двигатели мощностью 1250 кВт при-
водов компрессороз на номинальное на-
пряжение 6 кВ и дуговые сталеплавильные
электропечи мощностью 2 800 кВ-А на но-
минальное напряжение б кВ.
Большинство из них находятся в трех
основных зданиях: главном корпусе (ГК),
линейном цехе (ЛЦ) и блоке вспомога-
тельных цехов (ВВЦ).
Расчетные мощности и показатели
графика нагрузки потребителей завода
приведены в табл. 2-164 и 2-165.
Питание завода с указанной нагрузкой
осуществляется от сети 110 кВ энергоси-
стемы через ГПП 110/6 кВ завода. При
этом установлено, что мощность реактив-
ной нагрузки ГПП должна составлять в
1-ю и 2-ю смены 50%, а в 3-ю—70% заяв-
ленной расчетной реактивной мощности на-
грузки завода. Это соответствует коэф-
фициентам мощности нагрузки 0,93 в 1-ю
и 2-ю смены и 0,89 в 3-ю смену.
Реактивной мощности синхронных дви-
гателей недостаточно для снижения реак-
тивной мощности нагрузки завода до ука-
занных значений. Поэтому независимо от
степени использования их необходима ус-
тановка конденсаторов на заводе.
Конденсаторы могут быть установлены
на ГПП 110/6 кВ и в сети 6—0,38 кР. Вы-
бор системы повышения коэффициента
мощности нагрузки производится путем
сравнения технико-экономических показа-
телей конкретных вариантов.
Вариант 1 предусматривает размеще-
ние всех конденсаторов на ГПП 110/6 кВ
завода на напряжении 6 кВ.
Сообразно с характером, мощностью,
расположением и условиями питания пот-

| М05] Выбор мощности и типа компенсирующих устройств 449
Таблица 2-164
Расчетные нагрузки потребителей электроэнергии завода
Потребители
Средняя нагрузка за наиболее
загруженную смену (первую)
рсм-
МВт
°см-
Мвар
5сМ.
МВА
Получасовой максимум
нагрузки
Рм, МВт <?м, Мвар 5М, МВ-А
Главный корпус
Блок вспомогательных цехов
Литейный цех
Прочие потребители
Итого
П о т р е
10,5
2,5
2,6
0,8
16,4
бит ел и
11,0
2,6
2,1
0,8
16,5
380/220 В
15,2
3,6
3,3
1,1
23,3
11,5
2,7
2,7
0,9
11,5
2,7
2,1
0,8
16,3
3,8
3,5
1,2
Дуговые сталеплавильные
печи
Синхронные двигатели
Итого
Всего
* Условно при работе двигателей с коэффициентом мощности
П о т р
3,0
5,0
8,0
24,4
ебители 6 кВ
1,5
1,5
18,0
—
—
31,0
4,8
5,0
9,8
26,2
2,8
2,8
19,3
33,0
Расчетные показатели графика нагрузки
Таблица 2-165
Потребители
Годовой
фонд рабоче-
го времени
Тг, ч
Годовой ко-
эффициент
по энергоис-
пользованию
си
Относительная загрузка
смен
2-й (32
3-й 0,
Потребители 380/220 В
Главный корпус
Блок вспомогательных цехов
Литейный цех
Прочие потребители
5 000
4 000
6 000
4 000
1 0,65
0,55
0,85
0,8
1
0,7
1
0,9
I 0,5
0
0,8
0,1
Потребители 6кВ
Дуговые сталеплавильные печи
Синхронные двигатели
8 000
8 000
0,85
0,75
0,5
0,6
ребителей электрическая сеть завода вы-
полняется:
на напряжение 6 кВ — кабельной по
схеме с радиальными и магистральными
линиями; на напряжение 380/220 В — с
применением шинопроводов, кабелей и
проводов по магистральной и радиальной
схемам.
29-4478
От РУ 6 кВ ГПП 110/6 кВ непосред-
ственно отходят линии ко всем электро-
приемникам 6 кВ (рис. 2-264): 8 ради-
альных (к 6 синхронным двигателям и 2
электропечам) и 20 магистральных, к 44
трансформаторам общей мощностью
35 800 кЕ-А цеховых КТП, выбранных на
основании соответствующих технико-эко-

450
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Таблица 2-166
Нагрузки
Расчетные мощности нагрузки завода
Расчетная мощность смен
1-й
МВт
Мвар
2-й
МВт
п
•' 2»
Мвар
3-й
МВт
°3,
Мвар
Годовая
ясг,
МВт
^сг*
Мвар
Нагрузка цеховых КТП
ГК
БВЦ
лц
Прочие потребители
Итого
Нагрузка электроприемников б кВ
10,7
I 2,5
| 2,6
0,8
16,6
12,3
2,9
2,4
0,9
18,5
10,7
1,7
2,6
0,7
15,7
12,3
2,0
2,4
0,8
17,5
5,4
0,3
2,1
0,1
7,9
6,2
0,3
1,9
0,1
8,5
7,0
1,4
2,2
0,6
11,2
8,0
1,6
2,0
0,7
12,3
Электропечи
Двигатели
Итого
Всего
Нагрузка завода, приня-
тая питающей энерго-
системой
Требуемая мощность
компенсаторов завода
Синхронные двигатели
Конденсаторы
! 4,8
5,0
9,8
26,4
26,4
2,8
—
2,8
21,3
10,6
10,7
3,2
7,5
4,8
5,0
9,8
25,5
25,5
2,8
—
2,8
20,3
10,1
10,2
2,7
7,5
2,4
3,0
5,4
13,3
13,3
1,4
—
—
9,9
6,9
3,0
0,0
3,0
2,5
1 3,8
6,3
17,5
из
—
1,3
13,6
номических расчетов с учетом требуемого
резервирования питания нагрузок. В ГК
устанавливаются 24 трансформатора по
1000 кВ-А, в БВЦ 8 по 630 кВ-А, в ЛЦ—
4 по 1 000 кВ-А и 2 по 630 кВ-А и у про-
чих потребителей —6 по 250 кВ • А.
Мощность источников питания реак-
тивной нагрузки, размещаемых на пред-
приятии, определяется по <2М дуговых
электропечей, так как она является на-
грузкой периода расплавления шихты,
продолжающегося значительное время (1—
3 ч), и Ссм~<2м остальных потребителей.
Наибольшая требуемая величина согласно
(2-323) (табл. 2-166) <Эп = Ю,7 Мвар.
Расчетная (номинальная) реактивная
мощность одного синхронного двигателя
привода компрессора номинальной мощно-
стью Яд.н = 1250 кВт при номинальных
коэффициентах мощности 0,9 (хдгфн —
=0,484) и полезного действия г]н =
=0,95, квар,
<г** =
Рд.н^фн 1250-0,484
0,95
=650.
Е 1-ю и 2-ю смены нормально работа-
ют по 5 компрессоров из 6 (один резерв-
ный) и могут развивать мощность 5-640 =
= 3 200 кЕар. В 3-ю смену нормально ра-
ботают только 3 компрессора и могут раз-
вивать мощность 3-640=1920 квар. Они
с небольшим избытком превышают расчет-
ную реактивную нагрузку электропечей, с
которыми синхронные двигатели непосред-
ственно связаны через РУ 6 кВ, что делает
целесообразным их использование (см. ни-
же).
Соответственно на заводе предусмат-
риваются конденсаторы общей мощностью
<2К = 10,7—3,2 = 7,5 мвар.
Конденсаторная установка ГПП со-
ставляется из комплектных установок об-
щей мощностью 18-425 = 7 650 квар.
Согласно расчетному графику нагруз-
ки конденсаторная установка должна быть
включена в 1-ю и 2-ю смены полностью,
а в 3-ю — лишь небольшая ее часть. Реак-
тивная мощность синхронных двигателей в
1-ю смену используется полностью, во 2-ю
развиваемая имя мощность снижается, а

§ 2-105] Выбор мощности и типа компенсирующих устройств 451
в 3-ю смену они работают с коэффициен-
том мощности 1.
При работе синхронных двигателей по
этому графику, когда 2 000 ч в год они
развивают свою номинальную реактивную
мощность <2д.я, 2 000 ч — 0,85 С?д.н, а ос-
тальное время С?д = 0 (&м~1, &ф»1,
ат =0,925, Гг = 4 000 ч) при основной пла-
те за электроэнергию С0.п=43,1 руб/кВт
и дополнительной Сд.п = 0,0077 руб/кВт-ч,
при удельных потерях в конденсаторах
АЯу.к=0,003 кВт/квар и стоимости их ус-
тановки /Су.к = 5 руб/квар, при коэффици-
ентах потерь #1 = 0,1, Д2=0,08 и суммар-
ных начислениях на вложения /?3=0,25,
при 62=0,9, расчетная относительная ве-
личина оптимальной реактивной мощности,
развиваемой двигателем,
1,452
*д.оят •
2-0,507
0,5-1,3 = 0,78;
"ук
*д.опт
2#,
-0,5у ,
м.д
так как С'т.м = 0,9-43,1 + 0,925-4 000Х
X 0,077 = 67,3 руб/кВт,
(Ст.м = ^^о.п + ат:ГгСд.п1/^
С'х = 0,9-43,1 + 0,9252-4000-0,0077 =
= 64,8 руб/кВт,
(С'%=Ь*Сол + а1тгСЛшП1/к1);
0,Ь67,3
У =
= 1,3,
0,08-64,8
7 = Г
62,5-0,08
#м.д = 640 '64,8 = 0,507 руб/квар
мд о
З'у.к = 0,25-5+0,003-67,3 = 1,452 руб/квар
(Зу-к =Рз^у.к + Л^у.кСт.м)
Если же полностью использовать реак-
тивную мощность двигателей сед=1, то
при этом графике работы приведенные за-
траты будут отличаться от их минималь-
ного значения на незначительную величи-
ну, находящуюся в пределах возможной
точности расчетов:
НУ) =
у* — 2у + а
а—\
1,282—2» 1,25+4,7
4,7-1
=1,02,
так как у = — = = 1,28,
«д.опт 0,78
^У-к
1,452
И сГ
"м.дад.опт
0,507-0,782
=4,7.
29*
Расчетные показатели приведены в
табл. 2-167.
Вариант 2 предусматривает размеще-
ние всех конденсаторов 6 кВ у цеховых
КТП со стороны 6 кВ (первая ступень
приближения конденсаторов к потребите-
лям). По условиям более рационального
использования изготовляемых комплектных
конденсаторных установок они присоеди-
няются только к первым КТП магистра-
лей ГК, ЛЦ и ВВЦ (рис. 2-264). Общая
мощность конденсаторных установок так-
же 18-425 = 7 650 квар. Расчетные показа-
тели варианта приведены в табл. 2-167.
Еариант 3 предусматривает размеще-
ние всех конденсаторов 0,38 кВ у цеховых
КТП на стороне 0,38 кВ (вторая ступень
приближения конденсаторов к потребите-
лям). Они устанавливаются в ГК и ВВЦ
(рис. 2-264), где сосредоточена почти вся
реактивная нагрузка 0,38 кВ завода; плот-
ность нагрузки высока; сеть 0,38 кВ выпол-
нена с применением шинопроводсв, связы-
вающих подстанции, условия среды нор-
мальные, что позволяет получить наиболь-
ший эффект от установки конденсаторов
на 0,38 кВ. В этих условиях снижение на-
грузки 0,38 кЗ приводит к уменьшению
относительно варианта 1 числа трансфор-
маторов и питающих их линий 6 кВ и сни-
жению вложений в сеть. Е ГК устанавли-
ваются 18 КТП с трансформаторами по
1000 кВ-А и конденсаторами мощностью
по 360 квар. В ВВЦ устанавливаются
6 КТП с трансформаторами по 630 кВ-А
и конденсаторами по 260 квар. Соответст-
венно к 36 трансформаторам КТП завода
общей мощностью 26 540 кВ-А будут от-
ходить 16 магистральных линий.
Установка конденсаторов непосредст-
венно у электроприемников не может быть
осуществлена, так как -мощность отдель-
ных электроприемников 0,38 кВ завода от-
носительно невелика и реактивная нагруз-
ка каждого из них значительно ниже ми-
нимальной мощности изготовляемых кон-
денсаторов 0,38 кВ.
Приведенные примеры расчета позволя-
ют установить, что наиболее экономичным
является вариант 3, предусматривающий
установку всех конденсаторов на 0,38 кВ.
Пример 2. Выбор пунктов присоедине-
ния конденсаторов к сети 380 В цеховой
КТП с трансформатором 1000 к В А.
Расчетная схема сети: трансформатор —
магистраль (рис. 2-266).

452
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Расчетные данные сети следующие:
Участок сети . .
Сопротивление, мОм
Проводимость, кСм
Реактивная нагрузка,
квар
Потери от реактивной
нагрузки, кВт
01
0,4
2,5
1
0,8
1,25
12
0,6
1,67
9
1,0
1,0
23
0,6
1,67
3
1,0
1,0
500 200
300
150
150
150
0,69 0,22 0,37 0,15 0,09 0,15
Таблица 2-167
Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов
повышения коэффициента мощности нагрузки завода
Показатели
Конденсаторные установки
Мощность, Мвар
Потери мощности, кВт
Потери энергии, МВт-ч
Ячейки КРУ, шт.
Вложения, тыс. руб.:
электрическая часть
строительная часть
Всего, тыс. руб.
Стоимость потерь, тыс. руб.
Цеховые КТП
Мощность, МВ-А
Потери мощности, кВт
Потери энергии, МВт-ч
Вложения, тыс. руб.:
электрическая часть
строительная часть
Всего, тыс. руб.
Стоимость потерь, тыс. руб.
Линии 6 кВ
Кабели, км
Ячейки КРУ, шт.
Расчетная величина вариантов
1
7,6
48
96
4
45,4
11,2
56,6
2,8
35,8
350,6
1081
426
44
470,0
23,4
8,6
20
1 *
7,6
48
96
—
37,4
5,2
42,6
2,8
35,8
350,6
1081
426
44
470,0
23,4
8,6
20
3
8,1
76
151
—
57,7
1,2
58,9
4,4
28,5
287,2
880
340
36
376,0
19,1
6,3
16

§ 2-105] Выбор мощности и типа компенсирующих устройств 453
Продолжение табл. 2-167
Показатели
Потери мощности, кВт
Потери энергии, МВт-ч
Вложения, тыс. руб.:
электрическая часть
строительная часть
Всего, тыс. руб.
Стоимость потерь, тыс. руб.
Расчетные затраты
Вложения, тыс. руб.:
электрическая часть
строительная часть
Всего, тыс руб.
Стоимость потерь, тыс. руб.
Приведенные затраты, тыс. руб.
Расчетная величина вариантов
1 | 2 |
109
207
74
8
82
6,3
545,4
63,2
608,6
32,5
155
71
123
74
8
82
4?2
537,4
57,2
594,6
30,5
151
3
84,5
165
55
6,5
61,5
4,8
| 452,7
43,7
496,4
28,4
136
количества вводных шкафов, стоимость
которых на 40—50% выше конденсатор-
ных. Оно будет целесообразным, если до-
полнительные вложения будут окупаться
соответствующим снижением потерь в
сети.
Наибольшее возможное снижение по-
терь путем разделения конденсаторов меж-
ду пунктами сети равно расчетным поте-
рям от реактивной загрузки в рассматри-
ваемой сети 380 В без ее головного участ-
ка. Так как ДРмр=0,98 кВт, то при уста-
новленных значениях ат = 0,65 и Гг =
= 6 000 ч/год, С0.п=43,1 руб/кВт и Сд.п =
= 0,0077 руб/кВт-ч, стоимости этих потерь
согласно (2-325в), (2-330) и (2-3316) соста-
вят: Ям.с = 43,1-0,98+0,0077-0,98-0,652 X
Х5 000 = 60 руб/год.
Следовательно, согласно (2-334а) сни-
жение этих потерь не может оправдать
увеличения вложений при /?3 = 0,25 на сум-
му, превышающую
дК =-^-=— = 240 руб,
Рз 0,25 УУ
Увеличение же числа пунктов присо-
единения на один при принятом типе кон-
денсаторных установок приводит в рас-
сматриваемом случае к увеличению вло-
жений почти па 700 руб., что намного пре-
вышает указанную величину. Поэтому дроб-
ление конденсаторной установки нецелесо-
образно.
Мощность конденсаторов 360 квар.
При применяемых комплектных конденса-
торных установках на эту мощность они
будут иметь не менее двух вводных шка-
фов, что согласуется с требованиями ре-
гулирования. Поэтому без увеличения сто-
ктп
<2>^г
Рис. 2-266. Расчетная схема сети при уста-
новке конденсаторов в сети 380 В.
имости конденсаторы могут оыть присое-
динены к одному или двум пунктам. Оче-
видно, что в данном случае все конденса-
торы целесообразно присоединить к концу
головного участка 01, а при разделении их
на две части большую целесообразно при-
соединить к этому же пункту, а мень-
шую— к концу следующего участка 12.
Разделение конденсаторов между большим
числом пунктов приведет к увеличению

454
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2-106. ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Таблица 2-168
1. Конденсаторы для повышения коэффициента мощности
260
и ч^р ^ ^
1 и зю ш\
г^^——¦' ' ' ¦¦ ач
а)
Номинальное напря-
жение, кВ
Внутренней установки,
мм
Наружной установки,
мм
Рис. 2-267. Габариты конденсаторов.
а — КМ; КС: КМА: КСА; б - КМ2: КС2: КМ2А;
КС2А. Трехфазные конденсаторы с тремя вывода-
ми, однофазные — с двумя (средний вывод отсут-
ствует). Высота изолировочных выеодов конден-
саторов И:
0,22
0,33
0,5
85
150
0,66
1,05
100
150
3,15
3,15/УТ
120
150
6,3 _
б.з/Уз
150
200
10,5 _
ю.б/У'з
200
240
Тип конденсаторов
внутренней установки
КМ-0,22-4,5
КМ-0,38-13
КМ-0,5-13
КМ-0,66-13
КМ-3,15-13
КМ-6,3-13
КМ-10,5-13
КМ2-0,22-9
КМ-0,38-26
КМ-0,5-26
КМ-0,66-26
КМ2-3,15-26
КМ2-6,3-26
КМ2-10,5-26
КС-0,22-6
КС-0 22-8
КС-0,38-18
КС-0,38-25
КС-0,5-18
КС-0,66-20
КС-0,66-25
КС-1,05-25
КС-1,05-37,5
наружной установки
( КМА-0,22-4,5
1 КМА-0,38-13
КМА-0,5-13
КМА-0,66-13
КМА-3,15-13
КМА-6,3-13
КМА-10,5-13
КМ2А-0,22-9
КМ2А-0,38-26
КМ2А-0,5-26
КМ2А-0,66-26
КМ2А-3,15-26
КМ2А-6,3-26
КМ2А-10,5-26
КСА-0,22-6
КСА-0,22-8
КСА-0,38-18
КСА-0,38-25
КСА-0,5-18
КСА-0,66-20
КСА-0,66-25
КСА-1,05-25
КСА-1,05-37,5
Номиналь-
ное напряже-
ние, В
220
380
500
660
3 150
6 300
10 500
220
| 380
1 500
660
3 150
6 300
10 500
220
220
380
380
500
660
660
1050
1050
Номиналь-
ная мощ-
ность, квар
4,5
13
13
13
13
13
13
9
26
26
26
26
26
26
6
8
18
25
18
20
25
25
37,5

§ 2-106] Технические данные компенсирующих устройств 455
Продолжение табл. 2-168
Тип конденсаторов
|
внутренней установки |
КС-3,15/ V 3-25
КС-3,15/ V 3-37,5
КС-3,15-25
КС-3,15-37,5
КС-6,3/1/1-25
КС-6,3/1/ 3-37,5
КС-6,3-25
КС-6,3-37,5
КС-10,5/ 1/1-25
КС-10,5/ V 3-37,5
КС-10,5-25
КС-10,5-37,5
КС2-0.22-12
КС2-0,22-16
КС2-0.38-36
КС2-0,38-50
КС2-0,5-36
КС2-0,66-40
КС2-0,66-50
КС2-1,05-50
КС2-1,05-75
КС2-3,1о1/з-50
КС2-ЗЛ5/У 3-75
КС2-3,15-50
КС2-3,15-75
КС2-6.3/ V1-50
КС2-6.3/ 1/1-75
КС2-6,3-50
КС2-6,3-75
КС2-10,5/У 3-50
КС2-10,5/1/3-75
КС2-10,5-50
КС2-10,5-75
наружной установки |
КСА-3,15/ 1/1-25
КСА-3,15/ УТ-37,5
КСА-3,15-25
КСА-3,15-37,5
КСА-6,3/ V 3-25
КСА-6,3/ V 3-37,5
КСА-6,3-25
КСА-6,3-37,5
КСА-10,5/1/з-25
КС А-10,5/1/3-37,5
КСА-10,5-25
1 КС А-10,5-37,5
КС2А-0,22-12
КС2А-0,22-16
КС2А-0,38-36
КС2А-0,38-50
КС2А-0,5-36
КС2А-0.55-40
КС2А-0,66-50
КС2А-1,05-50
КС2А-1,05-75
1 КС2А-ЗД5 Кз-50
КС2А-3,15У1-75
КС2А-3,15-50
КС2А-3,15-75
КС2А-6,3/ К 3-50
КС2А-6,3/ V 3-75
КС2А-6,3-50
КС2А-6,3-75
КС2А-10,5/1/1-50
КС2А-10,5/1/1-75
КС2А-10,5-50
КС2А-10,5-75 1
Номиналь-
ное напряже-
ние, В
3 150/ УТ
3 150/1/^
3150
3 150
бзоо/у!"
6 зоо/уТ
6300
6300
юбоо/уТ
10500/1/^3"
10500 1
10500
220
220
380
380
500
660
660
1050
1050
3 150/Уз"
3 150/У!
1 3 150
3 150
зоо/Уз"
6 зоо/!/77
6 300
6 300
10500У"з"
10 500!/з
10 500
10 500
1 Номираль-
вая мощ-
ность, квар
25
37,5
25
37,5
25
37,5
25
37,5
25
37,5
25
37,5
12
16
36
50
36
40
50
50
75
50
75
50
75
50
75
50
75
50
75
50
75
Примечания: I. Нормальная работа конденсаторов обеспечивается: на высоте не бо-
лее 1000 м над уровнем моря; при температуре окружающего воздуха не выше 40 °С (среднесу-
точная не выше 30 С) ч не ниже —40 °С (эпизодически не ниже —45 °С); относительной влаж-
ности воздуха не более 80%: во взрывобезопасной и химически неактивной среде, не содержащей
токопроводящей ныли, едких газов и паров в концентрациях, разрушающих металл и изоляцию:
в местах, не подвергающихся вибрациям и ударам, защищенных от прямого попадания воды,
ыасла и эмульсии, а также от солнечной радиации.
2. Конденсаторы состоят из отдельных секций, соединенных в пакеты параллельно или па-
раллельно-последовательно. Отдельная секция представляет собой единичный конденсатор. В кон-
денсаторах на напряжение 1 050 В и ниже в цепь каждой секции последовательно включены встро-
енные недоступные для замены плавкие предохранители. В случае их перегорания конденсатор
продолжает работать со сниженной соответственно емкостью.
3. Конденсаторы на номинальные напряжения 660 В и ниже изготовляются в трех- и одно-
фазном исполнениях, а на 1 050 3 и выше — в однофазном. При трехфазном исполнении конден-
саторы соединяются по схеме ^треугольник».
4. Конденсаторы в однофазном исполнении могут изготовляться с двумя изолированными вы-
водами и с выводами, один из которых соединен с корпусом.
5. Конденсаторы с пропиткой маслом имеют в обозначении типа букву М, а синтетической
жидкостью — букву С.
6. Конденсаторы могут быть изготовлены со встроенными разрядными сопротивлениями, сни-
жающими максимальное значение номинального напряжения до 50 В за время не более 1 мин для
конденсаторов на напряжение 660 В и ниже и за время ее более 5 мин для конденсаторов на
напряжение свыше 660 В.

#56
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2. Комплектные конденсаторные установки 380 В
Таблица 2-169
Т
700
650
«;
и 11|т1
| ш 1Ш г |
<У
и
ып
т |
7?
X
т
11
X
т
| 2800 _1
1 * ¦.. т
в)
?
IX
т
тп
х
т
ш
х
1 т
1
X
т
3500 1
\** ' '¦ ¦ '¦¦¦ »
I
X
т
тп
X
т
щ
•Е
т
X
т
1
X
т
1 шо_
*)
3)
Рис 2-268. Принципиальные схемы и габа-
риты регулируемых комплектных конденса-
торных установок серии УК-0,38 мощностью
110—540 квар (см. табл. 2-169).
Рис 2-269. Принципиальные схемы и габа-
риты регулируемых комплектных конденса-
торных установок серий УК-0,38 мощностью
150—900 квар левого исполнения: Н=
= 1 800 мм, ^ = 600 мм.
Вводные ячейки установок УК-0,38 мощностью
600 750 и 900 квар ае имеют рубильников.
700
а)
\г!1
3500
г)
\
2100
т
Ш
х-
т
XX
тт
I_ 2800 л
\^ ¦ - »
6)
6)
I
чгоо
И
4900
е)
Тис
УК-0,38-И ОН
УК-0,38-220Н
УК-0.38-320Н
УК-0,38-430Н
УК-0,38-540Н
УК-0,38-150Н
УК-0,38-300 НЛ
УК-0,38-300НП
УК-0,38-450НЛ
УК-0,38-450НП
УК-0,38-600НЛ
УК-0,38-600НП
УК-0,38-900НЛ
УК-0.38-900НП
Номиналь-
ная мощ-
ность, квар
ПО
220
320
430
540
150
300
450
600
900
Число и мощность
регулируемых ступе-
ней, шт.Хквар
1ХП0
2ХП0
ЗХ1Ю
4ХП0
5ХП0
1X150
2X150
3X150
4X150
6X150
' Принципиальная схе-
ма л габариты,
рис. №
2-268, а
2-268, б
2-268, в
2-268, г
2-268, д
2-269, а
2-269, б
2-269, в
2-269, г
2-269, е
Примечания: 1. Комплектные конденсаторные установки рассчитаны для работы внут-
ри помещения с невзрывоопасной средой, не содержащей едких газов, паров и токопроводящей
пыли, в местах, не подверженных тряске и ударам, на высоте до 1 000 м над уровнем моря, при
октжающем воздухе с относительной влажностью не более 30°/ при 20 °С и температурах для
серий. УК ±40 °С.
2. Изготовляются установки серии УК мощностью 110—540 квар и в последующем — мощ-
1 остью 150—900 квар.
3. Установки серии УК мощностью 300—900 квар имеют левое (Л) или правое (П) исполне-
ния, отличающиеся расположением вводной ячейки (слева или справа) относительно конденса-
торных ячеек.

§ 2-106] Технические данные компенсирующих устройств 457
Таблица 2-170
3. Комплектные конденсаторные установки 6 кВ и 10 кВ
)
1
I
2400
=41
800
I
I
I
3100
*)
6)
щ
т т
I
3800
V
т
1500
т т т
ш
1 2400
}-* *-
вдвд
т | т | т 1 т III
Тощ
1 мм!
1 3100
г* : ——*"
^
й)
в) е)
Рис. 2-270. Принципиальные схемы и габариты
комплектных конденсаторных установок серии
УК-б(Ю) левого исполнения (см. табл. 2-170).
Рис. 2-271. Принципиальные схемы и габариты ре-
гулируемых комплектных конденсаторных уста-
новок серии УК-6(10)Н левого исполнения (см.
табл. 2-170).
¦?
I
I
I
и
о
3800
800
*)
Тип
УК-6-450ЛУЗ
УК-Ю-450ЛУЗ
УК-6-450ПУЗ
УК-10-450ПУЗ
УК-6-675ЛУЗ
УК-10-675ЛУЗ
УК-6-675ПУЗ
УК-Ю-675ПУЗ
УК-6-900ЛУЗ
УК-10-900ЛУЗ
УК-6-900ПУЗ
УК-10-900ПУЗ
УК-6-1125ЛУЗ
УК-Ю-П25ЛУЗ
УК-6-П25ПУЗ
УК-10-П25ПУЗ
УК-6Н-900Л
УК-ЮН-900Л
УК-6Н-900П
УК-10Н-900П
УК-6Н-1350Л
УК-10Н-1350Л
Номинальное
напряжение,
кВ
6,3
10,5
6,5
10,5 |
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10.5
6,3
10,5
6,3
10,5
1 6,3
10,5
1 6,3
10,5
6,3
10,5
Номинальная
мощность,
КЕар
450
675
900
1 125
900
1350
Число и мощ-
ность регули-
руемых сту-
пеней,
| шт.Хквар
1X900
1X1350
Принципиаль-
ная схема и
габариты,
рис. №
3-270, а*
2-270, б
2-270, в
2-270, г
2-271, а
2-271, б

458
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Продолжение табл. 2-170
Тип
УК-6Н-1350П
УК-ЮН-1350П
УК-6Н-1800Л
УК-ЮН-1800Л
УК-6Н-1800П
УК-10Н-1800П
Номинальное на-
пряжение, кВ
6,3
10,5
6,3
10,5
6,3
10,5
Номинальная
мощность, квар
1350
1800
Число и мощность
регулируемых
ступеней,
шт.Хквар
1X1350
1X1 800
Принципиаль-
ная схема и габа-
риты, рис. №
2-271, б
2-271, в
* Установки серии УК имеют исполнения, отличающиеся расположением вводной ячейки: слева
Л или.справа П относительно конденсаторных ячеек. ^
Примечания: 1. Комплектные конденсаторные установки рассчитаны для работы внут-
ри помещения с невзрывоопасной средой, не содержащей едких газов, паров и токопроводящей
пыли, в местах, не подверженных тряске и ударам, на высоте до 1 000 м над уровнем моря, при
окружающем воздухе с относительной влажностью не более 80% при 20 °С и температурах для
серий УК ±40 °С.
2. Регулируемые установки (буква Н в обозначении типа установки) оборудованы устройства-
ми автоматического регулирования мощности по напряжению сети.
3. Конденсаторные установки комплектуются из конденсаторов со встроенными разрядными
сопротивлениями.
2-107. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ
И РЕГУЛИРОВАНИЯ
КОНДЕНСАТОРНЫХ БАТАРЕЙ
1. СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ
Два электрически соединенных конден-
сатора и более образуют конденсаторную
батарею. Она может иметь деления на сек-
ции, которые могут быть отделены (отклю-
чены) от остальной части батареи. Схема
батареи определяется ее назначением и ре-
жимом работы, параметрами сети и тех-
ническими данными используемых конден-
саторов.
При непосредственном присоединении
конденсаторов к потребителям электроэнер-
гии (индивидуальная компенсация) они
имеют общие коммутационную и защитную
аппаратуру (рис. 2-265, а). Отдельная за-
щита конденсаторов предусматривается
в дополнение к общей, если это необходи-
мо. Так как между конденсаторами и элек-
троприемником, к которому они присоеди-
нены, нет коммутационного аппарата, то
специальных разрядных сопротивлений на
батарее не требуются.
Присоединение конденсаторов к пунк-
там сети (групповая компенсация) осущест-
вляется через коммутационные аппараты
(рис. 2-265,6). Конденсаторная установка
должна быть оборудована соответствующи-
ми защитами, контрольно-измерительными
приборами и разрядными сопротивлениями.
При автоматическом регулировании бата-
реи на ее секциях следует предусматривать
выключатели, предназначенные для их ком-
мутации с требуемой частотой, но не рас-
считанные на отключение токов поврежде-
ний, вадрнмер вакуумные выключатели.
Конденсаторные батареи на номиналь-
ные напряжения выше номинальных, на ко-
торые изготавливаются конденсаторы, со-
ставляются путем последовательно-парал-
лельного соединения конденсаторов (рис.
2-272); трехфазные батареи могут быть
соединены в звезду.
Число последовательно включаемых
конденсаторов дожно быть не меньше
М = -
^М
"н-к*е
(2-335)
Ъ г N
г-т- "Г -а,
т
Г1 {-Л *"П
ф\ \ф\ \Ф
г" г" Гу/
Рис. 2-272. Принципиальные схемы соедине-
ния конденсаторных батарей на напряжения
выше 10 кВ.
а — схема последовательно-параллельного соеди-
нения однофазных конденсаторов: к. з. — случай
короткого замыкания; ОТ — случай отключения
конденсатора; б — схема трехфазной конденсатор-
ной батареи, соединенной в звезду: Ф — конденса-
торы одной фазы батарей, соединенной по схеме
рис. 2-272, а, ТН — разрядное сопротивление
(трансформатор напряжения); В — выключатель;
Р — разъединитель.

§ 2-107] Схемы включения и регулирования конденсаторных батарей 459
где Ом — максимальное рабочее напряже-
ние, на которое включаются последователь-
но соединенные конденсаторы, кВ; {/н.к —
номинальное напряжение одного конденса-
тора, кВ; кг — коэффициент, учитывающий
неравномерность распределения напряжения
между последовательно включенными кон-
денсаторами, может быть принят при над-
лежащей комплектации и эксплуатации
батареи (с разбросом емкости 1—2%) рав-
ным 0,9—0,95.
Чем больше М, тем меньше повышает-
ся напряжение на конденсаторах при замы-
кании части из них. При неотключешюм
коротком замыкании на одном, из последо-
вательно включенных конденсаторов цепи
(рис. 2-272, а) напряжение на каждом из
остальных, неповрежденных конденсаторов
#1 увеличится и составит относительно их
напряжения нормального режима 1)\ вели-
чину
и\
м
цг м — \
При соединении батареи в звезду
(2-336)
V,
Ш
иг зм—2
(2-336 а)
При этом нулевая точка звезды будет
иметь потенциал при фазном напряжении
нормального режима 6/ф,
^ 1
(2-337)
*/ф ЗМ—2 V
Число параллельно включаемых кон-
денсаторов определяется требуемой емко-
стью батареи. Параллельные цепи после-
довательно включенных конденсаторов сле-
дует соединять поперечными перемычками
через кгждый конденсатор.
Напряжение на конденсаторах ряда,
где произошло отключение одного из па-
раллельно соединенных конденсаторов V х
(рис. 2-272, а), увеличится и составит отно-
сительно напряжения нормального режима
Ы\ величину
*Л
МЫ
иг м{ы— 1)+Г
(2-338)
где N — число параллельных конденсаторов
в ряде.
При соединении батареи в звезду
V
1 ЗМ(Ы—1)+3 МЫ
Цг Ш(Ы—\)+2 М(Ы—1) + 1
а потенциал нулевой точки
1/Л
1
Цф ЗМ(Ы—1)+2
, (2-338а)
(2-339)
При одинаковом общем количестве кон-
денсаторов у вариантов батареи данной
мощности (МЫ=пост.) можно ожидать
меньшие перегрузки конденсаторов, вы-
званные отключением поврежденных, у ба-
тареи с меньшим значением М.
С повышением Л/ величина V\ прибли-
жается к 1)\.
При использовании конденсаторов со
встроенными секционными предохранителя-
ми, когда повреждение одной секции незна-
чительно изменяет общую емкость ряда,
минимально допустимое число конденсато-
ров з ряду может не определяться.
По условиям защиты конденсаторы мо-
гут быть включены через реакторы (см.
разд. 2, гл. И).
2. СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ
Режим работы компенсирующих уст-
ройств потребителей задается энергоснаб-
жающей организацией на основании балан-
са реактивной мощности в данном узле
энергосистемы в различные часы суток и
дни недели.
При отсутствии точных данных расчет-
ный график регулирования мощности ком-
пенсирующих устройств определяется по
расчетному графику реактивной нагрузки.
Последний может быть построен по расчет-
ным нагрузкам рабочих смен. Мощность,
развиваемая компенсаторами, не должна
превышать реактивную мощность нагруз-
ки. Упорядоченный расчетный график при-
веден на рис. 2-273.
Рис. 2-273. Упорядоченный расчетный
график (ступенчатый) регулирования мощ-
ности компенсирующих устройств.
Наиболее простым и достаточно эф-
фективным является регулирование по вре-
мени. По заданной программе производит-
ся изменение мощности, развиваемой ком-
пенсирующими установками. Оно может
осуществляться как вручную, так и авто-
матически.
Регулирование мощности компенсиру-
ющих устройств по напряжению произво-
дится в зависимости от отклонения напря-
жения в данном пункте. Оно должно быть
согласовано с другими средствами регули-
рования напряжения в сети. В мощных се-
тях регулирование мощности компенсирую-
щих устройств по напряжению не всегда
осуществимо. Для изменения напряжения

460
Электроснабжение и подстанции.
[Разд. 2
на а в долях номинального в точке сети с
расчетной мощностью трехфазного коротко-
го замыкания 5К, МВ-А, необходимо изме-
нить реактивную мощность, вызывающую
потери напряжения в этой сети, на 0 =
=ы5к, Мвар.
Регулирование по реактивной мощно-
сти автоматически изменяет мощности ком-
пенсаторов в зависимости от величин непо-
средственно характеризующих реактивную
нагрузку. Эффективность этих систем, как
и регулирование по напряжению, реагиру-
ющих на величину контролируемого пара-
метра, определяется их быстродействием.
При резкопеременных нагрузках действие
этих систем обычно мало эффективно
вследствие инерционности переключающих
устройств. Конденсаторы допускают по-
вторное включение, следующее за отключе-
нием, лишь по истечении определенного
времени, требуемого для их разряда. По-
этому для регулирования конденсаторов
при колебаниях нагрузки эта система мо-
жет быть не высоко эффективной. Возмож-
на неоправданно частая их коммутация.
Эти системы регулирования применяются
для специальных синхронных компенсаторов
и конденсаторных установок, рассчитанных
на изменения развиваемой ими реактивной
мощности в больших пределах и с высокой
скоростью, требуемой при значительных
колебаниях мощности нагрузки, например
прокатных станов с ионным приводом, по
условиям ограничения колебаний напря-
жения.
3. РАЗРЯД КОНДЕНСАТОРОВ
При отсутствии встроенных разрядных
сопротивлений для разряда конденсаторов
напряжением до 1 000 В предусматривают-
ся активные сопротивления. Для батарей
конденсаторов на напряжения выше 1 000 В
в качестве разрядных сопротивлений при-
меняются трансформаторы напряжения.
Величина разрядного сопротивления
должна выбираться по верхнему пределу
допускаемых для нее значений, определя-
емому продолжительностью времени разря-
да отключенной батареи.
Время /Р, в течение которого разряд-
ное сопротивление /?р, Ом (для трансфор-
матора напряжения — активное сопротив-
ление его высоковольтной обмотки), сни-
зит напряжение на отключенной батарее
емкостью С, Ф, от начального /Ур, В, до
данного VI, В, определяется по выраже-
нию, с,
гр=ДрС1п-^-. (2-340)
По условиям безопасности напряжение
на отключенной батарее должно снизиться
до 65 В в течение примерно 1 мин. При
повторном включении батареи напряжение
ее остаточного заряда не должно превы-
шать 5—10% начального.
2-108. КОНСТРУКЦИИ
КОНДЕНСАТОРНЫХ БАТАРЕЙ
И ИХ УСТАНОВКА
Конденсаторные батареи, как и оди-
ночные конденсаторы, могут устанавли-
ваться как внутри помещений, так и на
открытом воздухе.
При общем количестве масла в кон-
денсаторах до 600 кг они могут быть уста-
новлены в помещениях щитов управления,
распределительных устройств до и выше
1 000 В и производств категории Г и Д по
пожарной опасности. При количестве же
масла более 600 кг конденсаторы должны
быть расположены в отдельном помещении
I и II степени огнестойкости с выходом на-
ружу или в общие помещения такой же
огнестойкости. При этом под конденсато-
рами должен быть устроен маслоприемник
на 20% общего количества их масла, уст-
роенный в соответствии с требованиями
ПУЭ. Количество масла в конденсаторах
при отсутствии более точных данных мо-
жет ориентировочно определяться исходя
из удельного содержания масла в них
0,7 кг/квар. в том числе свободной части,
которая может вытечь из конденсатора при
повреждении его корпуса — 0,4 кг/квар.
В помещении, где устанавливают кон-
денсаторы, должна поддерживаться темпе-
ратура, не выходящая за верхний и ниж-
ний пределы, допустимые для конденсато-
ров, указываемые в каталогах на различ-
ные их типы. Помещение конденсаторной
батареи должно иметь отдельную систему
вентиляции, естественную или искусствен-
ную.
При наружной установке конденсато-
ров необходимо соблюдение требований,
предъявляемых правилами и нормами к
установкам с маслонаполненным оборудо-
ванием. При этом устройство маслоприем-
ников под конденсаторами не требуется.
Рекомендуется под конденсаторными бата-
реями значительной мощности предусмат-
ривать слой гравийной засыпки.
Конструкция батарей с последователь-
но-параллельным соединением однофазных
конденсаторов (применяемом при напряже-
нии выше 10 кВ) определяется типом ис-
пользуемых конденсаторов и принятой схе-
мой батареи. Ее следует составлять из от-
дельных кассет, платформ с общей допол-
нительной изоляцией. Наибольшее число
Пп последовательно соединенных конденса-
торов на одной кассете определяется клас-
сом изоляции на корпус Им и номиналь-
ным напряжением одного конденсатора
При ^и = ^нк следует применять кон-
денсаторы с одним выводом, соединенным
с его корпусом, который соединяется и с не-
сущей их металлической конструкцией кас-

§ 2-109] Схемы управления высоковольтными выключателями 461
Рис. 2-274. Наружная установка конденса-
* * * торов".
Тидрвая кассета батареи 35 кВ на два по-
следовательных ряда конденсаторов, один
из выводов которых соединен с корпусом.
сеты (рис. 2-274). Это позволяет устанав-
ливать их по два последовательно соеди-
ненных конденсатора или ряда на одной
кассете.
Конденсаторы рекомендуется устанав-
ливать вертикально, изоляторами вверх
(до выпуска с высоко надежной гермети-
зацией корпуса) с расстоянием между бо-
ковыми стенками соседних конденсаторов
5С—150 мм не менее 0,6—0,8 ширины (уз-
кой стороны) его корпуса (бака). Присое-
динение выводов конденсаторов к ошинов-
ке батареи должно осуществляться гибки-
ми проводниками (во избежание возник-
новения усилий на выводах).
Кассеты устанавливаются на изолято-
рах. Для наружных установок применяют-
ся также подвесные изоляторы. Класс изо-
ляции кассет определяется номинальным
напряжением батареи.
М. УПРАВЛЕНИЕ ВЫСОКОВОЛЬТНЫМИ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ,
ПРЕДУПРЕЖДАЮЩАЯ И АВАРИЙНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
2-109. СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
ВЫСОКОВОЛЬТНЫМИ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ
Требования, предъявляемые к схемам
управления, перечисленные ниже, опреде-
ляются типом выключателя (масляный,
электромагнитный или воздушный) и ти-
пом привода (пружинный, электромагнит-
ный).
1. Командный импульс на включение
или отключение должен быть кратковре-
менным и автоматически сниматься после
завершения операции. Такое действие схе-
мы для масляных и электромагнитных вы-
ключателей обеспечивается блок-контакта-
ми привода выключателя, включенными в
цепи электромагнита отключения и проме-
жуточного контактора цепи включения вы-
ключателя. При питании электромагнита
отключения от предварительно заряженных
конденсаторов блок-контакты в цепь не
вводятся, так как исключена возможность
длительного обтекания его током опасной
величины. Для воздушных выключателей
предусматривается включение блок-контак-
тов привода в цепи электромагнитов от-
ключения и электромагнитов включения.
2. Должна быть предусмотрена блоки-
ровка от «прыгания», т. е. от многократно-
го включения выключателя на короткое за-
мыкание. В схемах с пружинными приво-
дами блокировка от «прыгания» осущест-
вляется блокированием цепи электродвига-
теля завода включающей пружины приво-
да переключателем ПБ (рис. 2-275).
В схемах управления масляных (элек-
тромагнитных) выключателей с электромаг-
нитными приводами на переменном опера-
тивном токе и воздушных выключателей
на постоянном оперативном токе преду-
сматривается релейная блокировка от мно-
гократных включений.
-220В
-1ШС
-220В
©ДОС
РУ
В
в
1Г"
АВ
ЛЗ
ЛИ
лс
6)
Рис. 2-275 Схема управления масляным
(электромагнитным) выключателем с пру-
жинным приводом.
а — цепи управления: б — цепи сигнализации по-
ложения. -- 1ШУ, ~ 2ШУ — шинки управления;
~~1ШС — шинка сигнализации;-— ШС — «темная»
шинка сигнализации; ЭОу ЭВ — электромагниты
отключения и включения выключателя;
АМР— электродвигатель завода включающей пру-
жины привода; В — блок-контакты выключателя;
БК — блок-контакты включающей пружины приво-
да; КУ — ключ управления; ПБ — блокировочный
переключатель; ЛЗ — лампа сигнализации поло-
жения «отключено»; Л К— лампа сигнализации
положения «включено»; ЛС — лампа сигнализации
«указатель не поднят»; «автомат отключен»;
АВ — автоматический выключатель и его блок,
контакт.

462
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
В схеме рис. 2-276 блокировка от мно-
гократных включений выключателя на ко-
роткое замыкание осуществляется проме-
жуточным реле 2РП. Это реле подтянуто
при отключенном выключателе и подготав-
ливает цепь его включения. При включении
В схему преду-
преждающеи ~^ЙЬ'
РПО сигнализации. "Т
I * ' ' I
Ц Защита, \—*
^380/?20В
А В С О
I, *» , 1
±§-ггов §-
кп. эв нп
-\<У
*%-
1РП 1РП
"II И-
V
Рис. 2-276. Схема управления масляным
(электромагнитным) выключателем с элек-
тромагнитным приводом на переменном
оперативном токе.
а — цепи включения; б — цепи отключения;
в — цепи электромагнита включения; КБ—
ЭО — блок-контакт электромагнита отключения;
]РП, 2РП — реле промежуточные; РФ — реле про-
межуточное двухпоаиционное фиксации включен-
ного положения выключателя; 1С, 2С — резисто-
ры; УЗ — зарядное устройство; БК — блок конден-
саторов; ВУ — выпрямитель для питания электро-
магнита включения; КП — промежуточный кон-
тактор. Остальные обозначения, э также выпол-
нение цепей сигнализации положения, как на
рис. 2-275.
выключателя оно обесточивается и шунти-
руется через свои размыкающие контакты
контактами ключа управления //СУ, дей-
ствующими на включение. Если при вклю-
чении выключателя произойдет отключение
его от защиты, то выключатель обратно не
включится, так как его цепь включения бу-
дет разомкнута контактом реле 2РП на
все время действия команды на включение.
В схеме рис. 2-277 бокировка от много-
кратных включений на короткое замыкание
осуществляется промежуточным реле РП1У
имеющим рабочую токовую обмотку и
удерживающую обмотку напряжения. Если
при включении выключателя произойдет
отключение его от защиты, то реле срабо-
тает и будет удерживаться обмоткой на-
пряжения через контакт ключа управления
/СУ, размыкая своим замыкающим контак-
том цепь включения выключателя на все
время действия команды на включение.
Рис. 2-277. Схема управления воздушным
выключателем на постоянном оперативном
токе.
4-Я/У, —ШУ — шинки управления; ЭВа, ЭВ^
ЭВС— электромагниты включения и их блок-кон-
такты соответственно фаз А, В и С; 30д, ЭО^
ЭОс— электромагниты отключения и их блок-
контакты соответственно фаз А, В и С; В а, В^
Вс — блок-контакты выключателя соответственно
фаз А, В, С; РПО, РПВ — реле контроля цепей
отключения и включения; РП1 — реле блокировки
от многократных включений на к.з.; РП2 — реле
ограничения длительности импульса на отключе-
ние; РПЗ — промежуточное реле контроля давле-
ния воздуха в выключателе; КМ — контакт мано-
метра, контролирующего давление воздуха в вы-
ключателе; #|—/?4 — резисторы; С — конденсатор;
КУ — ключ управления.
Сигнализация положения выключателя выполняет-
ся аналогично рис. 2-278.
В схемах управления масляных (элек-
тромагнитных) выключателей на постоян-
ном (выпрямленном) оперативном токе
блокировка от многократных включений
осуществляется блок-контактами электро-
магнита отключения (рис. 2-278).
Если при включении выключателя от
ключа управления /СУ произойдет отклю-
чение его от защиты, то при срабатывании
электромагнита отключения его замыкаю-
щий блок-контакт КБ-ЭО замкнется, а раз-
мыкающий разомкнётся. Вследствие этого
через контакты ключа КУ на электромаг-
нит отключения ЭО продолжает поступать
питание. Электромагнит ЭО, самоудержи-
ваясь, своим размыкающим контактом ра.
рывает цепь включения на все время дей-
ствия команды на включение.

§ 2-110] Схемы предупреждающей и аварийной сигнализации 463
9 0 0201 в1вгв
-шс (+)ШМ(+)ШС
I и
»н
Рис. 2-278. Схема управления масляным (электромагнитным) выключателем с электро-
магнитным приводом на постоянном (выпрямленном) оперативном токе.
а — цепи управления; б — цепи сигнализации положения; + ШУ, —ШУ — шинки управления; +ШС,
<—ШС — шинки сигнализации; ( + )ШС — «темная» шинка сигнализации; ( + )ШМ — шинка мигаю-
щего света; ЭО, ЭВ— электромагниты отключения и включения выключателя; РПО, РПВ— реле
контроля цепей отключения и включения; 1С, 2С—резисторы; КП — промежуточный контактор;
1РП, 2РП — промежуточные реле пульспары мигающего света; 1АВ—4АВ — автоматические выклю-
чатели; ЛЗ — лампа сигнализации положения «отключено»; Л К — лампа сигнализации положения
«включено»; КБ-ЭО — блок-контакты электромагнита отключения; КУ — ключ управления. Обозна-
чения для ключа КУ: Вх — предварительно включено; В2 — включить; В — включено; 0\ — предва-
рительно отключено; 02 — отключить; О — отключено.
3. При постоянном (выпрямленном)
оперативном токе должен предусматривать-
ся контроль цепи отключения и включения
для ответственных элементов (например,
линий электропередачи НО кВ и выше,
мощных трансформаторов связи) и выклю-
чателей, включающихся под действием ав-
томатики. Контроль осуществляется с по-
мощью реле положения выключателя РПО
и РПВ (рис. 2-278, а).
4. Если оператор не видит подвижных
частей выключателя, то должна быть пре-
дусмотрена сигнализация положения его
контактных частей. Также должна быть
предусмотрена сигнализация изменения по-
ложения контактных частей, выключателя
от действия устройств защиты и автома-
тики, отличная от сигнализации положения
при преднамеренных оперативных переклю-
чениях.
Для сигнализации положения выклю-
чателя используются лампы, включаемые
через контакты реле контроля цепей или
через блок-контакты выключателя. Для
сигнализации изменения положения кон-
тактных частей выключателя от действия
устройств защиты и автоматики в схемах
на переменном оперативном токе исполь-
зуются контакты указательных реле соот-
ветствующих устройстз (рис. 2-275), а
в схемах на постоянном (выпрямленном)
оперативном токе — мигание ламп сигна-
лизации положения (рис. 2-278,6).
В последнем случае схема строится на
принципе несоответствия между положени-
ем ключа управления («включено», «отклю-
чено») и положением контактных частей
выключателя («отключено», «включено»).
Лампы в положении несоответствия полу-
чают питание от специальной шинки мига-
ющего света (+) ШМ.
Для получения мигающего света ис-
пользуется пульс-пара из двух реле 1РП,
2РП. При несоответствии положения клю-
ча и выключателя на реле 1РП подается
напряжение через шинку (+) ШМ и соот-
ветствующую лампу сигнализации. Реле
1РП срабатывает и своим замыкающим
контактом подает «плюс» на шинку (+)
ШМ, вследствие чего сигнальная лампа
загорается. Одновременно реле 1РП дру-
гим контактом включает реле 2РПУ кото-
рое своим размыкающим контактом разры-
вает цепь катушки реле 1РП. Реле 1РП
отпадает с выдержкой времени и размы-
кает цепь сигнальной лампы и реле 2РП.
Сигнальная лампа гаснет, реле 2РП отпа-
дает с выдержкой времени и замыкает
цепь катушки 1РП. Схема возвращается
в исходное положение и весь цикл повто-
ряется сначала. Выдержки времени реле
должны быть подобраны так, чтобы мига-
ние лампы было заметно для глаза опе-
ратора.
2-110. СХЕМЫ ПРЕДУПРЕЖДАЮЩЕЙ
И АВАРИЙНОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ
Сигнализация аварийного отключения
выключателей. Аварийное отключение вы-
ключателей должно сопровождаться инди-
видуальным сигналом — световым (мига-
ние лампы сигнализация положения «от-
ключено»), применяемым в схемах на по-
стоянном (выпрямленном) оперативном
токе, либо с помощью указательного реле
в цепи аварийного сигнала, применяемого

464
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
в схемах на переменном оперативном токе,
и общим световым сигналом.
Схемы индивидуальных цепей аварий-
нон сигнализации приведены на рис. 2-279.
~№0
ШЗА
. « • » КЬ 'II I I I КУ I I I в с
птг °гтгтггз ттг-^
V
Рис. 2-279. Схемы индивидуальных цепей
аварийной сигнализации.
а—на переменном оперативном токе, выключа-
тель с ручным или пружинным приводом; 6 — то
же, выключатель с электромагнитным приводом;
в — на постоянном (выпрямленном) оперативном
токе, выключатель с электромагнитным приводом;
~1ШС, +ШС — шинка сигнализации; ШЗА — шин-
ка звукового аварийного сигнала; 1РУ, 2РУ—ре-
ле указательное; В — блок-контакт привода вы-
ключателя; БКА — блок-контакт аварийной сиг-
нализации привода выключателя; РФ — контакт
реле фиксации положения выключателя; С — ре-
зистор; КУ — ключ управления выключателем.
Обозначения для ключа КУ: В\ — предварительно
включено; В2 — включить; В — включено;
О) — предварительно отключено; 02 — отключить;
О — отключено.
Ручные и пружинные приводы имеют
аварийные блок-контакты, которые исполь-
зуются для сигнализации аварийного от-
ключения. При электромагнитных приводах
цепь сигнала аварийного отключения об-
разуется через размыкающий блок-контакт
выключателя и контакты ключа управле-
ния или реле фиксации положения выклю-
чателя, замкнутые в положении выключа-
теля «включено» (цепь несоответствия).
Сигналы подаются без выдержки времени.
Предупреждающая сигнализация. Пред-
назначена для оповещения обслуживающе-
го персонала о нарушениях нормального
режима работы отдельных частей установ-
ки, или установки в целом, требующих
принятия мер для их устранения (напри-
мер, перегрузка, работа газовой защиты и
повышение температуры масла трансфор-
маторов, нарушение изоляции и т. п.).
Индивидуальные цепи предупреждающей
сигнализации должны иметь указательные
реле, по которым могут быть определены
характер и место возникновения повреж-
дения. Сигналы подаются от реле, фикси-
рующих изменение нормального режима
(токовое реле перегрузки, газовое реле, кон-
тактный термометр, реле контроля изоля-
ции главных и оперативных цепей и др.)
с выдержкой времени. Выдержка времени
может быть индивидуальной (обычно в схе-
мах на постоянном оперативном токе) или
централизованной (в схемах на перемен-
ном оперативном токе). Схемы индивиду-
альных цепей предупреждающей сигнали-
зации приведены на рис. 2-280.
Для получения общего звукового сиг-
нала и вызова дежурного (для объектов
без постоянного дежурства персонала)
индивидуальные сигналы воздействуют на
схему центральной сигнализации объекта.
Центральная сигнализация выполня-
ется, как правило, с повторностью дейст-
вия, т. е. должна давать возможность по-
лучения следующего сигнала до исчезнове-
ния (снятия) сигнала на первичном реле
или до приведения в соответствие цепи
аварийного сигнала путем поворота ключа
управления или рукоятки привода в поло-
жение «отключено» (квитирования) в ин-
дивидуальных цепях.
Для обеспечения повторности действия
первичные импульсы должны быть кратко-
временными. Превращение длительных им-
пульсов в кратковременные (снятие первич-
ного сигнала) производится следующими
*ШС
1)
шзп
Р 1РУ
I А.
2РУ
! Л.
+*-
1РУ
2РУ
1 ЛЛ 1
РПО в \
44* +*
1АВ |
2АВ I
-и- |
^РП
¦ ¦¦ ¦ и о '"-, ,Л
+ШС
РТП
~1Г~
РВ
1РГ
ЗРУ
РВ
1С
-ШС
Л"
ШЗП
КУ *) КУ
00201 В^гВ ОО2О1 В1В2В0ПП 20
*-Н4Ю ож Жо оИ4-^С=>
|И ?1? Н1 |?т ""¦
Рис. 2-280. Схема индивидуальных цепей предупреждающей сигнализации.
а —- на переменном оперативном токе, неисправность цепей управления выключателя; б — то же,
работа первой ступени газовой защиты; в — на постоянном оперативном токе, перегрузка транс-
форматора; г — то же, неисправность цепей управления выключателя; ШЗП— шинка звукового пре-
дупреждающего сигнала; 1РУ—ЗРУ — реле указательное; В — блок-контакт привода выключателя;
1АВ% 2АВ — блок-контакты автоматов защиты оперативных цепей; РГ\ — контакт реле газовой за-
щиты; РВ — реле времени; РПВ — контакт реле положения выключателя; 1С, 2С — резисторы:
КУ — ключ управления выключателя (обозначения те же, что на р«с* 2-279Х*

§ 2-110] Схемы предупреждающей и аварийной сигнализации 465
*1ШС
~220&
~2ШС
Шинки,
сигнализации.
Реле контроля
питания
Шинка
и реле
аварийной
сигнализации.
Шинка,
и реле
предупреж-
дающей,
сигнализации
Выходное
реле
центральной
сигнализации
Гудок
Лампа
аварийной
сигнализации
Лампа
предупреждающей
сигнализации
Контроль питания
„Темная" игинка
сигнализации
\нА6арийное
отключение'
\пНеисправ-
1 ность на
п/ст.п
5=^
т
8 пункт приема сигнала.
Рис. 2-281. Схема центральной сигнализации с повторностью
действия на переменном оперативном токе.
способами: для схем на переменном опера-
тивном токе путем разрыва цепей первич-
ных сигналов контактами указательных ре-
ле (рис. 2-279, 2-280) после приема сигна-
ла с 1. мошыо реле 1РП, 2РП и фиксации
его с помощью двухпозиционного реле РП
(рис. 2^281).; для схем на постоянном (вы-
прямленном) оперативном токе (рис. 2-282)
с помощью реле импульсной сигнализации
РИС-Э2М, являющимся трансформаторным
поляризованным реле, реагирующим на
изменение протекающего через него тока.
Во избежание ложного срабатывания реле
от пульсаций выпрямленного тока в него
дополнительно встраиваются конденсаторы
С\ и С2 (рис. 2-283). Кратковременный им-
пульс закрепляется в цепи звукового сиг-
нала до снятия его вручную или авто-
матически. Снятие звукового сигнала в
схеме рис. 2-281 осуществляется повтор-
ной подачей напряжения на обмотку двух-
позиционного реле кнопкой съема сигна-
ла КС.
+ ШС ШЗА
I
-ггод
1РУ
рв
I—о о
КС
о—
шзп
2РУ
<+)ШС
-шс
РИС
К>л
К)1
Рв
п-
о, "с~ТГ '»
Шин ни,
сигнализации
Цепь
сигнала
„аварийное п
отключение
Цепь
Сигнала
я*еис праб-оспц}
Ла^па
, у*азал*елл
Суде*
Рис. 2--282. Схема центральной сигнализа-
ции с повторностью действия на постоян-
ном (выпрямленном) оперативном токе.
80-478

466
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Снятие звукового сигнала в схеме
рис. 2-282 производится подачей тока об-
ратного направления на катушку поляри-
зованного реле РИС-Э2М кнопкой съема
сигнала КС.
При отсутствии постоянного дежурно-
го персонала нет смысла в получении све-
тового и звукового сигнала в схеме цент-
ральной сигнализации. Поэтому переклю-
чателем ПС отключают сирену Гуд и сни-
мают питание с «темной» шинки (+) ШС,
~ШСУ к которой подключены все сигналь-
ные лампы. При этом, однако, все сигналы
будут зафиксированы в индивидуальных
Рис. 2-283. Схема реле импульсной сигна-
лизации РИС-Э2М для применения на вы-
прямленном оперативном токе.
Тр — промежуточный траксформгт-^; Р — поляри-
зованное реле; Ти Т2 — триоды; С] — конденсатор
МБГО, 160 В, 2 ккФ; С> — конделсатор
КЭ-2-50-50М, 50 мкФ.
К пункту лгред&ш
А
I №
«
кШ
0, ВС \В
¦Но о4~-
? I
2РП
лс
г
^, 1РП
\\1\\\—
Си,ггал
„аВ&ри&.чсэ
отключение п
включателя
Сигнал
„неиспра!!кйзпь
напоВстснци.и.'
Лампа,
напоминания
ЗЗснок
Ьатаоея
Рис. 2-284. Схема передачи двух вызывных
сигналов на переменном оперативном токе.
цепях. При переводе переключателя ПС в
положение «включено» (В) подается зву-
ковой сигнал, который квитируется кноп-
кой съема сигнала /СС, и загораются сиг-
нальные лампы.
Вызов дежурного осуществляется пу-
тем подачи одного общего или двух (об-
щий аварийный и общий предупреждаю-
щий) сигналов в пункт, где постоянно на-
ходится дежурный (на квартиру дежурно-
го на дому, в диспетчерский пункт и т. п.).
Схема передачи двух вызывных сигналов
для объектов с переменным оперативным
током приведена на рис. 2-284.
Схема имеет автономный источник пи-
тания в виде 3 батарей для карманного
фонаря, соединенных последовательно, что
обеспечивает вызов персонала при полном
обесточении контролируемого объекта.
Действие защиты и автоматики сопро-
вождается выпадением флажка соответст-
вующего указательного реле. Поскольку
подъем флажка производится вручную, на
каждой панели или камере комплектного
распределительного устройства должна
быть установлена сигнальная лампа, напо-
минающая дежурному о необходимости
поднять флажок указательного реле, так
как в противном случае при повторном сра-
батывании защиты или автоматики возмож-
на неправильная ориентация персонала.
Пример включения лампы сигнала «указа-
тель не поднят» приведен на рис. 2-282.
2-Ш. ЭЛЕМЕНТЫ СХЕМ УПРАВЛЕНИЯ
ВЫСОКОВОЛЬТНЫМИ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ И СХЕМ
ПРЕДУПРЕЖДАЮЩЕЙ
И АВАРИЙКОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ
Для дистанционного управления при-
меняются ключи типов ПМОВ, ПМОФ за-
вода «Электропульт» или типа УП. Выбор
типа ключа производится в зависимости от
принятой схемы управления и необходимой
диаграммы работы.
Лампы сигнализации принимаются ти-
па АС-220 с зеленой линзой для сигнализа-
ции отключенного положения, красной —
для сигнализации включенного положения
и белой — для сигнала «указатель не под-
нят».
Реле положения (РПО, РПВ) выбира-
ются из промежуточных реле типов РП-23,
РП-25, РП-256 — в зависимости от рода
оперативного тока и необходимости вы-
держки времени.
При включении последовательно с ре-
ле добавочного сопротивления напряжение
на реле должно быть не ниже напряжения
надежного срабатывания (70% номиналь-
ного напряжения реле). При постоянном
(выпрямленном) оперативном токе напря-
жением 220 В это условие выполняется при
величине сопротивления 1 000 Ом для реле
с номинальным напряжением 220 В.

§ 2-112] Указания по конструктивному выполнению РУ и подстанций 467
При переменном оперативном токе на-
пряжением 220 В реле принимается на на-
пряжение 127 Вив цепь его включаются
два сопротивления величиной 2 200 и 680 Ом.
Сопротивление 680 Ом шунтируется размы-
кающим контактом реле и вводится в цепь
катушки после его включения. Такое дейст-
вие схемы необходимо в связи с тем, что ток
катушки реле при отпущенном якоре боль-
ше, чем при подтянутом.
В схеме сигнализации с реле РИС-Э2М
сопротивления в индивидуальных цепях
первичных сигналов выбираются так, чтобы
при включении каждого сопротивления ток
увеличивался на 0,05 А. При напряжении
220 В величина сопротивления равна
3 000 Ом. Сопротивления рассчитываются на
длительную работу.
Резисторы /С, 2С в схеме центральной
сигнализации на переменном оперативном
токе выбираются таким образом, чтобы соз-
дать в цепи первичного сигнала ток, доста-
точный для надежного срабатывания указа-
тельных реле. При напряжении 220 В ука-
зательные реле выбираются на ток 0,15 А
2-112. УКАЗАНИЯ
ПО КОНСТРУКТИВНОМУ
ВЫПОЛНЕНИЮ РУ И ПОДСТАНЦИЙ
Конструкция РУ и подстанций должна
обеспечить:
безопасное обслуживание оборудования
в нормальном режиме работы электроуста-
новки, удобное наблюдение за указателями
положения выключателей, ножами разъеди-
нителей, уровнем масла в трансформаторах
и аппаратах, термометрами и газовыми ре-
ле, удобный отбор проб масла, а также
удобное и безопасное оперирование приво-
дами выключателей, разъединителей и т. п.;
безопасный осмотр, смену и ремонт то-
коведущих частей аппаратов и конструкций
любой цепи при снятом с нее напряжении
без нарушения нормальной работы соседних
цепей, секций или систем шин, находящихся
под напряжением;
необходимую прочность опорных конст-
рукций электрооборудования, порталов гиб-
кой ошиновки и несущих конструкций же-
сткой ошиновки исходя из эксплуатацион-
ных, монтажных нагрузок и нагрузок, воз-
никающих в аварийном режиме работы эле-
ктроустановки;
ограничение аварии пределами данного
присоединения;
минимальный расход силовых и кон-
трольных кабелей;
локализацию и быструю ликвидацию по-
жара в кабельных помещениях подстанции;
единообразие фазировки во всех цепях
РУ;
й величина сопротивления составляет
300 Ом.
Для фиксации включенного положения
выключателя (рис. 2-276) и в качестве вы-
ходного реле в схеме центральной сигнали-
зации на переменном оперативном токе (рис.
2-281) применяется двухпозиционное про-
межуточное реле типа РП-9.
Питание оперативным током цепей уп-
равления одного присоединения должно про-
изводиться через отдельные автоматы или
предохранители, а цепей сигнализации — от
общей магистрали, защищенной автомата-
ми или предохранителями. Установка авто-
матов является предпочтительной при усло-
вии обеспечения селективности их действия
при последовательном включении.
Для защиты цепей управления, сигнали-
зации и электромагнитов включения с пот-
ребляемым током до 150 А применяются ав-
томаты АП-50 с блок-контактами, использу-
емыми для сигнализации их отключения.
Для защиты цепей электромагнитов включе-
ния с потребляемым током больше 150 А
применяются предохранители.
монтаж оборудования и ошиновки под-
станции крупными блоками.
Для доставки трансформаторов и проче-
го оборудования на подстанцию предусмат-
ривается подъездная автомобильная дорога
в одну полосу движения, рассчитываемая на
провоз устанавливаемых трансформаторов.
Подъездные железнодорожные пути допус-
каются только к подстанциям ПО кВ и вы-
ше при наличии близкорасположенных внут-
ризаводских железнодорожных путей. На
территории открытых РУ, вдоль выключа-
телей, также рекомендуется предусматри-
вать автомобильную дорогу, связанную с
подъездной дорогой подстанции. При недо-
статке места для площадки подстанции это
требование необязательно. Для обслужива-
ющего персонала подстанции на территории
открытого РУ и на подходах к зданию за-
крытой части подстанции предусматрива-
ются ходовые дорожки шириной не менее
0,8 м с улучшенным покрытием. С этой
целью могут быть использованы также пе-
рекрытия кабельных каналов.
При отсутствии близкорасположенного
трансформаторного масляного хозяйства
(ТМХ) и достаточно хороших дорог меж-
ду ним и подстанцией на ее территории пре-
дусматривается грузоподъемное устройст-
во — стационарное или инвентарное — для
ревизии и ремонта трансформаторов с мас-
сой выемной или съемной части 25 т и выше.
Инвентарное устройство выполняется
грузоподъемностью 25 и 63 тс. По сравне-
нию со стационарным это устройство более
экономично, так как обслуживает целый
ряд подстанций, на территории которых
Н. РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА (РУ) И ПОДСТАНЦИИ
<**

468
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
для его установки предусматриваются толь-
ко соответствующие фундаменты. Трансфор-
маторные башни применяются на подстан-
циях с централизованным ремонтом. При
наличии грузоподъемных устройств, между
ними и фундаментами трансформаторов
предусматриваются железнодорожные пути
и анкеры для крепления блоков. Трансфор-
маторы перемещаются по этим путям на
собственных катках.
Размещения подстанций и РУ в затоп-
ляемых зонах следует избегать. При необхо-
димости сооружения их в указанных зонах
должны быть приняты меры против затопле-
ния (подсыпка, обвалование).
Планировка площадки подстанции вы-
полняется с уклоном для отвода ливневых
вод РУ и подстанции до 10 кВ включитель-
но обычно выполняются закрытого типа.
При нормальной окружающей среде транс-
форматоры с высшим напряжением 35 кВ и
более рекомендуется устанавливать на от-
крытом воздухе. При окружающей среде,
вредно действующей на оборудование, под-
станции 35 кВ выполняются закрытого ти-
па, а ПО кВ и выше — открытыми с усилен-
ной изоляцией или закрытыми. Все закры-
тые подстанции при наличии загрязненности
наружной атмосферы оборудуются систе-
мами вентиляции.
В районах с температурой ниже —25°С
в открытых и в неотапливаемых закрытых
РУ предусматривается подогрев масла в
масляных выключателях и подогрев меха-
низмов приводов масляных и воздушных вы-
ключателей, блоков клапанов воздушных
выключателей и их агрегатных шкафов.
Территория подстанции должна быть
ограждена внешним забором. При наличии
на территории подстанции помимо откры-
того РУ вспомогательных сооружений, на-
пример, открытого склада масла, грузоподъ-
емного устройства для ревизии трансфор-
маторов, территория вспомогательных соо-
ружений отделяется от территории открыто-
го РУ внутренним забором высотой 1,5 м,
сплошным, сетчатым или решетчатым. Забо-
ры могут не предусматриваться для закры-
тых подстанций, расположенных на охраня-
емой территории промпредприятий, на тер-
ритории городов и поселков, а также для
столбовых подстанций. Сетчатые и смешан-
Таблица 2-171
Маслосборные устройства для масляных трансформаторов
и маслонаполненной аппаратуры (ПУЭ-66)
Камеры на первом эта-
же с выходом наружу
(в том числе на при-
строенных и встроенных
подстанциях)
До
600 кг
масла
Не
вы
пол-
няют-
ся
Свыше 600 кг
масла
Порог или
пандус из не-
сгораемого ма-
териала в двер-
ном проеме ка-
меры, рассчи-
танный на удер-
жание 20% ма-
сла трансфор-
матора или ап-
парата
1 Камеры над подвалом, на 2-м этаже и выше, а также камеры
с выходом в цех или во взрывной коридор
До
60 кг
масла
Не
вы-
пол-
няют-
ся
Свыше 60—600 кг
масла
Приямок, по-
рог или пандус,
рассчитанный
на удержание
полного объе-
ма масла (за
исключением
внутрицеховых
подстанций)
1 Более 600 кг масла (а также на всех внут-
1 рицеховых подстанциях, включая КТП, неза-
висимо от количества масла)
1-й вариант
Бетонированный
| маслоприемник
объемом ' не менее
20% полного объе-
ма масла в аппа-
рате или трансфор-
маторе с отводом
масла в дренаж-
ную систему. Диа-
метры маслоотвод-
ных труб от мас-
лоприемника: под
трансформато-
ром — не менее
диаметра аварий-
ного вентиля по-
следнего, но не ме-
нее 10 см; под ап-
паратом — не ме-
нее 10 см. Труба
со стороны масло-
приемника защи-
щается сеткой
2-й вариант
Бетонированный
маслоприемник на
полный объем масла
без отвода его. Пере-
крывается решеткой
со слоем промытого
гравия 25 см; уровень
масла должен быть
на 5 см ниже решет-
ки. Верхний уровень
гравия в маслопри-
емнике должен быть
на 7,5 см ниже отвер-
стий воздухоподводя-
щего вентиляционно-
го канала. Площадь
маслоприемника дол-
жна быть не менее
площади основания
трансформатора или
аппарата. Дно масло-
приемника должно
иметь уклон 2% в
сторону приямка раз-
мером 200Х200Х
Х200 мм для откачки
масла насосом

§ 2-113] Требования к зданиям, помещениям и конструкциям подстанций 469
ные ограждения токоведущпх частей и эле-
ктрооборудования должны иметь высоту
для ОРУ и открыто установленных транс-
форматоров 2 м, а для ЗРУ—1,7 м; сетка
должна иметь ячейки размером не более
25X25 мм.
Для установки масляных выключате-
лей в помещении РУ применяются открытые
камеры и закрытые взрывные камеры. Вы-
бираются следующие типы камеры для вы-
ключателей в зависимости от объема масла
в нем:
Выбор маслосборных устройств для
масляных трансформаторов и маслон а пол-
ненной аппаратуры производится согласно
табл. 2-171.
В открытых установках под маслона-
полненными аппаратами и трансформатора-
ми с количеством масла более 1 000 кг в еди-
нице и баковыми выключателями на 110 кВ
и выше предусматривается гравийная засып-
ка толщиной слоя не менее 25 см. Засыпка
выполняется выше поверхности планировки,
выступая за габарит оборудования не менее
чем на 0,6 м при количестве масла 1 0СГ—
2 000 кг и на 1 м при количестве масла бо-
лее 2 000 кг Отвод масла из-под гравия,
осуществляется на безопасное в пожарном
отношении расстояние от сооружений и обо-
рудования. Отходы в стоки масла, имеющие
место при эксплуатации трансформаторов,
выключателей, складов масла и т. п., сливать
в систему отвода ливневых вод, овраг и ре-
ку запрещается. Гравийная засыпка долж-
на быть ограничена бортовым камнем.
2-113. ТРЕБОВАНИЯ К ЗДАНИЯМ,
ПОМЕЩЕНИЯМ И КОНСТРУКЦИЯМ
ПОДСТАНЦИЙ
ЗАКРЫТЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Не допускается размещать помещения
трансформаторов и РУ подстанций под и
над помещениями, в которых длительно мо-
жет находиться более 50 чел., а также под
помещениями производств с мокрым техно-
логическим процессом, под душевыми, убор-
ными и т. п., если не приняты специальные
меры, предотвращающие попадание влаги в
помещения РУ и трансформаторов (пере-
крытие из монолитного бетона, надежная
гидроизоляция).
Помещения закрытых РУ до 1 000 В и
выше, как правило, должны размещаться в
отдельных помещениях, если оба РУ не на-
ходятся в эксплуатации одной организации
и обслуживающий персонал по своей ква-
лификации не допущен к работам в РУ вы-
ше 1 кВ. Часть РУ, находящаяся в ведении
энергоснабжающей организации, отделяется
перегородкой или металлической сеткой с
дверью, запираемой на замок. Указанное
требование не относится к комплектным под-
станциям.
Выходы из РУ выполняются наружу
или в другое помещение с несгораемыми
стенами и перекрытиями, не содержащее по-
жаро- и взрывоопасных материалов, аппара-
тов и производств, а также в другие отсеки
РУ, отделенные от данного несгораемой или
трудносгораемой дверью, с пределом огне-
стойкости не менее 0,75 ч.
При наличии баковых масляных выклю-
чателей, установленных в закрытых взрыв-
ных камерах, выходы из них предусматри-
ваются во взрывной коридор при невозмож-
ности выполнить их непосредственно нару-
жу. В РУ, оборудованных маломасляными
выключателями с общим количеством масла
в одном выключателе менее 60 кг, взрывные
коридоры не предусматриваются. Протя-
женные взрывные коридоры делятся несго-
раемыми перегородками на отсеки длиной
не более 60 м.
Двери из РУ должны открываться в на-
правлении других помещений или наружу и
иметь самозапирающиеся замки, открывае-
мые без ключа с внутренней стороны поме-
щения. Двери между двумя отсеками РУ
должны открываться в обе стороны и не
иметь самозапирающихся замков. Двери ка-
мер с маслонаполиенным оборудованием при
количестве масла более 60 кг в единице дол-
жны быть трудносгораемыми с пределом ог-
нестойкости не менее 0,75 ч, если они выхо-
Выключатели без масла, малообъ-
емные масляные выключатели горш-
кового типа и баковые выключатели
с количеством масла до 25 кг
Выключатели баковые с количест-
вом масла, кг:
25—60
В открытых камерах
свыше 60
Для выключателей, выбранных с
20%-ным запасом по отключаемой
мощности — в открытых камерах.
При отсутствии запаса отключаемой
мощности — в отдельных взрывных
камерах с выходом наружу или во
взрывной коридор
В отдельных взрывных камерах с
выходом наружу или во взрывной
коридор

470
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
дят в помещения, не относящиеся к данной
подстанции, а также если они находятся
между отсеками взрывных коридоров и от-
секами РУ. В остальных случаях двери мо-
гут быть сгораемыми Оконные переплеты
помещений РУ и подстанций могут быть
сгораемыми. Окна в помещении РУ долж-
ны быгь неоткрызающимися. Окна первого
этажа защищают сетками с размером ячеек
25X25 мм. Помещения РУ и подстанций мо-
гут быть без окон. На неохраняемых терри-
ториях это требование обязательно. Устрой-
ство световых фонарей не допускается.
Полы помещений РУ по всей площади
каждого этажа выполняются на одной от-
метке Конструкция полов должна исклю-
чать возможность образования цементной
пыли. Уровень пола в помещениях 1-го эта-
жа должен быть выше нулевой отметки
(а в затопляемых зонах — выше уровня на-
ибольшего затопления) не менее чем на
0,2 м. Устройство порогов в дверях не до-
пускается.
В помещениях подстанции с постоян-
ным обслуживанием должна поддерживать-
ся температура -Н6°С. Коридоры обслу-
живания открытых камер РУ с оборудова-
нием, залитым маслом или компаундом, и
взрывные коридоры РУ обооудуются ава-
рийной вытяжной вентиляцией, включаемой
извне и не связанной с другими вентиляци-
онными устройствами, рассчитываемой на
пятикратный обмен воздуха в час.
Каждый из масляных трансформаторов
устанавливается в отдельной, изолированной
от других помещений закрытой камере, рас-
положенной на 1-ом этаже и имеющей вы-
ход наружу или в помещение с огнестойким
полом, стенами и перекрытием, не содержа-
щее пожаро- и взрывоопасных веществ, ап-
паратов и производств Камеры трансфор-
маторов по пожарной опасности относятся
к категории В и должны иметь I и II сте-
пень огнестойкости. Выкатка трансформато-
ров во внутренние проезды шириной менее
5 м не допускается. Установка масляных
трансформаторов на втором эгаже и ниже
уровня пола первого этажа на 1 м в неза-
топляемых зонах допускается при условии
обеспечения транспортировки трансформа-
торов и удаления масла при аварии. При
необходимости установки трансформаторов
выше второго этажа или на глубине боль-
ше 1 м трансформаторы должны быть с не-
горючим заполнением или сухими.
Ворота или двери камер трансформато-
ров должны быть трудносгораемыми с пре-
делом огнестойкости не менее 0,75 ч — для
отдел ьностоящих подстанций и 1 ч — для
внутрицеховых подстанций. Ворота должны
выполняться двустворчатыми, открывающи-
мися наружу на угол 180° и при ширине
створки ворот более 1,5 м снабжаться ка-
литкой.
Расстояние по горизонтали от дг.ерного
проема камеры встроенной или пристроен-
ной подстанции до проема ближайшего ок-
на или двери цеха должно быть не менее
1 м. Если над дверью, воротами или выход-
ным вентиляционным отверстием трансфор-
маторной камеры имеется окно, под ним, по
всей ширине камеры, предусматривается не-
сгораемый козырек с вылетом 0,7 м.
Полы камер трансформаторов выполня-
ются с уклоном 2° в сторону маслоприемни-
ка, внутренние поверхности которого следу-
ет зажелезнить, а металлические колонны и
балки в камере трансформатора обетонить.
В камерах трансформаторов разреша-
ется устанавливать относящиеся к ним ап-
параты: отделители, короткозамыкатели,
разъединители, выключатели нагрузки и т. п.
Вентиляция камер трансформаторов
должна обеспечить отвод выделяемого ими
тепла и выполняться таким образом, чтобы
разность температур воздуха, выходящего
из помещения и входящего в него, не пре-
восходила 15 °С при нагрузке, соответству-
ющей номинальной мощности трансформа-
тора. При невозможности обеспечить тепло-
обмен естественной вентиляцией, необходи-
мо предусмотреть искусственную. Вентиля-
ционная система камеры трансформатора не
должна быть связана с другими вентиляци-
онными системами. Стенки вентиляционных
каналов и шахт должны быть несгораемыми.
Вентиляционные шахты и проемы должйы
быть расположены или выполнены так. что-
бы при образовании в них влаги она не мог-
ла стекать на трансформаторы и оборудова-
ние.
В камерах трансформаторов кровельное
покрытие должно быть утеплено и иметь
надежную гидроизоляцию.
к ВЛ ПОкВ
Рис. 2-285. Подстанция 110/6—10 кВ с транс-
форматорами мощностью 25—63 МВ-А.
а — схема заполнения; б — план; в — разрез;
/ — трансформатор ТРДН-25000-40000/110-67,
ТРДЦН-6300Э/110-67; 2 — разъединитель
РНДЗ-2-110 6^0; 6" — отделитель ОД-ПОм/630 на от-
ключение; 4— отделитель ОД-ПОм/630 на вклю-
чение; 5 —отделитель ОДЗ-2-1 Юм/630; 6 — корот-
козамыкатель К3-110м; 7 — разрядник РВС-И0 заз.:
5 — зазе-илитель ЗОН-ИОмП; 9 — разрядник
РБС-35+РВС-15; 10 — линейный портал;
// — трансформаторный портал: 12 — ремонтная
пло:дадка с фундаментами под инвентарное
устройство грузоподъемностью 42 тс для реви-
зии трансформаторов; 13— закрытая часть под-
станции; 14—КРУ 2-6-10Э,

§ 2-113] Требования к зданиям, помещениям и конструкциям подстанций
471
12000

Д1-» ' 0РУ55кВ Ц\ Д4-"
1рТИгЛ-сг'^-|
«тСВ» (>д
^-у . 4 '
«тт«
« сз »-
'ГПП'
н>Н|,
1
- 1
«'-<'г<У -о •
«•>
Камеры бетонных токоотраничивающих уходящего воздуха для реакторов с классом
реакторов должны быть обеспечены соот- изоляции А по нагревостойкости не должна
ветствующеи вентиляцией для отвода выде- превышать +45 °С, а разность температур
ляемого реакторами тепла. Темкература уходящего и приточного воздуха не додж-

§ 2-113] Требования к зданиям, помещениям и конструкциям подстанций 473
Рис. 2-286. Подстанция 110/35/6—10 кВ с двумя трансформаторами до 40 МВ»А с од-
ним выключателем в перемычке.
а — схема подстанции; 6 — план; в— разрез; / — трансформатор трехфазный трехобмоточный
ТДТН 16000-40000/110/35/6—10 кВ; 2 — выключатель — ВМК-П0; 3 — отделитель ОД-110 м; 4 — корот-
козамыкатель КЗ-110 м; 5 — разъединитель РЛНД-16-ПО/600; 6 — разъединитель РЛНД-2-110/600;
7 — трансформатор тока ТФНД-ПОм, 600—300 А; 8 — трансформатор напряжения НК.Ф-1Ю; 9— раз-
рядник РВМГ-110:*5 (РВС-110); 10— конденсатор связи СМР-11С/ V 3; 11— заградитель высокочастот-
ный РЗ-600-0,25; /^ — разрядник РВС-35; 13—разрядник РВП-10; 14 — заземлитель однополюсный
ЗОН-ПОм; 15 — разрядник РВ-25 + РВС-15; 16 — однопортальное ОРУ 35 кВ с выключателями
ВМК-35А; 17 — опора шинная; 18—совмещенный портал для ревизии трансформатора; 19 — кабель-
ные лотки; 20 — КРУ Ь—10 кВ наружной установки серии К-ХШ; 21 — релейный шкаф; 22 — сборка
зажимов; 23 — маслоуловитель; 24 — здание коммутатора связи и обслуживающего персонала;
25 — компрессорная установка; 26—место для установки реакторов; 27 —- место для установки
ЗРОМ 35 кВ.
на превышать 20 °С. Исходя из этого ори-
ентировочное количество воздуха должно
быть равно 3—5 м3/мнн на 1 кВт потерь ак-
тивной мощности. Бетонные токоогранпчи-
вающие реакторы 6—10 кВ серий РБА от
1 500 до 4 000 А, РБАС 2(1 000—3 000) А и
РБАСМ на токи 2X2 000 и 2X2 500 А дол-
жны быть обеспечены принудительной вен-
тиляцией с подачей охлаждающего воздуха
снизу через отверстие з центре фундамента
реактора. Реакторы с малыми потерями ти-
пов РБАМ и РБСАМ (за исключением
РБАСМ на 2X2 000 и 2X2 500 А) могут ра-
ботать без принудительного охлаждения,
так как они обеспечены общеобменной вен-
тиляцией помещения посредством жал юз ий-

474
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
ных решеток в воротах и стенах реакторной
камеры. Реакторы каждой секции РУ при
необходимости обеспечения их принудитель-
ной системой вентиляции должны быть обо-
рудованы отдельным вентиляционным агре-
гатом, обслуживающим только эти реак-
торы.
Фундаменты под реакторы на участке
выше отметки чистого пола выполняются
неармированными во избежание потерь
мощности от индукционного нагрева арма-
туры Из тех же соображений расстояние от
реактора до армированных перегородок и
металлических конструкций должны быть
не меньше расстояний, указанных в катало-
гах на реакторы. Дверь камеры должна
открываться наружу или в соседнее с ней
помещение и иметь самозапирающийся за-
мок, открываемый изнутри камеры без
ключа.
При компоновке подстанции необходи-
мо учитывать действующие строительные
стандарты и размеры типовых элементов
здания Габаритные размеры здания под-
станции должны быть выбраны с учетом
действующего строительного модуля.
Для облегчения и ускорения монтаж-
ных оабот в задании на строительную
часть подстанции необходимо предусмот-
рен, закладные металлические элементы в
полах, колоннах, балках и стенах здания
подстанции для приварки к ним электро-
технических конструкций и сетчатых ограж-
дений
Открытые подстанции. Наиболее рас-
пространенной компоновкой открытых рас-
пределительных устройств на подстанциях
является компоновка с расположением обо-
рудования в одной плоскости, когда аппа-
раты размещаются на нулевой отметке или
на небольшой высоте, обеспечивающей без-
опасность обслуживания.
Конструкции для установки аппаратов
и ошиновки выполняются из сборного желе-
зобетона или металла.
При компоновке подстанций необходи-
мо учитывать-
направления подходящих к подстанции
воздушных и кабельных линий;
расположение подъездных дорог к под-
станции и возможности доставки по ним
тяжеловесного оборудования;
климатические условия, рельеф и геоло-
гию местности;
состояние окружающей среды (степень
ее загрязнения).
В случае отсутствия возможности поль-
зоваться централизованным трансформатор-
но-масляным хозяйством для ревизии трачс-
формлгоров па подстанции предусматрива-
ется фундамент для установки инвентарно-
го подъемного устройства соответствующей
грузоподъемности. Размещение оборудова-
ния л внутриплощадочных дорог на под-
станции должно обеспечивать возможность
подъезда автокранов, телескопических вы-
шек и других механизмов, используемых при
монтаже.
На подстанциях питающих потребите-
лей I и II категорий кабельные каналы к
аппаратам 1-й и 2-й секций следует выпол-
нять раздельными.
На рис. 2-285 представлена типовая
подстанция 110/6—10 кВ по схеме мостика
с отделителями в цепях линий и двумя от-
делителями в перемычке, разработанная
ГПИ Электропроект. На подстанции уста-
навливаются два трансформатора от 25 до
63 МВ-А с расщепленной обмоткой 6—
10 кВ. Распределительное устройство 6—
10 кВ состоит из четырех секи ни со шка-
фами КРУ-2-10Э
Подстанция 110/35/6—10 кВ с двумя
трансформаторами до 40 МВ-А с одним
выключателем в перемычке, разработанная
институтом Энергосетьпроект. представ-
лена на рис. 2-286.
Со стороны 110 кВ принята схема мо-
стика с отделителями в цепях линий и
трансформаторов с одним выключателем в
перемычке.
Необходимость установки реакторов и
катушек, их число и параметры выявляются
при проектировании.
2-114. НАИМЕНЬШЕЕ ДОПУСТИМОЕ ПРИБЛИЖЕНИЕ ПОДСТАНЦИЙ
К ЗДАНИЯМ (ПУЭ, 1966 г.)
Таблица 2-172
Наименьшее допустимое приближение подстанций
к зданиям, м, по условиям пожарной безопасности
Разрывы
Размеры, м, при степени огнестойкости
соседнего здания
I и II
III
IV и V
Закрытые подстанции
Наименьшие разрывы между зданием за-
крытой подстанции и производственными
зданиями (сооружениями), жилыми и об-
щественными зданиями в зависимости от
наличия в стене подстанции, обращенной к
соседнему зданию дверей из помещений с
маслонаполненным оборудованием:
при наличии дверей
при отсутствии дверей
9
5
10
б

§ 2-114] Наименьшее допустимое приближение подстанций 475
Продолжение табл. 2-172
Разрывы
Открытые подстанции
Наименьшие разрывы между маслонапол-
ненным оборудованием открытой подстан-
ции до зданий с производствами категорий
В, Г, Д на территории промышленного
предприятия и до вспомогательных соору-
жений подстанций (склад масла, мастер-
ская), а также до жилых и общественных
зданий
Размеры, м, при степени огнестойкости
соседнего здания
I и II | III | IV и V
16
20
24
Таблица 2-173
Наименьшее допустимое приближение трансформаторов
к обслуживаемым ими зданиям ;. производствами
категорий Г и Д (по рис. 2-287)
Расстояние от
кожуха транс-
форматора до
стены здания
в свету
Менее 5 м (но
не менее 0,8 м)
5—Юм
Более 10 м
Требования к частям здания на участке против трансформатора
при степени огнестойкости здания
I, II и III
Окна и двери на высоте до уровня крьтшки трансфор-
матора не допускаются. От уровня крышки трансформа-
тора и выше на 8 м для трансформаторов мощностью до
1 600 кВ А и на 10 м — для трансформаторов мощно-
стью более 1600 кВ-А допускаются неоткрывающиеся
окна с заполнением армированным стеклом или стекло-
блоками, с несгораемыми рамами, с пределом огнестой-
кости 0,25 ч, а также несгораемые или трудносгораемые
двери с пределом огнестойкости не менее 0,75 ч
Еще выше допускаются окна, открывающиеся внутрь |
здания с проемами, снабженными снаружи металличес-
кими сетками с ячейками не менее 25X25 мм
На высоте от уровня крышки трансформатора и выше
на 8 м — для трансформаторов мощностью до
1600 кВ«А и на 10 м — для трансформаторов мощно-
стью более 1 600 кВ А допускаются неоткрывающиеся
окна с заполнением армированным стеклом или стекло-
| блоками, несгораемыми рамами с пределом огнестой-
кости не менее 0,25 ч Выше допускаются окна, откры-
вающиеся внутрь здания, с проемами, снабженными сна-
ружи металлическими сетками с ячейками не менее
25X25 мм
На любой высоте допускаются несгораемые и трудно-
сгораемые двери с пределом огнестойкости не менее
0,75 ч
Специальных требований не предъявляется.
IV и V
Стена долж-
ка быть выпол-
нена как бранд-
мауэр, который
при сгораемой
кровле должен
возвышаться
над ней на 0,7 м
То же
Примечания: 1. Под расстоянием от кожуха трансформатора понимается расстояние от
наиболее выступающих частей трансформатора, расположенных на высоте менее 1,9 м от нулевой
отметки.
2. Длина участка стены здания против трансформатора считается равной его максимальному
габариту по горизонтали в направлении, параллельном стене здания плюс по 2 м справа и сле-
ва от него при мощности последнего 1 600 кВ-А и более и по 1,5 м с каждой стороны трансфор-
матора — при меньшей мощности.
3. При расстоянии от трансформатора до стены здания до 5 м по всей длине участка стены
здания против трансформатора не разрешается выполнять приемные отверстия приточной вен-
тиляции; допускаются вытяжные отверстия с выбросом незагрязненного воздуха на уровне крыш-
ки трансформатора и выше.
4. Вдоль всех трансформаторов следует предусматривать проезд шириной не менее 3 м или
пожарный подъезд к каждому из них.

476
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
/ вариант (б<^м) Ц вариант (б>Ьм)
о- в* в* §<
Рис, 2-287. Открытая установка маслонаполненных трансформаторов у зданий с про-
изводствами категорий Г и Д.
/ — обычное окно; 2—неоткрывающееся окно с несгораемым заполнением; 3—окно, открывающее-
ся внутрь здания с металлической сеткой снаружи; 4 — огнестойкая дверь.
Таблица 2-174
Наименьшие допустимые расстояния в свету в закрытых РУ
п/п.
1
2
3
4
5
6
7
Расстояния
От токоведущих частей до заземлен-
ных конструкций и частей здания
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных
ограждений
От токоведущих частей до сетчатых
ограждений
Между неогражденными токоведу-
щими частями разных цепей, рас-
положенных с двух сторон коридо-
ра по горизонтали с обслуживани-
ем одной цепи при неотключенной
другой
От неогражденных токоведущих ча-
стей до пола
От неогражденных линейных выво-
дов из ЗРУ до земли при выходе |
их не на территорию ОРУ и при
отсутствии проезда транспорта под
выводами
Размер, мм, в свету при номинальном напряжении
установки, кВ
1—3
65
70
95
165
2 000
2 500
4 500
• 1
90
100
120
190
2 000
2 500
4 500
10
120
130
150
220
2 000
2 500
4 500
35
290
320
320
390
2 200
2 700
4 750
по
900
1000
930
1 000
2 900
3 400
5 500
150
1300
1400
1330
1 400
3 300
3 700
6 000
Примечания: 1. Кроме указанных в п. 3 и 4 табл. 2-174 должны быть выполнены сле-
дующие условия: токоведущие части, расположенные выше ограждения, п пределах 1,7—2,3 м
от пола должны быть удалены от плоскости ограждения на расстояния не -онсе указанных в п. 4;
токоведущие части, расположенные выше ограждения, в пределах 2,3 м и бо.т'о от пола, не долж-
ны приближаться к ограждению на расстояния, менее Vка:^ак1;ь:x п и. 3 и !, а при выходе то-
коведущих частей за пределы огражденном зоны, например, корь ор оСс.тужпяания, должны
находиться от пола на расстояниях, пе менее указанных в п. Ь.
2. Токоведущие части, расположенные ниже, чем указано в б, огра>
в проходе сеткой на уровне не менее 1,9 м от пола.
3. Применение барьеров для ограждения токоведущих в открытых ;>амерах не до-
пускается.

§ 2-114] Наименьшее допустимое приближение подстанций 477
Таблица 2-175а
№
п/л.
1
2
3
4
5
6
7
Наименьшие допустимые расстояния
Расстояни
От токоведущих частей или элементов изо-
ляции, находящихся под напряжением, до
заземленных конструкций
Между проводами разных фаз
От токоведущих и незаземленных частей до
постоянных внутренних ограждений, до
габаритов транспортируемого оборудова-
ния; от контактов разъединителя до токо-
ведущих частей
Между токоведущими частями разных це-
пей в разных плоскостях при обслужива-
нии нижней цепи и неотключенной верх-
ней
От неогражденных токоведущих частей до
земли или до кровли зданий при наиболь-
шем провисании провода
Между токоведущими частями разных це-
пей в разных плоскостях, а также между
токоведущими частями разных цепей по
горизонтали с обслуживанием одной цепи
при неотключенной другой; от токоведу-
щих частей до верхней кромки внешнего
забора; между токоведущими частями и
зданиями или сооружениями
Между трансформаторами разных цепей
(в свету)
Размер,
до 10
200
220
950
950
2 900
2 200
1250
в открытых РУ
мм, в свету
при номинальном н
пряжении установки, к
35
400
440
1 150
1 150
3 100
2 400
1250
ПО
900
1000
1650
1650
3600
2 900
1250
в
| 150
1300
1400
2 050
2 050
4 000
3 300
1250
Наименьшие допустимые расстояния (в свету)
для столбовых подстанций до 35 кВ
Таблица 2-1756
Расстояния
Размер, м
От земли до токоведущих частей трансформатора
От земли до площадки с перилами для обслуживания трансформа-
тора
От остающихся под напряжением токоведущих частей при отключен-
ном разъединителе до уровня площадки обслуживания
4
3
2,5*
При напряжении 35 кВ 3,0 м.
При определении наименьших допусти-
мых расстояний в открытых РУ дополни-
тельно должно быть учтено следующее:
при гибких шинах, расположенных в
горизонтальной плоскости, расстояния, ука-
занные в пп. 1 и 2 табл. 2-175а, должны
быть увеличены не менее чем на а, мм:
а = 1 51П а;
здесь } — стрела провеса шины при темпе-
ратуре 15 °С, мм;
Р Р
а =агс*§—или1еа=—,
где (? — масса 1 м провода, кг; Р — давле-
ние ветра на провод, кгс/м; при этом ско-
рость ветра принимается равной 60% вели-
чин, выбранных при расчете строительных
конструкций.
При мощности к. з., равной или боль-
шей 4000 МВ-А для ПО кВ и 6000 МВ-А
для 150 кВ, гибкие шины РУ следует прове-
рять на схлестывание или на опасное в от-
ношении пробоя сближение фаз в результа-
те их раскачивания от динамического дейст-
вия тока короткого замыкания. При этом
наименьшее расстояние в свету между про-
водами разных фаз при их наибольшем
сближении должно соответствовать наи-
меньшим воздушным промежуткам прини-
маемым на ВЛ для наибольшего рабочего
напряжения. В гибких токопроводах, выпол-
ненных из нескольких проводов в фазе,

478
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
предусматриваются дистанционные рас-
порю!.
Кроме соблюдения расстояний до посто-
янных внутренних ограждений, предусмот-
ренных п. 3 табл. 2-175а, должно быть уч-
тено следующее:
расстояния от токоведущих частей или
элементов изоляции, например, фарфорово-
го тела аппарата, находящихся под напря-
жением, до постоянных внутренних ограж-
дений должны быть не менее приведенных
в п. 3, а при расположении этих частей вы-
ше ограждений, до высоты 2,7 м и более от
земли, указанные части должны находиться
от вертикальной плоскости ограждения на
расстояниях, приведенных в п. 3, а при вы-
ходе токоведущих частей за пределы ог-
ражденной зоны должны находиться от
земли на расстояниях, не менее указанных
в п. 5.
Трансформаторы и аппараты, у которых
нижняя кромка фарфора изоляторов распо-
ложена не ниже 2,5 м над уровнем плани-
ровки, разрешается не ограждать. При
меньшей высоте оборудование должно иметь
постоянное ограждение.
Расстояние в свету между токоведущи-
ми частями разных номинальных напряже-
ний устанавливается по высшему номиналь-
ному напряжению.
2115. КОМПЛЕКТНЫЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА
ШКАФЫ С ВЫДВИЖНЫМИ ЯЧЕЙКАМИ
СЕРИЙ КРУ2-10; КРУ2-10/2750; КР-Ю/500, К-ХП
И К-ХУ ВНУТРЕННЕЙ УСТАНОВКИ
Шкафы оборудованы одинарной систе-
мой сборных шин напряжением 6—10 кВ,
штепсельными разъединителями и выкатны-
ми тележками с выключателями, трансфор-
маторами напряжения и прочим оборудова-
нием первичных цепей, предусмотренным
Наименьшие допустимые размеры, м, ширины коридоров
и проходов в закрытых РУ, камерах трансформаторов
и помещениях щитов
Таблица 2-176
п/п.
Коридоры и проходы
Ширина коридора или прохода
при расположении оборудования
одностороннем
двустороннем
з \
Коридоры в помещениях некомплектных РУ на-
пряжением более 1 кВ:
коридор управления
коридор обслуживания
взрывной коридор
Коридоры в помещениях комплектных РУ (КРУ)
напряжением 6—10 кВ, оборудованных стацио-
нарными и выдвижными камерами:
а) коридор управления при двухрядном рас-
расположений камер КРУ с фасадами ка-
мер обоих рядов, обращенными внутрь ко-
ридора, при отсутствии комплектных шин-
ных мостов
б) то же, но при наличии комплектных шин-
ных мостов на камерах серий:
КСО-266, КСО-366
КРУ-2 и КР-10/500
К-ХН и К-ХУ
в) коридор управления при однорядном рас-
положении камер:
стационарных
выдвижных
г) коридор обслуживания выдвижных камер
Проход снаружи подстанции вдоль ее стен, имею-
щих двери или вентиляционные отверстия при
отсутствии надобности в транспортировке обо-
рудования в этом проходе
1,5
2
1,2*
1,2*
Не менее 2 (с учетом длины
заводского шинопровода)
То же, но не менее 1,9
То же, но не менее 2,1
1,5
1,9
0,8*
0,8*
* Допускается местное сужение коридора строительными конструкциями не более чем на 0,2 м.

§ 2-115]
Комплектные распределительные устройства
479
сеткой схем и номенклатурой шкафов КРУ.
Исполнение шкафов защищенное, рассчитан-
ное на установку их в помещениях с тем-
пературой окружающего воздуха в преде-
лах: от —5 до +35 °С для шкафов серий
КРУ2-10 и КРУ2-10/2750 нормального ис-
полнения и от —35 до +35 °С для исполне-
ния предусматривающего подогрев; от —\0
до +45 °С для шкафов серии КР-10/500 нор-
мального исполнения; от —25 до +35 °С
для шкафов серий К-ХП и К-ХУ.
Относительная влажность воздуха в по-
мещении шкафов всех перечисленных серий
не должна превышать 80%.
Как правило, шкафы устанавливаются с
двусторонним обслуживанием. Прислонная
установка шкафов не рекомендуется, так
как не обеспечивает возможность наблюде-
ния за положением ножей штепсельных
разъединителей. Для шкафов серии КРУ2-
10/2750, оборудованных шинным вводом сза-
ди или сверху, прислонная установка вооб-
ще недопустима из-за необходимости об-
служивания этих вводов с задней стороны
шкафов КРУ
При установке шкафов серий К-ХН и
К-ХУ с двусторонним обслуживанием вхо-
ды в коридор обслуживания должны быть
ограждены, так кок пользоваться ими мож-
но только при снятом напряжении из-за на-
личия на задних стенках шкафов откид-
ных крышек, которые при срабатывании вы-
ключателя откидываются в сторону прохода
под действием выделяющихся газов, созда-
вая опасность для обслуживающего персо-
нала подстанции. Это требование не рас-
пространяется на шкасЬы серий КРУ2-10,
КРУ2-10/2750 и КР-Ю/500, так как у них от-
кидные крышки отсутствуют.
Шкафы серии КРУ2-10 и К-ХН ком-
плектуются выключателями типа ВМП-10 с
разрывно!": мощностью 350 МВ-А при 10 кВ
с приводами, работающими на оперативном
постоянном или переменном токе. Шкафы
выполняются на токи до 1 500 А и динами-
чески устойчивы к ударному току к. з. до
Таблица 2-177
Проходы и изоляционные расстояния в щитовых помещениях
п/п.
1 |
2
3
4
Проходы и расстояния
Проходы обслуживания с лицевой и задней
сторон распределительного щита (в све-
ту)*
Наименьшие расстояния в проходах за рас-
пределительным щитом на высоте 2,2 м**
а) между неогражденными голыми то-
коведущими частями (при односто-
роннем их расположении4) и проти-
воположной стеной или оборудова-
нием, не имеющим неогражденных
голых токоведущих частей м
б) между неогражденными голыми то-
ведущими частями, расположенными
по обе стороны прохода, м
Наименьшие расстояния между неподвиж-
ными голыми, находящимися под напря-
жением частями разной полярности, а
также между ними и неизолированными
металлическими частями, мм
Расстояние от голых находящихся под на-
пряжением частей до ограждений, мм
Наименьшая шири-
на, м 1
0,8 (допускается
местное сужение'
строительными
конструкциями
на 0,2 м)
Наименьшая высо-
та, м
1,9
При напряжении, В
до 500 | 500—1 000
1 при длине щита
до 7 м и 1,2 м 1
при длине щита
более 7 м
1,5
По поверхности
изоляции
20
При сетках
100
1,5
2,0
По воздуху
12
При сплошных
съемных ограж-
дениях
1 50
* При длине щита более 7 м проходы должны иметь два выхода, при этом выход из про-
хода обслуживания с задней стороны щита может быть выполнен как в щитовое помещение, так
и в другое помещение; двери из щитового помещения должны открываться наружу или в другое
помещение, за исключением дверей, ведущих в помещение устройств с более высоким напряжением.
** Голые токоведущие части, расположенные над проходом на высоте менее 2,2 м, а также,
находящиеся на расстояниях, меньших приведенных в пп. 1 и 3, должны быть ограждены сетками
или сплошными покрытиями.

480
Электроснабжение и подстанции
рРтад. I
А-А
676 ВО _ 460
Рис. 2-288. Шкаф серии КРУ2-10Э по схеме КВЭ10-24-1500 с выключателем типа
ВМП-10К, с электромагнитным приводом типа ПЭ-11 и с шинным вводом сверху на
ток до 1 500 А (номера позиций приняты по рис. 2-290).
52 кА. Общий вид шкафов дан на рис. 2-288
и 2-289
Шкафы серий КРУ2-10/2750 и К-ХУ
предназначены для линий ввода и секцио-
нирования секций РУ. Шкафы серии КРУ2-
10/2750 комплектуются со шкафами серии
КРУ2-10Э, а шкафы серии К-ХУ со шкафа-
ми серии К-ХН. Оборудуются шкафы вы-
ключателями типа ВМП-ЮЭ-3000/350 с раз-
рывной мощностью 350 МВ-А при 10 кВ с
приводом типа ПЭВ-12, работающим на опе-
ративном постоянном токе. Шкафы выпол-
няются на токи 2 000 и 2 750 А.
При установке шкафов серии КРУ2-
10/2750 шкафы линии секционного выключа-
теля и шкаф линии ввода должны быть от-
делены друг от друга одним или нескольки-
ми шкафами серии КРУ2-10Э. Установка
шкафов этих линий вплотную друг к другу
недопустима. В случае двухрядного распо-
ложения шкафов КРУ с применением шка-
фов серии КРУ2-10/2750 шинопровод, сое-
диняющий противоположные ряды КРУ, не
должен устанавливаться на шкафах КРУ2-
10/2750, а также на шкафах КРУ2-10Э, не-
посредственно примыкающих к шкафам
КРУ2-10/2750. Шкафы серий КРУ2-10/2750 и
К-ХУ динамически устойчивы к ударному
току к. з. до 52 кА. Общий вид шкафа серии
КРУ2-10/2750 дан на рис. 2-290.
Шкафы серии КР-10/500 комплектуют-
ся выключателями типа ВМП-10 с разрыв-
ной мощностью 500 МВ-А при 10 кВ со
встроенными приводами, работающими на
оперативном постоянном токе. Шкафы вы-
полняются на токи до 3 200 А и динамиче-
ски устойчивы к ударному току к. з. до
75 кА.
На рис. 2-291 даны примеры выполне-
ния узлов строительного задания на поме-
щение комплектных РУ, оборудованных
шкафами серии КРУ2-10.
Камеры серий КСО-266, КСО-272 и
КСО-366 внутренней установки оборудова-
ны одинарной системой сборных шин на-
пряжением 6—10 кВ и рассчитаны на при-
слонную установку с односторонним обслу-
живанием в помещениях с температурой
окружающего воздуха от —5 до +35 °С
и относительной влажностью воздуха
до 80%.
Исполнение камер защищенное, за ис-
ключением сборных шин и шинных разъеди-
нителей, устанавливаемых открыто.
Корпус камеры выполняется из гнутой
листовой стали толщиной 2,5—3 мм и пред-
ставляет собой бескаркасную сварную кон-
струкцию. Задняя сторона камеры, обра-
щенная к стене, не ограждается. Поэтому
при установке камер не прислонно, напри-
мер из-за наличия у стены пилястр или ко-
лонн, в заказе на камеры следует огово-
рить необходимость в обшивке их сзади ли-
стовой сталью по всей высоте корпуса. Все
камеры в пределах данной серии выполня-
ются одного габарита за исключением ка-

§ 2-115]
Комплектные распределительные устройства
481
390
А-А
Рис. 2-289. Шкаф серии К-ХП с выключателем типа ВМП-10, с электромагнитным
приводом типа ПЭ-11 и ошиновкой до I 500 А.
/ «-^ выключатель; 2 — привод; 3 — нижние ножи штепсельного разъединителя; 4 — верхние ножи
штепсельного разъединителя; 5 — трансформатор тока; 6—изолятор опорный; 7 — изолятор проход-
ной; 8— трансформатор тока нулевой последовательности; 9—шины сборные; 10 — шины отпайки;;
И — отсек сборных шин; 12— поворотная крышка отсека сборных шин; 13 — разделяющая перего-
родка; 14 — крышка отсека верхних ножей штепсельного разъединителя; 15 — релейный шкаф;
16 — дверь релейного шкафа с аппаратурой управления сигнализации и измерения; 17 — короб ма-
гистралей вторичных цепей; 18 — блок релейной аппаратуры; 19 — выкатная тележка с выключате-
лем и приводом; 20 — отсек выкатной тележки; 21 — направляющие для перемещения тележки;
22—штепсельная система низковольтных контактов: 23—металлический рукав для проводов вто-
ричных цепей; 24 — вертикальные шторки; 25 — горизонтальные шторки; 26 — отсек трансформато-
ров тока и кабельных присоединений; 27 — кабельная сборка; 28 — заземляющий разъединитель;
29 — кабельные воронки; 30 — корпус шкафа; 31 — закладной швеллер № 12; 32 — съемный кожух
привода выключателя и аппаратуры цепи электромагнита включения; 33 — съемная рукоятка для
перемещения выкаткой тележки внутри шкафа; 34 — втулка к съемной рукоятке для перемещения
тележки; 35— рукоятка фиксатора положения заземляющего разъединителя; 36 — ось ввода шин
для исполнения шкафа с шинным вводом сверху.
меры с заземляющим разъединителем сбор-
ных шин, ширина которой для всех серий
одинакова и составляет 500 мм, а высота и
глубина такие же, как и у остальных ка-
мер серии, для которой эта камера предна-
значается.
Камеры серий КСО-266 и КСО-272 ком-
плектуются выключателями типа ВМГ-10 на
ток до 1 000 А с приводами ПП-67 и ПЭ-11,
а также прочим оборудованием первичных
цепей, предусмотренным сеткой схем и но-
менклатурой камер. Камеры серии КСО-366
предназначаются для выключателей нагруз-
ки в комплекте с предохранителями и без
таковых, а также для разъединителей и пре-
31—478
дохранителей согласно сетке схем первич-
ных соединений. Ошиновка камер динами-
чески устойчива к ударному току к. з. до
52 кА для камер серий КШ-266 и КСО-272
и до 30 кА для камер серии КСО-366. Сек-
ционирование сборных шин для камер се-
рий КСО-266 и КСО-272 выполняется как
выключателями, так и разъединителями, а
для камер серии КСО-366 только разъеди-
нителями. Оба секционных разъединителя,
отделенных друг от друга глухой перегород-
кой, устанавливаются на предназначенной
для них камере или на шинном мосте, сое-
диняющем между собою противоположные
секции КРУ.

482
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
676
80 460
А-А
Рис. 2-290. Шкаф серии КРУ2-10/2750 по схеме КВЭ10-24-2750 с выключателем типа
ВМП-ЮЭ-3000/350 с электромагнитным встроенным приводом типа ПЭР-12 и с шин-
ным вводом сверху на токи 2 000 и 2 750 А.
/ — выключатель; 2 — привод; 3 — нижние ножи штепсельного разъединителя; 4 — верхние ножи
штепсельного разъединителя; 5 — трансформатор тока; 6 — изолятор опорный; 7 — изолятор проход-
ной; 8 — шины сборные; 9 — шины отпайки; 10 — отсек сборных шин; // —съемная крышка отсека
сборных шин; 12 — разделяющая перегородка; 13— релейный шкаф; 14 — дверь релейного шкафа;
15 — короб магистралей вторичных цепей; 16 — съемный лист короба; 17 — передний пояс релейного
шкафа с аппаратурой управления и сигнализации; 18 — выкатная тележка с выключателем и при-
водом; 19 — отсек выкатной тележки; 20 — направляющие для перемещения тележки; 21 — штеп-
сельная система низковольтных контактов; 22 — верхняя шторка; 23— нижняя шторка; 24 — верх-
няя съемная крышка; 25 — нижняя съемная крышка; 26 — разделяющая перегородка; 27 — отсек
трансформаторов тока; 28 — ножи заземления; 29 — корпус камеры; 30 — двери отсека выкатной те-
лежки; 31 — опорные швеллеры № 5; 32 — рым; 33 — овальная втулка для ввода контрольных кабе-
лей в релейный шкаф (по одной втулке размером 35X55 мм с каждой стороны шкафа).
70\\
Чш 1 М
п
166(7 1
300 я +20 _._ 650 . _ 290 _|
1+0 90
а
5 2
1--;':-У ^
з * 50™ ...
/ / 60^-
/ ~\
1000 ^
"яГГ
120\
Иг ч *"
ЩьШ-
га—
Г
330
Отмеп
пола[
га
Г
ЛЛ
ъ]

§ 2-115]
Комплектные распределительные устройства
483
150 250 250
*-— ^ь^—а-"—
А-А
Рис, 2-292. Камера серии КСО-266 с выключателем типа ВМГ-10 и пружинным при-
водом типа ПП-67 (ввод или отходящая линия),
I — выключатель; Г —привод выключателя; 3—разъединитель шинный; 4 — разъединитель линей'
ный; 5 —привод шинного разъединителя; 6— привод линейного разъединителя; 7 — привод зазем-
ляющих ножей линейного разъединителя; 8— трансформатор тока; $—изолятор опорный, 10 — из-
мерительный прибор; // — короб магистралей вторичной коммутации и освещения; 12 — световой
карниз; 13— тяга шинного разъединителя; 14 — тяга линейного разъединителя; 15 — тяга заземляю-
щих ножей линейного разъединителя; 16 — вал передачи от привода к выключателю; 17 — подшип-
ник дистанционной передачи; 18 — тяга выключателя; 19 — шины сборные; 20 — шины отпайки;
21 —- сборка зажимов вторичной коммутации; 22 — корпус камеры; 23 —отсек выключателя; 24 — от-
сек линейного разъединителя и кабельных присоединений; 25 — верхняя дверь камеры; 26 — ниж-
няя дверь камеры; 27 — дверца утопленного шкафа сборки зажимов вторичной коммутации; 28 — сет-
чатая дверь камеры; 20 — рым.
Рис. 2-291. Узел строительного задания на помещение шкафов серии КРУ2-10, уста-
новленных на перекрытии из сборного железобетона.
а — двухрядное расположение шкафов; 6 — однорядное расположение шкафов; / — шкаф серии
КРУ2-10; 2 — закладной элемент сталь швеллерная № 8; 3 — основание шкафов — сталь швеллерная
. №5;^- подливка; 5 — железобетонная плита шириной 1 000 мм,
Ч
Примечания: 1. Размер А выбирается в соответствии с рекомендациями.
2. Для обеспечения единой плоскости катания выкатной тележки чистый пол выполняется дос*
ле установки шкафов КРУ.
Высота помещения, мм в свету:
КРУ2-10, К-ХИ, КПУ2-10/2750
К-ХУ
КР-Ю/500
КР-Ю/500 с шинным вводом сверху
и с установкой ножей заземления
на вводе
до (
5алкн (Б)
2 900
3400
3 250
4100
до потолка 1>1
3400
3900
3 750
4600
31*

484
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
1250 250 250
А А
150 150 250
Рис. 2-293. Камера серии КСО-272 с выключателем типа ВМГ-10 и пружинным при-
водом типа ПП-67 (ввод или отходящая линия).
/ — выключатель; 2—привод выключателя; 3 — разъединитель шинный с ножами заземления;
4 — разъединитель линейный с ножами заземления; 5 — привод рабочих ножей шинного разъедини-
теля; 6— привод заземляющих ножей шинного разъединителя; 7 — привод рабочих ножей линей-
ного разъединителя; 8 — привод заземляющих ножей линейного разъединителя; 9 — трансформатор
тока; 10 — изолятор опорный; 11 — измерительный прибор; 12 — короб магистралей вторичной ком-
мутации; 13 — световой карниз; 14 — тяга рабочих ножей шинного разъединителя; 15 — тяга зазем-
ляющих ножей шинного разъединителя; 16 — тяга рабочих ножей линейного разъединителя; 17 — тя-
га заземляющих ножей линейного разъединителя; 18 — вал передачи от привода к выключателю;
19 — подшипник дистанционной передачи; 20 — тяга выключателя; 21 — шины сборные; 22 — шины
отпайки; 23 —корпус камеры; 24 — верхняя дверь камеры; 25 — нижняя дверь камеры; 26 — сборка
зажимов вторичной коммутации; 27 — рым.
Общий вид и габаритные размеры каме-
ры серии КСО-266 с выключателем типа
ВМГ-10 и приводом типа ПП-67 приведены
на рис. 2-292.
На рис. 2-293 дан общий вид и габарит-
ные размеры камеры серии КСО-272. Она
отличается от камеры серии КСО-266 нали-
чием заземляющих ножей у шинного разъ-
единителя, отсутствием перегородки между
отсеком выключателя и отсеком линейного
разъединителя, отсутствием сетчатой двери
и несколько меньшей высотой.
На рис. 2-294 дан пример выполнения
узлов строительного задания на помещение
комплектных РУ с камерами серий КСО-266
при двухрядном расположении их на первом
этаже "здания.
2-116. ЗАКРЫТЫЕ РУ С ОДИНАРНОЙ
СЕКЦИОНИРОВАННОЙ СИСТЕМОЙ
СБОРНЫХ ШИН НА СТОРОНЕ 6—10 кВ
На рис. 2-295 показано двухэтажное
здание ГПП с распределительным уст-
ройством, оборудованным одинарной сек-
ционированной системой сборных шин
напряжением 6,3 кВ, с групповыми и ин-
дивидуальными реакторами на отходящих
линиях.
Камеры реакторов оборудованы есте-
ственной вентиляцией, так как потери мощ-
ности в обмотках реакторов невелики и в
принудительной вентиляции установленные
реакторы не нуждаются. Для кабельной ка-

§ 2-П6] Закрытые РУ с одинарной секционированной системой 485
А-А
Рис. 2-294. Узел строи-
тельного задания на по-
мещение комплектного
РУ с камерами серии
КСО-266 при двухряд-
ном расположении ка-
мер на первом этаже
здания без подвала.
/ — камера серии КСО-266;
2 — место для камеры с за-
земляющим разъединителем
сборных шин секции;
3 — приямок; 4 — кабельный
канал; 5 — сталь угловая
53X63X6; 6 — сталь полосо-
вая 40X4; 7 — съемная фра-
муга для транспортировки
камер через дверь.
Примечания:
1. Сталь угловую заложить
по всей длине РУ в одной
горизонтальной плоскости по
уровню.
2. Сталь полосовую за-
ложить по всей длине ка-
бельного канала.
3. Размеры помещений,
мм. Минимальной ширины:
А — в зависимости от тол-
щины стен;
Б —2 250;
В — 4 670.
с учетом строительного мо-
дуля:
А —6 000;
Б — 3 200;
В — 5 620.
нализации на подстанции предусмотрен под-
вал с примыкающим к нему тоннелем.
На рис. 2-296 представлена компоновка
здания РУ 10 кВ с реакторами на линиях
ввода. РУ оборудовано одинарной систе-
мой сборных шин, разбитой на четыре сек-
ции. Примыкающие друг к другу секции
сборных шин связаны между собою секци-
онным выключателем и получают питание
от двух разных трансформаторов с расщеп-
ленными обмотками на стороне 10 кВ, мощ-
ностью 40,5 МВ-А каждый и напряжением
110/10/10 кВ.
Камеры реакторов каждого из двух
трансформаторов вследствие значительных
потерь мощности в обмотках реакторов обо-
рудованы автономной системой принуди-
тельной вентиляции.
При значениях токов к. з., удовлетворя-
ющих техническим характеристикам аппа-
ратуры, установленной в РУ 6—10 кВ, под-
станция выполняется без реакторов.
На рис. 2-297 приведен пример круп-
ной ГПП с открытой установкой четырех
трансформаторов мощностью по 63 МВ-А,
напряжением 110/10,5/10,5 кВ, с расщеплен-
ными обмотками и трех трансформаторов
мощностью по 10 МВ-А, 10/6 кВ, установ-
ленных в здании закрытой части подстан-
ции. От трансформаторов 63 МВ-А, со сто-
роны 10 кВ, передача электроэнергии осу-
ществляется симметричными токопровода-
ми типа КСТТ-11/2500 с номинальным током
2 500 А и напряжением 11 кВ. Прокладыва-
ются токопроводы по шинной галерее.
РУ 10 и 6 кВ, размещенные в здании
закрытой части подстанции, а также РУ
10 кВ цеховой подстанции состоят из ком-
плектных распределительных устройств се-
рии КРУ-Ю/500.

486
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
Си
00ШМ-1ХОН VиVш додойиохох

13500
План на отм. 4,8;5,8; 6,5
9000 ЛУг _
3000ш 1Ш)
Щит
те прмехп нижний
||~ б)
План на отм. *0,0
Ввод от транс-
форматора 2Т
3000_ . 3000 .1500 . _ «500 3000_ .3000У \ _^000__ \ 6000
Ввод от транс-
форматора 1Т
А \^- в)
Рис. 2-295.

АЛ
Г 9,6
**4
у 6,5
*О0
ш-02 ¦_." Н
гшт
Ч
I
1
3000
27
~П
6000
Ш&
1%*
УфШЖЧЯГТ
3000
Рис. 2-295,
Рис. 2-295. ГПП 115/6,3 кВ с групповыми и индиви-
дуальными реакторами на стороне 6,3 кВ.
а — принципиальная схема; б — план на отм. +4,8; +5,8;
+6,5; в —план на отм. ±0,0; г — разрез, / — выключатель
масляный типа МГ-20/6000 линии ввода; 2 — выключатель
масляный типа МГ-10/3000 линии цеховой РП; 3—реактор
групповой типа РБАМ-6-1500-10%; 4 —реактор индивидуаль-
ный типа РБАМ-6-1500-10%; 5 — реактор типа РБАЮ-3000-12%
линии цеховой РП; 6 — отсек разъединителя линии ввода;
7 —отсек разъединителя линии цеховой РП; 8 — отсек транс-
форматоров напряжения линии ввода; 9 — шкафы КРУ2-6Э
линий групповых и индивидуальных реакторов; 10 — шкаф
КРУ2-6Э линии ввода от трансформатора 3 200 кВ • А;
// — трансформатор собственных нужд типа ТМ-100/6;
12 — аккумуляторная батарея 220 В; 13 — кислотная;
14 — вентиляционная камера аккумуляторной батареи;
15 — тамбур; 16 — кабельная шахта; 17 — кладовая;
18 — вентиляционная шахта; /0 — резервный трансформатор
3 200 кВ'А, 10/6 кВ; 20 — щитовое помещение; 21 — служебное
помещение; 22— камеры сборных шин и шинных разъедини-
телей; 23 —токопровод типа КСТТ-11/2500; 24 — шинный ко-
ридор; 25 — шинная эстакада; 26 — монтажный проем;
27 — кабельный подвал.
Рис. 2-296. ГПП 110/10 кВ. План, разрез и схема по
реактивированным линиям ввода в РУ 10 кВ.
а — схема ввода от трансформатору 1Т на III секцию
сборных шин РУ 10 кВ; б — план РУ 10 кВ; в — разрез;
/ — трансформатор трехобмоточный мощностью 40,5 МВ-А
(63 МВ-А), напряжением 110/10/10 кВ с расщепленной обмот-
кой на стороне 10 кВ; 2— РУ 10 кВ; 3 — шкаф КРУ2-10Э на
ток 2 000 А; 4 — шкаф КРУ2-10Э па ток до 1 500 А; 5 — шкаф
шинной перемычки на ток 2 000 А; 6— реактор РБА-10;
7 — трансформатор собственных нужд типа ТМ-250/10;
# — вентиляционное помещение реакторов;' 9— вентиляцион-
ное помещение кабельного подвала; 10— щитовое помеще-
ние; // — аккумуляторная батарея СК-8; 220 В; /2—вентиля-
ционное помещение аккумуляторной батареи; 13— кислотная;
/4 — гардероб; /5 —санузел; 16 — кладовая; 17 — служебное
помещение

§ 2-116] Закрытые РУ с одинарной секционированной системой 489

490
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
53
01,/05г-*1мо±
джвн х/яннздшэраз
1чсШигомйоФзнъо'1
тг'о/ъг'О'

§2-П6]
Закрытые РУ с одинарной секционированной системой
49!
4~«-{>-»-
ь-«н>*>
О 11
1
с»
^'7
. о.
^2
|к<-0-»-
Нн>»>-
Ннз-»
1 §
Н*о-»——
-в*-

492 Электроснабжение и подстанции [Разд. 2
ООЩ
\005Ь
0002
00018
ОООЬ
\0055\
0001
ооо и
0058
10005
0009]
\0009Л
; 00001
\009Ц
(№Щ
ЛИНЕЙ,
оооьз
ожззшв 02-2 щи
>и

| С0>
б)
Рис. 2-297. ГПП 110/10,5 кВ без реакторов на стороне 10,5 кВ.
а — принципиальная схема: б —разрез А-А; в —план 1-го этажа; г — план 2-го этажа; д, е — разрезы Б-Б, В-В; / — трансформатор типа ТРДЦН-63000/110
мощностью 63 МВ-А, напряжением 110/10,5/10,5 кВ с расщепленной обмоткой на стороне 10,5 кВ; 2 — разъединитель типа РЛНД2-220/600; 3 — отделитель ти-
па ОД-220/600; 4 — разрядник типа РВС-110; 5 — короткозамыкатель типа КЗ-220; 6 — кабельный канал; 7 — шинная галерея; 8 — симметричный токопро-
вод типа КСТТ-11/2500; 9 — токопровод цеховой подстанции; 10 — токопровод РУ 10,5 кВ закрытой части подстанции; 11 —РУ 10,5 кВ; /2 — РУ 6 кВ?
/<?— секция Т РУ 10,5 кВ с вводом от ТЭЦ; 14 — трансформатор типа ТДУ 10000/35 мощностью 10 МВ-А, напряжением 10,6 кВ; /5 —реакторы линий
конденсаторной батареи; 16 — трансформатор собственных нужд типа ТСМА-250/10; 17 — аккумуляторная батарея типа СК-8, 220 В; 18 — кислотная;
19 — вентиляционное помещение аккумуляторной батареи; 20 — мастерская; 21 — щитовое помещение; 22 —конденсаторная батарея; 23 — кабельный
подвал*
Си
Ъ
^
О
о
-а
а
о
1 о
о»
о
1
о
И*»
со
со

План 1-го этажа
ВП
1НЗ
5т
^ 6т
пп-ппптгрп
7т
з &Ь с*Ь/сЬ I
^11 \\-т\\
<б §
ггггттп
<?>
ГГГП I I И I I II I И I I I \}\ \\ I I I I I I I 1 I т
ЧННИНГлИП
^3 Щ

§ 2-118]
Комплектные трансформаторные подстанции
495
2-117. ВНУТРИЦЕХОВЫЕ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
И ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ
ПОДСТАНЦИИ
При проектировании внутрицеховых
подстанций следует руководствоваться сле-
дующими дополнительными требованиями.
Внутрицеховые подстанции могут раз-
мещаться на первом и втором этажах в ос-
новных и вспомогательных помещениях
производств, которые согласно противопо-
жарным требованиям отнесены к категори-
ям Г и Д I и II степеней огнестойкости.
Размещение внутрицеховых подстанций в
помещениях с производствами категории В
по противопожарным требованиям может
быть допущено по согласованию в каждом
отдельном случае с органами Государствен-
ного пожарного надзора. Подстанции без
маслонаполненного оборудования согласова-
нию не подлежат.
В производственных зданиях трансфор-
маторы и РУ могут устанавливаться: откры-
то, в камерах и в отдельных помещениях.
При открытой установке токоведущие части
трансформаторов должны быть закрыты, а
РУ размещены в шкафах защищенного и
закрытого исполнения (КРУ, КТП)
На каждой внутрицеховой подстанции
может быть установлено не более трех мас-
ляных трансформаторов с суммарной мощ-
ностью не свыше 3 200 кВ-А; мощность
внутрицеховых подстанций, устанавливае-
мых на втором этаже, должна быть не бо-
лее 1 000 кВ • А.
Мощность каждой открыто установлен-
ной КТП с масляными трансформаторами
должна быть не более двух 1 600 кВ-А.
Расстояние в свету между соседними
камерами трансформаторов разных подстан-
ций, а также между масляными трансфор-
маторами разных КТП должно быть не ме-
нее 10 м.
Установка трансформаторов с суммар-
ной мощностью более 3 200 кВ-А, а также
меньшие расстояния между подстанциями
и КТП допускаются в каждом отдельном
случае по согласованию с органами Госу-
дарственного пожарного надзора.
Мощность внутрицеховых подстанций и
КТП с трансформаторами сухими или на-
полненными негорючей жидкостью, количе-
ство КТП, устанавливаемых в отдельных по-
мещениях, а также расстояние между ними
не ограничиваются.
Выключатели, устанавливаемые на вну-
трицеховых подстанциях, должны быть без-
масляными или ма-лообъемными. Установка
баковых масляных выключателей допуска-
ется только в закрытых камерах при усло-
вии, что количество выключателей должно
быть не более двух с количеством масла в
каждом выключателе не более 60 кг.
При устройстве вентиляции камер тран-
сформаторов внутри цеха с нормальной
средой разрешается забирать воздух непос-
редственно из цеха. При наличии загрязнен-
ной среды воздух забирается извне или очи-
щается фильтрами. Выброс воздуха при не-
сгораемом перекрытии разрешается непос-
редственно в цех, а при трудносгораемом —
по вытяжным шахтам, выведенным выше
кровли здания не менее чем на 1 м.
2-118. КОМПЛЕКТНЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Комплектные трансформаторные под-
станции внутренней установки выпускаются
с трансформаторами, заполненными маслом
(КТП) и негорючей жидкостью (КНТП)
или сухими, с воздушным охлаждением.
Кроме трансформатора >станавливается
вводный шкаф на напряжение 6—1С кВ и
ряд шкафов с аппаратурой напряжением до
500 В, при помощи которых можно собрать
различные по схеме КТП.
КТП рассчитаны на присоединение по-
требителей по магистральной и радиальной
схемам. КТП бывают одно- и двухтранс-
форматорными. Они требуют двустороннего
обслуживания. Однотрансформаторные
КТП и КНТП имеют левое и правое испол-
нения.
КТП устанавливают во встроенных,
пристроенных или отдельно стоящих поме-
щениях.
В машинных, компрессорных, насосных
и других помещениях, обслуживаемых ква-
лифицированным персоналом, КТП устанав-
ливают открыто — без ограждений.
Там, где площадка, занимаемая КТП,
граничит с проходами обслуживания или
неогражденным технологическим оборудо-
ванием, вокруг КТП устанавливают ограж-
дения в виде перил, барьеров.
В производственных помещениях КТП
ограждают металлическими сетками.
При установке КТП в закрытых поме-
щениях с ограниченными размерами их
вентилируют. При расчете естественной или
искусственной вентиляции учитывают теп-
ловые потери трансформаторов, равные
около 2% общей мощности КТП.
В местах, обслуживаемых кранами или
другими подъемно-транспортными механиз-
мами, КТП, как правило, размещают в пре-
делах мертвой зоны крана; при размещении
в рабочей зоне крана КТП ограждают щи-
тами с предупреждающими надписями,
предотвращающими наезд крана.
Нагрузки на перекрытия и полы от
трансформаторов и шкафов КТП принима-
ются в соответствии с их каталожными дан-
ными и должны учитываться в местах их
постоянной и временной (до монтажа) ус-
тановки, а также в зонах, по которым они
будут перемещаться при транспортировке.
Компоновки КТП, встраиваемых в про-
изводственные и общественные здания, ре-
шаются в каждом случае исходя из конст-
рукции здания, этажа установки, направ-
ления транспортировки трансформаторов и
трасс внешних кабелей или шинопроводов.

то
гЗООО
АЛ
3650
«^
^
<*>
«41
1
1
г
»
*>)
<Л ¦ -
и
2100
1670
\^Ш0
г Ь=2800
\
6150 Фасад
73700
Т~ 3
1670
!__// |
Р
; I
^^Л-"""]
__ ]
в-ъ
Полная масса
трансформатора
-5350 кг
5
«Ч.
<>>
«Ч|
Ом
&
1
2100
^и
Ч^
V
.*
'
Сь
«$
I
II
- —I
*—*
\
\
\
Г380
3900
-4^"-—
Ч |
Фасад I
\. Фасад |
Л
' зш
\?380
2600
1 '
1*1
1
1 .
[^ ~вш Ш \
|
900
ю
Рис. 2-299. КТП Хмельницкого трансформаторного
завода,
а —установка КТП 1000 кВ-А со шкафом высокого напря-
1 жения (левое исполнение); б —установка КТП 2X1000 кВ-А
с глухим присоединением кабеля 6—10 кВ (без шкафа ВН);
в—установка КТП 2X1000 кВ-А с глухим присоединением
кабеля 6—10 кВ (без шкафа ВН); / — трансформатор
1000 кВ-А; 2— шкаф ВН; 3 — сборка шкафов НН; 4 —шино-
провод.

§2-118]
Комплектные трансформаторные подстанции
497
Рис. 2-298. КТП Чирчикского трансформаторного завода.
П _ установка КТП 1000 кВ-А со шкафом высокого напряжения (левое исполнение); б — установка
КТП 2X1000 кВ-А с глухим присоединением кабеля 6—10 кВ (без шкафа в. и.); в —установка КТП
2X1000 кВ-А с глухим присоединением кабеля 6—10 кВ (без шкафа ВН); / — трансформатор
1000 кВ-А; 2 — шкаф ВН; 3— сборка шкафов НН; 4 — шинопровод
800Ю00 2860_
Г
о,
•у-
Фасад
—у-
800
I
1*
800
т-
2860
Тв
у
а,)
С
«21 Фасад
2860
|рГ -*|,
ОС
у
800
А-А
*)
т
Г300
Фасад
шкафа
Ъ-Б
юоа
!_!
О 100
1100
Фасад
шкафа:
55
1155
Уровень
н катков
трансфор-
маторов
йуГ
Уровень
катков
транс фор
маторов
Рис. 2-300. КПТ Московского электрозавода и Бакинского завода сухих трансформато-
ров (трансформаторы с воздушным охлаждением).
а — установка КТП 1000 кВ«А со шкафом высокого напряжения (левое исполнение); б —установка
КТП 2X1000 кВ-А с гдухим присоединением кабеля 6—10 кВ (без шкафа ВН); 1 — трансформатор
1000 кВ-А; 2 — шкаф ВН; 3 — сборка шкафов НН.
Примечания: 1. Для КПТ с кабельным каналом за сборкой шкафов НН минимальный
размер 3 800 мм.
2. Размеры Ли! зависят от количества шкафов НН.
На рис. 2-298—2-300 показаны примеры
компоновок КТП (КНТП) с трансформато-
рами 1 000 кВ-А, с указанием минимальных
размеров, необходимых для установки и об-
служивания. Высота помещения складыва-
32—' 478
ется из высоты КТП плюс 1 м над ним (до
плиты перекрытия).
Маслосборные ямы устраиваются толь-
ко для трансформаторов с масляным запол-
нением.

498
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
2-119. НЕКОМПЛЕКТНЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
С ТРАНСФОРМАТОРАМИ
МОЩНОСТЬЮ ДО 1 000 кВА
Трансформаторные подстанции с мас-
ляными трансформаторами, установленны-
ми в камерах, выполняются отдельно
стоящими, внутрицеховыми, с одним или
двумя трансформаторами мощностью до
1000 кВ-А, напряжением 6—10/0,4—
0,23 кВ.
Подстанции подразделяются на тупико-
вые и проходные с кабельным или воздуш-
ным вводами. В схемах коммутации на сто-
роне высокого напряжения применяются вы-
ключатели нагрузки, разъединители и пре-
дохранители. РУ 6—10 кВ комплектуется из
камер серии КСО-366 одностороннего об-
служивания. Для повышения коэффициента
мощности предусматриваются конденсатор-
ные батареи серии КУ напряжением 6—
10 кВ. На стороне низкого напряжения при-
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
2-1. Нормы качества электрической
энергии у ее приемников, присоединенных
к электрическим сетям общего назначения.
ГОСТ 13109-67 Введен 1/1 1968. М., 1967.
2-2. Временные указания по регулиро-
ванию напряжения в электрических сетях.
Решение № 83 Технического совета ГПКЭиЭ
от 20 августа 1965 г. М., 1966 (БТИ
ОРГРЭС Минэнерго СССР).
2-3. Карпов Ф. Ф., Солдат кипа Л. А.
Регулирование напряжения в электросетях
промышленных предприятий. М., «Энергия»,
1970, 224 с.
2-4. Указания по проектированию элек-
троснабжения промышленных предприятий,.
СН 174-67. Ж., Стройиздат, 1968.
меняются силовые щиты с двусторонним
или односторонним обслуживанием. Ввод-
ные панели щита комплектуются рубильни-
ками или автоматами и предусматривают
ввод, выполненный шинами. Двухтрансфор-
маторные подстанции оборудуются силовы-
ми щитами с двумя секциями сборных шин,
связь между которыми осуществляется по-
средством рубильника или секционного ав-
томата.
В табл. 2-177 и на рис. 2-301 приведены
размеры камер трансформаторов мощно-
стью 160—1 000 кВ-А, минимально допус-
каемые по ПУЭ. На стороне высокого на-
пряжения предусматривается кабельный
ввод, на стороне низкого напряжения —
шины. Предусмотрена также возможность
установки в камере трансформатора боль-
шей мощности, если в этом возникнет необ-
ходимость.
Габариты камер унифицированы и рас-
считаны на выкатку трансформаторов узкой
и широкой стороной.
Таблица 2-178
2-5. Ермилов А. А. Основы электроснаб-
жения промышленных предприятий. М.,
«Энергия», 1969, 304 с.
2-6. Ибрагимов И. Э. Вопросы регули-
рования напряжения в электрических сетях.
Баку, Изд-во АН АзССР, 1961.
2-7 Жежеленко И. В. Практические
указания по расчету уровней гармоник в си-
стемах электроснабжения металлургических
заводов. — «Инструктивные указания по
проектированию электротехнических про-
мышленных установок», 1971, № 8, с. 10.
(ГПИ «Тяжпромэлектропроект»).
2-8. Влияние работы дуговых сталепла-
вильных печей на напряжение электричес-
ких сетей. — «Инструктивные указания по
проектированию электротехнических про-
Минимально допустимые размеры, мм, камер трансформаторов (рис. 2-301)
Тип транс-
форматора
А
Б
В
Размер ворот в свету
Г
Д
я,
Дг
Е
Ж
К
И
П
а.
о
•в-
о
н
(Я С.
О о
а еа
^5
Расчетное
живое се-
чение, м2
о
3
СО
Выкатка трансформатора узкой стороной
ТМ-160-250-400
ТМ-400-530
ТМ-630-1000
ТМ-160-250-400
ТМ-400-610
ТМ-630-1000
2 300
3 100
3 500
1 900
2 500
2 500
1 400
1 600
1600
2 100
2 300
2800
600
750
945
550
660
820
660
820
1 070
1 000
1 500
1 700
500
900
1 100
1 100
1 300
1400
3 600
4 000
5 100
3 000
3 300
4 200
1,85
2,90
4.42
0,75
1,05
1,60
Выкатка трансформатора широкой стороной
2 20о/2 100
2 700 2 800
2 700 3 300
1 /00
2 000
'2 400
2 100
2 300
2 800
600
750
945
550
660
820
660
820
1070
1000
1 200
1200
500
600
600
1 300
1 700
2 000
3 500
3 900
4900
3000
3 300
4 200
1,85
2,90
4,42
0,75 |
1.05
1.60
0,75
1,05
1,60
0,75
1,05
1,60
Примечание.
Живое сечение вентиляционных жалюзи предусмотрено при температуре входящего возду-
ха +30 °С и максимальном перепаде температуры 15 °С.

§ 2-119]
Некомплектные трансформаторные подстанции
499
Б-В
Для ШкВ-А Д2=6В0
Ш.Для 15&ц250кВ-А Д^550 _ ,55}
И1
Ст.кругл.ф1б\ ,
Ст.лолос. 180*8 \Щ,'^
Д=600 1*^| Л
,4л* бЗОиВ-А Д?*820
Для ШкВ-А Д^ббО
20 Ст.кругл,ф20 ["'
'Ст. полос. 200*8
Д=750
125
ГТ1Я7ГП
Для ЮООкВ-А Д2'Ю70
Для ВЗОкВ-А Д^820
I Ст. полос. 200x8
125
ДгШ
Ст.кругл.ф15^!?0
»)
Рис 2-301. Камеры трансформаторов мощностью 16С—1000 кВ-А (размеры см.
табл. 2-178).
а — выкатка узкой стороной; б — выкатка широкой стороной; в — фундаменты; / — сетка стальная
плетеная с ячейками 10X10 мм; 2—крюк для затаскивания трансформатора; .3—«-стальная труба
Ц-70 для высоковольтного кабеля..
32*

500
Электроснабжение и подстанции
[Разд. 2
мышленных установок», 1971, № 12, с. 6.
(ГПИ «Тяжпромэлектропроект»).
2-9. Руководящие указания по проекти-
рованию и эксплуатации линий электропере-
дач и распределительных устройств пере-
менного тока 3—500 кВ, расположенные в
районах с загрязненной атмосферой. М.,
1967, 44 с. (БТИ ОРГРЭС).
2-10. Гогичайшвили П. Ф. Подстанции
без выключателей на высоком напряжении.
М., «Высшая школа», 1965, 200 с.
2-11. Руководящие указания по расчету
токов короткого замыкания и выбору по ре-
жиму короткого замыкания аппаратуры,
проводников в электрических установках
высокого напряжения, М., Госэнергоиздат,
1944, 55 с.
2-12. Ульянов С. А. Электромагнитные
переходные процессы в электрических сис-
темах. М., «Энергия», 1970, 513 с.
2-13. Баптиданов Л. Н. и Тарасов В. И.
Электрооборудование электрических стан-
ций и подстанций. М., Госэнергоиздат, 1960,
408 с.
2-14. Каганов И. Л. Электронные и ион-
ные пребразователи. М., Госэнергоиздат,
Ч. III, 1956, 528 с.
2-15. Ривкин Г. А. Преобразовательные
устройства. М., «Энергия», 1970, 544 с.
2-16. Упрощенные способы расчета то-
ков короткого замыкания машин постоянно-
го тока. — «Сборник завода «Электросила»,
1954, № 12, с. 31.
2-17. Правила устройства электроуста-
новок. М., «Энергия», 1966, 364 с.
2-18. Правила технической эксплуата-
ции электрических станций и сетей. Изд.
12-е, М., «Энергия», 1969, 224 с.
2-19. Основы теории электрических ап-
паратов. Под ред. Г. В. Буткевича. М.,
«Высшая школа», 1970, 599 с.
2-20. Чернобровое Н. В. Релейная за-
щита. М., «Энергия», 1967, 760 с.
2-21. Беркович М. А., Семенов В. А. Ос-
новы техники и эксплуатации релейной за-
щиты. М., «Энергия», 1965, 664 с.
2-22. Крупович В. И., Ермилов А. А.,
Трунковский Л. Е. Проектирование и мон-
таж промышленных электрических сетей.
М., «Энергия», 1971, 503 с.
2-23. Добродеев Е. Д., Рожкова Л. Д.
Электрооборудование тепловых электро-
станций. М., «Энергия», 1969, 232 с.
2-24. Кондахчан В. С. Некоторые осо-
бенности эксплуатации трансформаторов и
электрической аппаратуры. — «Энергетик»,
1970, № 11, с. 2.
2-25. Фоминых Ю. А., Попов И. А.,
Скурихин А. В. Определение перегрузок по
току масляных баковых выключателей. —
«Энергетик», 1970, № 9, с. 1.
2-26. Токоограничивающие бетонные ре-
акторы. 1969 (Информэлектро), 13 с.
2-27. Чунихин А. А. Электрические ап-
параты. М., «Энергия», 1967, 536 с.
2-28. Дроздов А. Д., Подгорный Э. В.
О требованиях к трансформаторам тока для
релейной защиты с учетом переходных про-
цессов.— «Электрические станции», 1971,
№ 2, с. 3.
2-29. Шафир А. Е., Фельдман А. А. Вы-
соковольтные вакуумные коммутационные
аппараты общепромышленного примене-
ния. — «Энергетик», 1970, № 1, с. 2.
2-30. Долгинов А. И. Перенапряжения
в электрических системах. М., Госэнергоиз-
дат, 1962, 510 с.
2-31. Разевиг Д. В. Атмосферные пере-
напряжения на линиях электропередачи. М.,
Госэнергоиздат, 1959, 216 с.
2-32. Анастасиев П. И., Ермилов А. А.,
Зеленецкий М. И. и др. Электрические сети
энергоемких предприятий. М., «Энергия»,
1971, 344 с.
2-33. Семчинов А. М. Ртутно-преобразо-
вательные и полупроводниковые подстан-
ции. Л., «Энергия», 1968, 260 с.
2-34. Бородулин Б. М. Повышение на-
дежности работы устройств параллельной
емкостной компенсации. М., «Транспорт»,
1968, 20 с.
2-35. Голубев А. И. Быстродействующие
автоматические выключатели. М., Госэнер-
гоиздат, 1955, 191 с.
2-36. Гурвич В. Г. и Колузаев А. М. Ре-
монт и эксплуатация быстродействующих
выключателей типа ВАБ-28. М., «Энергия»,
1964, 55 с.
2-37. Защита генераторов, работающих
на сборные шины. — «Руководящие указа-
ния по релейной защите», 1961, вып. 1, с. 68.
2-38. Защита понижающих трансфор-
маторов и автотрансформаторов. — «Руко-
водящие указания по релейной защите»,
1962, вып. 4, с. 120.
2-39. Федосеев А. М. Основы релейной
защиты. М., Госэнергоиздат, 1961, 440 с.
2-40. Богорад А. М., Назаров Ю. Г. Ав-
томатическое повторное включение в энер-
госистемах. М., «Энергия», 1969, 336 с.
2-41. Микуцкий Г. В., Скитальцев В. С.
Высокочастотная связь по линиям электро-
передачи. М., «Энергия», 1969, 448 с.
2-42. Бачелис Д. С, Белоруссов Н. И.,
Саакян А. Е. Электрические кабели, прово-
да и шнуры. М., Госэнергоиздат, 1963, 608 с.
2-43. Беркович Е. И., Боровой А. И.
и др. Полупроводниковые выпрямители. М.,
«Энергия», 1967.
2-44. Семчинов А. М. Ртутно-преобразо-
вательные и полупроводниковые подстан-
ции. М., «Энергия», 1968, 260 с.
2-45. Справочник по электропотребле-
нию в промышленности. Под ред. Г. П. Ми-
нина и Ю. В. Копытова. М., «Энергия», 1969,
432 с.
2-46. Инструктивные материалы госу-
дарственной инспекции по энергетическому
надзору. Минэнерго СССР. — «Промышлен-
ная энергетика», 1970, № 7.
2-47. Правила пользования электриче-
ской и тепловой энергией. М., «Энергия»,
1970.
2-48. Руководящие указания по повы-
шению коэффициента мощности в установ-
ках потребителей электрической энергии. —

§ 2-119]
Список литературы
501
Сб. технической информации Тяжпромэлек-
тропроект, 1961, № 7, с. 13.
2-49. Каждая Э. М. Основы рациональ-
ного покрытия реактивных нагрузок. —«Те-
зисы докладов на научно-техническом сове-
щании но внутризаводскому распределению
электроэнергии». Одесса, 1966 (НТО ЭП).
2-50. Каждая Э. М. Компенсация реак-
тивной нагрузки в сетях промышленных
предприятий. — «Материалы конференции
по электроснабжению промышленных пред-
приятий, состоянию и перспективам разви-
тия». Сб. 1 , М., 1967 (Московский дом на-
учно-технической пропаганды).
2-51. Каждая Э. М. Критерий рацио-
нальности системы электроснабжения про-
мышленных предприятий. — «Известия ву-
зов. Сер. Электромеханика», 1961, № 5.
2-52. Берковский А. М., Лысков Ю. И.
Мощные конденсаторные батареи. М.,
«Энергия», 1967.
2-53. Правила технической эксплуата-
ции электроустановок потребителей и пра-
вила техники безопасности при эксплуата-
ции электроустановок потребителей. М.,
«Энергия», 1969, 351 с.
2-54. Гумин И. Я., Гумин В. Ф., Усти-
нов П. И. Вторичные схемы электрических
станций и подстанций. М., «Энергия», 1964,
176 с.

РАЗДЕЛ ТРЕТИЙ
ВНЕЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
А. ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
3-1. ОСНОВНЫЕ УКАЗАНИЯ
Проектирование воздушных линий эле-
ктропередачи (ВЛ) должно выполняться в
соответствии с ПУЭ, строительными норма-
ми и правилами (СНиП), нормами техно-
логического проектирования (НТП), а так-
же указаниями и рекомендациями инструк-
ций, руководящих указаний и действующих
директивных документов, относящихся к
проектированию, сооружению и эксплуата-
ции ВЛ.
При проектировании ВЛ рекомендуется
ориентироваться на утвержденную схему
развития энергосистемы или электросетей
на ближайшие 5 лет с учетом перспективы
на 10 лет. Для ВЛ 35—ПО кВ это условие
является обязательным.
Трасса ВЛ должна быть по возможно-
сти кратчайшей, соответствовать утверж-
денной схеме развития электросетей данно-
го района и учитывать материалы районной
планировки. Выбор трассы следует произ-
водить на основе технико-экономических
сравнений возможных вариантов. Для про-
ектирования необходимо принимать вари-
ант, в наибольшей степени обеспечивающий
оптимальные условия строительства и экс-
плуатации и наносящий минимальный
ущерб лесному хозяйству и лесонасаждени-
ям. При выборе трассы следует стремиться
к минимальным переустройствам ВЛ элект-
ропередачи и линий связи при пересечении
и сближении их с трассой проектируемой
ВЛ. При определении трассы ВЛ 35—
ПО кВ необходимо избегать протяженных
участков сближения ее с существующими
воздушными и кабельными линиями связи.
При наличии таких участков следует по воз-
можности обеспечивать максимальное рас-
стояние между трассой ВЛ и линиями
связи.
При проектировании ВЛ необходимо
ориентироваться на стандартные материа-
лы, унифицированные и типовые конструк-
ции опор и фундаментов. Применение не-
стандартных материалов и индивидуальных
(в том числе и специальных) опорных кон-
струкций должно быть в каждом отдельном
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
случае обосновано. При проектировании
ВЛ следует учитывать допуски на конст-
рукции и оборудование ВЛ при их изготов-
лении и допуски на выполнение строитель-
но-монтажных работ.
Проект ВЛ 35—110 кВ должен вклю-
чать техническую документацию по линей-
но-эксплуатационной связи (ЛЭС), состав-
ленную на основании схемы организации
эксплуатации энергосистемы или электросе-
тей предприятия. Вид связи (проводная, вы-
сокочастотная) принимается по согласова-
нию с эксплуатирующей ВЛ организацией.
Проект ВЛ 35—110 кВ должен содержать
результаты расчета влияния проектируемой
ВЛ на линии связи, расположенные в зоне
влияния, и предусматривать при необходи-
мости соответствующие защитные меропри-
ятия, обеспечивающие нормальную эксплуа-
тацию линий связи.
При проектировании следует использо-
вать последние достижения в области на-
учной организации труда на ВЛ. Остальные
указания и рекомендации частного характе-
ра, относящиеся к отдельным элементам
проектирования ВЛ, изложены ниже.
3-2. ПРОВОДА И ТРОСЫ
Провода и тросы, применяемые на ВЛ,
должны отвечать требованиям соответству-
ющих ГОСТ или технических условий.
На ВЛ должны применяться голые мно-
гопроволочные провода и тросы. Диаметр
проводов, их сечение и материал определя-
ются электрическим расчетом сети, конкрет-
ными условиями расположения ВЛ и ее па-
раметрами (населенная или ненаселенная
местность, пересечения с сооружениями, рай-
оны СССР по гололеду и ветру, длины про-
летов, степень насыщенности атмосферы аг-
рессивными фракциями), определяющими
область применения проводов на ВЛ.
Для ВЛ ПО кВ и выше полученный в
результате расчета диаметр провода должен
быть проверен по условиям потерь на ко-
рону.

§3-2]
Провода и тросы
503
Таблица 3-1
Минимально допустимые сечения проводов ВЛ
Характеристика ВЛ
ВЛ без пересечений в районах с толщиной стен-
ки гололеда:
до 10 мм
15 мм и более
Пролеты пересечений с инженерными сооруже-
ниями (судоходные реки и каналы, линии связи)
при толщине стенки гололеда:
до 10 мм
15 мм и более
Пересечения с железными дорогами, надземны-
ми трубопроводами, предназначенными для тран-
спортировки горючих жидкостей и газов, и канат-
ными дорогами при любой толщине стенки голо-
леда
Прочие инженерные сооружения
Сечение провода, мм2
алюминие-
вых
35
50
70
70
70
сталеалюми-
ниевых
25(16)
25(16)
25
35
35
Те же, что и на В Л
без пересечений
25
25
25
25
Допускается
только в каче-
стве грозоза-
щитного троса
Примечание. В скобках указаны допускаемые сечения проводов ВЛ 3—10 кВ, прохо-
дящих в ненаселенной Местности при отсутствии пересечений с инженерными сооружениями.
Сечение грозозащитного троса выбира-
ется по механическому расчету. На участ-
ках ВЛ, где отсутствует изолированное
крепление троса, трос должен быть прове-
рен на термическую устойчивость при одно-
фазном к. з. на концевой опоре ВЛ. Сталь-
ные тросы, подвешиваемые на ВЛ, во из-
бежание преждевременной коррозии долж-
ны быть оцинкованы в заводских условиях.
Область применения проводов и тросов.
На ВЛ 3—110 кВ могут применяться алю-
миниевые (ГОСТ 839-59), сталеалюминие-
вые (ГОСТ 839-59, МРТУ 2.017.20-63, ТУ
16.505.044-70) и стальные (ГОСТ 5800-51)
провода. Минимально допустимые сечения
проводов в зависимости от характерных
особенностей трассы ВЛ приведены в
табл. 3-1. Область применения проводов
малых сечений дополнительно ограничива-
ется величинами пролетов, допустимых по
условиям механической прочности этих про-
водов (табл. 3-2).
Рекомендуются следующие области
применения проводов:
провода марки А (ГОСТ 839-59) сече-
нием до 120 мм2 — на ВЛ 3—10 кВ повсе-
местно, а также на ВЛ 35 кВ при толщине
стенки гололеда до 15 мм;
провода марки АС (ГОСТ 839-59) се-
чением до 185 ММ2 — на ВЛ 35—110 кВ при
толщине стенки гололеда до 20 мм включи-
тельно, а также на ВЛ 3—10 кВ, где по ус-
ловиям обеспечения повышенной механиче-
ской прочности не могут быть использова-
Таблица 3-2
Предельно допустимые пролеты ВЛ
с проводами малых сечений
Сечение про-
вода, мм2
Предельные пролеты, м, при
толщине стенки гололеда, мм
ДО Ю
20
Алюминиевые провода
35
50
70
95
120
100
120
160
220
270
60
80
100
120
Сталеалюминиевые
провода
16
25
35
50
70
95
120
120
170
320
450
60
90
130
180
270
400
40
50
65
80
40
60
90
120
170
270
350
Стальные провода
25 I - I 215 1 125

504
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-3
Конструктивные данные алюминиевых и стальных многопроволочных проводов
Марка
Площадь по-
перечного се-
чения, мм2
Число прово-
лок и их диа-
метр, мм
Диаметр,
мм
Масса
1 км, кг
Строитель-
ная длина
(пе ме-
нее), м
А-35
Л-50
А-70
А-95
А-120
Алюминиевые провода марки А (ГОСТ 839-59)
34,
49,
69
93
117
7 Х2,50
7 X 3,00
7 Х3,55
7 Х4,12
19 X 2,80
7,
9
10
12;
14,0
95
136
191
257
322
4 000
3 500
2 500
2 000
1500
Стальные провода марки ПС и ПМС (ГОСТ 5800-51)
ПС-25, ПМС-25
ПС-35, ПМС-35
ПС-50, ПМС-50
ПС-70, ПМС-70
ПС-95, ПМС-95
24,6
37,2
49,8
78,9
94,0
5 Х2,5
7 Х2,6
12 Х2,3
19X2,3
37 X 1,8
6,8
7,8
9,2
11,5
12,6
194 ч
296
396 1
632
755 )
1500
Таблица 3-4
Конструктивные данные сталеалюминиевых многопроволочных проводов
Марка
Расчетное сече-
ние, мм2
стального
•{сердечника
алюминие-
вой части
Число и диаметр
проволок, мм
стального
сердечника
алюминие-
вой части
Расчетный
диаметр,
мм
Масса
1 км, к]
Строитель-
ная длина
(не ме-
нее), м
Провода марки АС (ГОСТ 839-59)
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
АС-70
АС-95
АС-120
АС-150
АС-185
2,5
3,8
6,2
8,0
11,3
15,9
22,0
26,6
34,4
15,3
22,8
36,9
48,3
68,0
95,4
115
148
181
1X1,8
1X2,2
1X2,8
1X3,2
1X3,8
1X4,5
7X2,0
7X2,2
7X2,5
6X1,8
6X2,2
6X2,8
6X3,2
6X3,8
6X4,5
28X2,29
28X2,59
28X2,87
5,4
6,6
8,4
9,6
11,4
13,5
15,2
17,0
19,0
62
92
150
196
295
386
492
617
771
3 000
3000
3 000
3000
2 000
1500
2 000
2 000
2 000
АСУ-120
АСУ-150
АСУ-185
АСУ-240
АСУ-300
АСУ-400
АСО-240
АСО-300
АСО-400
АСО-500
Провода усиленной конструкции марки АСУ
(ГОСТ 839-59)
26,6
34,4
43,1
56,3
72,2
93,3
116
147
185
241
297
400
7X2,2
7X2,5
7X2,8
7X3,2
19X2,2
19X2,5
30X2,22
30X2,50
30X2,80
30X3,20
30X3,55
30X4,12
15,5
17,5
19,6
22,4
25,2
29,0
530
678
850
1 111
1390
1840
Провода облегченной конструкции марки АСО
(ГОСТ 839-59)
31,7
37,2
49,5
59,7
243
291
392
482
7X2,4
7X2,6
7X3,0
19X2,0
24X3,59
54X2,62
54X3,04
54X3,37
21,6
23,5
27,2
30,2
937
1098
1501
1836
2 000
2 000
2000
2 000
2000
1500
2000
2 000
1500
1500

§3-2]
Провода и тросы
505
Продолжение табл. 3-4
Марка
Расчетное сечение,
мм2
стально-
го сер-
дечника
алюмини-
евой ча-
сти
Число и диаметр
проволок, мм
стального
сердеч-
ника
алюмини-
евой ча-
сти
Расчет-
ный диа-
метр, мм
Масса
1 км, кг
Строи-
тельная
длина
(не менее),
Провода марки АСУС для больших переходов
(ТУ 16.505.044-70)
АСУС-185 № I
АСУС-185 № II
АСУС-300
АСУС-500
183,5
193,0
291,0
482,3
116,5
116,5
196,9
324,3
52X2,12
14X4,2
54X2,62
54X3,37
37X2,0
37X2,0
37X2,6
51X2,6
22,5
22,4
28,7
36,9
1430
1 450
2 430
3 990
2 500
2 500
2 000
1000
Таблица 3-5
Конструктивные данные сталеалюминиевых многопроволочных
проводов с защищенным от коррозии стальным сердечником (МРТУ 2.017.20-63)
Марка
Расчетный
диаметр, мм
Масса 1 км,
кг
Марка
Расчетный
диаметр, мм
Масса
1 км, кг
Провода марки АСК
АСК-16
АСК-25
АСК-35
АСК-50
5,8
7,0
8,8
10,0
64
94
152
199
АСК-95
АСК-120
АСК-150
АСК-185
13,9
15,6
17,4
19,4
390
507
629
785
АСКО-240
АСКО-300
Провода облегченной конструкции марки АСКО
22,0
23,9
950
1 114
АСКО-400
АСКО-500
27,6
30,6
1521
1861
АСКУ-120
АСКУ-150
АСКУ-185
Провода усиленной конструкции марки АСКУ
15,9
17,9
20,9
542
692
867
АСКУ-240
АСКУ-300
АСКУ-400
22,8
25,6
29,4
1 133
1420
1878
Примечание. Остальные технические характеристики проводов марок АСК, АСКО и АСКУ
(расчетное сечение, число и диаметр проволок, строительная длина) полностью соответствуют зна-
чениям, приведенным в табл. 3-4, для проводов марок АС, АСО и АСУ соответствующих сечений.
Таблица 3-6
Конструктивные данные стальных спиральных канатов типа ТК
для грозозащитных тросов
Условное обозначение
и ГОСТ
Ст-35 (ГОСТ 3062-69)
Ст-50 (ГОСТ 3063-66)
Площадь
поперечно-
го сече-
ния, мм2
38,01
48,64
Число проволок
и их диаметр, мм
1X2,8+6X2,6
1X1,9+18X1,8
Диаметр,
мм
8,0
9,1
Масса
1 км, кг
331
418
Строительная
длина, м
Оговаривается
при заказе

506
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
ны алюминиевые провода эквивалентных
сечений;
провода марки АСО (ГОСТ 839-59) се-
чением 240 мм2 и более — на ВЛ 35—
ПО кВ при толщине стенки гололеда до
20 мм включительно;
провода марки АСУ (ГОСТ 839-59)
всех сечений — на ЗЛ 35—ПО кВ при тол-
щине стенки гололеда более 20 мм2 (при
отсутствии провода марки АСУ требуемого
сечения допускается применение провода
марки АС);
провода марки АСУ С (ТУ 16.505.044-70)
всех сечений—на В Л 35—ПО кВ при проле-
тах более 800 м при любой толщине стенки
гололеда;
провода марок АСК, АСКО, АСКУ
(МРТУ 2.017.20-63) — на ВЛ 35—110 кВ,
располагаемых в районах, где ожидается
интенсивная коррозия и разрушение стале-
алюминиевых проводов марок АС, АСО,
АСУ от воздействия агрессивных фракций
в атмосфере;
провода марки ПС (ПМС) по ГОСТ
5800-51 — на ВЛ 35—110 кВ для электро-
снабжения периферийных объектов пром-
предприятий при малой протяженности ли-
нии (до 1,5—2,0 км), где соответствующими
технико-экономическими расчетами установ-
лена целесообразность применения этих
проводов. Использование проводов марки
ПС (ПМС) при наличии агрессивных фрак-
ций в атмосфере не допускается.
В качестве грозозащитных тросов ис-
пользуются стальное многожильные оцин-
кованные канаты типа ТК. по ГОСТ 3062-69
и ГОСТ 3063-66 с номинальным сечением не
менее 35 мм2 для ВЛ 35 кВ и 50 мм2 — для
Таблица 3-7
Расход проводов на 1 км
трехфазной линии электропередачи
Марка
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
АС-16
АС-25
АС-35 |
АС-50
АС-70
АС-95
АС-120
АС-150
АС-185
2 ь
1 2 =
300
430
1 600
810
1010
190
290
470 ,
610
860
1210
1540
1 910
2 380
Марка
АСО-240
АСО-300
АСО-400
АСО-500
АСУ-120 1
АСУ-150
АСУ-185
АСУ-240
АСУ-300
АСУ-400 1
ПС (ПМС)-25
ПС (ПМС)-35
ПС (ПМС)-50
ПС (ПМС)-70
ПС (ПМС)-95
^ «0
л о
<-> со
2п
2 900
3 390
4 640
5 670
1640
2 100
2 630
3 430
4 300
5 690
600
910
1230
1 950
2 400
ВЛ 110 кВ. Предел механической прочности
проволок троса должен составлять не менее
120 кгс/мм2.
На ВЛ, располагаемых, в районах, где
ожидается разрушение стальных канатов от
коррозии, а также на особо ответственных
переходах через инженерные сооружения
пли при использовании грозозащитного тро-
са для высокочастотной связи, допускается
применение в качестве троса сталеалюмини-
евых проводов по ГОСТ 839-59.
Конструктивные данные проводов и
тросов — см. табл. 3-3—3-6.
Расход проводов различных марок на
1 км ВЛ, включая отходы, приведен в
табл. 3-7, данные которой используются для
составления спецификаций, смет и расчетов
за выполненные работы.
3-3. ИЗОЛЯТОРЫ И ЛИНЕЙНАЯ
АРМАТУРА
Для ВЛ в зависимости от напряжения
и назначения могут применяться подвесные
и штыревые изоляторы. Коэффициент за-
паса прочности изоляторов определяется но
формуле
где # — для штыревых изоляторов — ме-
ханическая нагрузка, разрушающая изоля-
тор, для подвесных изоляторов — испыта-
тельная комбинированная электромеханиче-
ская нагрузка на изолятор, кгс; Т — тяже-
ние провода, кгс.
Для штыревых изоляторов при нор-
мальном и аварийном режиме работы ВЛ
/?=2,7; для подвесных изоляторов при нор-
мальном режиме /г = 2,7, при аварийном ре-
жиме /г=1,8 и среднегодовой температуре
/г = 5,0.
»Кг—
\\\ 1 /
и ^—*~
*
б) г)
Рис. 3-1. Изоляторы линейные штыревые.
а —типа ШС-10 и ШСС-10; б —типа ШЖБ-10;
в —типа ШЭБ-20; г — типа ШЖБ-35.

§3-3]
Изоляторы и линейная арматура
507
Таблица 3-8
Изоляторы линейные штыревые высоковольтные (рис. 3-1)
Тип
ШС-10
ШСС-10
ШЖБ-10
ШЖБ-20
ШЖБ-35
к
к
к
а
с
сз
X
6 и 10
6 и 10
6 и 10
20
35
Размеры, мм
Н
105
109
120
196
285
И
140
150
212
230
310
Напряжение, кВ
СП
те <и
схо
* ?
о о.
60
60
70
100
140
со
со
О.0)
о о
СЕ
О К
5 а
34
34
45
70
100
о
о
я
и
\о
о
о.
с
78
78
100
130
182
Импульсное на-
пряжение (макси-
мальное значение),
кВ
со
с Ж
80
80
80
125
195
о <и
Я Я
Я Я с;
о. га с
с л в
100
100
100
158
240
к
Я*
о .
га га
Э ~
^>>
Я и
та га
О. я
1400
1400
1400
1000
1500
со
<•>
га
%
1,4
1,35
2,5
4,85
11,0
Таблица 3-9
Изоляторы линейные подвесные высоковольтные (рис. 3-2—3-4)
Размеры, мм
•¦^3
я: я >
га да с
О с) с
~2 3
га н "
с. 5
га ч
о ей
0> я
Я Ф
° к
Испытательное одно-
минутное напряжение
при частоте 50 Гц, кВ
«2
О 0>
^5
{- Ь 2
3^ о
Для незагрязненной атмосферы (рис. 3-2)
187
140
140
130
140
270
270
270
255
260
16
16
16
16 |
16
6 000
6000
6 000
6 000
12 000
ПО
ПО
по
90
90
60
60
60
58
70
32
32
32
37
40
285
280
324
255
330
1.7
2,0
2,3
1,95
2.3
Для загрязненной атмосферы (рис. 3-3 и 3-4)
6,5
6,0
5,3
4,1
5,2
ПФГ-5
ПФГ-6
ПФГ-8
198
198
214
250
270
300
16
16
22
5 000
6 000
8000
ПО
ПО
120
95
100
105
41
45
51
450
455
490
2,35
2,38
2,24
10,4
8,1
13.1
Крепление проводов на штыревых изо-
ляторах выполняется проволочными вязка-
ми или специальными зажимами. Крепле-
ние провода к подвесным изоляторам осу-
ществляется поддерживающими и натяжны-
ми зажимами. Крепление защитных тросов
к промежуточным опорам разрешается толь-
ко глухими поддерживающими зажимами, а
к анкерным — только натяжными зажи-
мами.
Коэффициент запаса механической
прочности, крюков, штырей, поддерживаю-
щих и натяжных зажимов, сцепной армату-
ры и прочих деталей крепления проводов,
тросов и изоляторов к опорам должен быть
не менее 2,5 при нормальном режиме рабо-
ты ВЛ, 1,7 — при аварийном и 4,5 — при
среднегодовой температуре.
Типы и характеристики линейных изо-
ляторов и гирлянд, поставляемых трестом
Электросетьизоляция, приводятся в табл. 3-8
и 3-9 и на рис. 3-1—3-4. Количество изоля-
торов в поддерживающих гирляндах (три
при 35 кВ и семь — при ПО кВ) на ВЛ с
деревянными опорами должно быть умень-
шено на один. В натяжных гирляндах ВЛ
принимается на один изолятор больше, чем
в поддерживающих гирляндах. Количество
подвесных изоляторов в гирляндах для ВЛ,
проходящих в местностях, расположенных
на высоте 1 000—2 500 м над уровнем моря,
должно быть увеличено на один.
Линейная арматура, применяемая на
ВЛ выше 1 000 В, изготовляется трестом
Э л ектр осетьиз о л я ция.

508
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
п1Ли Ч
ЕрййЫ
Рис. 3-2. Изоляторы линейные Рис. 3-3. Изолятор линей- Рис. 3-4. Изолятор линейный
подвесные. ный подвесной для под- подвесной для натяжных гир-
держивающих гирлянд в лянд в загрязненной атмосфере
загрязненной атмосфере типа ПГФ-6.
типа ПГФ-5.
3-4. ОПОРНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
При сооружении ВЛ применяются про-
межуточные, анкерно-угловые, концевые и
транспозиционные опоры. Конструкции опор
рассчитываются на нагрузки при нормаль-
ном и аварийном режимах работы ВЛ, а
также на нагрузки при монтаже самих опор,
проводов и тросов. Промежуточные опоры
составляют 60—80% общего количества
опор на В Л (в зависимости от условий про-
хождения трассы).
На ВЛ напряжением ниже 35 кВ про-
вода, как правило, крепятся к штыревым
изоляторам. На ВЛ напряжением 35 кВ и
выше провода крепятся с помощью гирлянд
подвесных изоляторов.
Анкерные опоры применяются в мес-
тах, определяемых условиями работы и
монтажа ВЛ. Они могут быть нормальной
и облегченной конструкции. Угловые опоры
могут быть промежуточными и анкерными;
последние могут быть нормальной и облег-
ченной конструкции. Угловые опоры уста-
навливаются в местах поворота ВЛ. Креп-
ление проводов на анкерно-угловых опорах
осуществляется как к штыревым изолято-
рам, так и к гирляндам подвесных изолято-
ров. Концевые опоры устанавливаются в
начале и конце ВЛ вблизи приемных пор-
талов подстанций. Транспозиционные опо-
ры применяются на ВЛ напряжением
110 кВ и выше при длине линии более
100 км для изменения мест расположения
проводов.
Материалы для изготовления опор.
Опоры ВЛ электропередачи изготовляют из
железобетона, дерева и металла. Железобе-
тонные опоры выполняются центрифугиро-
ванными или вибрированными с напряжен-
ной и ненапряженной арматурой. Для же-
лезобетонных опор и приставок применяют-
ся бетоны марок 200, 300, 400 и 500. Моро-
зостойкость бетона (число выдерживаемых
циклов замораживания и оттаивания) не ни-
же 100.
Для изготовления деревянных опор
применяются сосна и лиственница. Для
опор ВЛ напряжением 35 кВ и ниже допу-
скается применение ели и пихты для всех
элементов опоры, кроме траверс и пасын-
ков. Ответственные деревянные детали сое-
динений элементов деревянных конструк-
ций — шпонки, нагели — должны изготов-
ляться из древесины твердых лиственных
пород. Древесина должна быть качественно
пропитана в соответствии с указаниями
ГОСТ 5430-50. Лиственница зимней рубки
применяется непропитанной. Бревна для
опор ВЛ применяются из леса 3-го сорта
по ГОСТ 9463-60.
Для металлических опор применяются
сталь углеродистая обыкновенного качества
по ГОСТ 380-71 и низколегированные стали.
Для стальных конструкций опор ВЛ,
имеющих сварные соединения, устанавлива-
емых в районах с расчетной наружной тем-
пературой выше —30 °С, применяется сталь
марки ВМСТ-Зпс5. Для стальных конструк-
ций опор ВЛ, имеющих сварные соединения,
в районах с температурой от —30 до
—40 °С, за исключением специальных опор,
в элементах конструкций толщиной до
10 мм включительно применяется сталь мар-
ки ВМСт-Зпс5, а в элементах конструкций
толщиной 11—25 мм применяется сталь
марки ВМСт-Зсп5. Для специальных пере-
ходных опор, устанавливаемых в районах
с расчетной температурой выше —30 °С и
в районах с температурой от —30 до
—40 °С, в элементах конструкций толщиной
до 10 мм применяется сталь марки ВСтЗ-пс5,
а в элементах толщиной 11—25 мм — сталь
марки ВСтЗ-сп5.
Для конструкций опор ВЛ, собираемых
на болтах или заклепках и не имеющих
сварных ' соединении, предназначенных для
установки в районах с расчетной темпера-
турой выше —30 °С, применяется сталь мар-
ки ВСтЗ-псб и для районов с температурой
от —30 до —40 °С включительно — сталь
марки ВМСт-Зпсб.
Низколегированные стали мартеновской
плавки марок 14Г2, 10Г2С1, 15ХСНД с до-
полнительными гарантиями ударной вязко-
сти при температуре —40 °С допускаются к
применению для поясов специальных опор,
а также тяжелонагруженных анкерно-угло-

§ 3-4]
Опорные конструкции
509
Таблица 3-10
Опоры деревянные из цельных стоек на железобетонных и деревянных
приставках (рис. 3-5 и 3-6) для ВЛ 6-10 кВ
Автор
проекта
Тип
Ри-
сунок
Размеры,
Н
н
А
1
Б
В
Расход материа-
лов
о"
с;
С
^2
и
2
О
-
Опоры с применением цельных стоек
(Сельэнергопроект 3.407-32}
Сель-
энерго-
проект
Сель-
энерго-
проект
Промежуточная
Пб-13
Промежуточная
Пб-14
Угловая промежуточ-
ная УПб-11
Анкерная АКб-11
Угловая анкерная
УАб-11
Опоры на железобе
(Се.
Промежуточная Пб-1
Промежуточная Пб-2
Промежуточная Пб-8
Промежуточная
Пб-10
Угловая промежуточ-
ная УПб-1
Угловая промежуточ-
ная УПб-2
Анкерная Кб-1 и Аб-1
Анкерная Кб-2 и Аб-2
Угловая анкерная
УАб-1
Угловая анкерная
УАб-2
Ответвительная 06-1
Ответвительная 06-2
3-5, а
3-5,6
3-5, г
3-5. в
3-5. д
7 600
8 110
7 900
7 800
7 800
1 900
1 900
1 800
1 800
1 800
—
1000
1250
1 200
1 200
1 025
750
1 125
1 125
1 125
—
—
3 800
3 800
3 800
0,34
0,43
1,08
1,24
1,9
7,5
14,0
22,5
35,9
62,4
тонных и деревянных приставках
льэнергопроект 3.407-49)
Тяж-
пром-
электро-
проект
3-6, а
3-6, а
3-6, а
3-6, а
3-6, в
3-6,6
3-6,6
3-6,6
3-6, г
3-6, г
—
—
8 000
8 100
8 000
9 100
8 200
8 200
8 150
8 150
8 150
8 150
8 150
8 150
1 900
1 800
1800
2 000
1800
1800
1800
1800
1800
1 800
1800
1 800
1500
1 500
2 100
2 200
1 300
1 300
1 450
1 450
1 450
1 450
1 450
1 450
—
—
—
—
1 125
1 125
I 125
1 125
1 125
1 125
1 125
1 125
—
—
—
—
4 500
4 500
4 500
4 500
4 500
4 500
4 500
4 500
0,24
0,44
0,46
0,26
0,76
1,21
0,92
1,37
1,4
2,0
0,92
1,45
2,0
2,0
2,0
2,0
34,3
30,4
43,9
39,9
77,5
71,5
47,6
43,6
Опоры на железобетонных приставках и сваях
(Тяжпромэлектропроект 3.407-16)
Промежуточная П-1
Угловая промежуточ-
ная УП
Угловая У1
Угловая У2
Концевая КА-1
Концевая КА-2
3-6, а
3-6. в
3-6, г
3-6, г
3-6, 6
3-6; б
9 100
9 900
10 100
10 100
9 600
9 600
2 300
2 400
2 500
2 500
2 400
2 400
1 000
1050
2 200
2 200
1 125
1 125
—
1 000
1 750
1 750
800
800
—
4 400
3 200
3 200
5 200
5 200
0,3
0,73
1,2
1,4
0,74
0,80
0,0 1
42,0
72,0
84,0
42,0
48,0

5К)
Внецехоеые электрические сети
[Рйэи. 3
Таблица 3-11
Опоры железооетонные (рис. 3-7)
Автор проекта
Тип
Размеры, мм
Расход
материалов
Бетон,
Сталь,
Рисумок
Унифицированные железобетонные опоры для ВЛ
электропередачи б—10 кВ (Сельэнергопроект Т-576-64-У)
Сельэнерго-
проект
Промежуточная П-10
Промежуточная пере-
ходная ПП-10
Угловая промежуточ-
ная УПА-10
Анкерная АА-10
9 100
12 330
7900
7 900
2 200
3 000
1600
1 1600
—
1000
1000
900
—
—
5 900
5 900
0,39
1,02
0,78
0,78
45,0
243,0
195,0
245,3
3-7, а
3-7, а
3-7, в
3-7, 6
Опоры ВЛ электропередачи напряженней 6—10 и 20 кВ
из предварительно напряженных железобетонных центрифугированных стоек
(Тяжпромэлектропроект 3.407-74)
Тяжпром-
электо-
проект
[
Промежуточная П-1
Промежуточная П-2
Промежуточная П-3
Промежуточная П-4
Промежуточная П-5
Промежуточная П-6
Промежуточная П-7
Промежуточная П-8
Промежуточная пере-
ходная ПП-1
Промежуточная пере-
ходная ПП-2
Промежуточная пере-
ходная ПП-3
Промежуточная пере-
ходная ПП-4
Угловая промежуточ-
ная УП-1
Угловая промежуточ-
ная УП-2
Угловая промежуточ-
ная УП-3
Угловая промежуточ-
ная УП-4
Анкерная А-1
Анкерная А-2
Анкерная А-3
Анкерная А-4
Угловая анкерная
УА-1 1
9100
9100
9 100
9100
9 100
9100
9 100
9 100
10 800
10 800
10 800
10 800
8 900
8 900
8 900
8 900
11080
11080
11080
11080
11080
1 2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2200
2 500
2 500
2 500
2 500
2 200
1 2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
1000
1250
1 000
1250
1000
1250
1000
1250
1000
1 250
1000
1 250
1 155
1 445
1 155
1 445
1 000
1 250
1 000
1 250
1 155
—-
—
—
—
| —
—
—
—
—
—
—
—
4 420
4 420
4 420
4 420
5 190
5 190
5 190
5 190
5 190
1 0,37
0,38
0.37
0,38
0,45
0.46
0,45
0,46
0,54
0,55
0,54
0,55
0,74
0,74
1,13
1.13
1,02
1,02
1,15
1,15
1,48
87,2
89,4
84,0
86.1
118,35
120,5
115,0
117,2
105,5
107,7
102,2
104,4
278,9
299,4
399,3
409,8
237,1
245,8
287,3
297,6
546,6
3-7, а
3-7, а
1 3-7, а
3-7, а
3-7, а
3-7, а
3-7. а
! 3-7, а
3-7, а
3-7, а
3-7, а
3-7, а
3-7, в
3-7, в
3-7, в
3-7, в
3-7,6
3-7,6
3-7,6
3-7.6
3-7,6

§3-4]
Опорные конструкции
511
Продолжение табл. 3-11
Автор проекта
Тяжпром-
электро-
проект
Тип
Угловая анкерная
УА-2
Угловая анкерная
УА-3
Угловая анкерная ]
УА-4
Концевая К-1
Концевая К-2
Концевая К-3
Концевая К-4
Размеры, мм
И
11080
11080
11080
8 900
8 900
8 900
8 900
л
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
2 200
Б
1445
1 155
1445
1000
1250
1000
1250
1 в
5 190
5 190
5 190
4 420
4 420
4 420
4 420
Расход
материалов
Бетон
1 м3 '
1.48
1,61 1
1,61
0,9
0,9
0,9
0,9
Сталь,
кг
557,1
560.2
582.6
424,0
433,7
433,9
444,2
Рисунок
3-7.6
3-7.6
3-7,6
3-7,6
3-7.6
3-7.6
3-7.6
Унифицированные промежуточные железобетонные центрифугированные
свободностоящие опоры ВЛ 35—220 кВ
(Энергосетьпроект ПЗОТМ-ТЗ) (рис. 3-8)
Таблица 3-12
Тип
ПБ-33
ПБ-35
ПБ-22
ПБ-24
ПБ-21
ПБ-23
ПБ-25
ПБ-25-1
ПБ-26
ПБ-28
ПБ-30
ПБ-30-1
Рисунок
3-8, а
3-8, а
3-8,6
3-8,6
3-8, а
3-8, а
3-8, а
3-8, а
3-8.6
3-8,6
3-8.6
3-8.6
Напря-
жение,
кВ
35
35
35
35
ПО
ПО
110
ПО
ПО
110
НО
ПО
Размеры, мм
Н
14 500
13 500
12 500
10 300
14 500
14 500
14 500
15 500
13 500
13 500
11500
12 500
А
3 000
4 000
3 000
4 000
3000
3000
5 000
4 000
3000
3 000
4 000
3 500
Б
2 000
2 000
3 250
3 250
2 100
2 100
2 285
2 285
2 285
2 285
2 285
2 285
В
1000
1000
1750
1750
1750
1750
1750
1750
2 000
2 000
2 000
2 000
^
1750
2 000
2 450
2 450
2 450
2 450
2 750
2 750
2 750
2 750
3 200
3 200
Расход материалов
Бетон, м3
1,67
1,67
1,81
1,67
1,67
1,81
1,81
1,81
1,81
1,81
1,67
1,81
Металл, кг
598,5
604,7
880,3
827,3
625,8
692,2
807,6
807,4
989,6
1056,3
966,2
1019,4
Опоры металлические Энергосетьпроекта (рис. 3-9)
Таблица 3-13
Шифр
Ри-
сунок
Напря-
жение,
кВ
Размеры, мм
I 4 | 5 | В | Г |
Масса,
Унифицированные стальные нормальные опоры ВЛ
35, ПО и 150 кВ (проект 3.407-68)
Промежуточная
П35-1
Промежуточная
П35-2
3-9, а
3-9,6
35
35
15 000
14 000
14000
12 000
3 000
4 000
3 000
4 000
2 000
3 000
2 000
2 000
3 300
3 300
1800
1 800
1637
1976

512
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Шифр
Промежуточная
П110-1
Промежуточная
П110-3
Промежуточная
П110-5
Промежуточная
П110-2
Промежуточная
П110-4
Промежуточная
П110-6
Анкерно-угловая
У 35-1
Анкерно-угловая
У35-2
Анкерно-угловая
У110-1
Анкерно-угловая
У110-2
Ри-
сунок
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, б
3-9, б
3-9, б
3-9, а
3-9, б
3-9, а
3-9, б
Напря-
жение,
кВ
110
ПО
ПО
по
110
ПО
35
35
ПО
ПО
Продолжение
т а б л
Размеры, мм
Н
19 000
19 000
19 000
19 000
19 000
19000
10 000
10 500
10 500
10 500
1 -
4 000
4 000
6 000
4 000
4 000
6 000
3 000
3 000
4 000
4 000 !
Б \ в \ г \ Д
2 000
2 000
3 000
4 000
4 000
4 000
4 950
4 950
6 200
6 200
2 000
2 100
' 2 100
2 000
2 100
2 100
2 800
2 800
3 500
3 500
4 100
4 200
4 200
4 100
4 200
4 200
3 500
3 500
5 000
5 000
2 500
2 800
2 800
2 500
2 800
2 800
4 200
4 200
4 800
4 800
3-13
Масса,
кг
1951
2 546
2 673
2 731
3 309
3 856
3 216
5 136
5 149
8 180
Унифицированные стальные специальные опоры ВЛ
35, ПО и 150 кВ (проект 407-4-19)
Промежуточная пони-
женная ПС35-2
Промежуточная
ПС35-4
Промежуточная пони-
женная ПСНО-3
Промежуточная пони-
женная ПСПО-5
Промежуточная
ПС100-9 (горная)
Промежуточная
ПС 110-12 (город-
ская)
Промежуточная
П110-1 с подставкой
Промежуточная
ППО-3 с подставкой
Промежуточная
ППО-5 с подставкой
Промежуточная пони-
женная ПС 110-4
Промежуточная пони-
женная ПС 110-6
Промежуточная
Ш10-10 (горная)
3-9, б
3-9, б
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, б
3-9, б
3-9, б
35
35
ПО
ПО
по
35—
ПО
ПО
110
ПО
ПО
ПО
ПО
1 11000
9 000
12 000
15 000
15 000
19 000
19 000
23 000
23 000
23 000
15 000
15 000
19 000
3 000
4 000
4 000
4 000
6 000
6 000
4 000
4 000
4 000
6 000
4 000
6 000
6 000
3 000
3 000
2 000
' 3 000
2 000
2 000
2 000
2 000
3 000
4 000
4 000
3 000
2 000
2 100
2 100
2 100
2 600
2 100
2 000
2 100
2 100
2 100
2 100
2 600
3 300
4 200
4 200
4 200
4 200
4 200
4 100
4 200
4 200
4 200
4 200
4 200
1 500
2 060
1 2 400
2 400
2 800
]
1000
2 850
3 100
3 100
2 400
2 400
2 750
1683
2 275
2 124
2 248
2 962
2 300
2 646
3 225
3 352
2 924
3 390
4 795

§ 3-4] Опорные конструкции 513
Продолжение табл. 3-13
Шифр
Промежуточная
ППО-2 с подставкой
Промежуточная
Ш10-4 с подставкой
Промежуточная
П119-6с подставкой
Промежуточная угло-
вая ПУСИО-1
Промежуточная угло-
вая ПУС110-2
Анкерно-угловая
У110-1 с подставкой
Анкерно-угловая
У110-1 с двумя под-
ставками
Анкерно-угловая
УС-110-5 (город-
ская)
Анкерно-угловая
УС 110-9
Анкерно-угловая
У110-2 с подставкой
Анкерно-угловая
У110-2 с двумя под-
ставками
Анкерно-угловая
УС 110-6 (город-
ская)
Анкерно-угловая от-
ветвительная
УС 110-7
Анкерно-угловая от-
ветвите л ьная
УС110-3
Ри-
сунок
3-9, б
3-9, б
3-9, б
3-9, а
3-9, б
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, а
3-9, б
3-9, б
3-9, б
—
—
Напря-
жение,
кВ
ПО
110
110
ПО
110
ПО
ПО
35—
110
ПО
ПО
ПО
35—
ПО
110
ПО
Размеры, мм
И
23 000
23 000
23 000
19 000
19 000
29 500
24 500
15 500
10 500
19 500
24 500
15 500
10 500
10 500
А
4 000
4 000
6 000
6 000
6 000
4 000
4 000
4 000
4 000
4 000
4 000
4 000
4000
4 000
Б | в
4 000
4 000
4 000
4 500
4 500
6 200
6 200
6 200
6 200
6 200
6 200
6 200
6 200
6 200
2 000
2 100
2 100
3 400
3 400
3 500
3 500
3 500
3 500
3 500
3 500
3 500
3 500
3 500
г | д
4 1С0
4 200
4 200
4600
4 600
5 000
5 000
5 000
3 500
5 000
5 000
5 000
5 000
5 000
2 850
3100
3100
3 300
3 300
7 500
9 000
3 000
4 800
7 500
9 000
3 000
4 800
4 800
Масса,
кг
3 407
4 050
4 597
4 565
6 894
8 421
11635
7 378
5 300
11826
15 230
10 906
7 687
12 300
Таблица 3-14
Унифицированные деревянные нормальные опоры ВЛ 35 и ПО кВ
(Энергосетьпроект 3.407-69) (рис. 3-10)
Шифр
Промежуточная
ПД35-1
Промежуточная
ПД35-3
Промежуточная
ПД35-5
Промежуточная
ПД110-1
Рисунок
3-10, а
3-10, а
3-10, а
3-10, а
Напря-
жение ВЛ,
кВ
35
35
35
ПО
Размеры, мм
Н
12 900
12 900
13150
12 900
н
2 500
2 500
2 500
2 500
А
2 000
2 000
2 000
2 000
Б
3 000
3 000
3 000
4 000
в
3 000
3 000
3 000
4 000
Расход мате-
риалов
Де-
рево,
м'5
2,2
2,6
3,1
2,3
Ме-
талл,
кг
43,0
46,0
3,1
43,0
33—478

514
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Шифр
Промежуточная
пдпб-з
Промежуточная
ПД110-5
Анкерно-угловая на
оттяжках УД110-9
Рисунок
3-10, а
3-10, а
3-10, б
Напря-
жение ВЛ,
кВ
ПО
по
35—110
Продолжение таб>
Размеры, мм
И
12 900
13 150
10 850
н
2 500
2 500
2 800
А
2 000
2 000
Б
4 000
4 000
3 850
4 850
в
4000
4 000
5 300
ч. 3-14
Расход
материалов
Де-
рево,
м1 ]
3,2
3,2
4.9
Ме-
талл,
кг
31,0
31,0
706,0
Таблица 3-15
Железобетонные основания опор
Тип
фундамента
Размеры, мм
И
Расход мате-
риалов
Бетон,
м3
Металл,
кг
Тип
фундамента
Размеры, мм
Н
Расход мате-
риалов
Бетон,
м'
Металл,
кг
Фундаменты (рис. 3-11,
Ф1-К
Ф1
Ф2
ФЗ
Ф4
Ф5
Ф2-У
ФЗ-У
Ф4-У
Ф4-УА
Ф5-У
Ф6
Ф6-У
Ф6-УП
Ф6-УА
Ф6-УАП
[2 200
2 700
2 700
2 700
2 700
3 200
3 200
3 200
3 200
3 200
3 200
5000
3500
5000
3 500
[5000
1200
1200
1500
1800
2 000
2 200
1500
1800
2 000
2 000
2 200
2 600
2 600
2 600
2 600
2 600
0,47
0,52
0,90
1,10
1,50
1,80
1,00
1,20
1,65
1,65
1,80
3,39
2,85
3,39
2,85
3,39
а)
112,0
120,0
139,0
202,0
228,0
288,0
303,0
470,0
531,0
506,0
716,0
1 088,0
9Р5,0
1 163,0
985,0
1 163,0
Сваи (рис. 3-11,6)
СХ25-5-2
СХ^5-6-2
СХ25-6-1
СХ30-5-2
СХЗО-6-2
СХЗО-6-1
СХ35-5-2
СХ35-6-2
СХ25-5-4
СХ25-6-4
СХЗО-5-4
СХЗО-6-4
СХ35-5-4
СХ35-6-4
СХ40-6-4
СХ35-5-1
СХ35-6-1
СХ40-6-1
СХЗО-6-0
СХ30-6-С
[5 000
6 000
6 000
5 000
6 000
6 000
5 000
6 000
5 000
16 000
15 000
16 000
5 000
[6 000
6 000
5 000
6 000
6 000
6 000
6 000
250
250
250
300
300
300
350
350
250
250
300
300
350
350
400
350
350
400
300
300
0,30
0,36
0,36
0,42
0,51
0,51
0,57
0,69
0,30
0,36
0,42
0,51
0,57
0,69
0,91
0,57
0,69
0,91
0,51
0,51
133,0
149,0
146,0
144,0
160,0
150,0
168,0
188,0
200,0
228,0
268,0
308,0
338,0
390,0
474,0
309,0
357,0
451,0
206,0
176 0
вых опор при установке в районе с темпе-
ратурой выше — 40°С (ГОСТ 5058-65).
Конструкции опор ВЛ, предназначенные
для установки в районах с расчетной тем-
пературой ниже — 40 °С, должны выпол-
няться в соответствии с указаниями
СН 363-66 в отношении применяемых ма-
рок сталей и технологии изготовления.
Опоры ВЛ 6—10 кВ (табл. 3-10, 3-11 и
рис. 3-5—3-7).
На ВЛ 6—10 кВ следует применять
железобетонные опоры с напряженной или
ненапряженной арматурой, выполненные
виброспособом или центрифугированием.
Для районов с большими лесными мас-
сивами рекомендуется применение деревян-
ных опор с деревянными или железобетон-
ными приставками.
Опоры В Л 35 кВ (табл. 3-12—3-14,
рис. 3-8—3-10).
На ВЛ 35 кВ железобетон применяется
только для изготовления промежуточных
опор. Металлические одноцепные и двухцеп-
ные опоры используются в качестве анкер-

§ 3-4]
Опорные конструкции
515
гт
ру?
¦Р-И^Т ТЭТФ
*У ю
«ГИРГ ЧфГЮГШУФЪ
а —- промежуточи
Рис. 3-5. Опоры деревянные из цельных стоек.
па Пб-13; 6 — промежуточная типа Пб-14; в — анкерная; г — угловая проме-
жуточная; д — угловая анкерная.
Рис. 3-6. Опоры деревянные с приставками.
а — промежуточная; 6 — анкерная; в — угловая промежуточная; г — угловая анкерная.
33*
Рис. 3-7. Опоры железобетонные.
а — промежуточная; б — анкерная; в -~ угловая промежуточная; г —угловая анкерная.

516
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
но-угловых и концевых при железобетонных
промежуточных опорах. Промежуточные
металлические опоры используются в ред-
ких случаях: при тяжелых климатических
\А
«рте
«1
1
1
1
/71 {
Ч
1 §
а)
Рис. 3-8. Опоры железобетонные промежу-
точные.
а — одноцепная; б — двухцепная.
Рис. 3-9. Опоры металлические.
а — одноцепная; 6 — двухцепная.
условиях и при технико-экономических обо-
снованиях сооружения ВЛ по промпло-
щадкам.
Для районов с большими лесными мас-
сивами применяются деревянные опоры с
заводской пропиткой.
Опоры ВЛ ПО кВ (табл. 3-12—3-14 и
рис. 3-8—3-10).
На ВЛ ПО кВ железобетон применяет-
ся для .изготовления промежуточных одно-
цепных и двухцепных опор. Металлические
одноцепные и двухцепные опоры использу-
ются в качестве анкерно-угловых и в неко-
торых случаях — промежуточных опор.
Рис. 3-10. Опоры деревянные,
а —промежуточная; б - угловая анкерная.
^а^
У_1
Ф 5)
Рис. 3-11. Железобетонные основания опор.
а — фундамент; б — свая.
Железобетонные и деревянные опоры
специальных оснований и фундаментов не
имеют, за исключением ригелей, подпятни-
ков и других деталей для закрепления.
Металлические опоры ВЛ 35 и ПО кВ
устанавливаются на железобетонные фунда-
менты и сваи (табл. 3-15, рис. 3-11).
3-5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
Целью электрических расчетов явля-
ется уточнение параметров линии электро-
передачи выше 1 000 В, намеченных схе-
мой электроснабжения предприятия.
Исходными данными для производст-
ва электрических расчетов являются:
схема электроснабжения предприятия;
величины расчетных нагрузок на ли-
нию в нормальном и аварийном режимах

§ 3-51
Электрические расчеты
517
(Ракт, соз ф, число часов использования
максимума). При резко меняющейся на-
грузке в нормальном режиме в расчет
должны приниматься пределы колебания
НагруЗОК (Рмакс, Рмин);
величина выходного напряжения цен-
тра питания (ЦП) и пределы регулирова-
ния напряжений в ЦП.
Электрический расчет линии электро-
передачи 6—110 кВ включает:
расчет линии на потерю энергии и
пропускную способность. В результате
расчета определяется сечение проводов
линии по условиям экономической плотно-
сти тока и нагрева;
расчет сети на отклонение напряже-
ния. В результате расчета определяется
допускаемая величина потери напряже-
ния для рассматриваемого звена сети;
расчет линии на потерю напряжения.
Электрические характеристики. Элект-
рическая сеть содержит линии и трансфор-
маторы. В практических расчетах линии
и трансформаторы рассматриваются с со-
средоточенными сопротивлениями и про-
водимостями.
Схема замещения линии в сетях 6—
35 кВ состоит из последовательно соеди-
ненных активного г и реактивного (индук-
тивного) х сопротивлений (рис. 3-12, а);
в сетях 110 кВ принимается П-образная
схема замещения, в которой дополнитель-
но включены активная § и реактивная Ь
проводимости (рис. 3-12,6).
Схема замещения трансформатора в
сетях 6—35 кВ также состоит из последо-
вательно соединенных активного и реактив-
ного сопротивлений (рис. 3-12, в); в сетях
110 кВ принимается Г-образная схема за-
мещения трансформатора, в которой по-
мимо активного и реактивного сопро-
тивлений учитывается активная проводи-
мость ^т и реактивная проводимость Ьт
(рис. 3-12, г, д). Для повышающих и по-
нижающих трансформаторов проводимости
подключают в начале схемы замещения,
т. е. со стороны подачи энергии.
Активное сопротивление. Ак-
тивное сопротивление алюминиевых и ста-
леалюминиевых проводов, Ом/км,
где #Ср= У ^12^23^31 — среднее геомет-
рическое расстояние между осями прово-
дов (здесь 1, 2, 3 — фазы линии); б, — ди-
аметр провода.
Реактивное сопротивление линии, Ом,
х = х01. (3-6)
Значения активных и реактивных соп-
ротивлений алюминиевых и сталеалюмини-
евых проводов приведены в табл. 3-16.
Активная проводимость.
В воздушных линиях потери активной
мощности обусловливаются явлениями ко-
роны и несовершенством изоляции прово-
дов. В расчетах сетей напряжением до
110 кВ включительно активные проводи-
мости линий, как правило, не учитываются.
Реактивная проводимость.
Рабочая емкость трехфазной воздушной
линии, отнесенная к 1 км длины, Ф/км,
Реактивные проводимости (обшая
и удельная 1/Ом) определяются по
Ом-км
формулам
7,58
Ь0 = со С0 — Ю-б, (3-8)
Ь = Ь01. (3-9)
Значения реактивной проводимости ВЛ
приведены в табл. 3-17. Емкость проводов
'о:
" Р
1
ур
(3-2
(3-3)
Рис. 3-12. Схемы замещения.
а —линии 6—35 кВ; б — линии ПО кВ; в — транс-
форматора в сетях 6—35 кВ; г — двухобмоточного
трансформатора в сети 110 кВ; д — трехобмоточ-
ного трансформатора в сети 110 кБ.
где р — удельное электрическое сопротив-
ление провода, Ом-мм2/км; у — удель-
ная электрическая проводимость провода,
км/(Ом-мм2); Р — номинальное сечение про-
вода, мм2.
Активное сопротивление линии, Ом,
г = г0/, (3-4)
где / — длина линии, км.
Реактивное сопротивление.
Реактивное сопротивление алюминиевых и
сталеалюминиевых проводов, Ом/км,
х0 = 145-10-31§ -^-^-4-0,016, (3-5)

с:
•8*
3
«О
М^
*^
к в
о
ю
4а
я
«
о
и
х
В
а«
О
^
3
^
ьо
п>
к
М
аз
Ья
Я
*
Я
п>
0>
со
«
н
а
га
в
РО
Я
а« а>
-
5
СМ
ТЗ
""
2
О
О
н
ж
со
а
8
о
с:
о-
Й5>^
>
юпп>п
о-
о
1 *~-
1 *""
о
со
ел
00
1 о
со
о
| оо
1 °
8}
1 ю
1 °
со
оо
ел
[ о
со
СО
ел
со
о
о
>>>^>
ппп>п
*<<*9 го
^юОю^
10
4*
о
Ц^ , 4^ О
§ю о
о
о
|М
со
о
со
Сл
СО
о
СО
•^
00
о
8
О
о
со
со
4*
О
4ь>
о
поп>
%?*9
I
оооо —
спел 00
* " 5*
О
»—<
-чЗ
1
1
1
1
о
со
сл
ел
о
3
^
о
со
00
СП
о
со
СО
4>-
о
4Ь.
о
ю
о
4*
о
СО
>
п
00
о*
»>^
ппо>
*ъ
|оЗ§
о
ю
*~*
1
1
1
о
8
00
о
со
^4
ю
о
&
4*
о
со
СО
оо
о
ё
*~
о
4*
о
со
о
4*
>—»
ф
>
п
8
3 -
о
КЗ
-<|
о
ё
со
о
со
ю
со
о
со
4^
-VI
о
со
8
о
со
--4
СО
о
ш
1—»
о
4^
о
&
00
о
4*
1—¦*
о
о
4*
ю
со
>
о
КЗ
о
>>>
ООП
со -ч ел
ел о о
ооо
СО 4*-О
со а? ел
ооо
СО СО со
— ю со
-ооо
СО со со
СО 4* СЛ
»— — со
ооо
со со со
ел ел -ч
СО 4ь. 4*
ооо
СО со со
•^00 СО
— ю ю
ооо
СО СО 4^
00 со о
СД СЛ СТ>
ооо
СО 4Х 4^
СО О —
---1 00 00
ооо
4^ 4* 4!ь
О — N0
С7> -^ -Ч
ООО
4^> 4*. -ра.
— ю со
4*> О' О"»
о о
4* 4* 1
N0 СО '
юсо
ОО
^^ 1
Ю 4* '
<ю
>>>
поп
СОЮ-
ел ел СП
о»— ю
00 со с
ел оо о")
ооо
со со со
4^СЛ -Ч
С5 Ю 4*
ооо
со со со
Сл-О 00
Ю Сл СО
ооо
СО СО 4^
00 СО —
ел оо —
ооо
4!ь 45- 4^
О осо
со -ч
ооо
4а> 44*. 4*>
— ~ 4*.
N3 ¦<! Ю
оо
4*> 4^
ЮСО 1
со —
о
4* 1 1
со ' '
00
о
*| 1
о
1 1 1
1 1 1
>>> >>> >>> >>>
СТ5СЛ44». СОЮ'— *— — СО --.1СЛСО
•о-о о О4^оо сл ю сл оосл
ооо о о ел оо
о о о о о о о о о о о о
ро'о — — — ююоэ ^о^'со
СЛСТ>00 ОСО-^1 — «^ ^ Сл&Ю
юсо слю
о ооо ооо
III |Г*§ 8 ца 8 Кй
оо сл со со — — ю
ооо ооо ооо ооо
ю ю ю
¦<! оооо
<Л — СО
<Ьо — —ЮСО 4*.СЛСЛ
<5 4*. — ел-^со елслел
ООО ООО ООО ООО
со со со
о ел ел
ооо ооо ооо ооо
со со со со со со со со со
ю Ю СО 4ь. СЛ СЛ ^ оо со
Ю СО СО 4Х Ю00 —
со со со
2: юсо
оо^ —
СОСОСО СО СО СО СОС04*
44* 4^ а» О ---1 -ч 00 со —
О-ЧСЛ СО — ->1 ООСоО
ООО ООО ООО оо
со со со
СО СО 4*
О-Л 4^
СОСОСО СОСОСО 4ь. 44"
СЛСЛ"^1 -чоосо о —
44»- — (Л СЛ СО Ю СО
ооо ооо ооо оо
со со со
4^- 4ь. сл
со со сл
СО СО СО
СЛ --1 00
о ю ю
СО СО 45» 4* 45»
оо со о — ю
00 СГ> Ю СО СО
ооо ооо ооо оо
СО СО СО
сл оо сл
со соаэ
со со со
---1 00 СО
сх> ю —
СО 4^> 4^ 4^ 4^-
со о — ю со
00 ст. со со со
ооо ооо ооо оо
со со со
Сл со -о
— СЛ 4^
со со со
00 СО СО
— — со
4^ 4^ 45> 4* ||^
О — Ю СО 4*
СП 44»— — Ю
ооо ооо
со со со
---1 ---1 00
¦Ч СЛ
СО 4*. 4^
(ООО
4* — СО
ооо ооо о
со со со
-^ 00 СО
¦^ со —
44». 44». 44». 4^. I
о о — ю '
— СЛСЛ ю
>
к
и
а
<т>
ю
Е
о
ю
о
^
р 1
•о
г.
т
Активное
сопротив-
ление,
[ Ом/км |
§
8
о
1 ьэ
1 с^
8
1 ьэ
Я
8
1 со
1 сэ
1 °
1 °
1
й
8
1 ^
1 ^
1 °
1 ^
1 с
1 °
1
1 Сл
|8
"0
п>
со
*
"»
К
V)
а
Я
о
^
*0
3
ю
Ь4
п>
я*
3.»
йо
«-
)д «
•^ Й
з
хз я
2^
» к
о
1-8
2 го
К*
V Л>
2 ~
~>
о
о
"О
о
**
•о
Ы 1
п
*-*

§ 3-5]
Электрические расчеты
519
Таблица 3-17
Реактивная проводимость воздушных линий, 1/Ом-км 10~б
Среднее
геометри-
ческое
расстоя-
ние меж-
ду прово-
дами, мм
3000
4 000
5000
| Марки проводов
АС-120
(АСК-120,
АСУ-120,
АСКУ-120)
2,92
2,79
2,69
АС-150
(АСО-150,
АСК-150,
АСУ-150,
АСКУ-150)
2,97
2,85
2,79
АС-185
(АСО-185,
АСК-185,
АСУ-185,
АСКУ-185)
3,03
2,90
2,82
АС-240
(АСО-240,
АСКО-240,
АСУ-240,
ЛСКУ-240)
3,10
2,96
2,85
АС-300
(ЛСО-300,
АСКО-300,
АСУ-300,
АСКУ-300)
3,17
3,00
2,89
АС-400
(АСО-400,
АСКО-400,
АСУ-400,
АСКУ-400)
3,25
3,09
2,97
2"
о1?
! й
3,30
3,13
3,00
о!
3,35
3,18
3,05
°
об
1 5*5
3,43
3,25
3,12
Электрические расчеты с учетом емко-
сти выполняются при напряжении линий
выше 35 кВ.
8000
7000
6000
50001
№0\
5000\
2000
10001
0 2000 4000 6000 ч
Рис. 3-13. Кривая т=^(/).
Выбор проводников по потере энер-
гии. Полная передаваемая мощность
Гг"
Лу
СД5<
/^
?*°$/У*
у9(/сщ*0$
//С05<р~1
т\
3 = УР2 + <22
Ток, протекающий по линии,
/. 5
(3-12)
Потери активной мощности в линии
^Р = ърг = з
52
(3-13)
V 3 V
Р2 + <22
(3-14)
V и2
Потери реактивной мощности в линии
52 Р2 + О2
ДС?==3/2*= — х= — х. (3-15)
В формулах (3-14) и (3-15) под г и л
понимается эквивалентное активное и ре-
активное сопротивление фазы.
Время использования максимальной
нагрузки
Т = -^~. (3-16)
где А — годовое потребление энергии,
кВт-ч; Ямакс — максимальная нагрузка,
кВт.
Величина Т для различных групп элект-
роприемников дана в § 2-1 настоящего
тома.
Время максимальных потерь или вре-
мя потерь т в зависимости от времени Т оп-
ределяется по кривым, приведенным на
рис. 3-13.
Потери энергии в линиях, кВт-ч,
/2
1 макс'
Р2 + <Э2 я
У2
(3-17)
Ежегодные эксплуатационные расходы
(3-18)
м 100 ^ 100
где р — стоимость 1 кВт-ч потерянной
энергии; АЛ — годовые потери энергии в
сети; Ра — величина процентных отчисле-
ний на амортизацию; Рр — то же на теку-
щий ремонт и обслуживание сети; К — ка-
питальные затраты на соооружение сети.
Нормы отчислений от капитальных за-
трат для отдельных элементов сети приве-
дены в табл. 3-18.
Таблица 3-18
Отчисления на амортизацию,
ремонт и обслуживание
Элемент сети
Воздушные линии
на деревянных
опорах
То же на металли-
ческих опорах
То же на железо-
бетонных опорах
Подстанции
Отчисление,
о Я
аз
8
3
2
6
На ре-
монт и
обслужи-
вание
3
1
1
7
%
с
о
11
4
3
13

520
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Себестоимость передачи 1 кВт-ч элект-
роэнергии
С С
Р=— =— , (3-19)
А р т
* макс
где Рмакс — максимальная передаваемая
полезная мощность, кВт; Т — время ис-
пользования максимальной мощности, ч.
Экономическое сечение проводников
Рэ = -^- , (3-20)
/з
где /макс — максимальная нагрузка на
проводник при номинальном режиме ра-
боты, А; /э — экономическая плотность то-
ка, А/мм2, определяемая в зависимости от
материала провода и времени использова-
ния максимальной нагрузки.
В табл. 3-19 приведены экономические
плотности тока, рекомендуемые ПУЭ.
Таблица 3-19
Экономическая плотность тока
для электрических сетей
выше 1000 В
Проводник
Голые провода и
шины медные
То же алюминие-
вые:
Европейская
часть СССР,
Забайкалье и
Дальний Во-
сток
Центральная
Сибирь, Казах-
стан, Средняя
Азия
Экономическая плотность
тока, А/мм2, при продол-
жительности использова-
ния максимума нагруз-
ки т, ч/год
1 1000—
3000
2,5
1,3
1,5
3 000—
5 000
2,1
1,1
1,4
5 000—
8 700
1,8
1,0
1,3
Выбор проводников по условиям на-
грева. Выбранное по экономической плот-
ности тока сечение проводника проверяет-
ся по максимально допустимой длительной
токовой нагрузке из условия допустимого
нагрева при нормальном и аварийном ре-
жиме работы линии. Под аварийным ре-
жимом работы подразумевается отключе-
ние одной цепи на двухцепных линиях или
отключение одной линии при двустороннем
питании подстанции.
Величины допускаемых длительных
нагрузок на голые провода, рекомендуемые
ПУЭ, приведены в табл. 3-20. Величины
нагрузок даны применительно к допу-
стимой температуре нагрева провода 70 °С
при температуре окружающего воздуха
25 °С. При значениях температуры, отлич-
ных от 25 °С, величины нагрузок умножа-
ются на коэффициенты, приведенные в
табл. 3-21.
Сечение проводников, выбранное по
экономической плотности тока, как прави-
ло, превышает сечение проводников, выб-
ранное по условиям нагрева при нормаль-
ном и аварийном режимах работы сети.
Расчет сети на отклонение напряже-
ния. При расчетах отклонения напряжения
должны учитываться «выходное» напряже-
ние ЦП и все потери и добавки напряже-
ния на участке от ЦП до рассматриваемой
линии.
Формула расчета отклонения напря-
жения
М!* = Е— (^д + ^/т), (3-21)
где А^/л — суммарная величина допусти-
мой потери напряжения в линиях от ЦП до
расчетной точки; Е— выходное напряже-
ние ЦП; (/д — предельная величина на-
пряжения у электроприемника, установлен-
ная ПУЭ для различных режимов работы
сети; и г — алгебраическая сумма добавок
и потерь напряжения в трансформаторах
на участке от ЦП до расчетной точки.
В формуле (3-21) известными величи-
нами являются Е, Цд и {Ут; искомой вели-
чиной является величина АЦЛ.
Последним этапом расчета сети на от-
клонение напряжения является распреде-
ление величин потерь напряжения между
линиями, связывающими ЦП с электропри-
емником.
Определение потерь напряжения в ли-
ниях 6—35 кВ, Расчет выполняется:
для одного звена схемы, т. е. только
для участка собственно линии без учета
трансформаторов в схеме замещения. При
этом расчетная нагрузка потребителя в
конце линии отнесена к номинальному на-
пряжению линии, т. е. в ней учтены потери
мощности в приемном трансформаторе;
без учета потерь активной и реактив-
ной мощностей собственно в линиях — ни-
чтожных по величине для сетей рассмат-
риваемых напряжений;
без учета активной и реактивной про-
водимости линий, которые в сетях до
35 кВ включительно практически равны
нулю.
Расчет с одной нагрузкой на
конце. На рис 3-14 и 3-17 приведены
схема линии и соответствующая диаграм-
ма напряжений.
В диаграмме:
0ф2— вектор фазного напряжения в
конце линии; /—вектор заданного тока
нагрузки, отстающий на угол ф2 от вектора
1)ф2\ 1г = аЬ — активное падение напряже-
ния в линии; 1х = Ьс — реактивное падение
напряжения в линии; {/ф1 = 0с — вектор ис-
комого фазного напряжения в начале ли-
нии; 6—угол расхождения векторов на-

§3-5]
Электрические расчеты
521
Таблица 3-20
Допустимые длительные токовые нагрузки на голые провода
Алюмин
Марка
провода
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
А-150
А-185
А-240
А-300
А-400
А-500
А-600
Нагрузка, Л
170
215
265
320
375
440
500
590
680
815
980
1070
Сталеалюминиевые нор-
мальные
Марка 1
провода Нагрузка, А
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
АС-70
АС-95
АС-120
АС-150
АС-185
АС-240
АС-300
АС-400
105
130
175
210
265
330
380
445
510
610
690
835
Сталеалюминиевые
альные
Марка
провода
АСО-150
АСО-185
АСО-240
АСО-300
АСО-400
АСО-500
АСО-600
АСО-700
АСУ-120
АСУ-150
АСУ-185
АСУ-240
ЛСУ-300
1 АСУ-400
Нагрузка. А
450
505
605
690
825
945
1 0-0
! 220
375
450
"15
610
705
050
Таблица 3-21
Поправочные коэффициенты на температуру воздуха
Поправочные коэффициенты при фактической температуре среды. °С
—5
1,29
0
1,24
+5
1,20
+ 10
1,15
+15
1,11
+20
1,05
+25
1,00
+30
0,94
+35
0,88
+40
0,81
+45
0,74
+50
0,67
продольная составляющая падения напря-
жения; сй = Ы}ф — поперечная составляю-
щая падения напряжения.
Напряжение в начале линии
(/ф = У(0а + ш0»+(а*)» =
= Т/Л^Ф2+А(УФ)2 + 6(УФ' (3"22)
где
ДУф = а^ = а/+/^==/гсо5ф2+/*51П ф2 =
= /аГ+/гХ.
Падение напряжения в линии
/г = ас = |/"а </2 + б VI . (3-23)
Потеря напряжения в линии
ае = 6Гф1 — #ф2. (З-24)
В практических расчетах линий 6—
35 кВ вместо действительной величины по-
тери напряжения (отрезок ае на вектор-
ной диаграмме) принимают величину про-
дольной составляющей падения напряжения
(отрезок аа1).
пряжений в начале и конце линии; ф] —
угол между вектором тока / и вектором на-
пряжения Ифи С05 ф] — коэффициент мощ-
ности нагрузки в начале линии; С/фг—
—0ф2 = 1г = ас — падение напряжения в
Рис. 3-14. Схема линии
6—35 кВ с нагрузкой на
конце.
а — схема линии; б — схема за-
мещения для одной фазы.
линии, геометрическая разность векторов
напряжений в начале и конце линии; Офх —
—^Ф2 = яе — потеря напряжения в линии,
алгебраическая разность значений напря-
жений в начале и конце линии; а4=АС/ф—

522
Внецёхббыё электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-22
Определение потери напряжения в Б Л 35 к В
Параметры сети
Ток нагрузки, А
Экономическая плотность тока,
А/мм2
Экономическое сечение прово-
да, мм2
Принятая марка провода
Удельное активное сопротив-
ление линии, Ом/км
Удельное реактивное сопро-
тивление линии, Ом/км
Активное сопротивление ли-
нии, Ом
Реактивное сопротивление ли-
нии, Ом
Потеря напряжения в линии, В
То же, %
Расчетная формула или обозначены
р
У 3II п соз ф
/
1*>к
—
го
*0
г=г0/
х=ха1
Ш:
(Г С05 ф-|-# 51П ф)
Ш
Ш=~— -100%
Числовое значение
183
1,0
183
АС-185
0,17
0,386
1,7
3,86
1000
2,86
Рис. 3-15. Векторная диаграмма напряжений линии
6—35 кВ с двумя нагрузками.

§3-5]
Электрические расчеты
523
Переходя к линейным напряжениям,
получаем:
д V = цг — ц2 = у з / (г соз ф3 +
+ д;5Шфо), (3-25)
или при расчете линии в мощностях
Рг + Ох
А11
АЬ
(3-26)
Щ 1*11X1
11Ш9Г1'>В1
.=33-
1г\*г\*г
Ь*-Ъ
или
ДГ/ф = 1а2Г2 + *г2*2 + ЛиП + *П*Ь (3-30)
Переходя к линейным напряжениям,
получим для расчета по токам в линии
Ш = УТе (/г соз ф + 1х 31П ф); (3-31)
то же для расчета по нагрузочным токам
электроприемников
Ш = УЗ 2 (1г СОЗ ф + IX 51П ф), (3-32)
а при расчете линии в мощнбстях
Рг + <&
Ш
ДС/ = Е-
</н
(3-33)
**^й
Рис. 3-16. Схема линий 6—35 кВ с двумя
нагрузками.
Расчет линии 110 кВ. Для расчета при-
нимается П-образная схема замещения (рис.
3-18); для принятой схемы векторная диа-
грамма фазных напряжений и токов приве-
дена на рис. 3-19. В диаграмме
Рис. 3-17. Векторная диаграмма напряжений линий 6—35 кВ с нагрузкой
на конце.
Потеря напряжения, % номинального,
д ц РгЛ-Ох
А V = -тг- Ю0% = -~^- 100% . (3-27)
и»
Щ
Пример. Исходные данные: напряже-
ние линии 4УН = 35 кВ; передаваемая мощ-
ность Р= 10 МВт; коэффициент мощности
со5ф2 = 0,9; длина линии /=10 км; число
часов использования максимальной нагруз-
ки Г = 5 500; среднее геометрическое рас-
стояние между проводами Л = 3,5 м. Ре-
зультаты расчета линии сведены в табл.
3-22.
Расчет линии с несколькими
нагрузками. На рис. 3-16 и 3-15 пред-
ставлены схема линии с двумя нагрузками
и соответствующая диаграмма напряже-
ний. Величина потери напряжения равна
сумме потерь напряжений на отдельных
участках:
На векторной диаграмме
Д{/ф = ае' = аЬ + Ъс' + с'д.' + й'е' =
= /2^2 СОЗ ф2 + /г*2 51П ф2 +
+ 1\Г\ СОЗ ф1 + 1\Х\ 51П ф! (3-29)
^/фг — вектор фазного напряжения в
конце линии, совмещенный с осью действи-
тельных величин; /2 — вектор тока в конце
линии, отложенный под углом фг к вектору
^Фг; ^вг — вектор емкостного тока в конце
линии; /л — вектор тока, протекающего по
линии через сопротивления г и х.
111
О-
1
и2
(/1 $1=рНо±_
1гсо$<рг
М=рН&
0-
-0
I
Рис. 3-18. Схема замещения линии ПО кВ.
Для определения падения напряжения
в сопротивлениях г и х, обусловленного то-
ком /л, определяется падение напряжения
в этих сопротивлениях при х.х. линии от то-
ка /в2, а затем к полученному результату
геометрически прибавляется падение напря-

Рис. 3-19. Векторная диаграмма напряжений линии 110 кВ.
жения в этих сопротивлениях от тока на-
грузки /2.
аЪс — треугольник падения напряжения
в сопротивлениях г их от тока /В2; &ф .-. —
вектор напряжения в начале линии при х.х.;
сйе— треугольник падения напряжения в
сопротивлениях г и х от тока нагрузки /2;
0ф1 — вектор напряжения в начале линии
при нагрузке; ае — вектор полного падения
напряжения от тока 1Л в сопротивлениях г
и л:; А^7=а/: — продольная составляющая
падения напряжения; рУ = е1 — поперечная
составляющая падения напряжения; а!' —
Ь
потеря напряжения в линии; /в1 = (7ф,-— —
вектор емкостного тока в начале линии;
/, — вектор тока в начале линии; ф1 — угол
сдвига между векторами 11ф\ и Л; Э — \тол
сдвига между векторами напряжений в на-
чале и конце линии.
Емкостный ток /В2 уменьшает продоль-
ную составляющую падения напряжения на
ас' и увеличивает поперечную составляю-
щую на величину ]ЪГ Следствием этого яв-
ляется уменьшение потери напряжения в ли-
нии и увеличение сдвига фаз между напря-
жением в начале и конце линии 6 Емкост-
ный тек линии, компенсируя реактивную со-
ставляющую тока нагрузки, уменьшает пол-
ный ток в начале линии.
Напряжение в начале линии
(71 = ^/2 + Д/7 + /рс/1
(3-34)
или при выражении нагрузок через мощ-
ности
р*+\ъ
#1 =*/. + ¦
I!*
Р*х
+ 1
-(«-*)
#.
(3-35)
Ниже приводится расчет линии ИОкВ
для случая, когда известно напряжение в
начале линии 6^ и мощность в конце 52.
Полная мощность потребителя с учетом
потерь мощности в трансформаторе, МВ»А,
'(^¦-/СЬ).
(3-36)
где Р2 = 52со5ф — активная мощность,
МВт; <?2 = 52 51п ф — реактивная мощность,
Мвар.
Реактивная зарядная мощность, обус-
ловленная емкостью линии, отнесенная к кон-
цу линии, Мвар,
Д<2В = ^Т.
(3-37)
Полная мощность в конце линии в комп-
лексной форме, МВ-А
Д<2В
= № —/<Ь)+ 1
д<гР
Потери активной мощности
нии, МВт,
АРЛ =
К)2+(<32)2
VI
(3-38)
в ли-
(3-39)
Потери реактивной мощности в линии,
Мвар,
АСл = . х. (3-40)
Мощность в начале линии, МВ-А,
5;=р\ - /<?;=$+! дрл - /<зл) -
= (^2 - /<22) + (д^л - /Д«3Л) - (3-41)

§ 3-6]
Механический расчет проводов и тросов
525
Мощность на шинах питающей подстан-
ции, МВ-А,
Д<Эв
5х = /\-/Ч = 51 + /-Т =
= {Р[-1С11) + 1^ (3-42)
Напряжение в конце линии в комплекс-
ной форме, кВ,
*/,=</!- \ г -/ д „ ; (3-43)
и1 и1
_Р1г + 01х_
и1— ,, —и2а.
.Р^с-0^
Напряжение в конце линии, кВ,
^=/^+"1,
2р
(3-44)
(3-45)
(3-46)
3-6. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
а) ОСНОВНЫЕ ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
И ВЕЛИЧИНЫ
Марка и сечение провода (по § 3-5);
расчетные климатические условия; конструк-
тивные данные и физико-механические ха-
рактеристики проводов и тросов; нормируе-
мые величины (запас механической прочно-
сти проводов и тросов, допускаемые на-
грузки на изоляторы и арматуру с учетом
коэффициентов запаса, минимально допус-
тимые расстояния от проводов ВЛ до.земли
и сооружений и т. п.).
Расчетные климатические условия. Для
расчета ВЛ принимаются наиболее невы-
годные с точки зрения работы линии сочета-
ния климатических условий, наблюдаемых
в данном районе не реже 1 раза в 5 лет
(для ВЛ напряжением 3 кВ и ниже) и 1 ра-
за в 10 лет (для ВЛ напряжением 6—
ПОкВ).
Таблица 3-23
Нормативная толщина стенки гололеда Ь,
мм, на высоте Юм над поверхностью земли
Районы СССР
по ветру
I
II
III
IV
Особый
Повторяемость
1 раз в 5 лет.
5
5
10
15
20 и более
1 раз в 10 лет
5
10
15
20
Более 22
Данные о климатологии, полученные на
местных метеостанциях и в линейных служ-
бах энергохозяйств, занимающихся эксплу-
Таблица 3-24
Максимальные нормативные скоростные
напоры ветра (Зн, кгс/м2. на высоте
Районы ССС
по ветру
I
II
III
IV
V
VI
VII
до
,р
15 м от земли
Повторяемость
1 раз в о лет
27
35
45
55
65
80
100
1 раз в 10 лет
40
40
50
65
80
100
125
атацией ВЛ, используются для определения
расчетных климатических условий, в основу
которого принимаются соответствующие ре-
комендации ПУЭ по гололеду и ветру.
Действующие ПУЭ различают пять
районов СССР по гололеду (табл. 3-23)
и семь районов по ветру (табл. 3-24).
Нормативные величины гололедных и
ветровых районов должны корректировать-
ся с учетом условий трассы (или отдельных
ее участков) и конструктивных параметров
линии.
Расчетные скоростные напоры ветра
в зависимости от высоты расположения про-
водов или тросов /гПр определяются путем
умножения <2н (табл. 3-24) на коэффици-
енты:
До 15 .
20
40
70
Величина Н , м
Коэффициент
1,0
1,35
1,80
2,0
Условные величины йПр представляют
собой высоту приведенного центра тяжести
всех проводов или тросов над уровнем зем-
ли для пролета, м,
"пр — ™ср '
« /макс»
(3-47)
где /гСр—средняя высота крепления прово-
дов или тросов на опоре, м; [макс — макси-
мальная стрела провеса провода или
троса, м.
Для отдельных участков ВЛ, располо-
женных в местах, где могут иметь место
сильные ветры, при отсутствии данных наб-
людений максимальный скоростной напор
следует увеличивать на 40% по сравнению
с принятым для данного района, т. е.
<2макс=1,4<2н.
В застроенной местности, где ВЛ защи-
щены от прямого воздействия поперечных
ветров окружающими зданиями, имеющими
среднюю высоту не менее 2/з высоты опор,
ДОПуСКаетСЯ ПрИНИМаТЬ Омане =0,7 (Зн.
Для больших переходов через водные
препятствия и ущелья высота расположения

526
г
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
приведенного центра тяжести проводов или
тросов определяется по формулам:
для перехода, состоящего из одного
пролета,
Лпр = '
™ср1 ~Н ^е.р-2
о /макс'
(3-48)
где АСр1, Ясрг — средняя высота крепления
проводов или высота крепления тросов на
переходных опорах, отсчитываемая от ме-
женного уровня реки или нормального гори-
зонта водохранилища, м.
Для перехода, состоящего из несколь-
ких пролетов
Коэффициент
1,1
1,0
0,9
0,8
0,75
Коэффициент
1,3
1,4
1,6
1,8
/<пр =
(3-49)
где йпрь /1пр2, ..., Нирп — высоты приведен-
ных центров тяжести проводов или тросов
в каждом из пролетов м; /ь /2, ..., /п — дли-
ны пролетов, входящих в систему пере-
хода, м.
Расчетная толщина стенки гололеда Ь
принимается в зависимости от диаметра
проводов или тросов и высоты их располо-
жения над поверхностью земли путем ум-
ножения нормативной величины Ь (табл.
3-23) на коэффициенты:
Диаметр провода или троса й,
мм
5
10
20
30
40
Высота над поверхность;
ли /гпр , м
25
30
50
70
Поправочные коэффициенты для проме-
жуточных значений й и Н определяются ли-
нейной интерполяцией, при этом подучен-
ная величина Ь округляется до целого
числа.
В качестве расчетных температур возду-
ха для расчета принимаются фактические их
значения по данным многолетних наблюде-
ний (высшая /+, низшая I- и среднегодовая
*э) и условные (нормируемые) значения, яв-
ляющиеся наиболее вероятными в различ-
ных режимах работы ВЛ (атмосферные пе-
ренапряжения, гололедные нагрузки, мон-
тажные условия).
Рекомендуемые расчетные сочетания
климатических условий для систематическо-
го расчета приведены в табл. 3-25.
Таблица 3-25
Расчетные сочетания климатических условий
п/п.
Режим
Расчетные климатические параметры
Режим максимальной стрелы
Провеса /макс
Режимы максимальных на-
пряжений в материале прово-
дов И ТрОСОВ Омакс
Режим максимальных ветро-
вых нагрузок
Среднеэксплуатационный
режим
Режим атмосферных и внут-
ренних перенапряжений
Монтажный режим
г+, ветер и гололед отсутствуют; 1=—5°6 при
гололеде без ветра
/_, ветер и гололед отсутствуют; 1 = —5°С (2 =
=—10 °С при /э^—5°С) при гололеде и скоро-
стном напоре ветра 0,25 <2макс но не более 30 кгс/м2
(при толщине стенки гололеда 15 мм и более ве-
личина скоростного напора принимается не менее
15 кгс/м2)
/=~5°С (*=—10 °С при *э^— 5°С), ско-
ростной напор ветра Омане, гололед отсутствует
/э, ветер и гололед отсутствуют
/=15 °С, СКОрОСТНОЙ Напор Ветра 0,1 Омане (но
не менее 6,25 кгс/м2), гололед отсутствует
*=—15 °С, скоростной напор ветра на высоте
до 15 м — 6,25 кгс/м2, гололед отсутствует
Физико-механические характеристики
проводов и тросов. Расчет проводов и тро-
сов по прочности выполняется с учетом их
конструктивных данных (табл. 3-3—3-6)
и физико-механических характеристик
(табл. 3-26).
Запас механической прочности проводов
н тросов. Максимальное напряжение в ма-
териале проводов и тросов амэкс в различ-
ных режимах работы не должно превышать
следующих значений (в процентах к времен-
ному сопротивлению разрыву о"вр)" для
алюминиевых проводов А-50 —- А-120—50%
(А-35 —40%) при наибольшей внешней на-
грузке (гололед и ветер) или низшей темпе-
ратуре и 30% при среднегодовой температу-

§3-6]
Механический расчет проводов и тросов
527
Таблица 3-26
Физико-механические характеристики прозодов и тросов
Марка провода или троса
Приведенная
нагрузка от
собственной
массы V.
кгс/м • мм2
Модуль упру-
гости Е,
кгс/мм2
Температурный
коэффициент ли-
нейного расшире-
ния а, град""1
Временное сопро-
тивление провода
или троса разры-
ву (в целом) оя
кгс/мм2
-яр,
А-35
А-50—А-120
АС-25—АС-95
(АСК-25—АСК-95)
АС-120—АС-185
АСК-120—АСК-185
АСУ-120—АСУ-400
АСКУ-120—АСКУ-400
АСО-240—АСО-500
АСКО-240—АСКО-500
АСУС всех сечений
АС-25, ПМС-25—ПС-70,
ПМС-70
ПС-95, ПМС-95
Стальные тросы (кана-
ты) Ст-35, Ст-50
2,75
2,75
3,47
(3,56
3,55
(3,65
3,73
(3.80
3.39
3,47
4,95
8,0-
10-з
10-з
Ю-з
10-3}
Ю-3
Ю-3)
Ю-8
10-3)
1С-»
10-*
Ю-з
10-з
8,0-Ю-3
8,010—3
6,3-Ю3
6,3-103
3,25-103
8,45-Ю3
8,9-103
7,85-103
11,82-103
20-Ю3
20-Ю3
20-Ю3
23-10-6
23-10-6
19,2-10-6
18,9-10-6
18,310—«
19,8-10-6
16,5-10-6
12-10-6
12-10-6
12-10-6
15,2
14,25
25
29
35
27
55
65
70
120 не менее
Примечание. В скобках указанны данные для гтроволов АСК. АСКУ. АСКО.
Максимально допускаемые иапряжеипя в материале проводов
и тросов в целом Омане, кгс/мм2
Таблица 3-27
Марка провода или троса
А-35
А-50—А-120
АС-25—АС-95 1
АСК-25—АСК-95
АС-120—АС-185
АСК-120—АСК-185
АСУ-120—АСУ-400
АСКУ-120—АСКУ-400
АСО-240—ДСО-500
АСКО-240—АСКО-500
АСУС всех марок
АС-25, ПМС-25—ПС-70, ПМС-70
ПС-95, ПМС-95
Стальные тросы (канаты) Ст-35, Ст-50
Расчетные условия
При наибольшей
внешней нагруз-
ке ар
6,1
7,1 (5,7)
10,5 (16,0)
12,2 (17,4)
14,7 (19,0)
11,3 (16,2)
23,1 (33,0;
32,5
35,0
60,0
При низшей тем-
пературе о_
6,1
7.1 (5,7)
9,25
10,7
13,0
?0,0
20,35
32,5
35,0
60,0
При среднегодо-
вой температу-
ре аэ
4,6
4,3
6,25
7,25
8,75
6,75
13,75
22,75
24,5
42,0
Примечание В скобках указань: напряжения — для проводов А-35—А-95 в населенной
местности и пролетах пересечения с сооружениями; для сталеалюмипиезых проводов — в районах
с толщиной стенки гололеда более 20 мм.
ре (для проводов сечением до 95 мм2 в на-
селенной местности и в местах пересечений
с инженерными сооружениями аМакс следу-
ет принимать равным 0,4 о~вр);
для сталеалюминиевых проводов всех
марок — 42% при наибольшей внешней на-
грузке, 37% при низшей температуре и 25%
при среднегодовой температуре (при толщи-

528
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
не стенки гололеда более 20 мм допускается
принимать сгмакс = 0,6 Овр, при этом значе-
ния а_ и о*э не должны быть более указан-
ных в табл. 3-27;
для стальных многопроволочных прово-
дов и тросов — 50% при наибольшей внеш-
ней нагрузке или низшей температуре и 35%
при среднегодовой температуре.
Абсолютные значения максимально до-
пустимых напряжений в материале проводов
и тросов приведены в табл. 3-27.
б) МЕХАНИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Вычисление механических нагрузок про-
водов (все сказанное о проводах будет от-
носиться также и к тросам) производится на
Основе принятых для данной ВЛ расчетных
климатических условий. Все внешние допол-
нительные нагрузки вводятся в расчет в ви-
де приведенных значений (кгс/м-мм2).
Приведенные механические нагрузки
определяются по формулам, табл. 3-28.
Таблица 3-28
Формулы для определения механических нагрузок на провода
Нагрузка
От собственной массы провода
(троса)
От массы гололеда
От массы провода (троса), покры-
того гололедом
От давления ветра на провод (трос),
свободный от гололеда при (?н
От давления ветра на провод (трос),
покрытый гололедом при 0,25 <2Н
От массы провода (троса) и давле-
ния ветра на провод (трос), сво-
бодный от гололеда
От массы провода (троса), покрыто-
го гололедом при 0,25 <2н
Формулы для подсчета
погонной нагрузки, кгс/м
Рг
Р,=0,9 пЬ (<*+&)• 10-3
Рз=Р!+Рг
Р4=аСхС}на-10-3
Р5=1,2-0,25 фн (<Н-26)-10-»
р*=Ур\+р\
р^У/р1+р25
приведенной нагруз-
ки, кгс/м-мм2
»-*-
-^
р3
Р*
Ръ
р*
Р-1
Примечание. При подсчете нагрузки Р$ (У$) для районов с толщиной стенки гололеда
В них приняты следующие обозначения:
Рг — масса 1 м провода, кг;
Р — площадь поперечного сечения прово-
да, мм2;
й — диаметр провода, мм;
6 — толщина стенки гололеда, мм;
Он—скоростной напор ветра, принимае-
мый в соответствии с рекомендаци-
ями, приведенными в § 3-ба, кгс/м2;
СЛ — коэффициент лобового сопротивле-
ния, принимаемый: 1,1—для прово-
дов диаметром 20 мм и более, сво-
бодных от гололеда: 1,2 — для про-
водов диаметром менее 20 мм, сво-
бодных от гололеда, и для всех
проводов, покрытых гололедом;
а — коэффициент неравномерности скоро-
стного напора по пролету, равный
1,0 — при скоростном напоре
27 кгс/м, менее 0,85 — при скорост-

§3-6]
Механический расчет проводов и тросов
529
ном напоре 40 кгс/м2, 0,75 — при ско-
ростном напоре 55 кгс/м2, 0,7 — при
скоростном напоре 76 кгс/м2 и более.
в) РАСЧЕТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ И СТРЕЛЫ
ПРОВЕСА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
Механические напряжения в проводах
при изменяющихся атмосферных условиях
для пролетов с одинаковыми точками под-
Напряжение в материале провода для
изменяющихся атмосферных условий при
разности высот подвеса й>0,15 I (рис-
3-20, б) определяется исходя из принятого
максимально допускаемого напряжения в
точке закрепления провода на опоре (точ-
ка А)- По данному напряжению аМакс вы-
числяется наибольшее напряжение (при за-
данных сочетаниях климатических условий)
в нижней точке провода 0 по формуле
0О =
;Кт)
(3-56)
веса проводов, т е при & = 0, а также при
разности высот подвеса, не превышающей
15% длины пролета (0,15 /) (рис. 3-20, а),
определяются из уравнения
/V,
^
24К
24{Ц
' д (*Р ^0/»
(3-50)
где (Го и сгр — напряжения в низшей точке
провода в начальном (исходном) и искомом
(расчетном) состояниях, кгс/мм2: уо и ур —
соответствующие а0 и аР значения приведен-
ных нагрузок провода, кгс/м-мм2; (0 и *р —
соответствующие а0 и ар температуры, °С;
/ — длина пролета, м; а1 — температурный
коэффициент линейного расширения всего
провода, 1/град; Р=1/Е — коэффициент уп-
ругого удлинения провода, мм2/кг-
Стрела провеса провода в середине про-
лета при одинаковой высоте подвеса прово-
да на опорах, м,
Гр ~ 8ар
Стрелы провеса, соответствующие наи-
низшей точке провода, м,
(3-51)
/1 =
<1Тр
8ап
8а„
(3-52)
(3-53)
где $э — величина эквивалентного проле-
та, м; 1\ — величина пролета, соответствую-
щего /1, м:
и = 1-
1г=1-
2орН
2орН
1рТ"
(3-54)
(3-55)
/г —разность высот подвеса провода в про-
лете, м.
34—478
где умаке —приведенная нагрузка, соответ-
ствующая Оман с, КГС/М-ММ2-
Напряжение в.проводе при расчетном
режиме
»2 2 2
/ ух СО$* ф
24ра* Р
(<*-<о)> (3-57)
где
**-[ёт»)ш
1
и
[ *~
1 11=0,51
<
(
\ к
>.—*
б)
Рис 3-20 К расчету проводов при различ-
ных отметках подвеса на опорах.
л — Ь<0.15/; 5 — Л>0,15/.
Расстояние от наиболее высокой точки
подвеса до наинизшей точки провода, м,
'а-1
Ух*-
Стрела провеса, соответствующая точ-
ке 0, м,

530
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
?А =
Чу,
2а*
Напряжения, возникающие в высших
точках крепления проводов, должны быть
не более 105 (алюминиевые и стальные про-
вода) и 110% (сталеалюминиевые провода)
величин, приведенных в табл- 3-27.
1$кр 12кр11кр
Рис. 3-21. Кривые зависимости напряжений
в проводе от длины пролета (к выбору рас-
четных режимов).
В уравнениях (3-56) и (3-57) величины
о~о, уп и (0 принимаются исходя из конкрет-
ных расчетных условий, которыми могут
быть (§ 3-ба): режим низшей температуры
а_, режим наибольших внешних нагрузок
а0г и режим среднегодовой температуры Ооэ-
Для выявления в качестве расчетного
одного из названных режимов определяют-
ся величины критических пролетов /кр, м, по
следующим формулам:
для сталеалюминиевых проводов всех
марок
2оэ,
^1КИ — X
Икр
X
/'
VI
в[Р(0»-0-)+ч'»-'-).1
12Кр
2о>
= — X
71
X
/6|Р(аг-а.)+^0(^г-/
(3-58)
-)]
2аг
ЖР~УгХ
X
/в[Р(°г-°э) + «(У
-у].
(3-60)
для алюминиевых проводов, стальных
проводов и тросов (канатов)
^1кр —'
2оч
71
X
V \ амакс /
(3-61)
, ___2*макс_ Лкх(*г-1)
(3-62)
2а„
скр
71
X
X
Аб[Р(омакс-аэ) + а(^г~^э)]
(3-59)
(3-63)
где уг — наибольшая приведенная нагрузка
(у? или уб), кгс/м-мм2
Путем сразнения длины расчетного про-
лета с полученными значениями критических
пролетов выявляются исходные значения Оо,
Уо и ^-
На рис. 3-21 приведены возможные ва-
рианты, полученные для такого сравнения
в результате расчета Кривые о"Э(-) и аэсг)
гредставляют собой зависимость напряже-
ния в проводе от длины пролета для (э при
исходных значениях аМакс< соответствую-
щих а- (кривая аэ<~) и о> (кривая аЭ(г))-
Ордината прямой аЭ(э) характеризует огра-
ничение напряжения при температуре и
(табл. 3-27). Выводы по схемам на рис. 3-21
приведены ниже.
Основные параметры исходных ре-
жимов:
По рис- 3-21, а
при /р</1кР : о-0 = а-, Уо=У1 и *о = *_;
при /1кр</р<^зкр: а0 = о-э, 7о=У1 и
при /Р>/зкр о~0=о>> Уо=Уг и Аэ=^г;
пролет /2кр в данном случае физическо-
го смысла не имеет и является фиктивным,
поскольку расположен выше пределов, огра-
ничивающих о*э- Расчет ведется по /щр
И /зкр-
По рис. 3-21,6
при /Р</гкр : о"0 = а_, уо=У1 и ^^*:=^_^
при /Р>/гкр : о"0=аг, Уо=Уг и *0 = *г;

§ 3-6]
Механический расчет проводов и тросов
531
пролеты /щр и /зкр фиктивные Расчет
ведется по /2кр«
По рис. 3-21,6
при /р</зкр: о"о = о"э, уо = Л?1 и *о = ^:
при /р>^зкр: О"о = о*г, Уо —Уг и *о = {у,
пролет /2кр фиктивный, а пролет /!Кр
переходит через нуль и становится мнимым
(кривая сГэ(-)) Расчет ведется по /зкр-
По рис- 3-21,2
при /р<^кР: О"о = ог-, уо = Л71 и *о = ^-;
при /Р>Лкр* а0 = о"э, \'о = У1 и ^о = ^э\
пролет ^окр фиктивный, а пролет /зкр —
мнимый, расчет ведется по /;кР.
г) РАСЧЕТ ПРОВОДОВ НА ОСОБЫХ УЧАСТКАХ
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
К особым участкам ВЛ относятся: на-
селенные местности, пролеты пересечения
с инженерными сооружениями и естествен-
ными препятствиями, участки с сильно пере-
сеченным рельефом, участки сближения со
зданиями и сооружениями.
Наименьшие допустимые расстояния от
проводов ВЛ до поверхности земли и над-
земных сооружений приведены в табл. 3-29,
а расчетные условия для определения стрел
провеса проводов, а также отклонения их
под воздействием скоростного напора вет-
ра — в табл- 3-30.
Определение расстояний по
вертикали производится по напряже-
нию в материале провода апр, соответствую-
щему приведенному пролету, м,
/макс —
У '1 +
(3-64)
где 1Ь 1ъ 1г и т. д. — величины действитель-
ных пролетов анкерного участка, в котором
расположен рассматриваемый пролет, м
Если рассматриваемый пролет ограни-
чен анкерными опорами, то /пР = /Р и о"пр==
= о>
Для выявления режима наибольшей
стрелы провеса определяется критическая
температура
р
'кр — *Г I °пр.г
7з/
где 1г — температура образования гололе-
да, °С; Омр.г — напряжение в проводе для
/Пр при гололеде и отсутствии ветра,
кгс/мм2; уз — приведенная нагрузка от мас-
сы провода, покрытого гололедом,
кгс/м • мм2.
Остальные обозначения те же, что и в
(3-50).
При ?макс!>^кр наибольшая стрела про-
веса соответствует режиму высшей темпера-
туры, а при /Макс<^кр — режиму гололед-
ных нагрузок при отсутствии ветра и /г-
Стрелы провеса в пролете, м, пере^че-
ния с сооружениями (рис* 3-22)
2сгпо
и-
1\1*Ч\
<Р
2а,
(3-65)
(3-66)
пр
где Ур — приведенная нагрузка, соответст-
вующая расчетному режиму (у! или у3),
кгс/м-мм2.
Рис. 3-22. Схема пролета пересечения ВЛ
с сооружениями.
При разности отметок провеса провода
на переходных опорах (Н = Н1^Н2) опреде-
ляют пропорциональный отрезок, м,
где /{ — расстояние от точки пересечения до
опоры с большим значением отметки крепле-
ния провода, м.
Расстояние от провода ВЛ при его наи-
большем провесе до верхней отметки пересе-
каемого сооружения или поверхности
земли, м,
С = Я,-(* + Л +У),
где Нх и е — наиболее высокая отметка под-
веса провода на опоре и высшая отметка пе-
ресекаемого сооружения, выраженные в од-
ной системе, м-
Определение расстояний по
горизонтали до зданий и сооружений
от проводов с учетом их наибольшего отк-
лонения следует производить, как правило,
для обоих расчетных условий (табл- 3-30)
и путем сопоставления результатов расчета
принимать большую из полученных величин
отклонения провода. В районах с толщиной
стенки гололеда 10 мм и менее допускается
не выполнять проверки для режима гололед-
ных нагрузок
Отклонение провода в пролете под воз-
действием скоростного напора ветра (рис-
3-23) определяется из соотношений
у4
8]П ф = (при (2=0, макс) И 51П ф =
Те
= —(при <2= 0,25 (2ма1ад),
Уз
34*

532
Внецеховые электрические сети
[Разд, 3
Таблица 3-29
Нормируемые расстояния от проводов ВЛ до земли и сооружений
Расстояния
по горизонтали
по вертикали (в нормальном режиме)
Ненаселенная местность
и водные препятствия
От крайних проводов при неоткло-
ненном их положении до ближайших
выступающих частей отдельно стоя-
щих зданий и сооружений (не ме-
нее) :
для ВЛ 3—10 кВ—10 м
для В Л 35 кВ—15 м
для ЕЛ 110 кВ—20 м
От проводов при их наибольшем
отклонении до крон деревьев в пар-
ках, заповедниках, лесах зеленых
зон, защитных лесополосах (не
менее):
для В Л 3—10 кВ—2 м
для ВЛ 35—110 кВ—3 м
Населенная местность,
территории промышленных
предприятий
От крайних проводов при их наи-
большем отклонении до ближайших
выступающих частей зданий и со-
оружений (не менее):
для В Л 3—10 кВ—2 м
для ВЛ 35—110 кВ — 4м
Воздушные линии до 1 000 Е
и выше
Между осями ВЛ при сближении:
с ВЛ 500 кВ — не менее 50 м
с ВЛ 330 кВ и ниже — не менее
высоты наиболее высокой опоры
на параллельном участке сбли-
жения
На участках стесненной трассы
между проводами ВЛ при их неот-
клоненном положении, а также от от-
клоненных проводов до опор дру-
гой линии (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ —2,5 м
для ЕЛ 35 кВ —4 м
для ВЛ НО кВ —5 м
От нижних проводов ВЛ 3—ПО кВ до поверх-
ности земли при их наибольшем провесе—не
менее 6 м (в труднодоступной местности рас-
стояния могут быть уменьшены до 5 м)
То же до уровня высоких вод судоходных рек,
каналов и т. п., а также уровня льда несудоход-
ных рек, каналов и т. п. — не менее 6 м
То же до габарита судов или сплава при уров-
не высоких вод — не менее 2 м
То же до уровня высоких вод несудоходных
рек, каналов и т. и. — не менее 3 м
От нижних проводов ВЛ 3—ПО кВ до поверх-
ности земли при их наибольшем провесе — не ме-
нее 7 м
От нижнего провода до крыши несгораемого
здания или сооружения (не менее):
для ВЛ 3—35 кВ—3 м
для ВЛ ПО кВ —4 м
Между проводами пересекающихся ВЛ в за-
висимости от расстояния от места пересечения
до ближайшей опоры ВЛ (/) — не менее приве-
денных ниже значений
30
50
70
100
120 | 150 | 200
4,5
(5)
3,5
(4)
При пересечении с ВЛ 330—500 кВ
5
(5,5)
5,5
(6)
6
(6)
6,5
6,5
При пересечении с ЕЛ 150—220 кВ
3,5
(4,5)
4
(5)
4,5
(5,5)
5,5
(?)
(6)
При пересечении В Л 110 кВ между собой и с В Л
более низкого напряжения
2,5
(3,5)
2,5
(4)
3
(4,5)
4
(4,5)
4,5
(5)
При пересечении ВЛ 35 кВ между собой и с ВЛ
более низкого напряжения
2
(3)
; 2
1(3,5)
2,5
(4)
3,5
(4)
(4,5)

§3-6]
Механический расчет проводов и тросов
533
Продолжение табл.
3-29
Расстояния
по горизонтали
по вертикали (в нормальном режиме)
Железные дороги
От крайнего провода ВЛ при его
наибольшем отклонении до габари-
та приближения строений (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ— 1,5 м
для ВЛ 35—110 кЕ—2,5 м
При сближении с электрифициро-
ванными железными дорогами на
участках стесненной трассы от край-
него провода ВЛ до проводов кон-
тактной сети — как при сближении с
ВЛ выше 1 000 В
Линии связи
и сигнализации
При параллельном следовании
между осями: ВЛ ПО кВ и линии
связи — в соответствии с расчетом
влияния, но не менее высоты наибо-
лее высокой опоры ВЛ. В Л 3—35 кВ
и линии связи при параллельном про-
беге до 30 км (не менее):
для ВЛ 3 кВ— 10 м
для ВЛ 6 кВ— 17 м
для ВЛ 10 кВ —22 м
для ^Л 35 кВ — 43 м, но не ме-
нее высоты наиболее высокой
опоры ВЛ 3—35 кВ на участке
сближения
На участке стесненной трассы от
крайних проводов ВЛ при их наи-
большем отклонении до проводов
линии связи (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ —2 м
для ВЛ 35—110 кВ —4 м
Автомобильные дороги
От крайнего провода ВЛ при па-
раллельном следовании до бровки
земляного полотна дороги (без учета
отклонения провода) (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ—2 м
для ВЛ 35—110 кВ —4 м
30
50
| 70 | 100 | 120 |
150
200
При пересечении ВЛ 6—10 кВ с ВЛ более низ-
кого напряжения
1,5
(2,5)
1,5
(3)
2
(3)
Примечание. В скобках указаны расстояния
между проводами пересекающихся ВЛ, при которых не
требуется установка трубчатых разрядников и защитных
промежутков на деревянных опорах, ограничивающих
пролеты пересечения; без скобок — расстояния между
проводами или между проводами ч тросами пересекаю-
щихся ВЛ на металлических и железобетонных опорах,
а также на деревянных опорах при наличии грозозащит-
ных устройств.
От нижнего провода ВЛ при его наибольшем
провесе (/=+70 °С) до головки рельса (не ме-
нее):
дороги широкой колеи — 7,5 м
дороги узкой колеи:
для ЕЛ 3—10 кВ—6 м
для ВЛ 35—110 кВ—7,5 м
От нижнего провода ВЛ 3—НО кВ до прово-
дов или тросов контактной сети, как при пересе-
чении с ВЛ выше 1 000 В. При этом расстояния
до верха опор контактной сети должны быть не
менее 7 м
От нижних проводов ВЛ на металлических
и железобетонных опорах, а также ВЛ на дере-
вянных опорах при наличии на последних грозо-
защитных устройств до проводов линии связи
(не менее):
для ВЛ 3—10 кР—2 м
для ВЛ 35—110 кВ —3 м
От нижних проводов ВЛ на деревянных опо-
рах при отсутствии грозозащитных устройств до
проводов линии связи (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ — 3 м
для В Л 35 кВ — 4 м
для ВЛ НО кВ —5 м
От нижнего провода ВЛ 3—ПО кВ при его на-
ибольшем провесе до полотна дороги — не ме-
нее 7 м

534
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Продолжение табл. 3-29
Расстояния
по горизонтали
по вертикали (в нормальном режиме)
Трамвайные
и троллейбусные линии
При сближении от крайних прово-
дов ВЛ 3—ПО кВ при их наиболь-
шем отклонении до опор контактной
сети — не менее 3 м
Надземные трубопроводы
и канатные дороги
Не менее высоты опоры ВЛ. При
параллельном следовании в стеснен-
ных условиях от крайнего провода
ВЛ при его наибольшем отклонении
до любой части трубопровода (за
исключением магистральных газопро-
водов, нефтепродуктопроводов, пуль-
проводов) или канатной дороги (не
менее):
для ВЛ 3—10 кВ —3 м
для ВЛ 35—110 кВ —4 м
При параллельном следовании от
ВЛ до любой части магистрального
газопровода, нефтепродуктопровода,
пульпопровода соответственно (не
менее):
180, 100 и 50 м
От проводов ВЛ 3—110 кВ при их наибольшем
провесе до отметки проезжей части троллейбу-
са — не менее 11 м
То же до головки рельса трамвая — не ме-
нее 9,5
То же до проводов и тросов контактной сети
или несущих тросов трамвая и троллейбуса—не
менее 3 м
То же до верха опор контактной сети — не ме-
нее 7 м
От нижних проводов ВЛ при их наибольшем
провесе до верхней отметки трубопровода или
канатной дороги (не менее):
для ВЛ 3—10 кВ —3 м
для ВЛ 35—110 кВ—4 м
То же до любой части пульпопровода — не ме-
нее 40 м
Таблица 3-30
Расчетные сочетания климатических условий для расчета проводов ВЛ
на особых участках
Характер местности или
наименование сооружения
Расчетные условия для определения расстояний от проводив ВЛ
по вертикали до земли и сооруже-
ний (в нормальном режиме)
по горизонтали до зданий,
сооружений, лесонасажде-
ний
Населенные местности, тер-
ритории промышленных пред-
приятий
Ненаселенные местности
Лесные массивы, плотины,
дамбы
Линии связи, железные доро-
ги, трамвайные и троллейбус-
ные линии, автомобильные до-
роги, надземные трубопроводы,
канатные дороги
1. Температура высшая, го-
лолед и ветер отсутствуют
2. Температура 1 = —5 °С
(при /э^— 5° С /= — 10° С) при
гололеде и ветре
То же
То же
То же (при пересечении же-
лезных дорог общего пользо-
вания, а также всех электри-
фицированных дорог высшая
температура принимается рав-
ной 70° С)
1. Температура /=
«=—5 °С, скоростной на-
пор ветра максималь-
ный (С?макс), ГОЛОЛеД
отсутствует
2. Температура *=
=—5 °С, скоростной на-
пор ветра 0,25 Смаке,
провода покрыты голо-
ледом

§ 3-6]
Механический расчет проводов и тросов
535
Продолжение табл. 3-30
Расчетные условия для определения расстояний от проводов ВЛ
Характер местности или
наименование сооружения
по рертикали до земли и сооруже-
ний (в нормальном режиме)
по горизонтали до зданий,
сооружений, лесонасаждений
Воздушные линии электро-
передачи
Судоходные реки, каналы
к т. п. до габарита судов или
сплава при наибольшем уров-
не высоких вод
Несудоходные реки, каноны
и т. п. до наибольшего уровня
высоких вод
Несудоходные реки, каналы
и т. п. до уровня льда
Температура ^=15 °С, ве-
тер и гололед отсутствуют
Температура высшая, ветер
и гололед отсутствуют
Температура ^=15 °С, ветер
и гололед отсутствуют
Температура * = —5 °С при
гололеде без ветра
Величина наибольшего отклонения про-
вода в горизонтальной проекций (в зависи-
мости от расчетных условий), м,
Ьтакс = /макс 51П ф; (3-67)
отклонение провода в любой точке проле-
та, м,
Ь± = / 51П ф = ¦
Ьх — / 51П ф =
2а6 '
2а7
(3-67')
(3-67")
•*.^ 1- —4*"^
Рис. 3-23. Схема для определения наимень-
шего расстояния от оси ВЛ до сооружений
/—ось линии (трассы); 2 — провода ВЛ в нор-
мальном положении; 3—отклоненное положение
проводов.
Наименьшее допустимое расстояние ^
от оси трассы до рассматриваемого объекта
сближения (рис. 3-23), м,
I = а-\- с -\- Ь,
где а — нормируемое наименьшее расстояние
до сооружения, м (табл. 3-29); с — расстоя-
ние от оси трассы В Л до точки закрепления
провода, м.
Определение вертикальных
усилии от т я ж е н и я проводов
При значительных разностях точек подвеса
проводов на смежных опорах и больших тя-
жениях наблюдаются явления, при которых
в точке закрепления провода на опоре, име-
ющей меньшую высотную отметку, возника-
ют вертикальные направленные вверх по оси
Рис. 3-24 К расчету вертикальных усилий
от тяжения проводов.
поддерживающей гирлянды усилия (рис.
3-24). При определенных условиях эти уси-
лия достигают значительных величин, что
приводит к подъему (задиру) поддержи-
вающих гирлянд и нарушению изоляцион-
ных расстояний или срыву штыревых изоля-
торов со штырей. Подъем (задир) кокпа
гирлянды будет иметь место, если
/в <
*тфР 1К_ , М
Рг 1/! + к)'
где /в =
и + и
-ветровой пролет, м; о*Ир ¦
максимальное напряжение в проводе для
приведенного пролета, соответствующее ус-
ловиям наинизшей температуры ?_ при от-
сутствии гололеда и ветра, кгс/мм2; Р — се-
чение провода, мм2; Н\ и /г2—разность
высот подвески провода на рассматриваемой
и смежных с ней опорах, м; 1\ и /2—вели-
чины действительных смежных пролетов,
примыкающих к рассматриваемой опоре, м;
Р\ — нагрузка от собственной массы прово-
да, кгс/м.

536
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Абсолютная величина усилия, кгс
Для компенсации подобных усилий сле-
дует использовать типовые балласты, под-
вешиваемые к концам поддерживающих гир-
лянд с таким расчетом, чтобы масса грузов
каждого балласта Об соответствовала со-
отношению Рв^Сб. Для уменьшения ве-
личины Рь можно изменить размещение
опор по трассе с таким расчетам, чтобы
уменьшить значение Н, снизить величину
0"Пр при I- и т. п.
Определение мест установ-
ки гасителей вибрации. При необ-
ходимости выполнения защиты проводов
или тросов от вибрации расстояние Ь от за-
жима, в котором закреплен провод или трос
до оси гасителя вибрации, определяется из
выражения, м,
^ = 0,001334 1/ —, (3-68)
где б. — диаметр провода или троса, мм;
Р — масса 1 м провода или троса, кг/м; Т —
==аэ/г — тяжение по проводу или тросу
в среднеэксплуатационном режиме, кгс;
а., — напряжение в проводе или тросе при
среднегодовой температуре, кгс/мм2; Г —
площадь поперечного сечения провода или
троса, мм2.
3-7. ПРОЕКТНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ ОПОР
ПО ПРОФИЛЮ ТРАССЫ
Размещение опор производят по про-
дольному профилю трассы ВЛ, исходя из
величины принятого в данном случае рас-
четного пролета /р- Величина /р определяет-
ся типом опорных конструкций, климатиче-
скими параметрами района (ветер, голо-
лед), нормируемыми расстояниями от про-
водов ВЛ до поверхности земли при наи-
большем их провесе.
В общем случае при выборе /р, м,
[макс <Я — (С + 0,4), (3-69)
где Н — активная высота опор (высота под-
вески низшего провода), м; С — нормируе-
мое расстояние «провод — земля», м; 0,4 —
запас в габарите на возможные неточности
в графическом построении и отклонения при
монтаже, м-
Построение продольного профиля трас-
сы следует выполнять в удобном для рабо-
ты масштабе, а именно:
для внутризаводских ВЛ, а также ВЛ
в черте застроенных и планируемых терри-
торий— 1 200 (по вертикали) и 1:2000
(по горизонтали);
для ВЛ малой протяженности (1—2 км),
а также для всех линий (или отдельных уча-
стков) с большим количеством надземных
и подземных сооружений — 1 100 (по вер-
тикали) и 1 : 1000 (по горизонтали);
для ВЛ большой протяженности, распо-
лагаемых за пределами промышленных пло-
щадок и населенных пунктов — 1 500 (по
вертикали) и 1 5 000 (по горизонтали) •
Графоаналитический метод
применяется, как правило, для ВЛ неболь-
шой протяженности с большим количеством
пересекаемых надземных коммуникаций
Г
\
\
|-х
\
\
м
40
30
20
10
Ч.
Г"1
X
мЖ 100 0 100 200 и
I б)
Рис. 3-25. Шаблон для размещения опор
по профилю.
а — общий вид; б — построение кривой у=кхг;
1—кривая провисания провода: 2—«габаритная»
кривая; 3—«земляная» кривая; 4 — ось симмет-
рии шаблона.
Рис. 3-26. Деталь размещения опор по про-
филю при помощи шаблона.
и заключается в определении местоположе-
ния опор путем предварительного расчета
переходов через эти коммуникации в соот-
ветствии с рекомендациями, изложенными в
§ 3-6, г.
Графический метод использует-
ся при размещении опор линий, имеющих
значительную протяженность, с небольшим
количеством пересекаемых инженерных соо-
ружений и неровным рельефом по трассе-
При этом методе применяется специаль-
ный шаблон, представляющий собой кривые
(параболы), соответствующие кривой макси-
мального провисания провода и располо-
женные одна под другой с определенным
сдвигом вдоль вертикальной оси (рис. 3-25).
Интервалы сдвига определяются нормируе-
мыми расстояниями от провода до поверх-
ности земли (кривые /—2) и активной вы-
сотой опор на данном участке ВЛ (кривые
1-3).

§ 3-8] Защита устройств проводной связи железнодорожной сигнализации 537
Построение кривой / шаблона (рис.
3-25,6) выполняется по точкам, значение ко-
торых в осях координат определяются по
формуле
у = кх2, (3-70)
где х = 0,5 /Р — переменная величина, пред-
ставляющая собой длину полупролета про-
вода; к= -—2- —постоянная шаблона для
2(7р
каждого расчетного пролета и марки прово-
да; ар— напряжение в материале провода,
соответствующее [Макс, кгс/мм2; уР — приве-
денная нагрузка на проводе, соответствую-
щая ар, кгс/(м-мм2).
Шаблон выполняется на прозрачной
кальке или целлулоиде в масштабе профиля
трассы.
Размещение опор начинают обычно с
анкерной опоры, следя за тем, чтобы ось
симметрии шаблона была строго параллель-
на ординатам профиля. Перемещая шаблон
вдоль трассы (рис. 3-26), обращают внима-
ние на то, чтобы кривая 2 не пересекала ли-
нии профиля, а кривая / была совмещена
с точкой опоры, соответствующей ее актив-
ной высоте. Место пересечения кривой 3 с
линией профиля фиксирует место установки
следующей опоры. При этом полученная
в результате размещения опор величина
пролета не должна превышать значения,
принятого для данной линии /Р, т. е- должно
быть соблюдено условие (рис. 3-26)
*Д1 + *Д2 _. ,
2 </р*
После окончания предварительного раз-
мещения опор по профилю для анкерных
участков ВЛ с промежуточными опорами
вычисляется приведенный пролет 1яр (3-64)-
Если /Пр~/Р и аИр»аР, то выполненное
размещение следует считать законченным.
При /Пр=т^/р и аПр=5^сур строят новый шаб-
лон, соответствующий аПр, после чего про-
изводят проверку (а при необходимости
и корректировку) ранее выполненного раз-
мещения опор на отдельных анкерных участ-
ках трассы, добиваясь совпадения по вели-
чине указанных пролетов или напряжений
3-8. ЗАЩИТА УСТРОЙСТВ
ПРОВОДНОЙ связи
ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОЙ
СИГНАЛИЗАЦИИ И ТЕЛЕМЕХАНИКИ
ОТ ОПАСНОГО И МЕШАЮЩЕГО
ВЛИЯНИЯ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 6 кВ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
Влияющие линии: высоковольтные ли-
нии с изолированной нейтралью; высоко-
вольтные линий с заземленной нейтралью;
несимметричные высоковольтные линии-
К ним относятся симметричные трехфазные
линии электропередачи при работах в непол-
нофазном режиме; трехфазные линии элект-
ропередачи с двумя фазными проводами и с
использованием земли в качестве третьего
провода-
Влияющие линии оказывают на линии
связи (ЛС) электромагнитное и гальваниче-
ское влияние. Влиянию магнитного поля
подвержены воздушные и кабельные ЛС,
влиянию электрического поля подвержены
только воздушные ЛС, гальваническому влия-
нию подвержены воздушные и кабельные
ЛС, в которых используется земля в каче-
стве обратного провода, или линии, соеди-
ненные с землей. Влияющие линии могут
оказывать на цепи ЛС опасные и мешающие
влияния. Опасным называется влияние, при
котором напряжение и токи, возникающие
в цепях ЛС, могут создавать: опасность для
жизни обслуживающего персонала и абонен-
тов ЛС; повреждение аппаратуры и прибо-
ров, включенных в цепи ЛС, и ложные сиг-
налы железнодорожной сигнализации и те-
лемеханики, которые могут приводить к ава-
риям на железных дорогах.
Мешающим называется влияние, при ко-
тором в ЛС могут появиться напряжения
и токи, способные вызвать: искажение теле-
графных сигналов, чрезмерный шум в теле-
фонных каналах, неправильную работу це-
пей телеуправления и телесигнализации,
ложные сигналы железнодорожной сигнали-
зации и телемеханики, не приводящие к ава-
риям на железных дорогах.
2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ
ОТ ОПАСНОГО ВЛИЯНИЯ
На проектируемых ВЛ или ЛС, не удов-
летворяющих требованиям «Правил защиты
устройств проводной связи, железнодорож-
ной сигнализации и телемеханики от опасно-
го и мешающего влияния линий электропере-
дач», необходимо предусматривать специ-
альные меры защиты:
применение хорошо проводящих зазем-
ленных тросов, подвешенных на опорах или
проложенных в земле, частичное заземление
нейтралей трансформаторов высоковольт-
ной сети;
применение на ВЛ с изолированной ней-
тралью аппаратуры для контроля состояния
изоляции фазных проводов по отношению
к земле или перекоса фазных напряжений;
включение разрядников между каждым
проводом воздушной ЛС и землей в пунк-
тах, определяемых расчетом; количество
разрядников на 100 км ЛС для уплотненных
цепей не более 15 шт., для неуплотненных
цепей — 25 шт. Защита разрядниками цепи
полуавтоматической блокировки и цепей от-
ходящих линий проводного вещания не до-
пускается;
включение разделительных трансформа-
торов в телефонные цепи;
включение дренажных катушек в теле-
фонные цепи;
относ ЛС из зоны опасных влияний;
каблирование ЛС — в случае яеобходи-

53$
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
' П ИР-7 ИР-Ю
Г 150-200 ^МО х^_
1ГУП лСА—г—
-#Ю
Рис. 3-27. Принципиальная схема защиты воздушных цепей и кабельных цепей связи,
заходящих на территорию станции (подстанции), с токами к. з. через заземляющий
контур.
а — до 3 000 А; б — свыше 3 000 А; в — для кабельных цепей.
мости применять кабели с оболочками, име-
ющими повышенное экранирующее дей-
ствие;
цепи ЛС, заходящие на территорию
электростанции и подстанции, должны быть
защищены по одной из схем, приведенных
на рис. 3-27;
применение деревянных опор и замена
железобетонных опор на деревянные с же-
лезобетонными приставками в пределах уси-
лительного участка ЛС, на котором имеются
опасные сближения с ВЛ.
3. ДОПУСКАЕМЫЕ ПРОДОЛЬНЫЕ Э. Д. С.
НА ПРОВОДАХ ЦЕПЕЙ ЛС,
ИНДУЦИРУЕМЫЕ ВЛ
При однофазных к. з. на землю трех-
фазных симметричных ВЛ с заземленной
нейтралью, а также несимметричных В Л на
линии связи применять меры защиты не тре-
буется, если индуцированная продольная
э. д- с- на длине гальванически неразделен-
ного участка ЛС не будет превышать вели-
чины, приведенной в табл- 3-31-
При нормальном режиме работы несим-
метричных ВЛ на ЛС применять меры за-
щиты не требуется, если индуцированная
предельная э.д.с. на длине гальванически
неразделенного участка ЛС не будет превы-
шать величины, приведенной в табл. 3-32
и 3-33. Когда допустимая э. д. с. на прово-
дах ЛС превышает установленной нормы,
приведенной в табл. 3-31, и когда в качестве
защиты применяются разрядники, напряже-
ние провода по отношению к земле в любой
точке ЛС, а также падение напряжения на
сопротивлении заземления разрядников не
должны превышать величин, указанных
в табл. 3-34.

§ 3-3] Защита устройств проводной связи железнодорожной сигнализации
539
Таблица 3-31
Допустимые продольные э. д. с. на проводах цепей Л С, индуцируемые ВЛ
с заземленной нейтралью при однополюсном к. з. фазного провода на землю
Цепи связи
Допустимая индуцированная продольная э. д.с.
(Е) в проводах ЛС на длине гальванически не-
разделенного участка сближения, В
Цепи междугородных кабельных ЛС без
дистанционного питания усилителей или
с дистанционным питанием усилителей по
системе «провод — провод» с незаземлен-
ным выходом источника питания
Цепи воздушных и кабельных ЛС с ди-
станционным питанием усилителей по си-
стеме «провод — земля», постоянным то-
ком и «провод — провод» — с заземленным
полюсом источника постоянного тока
Цепи междугородных кабельных ЛС с ди-
станционным питанием усилителей по си-
стеме «провод — провод» переменным то-
ком с заземленной средней точкой источ-
ника питания в начале или в конце цепи
дистанционного питания
Цепи городских кабельных ЛС
Цепи воздушных ЛС с деревянными опо-
рами, в том числе с железобетонными при-
ставками
Цепи воздушных ЛС с железобетонны-
ми или металлическими опорами
Однопроводные цепи полуавтоматической
блокировки с блок-механизмами
Не более испытательного напряжения
изоляции жил кабеля по отношению к эк-
рану или металлической оболочке строи-
тельной длины
^"<^исп
Не более испытательного напряжения
изоляции жил кабеля по отношению к эк-
рану или металлической оболочке кабеля
строительной длины минус напряжение
дистанционного питания, уменьшенное
в |/™2раз:
Е К ^исп
V
Д.п
V*"
Не более испытательного напряжения
изоляции жил кабеля по отношению к эк-
рану (заземленному проводу) или к ме-
таллической оболочке кабеля строительной
длины минус половина напряжения ди-
станционного питания (^/д.п):
Е<и и"
¦'Д-п
Не более испытательного напряжения
изоляции жил по отношению к металличе-
ской оболочке строительной длины
При времени отключения поврежденного
участка ВЛ:
до 0,15 с — 2000
до 0,3 с — 1 500
до 0,6 с — 1 000
до 1,2 с— 750
При времени отключения поврежденного
участка ВЛ:
до 0,15 с —320
до 0,3 с — 240
до 1,2 с —120
60
Таблица 3-32
Допустимые продольные э. д. с. на Л С при влиянии несимметричных ВЛ
Линия связи
Допустимая продольная э. д. с. (Е) на длине гальвани-
чески-неразделенного участка сближения при влиянии
ВЛ, работающих в несимметричном режиме, В
более 2 ч
менее 2 ч
Воздушная с деревянными опора-
ми, в том числе с железобетонными
приставками
Воздушная с железобетонными
опорами
Кабельная
60
36
1 36
120
70
70

540
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-33
Допустимые продольные э. д. с. от влияния несимметричных ВЛ на кабельные ЛС
Цепь связи
Допустимая индуктируемая э. д. с. {Е) на жи-
лах цепей кабельных ЛС на длине гальваниче-
ски неразделенного участка сближения при влия-
нии несимметричных ВЛ, В
Цепи кабельных ЛС без дистанционного
питания усилителей или с дистанционным
питанием усилителей по системе «провод —
провод» с незаземленным выходом источ-
ника тока
Цепи кабельных ЛС с дистанционным
питанием усилителей по системе «провод —
земля» постоянным током и по системе
«провод—провод» с заземленным полюсом
источника постоянного тока
Цепи кабельных ЛС с дистанционным
питанием усилителей по системе «провод—
провод» переменным током с заземленной
средней точкой источника литания в нача-
ле цепи дистанционного питания или в кон-
це секции дистанционного питания
Не более наименьшего допустимого ра-
бочего напряжения между жилами цепей
кабелей строительной длины или смонти-
рованного участка:
^^Ч^раб.мин
Не более наименьшего допустимого ра-
бочего напряжения между жилами цепи
минус напряжения дистанционного питания,
уменьшенное в ]/"2 раз:
^^Ч^раб.мин — ~ИГ
У2
Не более наименьшего допустимого рабо-
чего напряжения минус половина напря-
жения дистанционного питания:
Я«/,
V
"Ч^раб.мин "
Д-п
Таблица 3-34
Допустимое напряжение провода Л С
по отношению к земле и падение
напряжения на сопротивление заземления
разрядников при их работе
Время отклю-
чения по-
врежденного
участка ВЛ, с
До 0,15
До 0,30
До 0,60
Свыше 0,60
Допустимое
падение напряже-
ния, В
на проводах воз-
душных ЛС с де-
ревянными опо-
рами, в том чис-
ле с железобе-
тонными при-
ставками
1 300
1000
750
500
на жилах ка-
бельных ЛС
Не более ве-
личин, ука-
занных
в табл. 3-31
Таблица 3-35
Расчетные значения коэффициента
экранирующего действия железнодорожных
рельсов 5Р
Тип железнодорож-
ного пути
Неэлектрифици-
рованная однопут-
ная железная до-
рога
То же двухпут-
ная
Электрифициро-
ванная однопутная
железная дорога
То же двухпут-
ная
Коэффициент 5р при
расстоянии
дорожного
от железно-
пол от на до
ВЛ или ЛС, м
до 50
0,9
0,8
0,56
0,46
50—100
1
0,9
0,8
0,7
4. РАСЧЕТ ОПАСНОГО ВЛИЯНИЯ
Величина продольной э. д. с, В, инду-
цированной в проводах воздушных и ка-
бельных ЛС при к. з. симметричных ВЛ на
землю
^ = ю'к.з 2 М[ 50бщ 1э Су (3-71)
*=1
где /к.3 — влияющий ток ВЛ, А; ю = 2я/ —
угловая частота промышленного тока,
рад/с; Мг — коэффициент взаимной индук-
ции между однопроводными цепями ВЛ и
ЛС при частоте промышленного тока / =
= 50 Гц на /-м участке сближения, Г/км;
50бщ=5р5т5к — общий коэффициент экра-
нирования заземленных проводов (тросов,
оболочек кабеля и др.) при влиянии тока

§ 3-8] Защита устройств проводной связи железнодорожной сигнализации 541
Таблица 3-ЗЬ
Расчетные значения коэффициента
экранирующего действия тросов 5Т
Сечение тросов, мм2
50, 70, 95
120, 150
Материал тросов
Цветной
металл
0,65
0,55
Сталь
0,95
0,90
однофазного к. з. В Л при / = 50 Гц; /ог —
длина /-го эквивалентного участка сближе-
ния ВЛ и ЛС, км.
За влияющий ток ВЛ при однофазном
к. з. на землю ВЛ принимается: 70% дей-
ствующего значения переменной составляю-
щей тока к. з. (1к.з), протекающего в земле
на участке сближения в начальный момент;
при нормальной работе несимметричных
ВЛ принимается ток промышленной часто-
ты, протекающий в земле на участке сбли-
жения (/Р).
Значение удельного сопротивления зем-
ли определяется по карте приблизительных
величин удельного сопротивления земли в
СССР.
При расчете влияния ВЛ на ЛС значе-
ние коэффициента экранирующего действия
рельсов железных дорог (5Р) в районах
с удельным сопротивлением грунта р3 =
= 10-М00 Ом-м рекомендуется принимать
равным величинам, указанным в табл. 3-35.
Расчетное значение коэффициента эк-
ранирующего действия троса 5Т, подвешен-
ного на ВЛ, дано в табл. 3-36.
5. РАСЧЕТ РАЗМЕЩЕНИЯ РАЗРЯДНИКОВ
НА ЛС ПРИ ТУПИКОВЫХ ВЛ
Максимальное значение э. д. с. на дли-
не сближения определяется по формуле
(3-71). Когда хотя бы одно значение пре-
высило допустимую величину Е, рекомен-
дованную в табл. 3-31—3-33, ставят мощные
разрядники по концам сближения.
Напряжение провода /У0 У разрядни-
ков по отношению к земле определяется по
формуле, В,
^о = /Р(#з + #р), (3-72)
где /Р — ток, протекающий через разряд-
ник, А; #з — сопротивление заземления
разрядников, Ом; #Р — сопротивление раз-
рядника при дуговом разряде, Ом.
Ток, протекающий через разрядник, А,
/п = > (3-73)
р 2п/0 + 2(Д3+Др)
где /0 — длина провода связи между дву-
мя разрядниками, установленными по кон-
цам сближения, м; 2П — полное сопротив-
ление провода связи, Ом/км.
Напряжение провода по отношению
к земле не должно превышать значений,
приведенных в табл. 3-34.
Величина сопротивления заземления
у разрядников, Ом,
Яз = |з^7^п'о, (3-74)
где и0 — допустимое напряжение па про-
воде связи по отношению к земле. В;
^/д — падение напряжения на дуге разряд-
ников (рекомендуется принимать равным
20—25 В).
6. ЗАЩИТА ТЕЛЕФОННЫХ ЛИНИЙ,
ЗАХОДЯЩИХ НА ТЕРРИТОРИЮ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (ПОДСТАНЦИИ),
ОТ ОПАСНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ
Во избежание тяжелых последствий во
врехмя к. з. в сети ВЛ на линиях связи, за-
ходящих на территорию станций и подстан-
ций, необходимо применять схемы защиты,
которые обеспечивали бы безопасность об-
служивания линий связи и не являлись ис-
точниками возникновения пожаров на те-
лефонных станциях или поражения людей.
Рекомендуемые схемы приведены на
рис. 3-27. Разрядник типа РБ-280 на стан-
циях и подстанциях устанавливается на
вводной опоре. Выбор места установки до-
полнительного разрядника на цепи ЛС про-
изводится в соответствии с табл. 3-36а в за-
висимости от величины тока короткого
замыкания и удельного сопротивления
земли.
7. МЕШАЮЩИЕ ВЛИЯНИЯ
При сближении ВЛ с телефонными це-
пями следует считаться при симметричных
ВЛ с мешающими влияниями, создаваемы-
ми высшими гармониками напряжения и
тока. Мешающее влияние ВЛ с заземлен-
ной нейтралью определяют, полагая их
исправными; мешающее влияние ВЛ с изо-
лированной нейтралью подсчитывают, счи-
тая их исправными при условии, что слу-
чайное заземление одной фазы будет уст-
раняться не позднее 2 ч с момента возник-
новения заземления. Для двухцепных ВЛ
мешающее влияние принимается в 1,3 раза
больше, чем в одноцепной линии.
Допустимые э. д. с. шума, индуцируе-
мые влияющими линиями: на стальные це-
пи 2,4 мВ; на медные и биметаллические
цепи 1,75 мВ.
В двухпроводных телефонных цепях
э. д. с. шума вычисляется по формуле
из = Уи\х + и% - (3-75)
где ^*1 — составляющая э. д. с. шума, обу-
словленная асимметрией линий связи по
отношению к ВЛ, мВ; (/^ — составляющая
э. д. с. шума, обусловленная асимметрией
линий связи по отношению к земле, мВ,

542
Внецехоше электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-36а
Выбор местоположения дополнительного разрядника
Ток к. з.
и§2^5
си ^ к ^
г; ^ то ,
(_. то ~^
О * ^
о. га
5 ^ ? =
^ С *
III I
Ы1
2 -
н то
кО
|в|3
§ Щ ШI
н ё[9 =
« ^н :
1,2
«О
СО й)
а: со
—¦ то
О = = :
при удельном сопротивлении земли, Ом-м
10
100
1 000
4- ф2
Медная цепь о! = 4 мм
3000
5000
10 000
3000
5000
10000
100
1000
4 000
4,0
4,0
2,9
5,0
2,5
500
2 000
6 000
12
12
4
Стальная цепь с?=4 мм
100
| 500
2000
4,0
4,0
4,0
—
—
500
2 000
3 000
12
12
6
2 000
3 000
6 000
2000
2 000
13,3
13,9
7,5
4,7
Значения 6/81 и иа2 определяются по
следующим формулам:
при вертикальном расположении про-
водов ВЛ
С
Ц$1 = 24-10-* 2аГ1/Л
X
13\
л-г 2
аЫр(а2 + с2 — ЗЬ2)
X
X
(а2 + б2 + с2)3
1/й = 12-10-»т|2а/Ч/л
[*->п+2 (а2+62 + б2)2 _Г
при горизонтальном расположении про-
водов ВЛ
с/51 = 24.10-зга/Ч7л
1
X
/г -!- 2 '
&:д(р (Зй2 — б2 — с2)
(а2 + б2 + с2)3
(/58 = 24 • Ш-8 т)2а/^'л
X
Р,^
аЬср
2 а2 + б2 -г с2 ] '
при треугольном расположении прово-
дов ВЛ
^51 = 15.10-32аРсУл X
/в
X
асйр
п-1-2 (—а* + Ь2 + с2)2
[/52 = 75.10-3т)2а/Ч/л X
^/г + 2а2 + 62 +
5,
где а — эквивалентная ширина сближения,
м; / — средняя высота подвеса провода
ЛС, м; й — расстояние между проводами
двухпроводной ЛС, м; Ъ — средняя высота
подвеса провода ВЛ, м; р — среднее гео-
метрическое расстояние между фазными
проводами ВЛ, м; 2а—сопротивление те-
лефонного аппарата при / = 800 Гц, Ом;
Ь—телефонный форм-фактор кривой на-
пряжения ВЛ, равный 0,007; С!л—номи-
нальное напряжение ВЛ. В /<. —расчет-
ная длина шага скрещивания ЛС, км;
/р — длина участка сближения, км; п — чис-
ло заземленных проводов связи, на участ-
ке сближения; ц — коэффициент чувстви-
тельности двухпроводных телефонных це-
пей к помехам.
Б. ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В
3-9. ОСНОВНЫЕ УКАЗАНИЯ
При проектировании ВЛ напряжением
до 1 000 В следует руководствоваться ука-
заниями, изложенными в § 3-1 настоящего
раздела.
Проект ВЛ до 1 000 В должен выпол-
няться на основании задания на проектиро-
вание, выдаваемого энергосистемой (служ-
бой электросетей предприятия) в виде тех-
нических условий или в соответствии с ком-

§ 3-10]
Провода
543
плексным проектом электроснабжения объ-
екта или района.
Задание на проектирование должно
содержать: схему сети до 10 кВ включи-
тельно; напряжение линий на стороне низ-
шего напряжения трансформатороз; элек-
трические нагрузки; методы регулирования
напряжения и особые требования и реко-
мендации в части конструктивного выпол-
нения ВЛ.
Выбор трассы ВЛ и дальнейшее про-
ектирование следует производить с таким
расчетом, чтобы опоры не загораживали
входов в здания и въездов во дворы и не
затрудняли движения транспорта и пеше-
ходов. В местах, где имеется опасность
наезда транспорта, опоры должны быть за-
щищены отбойными тумбами. Все осталь-
ные указания и рекомендации, относящие-
ся к отдельным элементам проектирования
ВЛ, изложены в соответствующих парагра-
фах данного раздела.
3-10. ПРОВОДА
Провода, применяемые на ВЛ, должны
отвечать требованиям соответствующих
ГОСТ и требованиям § 3-2. Использование
для подвески на ВЛ расплетенных прово-
дов запрещается. Не допускается примене-
ние на ВЛ стальных однопроволочных про-
водов диаметром более 5 мм и однопрово-
лочных биметаллических проводов диамет-
ром более 6,5 мм. Стальные провода,
применяемые для ВЛ, независимо от рай-
она расположения линии, во всех случаях
должны быть оцинкованными.
На ВЛ, как правило, должны приме-
няться многопроволочные алюминиевые
провода марки А по ГОСТ 839-59. При со-
ответствующих технико-экономических обо-
снованиях на ВЛ иногда могут применять-
ся многопроволочные сталеалюминиевые
провода марок АС (ГОСТ 839-59) и АСК
(МРТУ 2.017.20-63), многопроволочные
стальные провода марки ПС (ПМС) по
ГОСТ 5800-51, а также однопроволочные
стальные провода марки ПСО (ГОСТ
8053-56).
Минимально допустимые сечения и диа-
метры проводов для различных участков
ВЛ приведены в табл. 3-37 и 3-38.
Рекомендуемые области применения
проводов различных марок приведены в
табл. 3-29
Основные конструктивные данные про-
водов приведены в табл. 3-3, 3-4 и 3-40.
Таблица 3-37
Минимально допустимые сечения
проводов (магистральные участки БЛ)
Провод
Алюминиевые А
Сталеалюминиевые АС,
АСК
Стальные ПС (ПМС)
Стальные ПСО
Сечение, мм2
16,0
10,0
25,0
12,6
Таблица 3-38
Минимально допустимые сечения или
диаметры птэозодоз дня стзетзлений ВЛ
к вводам в здания
Матеоиал
провода
Алюминий
Сталь
Биметалл
Самонесущие
провода
Сечение, мм2,
или диаметры, мм
при пролетах
до 10 м
10
03
03
4
при пролетах
10—25 м
16
04
04
6
Таблица 3-39
Области применения проводов в зависимости от конкретных условий трассы
Марка провода
А-16, А-25, АС-10
А-35, А-50
Облает* применения
Повсеместно, за исключением про-
летов пересечения с линиями связи,
железными дорогами, трамвайными
и троллейбусными линиями, судоход-
ными реками и каналами
Повсеместно, за исключением про-
летов пересечения с железными до-
рогами и судоходными реками и ка-
налами
Примечания
Применение проводов
в IV и особых районах
по гололеду не рекомен-
дуется
Применение проводов
в особых районах по
, гололеду не рекоменду-
ется

544
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
П р о д о л ж е н и е табл. 3-39
Марка провода
Область применены
Примечани
А-70, А-95, А-120
АС-16,
АС-50
АС-25, АС-35,
АСК-Ю, АСК-16,
АСК-25, АСК-35,
АСК-50
ПСО-3
ПСО-4,. ПСО-5
ПС-25 (ПМС-25),
ПС-35 (ПМС-35), ПС-50
(ПМС-50), ПС-70 (ПМС-
70), ПС-95 (ПМС-95)
Повсеместно
На участках трассы, где по усло-
виям обеспечения повышенной меха-
нической прочности ВЛ не могут
быть применены алюминиевые про-
вода эквивалентных сечений (пере-
ходы через ответственные инженер-
ные сооружения и естественные пре-
пятствия, сильно гололедные районы
и т. п.)
Взамен проводов марки АС экви-
валентных сечений на ВЛ, располо-
женных в районах, где опытом экс-
плуатации установлено разрушение
сталеалюминиевых проводов марки
АС от коррозии в результате нали-
чия агрессивных фракций в атмосфе-
ре (морские побережья, соленые озе-
ра, химические предприятия и т. п.)
Только на ответвлениях к выводам
в здания
На ВЛ малой протяженности с не-
большими электрическими нагрузка-
ми при отсутствии пересечения с ин-
женерными сооружениями (за ис-
ключением пересечений с ВЛ до
1 000 Е на перекрестных опорах)
Повсеместно (за исключением про-
летов пересечения с железными до-
рогами) на ВЛ, где электрическим
расчетом сети и соответствующими
технико-экономическими сопоставле-
ниями установлена целесообразность
использования этих проводов
Применение проводов
три наличии агрессивных
фракций в атмосфере не
рекомендуется
Применение провода
на магистральных уча-
стках ВЛ не допускается
Применение проводов
при наличии агрессив-
ных фракций в атмосфе-
ре не допускается
Применение проводов
при наличии агрессивных
фракций в атмосфере не
рекомендуется
Таблица 3-40
Конструктивные данные проводов марок А-16, АС-10 (ГОСТ 839-59),
АСК-10 (МРТУ 2.017.20-63) и ПСО-3, ПСО-4, ПСО-5 (ГОСТ 8053-56)
Марка
А-16
А-25
АС-10
АСК-10
АСО-3
ПСО-4
ПСО-5
Расчетное се-
чение, мм2
15,9
24,7
10,1 (1,13)
10,1 (1,13) !
7Л
12,6
19,6
Число прово-
лок и их диа-
метр, мм
7X1,7
7X2,12
5X1,6 (1X1,3)
5X1,6 (1X1,3)
1X3
1X4
1X5
Расчетный
диаметр всего
провода, мм
5,1
6,4
4,4
4,8
3,0
4,0
5,0
Масса 1 км
провода, кг
44
68
36
1 37
56
99
154
Строительная
длина (не ме-
нее), м
4 500
I 4 000
3 000
3000
650
500
350
Примечание. Для проводов марки АС и АСК в скобках указаны данные стальной части
провода.
3-11. ИЗОЛЯТОРЫ И ЛИНЕЙНАЯ
АРМАТУРА
На ВЛ до 1 000 В применяются фар-
форовые изоляторы типа ТФ и стеклянные
типа ТСМ (табл. 3-41, рис. 3-28)..Для уст-
ройства ответвлений используется фарфо-
ровый многошейковый изолятор типа ШО.
Изоляторы закрепляются на крюках и
штырях.

§ 3-12]
Опоры
545
Изоляторы низковольтные штыревые (рис. 3-28)
Таблица 3-41
Тип
ТФ-20
ТФ-16
ТФ-12
ТСМ-2
Механгческая
прочность, кгс
800
600
300
800
Размеры, мм 1
Я
108
86
67
103
> 1
75
61
49
83
*1 |
20
18
15
20
Масса,
0,58
0,32
0,17
0,70
Ш-
;_,. Ь ^
1
5:
{
Рис. 3-28. Изолято-
ры низковольтные
штыревые.
3-12. ОПОРЫ
На ВЛ до 1 000 В применяются дере-
вянные опоры с железобетонными и дере-
вянными приставками, а также железобе-
тонные опоры.
Промежуточные опоры выполняются
одностоечными с креплением проводов на
крюках, закрепленных на стойке, и на шты-
рях — на деревянной или металлической
траверсе.
Материалы для изготовления деревян-
ных и железобетонных опор и приставок
приведены в § 3-4.
Схемы опор ВЛ до 1 000 В приведены
на рис. 3-29, а основные данные опор —
в табл. 3-42, 3-43. 3-44.
Рис. 3-29. Схемы деревянных и железобетон-
ных опор.
а — промежуточная; б — анкерно-угловая.
Таблица 3-42
Деревянные опоры ВЛ до 1 кВ с применением цельных стоек
Опора
Промежуточная Па-11
Промежуточная Па-Па
Промежуточная Па-12
Промежуточная Па-13
Переходная ППа-11
Переходная ППа-12
Концевая анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-11, УПа-11,
УАа-11 и Оа-11
Концевая анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-Па, УПа-11а,
УАа-11а, Оа-Па
Концевая анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-12, УПа-12,
УАа-12, Оа-12
Концевая, анкерная, от-
ветвите льна я и угло-
вые КАа-13, УПа-13,
УАа-13, Оа-13
(том 1.3.407-32 <
Рисунок
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29,а
3-29, л
3-29,6
3-29, б
3-29, а
3-29, б
Сельэне
'ргопро
екта)
Размеры, мм
Иг
7 200
7 200
7 400
7 600
9800
9 400
7 200
7 200
7 400
7 400
н2
5 000
5 000
5 000
5 000
7 800
7 800
5000
5000
5 000
5 000
н
1500
1800
2000
2 000
2С00
! 2 000
1 1500
1800
2 000
2000
А
800
1000
1600
1400
1200
1600
800
800
1600
1400
Б
___
—
—
—
—
—
1570
1770
2 370
2 170
в
___
—
—
—
—
—
2 900
2 900
3 000
! 3 100
Расход мате-
риалов
Дере-
во, м3
! 0,28
1 0,32
0,35
0,35
0,45
0,45
0,77
0,81
1,12
1.12
1 АЛ«
Ме-
талл,
кг
__
—
—
—
—
—
7,38
7,38
7.38
7,38
35— 478

546
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-43
Унифицированные деревянные опоры на железобетонных и деревянных приставках
для одноцепных ВЛ 0,4 кВ (том 1.3.407-49 Сельэнергопроекта)
Опора
Промежуточная Па-1
Промежуточная Па-2
Промежуточная Па-3
Промежуточная Па-4
Промежуточная Па-5
Промежуточная Па-6
Переходная ППа-1
Переходная ППа-2
Переходная ППа-3
Переходная ППа-4
Переходная ППа-5
Переходная ППа-6
Переходная ППа-7
Переходная ППа-8
Концевая анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-1, УАа-1
Концевая анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-2, УАа-2
Концевая, анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-3, УАа-3
Концевая, анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-4, УАа-4
Концевая, анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-5, УАа-5
Концевая, анкерная, от-
ветвительная и угло-
вые КАа-6, УАа-6
Рисунок
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29,а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29, а
3-29. а
3-29,6
3-29, 6
3-29.6
3-29,6
3-29,6
3-29,6
Размеры, мм
Их
7 200
7 200
7 400
7 200
7 200
7 800
8 600
8 700
10 350
10 450
8 600
8 700
10 600
10 700
7 200
7 300
7 500
7 200
7 300
7 500
я2
5 000
5 000
5 000
5 000
5 000
5 000
6 600
6 900
6 600
6 900
5 000
5 000
5 000
5 000
5 000
5 000
!г
1500
1 900
1900
1500
1 900
1 500
1 900
1 900
1 900
1 900
1 900
1 900
1 900
1900
1 500
1800
1800
1500
1800
1800
А
1000
1600
1 400
1000
1 600
1400
1200
1 600
1 200
1600
1 200
1 600
1200
1 600
1000
1600
1 400
1 000
1600
1400
Б
1 770
2 370
2 170
1770
2 370
2 170
в
2 900
2 900
3 000
2 900
2 900
3 000
Расход
материалов 1
6"
т
о
о.
о
^2
0,14
0,24
0,20,
0,31
0,40
0,40
0,24
0,26
0,24
0,26
0,64
0,66
0,86
0,88
0,46
0,58
0,51
0,89
1,03
0,96
о**
со ..
*3
0,13
0,13
0,13
0,13
0,13
0,27
0,27
0,29
0,29
0,29
со
н
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
11,3
11,3
10,3
11,3
18,1
18,1
18,1
14,2
14,2
14,2
Таблица 3-44
Железобетонные опоры для ВЛ до 1 кВ (на основе межотраслевой унификации.
Альбом 1.3.407-56 Сельэнергопроекта)
Опора
Промежуточная П-046
Промежуточная перекре-
стная ПК-046
Анкерная АК-046
Угловая анкерная
УА-1-046
Концевая К-046
Промежуточная пере-
ходная ППП-046
Ответвительная переход-
ная ОПП-046
Рисунок
3-29, а
3-29,а
3-29,6
3-29,6
3-29,6
3-29,а
3-29,6
Размеры, мм
И,
7 500
7 500
7 500
7 500
7 500
8 500
8 500
Я2
5 500
5 500
5 500
5 500
5 500
6 500
6 500
н
1600
1 600
1600
1600
1600
1800
1800
А
200
200
200
200
200
800
800
Б
1000
1000
1000
1300
в
3 100
3 100
3 100
3 850
Расход ма-
териалов
о"3
<т> «
а» аз
Ч о
0,21
0,21
0,41
0,41
0,41
0,45
0,90
«=Г
н
2ё
7,9
17,7
62,1
61,7
45,2
26,9
81,4

§ 3-13]
Электрические расчеты
547
3-13. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ
Таблица 3-45
Исходные данные. Целью электрических
расчетов является выбор марки проводов
во всех звеньях ВЛ до 1 000 В (магистрали,
ответвления). Выбранные марки проводов
в сочетании со средствами регулирования
напряжения должны обеспечить нормиро-
ванные уровни напряжений у всех элект-
роприемников.
Исходными данными для производст-
ва электрических расчетов являются: схе-
ма и напряжение сети; средства регулиро-
вания напряжения; нагрузки электропри-
емников.
Электрический расчет линий до 1 000 В
включает расчет линии на потерю напряже-
ния и проверку проводов по экономической
плотности тока и нагреву.
Электрические характеристики. Схема
замещения линии до 1 000 В аналогична
схеме замещения линий 6—35 кВ
(рис. 3-12,а).
Активное и реактивное сопротивления
алюминиевых и сталеалюминиевых прово-
дов рассчитываются по формулам (3-2) и
(3-5).
Активное сопротивление стальных про-
водов, Ом/км,
I
(3-76)
где г о — сопротивление провода при посто-
янном токе; г0 — добавочное сопротивле-
ние, обусловленное дополнительными поте-
рями мощности на гистерезис и вихревые
токи.
Реактивное сопротивление стальных
проводов складывается из внешнего (х0) и
внутреннего (х0) сопротивлений, Ом/км:
*0 = л:0+*0' (3"77)
где
= 0).4,6 1е?%
а
х0 = (0-0,5%-10"
10-
(3-78)
(3-79)
где со = 314 — угловая частота при 50 Гц;
1]1 — относительная магнитная проницае-
мость материала провода.
Значения активных и реактивных со-
противлений проводов, применяемых в ли-
ниях до 1 000 В, даны в табл. 3-45—3-47.
Расчет линий на потерю напряжения.
Расчету линий на потерю напряжения пред-
шествует расчет сети на отклонение напря-
жения. В нем определяется суммарная до-
пустимая потеря напряжения в линиях,
начиная от ЦП и кончая электроприемника-
ми, и устанавливается доля потери напря-
жения, приходящаяся на ВЛ до 1 000 В.
В трехфазной сети с чисто силовой на-
грузкой все фазы в отдельных точках сети
нагружены равномерно. В этом случае сеть
выполняется без нулевого провода. Для
36*
Активное и реактивное сопротивления
алюминиевых и сталеалюминиевых
проводов, Ом/км
Марка
Активное
сопротив-
Реактивное сопро-
тивление при рас-
стоянии между про-
водами, мм
400
600
Алюминиевые провода
А-16
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
1,98
1,28
0,92
0,64
0,46
0,34
0,27
0,332
0,318
0,313
0,297
0,283
0,277
0,27
0,358
0,345
0,336
0,325
0,315
0,303
0,297
Сталеалюминиевые провода
АС-10
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
3,12
2,06
1,38
0,85
0,65
0,342
0,318
0,316
0,301
0,292
0,368
0,354
0,342
0,327
0,319
сетей с осветительной и смешанной нагруз-
кой применяются трехфазные линии с ну-
левым проводом, по которому протекает
ток несимметрии. При прокладке по общей
трассе нескольких линий нулевые провода
этих линий рекомендуется объединять. Для
обеспечения нормальных условий работы
линий сечение нулевых проводов выбира-
ется исходя из следующего:
для одиночных трехфазных линий, вы-
полненных алюминиевыми проводами, про-
водимость нулевого провода должна быть
не менее 50% проводимости фазного про-
вода;
для нескольких трехфазных линий, вы-
полненных алюминиевыми проводами, про-
водимость общего нулевого провода долж-
на быть не менее 50% проводимости фаз-
ного провода наиболее мощной линии;
для одной или нескольких трехфазных
линий, выполненных стальными однопрово-
лочными проводами, сечение нулевого про-
вода должно быть равно сечению фазного
провода наиболее мощной линии;
для одной или нескольких трехфазных
линий с пофазным отключением сечение
нулевого провода должно быть равно сече-
нию фазного провода наиболее мощной
линии;
для линий, выполненных по системе
две фазы и нуль, сечение нулевого провода
должно быть равно сечению фазного про-
вода.

548
Внецеховые электрические сети
[Разд.
Таблица 3-45
Активное и внутреннее реактивное
сопротивления стальных проводов, Ом/км
Таблица 3-47
<
ж
о
Марка
•ЧС
О
О
с
1Л
О
О
С
<м
О
С
1Л
со
О
С
о
1Л
О
С
о
IV.
О
п
1Л
СП
О
С
0,5
1
1,5
2
3
4
5
6
7
8
9
10
15
20
25
30
40
50
60
70
Активное сопротивл<
11,5
П,8
12,3
12,5
13,4
14,3
15,5
16,5
17,3
18,0
18,1
18,1
-"¦-
—
—
7,4
7,9
8,35
9,5
10,8
12,3
13,8
15,0
15,4
15,2
114,6
13,6
12,7
—
—
5,25
5,26
5,27
5,28
5,30
5,32
5,35
5,37
5,40
5,46
5,50
5,97
6,70
6,97
7,10
7,02
6,85
6,70
6,60
3,66
3,66
3,66
3,67
3,69
3,70
3,71
3,73
3,75
3,77
3,80
4,02
4,40
4,89
5,4
5,35
5,25
5,13
5,00
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
2,75
2,76
2,77
2,78
2,80
2,85
2,95
3,10
3,40
3,61
3,69
3,73
*н и е
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,70
1,72
1,74
1,77
1,83
1,93
2,07
2,21
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,55
1,56
1,57
1,58
1,60
Внутреннее реактивное
сопротивление
1
1,5
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
30
40
50
60
70
1,54
2,82
4,38
7,9
9,6
11,5
12,5
13,2
14,2
14,3
14,3
—
—
—
—
—
—
1,0
2,13
3,58
6,45
8,1
9,7
11,2
12,3
13,3
13,1
12,4
10,5
—
—
—
—
—
0,54
0,55
0,56
0,59
0,13
0,67
0,70
0,77
0,84
0,93
1,33
1,91
2,06
2,08
2,05
2,00
1,90
0,33
0,34
0,35
0,36
0,37
0,40
0,42
0,45
0,48
0,51
0,55
1,04
1,56
1,69
1,72
1,70
1,64
0,23
0,23
0,24
0,25
0,25
0,26
0,27
0,27
0,28
0,29
0,30
0,42
0,59
0,80
1,00
1,10
1,14
0,16
0,16
0,17
0,17
0,18
0,18
0,19
0,19
0,20
0,20
0,21
0,25
0,30
0,37
0,45
0,55
0,65
0,08
0,03
0,08
0,08
0,08
0,03
0,08
0,08
0,08
0,08
0,08
0,08
0,09
0,11
0,13
0,14
0,15
Внешнее реактивное сопротивление
стальных проводов, Ом/км
Марка
ПСО-4
ПСО-5
ПС-25
ПС-35
Расстояние
между про-
водами, мм
400 | 600
0,332
0,318
0,311
0,290
0,359
0,345
0,336
0,317
Марка
ПС-50
ПС-70
ПС-95
Расстояние
между про-
водами, мм
400
0,281
0,267
0,261
600
0,308
0,295
0,288
Поскольку проектирование осветитель-
ных сетей ведется из расчета равномерного
распределения нагрузки по фазам, приве-
денные ниже формулы для определения
потери напряжения справедливы для трех-
фазных линий с силовой и с осветительной
нагрузкой.
01 I, г, х
02
1}созср т
и*
б)
Р^\
Рис. 3-30. Трехфазная линия с нагрузкой на
конце.
В расчетах на потерю напряжения мо-
жет встретиться определение потери на-
пряжения при заданном (известном) сече*
нии линии и определение сечения линии при
заданной (допустимой) величине потери на-
пряжения.
Определение потери напря-
жения при заданном (извест-
ном) сечении линий. Трехфазная
линия с нагрузкой на конце (рис. 3-30).
Для случая, когда нагрузка потребителя
задана током (рис. 3-30, а), потеря напря-
жения определяется по формуле, В,
Ш = "|/з~/ (г соз ф + х зт ф), (3-80)
где г к х — активное и реактивное сопро-
тивления линии, Ом.
Выражая /со5ф=/а и /зтф=/г, по-
лучаем:
Д{/= 1/з(/аг+/гх).
(3-81)
Для случая, когда нагрузка потреби-
теля задана величиной Р и Ф (рис. 3-30, б),
потеря напряжения (АС/, В и %) опреде-
ляется следующим образом:
, р г <г
и = —г=— и /, = —— ;
Уз с/н уз ин

§ 3,13]
Электрические расчеты
549
Ш = Рг« + <*х»1 (3-82)
Ун
Ац= (Рг. + ЫК** {
Трехфазная линия с несколькими на-
грузками (рис. 3-31). По аналогии с при-
веденными формулами, В; %,
ДУ^УТ2:(/а г+/,*); (3-84)
ДУ = 1-
1/н
'/; (3-85)
д„дД(*о + д*о>"** ,. (3.86)
*/2
! 1
Рис. 3-31. Трехфазная линия с несколькими
нагрузками.
Д(/ =
М
СгР%
(3-91)
где Л4— момент нагрузок, кВт»м; С1 —
вспомогательный коэффициент.
Двухфазная линия, В; "%,
2,25Р/
ш = -4т:-; (3-92)
ш =
ури«
100-2,25Р/
7™2
(3-93)
й
Рис. 3-32. Линия с нагрузкой, сосредоточен-
ной на конце.
6
12
и
Рис. 3-33. Линия с нагрузками, сосредото-
ченными в нескольких точках.
Развертывая формулу (3-85) примени-
тельно к схеме нагрузок, представленной
на рис. 3-31,
(/, + /.). (3-87)
Формула (3-87) справедлива при оди-
наковом сечении линии по всей длине.
Линии с чисто активной нагрузкой
(осветительные линии). В целях уменьше-
ния сечений проводов и потери напряже-
ния линии, питающие осветительные на-
грузки, рекомендуется выполнять по трех-
фазной системе (три фазы +0). При не-
большой мощности и протяженности линий
для сокращения количества проводов целе-
сообразно переходить к двухфазной (две
фазы +0) и однофазной (одна фаза + 0)
системам.
Трехфазная линия, В; %,
ДУ == ]/з7г; (3-88)
Р1
Ш = _., ; (3-89)
АЦ =
уР1/н
100Р/
Т^н
(3-90)
Обозначая Р1=М и*
100
1
", полу-
&1 С.
чаем преобразованную формулу для опре-
деления потери напряжения, %:
100-2,25 1
Обозначая Р1~М и = — и
С2
у"1
подставляя в (3-93) получаем, %:
С2Р
Однофазная линия, В; %,
6Р1
АУ = -
ури*'
100-6Р1
Обозначая Р1=М и"
100-6 1
(3-94)
(3-95)
(3-96)
ставляя в (3-96), получаем, %:
М
2 =^ипод-
Ш--
СЯР *
(3-97)
Вспомогательные формулы для опре-
деления моментов нагрузок для характер-
ных конфигураций сети следующие:
линия с нагрузкой, сосредоточенной на
конце (рис. 3-32),
Мав=Р1\ (3-98)
линия с нагрузками, сосредоточенными
в нескольких точках (рис. 3-33),
Мвс = (Р* + Р3)^ Мсо = Р31;
?МАО=Млв-1гМвс-\-Ма}; (3-99)

550
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
линия с равномерно распределенной на-
грузкой (рис. 3-34)
2 ;
Мвс = 1Г> МАВ=Ч
™АС=МВС + М.
1АВ
(3-100)
Здесь на участке ВС равномерно рас-
пределены п потребителей мощностью р
каждый. В этом случае их суммарная мощ-
ность Р=рп приложена в середине участка;
линия с равномерно распределенной и
сосредоточенной нагрузками (рис. 3-55).
12 |
й
11111
а потребителей.
При выполнении отдельных следующих
друг за другом участков линии проводами
разных сечений моменты и потери напряже-
ния для каждого такого участка подсчиты-
ваюгся отдельно, а затем потери напряже-
ния арифметически сумхмируются.
В формулы (3-91), (3-94) и (3-97), кро-
ме величин моментов, входят также вспомо-
гательные коэффициенты Си С2 и С3. Они
зависят от материала провода и номиналь-
ного напряжения сети и для алюминиевых
проводов и стандартных напряжений сети
определяются по табл. 3-48.
Таблица 3-48
Значения коэффициента С
для алюминиевых проводов
Рис. 3-34. Линия с равномерно распределен-
ной нагрузкой.
и
р\
Л.
с\
\Рз
Напряже-
ние се-
ти, В
380/220
220/127
127
три фа-
зы+0
Сх
46
15,г>
5,2
Система сети
две фа-
зы+0
С,
20,5
6,9
одна фа-
за+0
С3
7,7
2,6
тттт
п потребителей
Р,=рп
1г
Рйс. 3-35. Линия с равномерно распределен-
ной и сосредоточенной нагрузками.
*'.!« "
и к
Пример. Найти величину потери напря-
жения в разветвленной осветительной сети
(созф=1) с номинальным напряжением
380/220 В (рис. 3-37).
А 200 200 200 я/?
ЗхА-25+А-Щ
пз потре-*
. бителеи
13
Чл
1500Вт 1500 1000
ТтТТТтттт/7 Рис 3-37. Расчетная схема к примеру 3-3.
М
Ш потреби- пг потреби —
телеи телеи
Р1=рщ Р2=рпг
Рис. 3-36. Линия с ответвлениями.
По аналогии с предыдущим
ао = Рг (*1 + 7") + р*'з + Р,Ь (3-Ю1)
линия с ответвлениями (рис. 3-36)
ШАС = ШАВ + Мвс и ЪМАО =
(3-102)
= ШАВ + МВО>
где
Потеря напряжения на участке АВ оп-
ределяется по (3-91), где числитель пред-
ставляет собой сумму моментов и вычисля-
ется по (3-99). Значение коэффициента С[
принимается по табл. 3-48.
Ш 6-200+ 4,5-200+ 3-200
Шав==С^Р= 46-25
= 2,34о/0.
Потеря напряжения на участке ВЕ под-
считывается с использованием коэффициен-
та С3 (однофазный участок сети) и формул
(3-97) и (3-98):
М
^АВ = Р1(.11 + ^)+(Р2 + Рз)
(1г+^ Мвс = Р%ЦЪ МВ0=Р3 V2*
Ш ** = '€*
0,5-600
7,7-16
= 2,44%.
Потеря напряжения на участке ВС под-
считывается с использованием коэффициен-

§ 3-13]
Электрические расчеты
551
та С2 (двухфазный участок сети) и формул
(3-94) и (3-98):
Ь500
М*г = = 1,53% .
'ВС
20.5.16
Потеря напряжения на участке СО
СО
М 0,5-300
Мт = :г-г = -^-г-тт- = 1,22%
С3Р 7.7.16
Отсюда
ШАЕ = Ас/ЛБ + АУВЕ = 2,34 + 2,44 =
= 4,78У-
Ыав = А^лв + А^вс + Ысо = 2*34 +
+ 1,53+ 1,22= 5,09%.
Для вычисления потери напряжения на
участке ВР используется формула (3-96),
в которую входит величина у» предвари-
тельно определяемая по (3-3):
у = = =6,1 м/(Ом*мм2),
1 г0Р 0,013-12,6 1 ;
Здесь величина г0 найдена по табл. 3-46
(в соответствии с током нагрузок
=/>Д/ф = 500/220=2,3 А), а величина
по табл. 3-40.
Итак,
6-100Р/
/ =
Р —
Ш
ВР
АЦ
ум2»
6.100.0,5-100 =
АР
6,Ы26.0,382
= 2,7%;
2,44 + 2,7 = 5,14%.
При потере напряжения в линиях до
1000 В примерно 5—6% величина отклоне-
ния напряжения у электроприемников, как
правило, находится в пределах, допуска-
емых нормами.
Определение сечения прово-
дов при заданной (допустимой)
величине потери напряжения.
Потеря напряжения в линиях с нескольки-
ми нагрузками определяется по формуле
(3-84). Первый член этой формулы представ-
ляет собой суммарную потерю напряжения
в активных сопротивлениях, соответственно
второй член — в реактивных сопротивлени-
ях. Полная потеря напряжения Д# склады-
вается из суммарных потерь в активных и
реактивных сопротивлениях:
где
Шг = ]/з Ъ1 гх = ]/~Зх0 II г1 :
(3-103)
Реактивное сопротивление Хо 1 км ВЛ
до 1 000 В для всех марок алюминиевых и
сталеалюминиевых проводов находится
практически в пределах 0,3—0,35 Ом/км
(табл. 3-16). Это позволяет с достаточной
точностью определить потерю напряжения
в реактивных сопротивлениях, а в последу-
ющем — и величину допустимой потери на-
пряжения Д#а в активных сопротивлениях:
Д<Уа=да—АС/Р,
уР УРУи
Отсюда сечение проводов
Р = .
уАЦ,
. 2/а/ :
уД</а6/н
(3-104)
(3-105;
Полученное сечение провода округляет-
ся до стандартного.
Выбранное сечение проверяется по на-
грузке рабочим током (табл. 3-49) и в слу-
чае необходимости увеличивается.
Таблица 3-49
Допустимые длительные токовые
нагрузки на голые провода, А
Алюминиевые
провода
со
А-16
А-25
03
и:
и.
105
135
Сталеалюми-
ниевые про-
вода
оз
оз 9
*|
АС-10
а
сп
>»
о.
и
03
80
Стальные
провода
а
сз 5?
« 9.
псо-з
ПСО-4
ПСО-5
ПС-25
ПС-35
ПС-50
1 ПС-70
ПС-95
сз
п
и
23
30
35
60
75
90
125
140
Указанный метод определения сечения
применим для одиночных линий и для ма-
гистральных линий с ответвлениями. Сече-
ние магистралей, как правило, принимается
постоянным.
Пример. Определить сечение воздушной
сети трехфазного тока напряжением 380 В
(рис. 3-38, а). Известны активные состав-
ляющие мощности (Р) и соз ф в каждой
расчетной точке. Величину допустимой по-
тери напряжения принимают равной 6% но-
минального напряжения сети.
Определяем распределение активных и
реактивных сопротивлений мощности в точ-
ках и участках сети.
В точках В и й <Э = Р1&<р=20Х
Х0,483 = 9,7 квар;
в точке С ($ = 10-0,748 = 7,5 квар;
в точке К <Э= 10-0,483=4,8 квар;
в точке Р (2=5.0=0 квар.
Участок ВС: 2Р= 10+20+10=40 кВт;
2(3=7,5+9,7+4,8=
=22 квар.

552
В нецеховые электрические сети
[Разд. 3
Участок ЛВ: 2Р = 40+5+20=65 кВт;
2(2=22+9,7=31,7 квар.
Результаты подсчета приведены на рис.
3-33, б.
Допустимая полная потеря напряжения
6-380
Л^=-^=22'8В-
д 200 й/100 С Ш Д
сА—= р к— |
яжвтМ тШ^гогМ
Рис. 3-38. Расчетная схема к примеру 3-4.
Определяем сечение магистрали Ай.
Реактивную составляющую потери напря-
жения при условно принятой величине д:0=
=0,35 Ом/км определяем по формуле
(3-103):
х0Ъ<11
Ш
гАП
^н
0,35(9,7*0,1+22.0,1+31,7.0,2)
0,38
= 8,-7В.
Отсюда активная составляющая допу-
стимой потери напряжения
Сечения проводов магистрали определя-
ем, пользуясь (3-105):
рАй~
2Р/
200.100+ 40-100 + 65*200
32-0,38-14,1
= 111мм2
Принимаем провод марки А-120, для ко-
торого г0 = 0,27 Ом/км, х0=0,297 Ом/км
(при расстояниях между фазами 600 мм).
Действительную потерю напряжения на
участке ЛВ при принятом сечении маги-
страли подсчитываем по формуле (3-85):
Шав =
(Рг0 + Яхй)1
и»
(65*0,27 + 31,7.0,297).0,2
= 24,2 В.
0,38
Ответвление ВР:
АЦВГ =АС/Д — ШАВ =22,8 —14,2-8,6В
Ы 5-700
?ВГ =
уиИ^иАВ 32-0,38.8,6
= 33,4 мм2.
Принимаем провод марки А-35.
Ответвление СЕ: действительная потеря
напряжения на участке ВС
Ш
ВС
(Рг0 + <1х0)1
и.
(40.0,27+22.0,297).0,1
0,38
ШСЕ =8,6 — 4,6 = 4,0 В;
0,35-4,8-0,2 л _
ЬИгГР= „ 1 =0,9 В;
= 4,6 В;
' гСЕ-
0,38
Д(/ =4 —0,9 = 3,1 В:
? СЕ ~
Р1
уи»ж*сЕ
10-200
32.0,38-3,1
= 53 мм2.
Принимаем провод марки А-50.
В практических расчетах электрических
сетей до 1 000 В фактор экономической плот-
ности тока, как правило, не учитывается.
Допустимые длительные нагрузки на алю-
миниевые и сталеалюминиевые провода ма-
лых сечений, а также на стальные провода
по условиям нагрева приведены в табл. 3-49.
3-14. МЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ
ПРОВОДОВ
Все основные исходные данные и вели-
чины для расчета принимаются аналогично
указанным в § 3-6, а. Дополнительно в ка-
честве исходной величины при расчете про-
водов ВЛ до 1 000 В принимается величина
расчетного пролета /Р.
Величины нормативных скоростных на-
поров ветра и толщины стенки гололеда
принимаются по табл. 3-23 и 3-24 при по-
вторяемости 1 раз в 5 лет.
Для ВЛ, расположенных в застроенной
местности, а также в других местах, заод*-

§ 3-14]
Механический расчет проводов
553
щениых от поперечных ветров (лесные мас-
сивы со средней высотой деревьев ке менее
2/з высоты опор В Л, горные долины и т. п.),
нормативный скоростной напор ветра следу-
ет принимать по табл. 3-50. В качестве рас-
четных высшей (/+) и низшей (*-) темпера-
тур воздуха принимаются величины их по
данным фактических наблюдений с округле-
нием до значений, кратных пяти.
При расчете проводов В Л и других кон-
структивных элементов линии должны при-
ниматься расчетные сочетания климатиче-
ских условий, приведенные в пп. 1—4
табл. 3-25.
Ф и з и к о - м е х а я и ч е с к и е \ а р <:
теристики проводоз приведены
табл. 3-26 и 3-51; максимально допускаемы.
напряжения в материале проводов прини-
маются в соответствии с указаниями табл.
3-27 и 3-51.
Таблица 3-51
Физико-механические характеристики проводов
Марка
А-16, А-25
АС-10, АСК-10
АС-16, АСК-16
ПСО-3, ПСО-4,
ПСО-5
Приведенная нагруз-
ка от массы прово-
да у ь кгс/(м-мм2)
2,75-ГО"3
3,2-Ю-3 (3,28Х
хю-3)
3,47-10'3 (3.56Х
хю-3)
7,85-Ю-3
Коэффи-
циент
упругого
удлинения
рЧ мм2/кгс
159-10—в
13Ы0-6
12Ы0-6
50-Ю-6
Коэффи-
циент ли-
нейного
расшире-
ния а, 1/°С
23-10—6
20, ЫО-б
19,2-10-6
12-10—«
Времен-
ное сопро-
тивление
разрыву
%•
кгс/мма
15,2
24,0
24,0
55,0
Максимально
допустимое
напряжение
в проводе
°макс- кгс/*
6,1
10,1/8,9
10,1/8,9
27,5
П р и меча н и я: 1. В скобках указаны данные проводов марки АСК-
2. Для проводов марки АС, АСК в числителе указаны °"ыакс при наибольшей внешней нагруз-
ке, в знаменателе — при низшей температуре.
Расчетный пролет /р между опо-
рами назначается в зависимости от расчет-
ных климатических условий, марки провода,
высоты подвески нижнего провода на опоре
В Л (//), нормируемых габаритов от прово-
дов линии до земли и сооружений (С), мак-
симальной стрелы провеса провода (/"макс).
В общем случае минимально необходи-
мое значение активной высоты опор Н опре-
деляется выражением, м,
Н = С + Гыак (3-106)
где С — наименьшее нормируемое расстоя-
ние ОТ ПрОВОДОВ ВЛ ДО ЗеМЛИ М; /"макс —
максимальная стрела провеса провода, при-
нимаемая для расчета в качестве исходной
величины, м.
Максимальный провес провода, соответ-
ствующий /
макс может иметь место в одном
из двух режимов работы ВЛ, а именно: при
высшей температуре воздуха без ветра /"+
(I—III районы по гололеду); при гололеде
без ветра и температуре ^г = —5°С /V (IV и
особые районы по гололеду).
Учитывая, однако, малые величины про»
летов ВЛ до 1 000 В и, как результат, не-
Таблица 3-50
Максимальные нормативные скоростные
напоры ветра на высоте до 15 м для В Л
до 1000 В, расположенных
в застроенной местности
Районы СССР
по ветру
I
II
III
IV
V
VI
VII
Скоростной
напор ветра,
кгс/м2 1
16
21
27
35
45
55
70
Скорость вет-
ра, м/с
16
18
1 21
1 24
27
30
33
значительную разницу в значениях 1± и /г
(не более 5—10%) в условиях IV и особых
гололедных районов, в практических расче-
тах этой разницей^ пренебрегают, принимая
за /макс величину {+.
В зависимости от климатических усло-
вий, несущей способности линейной армату-
ры и изоляторов, а также оптимальной ак-
тивной высоты опор Н = 7,5-7-8 м рекомен-
дуются следующие значения /макс и величи-
ны расчетных пролетов:
Район
ПО ГОТО
I
II
III
ТУ . .
О :обый
СССР
ТС IV
ВСЛ!
'макс
1.0
1,0—1,2
1,2
1,5
1,5
Сс
Л1К1ГЛЗ
V ?3
45—50
40—45
35—40
30—35
25-30
Примечание. Меньшие значения /р со-
ответствуют районам с сильными ветрами
(IV—VII районы по ветру), а большие зна-
чения — остальным районам.
Механические нагрузки на
провода. Расчетные формулы и величи-
ны для вычисления механических" нагрузок

554 В нецеховые электрические сети [Раэд. 3
Таблица 3-52
Значение приведенных нагрузок от массы
провода, покрытого гололедом у3
Марка
А-16
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
АС-10
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
ПС-25, ПМС-25
ПС-35, ПМС-35
ПС-50, ПМС-50
ПС-70, ПМС-70
ПС-95, ПМС-95
ПСО-3
ПСО-4
ПСО-5
¦Уя-Ю » кгс/(м-мм3) для
районов с толщиной стенки
гололеда, мм
5 | 10
11,06
8,37
7,19
6,12
5,38
4,84
14,39
11,13
8,78'
7,28
6,57
13,85
12,21
11,29
10,44
10,08
22,52
17,18
14,52
27,4
18,6
14,96
11,70
9,54
7,96
36,77
25,92
48,37
13,75
11,59
24,33
19,48
16,68
14,18
13,22
55,26
36,65
27,75
15 | 20
26,10
19,47
15,18
12,14
48,02
32,32
22,85
18,58
39,48
29,87
24,20
19,30
17,37
66,25
47,41
29,5
22,37
17,34
50,62
34,69
27,59
58,37
43,39
33,81
25,72
22,61
73,75
на провода приведены в табл. 3-28. Абсолют-
ные значения приведенных нагрузок, наибо-
лее часто используемых при расчетах, для
проводов ряда марок приведены в табл. 3-26
(VI), табл. 3-52 (у3) и табл. 3-53 (у7).
Расчетные напряжения и
стрелы провеса проводов. Мини-
мальное напряжение в проводе соответству-
ют исходному режиму принятой (заданной)
стрелы провеса ^макс = [+, кгс/мм2;
а+ == р п (3-107)
где /р — расчетная длина пролета между
точками крепления провода, м; у1—приве-
денная нагрузка от собственной массы про-
вода, кгс/(м-мм2).
Максимальное напряжение в проводе
о*макс может иметь место в расчетном режи-
ме (п. 2 табл. 3-25).
Для определения аМако используется
уравнение
<2 2 ,2 2
р Уп 1 р^макс
24ра? 24рамакс
-у 01->2). (3-Ю8)
где в1 —напряжение в проводе, соответству-
ющее исходному режиму /Макс=/+, кгс/мм2;
1\—температура воздуха при напряжении
а*, °С; уп — приведенная нагрузка, соответ-
ствующая исходному режиму, кгс/(м-мм2)
(при (+ уп = у1); умакс и ?2 — приведенная
нагрузка, кгс/(м-мм2), и температура возду-
ха, °С, соответствующие условиям, при кото-
рых возникает напряжение аМакс('Умакс = У7
Таблица З-оЗ
Значения приведенных нагрузок от массы провода, покрытого гололедом,
и давления на него ветра (0,25 (2Н) (застроенная местность)
Марка
А-16
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
АС-10
АС-16
АС-25
АС-35
АС-50
ПС-25, ПМС-25
ПС-35, ПМС-35
ПС-50, ПМС-50
ПС-70, ПМС-70
ПС-95, ПМС-95
ПСО-3
ПСО-4
ПСО-5
16 |
11,88
8,89
7,55
6,35
5,55
4,96
15,58
11,85
9,23
7,56
6,75
14,20
12,40
11,42
10,51
10,12
24,02
17,94
14,95
У7-Ю-3, 1
с
21 |
12,47
9,24
7,79
6,53
5,65
5,04
16,39
12,32
9,53
7,71
6,87
14,42
12,55
11,51
10,57
10,18
25,07
18,47
15,28
<гс/(м-мм
2) для ра
1
Скоростной
27 |
13,31
9,76
8,17
6,78
5,83
5,16
17,55
13,03
9,97
7,97
7,09
14,78
12,76
11,68
10,65
10,26
26,27
19,22
35,72
35 |
14,68
10,60
8,78
7,19
6,12
5,36
19,38
14,18
10,71
8,41
7,41
15,41
13,11
11,91
10,78
10,35
29,12
2(>,51
16,48
ионов с толщиной стенки гололеда, мм
10 | 15 | 20
напор ветра С?н , кгс/м2
16 |
28,13
18,91
15,39
11,98
9,72
8,10
38,10
26,76
18,91
14,07
11,81
24,82
19,78
16,90
14,30
13,31
55,24
37,68
28,39
21 | 27 | 35 | 16—35 | 16—35
28,79
19,59
15,68
12,18
9,85
8,21
39,05
27,33
19,29
14,29
11,98
25,20
19,99
17,05
14,37
13,38
58,60
38,48
28,79
29,85
20,21
16,12
12,49
10,08
8,35
40,43
28,18
19,82
14,60
12,22
25,65
20,28
17,26
14,49
13,46
60,70
39,58
29,43
31,48
21,27
16,85
12,99
10,42
8,60
42,67
29,62
20,79
15,19
12,68
26,53
20,80
17,61
14,71
13,62
64,10
41,40
30,60
—
31,08
22,90
17,57
13,89
—
57,65
37,89
26,73
21,49
45,71
34,32
26,93
20,87
18,65
—
79,26
55,49
—
—
33,12
24,90
19,21
—
57,37
38,72
30,68
66,13
48,25
36,87
27,51
23,85
—
—
82,48

§ 3-14]
Механический расчет проводов
555
При 7 = —5°С ИЛИ Умакс='У1 ПРИ '-) 5 « и
р — коэффициенты линейного расширения и
упругого удлинения провода (табл. 3-51).
Решая уравнение дважды (для / =
=—5 °С при гололеде и ветре и *_ без голо-
леда и ветра), выбирают большую величину
Омане* Используя полученное значение
о~макс, при необходимости вычисляют вели-
-30-20 -10 0 10 20 30 <Ю
Темперашура,°С
Температурите
б)
Рис. 3-39. Монтажные кривые стрел провеса
проводов.
а —/=40 м, Гмакс = 1 м, II район по гололеду;
5 — / = 30 м, ^макс —1.5 м, IV район по гололеду;
/ — провода ПСО-4, ПСО-5, ПС-25 — ПС-50;
2—провода А-16—А-95.
чины расчетных напряжений ар и стрел про-
веса /р при работе провода в любом режиме
для различных пролетов /р, для чего в
(3-108) подставляют соответствующие за-
данному режиму уп и 1\ (например, в режи-
ме гололеда без ветра Уп = Уз, и=—5°С).
При этом в качестве исходных величин при-
нимают: для пролетов меньше критического
(т. е. /Р</Кр) 'Умакс='У1 и *2 = *-; для про-
летов /р>/Кр Умакс=У7 И *2 = —5°С.
Критический пролет определяется по
формуле, м,
, _ 2а„акс /~6а((г-(-)
У1 V (-)2-1
Стрела провеса провода в расчетном ре-
жиме, м,
/р=—— . (З-ПО)
8ар
где / — длина пролета, м; уп, сгп — приведен-
ная нагрузка и напряжение в проводе при
расчетном режиме.
Для вычисления монтажных стрел про-
веса проводов в качестве расчетных условий
принимается: 1\—температура воздуха мон-
тажного режима (от 40 °С до —20 °С); и —
исходная температура воздуха (*2=—40 °С
При Умакс='У1 И г2 = —5°С При <Умакс='У7)-
Ветер и гололед отсутствуют.
Результаты расчета оформляются в ви-
де таблиц или графиков (рис. 3-39).
Рис. 3-40. Порядок взаимного расположения
проводов на линии в 1—III районах по го-
лоледу.
а — для алюминиевых проводов; б — для сталь-
ных проводов; / — провес проводов при высшей
температуре; 2 — провес при низшей температуре.
Взаимное расположение про-
водов. Минимальные расстояния между
проводами на опоре и в пролете в исходных
режимах при /макс ^1,2 м должны состав-
лять: в I, II и III районах по гололеду 40 см;
в IV и особом районах 60 см. При
/макс> 1,2 м расстояния между проводами
увеличиваются пропорционально фактиче-
скому ЗНачеНИЮ /макс
Во избежание схлестывания проводов
в пролете ВЛ, располагаемых в условиях I,
II и III районов по гололеду, рекомендуется
принимать, как правило, порядок их взаим-
ного расположения на опоре по рис. 3-40.
В IV и особом районах порядок расположе-
ния проводов может быть любым.
Расчет проводов на особых
участках линии электропереда-
ч и. Наименьшие допустимые расстояния от
проводов ВЛ до земли и сооружений при-
ведены в табл. 3-54, а расчетные сочетания
климатических условий при определении
этих расстояний — в табл. 3-25.
Определение расстояний по вертикали и
горизонтали выполняется в соответствии с
рекомендациями и методикой расчета, изло-
женной в § 3-6. При этом для ВЛ до 1 000 В
удобно пользоваться преобразованной фор-
мулой (3-66), м,
/1 = /1/2К, (3-660
где К — коэффициент, зависящий от длины
переходного пролета / и максимальной стре-
лы провеса /макс принимаемый по табл. 3-55.

556
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Таблица 3-54
Нормируемые расстояния от проводов В Л до 1090 В до земли и сооружений
Характеристика
местности или 'наи-
менование сооруже-
ния
Расстояния
по горизонтали
по вертикали
Населенные и
ненаселенные ме-
стности, проезды,
улицы и т. п.
Судоходные и
несудоходные ре-
ки, каналы и т. п.
Лесные массивы
и зеленые насаж-
дения
ВЛ до 1 000 В
ВЛ выше 1 000 В
Воздушные ли-
нии связи и сиг-
нализации
Железные до-
роги
Автомобильные
дороги
Трамвайные и
троллейбусные
линии
От проводов ВЛ при
их наибольшем откло-
нении до зданий и строе-
ний — не менее 2,5 м —
до балконов, террас
и окон; 1,5 м — до глу-
хих стен
От нижних проводов ВЛ при их наи-
большем провесе до поверхности земли —
не менее 6 м (в труднодоступной мест-
ности— не менее 4 м); то же до непроез-
жей части улиц, до тротуаров и пешеход-
ных дорожек от проводов ответвлений
к вводам — не менее 3,5 м
Пересечение ВЛ судоходных рек и каналов — не рекомендуется.
В случае необходимости ВЛ на таких участках проектируются по
нормам для ВЛ выше 1000 В
От нижних проводов ВЛ при пересече-
нии несудоходных рек, каналов и т. п. —
не менее: до наивысшего уровня воды —
2 м, до уровня льда — б м
От нижнего провода ВЛ при его наи-
большем провесе до крон деревьев, кустов
и т. п. — 1Р менее 1 м
От проводов ВЛ при
их наибольшем отклоне-
нии до крон деревьев —
не менее 1 м
Между опорами пере-
секаемой и пересекаю-
щей ВЛ — не менее 2 м
Пересечение выполняется, как правило,
па перекрестных опорах. При пересечении
в пролете от верхнего провода пересекае-
мой ВЛ до нижнего провода пересекаю-
щей ВЛ при температуре 15 °С — не ме-
нее 1 м
Расстояния по горизонтали и вертикали принимаются по табл. 3-47
Высота опоры ВЛ или I От нижних проводов ВЛ до проводов
линии связи. На участ- линии связи и сигнализации — не менее
ках сближения между 1,25 м. Марки проводов в пролетах пере-
крайними проводами ВЛ сечения ВЛ должны быть не менее А-35,
и линии связи — не ме- | АС-16 и ПС-25
нее 2 м (в стесненных |«
условиях допускается
уменьшение этого рас-
стояния до I м)
То же на вводах
в здания — не менее
1,5 м
Принимаются по табл
3-47.
Принимаются по табл.
3-47
Провода ВЛ должны,
как правило, распола-
гаться вне зоны, заня-
той сооружениями кон-
тактной сети, включая
опоры
От нижних проводов ВЛ до дорожных
знаков и их несущих тросов — не менее
1 м. До полотна автодорог категории
III—V допускается уменьшение расстояния
до 6 м
От нижних проводов ВЛ до головки рель-
са трамвая или полотна дороги троллейбу-
са— не менее (соответственно) 8—10,5 м
То же до несущего троса или контактно-
го провода — не менее 1,5 м. Марки про-
водов ВЛ в пролетах пересечения долж-
ны быть не менее А-35, АС-16 и ПС-25

§ 3-14]
Механический расчет проводов
557
Продолжение табл. 3-54
Характеристика
местности или наи-
менование сооруже-
ния
Канатные доро-
ги и надземные
трубопроводы
Расстояния
по горизонтали
От проводов ВЛ при
их наибольшем отклоне-
нии до элементов доро-
ги — не менее 1,5 м.
При переменном следо-
вании от В Л до канат-
ной дороги или трубо-
провода — не менее вы-
соты опоры ВЛ
То же в стесненных
условиях от проводов
ВЛ при их наибольшем
отклонении до элемен-
тов горки или трубопро-
вода— не менее 1,5 м
по вертикали
ВЛ располагаются только под канатной
дорогой, при этом от верхних проводов ВЛ
при их наименьшем провесе до элементов
дороги — не менее 1 м. От нижних прово-
дов ВЛ при их наибольшем провесе до
верхней отметки трубопровода — не менее
1 м
0,1 0,2 0,3 0/1 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1$
Рис. 3-41. Графики для определения коэффициента В и отрезка у.
Таблица 3-55
Значение коэффициента К
Максималь-
ная стрела
провеса /макс,
м
Величина про-
лета пересе-
чения 1и м
1,0
1.2
1,5
33—35
39—42
28—30
33—35
39—41
43—45
23—25
28—30
Коэффици-
ент к-\о-3
3,
2,
5,
3,
з,
2,
7,
При массовых расчетах, связанных с
большим числом пересечений, в целях эко-
номии времени с достаточной для инженер-
ных расчетов точностью, следует пользо-
ваться графоаналитическим методом, ис-
пользуя для этого известную величину
/макс и графики на рис. 3-41.
В зависимости от отношения 1\/1 нахо-
дят значения коэффициента В, после чего
определяют величины (\ и у, м, по форму-
лам: /:1=/гмаксВ; у = НВ. Так, при п = 5 м
/макс=3 м и /,//=0,7; /4=3-0,84=2,52 м;
#=5-0,72 = 3,6 м.
Определение вырывающих усилий вы-
полняется для следующих расчетных усло-
вий: температура воздуха — низшая, ветер
и гололед отсутствуют (^ = <макс; Тп=У1)-
Величина усилия определяется в основ-
ном абсолютными значениями отрезков л и

558
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
т (рис. 3-42), значения которых находят
путем введения в расчет понятия эквива-
лентного пролета, м,
Ш
1э = 1 + — . (3-П1)
4/мин
где / — длина пролета между опорами, м;
Н — разность высот подвески провода на
смежных опорах, м; [мин — минимальная
стрела провеса провода при 1-у м.
. 1*Ф
Рис. 3-42. Характерный случай возникнове-
ния вырывающих усилий (к расчету величи-
ны 0).
В. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ВЫШЕ
3-15. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ
ДАННЫЕ СИЛОВЫХ КАБЕЛЕЙ
ВЫШЕ 1 кВ
На промпредприятиях для внецеховой
кабельной сети следует применять трех- и
четырехжильные силовые кабели с бумаж-
ной изоляцией, пропитанной маслоканифоль-
ным составом, с алюминиевой или пластмас-
совой оболочкой.
Применение кабелей со свинцовой обо-
лочкой допустимо лишь при надлежащем
технико-экономическом обосновании.
Кабели на напряжение до 35 кВ с вяз-
кой маслоканифольной пропиткой при вер-
тикальных и крутонаклонных трассах требу-
ют установки промежуточных стопорных
муфт, разделяющих линию на участки, раз-
ность уровней в которых не должна превы-
шать для кабелей напряжением 6 и 10 кВ
15 м, 35 кВ 10 м. С учетом этого для вер-
тикальных и крутонаклонных трасс реко-
мендуется применение кабелей с обедненно-
пропитанной бумажной изоляцией, допуска-
ющих разность уровней прокладки до 200 м,
и кабелей с бумажной изоляцией, пропитан-
ной вязким составом, не стекающим при ра-
бочих температурах жил, с неограниченной
разностью уровней прокладки.
Технические данные кабелей до 35 кВ
Длины отрезков тип, в данном
случае (рис. 3-42)
1 1 2 2 2
Отрезок п, расположенный за предела-
ми пролета /2, приводит к возникновению
вырывающего усилия (2. Отрезок т, нахо-
дящийся в пределах пролета 11у компенсиру-
ет это усилие. Величины С в том и другом
случае вычисляются по формулам, кгс,
0, =яО; (3-112)
<32 = гпОу (3-113)
где С — масса 1 м провода, кг.
Результирующее по величине и направ-
лению усилия 0сум находят путем опреде-
ления разности СЬ и <Эг.
При расположении обоих отрезков п
и т вне пролетов 1{ и /2 возникают суммар-
ные (некомпенсированные) вырывающие
УСИЛИЯ ОТ ТЯЖеНИЯ ПрОВОДОВ ((?сум = С1 +
+ <2г)- Допускаемая величина <Эсум не дол-
жна, как правило, превышать 5 кгс, для че-
го при необходимости используют следую-
щие способы уменьшения <Эсум: изменение
размещения опор по трассе с тем, чтобы
уменьшить величину Н\ повышение опоры, на
которой возникает усилие С; снижение в
проводах величины о~макс при I- за счет
увеличения /"макс
и рекомендации по их применению приведе-
ны в разд. 4.
Маслонаполпенные кабели имеют бу-
мажную изоляцию, пропитанную маловяз-
ким минеральным маслом, которое с по-
мощью специальных подпитывающих уст-
ройств находится в кабеле под постоянным
избыточным давлением. Они делятся на ка-
бели низкого давления—до 1 • 105 Па, сред-
него давления — до 3-105Па и высокого
давления — до 10-105 Па.
Для кабельных линий промышленного
назначения предпочтение следует отдавать
кабелям среднего давления; эти кабели бо-
лее экономичны, не требуют сооружения по
трассе линии надземных пунктов подпитки
маслом, необходимым для кабелей низкого
давления. Кабели высокого давления имеют
допустимые радиусы изгиба значительно
большие, чем у кабелей среднего давления.
Это не всегда приемлемо по условиям ген-
плана и присоединения к оборудованию и,
кроме того, требует сооружения специаль-
ных механических мастерских для обработки
стальных труб, в которых прокладываются
кабели.
Кабели среднего давления применяют
для глубоких вводов ПО кВ к ГПП, распо-
лагаемых в центрах нагрузок предприятия
и в городах.
1 кВ НА ПРОМПРЕДПРИЯТИЯХ

§ 3-15] Основные технические данные силовых кабелей выше 1 кВ 559
Таблица 3-56
Рекомендации по применению маслонаполненных кабелей 110 кВ среднего давления
Характеристика
Условия прокладки
С медной жилой в свинцовой обо-
лочке, с упрочняющими медными
лентами и наружным покровом из
слоев битумного компаунда, поли-
винилхлоридных лент, кабельной
пряжи, мелового покрытия
То же, но в поливинилхлоридной
оболочке по медным лентам
То же, но с наружным покровом
из лент поливинилхлорида поверх
медных упрочняющих лент
С медной жилой в свинцовой обо-
лочке, с упрочняющими медными
лентами, проволочной броней и на-
ружным покровом из слоев битум-
ного состава, поливинилхлоридных
лент, кабельной пряжи и мелового
покрытия
С медной жилой в алюминиевой
оболочке, с поливинилхлоридным
шлангом и противокоррозионным
покрытием по алюминиевой оболоч-
ке, состоящие из слоя битумного
компаунда и поливинилхлоридной
ленты
То же, но с усиленным антикорро-
зионным покрытием
С медными жилами в алюминие-
вой оболочке, с защитными покры-
тиями из битумного компаунда,
пластических масс и броней из круг-
лых проволок
Преимущественно в земле (в тран-
шее), если кабель не подвергается
растягивающим усилиям и надежно
защищен от механических повреж-
дений
В земле (в траншее), если кабель
не подвергается растягивающим уси-
лиям и надежно защищен от меха-
нических повреждений, а также для
прокладки в-туннелях и каналах зда-
ний
Для прокладки в туннелях и ка-
налах
Преимущественно под водой, в бо-
лотистой местности и местах, где
требуется дополнительная механиче-
ская защита кабелей
Для прокладки в туннелях и ка-
налах зданий
Преимущественно в земле (в тран-
шее), если кабель не подвергается
растягивающим усилиям. Устойчив
воздействию химически агрессивной
среды
При наличии растягивающих уси-
лий и в местах, где требуется до-
полнительная механическая защита
кабелей
Относительная дороговизна кабелей
ПО кВ по сравнению с ВЛ становится со-
поставимой, если учесть стоимость гектара
земли проектируемого предприятия, опреде-
ляемую протяженностью и насыщенностью
инженерными коммуникациями.
По имеющимся данным по ряду произ-
водств стоимость 1 га территории с учетом
инженерных коммуникаций равна 100 000 —
200 000 руб.
Кабели среднего давления изготовляют-
ся одножильными, с полыми токопроводя-
щими медными жилами с диаметром масло-
проводящего канала 12 мм и бумажной
пропитанной изоляцией толщиной 10 мм.
Оболочки кабелей из свинца или алюминия.
Для выбора материала оболочки необходи-
мо иметь полные исходные данные окружа-
ющей среды, в которой кабель будет про-
ложен. При одинаковой устойчивости оболо-
чек к окружающей среде предпочтение сле-
дует отдавать кабелям с алюминиевой обо-
лочкой. Кроме того, кабели с алюминиевой
оболочкой в переходном процессе работы
допускают давление на 2-Ю5 Па больше,
чем кабели со свинцовой оболочкой Это
позволяет в отдельных случаях принять бо-
лее экономичную схему подпитки с меньшим
количеством стопорных муфт.
Защитные покровы кабелей выполняют-
ся из поливинилхлоридных лент и шлангов,
битумного компаунда, кабельной пряжи
и брони из круглой стальной проволоки.
Согласно МРТУ 16-505.042-69 на кабели

560
Внецеховые электрические сети
[Разд.
Таблица 3-57
Технические данные маслонаполненных кабелей НО кВ среднего давления
марок МССА, МССК-4 и МССК-6
Номиналь-
ное
сечение,
мм2
К
150 I
185
240
270
300
400
500
625
800 1
К а
150
185
240
270
300
400
500
625
800
1 ^«
1 1 а <=
1 ^ ^
Лай
| ^ — "-
а б е л ь
62,9 1
63,9
65,3
65,7
66,3
69,2
72,5
75,5
79,9
бель м
75,9
76,9
78,3
78,7
79,3
82,2
85,5
88,5
92,0
{- л ^
! а ** ^
о к —
| га са со
а, I о
марки
10,0 1
10,5 1
11,4
11,8
12,1
12,8 1
15,7
17,7
20,3
арки /V
15,3
1 16,0
17,1
17,5
17,8
18,5
21,4
23,4
26,0
2
К
5 = га"
О Н с(
МССА
840 1
840
805
805
805
775
600
550
525
1ССК-4
550
550
550
550
520
. 500
500
470
340
-2- |
йоо
?-^н1
12,4
12,8
13,3
13,5
13,7
13,9
13,5
13,7 1
14,1
12,4
12,8
13,0
13,2
13,3
13,3
1 14,7
15,2
12,9
Номи-
нальное
сечение,
мм2
п с. 1
* ^
мКй
ь ;з ~
д3 га а
С3 и
ГС
Оь-;
Кабель марки М С С К - (
150 |
185
240
270
300
400
500
625
800
К
150
185
240
270
К
150
185
240
| 270
79,9
80,9
82,3
82,7
83,3
86,2
89,5
92,5
96,0
а б е л ь
1 53,6
54,6
56,0
1 56,4
17,6 I
18,3
19,2
19,8
20,2
21,4 !
24,5
26,8
29,9
марки
4,7
5,23
5,77
1 6,19
абель м а о к и
68,6
67,5
68,7
69,1
10,69
11,4
12,08
12,51
525
525
500
500
500
500
475
340
325
М С А В
990
960
960
1 910
^
:
«II
^. С ^ 5-
13,2
13,7
13,6
14,0
14,2
14,7
15,5
13,1
13,8
—
—
—
—
М С А В К
570
570
550
550
—
—
—
—
Таблица 3-58
Пропускная способность маслонаполнекных кабелей 110 кВ среднего давления
Марка
Способ про-
кладки
Темпера-
тура окру-
жающей
среды, °С
Допустимая пропускная мощность, МВ-А, кабелей номинальным
сечением, мм2
150
| 185 | 240
270
| 300 | 400 | 500 | 625 | 800
Кабели в свинцовой оболочке
МССА
МССК-4
МССВ
МССК-6
МСАВ
МСАВК
В земле
» »
В туннеле
Под водой
15
15
40
15
71
67
70
1 94
79
74
76
105
91
86
86
121
96
90
90
129
101
95
94
135
115
108
106
156
127
120
116
175
140
132
126 1
193 1
154
145
137
217
Кабели в алюминиевой оболочке
В туннеле
В земле
40
15
79
67
87
73
83
103
87
маслонаполненные среднего давления нор-
мальная работа таких кабелей обеспечива-
ется при температуре окружающей среды
не ниже 0 °С. Учитывая это, кабели при про-
кладке непосредственно в земле (в транше-
ях) следует размещать ниже,отметки про-
мерзания грунта, но не менее 1,5 м от пла-
нировочных отметок. Возможность проклад-
ки кабелей выше отметки промерзания мо-
жет быть рассмотрена в каждом отдельном
случае, если линия зимой будет находиться
под постоянной нагрузкой, достаточной для
поддержания температуры кабеля не ни-
же 0°С,
При прокладке в туннеле обусловленная
МРТУ температура окружающей среды
должна быть обеспечена за счет тепловыде-
ления работающих кабелей или путем уста-
новки нагревательных устройств в вентиля-
ционных камерах.
В табл. 3-56 приведены марки кабелей,
их основные характеристики и рекомендации
по применению.
Поперечные схематизированные разрезы
и технические данные маслонаполненных
кабелей 110 кВ среднего давления приведе-
ны на рис. 3-43 и в табл. 3-57.
В табл. 3-58 приведены данные о про-

$ 3-161
Арматура и аппараты для мас.юнаполкгнных кабелей
561
')
Рис. 3-43. Схематизированные разрезы маслонаполненных кабелей 110 кВ среднего
давления.
а •— маслонаполненный ка-
бель среднего давления мар-
ки МССК-4, 1X500 мм2
ПО кВ; / — маслопрозодящий
канал; 2—жила из тр^х
повивов (2-образных и сег-
ментных) проволок; 3 — эк-
раны из лент полупровоая-
щей бумаги; 4—изоляция;
5 — свинцовая оболочка;
в — ленты поливинилхлормд-
ного пластиката; 7—медные
твердокатаные ленты упроч-
няющего покрова; 8 — слои
битумного компаунда;
9 — лента битуминизирован-
ной крепированной кабель-
ной бумаги; 10 — кабельная
пряжа, пропитанная проти-
вогнилостным составом;
11 — броня из круглых сталь-
ных и медных проволок;
6 — маслонаполненный кабель сред-
него давления марки МСАВК на на-
пряжение ПО кВ сечением IX
Х270 мм2: / — маслопроводящий ка-
нал; 2— токопроводящая жила из
двух повивов фасонных (2-образных
и сегментных) проволок: 3—экран
из полупроводящей бумаги: 4 — изо-
ляция из бумаги; 5 —экран по изо-
ляции; 6 — алюминиевая оболочка;
7 — покрытие из битумного компа-
унда и поливинилхлоридной ленты;
8 —поливинилхлоридный шланг;
9 — две ленты из крепированной бу-
маги: 10 — броня из круглых сталь-
ных и медных проволок; 11 — по-
крытие из битумного компаунда,
две поливинилхлоридные ленты,
лента из крепированной бумаги и
покрытие из битумного компаунда;
12—кабельная пряжа, пропитанная
противогнилостным составом, и ме-
ловые покрытия;
в — маслонаполненный кабель
среднего давления марки МСАВ
на напряжение ПО кВ сечением
1X150 мм-: 1 — маслопроводящий
канал; 2 — токопроводящая жи-
ла из 2-образных проволок:
3 — экран из полупроводящей
бумаги; 4—изоляция из бума-
ги толщиной 0,08 и 0,12 мм;
5 — экран по изоляции: 6 — алю-
миниевая оболочка; 7 — покры-
тие из битумного компаунда и
поливинилхлоридной ленты;
8 — поливинилхлоридная обо-
лочка.
пускной способности кабелей при одноцеп-
ных линиях. При определении пропускной
Прокладка в земле
Температура токопроводящей жи-
лы, °С
Способ прокладки
способности кабелей в основу расчета поло-
жено:
70
По вершинам равносто-
роннего треугольника
впритык
Условия соединения оболочек ка-
белей в . ш
Прокладка к туннеле
80
По вершинам равносто-
роннего треугольника
при расстоянии между
осями кабелей 300 мм
Оболочки по концам линии соединены между со-
бой и заземлены
Указанная в табл. 3-58 пропускная спо-
собность кабелей при выполнении конкрет-
ного проекта подлежит проверке по факти-
ческим данным условий прокладки (тепло-
вое сопротивление грунта, температура
окружающей среды, расстояние между ка-
белями) .
3-16. АРМАТУРА И АППАРАТЫ
ДЛЯ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ
КАБЕЛЕЙ НО кВ СРЕДНЕГО
ДАВЛЕНИЯ
Арматура и аппараты для кабельных
маслочаподненных линий среднего давления
36— 478
выбираются в зависимости от марки и се-
чения кабеля и условий окружающей среды.
Соединительные муфты выполняются
с усиливающими подмотками из пропитан-
ной бумаги.
В стопорной муфте электрически соеди-
няются токопроводящие жилы двух строи-
тельных длин и герметически разделяется
масло двух соединяемых кабелей. Разделя-
ют масло в муфте два фарфоровых изоля-
тора, устанавливаемых в ее центральной
части. По окончании монтажа муфты цент-
ральная ее часть соединяется с баками дав-
ления масла для подпитки.
Концевые муфты выполняются однока-
мерными с конической ребристой фарфоро-

562
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
вой покрышкой. Внутренняя изоляция
в муфтах выполняется при помощи некон-
денсаторной подмотки из рулонов предва-
рительно пропитанной кабельной бумаги.
После монтажа и вакуумироваиия концевая
Рис. 3-44. Бак среднего давления БД 6-0,25
для маслонаполненного кабеля среднего
давления.
1 — батарея сильфонных элементов; 2 — вентиль
силъфонный; 3 — прокладка; 4 — марка; 5 — вичг;
6 —крышка бака; 7 —корпус бака; 8 — заглушка.
муфта заливается сухим дегазированным
маслом той же марки, которым пропитан
кабель.
Приставные кабельные вводы в транс-
форматор имеют преимущества по сравне-
нию с концевыми муфтами, благодаря эко-
номии места на территории подстанции и по
условиям воздействия агрессивной среды.
Верхняя часть кабельной муфты и ввод в
трансформатор приставного кабельного вво-
да имеют раздельные экраны. Соединение
между экранами осуществляется жесткой
медной шиной. После монтажа ввода ка-
бельная муфта вакуумируется и заполняется
тем же маслом, что и кабель. Кожух при-
ставного кабельного ввода, имеющий связь
с расширителем, который устанавливается
над консерватором трансформатора, запол-
няется трансформаторным маслом.
Бак давления (рис. 3-44) представляет
собой герметически закрытый сосуд, в кото-
ром находятся заполненные газом упругие
сильфопные элементы, состоящие из сварен-
ных друг с другом волнистых листов моно-
металла или стали. Дегазированное масло,.
находящееся в баках между элементами,
при помощи маслопровода подводится к сто-
порным или концевым муфтам, где оно со-
единяется с маслом в кабеле. Избыточное
давление создается за счет упругости сжато-
го газа в элементах.
Устанавливаются баки давления не-
посредственно у стопорных муфт в подзем-
ных камерах или у концевых муфт в над-
земных или подземных помещениях и тун-
нелях. Баки изготовляются с начальным
давлением 0,25-105 Па. Объемные характе-
ристики баков давления БДб-0,25 в зависи-
мости от окружающей температуры и на-
Ура(?=38,6Л
1111! \(+**:*?)\ 1 1 у*1
0 10 20 30 40 50 60л
Рис. 3-45. Объемные характеристики баков
давления.
/ — температура бака 20 °С; 2 — температура ба-
ка— 10 °С; 3—температура бака — 40 °С; 4 — тем-
пература бака 25 °С.
чального давления даны на рис. 3-45. Число
баков давления для линии определяется рас-
четом подпитки.
Электроконтактные манометры уста-
навливаются на линии у баков давления
Таблица 3-59
Основные характеристики баков давления
Характеристика
Начальное давление
газа в элементах, 105 Па
Объем газа в элемен-
тах и масле в баке
(цифры в скобках) при
температуре 20 °С и дав*
лении 0 и 0,25-105 Па, л
Рабочие пределы из-
менения давления мас-
ла в баках, 105 Па
Номинальный объем
отдачи масла баком, л
Диаметр бака, мм
Высота бака, мм
Масса бака при мак-
симальном давлении, кг
Баки давления
БД-30 | БДб-0,25
0
30(23)
0,1—1
20
415
700
95
0,25
80(50)
0,25—3,0
55
410
1 260
305

§ 3-18]
Кабельные линии ПО кВ
563
для передачи сигналов на диспетчерский
пункт в случае понижения или повышения
давления по сравнению с заданным. Сигна-
лы передаются при помощи уставок, уста-
навливаемых на манометре. Присоединяют-
ся манометры к бакам давления через кол-
лектор при помощи маслопроводов.
Кабельные муфты и баки давления вхо-
дят в поставку завода — изготовителя кабе-
ля. В спецификациях к проекту следует ука-
зывать количество необходимой арматуры со
ссылкой для кабеля, какой марки и сечения
эта арматура должна быть изготовлена.
Для поддержания избыточного давле-
ния в кабеле при его транспортировке
применяются баки низкого давления БД-30.
Основные характеристики их приведены
з табл. 3-59.
Баки давления устанавливают гори-
зонтально. Необходимость установки баков
в вертикальном положении должна быть
оговорена в заказе.
3-17. ВЫБОР ТИПА КАБЕЛЯ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СПОСОБА
И МЕСТА ПРОКЛАДКИ
Силовые кабели на напряжение до
35 кВ могут прокладываться в траншеях,
каналах, туннелях, в блоках и по эста-
кадам.
Маслонаполнепные кабели 110 кВ
среднего давления прокладываются в тран-
шеях и туннелях.
При выборе типа кабеля следует ис-
ходить из принятого способа прокладки
кабелей (траншея, канал, туннель, блоки,
эстакада); агрессивности почвы и среды по
отношению к оболочкам кабеля, гидрогео-
логических условий трассы, удобства мон-
тажа.
Общие рекомендации по выбору за-
щитной оболочки и брони кабеля в зави-
симости от способа прокладки и среды
следующие:
траншеи — кабели до 35 кВ принима-
ются с броней и джутовым покровом или
без брони в оболочке из поливинилхлорида;
кабели 110 кВ — без брони, если по трассе
прокладки отсутствуют растягивающие
усилия, и с броней, если имеются растяги-
вающие усилия (возможности смешения и
просадки почвы) при возможности механи-
ческих повреждений и в случае прокладки
через реки;
каналы — кабели до 35 кВ в свинцовой
оболочке с броней без джутового покрова,
в алюминиевой оболочке — в поливинил-
хлоридном шланге; кабели 110 кВ — с за-
сыпкой грунтом;
туннели — кабели до 35 кВ — в полн-
винилхлоридной оболочке; кабели 110 кВ—
в поливинилхлоридной оболочке или с лен-
тами из поливинилхлорида;
блоки — кабели до 35 кВ — в усилен-
ной свинцовой оболочке;, кабели ПО кВ —
не прокладываются;
36*
эстакады — кабели до 35 кВ — в свин-
цовой оболочке с броней без джутового по-
крова, в алюминиевой оболочке — в поли-
винилхлоридном шланге; кабели НО кВ —
не прокладываются.
При прокладке в каналах и по эста-
кадам предпочтение следует отдавать ка-
белям с оболочкой из поливинилхлорида,
не поддерживающим горения и более эко-
номичным.
При наличии на трассе кабеля грунто-
вых вод рекомендуется принимать кабель
со свинцовой оболочкой. В болотистой ме-
стности или почве, подверженной смеще-
нию, кабель должен приниматься с броней
из стальных лент или проволоки.
При прокладке кабелей механизиро-
ванным способом можно принять кабель
с проволочной броней, но это должно быть
обосновано технико-экономическим расче-
том.
3-18. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НО кВ
Для проектирования маслонаполнен-
мых кабельных линий 110 кВ среднего
давления необходимы следующие исход-
ные данные:
а) максимальная передаваемая мощ-
ность, среднесуточный коэффициент на-
грузки и перспектива роста нагрузок на
ближайшие 10 лет;
б) максимальная и минимальная тем-
пература на различных участках трассы
линии;
в) глубина промерзания почвы;
г) удельное тепловое сопротивление
почвы, если кабель прокладывается
в траншее;
д) генплан промпредприятия и района
вне территории предприятия с черны-
ми и красными отметками, подземными и
надземными коммуникациями;
е) план трассы в масштабе 1 : 500, ес-
ли территория насыщена подземными ком-
муникациями (промпредприятия), и в мас-
штабе 1 1 000 или 1 : 2 000, если террито-
рия незначительно насыщена коммуника-
циями;
ж) продольный профиль трассы сдан-
ными по грунтам (тепловое сопротивление,
гидрологические условия, агрессивность).
Кабели 110 кВ по открытым кабель-
ным эстакадам не прокладываются по тем-
пературным условиям. Предпочтительным
способом прокладки кабелей 110 кВ по
технико-экономическим соображениям сле-
дует считать прокладку кабелей в тран-
шеях.
Прокладка кабелей в туннелях должна
быть обоснована и может допускаться при
отсутствии места для прокладки в тран-
шеях и при большом количестве кабелей
в потоке (больше 12 шт.).
С учетом имеющихся данных об экс-
плуатационной надежности кабелей реко-
мендуется прокладывать их в железобе-
тонных лотках, уложенных в траншеи, в

564
Внецехсвые электрические сети
[Разд. 3
одном направлении не более двух двух-
цепных линий с разрывом 3 м между дву-
мя линиями.
После выбора способа прокладки, ти-
па кабеля (табл. 3-56) и сечения токопро-
зодящей жилы по пропускной способности
кабеля (табл. 3-58) выполняются тепловом
и электрический расчеты и проверка кабе-
ля на термическую устойчивость действию
токов к. з.
Если в результате расчетов окажется,
что выбранное сечение не обеспечивает пе-
редачу необходимой мощности, принимает-
ся сечение жилы кабеля на ступень выше
и расчеты повторяются.
Тепловой расчет. Условие охлаждения
определяется тепловыми сопротивлениями
изоляции $из, защитных покровов 5П и ок-
ружающей кабель среды 50 (табл. 3-60).
В случае прокладки кабеля непосредствен-
но в земле 50 будет представлено значени-
ем теплового сопротивления грунта (табл.
3-61) и в случае прокладки в воздухе (тун-
неле) — значением сопротивления теплопе-
редачи в воздух от поверхности кабеля.
Потери в кабеле определяются по форму-
лам:
Таблица 3-60
Удельные тепловые сопротивления
материалов конструкций кабеля
Материал
Джутовые покровы
Свинец
Алюминий
Пропитанная бумажная
изоляция маслонапол-
ненных кабелей сред-
него давления
Сопротивление,
град-см/Вт
550—650
2,90
0.48
450—500
Таблица 3-61
Удельное тепловое сопротивление почвы
Почва
Влажность, %
Сопротивле-
ние,
град «см/Вт
Песок
Песчано-глшш-
стая
Каменистая
300
200
120
80
200
120
80
300
диэлектрические потери, кВт/км,
Рд = ^2о)С^б.10-6, (3-114)
где V — напряжение токопроводящей жи-
лы каоеля относительно земли; со — угло-
вая частота: С — емкость одножильного
кабеля, мкФ/км; (&6 — угол диэлектричес-
ких потерь в изоляции кабеля;
потери в жиле, кВт/км,
^ж = /2<й>20 [ I + а2о (' ж - 20е) ], (3-115)
где / — плотность тока; ^ — сечение кабе-
ля; р— удельное сопротивление; 1Ш—рас-
четная температура жилы (/Ж=70°С);
а2о — температурный коэффициент сопро-
тивления; для медных и алюминиевых жил
а = 0,004 1/°С.
Оиз
I
Р* + Рб/2
Р»+Роб+Рд
Рис. 3-46. Схема замещений тепловых сопро-
тивлений и тепловых потоков в одножиль-
ном кабеле.
потери в оболочке, кВт/км,
Лэо =/5б*об=т2 4*об. (3-116)
где
Яоб = —[1+«2о('ж--20в)];
Я
/2о> 1п— - 10—Л2
т* =
/?2в+(2©1п^.10-»У
Для расчета вентиляции при проклад-
ке кабелей в туннеле составляется схема
замещения (рис. 3-46).
Общее тепловыделение будет:
Р^ =
(Рж +^) + (рж + Яд + Роб)+
+ (Лк + Яд + Р0б). (3-117)
Электрический расчет. Расчет длитель-
но допустимого тока нагрузки при усло-
вии соединения между собой и заземле-
нии свинцовых оболочек и брони с обоих
концов линии выполняется по формуле, А,
•-А
-е„
-Яд| 2 +5п+50
Рж$*з+(Кж+тЩо6)(8п+$пУ
(3-118)
где 6ж — расчетная температура жилы
(принимается равной 70 °С); 60 — темпера-,
тура оболочки (при прокладке в туннеле
+40 °С; при прокладе в траншее темпе-
ратура грунта 15 °С); Рд — диэлектрические
потери з изоляции; 5НЗ — тепловое сопро-
тивление изоляции:
5из = ^1пТ'

§ 3-18]
Кабельные лилии 110 кВ
565
Сиз — удельное тепловое сопротивление
изоляции, град • см/Вт; г2; п — радиусы
полого цилиндра (изоляции);
5П — тепловое сопротивление защит-
ных покровов:
5П =
2л
50 — тепловое сопротивление окружающей
кабель среды:
где Л—удельное сопротивление теплопе-
реходу, град • см2/Вт; Он — наружный ди-
аметр кабеля, см; /?ж — сопротивление жи-
лы; Яоб — сопротивление оболочки.
При прокладке двух линий в одной
траншее вводится понижающий коэффици-
ент на пропускную способность 6=0,9 при
расстоянии между линиями 0,5 м. При
прокладке линий по трассам, проходящим
в различных грунтовых условиях, а также
различных условиях окружающей среды
и способах прокладки пропускную способ-
кость кабеля следует определить по участ-
ку с наиболее тяжелыми условиями рабо-
ты, если длина его превышает 10 м.
Проверка выбранного сечения кабеля
на термическую устойчивость производит-
ся по формуле, А,
1к.= -\/ С*СсрД9** , (3-119)
к"" V 0,239.10-36рсрГ 1 ;
где О ж—масса 1 м жилы кг; Сср —
0,094 — средняя удельная теплоемкость ме-
ди, ккал/(кг-град); А9>к = 165 °С — допу-
стимая температура жилы при к. з.; ^ —
сечение жилы, мм2; к — отношение актив-
ного сопротивления токопроводящей жилы
при переменном токе к сопротивлению при
постоянном токе (без большой погрешности
можно принять &=1); рСр — удельное со-
противление жилы при средней температу-
при к.з.; рср = 0,0184.(1 +0,0039)
е1 + е., . ол,
• 20 ; I — длительность к. з.
Решая уравнение относительно А0ж,
получаем фактическою темпеоатуру жилы,
СС;
Д6ж =
о,2а9<10-343*Рср;
<}Сср6ж
(3-120)
Расчет подпитки производится на ос-
новании отметок продольного профиля
трассы и расчетных коэффициентов а, Ъ
и аЪ для основных переходных тепловых
режимов (включение летом полной нагруз-
ки, выключение зимой 70% номинальной
нагрузки). Значения указанных расчетных
коэффициентов принимаются по имеющим-
ся данным для выбранного сечения кабе-
ля (для кабели сечением 270 мм2 —по
табл. 3-62). Затем для линии или предва-
рительно выбранных длин секций, которые
обычно принимают в пределах 1,5—2 км,
Таблица 3-62
Значения расчетных коэффициентов а и Ь,
входящих в формулы подпитки для кабеля
сечением 270 мм2 (по данным ВНИИКП),
температура окружающей среды 0° С
Способ прокладки, темпера-
тура, переходный процесс
Кабель в воздухе; от-
ключение 100% номи-
нальной нагрузки
Кабель в воздухе, вклю-
чение 100% номиналь-
ной нагрузки
Кабель в земле; отклю-
чение 60—70% номи-
нальной нагрузки
Кабель в земле; вклю-
чение 100% номиналь-
ной нагрузки
(а6>макс см
213-Ю-9
805-Ю-9
73,5- 10-э
499-10—э
определяют изменение объема масла в сек-
циях при переходе от режима «полная на-
грузка летом» к режиму «выключенная ли-
ния зимой». Получив подлежащие компен-
сации объемы масла в секции, определяют
количество необходимых подпитывающих
баков давления в каждой секции. После
этого, задавшись отметками установки ба-
ков для предварительно выбранных длин
секций, строят эпюры для основных рас-
четных установившихся и переходных ре-
жимов. Если давления по длине выбран-
ных секций выходят за допустимые пре-
делы, корректируют места установки сто-
порных муфт, количество подпитывающих
баков, отметки их установки и вновь стро-
ят эпюры давлений. Обычно при расчете
подпитки для выявления наиболее целесо-
образного варианта намечают несколько
возможных вариантов схем подпитки и рас-
положения по трассе линии баков давле-
ния.
Каждый вариант обсчитывается и при-
нимается решение о целесообразности од-
ного из них по технико-экономическим со-
ображениям и удобству эксплуатации. Си-
стема подпитки фаз линии рекомендуется
раздельная с секциями длиной не более
1,5—2 км. Если протяженность линии бо-
лее 2 км, на ней устанавливаются стопор-
ные муфты. На концах линий могут уста-
навливаться концевые муфты или кабель-
ные вводы в трансформаторы. Подпитыва-
ющая аппаратура выбирается исходя из
условий обеспечения полной компенсации
объема масла при переходе от режима
максимальной нагрузки линии в летний пе-
риод работы к режиму — отключенная ли-
ния в зимний период года*

566
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Переходной
^ пункт №1
Камера
для стопорных
муфт № 1
На мера
для стопорным
муфт N52
О*
ф^ О * /5
Рис. 3-47. Схема кабельной линии ПО кВ среднего давления с пунктами подпитки.
/ — концевая муфта; 2 — соединительная муфта; 3— стопорная муфта; 4 — бак среднего давления
БД-6-0,25; 5 —манометр электроконтактный ЭКМ-1УГ; кабель ПО кВ МССК4-110;
маслопроводы; — контрольный кабель сигнализации.
Величины допустимых давлений масла
в линии в стационарных и переходных ре-
жимах принимаются по табл. 3-65.
Расчет давления масла (см масляного
столба) при переходных процессах произ-
водится по формулам:
при подпитке линии с двух сторон
Нх =
№)ы
"х =
[^-(^)'Н (з-121а)
<е с одной с
1*о \х0 1
при подпитке с одной стороны
(3-1216)
где Их — перепад давления на расстоянии
х от подпитывающего пункта; х — рассто-
яние от подпитывающего пункта до за-
данной точки; х0 — длина линии.
Подпитка линии с двух сторон прини-
мается, когда подпитка с одной стороны
не обеспечивает необходимых параметров
линии по давлению при переходных про-
цессах и при стационарном режиме рабо-
ты. Присоединение подпитывающей аппа-
ратуры осуществляется вдоль линии при
помощи стопорных муфт и по концам ли-
нии через концевые устройства.
Пример выполнения схемы маслона-
полненной кабельной линии 110 кВ протя-
женностью 5,1 км с подпитывающими уст-
ройствами представлен на рис. 3-47.
Ниже приводится пример расчета по
методике ВНИИКП подпитки линии мас-
лом с двух сторон для кабелей
МССК-4-110 сечением 270 мм2, проложен-
ных в земле.
Пример расчета подпитки линии с
двух сторон. Длина линии от ЗРУ 110 кВ
ТЭЦ до ГПП /=1 700 м. Давление в каж-
дой точке кабельной линии определяется
алгебраической суммой двух составляю-
щих: переменной, вызываемой переходны-
ми процессами (включение, отключение на-
грузки), и постоянной, зависящей от дав-
ления в линии в момент, предшествующий
переходному режиму.
Для подпитки линии принимаются баг
ки давления БДб-0,25 с начальным дав-
лением газа в элементах 0,25 • 105 Па и но-
минальным рабочим объемом масла 55 л.
Максимальное повышение давления
масла в линии наблюдается при включе-
нии 100% нагрузки, а наибольшее пони-
жение— в режиме отключения 70% на-
грузки, температура окружающей среды
максимальная и минимальная соответст-
венно.
По приведенным формулам для раз-
личных значений х определяется пх и
строится кривая изменения давления вдоль
линии.
Расчет перепадов давления для удоб-
ства сводится в табл. 3-63 и 3-64.
Давление в каждой точке линии
и муфтах не должно превышать величин,
приведенных в табл. 3-65 в переходном
и стационарном режимах.
Продольный профиль линии и эпюры
давления масла вдоль линии даны на
рис. 3-48.
Расчет необходимого количества под-
питывающих баков. Количество подпиты-
вающих баков на каждую фазу линии оп-
ределяется из следующих условий:
при переходе от режима полностью на-
груженной линии летом к режиму отклю-
ченной линии зимой слив или добавка мас-
ла не должны производиться;
при расчетных неустановившихся ре-
жимах работы давления в линии и муф-
тах не должно превышать установленных
значений (см. табл. 3-65).
Для выявления необходимого количест-
ва подпитывающих баков следует опреде-

§ 3-18]
Кабельные линии ПО кВ
567
Таблица 3-63
Перепад давления масла в линии при включении 100% нагрузки
200
600
850
1 200
1700
1 700
л- з
1700 )
х \2
1 700 )
1 700
Нх, м масляного столба
0,118
0,014
0,11
8,0
0,35
0,124
0,23
16,6
0,5
0,25
0,25
18,1
0,71
0,53
0,18
13,0
Таблица 3-64
Перепад давления
Нх, м масляного столба
масла в линии при отключении 70% нагрузки
0
0
200
1,17
600
2,44
850
2,66
1200
1,9
1700
0
Таблица 3-65
Таблица допустимых давлений в элементах
маслонаполненных кабельных линий НО к В
среднего давления
Элементы линии
Кабель, арматура и
баки давления в
стационарном ре-
жиме
Кгбель и соедини-
тельные муфты при
переходных про-
цессах
Концевые муфты при
переходных про-
цессах
Баки давления при
переходных про-
цессах
Допустимое избыточ-
ное давление, 10"' Па
наиболь-
шее
3,0
6,0
4,5
3,0
наимень-
шее
0,25
0,25
0,15
0,25
лить изменения объемов масла во всех эле-
ментах линии и обусловленное этим измене-
нием наибольшее количество поглощаемого
или выделяемого масла в эксплуатационных
условиях.
Подпитывающие баки типа БДб-0,25
устанавливаются в ЗРУ ПО кВ ТЭЦ и в по-
мещении для баков давления на ГПП у
трансформаторов.
Наивысшая отметка кабеля по профилю
(рис. 3-48) составляет 96,8 м.
Отметка оси баков в ЗРУ ПО кВ ТЭЦ
95,4 м, в помещении на ГПП 92,9 м.
Разность отметок баков в ЗРУ и на
ГПП соответственно:
96,8—95,4=1,4 м, что соответствует
0,12-105 Па.
96,8—92,9=3,9 м, что соответствует
0,348-105 Па.
Начальное давление в баке в ЗРУ
НО кВ ТЭЦ 0,254-0,12 = 0,37-105 Па, что
соответствует начальному объему в баке
(по кривым рис. 3-45) 16 л.
Начальное давление в баке в помеще-
нии на ГПП: 0,25+0,348=0,598.105 Па, что
соответствует начальному объему бака 25 л.
Отметка низшей точки кабеля 88 м.
Расчетное статическое давление масла
в низшей точке 95,4—88 = 7,4 м масляного
столба (0,66-105 Па), 92,9—88 = 4,9 м масля-
ного столба (0,433-Ю5 Па).
Наибольшее допустимое давление в ба-
ке со стороны ТЭЦ: 3-105—0,66- Ю* = 2,34Х
XIО5 Па (соответствует объему масла в ба-
ке 49,5 л), а в баке со стороны ГПП 3-105—
0,433-105 = 2,56ПО5 Па( соответствует объе-
му масла 51 л).
Рабочий объем баков:
на ЗРУ НОкВ ТЭЦ Ур = 49,5—16 =
= 33,5 л;
на ГПП Ур = 51—25 = 26 л.
Необходимый объем масла в баке уве-
личивают на 30—40% (^= 1,3-4-1,4) для

ЗРУНОкВ
тэ
92,$ Ось
баков
200 400 600 800 1000 1200 ШО 1800
Рис. 3-48. Схематический продольный профиль трассы кабеля ПО кВ и эпюры распре-
деления давления масла вдоль линии при подпитке с двух сторон.
кратковременной работы с перегрузкой и в
случае частичной утечки масла.
Необходимое количество баков на фазу
Л^ =
1
Ураб
где ЕДУ — суммарный объем масла, подле-
1
жащий компенсации в п элементах одной
фазы.
Количество масла, необходимое для
компенсации температурного изменения объ-
ема, 106,2 л (табл. 3-66).
Таблица 3-66
Необходимое количество масла, л, для компенсации температурных изменений
в элементах линии
Рабочий диапазон
ператур
Необходимое количест-
во масла, л
Элементы линии
Кабель
в земле
0--70с
76,5
Концевая
муфта
О-ьЗО"
5,4
Соединитель-
ная муфта
— 10с--60о
2,3
Бак давления
БДб-0,23
0°Ч-20°
22
Итого,
106,2
При выборе для подпитки пяти баков
на фазу
3-33,5 -г 2-26,0
к ^ --= 1,43.
106,2
Для подпитки линии принимается пять
баков давления на фазу, из них три бака
давления устанавливаются в ЗРУ 110 кВ
ТЭЦ и два бака — в помещении на ГПП.
3-19. ПРОКЛАДКА КАБЕЛЕЙ
В ТРАНШЕЯХ
110 кВ
Кабели в траншеях прокладываются
вплотную по вершинам равностороннего
треугольника.
Защита кабелей, проложенных в земле
(в траншее), от механических повреждений
выполняется железобетонными плитами
(рис. 3-49) или прокладкой кабелей в желе-
зобетонных лотках (рис. 3-50). Прокладка
кабелей в железобетонных лотках несколько
дороже по капитальным затратам, но более
надежна и в большей степени позволяет ме-
ханизировать эти работы. При прокладке
кабелей в лотках должны быть предусмотре-
ны мероприятия, исключающие смещение
одного лотка по отношению к другому па
стыках. Плиты перекрытия лотков при за-
сыпке их грунтом устанавливаются на рас-
стоянии 10—15 см от верха лотка для иск-
лючения образования воздушных зазоров
в лотках под плитами, резко ухудшающих
условия теплоотвода. Кабели в лотках ук-
ладываются на слой просеянного грунта
и засыпаются этим же грунтом после про-
кладки в лотке доверху.
Прокладка кабелей в железобетонных
лотках без засыпки их грунтом не рекомен-
дуется из-за значительного тепловыделения
кабелей при работе.

§ 3-19]
Прокладка кабелей 110 кВ в траншеях
569
Исполнение Д
Плиты железо-
бетонные
Просеянный
грунт
Кабели
110 к в
Рис. 3-49. Защита кабелей ПО кВ среднего давления, проложенных в траншеях, желе-
зобетонными плитами.
Рис. 3-50. Прокладка кабелей ПО кВ сред-
него давления в траншее в железобетонных
лотках.
в эксплуатации. Перед этими камерами це-
лесообразно выполнять компенсаторы
(рис. 3-54).
Если линия протяженная и необходимо
разделение ее на секции (изолированные по
маслу отрезки), согласно проведенным рас-
четам подпитки, в определенных местах
трассы необходима установка стопорных
муфт с баками давления. Для размещения
стопорных муфт и баков давления сооружа-
ются подземные камеры. Камеры для сто-
порных муфт оборудуются принудительной
вентиляцией, освещением и обогревом над-
земного помещения, предназначаемого для
установки в нем контактных манометров,
присоединяемых при помощи маслопроводов
к бакам давления, размещаемым вместе со
стопорными муфтами в подземной части ка-
меры (рис. 3-55).
Камеры для соединительных и стопор-
ш»2 Дошю
Лотом стильной
^ I? Муфта соединительна»
Рис. 3-51. Установка соединительных муфт для кабелей ПО кВ в железобетонных лотках.
Соединительные муфты могут разме-
щаться в железобетонных лотках (рис. 3-51)
или в подземных камерах из сборного желе-
зобетона (рис. 3-52 и 3-53) Установка сое-
динительных муфт в камерах более удобна
ных муфт двухцепиых линий в случае пита-
ния нагрузок 1 категории целесообразно
разделять огнестойкими перегородками для
размещения каждой цепи линии изолиро-
ванно. Если кабельная линия является про-

570
Внецеховые электрические сети
рРазд. 3
Крыш ко
верхняя
н
Муф/770
Кабельные
соединительна? «обструкции
ы
Устройство для замера
блуждающих токов Лестниио
металлы чегка *
\
Г*^^«^?^^^^Ж^пгт*
Кабель
110 кВ
-ЦУ^У
щи
Рис. 3-52. Установка соединительных муфт для кабелей ПО кВ на конструкциях в камере.
1-1
Облегченная плита
железобетонная
Рис. 3-53. Установка соединительных муфт для кабелей ПО кВ в камерах с засыпкой
песком.
Лвтрубяв
себшетоцвметные
ы
ВрйСдйшшш
ерушп
чагт т шш чя^&щгшгт^ттвжчюкА
12000
Рис. 3-54. Выполнение компенсатора на кабеле ПО кВ при вводе в электротехническое
сооружение.

/-/
Лестница
металлическая ^
, Манометры
электроконташмые
Отделение
вентилятора
3-3
ТО тлртю* ю'ъуы» чшчш >шИ
га ад
2800
Р
2800
Панель
управления
2^' Вентилятор
Печь
обогрева
Вани
давления
Панель Кабельные
управления инструкции
Рис. 3-55. Установка стопорных муфт для кабелей 110 кВ и баков давления на конструкциях в камерах.

572
Внецехоеые электрические сети
[Разд. 3
44 ТрубЬ'
стальны? ф '00
Выносной
расширитель
Ввод насло-
' наполненный
линейный
Рис. 3-56. Переходный пункт для перехода ВЛ ПО кВ в кабельную.
Фундамент под конструкцию дл?
крепления концевой муфты
Присоединить к заземляющему
устройству ОРЧ 110 «В ТЭЦ
Рис. 3-57. Установка концевых муфт для кабелей ПО кВ на конструкции.
должением ВЛ, то для осуществления пере-
хода ВЛ в кабельную сооружается переход-
ный пункт, в котором устанавливаются кон-
цевые муфты, разрядники и баки давления
(рис. 3-56).
На конце линии устанавливаются кон-
цевые муфты, если вводы в трансфор-
матор воздушные (рис. 3-57), или при-
ставные кабельные вводы в трансформатор
(рис. 3-58).
У концевых муфт и кабельных вводов
может потребоваться установка баков дав-
ления, определяемая расчетом подпитки.
В этом случае предусматривается сооруже-
ние самостоятельных подземных или над-
земных помещений для баков давления.
Они могут быть совмещенными для баков
давления и концевых муфт (рис. 3-59). Тем-
пература подпитывающих пунктов (помеще-
ний для баков давления) зимой не должна
опускаться ниже О °С.
Оборудование и арматура переходных
пунктов, камер соединительных и стопорных
муфт, металлические оболочки кабелей и
броня должны присоединяться к заземлите-
лям с сопротивлением растеканию не более
0,5 Ом. Для выравнивания потенциала во-
круг переходного пункта и камер для соеди-
нительных и стопорных муфт необходима
прокладка выравнивающих заземляющих
проводников (рис. 3-60).
Для измерения блуждающих токов по
трассе линии в камерах соединительных и
стопорных муфт устанавливаются контроль-
ные пункты. Для наблюдения за работой
линии контролируют давления масла в ка-
белях электрокоптактпыми манометрами ти-
па ЭКМ, устанавливаемыми в пунктах под-
питки на каждой фазе линии.
Для передачи сигналов максимального
и минимального давления на диспетчерский
пункт контрольные кабели прокладываются
в общей траншее с кабелями ПО кВ или
отдельно. При прокладке контрольных кабе-
лей в одной траншее вблизи кабелей ПО кВ
следует производить расчет влияния на конт-
рольные кабели при токах к. з. в кабелях
ПО кВ с целью выявления индуцируемой
величины потенциала,, наводимой на конт-
рольный кабель.

§ 3-19]
Прокладка кабелей 110 кВ в траншеях
573
А
^ . •_^
\Х-
1
1
п
[
| "
л.
! ж
I
1
1
1
1
\Й1
г
7
174
1 | а
к
лл$,^
3
Рис. 3-58. Ввод кабеля ПО кВ в трансформатор при помощи приставного кабельного
ввода.
Муфта концевая
Металлоконструкция
под концевую муфту
Защитный
уголок
Металлоконструкция
под баки давления
Заземляющий
проводник
Р^гЗг^г
К заземлителю
Кабельные
конструкции
Рис. 3-59. Помещение для баков давления и установка концевых муфт для кабелей
ПО кВ на крыше помещения.

574
Внщехоеые электрические сети
[Разд. 3
Вомдаж из стальной
ароВояоки
Заземляющие
прододнй/ш
чшие >, ,. ¦ , „ У Стойка &
-*-
кабельной
конструкции ^
*— -^
г
/ ¦ 1 /
1-1у 1—^
——* мм у .1
-*г
ДО
Ш/
Ш7
=н т
-о Ч
I ^
-II
";П*-
Рис. 3-60. Выравнивающие проводники вокруг камеры для соединительных муфт.
3-20. ПРОКЛАДКА КАБЕЛЕЙ
В ТУННЕЛЯХ
110 кВ
Тип туннеля должен быть согласован со
строительной организацией перед выдачей
строительного задания на проектирование.
Кабели в туннелях прокладываются но
конструкциям (рис. 3-61) с креплением каж-
дого кабеля на полках скобами из диамаг-
нитного материала. Конструкции для про-
кладки кабеля и скобы должны быть прове-
рены на электродинамическую устойчивость
действию ударного тока к. з. Располагаются
кабели но вершинам равностороннего тре-
угольника. Расстояние между кабелями оп-
ределяется расчетом. Обычно оно равно
25—30 см.
Туннели по всей длине должны быть
оборудованы принудительной вентиляцией
и иметь огнезащитные перегородки с дверя-
ми, устанавливаемые в вентиляционных ка-
мерах на расстоянии, не превышающем
100 м. Туннели оборудуются извещателями
дыма и установками автоматического пожа-
ротушения. При появлении дыма в туннелях
вытяжные вентиляторы должны автомати-
чески отключаться от извещателеи дыма.
Необходимость автоматического перекрытия
жалюзийных вентиляционных решеток при
появлении дыма в туннеле должна быть со-
гласована с проектной организацией, проек-
тирующей противопожарные мероприятия.
Размещение по трассе туннеля камер
для соединительных и стопорных муфт
(рис. 3-62) выполняется исходя из строи-
тельной длины прокладываемых кабелей,
рельефа местности и результатов расчета
подпитки.
Габариты камер для соединительных
муфт определяются размерами соединитель-
ных муфт и радиусами изгиба кабеля, а га-
бариты камер для стопорных муфт — коли-
чеством баков давления, подлежащих раз-
мещению в камере. Температура в камерах
для соединительных и стопорных муфт н в
туннеле не должна быть ниже 0 °С.
В туннеле должны быть предусмотрены
дренажные колодцы с отливом воды вруч-
ную или автоматически. Ввод кабелей в ка-
меры осуществляется через асбоцементные
трубы. Вход и выход эксплуатационного
персонала из туннелей предусматривается

§ 3-20]
Прокладка кабелей 110 кВ в туннелях
575
/-/
гег^г^г^глуг^^г^г^г^улр
тяг т*г г*р хы г*®? тяг гяф ТФ ?№ ТЪЯРУЛР ХЩ
Заземляющий проводник
сталь полосовал
Светильник
X
Огнестойкая
перегородка
с дверью
Кабель
110 кЗ
Дьто-
изоещатель
Асбестоцементные
перегородки 1
\г-
1900
Кабельная^
конструкция
Контрольные
кабели
450
1000
450
Сплинкерная
система
^ч$т*^м%т^'ш№№ *лРш где1
Рис. 3-61 Прокладка кабелей ПО кВ в туннелях.

н
1
*Р~~Н
?7_] *"
*ц "1
п 1
1 III 1п~Н#=
+ 1 ЩИ!
шН^
и
ы
йй
\ 1 ,, 1*
ду
|
ЕМ|
шЯ
— • ' 11 1 1
с 1 \\\ 1
в
__Щ | Щ—д
Д7
и
3-3
Вани
давления
Рис. 3-62. Камера для стопорных муфт кабелей ПО кВ при прокладке в туннеле.

§ 3-21] Прокладка кабелей выше 1 кВ в траншеях 577
Рис. 3-63, Выход кабелей ПО кВ из туннеля и ввод в трансформатор.
через вентиляционные камеры. Пример вы-
хода кабеля из туннеля и ввод в трансфор-
матор с размещением баков давления в тун-
неле дан на рис. 3-63,
3-21. ПРОКЛАДКА КАБЕЛЕЙ ВЫШЕ
1 кВ В ТРАНШЕЯХ, БЛОКАХ,
КАНАЛАХ, ТУННЕЛЯХ
И ПО ЭСТАКАДАМ
Наиболее простой и наименее трудоем-
кой является прокладка кабелей непосредст-
венно в земле в траншеях на глубине 0,7 м
от дневной поверхности земли или планиро-
вочных отметок (рис. 3-64). Она может быть
рекомендована при количестве кабелей в по-
токе не более 6 шт.
При прокладке кабелей в земле строи-
тельные задания выдаются на траншеи и
переходы линий под дорогами, если прини-
мается решение выполнять их при помощи
блоков из железобетонных панелей для
прокладки электрокабелей сильного тока
(по нормали к указаниям по монтажу бло-
ков СН 308-65).
Прокладка кабелей в каналах может
быть рекомендована там, где в почве отсут-
ствуют химические реагенты, отрицательно
действующие на оболочки кабелей, а соору-
жение эстакад для прокладки кабелей по
условиям генплана и надземных инженер-
ных коммуникаций и другим соображениям
невозможно или нецелесообразно.
Сборные железобетонные каналы могут
быть заглублены на 300—700 мм от плани-
ровочных отметок — подземные каналы
и выступающие на 150—350 мм над плани-
ровочными отметками — полуподземные ка-
налы (рис. 3-65).
Переходы через дороги выполняются
при помощи блоков из железобетонных па-
нелей или труб, закладываемых на глубине
1 м от полотна дороги (рис. 3-66). Кроме
того, переходы могут выполняться в кана-
лах, рассчитанных на нагрузки от транспор-
та, но при условии, что полотно дороги на
участке пересечения каналом будет разбор-
ным (съемным). В зависимости от габарита
канала возможное количество прокладывае-
мых в нем силовых кабелей может быть до-
ведено до 35 шт. При необходимости про-
кладки большего количества кабелей прини-
ГДЕТ^Т^У*' ГЛУМУ ?ЦЩуТЛМ1
37—'478
Рис. 3-64. Прокладка кабелей до 35 кВ в траншеях.

578
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Высоковольтные
кабели
Асфальт
ы
Н п
|— п
г™" ~п
П 1
п 1
в -•
'¦&&&&& № Г4и т> <ау ^ч^уд^у
^1/
Рис. 3-65 Прокладка кабелей до 35 кВ в полуиод-емном канале.
ъгооо
>2000
Т-Т
ЯР-$9*,ЪФЧ№*
|ч^^И$вНаРт1
Рис. 3-66. Выполнение переходов через дороги в блоках из железобетонных панелей.
Низковольтные Высоковольтные
кабели кабели
А сбестоцементная
перегородка
Контрольные
кабели
Рис. 3-67. Прокладка кабелей до 35 кВ в туннелях.
маются сдвоенные или строенные каналы. тания ответственных потребителей и при от-
Прокладка кабелей в туннелях (рис. сутствии возможности сооружения эста-
3-67) является наиболее дорогой и может кады.
быть рекомендована при наличии большого При проектировании кабельных тунне-
количества кабелей (30 шт. и более) для пи- лей по территории промпредприятия необхо-

3-69. Типы кабель-
ных эстакад.
я—канального типа до 24 ка-
белей; б — туннельного типа
до 50—60 кабелей: в—сдво-
енного туннельного типа до
100г~120 кабелей.
¦*

580
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
димо предусматривать противопожарные
мероприятия (деления протяженных тунне-
лей на отсеки длиной не более 150 м, авто-
матическое пожаротушение стационарными
средствами или пожаротушение через люки
от передвижных пожарных средств; незави-
симая вентиляция каждого отсека и т. п.).
Прокладка кабелей в блоках из железо-
бетонных панелей или труб (рис. 3-68) мо-
жет быть применена при отсутствии места
на генплане предприятия и невозможности
сооружения другого вида канализации.
Прокладка кабелей по эстакадам тепло-
материалопроводов или специальным ка-
бельным эстакадам является наиболее про-
грессивным и технически наиболее целесо-
образным способом канализации электро-
энергии, широко применяемым на предприя-
тиях химической и других отраслей промыш-
ленности.
К преимуществам этого вида канализа-
ции относится: длительная сохранность обо-
лочек кабелей в связи с отсутствием разру-
шающих факторов, которые часто имеют
место в грунте (химические реагенты, поч-
венная коррозия, блуждающие токи); удоб-
ство монтажа и эксплуатации; возможность
ведения монтажных работ по сооружению
кабельной сети до планировка территории
предприятия вне зависимости от строитель-
ной готовности объекта; малые капитальные
затраты по сравнению с канальной и тун-
нельной канализацией при соответствующих
количествах кабелей в потоке; малая веро-
ятность механических повреждений.
В зависимости от количества проклады-
ваемых кабелей применяется один из воз-
можных типов специальных кабельных эс-
такад, приведенных на рис. 3-69.
При прокладке кабелей по технологиче-
ским эстакадам следует стремиться к выде-
лению на них обособленных мест и сооруже-
ния вдоль трассы кабелей ходовых мостиков
для монтажа и эксплуатации. Для защиты
кабелей от прямой солнечной радиации сле-
дует на эстакадах предусматривать солнце-
защитные навесы (козырьки).
Ввод кабелей в электротехнические по-
мещения рекомендуется выполнять непос-
редственно с эстакад через проемы в стенах
при помощи труб.
Расстояние от планировочных отметок
до нижнего пояса продольных ферм эстака-
ды, на которых устанавливаются кабельные
конструкции, должно быть не менее 2,5 м,
при пересечении автодорог — 5 м.
Г. МАГИСТРАЛЬНЫЕ ШИНОПРОВОДЫ И ПРОТЯЖЕННЫЕ
ТОКОПРОВОДЫ 6—35 кВ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ПРОМПРЕДПРИЯТИЙ
3-22. ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБЛАСТЬ
И УСЛОВИЯ РАЦИОНАЛЬНОГО
ПРИМЕНЕНИЯ ШИНОПРОВОДОВ
И ТОКОПРОВОДОВ 6-35 кВ
Для передачи и распределения электро-
энергии напряжением 6—35 кВ в системах
электроснабжения промпредприятий приме-
няются наряду с кабелями шинопроводы
и протяженные токопроводы.
Шинопроводом называется устройство,
состоящее из голых или изолированных шин
различного профиля и сечения, со всеми от-
носящимися к ним изоляторами, защитными
оболочками, ответвительными устройствами,
поддерживающими и опорными конструк-
циями.
Токопроводом называется устройство,
состоящее из нескольких гибких проводов
в фазе, со всеми относящимися к ним изоля-
торами, конструктивными узлами, отпайка-
ми, поддерживающими и опорными конст-
рукциями. Токопроводы 6—35 кВ, выходя-
щие за пределы одной электроустановки, на-
зываются протяженными.
Применение шинопроводов и токопрово-
дов взамен большого числа кабелей повы-
шает надежность электроснабжения потре-
бителей, значительно упрощает эксплуатаци-
онное обслуживание, позволяет снижать ка-
питальные и расчетные годовые затраты.
Магистральные шинопроводы и протя-
женные токопроводы получили наиболее
широкое распространение в следующем кон-
структивном исполнении:
шинопроводы с шинами, расположенны-
ми в вертикальной плоскости, закрепленны-
ми на опорных изоляторах; прокладываются
в закрытых туннелях, галереях, по эстака-
дам (рис. 3-70);
УЯТШТА У///////ЛЛ
а,) 6)
Рис. 3-70. Шинопровод с шинами в верти-
кальной плоскости.
а — шины расположены на одной вертикальной
оси с изоляторами; б — шины расположены
плашмя.

§ 3-22] Определения и область
шинопроводы с фазами, расположенны-
ми по вершинам равностороннего треуголь-
ника (симметричный шинопровод). шины
различного профиля и сечения закреплены
на опорных или подвесных изоляторах. Сим-
метричный подвесной шинопровод монтиру-
ется из типовых секций заводского изго-
товления (рис. 3-71).
Рис. 3-71. Шинопровод симметричный под-
весной из типовых секций.
Пакет швеллерных
алюминиевых шин
сечением, мм
2(100X45X6)
2(125X55X6,5)
2(150X65X7)
2(175X80X8)
А
980
1000
1020
1040
Б
1 170
1210
1250
1290
В
570
595
620
645
Г
1025
1070
1 115
1 165
Изоляторы ИШД-35 (для загрязненной атмос-
феры при ^н=6—10 кВ и ^н=35 кВ). При отсут-
ствии загрязнений изоляторы ИШД-10.
Центральное отделение ГПИ Тяжпром-
электропроект ведет разработку конструк-
ции трубчатого шинопровода в виде гибкой
нити. Такой шинопровод по сравнению с са-
монесущим жестким шинопроводом позво-
лит значительно увеличить пролет между
опорами, соответственно уменьшить их чис-
ло и необходимое количество изоляции, что
приведет к уменьшению в 1,5—2 раза капи-
тальных затрат на их сооружение. Трубча-
тый шинопровод в виде гибкой нити будет
обладать также более высокой электродина-
мической устойчивостью, обусловленной
гибкостью системы и наличием шарнирных
узлов крепления;
токопровод с гибкими проводами на
подвесных линейных изоляторах, прикреп-
ленных к траверсам специальных опор. При-
меняется унифицированная конструкция,
разработанная ГПИ Электропроект (рис.
3-72).
Целесообразность применения магист-
ральных шинопроводов или токопроводов
в системе электроснабжения конкретного
объекта выявляется на основе технико-эко-
номических сопоставлений вариантов схем
с различными конструктивными исполнения-
ми сети. Наилучшие условия применимости
шинопроводов или токопроводов обычно
применения шинопроводов 581
Рис. 3-72. Токопровод в унифицированном
исполнении.
/ — зажим поддерживающий для восьми проводов
А-600 в фазе; 2 ~— зажим из алюминиевого сплава
для провода А-600; 3 — изолятор подвесной типа
ПС-12А; 4 — изолятор фиксаторный типа ФШФ-6;
5 —узел шарнирный подвески зажима.
создаются при потоке электроэнергии, ори-
ентированном в одном направлении, что ха-
рактерно для энергоемких предприятий ряда
отраслей промышленности. Расположение их
трассы предусматривается часто в едином
комхмуникационном коридоре для тепловых,
технологических и электрических питающих
сетей.
Магистральные шинопроводы или про-
тяженные токопроводы можно рассматри-
вать как сборные шины источника питания,
вынесенные за пределы ГРУ и проложенные
до центров электрических нагрузок. Опти-
мальное количество и расположение РП, пи-
таемых по шинопроводам или токопроводам,
определяется технико-экономическим срав-
нением вариантов с учетом следующих их
особенностей:
магистральные шинопроводы и протя-
женные токопроводы характеризуются зна-
чительным падением напряжения на 1 км по
сравнению с другими способами передачи
электроэнергии на том же напряжении.
Предельная длина шинопроводов и то-
копроводов не должна превосходить величи-
ны, определяемой по расчету напряжения
у наиболее электрически удаленных элект-
роприемников при передаче 100% потребля-
емой мощности по одной цепи токопровода
или шинопровода (в послеаварийном режи-
ме) (рис. 3-73);

582
В нецеховые электрические сети
[Разд. 3
максимальная величина тока к. з., на
которую рассчитан шинопровод или токо-
провод (его электродинамическая устойчи-
вость), должна быть не менее максимально-
го тока к. з. на шинах источника питания,
1М= +($)', А иак-сопз-Ь
для различных значении созср
км
Ч
3
г
1
** 0^95 0,85 0.9
0,9
"0,85
с<ь>>
х>^
<^?
0,95
<^
^.^
\] I
1$0*8
5]
30 50 70 90 110 130МВ-А
я)
КМ
4
3\
2
1
[й
0#5
0,95
V- 0,85'
0,9 0,95 \
«?*Й
^^З*^
Е5&*
«*
""!"]
30 50
70 90
110 130МВА
Рис. 3-73. Предельная длина токопровода по
расчету допустимых значений напряжения
у электроприемников в аварийном режиме
в зависимости от величины передаваемой
мощности.
а — при наличии регулирования напряжения на
шинах источника питания {11н =11 кВ; 6,6 кВ;
V =9,75 кВ; 5,85 кВ); б — при отсутствии возмож-
ности регулирования напряжения (Сн =10,5 кВ:
6,3 кВ; 6/к =9,75 кВ; 5,85 кВ); 1>н и ^к — напря-
жение в начале и конце линии.
с учетом перспективного развития энергоси-
стемы на ближайшие 10—15 лет;
шинопроводы или токопроводы имеют
определенные границы использования по пе-
редаваемой мощности: при напряжении
6,3 кВ эти границы находятся в пределах
15—110МВ-А, при 10,5 кВ — 25—180 МВ-А.
Нижний из указанных пределов обычно со-
ответствует величинам, ниже которых их
применение становится менее экономичным
по сравнению с кабелем. Верхний предел
определяется максимальным сечением фаз;
необходимо учитывать предполагаемую
степень загрязненности среды промышлен-
ными химически агрессивными уносами в от-
ношении воздействия на проводниковый ма-
териал, арматуру, изоляцию шинопровода
или токопровода (степень воздействия раз-
личных химических веществ см. разд. 1).
шинопроводы и токопроводы должны
быть защищены от воздействия прямых
ударов молнии и от индуцированных пере-
напряжений в соответствии с действующими
Правилами;
при применении шинопроводов или то-
копроводов следует учитывать климатиче-
ские условия района в объеме, который
предусматривается при проектировании ли-
ний электропередачи.
3-23. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ШИНОПРОВОДОВ
Магистральные шинопроводы 6—10 кВ
с расположением шин в вертикальной пло-
скости прокладываются в подземном тунне-
ле, в закрытой галерее, по эстакаде, внутри
зданий (рис 3-74). Несущи? конструкции
под изоляторы выполняются из стали или
Асбоцементная
разделяющая
~ перегородка
Рис. 3-74. Прокладка шинопровода с шинами в вертикаль-
ной плоскости.
а — в галерее по эстакаде; б — в туннеле.

§ 3-23] Конструктивное выполнение и основные характеристики шинопроводов 583
6000
Рис. 3-75. Секция симметричного шинопровода в заводском изготовлении
а — секция с компенсатором; б — секция без компенсатора; / — шинный пакет; 2 — кочцезая вставка;
5 — изолятор; 4 — температурный компенсатор; 5 — конструкция для установки изоляторов;
6' — крепление на время перевозки.
Несуща*
продольная балка
~5Ш
Рис. 3-76. Прокладка симметричного подвесного шинопровода.
а —• шинопровод подвешен к балке, опирающейся на траверсы опор; 6 — шинопровод подвешен к
кронштейнам, прикрепленным к стене корпуса; в —* шинопровод проложен в галерее.

584
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
Рис. 3-77. Ответвление ВЛ от симметричного шинопровода.
алюминиевого сплава для снижения доба-
вочных потерь. Шины защищаются сетчаты-
ми и другими ограждениями. Существенным
преимуществом этого исполнения является
расположение опорных изоляторов в верти-
кальной плоскости, при котором силы взаи-
модействия при к. з. совпадают с осью изо-
ляторов, что обеспечивает их высокую дина-
мическую устойчивость. К недостаткам этого
исполнения относится:
высокая стоимость строительной части
сооружения. При туннельной прокладке
с учетом выполнения принудительной венти-
ляции она составляет 300—350 руб. на 1 м,
а в надземной галерее — 200—250 руб.
на 1 м;
при применении стальных несущих и ог-
раждающих конструкций возникают высо-
кие добавочные потери энергии, которые мо-
гут превышать активные потери в ошинов-
ке. Коэффициент добавочных потерь &д =
= 2,5-5,0;
для протяженных шинопроводов необ-
ходимо выполнение транспозиции фаз с це-
лью устранения асимметрии фазных напря-
жений.
Размещение токопровода в туннеле
допустимо как исключение, если среда или
условия генплана препятствуют открытой
его прокладке.
Использование материала шин шино-
проводов по нагреву током значительно
снижается с увеличением сечения шины и
числа полос в шинном пакете. В последнем
случае не только ухудшаются условия ох-
лаждения, но и усиливается неравномер-
ность токораспределения под влиянием
«эффекта близости». При расположении
шин плашмя допустимые нагрузки допол-
нительно снижаются на 5—8%.
Симметричный подвесной шинопровод
6—35 кВ с жесткими шинами и опорными
изоляторами имеет значительно лучшие тех-
нические характеристики и экономические
показатели, чем шинопроводы с вертикаль-
ным расположением фаз, и находят широ-
кое применение в сетях промпредприятий
(рис. 3-75).
3500
Рис. 3-78. Общий вид симметричного токо-
провода с подвесными изоляторами.
а — подвеска на опоре; б •— распорка в пролете.

§ 3-23] Конструктивное выполнение и основные характеристики шинопроводов 585
В качестве шин применяются швелле-
ры из алюминия марки А1 или алюминие-
вого сплава АД31-Т1, обычно по два швел-
лера на фазу, или специальный профиль
«двойное Т».
Тип опорных изоляторов выбирается по
напряжению, условиям прокладки и степе-
ни загрязненности среды.
Варианты применяемой прокладки
двухцепного симметричного шинопровода
показаны на рис. 3-76.
Шинопровод может прокладываться
также в подземном туннеле. Отпайки от
шинопровода могут быть выполнены жест-
кими шинами или гибкими проводами
(рис. 3-77). Основные характеристики жест-
кого симметричного шинопровода приведе-
ны в табл. 3-67.
Таблица 3-6?
Основные характеристики симметричного шинопровода из типовых секций
>>
"3
•е-
5.5
в ***
за
1- Ч
5) ч
а О)
я да
2(100Х
Х45Х6)
2(125Х
Х55х6,5)
2(150х
Х65Х7)
2(175х
Х80Х8)
X
я
я
Со
к *
й> >»
р* «
2 020
2 740
3 570
4880
, |
я
Допустимый дли-
тельный ТОК ПО н
реву, А
3 500
4 640
5 650
6 430
. . СЧ 1
Н ч 2
О о 2
Максимальная пл
ность то-'а при п
ной загрузке, А/
1,74
1,70
1.58
1,32
Индуктив-
ное сопротив-
ление. Ом/км
с изолятора-
ми ИШД-35
(на откры-
том воздухе)
0,178
0,165
0,154
0,146
с изолятора-
ми ИШД-10
(в помеще-
нии)
0,148
0,136
0,126
0,118
Активное сопро-
тивление, Ом/км '
Материал шин
<
0,0234
0,0154
0,0133
0,0097
«9
0,0252
0,0168
0,0144
0,0104
Н
я,!
2 со
0,0272
0,0181
0.0155
0,0114
,
со
о 1
Ж*
1.5—
I»7
1.5—
1.7
1 1,5—
I.7
1.5—
1.7
к о
Потеря напряжс
на 1 км при пол
загрузке, кВ/км,
ПРИ СО5ф=»0,9
1 0,61
0,72
0,79
0,83
Передавае-
мая мощ-
ность при
полной за-
грузке,
МВ-А
II?
8»
^11
38
50
62
70
СО
II*
оо
64
84
102
116
~-
сп
•е-
«
о
X
о
СО
«а «
5,4
7.4
, 9,8
13,2
«
>=:
з:
о а
о.о
о 2
2 =
58,0
100,0
167,0
250,0
Примечание. Шинопроводы выполняются для значений ударного трехфазного тока
шинах источника питания 60—200 кА.
Ленинградское отделение ГПИ Тяж-
промэлектропроект также разработало сим-
метричный шинопровод с жесткими шина-
ми и подвесными линейными изоляторами.
Шинопровод предусмотрен как самонесу-
щий без продольной балки для подвески
шин. Прочность шин обеспечивается приме-
нением высокопрочных алюминиево-магни-
евых сплавов. Расстояние между опорами
принимается в зависимости от профиля
шин, марки сплава и климатических усло-
вий от 12 до 18 м. Общий вид такого шино-
провода представлен на рис. 3-78, его ос-
новные характеристики приведены в
табл. 3-68.
Симметричный подвесной шинопровод
имеет ряд преимуществ по сравнению с рас-
положением шин в вертикальной плоскости:
при открытой прокладке значительно
снижается стоимость строительной части,
отпадает необходимость вентиляции;
ввиду скомпенсированности внешних
магнитных полей резко сокращаются доба-
вочные потери в стальных конструкциях и
армировке изоляторов, уменьшается нерав-
номерность токораспределения в шинах.
Коэффициент добавочных потерь 1,5—1,7;
снижение реактивности позволяет уве-
личить предельную длину шинопровода по
Рис. 3-79. Шинопровод самонесущий с фаза-
ми из труб.
/ — поддерживающее крепление трех фаз; 2 — рас-
порка междуфазная в пролете; 3 — труба из алю-
миниевого сплава.

1 ж
х~1
оо —Е
^ ~^н
ел ас
ХЕ,
00 е'
со
СО
ОО
О
ю
ф.
1 ю — — —
ОООй^О
о о о о
-д сп 00 —
СЛ (О СП
| ел сп со
4^ ел ^ со
оо о о
о о о о
Ю (О ГО Ю
о о о о
о оо о
О) - 1 СП -Ч
4^ 00 00 00
о О О О
1 00 СО N2 >—
58ЙЙ
О О О О
^
х-1
-4 — 2
^ сл ч
О з:
Х5
сп -•
Х^
-д
со
О
О
со
ю — — —
о оо *.о 00
о о о о о
-д сп оо — —
00 4^ 00 СО Ю
СПСЛ
4*. ^ СИ СП СО
ооо оо
о о о о о
Ю Ю Ю Ю (О
оо о о о
о о о оо
О 00 — О) оо
СО 00 О СП "-4
О О ОСЛО
00 N0 Ю 1— —
КЭ СП 4^ СО СО
о о о о о
ж
х^-3
сп —э:
>„ ю н
^СЛ-С
Х|в
ел2*
8*
ел
СО
СО
о
ел
ю, ,_
О 00 4^ О 00
ООО О О
•^1 О 00 — —
СО СЛ 00 со *о
ооюоесп
СО СО 4** СТ? СП
о оо о о
о о о о о
ЮЮЮЮ(0
о о о о о
о о о о о
СО 00 со СО о
00 О N0 ОО -^
О ОСП О О
(ОЮ- —
4*. О СП Ю 00
О О О 00 СЛ
ОО ОО О
*э
ш
о
к»
я
о
а>
Сл
СО
-^
о
ю
СО
Ю — и-и-
ооо*.о
оо о о
-^ СЛ 00 —
(О СО О'» 00
СЛ СЛ СО —
_*
4^ СЛ СО Ю
оо о о
оо о о
00 00 Ю 00
о о о о
оооо
аооо
о со со ю
сл сл ел а 1
2500
3400
3100
3000
1з
ш
о
««
о
<Т>
ч^
со
сл
о
ю
оо
Ю —— —
О00ДО
оооо
-^ СП 00 —
4^ О СП 00
о ел о а»
4^ СП СП со
оооо
оооо
юююю
оооо
оооо
СП 00 -^ 00
-^ Ю Ю (О
ед о о о
ОО 00 (О —
О и- го со
СЛ кЬ- О О
ОООО
^
го
о
23«
ас
о
о
н
Г?
со
СО
*о
о
^>
КО — — —
О СО 4^ О 00
о о о о о
-д сп оо — —
СП ю -^ сою
о сл о ю со
4^ 4* СЛ СП СО
о о о о о
ооо о о
ю ю ю ю кэ
о ооо о
ооо о о
— СО 00 -^ СО
О 4^ 00 — 4*.
о ел ел ед о
со ю — — —
— СЛ со ю ю
сл сп оо ел сп
оо о о о
ф
ю
сл
о
(О
со
о
о
~
о
ю
СО
ю,
ооо^о
оооо
-^ СЛ 00 —
О -^ 4^ ^1
оел о сп
,_
сл СП со ю
оооо
оооо
00 00 00 00
оооо
оооо
спел оооо
— СО сл о
сл оо о
со оо оо го
СП СП СО 4^
О ОО СП
ОООО
§
ю
О
о
о
СО
-VI
о
го
4Ь
# ( 1—1 (_^
О 00 4^ О
ОООО
-дед оо —
Ю СО СЛ 00
ел сл оо —
|_>
4^СЛ СО Ю
ОООО
ОООО
00 00 ю ко
ОООО
оооо
СП -4 О СО
•^ 00 оооо
о о ^л ел
оо со со ю
О — 4* 4^
888§
о
4*.
о
го
о
СО
о
о
о
ю — ——
О 00 4^ О 00
О О О О О
^1 СП СО — —
00 4^ 00 СО Ю
о о осп СЛ
СО 4^ СП СП СО
о ооо о
о о о о о
ГО КЭ № СО Ю
о о о о о
о о о оо
-VI О СО -N1 СО
ел — о«сл со
сл о о сл ел
ГО Ю Ю |— -*-г*
4^ 0>0 ЮИ>
о о о -к] д>
о о о о»©
$
о
о
о
ОС
-ч
о
о
СО
о ОО СП
ооо
ю — о
О Ю "Ч
оо со оо
От 4^ СЛ
ООО
ооо
ю ю го
ооо
ооо
со со со
ю со ю
ооо
СП СЛ 4^
СО СЛО 1
0001 |
3
43
¦§•
1а !
о*
Е 1
Расстояние
между фаза-
ми, см
Удельная на-
грузка от
массы с уче-
том гололеда
и ветра,
к г с/см
Ударный ток,
кА
Усилие при
к. з. кгс/см
Максималь-
но допусти-
мый пролет
между рас-
порными кон-
струкциями,
СМ
Пролет меж-
ду опорами,
см
Напряжение
в материале
шин, кгс/см2
Нагрузка на
изолятор при
к. з., кгс
о
э
5а
рэ
00
р
>
>з
}-*
со
*¦*
Н
^*
X
р
э
х
р
•о
р
ж
н
(Т>
•о
о
ч
5
РЧ
5
О
Я
2
3
л
н
о -о
О
те
Й
X
Е
X
5
и*
о
а
о
5
Л
X
«
Е
5
X
О
а
•а
о
03
^2

§ 3-24] Конструктивное выполнение и основные характеристики токопроводов 587
расчету значения напряжений у электриче-
ски удаленных электроприемников в после-
аварийном режиме;
симметричный шинопровод не требует
устройства транспозиции, так как реактив-
ные и активные сопротивления фаз одина-
ковы.
Киевским отделением УГПИ Тяжпром-
электропроект разработан и применяется
симметричный открытый самонесущий ши-
нопровод с трубами из высокопрочного
алюминиевого сплава марки АД31-Т1.
3-24. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
И ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ТОКОПРОВОДОВ
Конструкция токопроводов с горизон-
тальным расположением фаз рассчитана на
передачу электроэнергии на небольшие рас-
стояния, когда можно не считаться с высо-
ким индуктивным сопротивлением фаз и их
несимметричным расположением. Такая
конструкция токопровода обычно применя-
ется для связи генераторов электростанций
с трансформаторами или трансформаторов
с ГРУ на расстояние до 200 м.
Для передачи значительных мощностей
на расстояние 1—2,5 км ГПИ Электропро-
ект разработан унифицированный симмет-
ричный двухцепный токопровод с фазами,
расщепленными на 4, 6, 8 и 10 проводов
марки А-600. Большой диаметр расщепле-
ния (0,8 м) и специальная система подвес-
ки, при которой нижняя фаза подвешивает-
ся к двум верхним (рис. 3-72), обусловили
Принятая специальная система подвес-
ки шинопровода к траверсам металличе-
ских опор обеспечивает равгомерную меха-
ническую нагрузку шин. Для распорок при-
менены новые высокопрочные грязестойкие
изоляторы типа ФШФ-6.
Расчетный пролет 14—20 м ограничен
прочностью самонесущей системы трубча-
тых шин.
Конструктивное выполнение шинопро-
вода дано на рис. 3-79, а его характеристи-
ки приведены в табл. 3-69.
Таблица 3-69
значительно^ снижение индуктивного со-
противлениг Такой токопровод подвеши-
вается на опорах простейшей Т-образной
конструкции. Большая величина пролета
лежду опорами (50—100 м в зависимости
от числа проводов в фазе) способствует
удобс:ну расположения токопровода на
проу.,ни ленных территориях, насыщенных
подземными и надземными коммуникациями.
»1ебольшое количество комплектующих изо-
ляторов допускает применение токопрово-
дов в промышленно загрязненной среде.
Для устранения неравномерности токорас-
чределения в проводах предусмотрена их
анутрифазовая транспозиция, при которой
провода каждой фазы располагаются по
пологой спирали (рис. 3-80).
Унифицированные металлические сталь-
ные опоры, разработанные институтом
Укрпроектстальконструкция, рассчитаны на
максимальное нормативное тяжение прово-
дов фазы: 10 тс при расщеплении 6ХА-600
и более и 5 тс при расщеплении 4ХА-600
и менее. Опоры с повышающими под-
Осыовные характеристики симметричного самонесущего шинопровода
с шинами из алюминиевых труб
о»;
с
О. со О
о) з: х
««3
ЮСХ-5
140X10
2ЮхЮ
250X10
2
2
3
СО
со
•6-
з:
0)
о
и
1 500
4 082
6 201.'
7500
5
<
с ^
«58
2 280
4 350
С 600
7 800
С т
С *
ь =
-О
н
5.ж
=; ¦=» 2
с2<
1,52
1,07
1.05
1,04
Сопротивле- 1
ние, Ом;км
о
о
со 2
х. та
»- г
х та
А 0,193
В 0,175
С 0,185
Л0.173
В 0,156
С 0,165
ЛП.153
В 0,130
СО, НС
А 0,14-2
Ь 0,124
С 0,134
<я 1
с
{- а.
х о
о н
з: с
5* 1
- е
с <=
* ю <С
С.СГ С.
Х си ^
«я |
.С * 1 к ° ^ I
\% 2 ! — и 2 ?-
*" х 1г 1 ^ = -"= ^
* с с с с = Д
0,0366
0..-135
0.008У
0,0073
1, 'Ь'
1,-13
1,43
1, 13
,/,45
•\Ь4
0,81
0,8Ъ
Передавае-
мая мощ-
МВ-А. при
напряже-
нии, кВ
1«!
&.1.'
71.0
86, ч
41,'-'
79 0
11*,.
142, <.-
Механические 1
характеристики трубы
1 20'»
1 200
1 200
1 200
Н 1
X
°
33,6
124
ЗОо
422
X
о .
С =
5*
172
370
3 120
5 431»
со
2 и
7,1X10^
7.1X10*
7,1X10*
7,1ХЮГ)
X
2
>>2
1*
4,18
11,00
16,70
| 20,30
Примечания' 1. Расчетный пролет в зависимости от величины внешних нагрузок и мо-
мента сопротивления трубы составляет 14—20 м.
2. При величине I =100 кА и диччетр*-- труб 1^50 мм расстоян между распорками 6,0 м.

588
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
ставками, предусмотренными для выполне-
ния переходов через инженерные сооруже-
ния, устанавливаются на типовых унифи-
цированных фундаментах ВЛ 110—500 кВ
(рис. 3-81).
/
и
Номер опор
2 3 <> 5 б
1-й цикл транспозиции
7
В 9
\ 2 ~й цикл
Рис. 3-80. Схема внутрифазной транспозиции
для фазы, расщепленной на п проводов.
Специальная арматура токопровода
разработана ПКБ Главэнергостронмехани-
зация Минэнерго; в основном токопровод
комплектуется из стандартной каталожной
линейной арматуры ВЛ.
Распределительные пункты, присоеди-
няемые к токопроводу, располагаются не-
посредственно в пролете между опорами
или могут быть встроены в производствен-
ные корпуса и присоединены к токопроводу
гибкими отпайками (рис. 3-82, 3-83). Ос-
новные характеристики унифицированного
токопровода приведены в табл. 3-70.
По сравнению с шинопроводом из ти-
повых секций унифицированный токопро-
вод имеет следующие недостатки:
занимает сравнительно широкую поло-
су отвода: расстояние между крайними фа-
зами токопровода 9,0 м плюс ветровое от-
клонение проводов 2X2,0=4,0 м*. С уче-
п РГ?
_ \Ш
* 5 6
Рис. 3-81. Схемы опор двухцелного токопровода.
/, 2, 3 — промежуточные опоры; 4 — концевая и угловая опоры; 5, 6 — отпаечные опоры.
Тросовый момни&отбод АМ-25
/Зона защищенности
/ от двух тросов
Промежуточная отяхдчнол опора ПТЛ-0
Рис. 3-82. Токопровод унифицированный на металлических опорах с отпайкой к РП
в пролете между опорами.

§ 3-24] Конструктивное выполнение и основные характеристки токопрсзодов 589
В пролете пересечения отпайна
трос не подвешивать
Рис. 3-83. Токопровод унифицированный с отпайкой к РП, встроенному в производ-
ственный корпус.
Таблица 3-70
Основные характеристики токопроводов в унифицированном исполнении
Количество,
марка и сече-
ние проводов
на фазу
4ХА-600
6ХА-600
8ХА-600
ЮХА-600
1 в
о
со
С 2
0) -
52 ^
О) Л
2-е-
о
2416
3 624
4 832
6 040
о
н<
"а*
*|2
о ч и
Г 0) ее
^^ =
3^ о
| Е4С1С
4 080
6120
8 160
10 200
|о~
2Н«
|ёе-
1,70
1,70
1,70
1,70
в> а 2
° 1 ^
X V *
*8^
0,146 1
0,131 !
0,126
0,122
8|?
= ко
о « 0е41
^ м <-* -»-
о К О
Омиче
со п рот
(при п
токе и
Ом км
0,0130
0,0087
0,0065
0.0052
6 _-
с Я
о-е-
2 =
са 3 ^
0,0137
0,0091
0,0068
0,0055
1 <и°5 ^
кчй§
|=* ч
Потеря
ния п
нагруз
при со
0,53
0,60
0,85
1,00
Передаваемая
мощность при
полной наг-
рузке, МВ-А,
при напряже-
нии, кВ
6,3 | 10,5
45,0
67,0
89,0
111,0
74,0
112,0
149,0
186,0
а
о
^
35 ^
О,*
«а со
6,64
9,95
13,30
16,60
Примечания: 1. Токопровод допускает присоединение к источникам питания при вели-
чине ударного тока трехфазного к. з. до 400 кА.
2. Коэффициент добавочных потерь при условии выполнения внутрифазовой транспозиции про-
водов не превышает 1,025.
том нормативного приближения токонесу-
щих частей к зданиям и сооружениям по-
лоса отвода токопроводов примерно равна
18,0 м по сравнению с 10 м для шинопро-
водов (данные без учета опор молниеза-
щиты);
имеет худшие возможности в отноше-
нии защиты токопроводящего металла от
коррозии в химически агрессивной среде
(шинопроводы надежно защищаются путем
покрытия ошиновки химически стойкой
эмалью, гибкие провода в химически стой-
ком исполнении промышленностью пока не
поставляются);
токопровод отлйчгается небольшим коли-
чеством сварных соединений на 1 км фазы.
* При параллельном следовании с ав-
тодорогами ветровое отклонение проводов
не учитывается (см. ПУЭ, табл. П-5-22).
Можно дать следующие общие реко-
мендации области рационального примене-
ния шинопроводов и токопроводов:
1. Шинопроводы из типовых секций
применимы в системах электроснабжения
для передачи мощности (с учетом перспек-
тивного развития) до 60—100 МВ-А на
расстояние до 1—2 км (при напряжении
6—10 кВ соответственно) при величине
ударного тока к. з. до 200 кА в среде, не-
значительно загрязненной промышленными
уносами, вредными для изоляции. Возмож-
на надежная защита проводникового мате-
риала от химической коррозии. Возможна,
при необходимости, прокладка в галерее,
по эстакаде.
2. Токопроводы унифицированной кон-
струкции применимы в системах электро-
снабжения для передачи мощности до 100—
180 мВ-А, на расстояние до 1,5—2,5 км
(при 6—10 кВ соответственно) при вели-

590
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
чине ударного тока к. з. до 400 кА, в усло-
виях среды, загрязненной промышленными
уносами, вредными для изоляции. Не при-
меняются в среде, химически агрессивной
в отношении проводникового материала
(до освоения промышленностью соответ-
рам и другим условиям проектируемого
объекта.
Данные по капиталовложениям на со-
оружение 1 км двухцепного симметричного
подвесного шинопровода из типовых сек-
ций в открытом исполнении и унифициро-
ванного токопровода приведены в табл. 3-71.
Таблица 3-71
Усредненные показатели капитальных
затрат на 1 км двухцепного шинопровода
из типовых секций в открытом исполнении
и унифицированного токопровода
(в ценах 1969 г.)
УШ№ЪМ№*\
рх^
Е^^чччч^ч^чч^^^а
Рис. 3-84. Токопровод 35 кВ с фазами из
трех проводов А-600.
ствующих проводов в химически стоиком
исполнении).
3. Шинопроводы с вертикальным рас-
положением шин применимы в отдельных
случаях, когда по условиям среды или ген-
плана невозможна открытая прокладка
шинопроводов или токопроводов при соот-
ветствующем технико-экономическом обо-
сновании.
Для напряжения 35 кВ разработан то-
копровод с фазами из трех проводов А-600,
подвешенных на стальном тросе С-70, за-
крепленном на металлических опорах
(рис. 3-84). Токопровод рассчитан на пере-
дачу мощности до 120 МВ-А.
3-25. ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ШИНОПРОВОДОВ И ТОКОПРОВОДОВ
При проектировании производится тех-
нико-экономическое сравнение вариантов
схем питающей сети промпредприятия от
внешних источников электроснабжения
(применение кабелей, шинопроводов или
токопроводов, система глубокого ввода).
По выявлении экономической эффективно-
сти применения шинопровода или токопро-
вода принимается конструктивное исполне-
ние шинопровода или токопровода, отвеча-
ющее характеристикам, расчетным парамет-
Конструкти
исполнен
Шинопровод
из типовых сек-
ций с фазными
шинами из двух
швеллеров:
2(100Х
Х45Х6)
2(125Х
Х55Х6,5)
2(150Х
Х65Х7)
2(175Х
Х80Х8)
Шинопровод
с фазными ши-
нами трубчато-
го сечения:
250ХЮ
210ХЮ
140ХЮ
Гибкий токо-
провод унифи-
цированный с
фазами:
2ХА-600
4ХА-600
6ХА-600
8ХА-600
ЮХА-600
Стоимость, тыс. руб.
Электриче-
ская часть
с; а.
я >>
к <я
о о.
со ЯЗ
1 5 в
Л я
я 5 о.
1* = н
'я^г
*-22
.2 В. зз
** с а *ч
О 3 Д
2.й9 н
Л « ^
Оно*
03
Я Я
-3 %
з *:=*
&аэ
1 оаз
Нет данных
1
183,00 1 82,0
Нет данных
244,0
252,0
210,0
170,0
7,4
10,4
15,5
21,3
26,1
29,6
58,3
89,2
119,7
148,3
110,0;
85,0
56,0
40,0
48,0
49,3
57,3
69,0
78,6
г
4У
О
^
о
' 5
со
2
>>
265,0
354,0
337,0
266,0
210,0
85,0
118,0
162,0
210,0
253,0
Если применение шинопровода или то-
копровода экономически равноценно при-
менению кабелей или имеет приведенные
годовые затраты, на 5—10% превышаю-
щие затраты кабельного варианта, следует
отдать предпочтение первому варианту,

§ 3-25] Проектирование шинопроводов и токопроводов 591
обеспечивающему более высокую степень
эксплуатационной надежности.
Сечение фаз шинопровода и токопро-
вода должно быть выбрано по экономиче-
ской плотности тока и по нагреву в нор-
мальном и послеаварийном режиме.
Экономические сечения мощных токо-
проводов и шинопроводов, работающих
с большим числом часов использования
максимума нагрузки, следует согласно
§ 1-3-23 ПУЭ выбирать на основании тех-
нико-экономического расчета. Наивыгодней-
шее сечение 5Э (или экономическую плот-
ность тока /э) двухцепного токопровода
или шинопровода при данном токе нор-
мального режима одной цепи / (А) и при
известной стоимости I кВт максимальных
потерь пг [руб/(кВт-год)] можно, в общем
случае получить следующим образом
[Л. 79] (5а, мм2; /а, А/мм*2):
/У^
8Э =
/ брт^д
брт&д
(3-122)
(3-123)
где р — удельное активное сопротивление
проводникового материала, Ом-мм2/м; р —
суммарный коэффициент отчислений от ка-
питальных вложений (при нормативном
коэффициенте эффективности рн = 0,12
суммарный коэффициент отчислений для
токопроводов и шинопроводов можно при-
нимать р = 0,16); а — зависимая от сечения
составляющая удельной стоимости двух-
цепного токопровода (шинопровода):
А 2 А1
а = , руб/км«мм2
Ья — коэффициент добавочных потерь;
К\ и К2 — капиталовложений в двухцепный
токопровод (шинопровод) соответственно
при сечениях фазы $1 и 52, руб/км.
Значения экономического сечения или
экономической плотности тока, полученные
по формулам (3-122) и (3-123), следует
округлить до ближайшего меньшего стан-
дартного сечения, характерного для данно-
го типа токопровода (шинопровода).
Для некоторых наиболее распростра-
ненных типов токопроводов и шинопрово-
дов 6—10 кВ формула (3-122) дает:
для жестких симметричных коробчато-
го сечения на опорных изоляторах, мм2,
5Э = 0,286/Ут;
для жестких самонесущих из алюми-
ниевых труб, мм2,
53 = 0,269/^/71;
для гибких токопроводов с фазами,
расщепленными на алюминиевые провода
сечением 600 мм2 каждый, экономическое
число таких проводов в фазе составит:
3400
Сечение по нагреву в нормальном и
послеаварийном режимах выбирается, ис-
ходя из длительно допустимой нагрузки
/доп для данного сечения, так, чтобы /Н<С
</до!1 и /ав^/доп, где /н и/ав—соответ-
ственно токи нормального и послеаварий-
кого режимов.
В табл. 3-67—3-70 приведены длитель-
но допустимые токовые нагрузки для токо-
проводов и шинопроводов некоторых кон-
структивных исполнений.
Электрические расчеты. Активное со-
противление фазы токопровода или шино-
провода при переменном токе больше со-
противления того же сечения при постоян-
ном токе вследствие проявлений поверх-
ностного эффекта и эффекта близости.
Активное сопротивление расщепленной фа-
зы гибкого токопровода определяется:
г = ^, (3-124)
п
где п — число проводов в фазе; г0 — омиче-
ское сопротивление 1 км провода. Ом/км
(для провода А-600 г0 = 0,052 Ом/км);
к — коэффициент дополнительных потерь,
измеряемый отношением активного сопро-
тивления к омическому, равный при нали-
чии внутрифазовой транспозиции 1,025, а
при ее отсутствии 1,25.
Активные сопротивления жестких ши-
нопроводов с учетом коэффициента допол-
нительных потерь приведены в табл. 3-69.
Индуктивное сопротивление фазы гиб-
кого токопровода с расщепленными фазами
любого напряжения определяется по фор-
муле, Ом/км,
х = 0,144 1^-^ +0,016, (3-125)
где Оф — расстояние между центрами рас-
щепленных фаз данной цепи, см; гэкв — ра-
диус эквивалентного одножильного прово-
да, см;
, = 1/
гВ
срг
п — число проводов расщепленной фазы;
г — действительный радиус одного прово-
п—1
да, см; ЯСрг= |/^/^ 08"##^1-1 ~~ сРед"
не-геометрическое расстояние между прово-
дами расщепленной фазы, см; йи Ь2, 03 и
т. д. — расстояния от одного из проводов
расщепленной фазы до остальных п—1 про-
водов, см
Индуктивные сопротивления жестких
шинопроводов приведены в табл. 3-67 и
3-68.
Отклонения напряжения у всех, в том
числе наиболее удаленных и ближайших
электроприемников, питающихся от токо-

592
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
провода, не должны в любых длительных
режимах превышать значений, регламенти-
руемых ГОСТ 13109-67. Методика соответ-
ствующих расчетов приведена в § 2-8 на-
стоящего тома Справочника.
Несимметрия напряжения (или вели-
чина обратной последовательности напря-
жения) в конце токопрсвода или шинопро-
вода в нормальном режиме не должна пре-
вышать 2%. Несимметрия фазных напряже-
ний в цепи а'% Ь\ с/ двухиепного
симметричного токопровода (шинопровода)
длиной /, возникшая в результате влияния
тока / соседней цепи а, Ь, с определяет-
ся, %,
стояния между центрами соответствующих
фаз цепей а, Ь, с и а', Ь\ с'
Для ограничения величины наведенно-
го напряжения при проведении каких-либо
работ на отключенной цепи следует из со-
ображений техники безопасности подклю-
чать закоротки в начале, конце и при необ-
ходимости в промежуточных точках. Число
закороток должно быть таким, чтобы наве-
денное напряжение в неработающей цепи
при к. з. в параллельной цепи не превыша-
ло 250 В.
Несимметрия напряжения (т. е. наве-
денное напряжение обратной последова-
2,78.10"
</_="
Ч/у (0,8661^
йпс'&ЪЪ>йса
йоЪ> аЬа' йс<
И
йаа *Ьс' асЬ'
' У ааЬ^ас'ЛЬа^ЬЬ'Лса'Лс
')
V*
, (3-126)
где йаъ', &ьъг и т- д- — расстояния между
центрами соответствующих фаз цепей а, 6,
с и а\ Ъ\ с'\ I — ток нормального режима
цепи с, 6, с, А; / — длина рассматриваемо-
го участка токопровода, км; 6/Ном — но-
минальное линейное напряжение, кВ.
Наведенное напряжение в неработаю-
щей цепи а', У с' от тока /уд при к. з. в со-
седней цепи определяется следующим об-
разом:
тельности в процентах номинального фаз-
ного напряжения) в нормальном режиме,
а также полное наведенное напряжение
в отключенной цепи при к. з. в соседней це-
пи для ряда конструктивных исполнений
токопроводов и шиыопроводов, рассчитан-
ные по формулам (3-126) и (3-127), приве-
дены в табл. 3-72.
V =0,077/уд/
|/ | 0,866 1д
(3-127)
где /уд — ток в соседней цепи токопровода
или шинопровода (при к. з. — действующее
значение ударного тока к. з.), А; / — длина
рассматриваемого участка токопровода и
шинопровода, км; д.са», йаЬ, и т. д. — рас-
Расположение трассы шинопровода
или токопровода и РП на генплане. Рацио-
нальное расположение трассы шинопровода
или токопровода определяется с учетом
Таблица 3-72
Несимметрия напряжения в нормальном режиме и наведенное напряжение
в неработающей цепи при к. з. в соседней цепи
Исполнение токопровода
(шинопровода)
Несимметрия напря-
жения. % номиналь-
ного фазного напря-
жения
Наведенное на-
пряжение при к.з.
в соседней цепи,
В
Используемые данные
Гибкие унифицирован-
ные разработки ГПИ
Электропроект с конфи-
гурацией фаз и цепей по
рис. 3-72
Жесткие симметричные
по типовому проекту
ГПИ тпэп
Жесткие самонесущие
из алюминиевых труб
разработки Киевского от-
деления УГПИ ТПЭП
0,106-10-^ —
з //
н
0,14-10-
и,
н
0,06.10-* —
0,012- /уд/
0,017/уд*
0,02/уд/
/ — ток нормального
режима одной цепи, А;
^уд — действующее зна-
чение ударного тока
трехфазного к. з., А;
1/в — номинальное ли-
нейное напряжение, кВ;
/ — длина рассматрива-
емого участка токопро-
вода (шинопровода), км

§ 3-25] Проектирование шинопроводов и тскопроводов 593
Молниеотвод на оси
стойки компенсатора
Г-чГ
;
С-¦ 1г-
«: 12'°»
а,)
I! '
I
-л 1
Л0_
4
М
_Д# ^1
1*
И
_71,0 _
е>^
)
"*|Л 1 '
#,0^
^ вг,о
н
^Г7'° :»'
¦нов «и
^11,0 _
-ЪО _
_^
¦ин
У
<0
Рис. 3-85. Варианты компоновки расположения токопровода в коммуникационном кори-
доре.
а —< молниеотводы расположены на одной оси со стойками компенсаторов; б — автодорога проложена
в зоне между токопроводом и эстакадой.
особенностей генерального плана данного
объекта, требований ПУЭ по допустимым
приближениям токоведущих частей к на-
земным инженерным сооружениям и фун-
даментов к подземным коммуникациям, а
также с учетом требований соответствую-
щих ведомственных инструкций (противо-
пожарных и Др.).
При расположении шинопроводов и
токопроводов в главном коммуникацион-
ном коридоре наиболее экономично по пло-
щади размещаются они при выполнении их
трассы параллельно оси главной технологи-
ческой эстакады на расстоянии 18—22. м
между осями с установкой одного ряда
молниеотводов по оси стоек компенсаторов
трубопроводов эстакады и с расположением
РП в интервалах между компенсаторами
(рис. 3-85, а). В случае расположения ши-
нопроводов или токопроводов так, чтобы
между ними и технологической эстакадой
была проложена автодорога (рис. 3-85,6),
получается менее экономичная по исполь-
зованию территории компоновка, по даю-
щая двусторонний подъезд к сооружениям.
Рекомендуется располагать трассу шино-
38—478
проводов или токопровода в средней зоне
проезда.
В отдельных случаях оптимальное ре-
шение заключается в подвеске шинопрово-
да или токопровода к кронштейнам, за-
крепленным в стене корпуса.
Конструктивное совмещение шинопро-
вода или токопровода с технологической
эстакадой, согласно ПУЭ, не разрешается.
Трассы шинопроводов и токопроводов и
эстакады выбирают так, чтобы избежать их
пересечения на всем протяжении.
Путем технико-экономических сопо-
ставлений вариантов определяется количе-
ство и местоположение РП, питаемых по
шинопроводу или токопроводу. Располага-
ют РП в зоне полосы отвода шинопровода
или токопровода или встраивают в произ-
водственные корпуса. В последнем случае
ввод РП зависит от готовности строитель-
ной части корпусов; встроенному РП соот-
ветствует наименьшая длина распредели-
тельной кабельной сети.
Расчет электродинамической устойчи-
вости шинопроводов. Согласно ПУЭ
(§ 1-4-14, 1-4-15) усилия, действующие на

594
Внецеховые электрические сети
[Разд. 3
жесткие шины и передающиеся ими на изо-
ляторы и поддерживающие конструкции,
рассчитываются по ударному току трехфаз-
ного к. з. (I.. ).
Методика расчета сил взаимодействия
в режиме к. з. приведена в гл. 1 разд. 2
настоящего тома Справочника.
Основные данные по типовым секциям
подвесного симметричного шинопровода на
опорных и подвесных изоляторах даны
в табл. 3-67 и 3-68.
Расчет электродинамической устойчи-
вости токопроводов. Ниже дается расчет
элекгродинамической устойчивости гибких
токопроводов Аналогичный расчет для
жестких токопроводов — см. гл. 1 разд. 2
настоящего тома Справочника. Расчет сво-
дится к определению мест установки рас-
порок: междуфазных — для предупрежде-
ния схлестывания проводов в режиме к. з.
и внутрифазных — для ограничения импуль-
сных тяжений, возникающих при стягива-
нии проводов пучка расщепленной фазы
к ее центру при обтекании их токами к. з.
Проверка на схлестывание фаз токо-
провода выполняется в следующей после-
довательности:
Для каждого пролета токопровода
рассчитываются силы взаимодействия меж-
ду фазами при двухфазном к. з. (в соот-
ветствии с ПУЭ). Независимо от взаимно-
го расположения фаз усилия определяют-
ся по формуле, кгс,
^ = 2,04/;22)^-.10-2=,
= 1,53/^-у ИГ"2, (3-128)
где /" — действующее значение тока к. з.,
равное 0,392 гу/кА; / — длина пролета, м;
й — расстояние между осями фаз, м.
На 1 м токопровода усилие между фа-
зами составляет, кгс:
/ф=1.53/(%у10-2. (3-129)
^(3) — принимается по соответствующей
кривой токораспределения для каждого
пролета, последовательно удаленного от
источника питания.
По усилиям /ф для каждого пролета
токопровода определяется максимальное
взаимное отклонение фаз, расположенных
в одной горизонтальной плоскости, по диа-
грамме рис. 3-86.
Для пользования диаграммой предва-
рительно рассчитываются для каждого про-
лета параметры
макс
где ^ф—усилие на 1 м фазы, кгс; ^ф— на-
грузка от массы фазы, кгс/м; /макс — мак-
симальная расчетная стрела провеса прово-
да в каждом пролете, м; /э — эквивалент-
ное по импульсу время срабатывания
защиты. Для цепей генераторов и транс-
форматоров /э = *д-т-0,05 с; /д — действи-
тельная выдержка времени максимальной
токовой защиты, с. При отсутствии соответ-
ствующих данных *д принимается 0,3 с.
Рис 3-86 Диаграмма для определения от-
клонения фазы токопровода под действием
тока к. з.
I— наибольшая стрела провеса; ^—эквивалент-
ное по импульсу время действия быстродейст-
вующей защиты; сг.с — угол отклонения провода
при к. з.; /ф—усиление на 1 м пучка проводов
фазо! (кгс/м); #ф—масса 1 м проводов фазы с
учетом распорок (кг'м): Ь — горизонтальное откло-
нение фазы.
Найденное из диаграммы горизонталь-
ное отклонение фазы Ь сравнивается с до-
пустимым по схлестыванию отклонением, м,
где й — расстояние между осями фаз;
с1ф — диаметр расщепленной фазы; с — до-
пустимое минимальное расстояние между
крайними проводами соседних фаз при их
наибольшем сближении, принимаемое 0,2 м.
Если &>6до1ь предусматривается уста-
новка междуфазной распорки в середине
пролета, что сокращает расчетную стрелу
провеса в 4 раза. Производится вторичный
расчет с учетом распорки и сопоставление
отклонения Ь с 6ДОп. При необходимости
предусматривается установка двух распо-
рок в пролете и т. д. Более двух распорок
в пролете обычно не требуется. Затем по
формуле (3-131) рассчитываются динамиче-
ские усилия между проводами одной фазы.

§ 3-25]
Проектирование шинопроводое и токопроводоз
595
Результирующее усилие на каждый
провод от взаимодействия с п—1 провода-
ми, кгс/м,
Рп = 2,04
I 2
п—\ чз
-р-иг2.
(3-131)
1т>=Ь<*м
где п — число проводов в фазе; й$—диа-
метр фазы, м.
По условиям ограничения импульсных
усилий в проводах фазы расстояние меж-
ду внутрифазными распорками, м,
ЛГ (*-1)аМакс24|3
V (7к.З+^1)(7к.З-^1)'1
где & = ак.3/амакс—коэффициент допусти-
мого увеличения амплитуды напряжения
в проводе при к. з. по отношению к аМакс;
принимается равным 1,8; Смаке — макси-
мальное напряжение в проводе в нормаль-
ном режиме (при ( = —40 °С или при голо-
леде и 1 = —5°С); р — коэффициент упру-
гого удлинения материала провода (для
алюминия Э = 159¦ 10~6 мм2/кгс); VI — удель-
ная нагрузка от собственной массы про-
вода; ук.з — удельная нагрузка от сил
взаимодействия к центру фазы при к. з.,
кгс/(м-мм2):
Рп
Ук.з = >
5
где Рц — усилие к центру фазы на один
провод, кгс/м (3-131); 5 — сечение прово-
да, мм2.
Число распорок, необходимое по усло-
виям ограничения импульсных тяжений,
быстро снижается в пролетах, последова-
тельно удаленных от шин источника пита-
ния. В конце токопровода внутрифазные
распорки устанавливаются на расстоянии
/Рл;15 м для фиксации пучка расщеплен-
ной фазы.
Проверяется прочность конструктив-
ных элементов, воспринимающих нагрузки,
в режиме к. з.
На междуфазные распорки действует
сила, кгс,
лф=/ф-4т» (з-133)
* т+ 1
где т — количество междуфазных распо-
рок в пролете; / — расстояние между опо-
рами, м.
Внутрифазные распорки воспринимают
Усилия от каждого провода,
#ц = Рц1/Р, (3-134)
где /Р — расстояние между распорками
внутри фазы, м; Яш — усилие к центру фа-
зы на 1 м, кгс/м.
Узлы анкерного крепления воспринима-
ют импульсные нагрузки при к. з. от каж-
дого провода, кгс:
Л^а = к 0~макс$ = ЙГмакс (3-135)
Наименьшие допустимые запасы проч-
ности для узлов, воспринимающих нагруз-
38*
кн в режиме к. з., принимают равными 1,8
(согласно ПУЭ).
Выбор изоляции и арматуры. Изоля-
цию шипопроводов и токопроводов 6—
10 кВ для систем электроснабжения ответ-
ственных промышленных потребителей ре-
комендуется выбирать с учетом норматив-
ных требований для изоляции открытых
токопроводов РУ (ПУЭ § 1У-2-95) на сле-
дующую ступень по нормативному напря-
жению, т. е. на 20 кВ. Для атмосферы,
загрязненной промышленными уносами,
изоляция должна быть проверена по длине
пути утечки согласно требованиям соответ-
ствующих «Руководящих указаний».
Коэффициент запаса механической
прочности для подвесных изоляторов шино-
проводое и токопроводов при максималь-
ных нормативных нагрузках по отношению
к гарантированной прочности рекомендует-
ся принимать не менее: 3 — для нормально-
го режима; 5 — для среднеэксплуатацион-
ных условий; 1,8 — для режима к. з. (ПУЭ
§ 1У-2-54, П-5-65).
Рекомендуется применять изоляторы из
закаленного стекла, имеющие преимущество
перед фарфоровыми в отношении выявле-
ния нулевых изоляторов в процессе экс-
плуатации.
Специальная арматура унифицирован-
ных гибких токопроводов, разработанная
ПКБ Главэнергостроймеханизация хМин-
энерго, приведена в каталоге аоматуры для
В Л, вып. 6, № 20.09.01-69.
Защита открытых шинопрозодов и то-
копроводов от атмосферных перенапряже-
ний см. § 2-52 настоящего тома Справоч-
ника.
Механический расчет проводов, выпол-
няемый по методике принятой для обыч-
ных ВЛ, имеет следующие особенности.
Максимальное нормативное тяжение
в проводах определяется не прочностью их
(как для ВЛ), а соответствующим техни-
ко-экономическим расчетом по выбору
«экономического» тяжения, выполняемым
при разработке строительного задания на
опоры.
Максимальное нормативное напряжение
в проводе определяется по выражению,
кгс/м м2,
Ф(э)
(3-136)
где 7,ф(э) — экономическое максимальное
тяжение проводов па фазу, кгс/мм2; п — ко-
личество проводов в фазе; 5 — сечение про-
водов по ГОСТ, мм2.
Максимальная температура провода
принимается с учетом нагрева током в по-
елсаварийном режиме, т. е. 70 °С (см. ПУЭ,
табл. 1-3-29). Для указанной температуры
проверяются все вертикальные габариты,
требуемые ПУЭ для ВЛ соответствующего
напряжения.
При расчете следует учитывать допол-
нительные нагрузки на провода от массы

596
Внецеховые электричеасие сети
[Разд. 3
междуфазных и внутрифазных распорок.
Расчетные климатические условия при-
нимаются по ряду наблюдений с повторя-
емостью 1 раз в 10 лет.
Стрелы провеса в монтажных таблицах
рекомендуется указывать для всех проле-
тов с учетом эксплуатационной вытяжки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3-1. Глазунов А. А. Основы механиче-
ской части воздушных линий электропере-
дачи. Работа и расчет проводов и тросов.
М., «Энергия», 1956, 191 с.
3-2. Рябков А. Я. Электрические сети
и системы. М., «Энергия», 1960, 511 с.
3-3. Анастасиев П. И., Ермилов А. А.,
Зеленецкий /VI. М. и др. Электрические се-
ти энергоемких предприятий. М., «Энер-
гия», 1971. 342 с.
3-4. Анастасиев П. Им Фролов Ю. А.
Воздушные линии напряжением до 1 000 В.
М., «Энергия», 1969, 168 с.
3-5. Линии электропередачи напряже-
нием выше 1 кВ. Нормы проектирования.
Строительные нормы и правила. СНиП
И-И9-62. М., 1963, 32 с. (Госстрой СССР).
3-6. /Михайлов М. И., Розумов Л. Д.
Защита кабельных линий связи от влияния
внешних электромагнитных полей. М.,
«Связь», 1967. 344 с.
3-7. Правила защиты устройств про-
водной связи железнодорожной сигнализа-
ции и телемеханики от опасного и мешаю-
щего влияния электропередачи. М., «Энер-
гия», 1966. 40 с.
3-8. Бронгулеева М. Н., Городецкий С. С.
Кабельные линии высокого напряжения.
М., «Энергия», 1963, 512 с.
3-9. Самовер М. Л., Черниговский А. Ф.
Кабельные линии ПО кВ Волжского авто-
мобильного завода. — «Промышленная
энергетика», 1970, № 4, с. 37—40.
3-10. Семчинов А. /VI. Токопроводы про-
мышленных предприятий. Л., «Энергия»,
1972, 200 с.
3-11. Гительсон С. М. Экономические
решения при проектировании электроснаб-
жения промышленных предприятий. М.,
«Энергия», 1971, 256 с.
3-12. Смидович Г. П., Чернигов-
ский А. Ф., Куинджи В. Б. Гибкие токо-
проводы и их применение в промышленной
энергетике. — «Промышленная энергетика»,
1970, № 9, с. 6.
3-13 Овчаренко А. С. О выборе сече-
ний жестких самонесущих токопроводов из
труб, — «Промышленная энергетика», 1970,
№ 5, с. 4.

РАЗДЕЛ ЧЕТВЕРТЫЙ
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
И ВНУТРИЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
А. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ШИН,
ИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДОВ И КАБЕЛЕЙ
4-1. ШИНЫ
Таблица 4-1
Шины прямоугольного сечения
Размеры.
мм
15X3
20X3
20X4
25X3
25X4
30X3
30X4
40X3
40X4
40X5
50X3
50X4
50X5
50Х6
60X3
60X4
60X6
Масса 1 м шин, кг
медной
(ГОСТ
434-53*)
0,401
0,534
0,71
0,666
0,89
0,8
1,066
1,066
1,42
1,78
1,33
1,78
' 2,22
2,67
: 1,6
2,13
3,2
алюминие-
вой
(ГОСТ
5414-63*)
0,122
0,162
0,216
0,203
0,27
0,243
0,324
0,324
0,432
0,54
0,406
0,54
0,675
0,81
0,972
стальной
(ГОСТ
103-57*)
0,63
0,79
0,94 \
1,26
1,57
1,57
1,96
2,36
1,88
2,83
Разме-
ры, мм
60X8
60X10
70X3
70X4
80X3
80X5
80X6
80X8
80X10
1 90X3
1 90X4
100X3
100X5
; 100X6
| 100X8
100X10
Масс? 1 'м шин, кг
медной
(ГОСТ
434-53»=)
4,26
5,34
1,87
2,48
2,13
3,55
4,27
5,7
7,11
2,4
3,2
2,67
4,44
5,34
7,11
8,9
алюми-
ниепой
(ГОСТ
5414-63*)
1,296
1,08
1,296
1,728
2,16
1,62
2 16
2,7
стальной
(ГОСТ
103-57*)
3,77
4,71
2,2
3,14
3,77
5,02
6,28
2,83
3,93
4,71
6,28
7,85
Таблица 4-2
Шины круглого сечения
Диа-
метр,
мм
6
7
8
9
Сече-
ние,
мм2
28,3
38,5
50,3
| 63,6
Масса 1 м шин, кг
медной
(ГОСТ
1535-48*)
0,25
0,34
0,45
0,57
алюми-
ниевой
(ГОСТ
5414-63*)
0,0В
0,1
0,14
стальной
(ГОСТ
2590-57*)
0,222
0,302
0,395
0,499
Диа-
метр
мм
10
И
12
13
Сече-
ние,
мм2
78,5
95,0
113,1
132,7
Масса 1 м шин, кг
медной
(ГОСТ
1535-48*)
0,70
0,85
1,01
алюми-
ниевой
(ГОСТ
5414-63*)
0.21
0,31
стальной
(ГОСТ
2590-57*)
0,617
0 746
0,888
1,04

598 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Диа-
метр,
мм
14
15
16
17
18
19
20
Сече-
ние,
мм2
153,9
176,7
201,1
227,0
254,5
283,5
314,2
Масса 1 м шин, кг
медной
(ГОСТ
1535-48*)
1,37
—
1,79
—
2,27
—
2,80
алюми-
(ГОСТ
5414-63*)
0,42
0,48
0,54
~
0,69
0,77
0,85
стальной
(ГОСТ
2590-57*)
1,21
1,39
1,58 !
1,78
2,0
2,23
1 2,47
Диа-
1! метр,
|, мм
22
24
25
28
зо !
35
[ 40
]
Сече-
ние.
мм2
380,1
453,1
490,9
615,8
706,9
962,1
1256,6>
Продолжение табл. 4-2
Масса 1 м шин, кг
медной
(ГОСТ
| 1535-48*)
3,38
4.03
4,37
5,48
6,29
8,56
11,18
алюми-
(ГОСГ
5414-63*)
—
—
—
—
—
~
стальной
(ГОСТ
2590-57*)
2,98
3,55
3,85
—
5,55
—
9,87
Таблица 4-3
Шины трубчатые круглые, тянутые из алюминия
(по ГОСТ 1947-56*)
Наруж-
ный диа-
метр, мм
16
18
20
22
30
30
40
40
45
Внутренний
диаметр, мм
13
15
17
18
25
26
35
36
40
Сечение.
1 мм2
68,3
77,8
86,9
125,7
216,0
176,0
294,5
239
334
Масса 1 м,
кг
0,191
0,218
0,244
0,352 |
0,605 |
0,493
0,825
0,669 !
0,935
Наруж-
1 ный диа-
| метр, мм
50
! 55
60
70
80
80
85
95 |
100
; Внутренний
1 диаметр, мч
45
50
54
64
72
74
75
85
90
| Сечение,
мм2
373
416
534
632
953
723
1258
1415
1495
Масса 1 м.
кг
1,045
1,155
1,504
1,768
2,674
2,032
3.519
3.958
4,178
Шины коробчатые алюминиевые
Таблица 4-4
гй
Размеры, мм
75
100
100
125
150
Ъ
35
45
45
55
65
5,5
4,5
6
6,5
7
Сечение.
мм2
695
775
1010
1370
785
Масса 1 м
шин, кг
1,875
2,09
2,72
3,7
4,82
| Размеры,
1
| 175
! 200
' 200
| 225
250
ь
80
90
90
105
115
мм
8
10
12
12,5
12,5
Сечение.
мм2
2 440
г 435
4 040
4 880
5 450
М а сса 1 м
шин, кг
6,6
9,29
10,92
13,15
14,7
Примечание. Нормальная длина отрезков шин 6—7,5 м; допуск по наружным размерам
не более ±1%; по толщине не более ±0,5 мм.

§ 4-2]
Изолированные провода
599
4-2. ИЗОЛИРОВАННЫЕ ПРОВОДА
Основные технические данные наиболее употребительных
проводов
Таблица 4-5
Характеристика
Напряже-
ние, В
Число
жил
Сечение
жилы, мм:
ГОСТ или ТУ
Провода с алюминиевыми ж
660 I 1
Провод установочный^ с
резиновой изоляцией в
пропитанной оплетке
Провод с поливинилхло-
ридкой изоляцией
Провод с поливинилхло-
ридной изоляцией, пло-
ский, с разделитель-
ным основанием
То же, но без раздели-
тельного основания
Провод с резиновой изо-
ляцией в фальцован-
ной оболочке из сплава
АМЦ
Провод с резиновой изо-
ляцией в оплетке хлоп-
чатобумажной пряжей,
пропитанной противо-
гнилостным составом,
для прокладки в тру-
бах
Провод с резиновой изо-
ляцией, не распростра-
няющей горения, без
оплетки
Провод установочный, с
резиновой изоляцией, с
алюминиевыми жила-
ми, с несущим тросом
Провод с поливинилхло-
ридной изоляцией, с не-
сущим тросом
То же с усиленным не-
сущим тросом
Провод с резиновой изо-
ляцией в оболочке из
поливинилхлоридного
•пластиката
660, 380
500
500
660
660
500
660
380 и 660
380 и 660
660
I
2; 3
2; 3
1; 2 иЗ
1
2; 3
4; 7; 10;
14
4: 7
1
2; 3
2
3
4
2; 3
4
2; 3
4
и л а м II
2,5—240
2,5—120
2,5—6
2,5—6
2,5-4
2,5—240
2,5—120
2,5
4—10
2,5—6
2,5—4
2,5—4
4 и 6
4—35
2,5—16
2,5—4
2,5—16
2,5—6
ГОСТ 5352-63
ГОСТ 6323-71
ГОСТ 6323-62
ГОСТ 6323-62
ГОСТ 1843-69
ТУКП 240-68
ТУКП 36-58
ГОСТ 14175-69
ГОСТ 14175-69
ГОСТ 14175-69
ТУКП 072-66
Провода с
Провод с резиновой изо-
ляцией в оплетке, про-
питанной противогни-
лостным составом, од-
ножильный
! То же, но с гибкой жи-
1 лой
Провод с поливииилхло-
риднои изоляцией
То же, но с гибкой жи-
лой
медными
660
3 000
660
3 000
660; 380
660; 380
ж и л а м и
1
1
1
1
1
1
0,75—240
1,5—185
0,75—240
1,5—185
0,5—95
0,5—95
ГОСТ 1977-68
ГОСТ 1977-68
ГОСТ 6323-71
1 ГОСТ 6323-71

600 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-5
Марка
ППВ
ппвс
ПРЛ
ПРГЛ
крпт
ПРП
ПРРП
ПРФ
ПРФл
ПРТО
ПРВ
ПРГВ
ПРВД
Характеристика
Провод с поливинилхло-
ридной изоляцией, пло-
ский, с разделительным
основанием
То же, но без раздели-
тельного основания
Провод с резиновой изо-
ляцией в оплетке, по-
крытой лаком, одно-
жильный
То же, но с гибкой жи-
1 лой
Кабель с резиновой изо-
ляцией, переносный, в
резиновой оболочке
Провод с резиновой изо-
ляцией в оплетке из
стальных проволок
То же, но в резиновой
оболочке
Провод с резиновой изо-
ляцией в фальцован-
ной оболочке из спла-
ва АМЦ
То же, но в латунной
оболочке
Провод с резиновой изо-
ляцией в хлопчато-
бумажной оплетке,
пропитанной противо-
гнилостным составом,
для прокладки в тру-
бах
Провод с резиновой изо-
ляцией в поливинил-
хлоридной оболочке
То же, но с гибкой жи-
лой
Провод с резиновой изо-
ляцией в оболочке из
поливинилхлоридного
пластиката, двужиль-
1 ный скрученный
Напряже-
ние, В
500
500
660
660
660
660
660
660
660
660
660
660
660
380
Число
жил
2; 3
2; 3
1
1
1
2 и 3
2 и 3
с зазем-
ляющей
жилой
1; 2; 3
4; 6; 7;
8; 10
4; 5; 6;
7; 8;
10; 14; 19;
24; 30
1; 2; 3
4; 6; 7;
8; 10
4; 5; 6;
7; 8;
10; 14; 19;
24; 30
1; 2 и 3
1; 2 и 3
1
2; 3
4; 7; 10; 14
4 и 7
1
1
2
Сечение
жилы, мм2
0,75—4
0,75—4
0,75—6
0,75—70
2,5—120
0,75—120
0,75—120
1—95
4—10
1—2,5
, 1—95
4—10
1—2,5
1—4
1—4
1—240
1 — 120
1,5 и 2,5
4—10
1—6
1—6
1—6
ГОСТ или ТУ
ГОСТ 6323-62
ГОСТ 6323-62
ГОСТ 1977-68
ГОСТ 1977-68
ГОСТ 13497-68
ГОСТ 13497-68
ГОСТ 1843-69
ГОСТ 1843-69
| ГОСТ 1843-69
ГОСТ 1843-69
ТУКП 240-68
ТУКП 072-66
ТУКП 072-66
ТУКП 072-66
Примечание. Технические данные неизолированных проводов приведены в разд. 3 настоя-
щего гома Справочника.

$ 4-2] Изолированные провода 601
Таблица 4-6
Наружный диаметр и масса незащищенных проводов
с резиновой и поливинилхлэридной изоляцией
Сечение
жилы, мм2
0,75
1,0
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
1
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
о
§1
ПР 660
3,6
3,7
4,0
4,4
4,8
5,3
7,6
8,9
10,6
П,8
13,8
15,4
17,6
19,7
21,0
25,0
30,0
42,0
58,0
79,0
140
210
316
417
586
782
1045
1314
ПРТО одножиль-
ный
3,8
4,0
4,4
4,9
5,4
6,6
9,0
10,7
11,8
13,9
15,5
17,8
19,8
21,9
24,2
27,1
17
25
41
58
78
132
207
314
412
565
753
1 031
1 305
1610
1983
2 614
о
4з
сз .
са ^
Е-
ПРГ-660
3,7
3,9
4,2
4,7
5,2
5,8
8,0
9,7
12,0
13,0
14,9
17,3
19,9
21,6
23
27
33
46
64
87
150
221
349
446
602
819
1 119
1 360
ПРТО трех-
ЖИЛЬНЫЙ
7,9
8,8
9,6
10,6
11,7
14,3
18,9
22,5
25,0
29,0
32,9
37,9
41,6
51
75
128
180
242
408
680
1 018
1 334
1842
2 438
3 327
4 095
1 сГ
1 *-
43
X
са .
3-
АПР
4,4
4,8
5,3
7,6
8,9
10,6
11,8
13,8
15,4
17,6
19,7
27,0
34,0
42,0
78
114
164
203
276
351
459
574
ПРТО трех-
жильный с зазем-
ляющей жилой
9,0
9,6
10,6
11,7
12,9
15,8
21,0
25,1
27,8
32,9
36,7
42,3
46,4
1
71
101
166
225
302
482
747
1048
1 464
2 660
3 136
3 440
3 8С8
са
48
л -
са *
ПВ-660
2,6
2,7
3,0
3,4
4,2
4,7
6,5
7,1
9,2
10,3
12,2
13,8
16,1
13,0
16,0
21,0
31,0
49,0
68,0
!23
180
277
373
522
704
971
АПРТО одно-
жильный
4,4
4,9
5,4
6,6
9,0
10,7
11,8
13,9
15,5
17,8
19,8
21,9
24,2
27,1
1
26
34
42
65
107
156
193
257
327
439
548
671
825
1054
1 О-
о
а
1 42
СО .
8б
са *
| АПВ-660
3,4
3,8 1
4,3
6,1
7,1
8,4
9,9
11,8
13,4
15,3
16,9
16,0
25,0
32,0
58,0
79,0
120
154
214
278
379
456
АПРТО трех-
жильный
9,6
10,6
11,7
14,3
18,9
22,5
25,0
29,0
32,9
37,9
41,6
82
104
130
200
368
530
654
888
1 115
1487
1757

602 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
^
2=
Л
?-
о
4
т-
3"
0
4
е
а,
! с
2
е
с~
с
^
1 ^
5
о
с->
5
"
1 °
С
С
В1гиж вв*п 1
оштчэЕЕЕ
т+е
го
В1гиж нсЧл
-ош1пмэеве
1+г
<м
-
о
со
СN
о>
о
00
^"
СО
ю
"^
В1ГИЖ ВВ*П
-счвь'мэеве
1+8
со
В1ГИЖ КВ1п
-олншэгее
1-Ьг
сч
-
БШЧ *1Ч'_Г 1
1 -И
чк оинэьеэ 1
^ СЛ ОС О
сл'ел"— см' I I
СО СЛ ОО Г--
2 00 00 О —
О СО СЛ 00 Г-
=Г - I ! I !
1^ ^ — О
г^. — ел ^
^Г ю Ю со
! I I I
О СО 00
О0~Ю~ОсГ I I I
I !
I I
11111
г^- ел ел ел со —
I I
I I
^ СО 00 СО — С^
^ СО 00 СО — Г—
^ СМ СО
-«л I I I
«=1
I I
юс^гг с ел
- - - -ю -
О — СМ СО —. 1^-
I ! I
СМ ^ СО СЛ 00 СЛ СМ ^
~ .. -ю- - .. ~ -о-*
— СМ СО — 1^ ОЮ00 СМ^^1
— — — — СМ СМ СМ СО
СО см со
ел о —¦
см со
1 о-Г
—. ^ г-
ел ел о
т*< (^ со
см со со
^ г*- со
см со со
Г-- ел со
— см ю
— _ со
ою г-
см см см
ФЮЮ
00 СОЮ
— см см
ел ю ю
оо сою
— см см
СО Г*- Ю
— 00 см
СО СО "3"
СО —< Г--
ел со ел
см со со
со — г^.
ел со ел
см со со
со — со —ч ^ ел
ю ю
— —.см т^сОО со ю ю оою
— —СМ СО Ю 1^-СЛ
I !
ю со ел о
—н — см с^
о — — о
СМ ^ О- СМ
емсосм 2
СО СО00 2
СМ — СО
^ 1^ СО
ел — СО
ьосч
со ел оо
СО 1^ О
00 СО со
ел см^
^ СО 00
I I
1111
I I
11111
00 со со
-> сосо
> ^ со
я:
О Ю СМ
— г^. о
00 О со
I I
—г^ —.
СО СОЮ
^ СМ СО
СО Г^- 1^-
СО 00 СМ
I I
см г— ^
00 со ю
СМ СО •*
Э 00 с
) со С
00 СО О
ю о —
СМ СО -V
—.со —
см оо ел
ю со ел
-^ со О
СМ СОЮ
см см со
I 1111
СМ Г~-
слем
— см
^* о —
ел г-.сл
см со ^
I I
со со
см оо
са см
"^ 00 ^* со с-- г*-
Ю Ю и0 О Г^- 00
со ^ со ел со со
оо ел со
о со —
см — см
см со ^
ою о
СОСО ^
—. — см
ел ел см
ел г^-ю
СМ СО Ю
—. ог^.
— СО со
00 емю
СО О Ю
Ю — 00
ооок
см см со
оою
I 1^-СМ
— см
СМЮ СО
00 ю о
см со ю
О — ОО
00 — см
СО осм
000 00
СО О СО
осоо
— см со
оооь
СО 00 О
см см ^
ел с^ ел
ю 00 о
со О 00
Ю С4- о
п* ел со
СО СЛЮ
см ^ о
— — см
см ооо
О"* ^н
со ^ ю
СО — О
— Г-~ 00
г- ел см
1ЛЮ
— — см
^соо О ПЬЮ ООЮ
— — см со ю г^- ел

§4-2]
Изолированные провода
603
*
о
у
<
о
3*
о
С
С
-с
с^
со
т.
-
-
ОО
с^-
УЭ
ю
'
8«? 1
«0 3
ГС
со 3 |
СЧ
-
«1
°1 1
О О О 00 — О
*г 1 1 1 со -^ —« "ч* оо о" 1 1 1
^ ^н —. СМ СМ СМ СО
2" со
Ч III «V 1 1 1
=5 о о
со сосм
г-~аГсо III III III
СМ СМ СО
?»•"¦ III III III
СМ СЧ СО
оГсуэг*- II 1 1111
см см см
00 СП
©-« М II I II 1
см см см
Г^- СЛ СО СО СО Ю
00 СГ> СМ ^ 1-- СМ 1 1 1 III
—¦ —• см см см со
тГ" тГ — — СО
СО Г^ О —« СО 1^ III III
^* ^_ ^н СМ СМ СМ
00 со 00 со ю —*
тГ со г*- ел —ю III II
_ _^ __ ^ см см
СО СО 00 СО 1С ~-
^ СО 1^ СЛ—- Ю 1 1 1 II
^ __*,—, ^н СЧ СМ
- СО СО со
к- сОтгсо"111 III III
С^г 00 СО 00 со СО
СМ СО т^ СО* со —Г 1 1 1 III
СО 00 со СО СМ СП СО 00 т*< ^
1 СО ^Г СО 00 —и т*< О) СМ СО~т^« О0
___« ^ _ СМ СМ СМ СО СОт^тг
СО Г^- 00 Ь-СО Ю-* СО Г"- ~ О
см см со -**< со а> со а> ,-* ю со со*
_ _ —. _* _ н СМ СМ СО СО тГ т^
0(^ 00 Г*- СО СОЮЮ Г^-Ю—4
1 см со" п*~со о> СМ ^- СЛ СОО*'*
^ _ _«_«_« СМ СМ СМ СОтГ!^
1С—•« -* а> со союю г^ ю —«
~^ см со т^юоо см г--а> со*о*,^>
^-^—. —1^^ СМ СМ СМ СО "*• т*«
СОСТ»"^ сг> ю со -* оэ г*-, ю
1*^1^00 ООСЛ-н СО СО 1^ 00 СМ П4
—4 ^ -*_ ^см см
юю
^,^_см ^ СО о СОЮЮ оою
~^ «—I смео юмл
Ь 1 1 3 со^~ о§ 1 III
5~
; N1^1м м
* 1 1'5 2 И | ! |
1 217
1 501
1 029
00 Г^- СМ
ЗЗЙ II 1 II II
о со о
со осм III ! !
00 ОСО 1 1 1
665
810
1 060
00 СО СО Ю см о';
иъ Ш <Ю ОС & ¦.. . 111 II
ю со оо о ю о III 1 1
I4- О 00 "3* СМ <М
юсо^оосгзео ||| 1||
^ЮСЗ 00«О 1 1 1 III
-*От}- с^ ос см
ООГ^О 1ССМО0 III 1 | 1
со т*« со ^ о со III 111
СО СМ ю —< со —«
СО тр СО О ю со ||| III
и. СО-^ Ю Г^-СЛ СМ ! 1 1 III
« 1—
^ СО -^ П* .11 III III
СОсОт^ 111 III III
со
аз
^ оосмо СМ 00 — ||| III
СМС0^ЮСОО5 III 111
ООтГ О О0 -* —' О) СМ СМ СО 00
^о« со а> а> —1 ^ о оосо —
со-^ю СО00 —¦« ООСМО 00 О СМ
^н —, СМ СМ 00 ;¦*" Ю
ю со —« ООьОСО СОГ^ОО СО-—»-^
ю ^ -* — -* ю а> со со г->- о о
—- СМ СО -^ Ю Г*- О СО О сОГ^СГ!
*-^ -* СМ СМ СОтГ
СОЮ 00 "^ О 00 СТ> Ь- Т1* Г4*- С7>
| СО СО О СМ СМ "^ СО —- I4- СО СМ
1смсо тг ю 1^- а> тр г- см»^а>
—чт-^ см сосо
СЛЮСО ОЮО СО СМ 00 СОЮСО
^^О! юю СМ ОСОСО Ю"^СО
СМСЧСМ СО "чГ СО елсосо —^ст>г^
^^- см смео
г^-г^-а> ост>со отр-^ оюсм
О —« СО СО 00 Г4^ г^-юсо ю ^ г^-
^ч ^^ ^^ ^_—,см союсо оо—¦¦*•
—ч—чем? -^ со о СОЮЮ ООЮ
~ »^смсо ю г^ ел

604 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
4-3. СИЛОВЫЕ КАБЕЛИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 35 кВ
Таблица 4-8
Номенклатура наиболее употребительных
силовых кабелей напряжением до 35 кВ
с бумажной пропитанной изоляцией
Характеристика
Небронированный
Небронированный в утолщен-
ной оболочке
Бронированный двумя сталь-
ными лентами, с наружным по-
кровом из кабельной пряжи
Бронированный двумя сталь-
ными лентами, покрытыми би-
тумным составом
Бронированный круглыми
стальными оцинкованными про-
волоками с наружным покро-
вом из кабельной пряжи
Скрученный из трех отдель-
но изолированных и освинцо-
ванных жил, бронированный
двумя стальными лентами, с
наружным покровом из кабель-
ной пряжи
Скрученный из трех отдельно
изолированных и освинцован-
ных жил, бронированный дву-
мя стальными лентами, по-
крытыми битумным составом
Скрученный из трех отдельно
изолированных и освинцован-
ных жил, бронированный круг-
лыми стальными оцинкован-
ными проволоками, с наруж-
ным покровом из кабельной
пряжи I
С одной (1к) или двумя 1
(2к) контрольными жилами,
бронированный двумя сталь-
ными лентами, с наружным по-
кровом из кабельной пряжи
С одной (1к) или двумя (2к)
контрольными жилами, брони-
рованный двумя стальными
лентами, покрытыми битумным
составом
То же, что кабели АСБ, СБ,
АСБГ, СБГ, АОСБ, ОСБ,
АОСБГ, ОСБГ, АСК, СК,
АОСК, ОСК, ААГ, АГ, ААБ,
АБ, ААБГ, АБГ, но с обеднен-
но-пропитанной изоляцией
Марка
в свинцовой оболочке
(ГОСТ 340-59*)
с алюминие-
выми жилами
—
АСГТ
АСБ
АСБГ
АСК
АОСБ
АОСБГ
АОСК
АСБ-1к
АСБ-2к
АСБГ-1 к
АСБГ-2к
АСБВ
АСБГВ
АОСБВ
АОСБГВ
АСКВ
АОСКВ
с медными
жилами
—
СГТ
СБ
СБГ
СК
ОСБ
ОСБГ
ОСК
СБ-1к
СБ-2к
СБГ-1к
СБГ-2к
СБВ 1
СБГВ
ОСБВ
ОСБГВ
СКВ
ОСКВ
кабелей
в алюминиевой оболочке
(ГОСТ 6515-55*)
с алюминие-
выми жилами
ААГ
—
ААБ
ААБГ
ААГВ
ААБВ
ААБГВ
1
е медными
жилами
АГ
—
АБ
АБГ
АГВ
АБВ
АБГВ

§4-3]
Силовые кабели напряжением до 35 кВ
605
Таблица 4-9
Номенклатура наиболее употребительных трехжильных
силовых кабелей с бумажной изоляцией,
пропитанной нестекающей массой
Характеристика
С бумажной изоляцией, пропитанной нестекаю-
щей на основе церезина массой, в свинцовой обо-
лочке, бронированный двумя стальными лентами,
с наружным покровом из кабельной пряжи
То же бронированный двумя стальными лен-
тами, покрытыми битумным составом
С бумажной изоляцией, пропитанной нестекаю-
щей на основе церезина массой, в свинцовой обо-
лочке, бронированный стальными лентами, с не-
горючими защитными покровами
То же бронированный круглыми стальными
оцинкованными проволоками, с наружным покро-
вом из кабельной пряжи
То же бронированный круглыми стальными
оцинкованными проволоками
То же бронированный круглыми стальными
оцинкованными проволоками, с негорючими за-
щитными покровами
Марк? кабеле?
с алюминиевыми
жилами
ЦАСБ
ЦАСБГ
ЦАСБк
ЦАСК
ЦАСКГ
ЦАСКн
1 (ТУ 16.06.311-68)
с медными жилами
ЦСБ
ЦСБГ
ЦСБн
цск
ЦСКГ
ЦСКн
Примечания: 1. Кабели изготовляются на напряжения б и 10 кВ сечением жил от 25
до 240 мм2.
2. Длительно допустимая температура жил не должна превышать 65 °С для кабелей напряже-
нием 6 кВ и 60 °С для кабелей напряжением 10 кВ.
Таблица 4-10
Номенклатура наиболее употребительных силовых кабелей
с резиновой и пластмассовой изоляцией
Характеристика
С р
Небронированный
Бронированный двумя
стальными лентами, с за-
щитным наружным сло-
ем
Бронированный двумя
стальными лентами, с
противокоррозионной за-
щитой
Марка кабелей
в свинцовой оболочке
с алюми-
ниевыми
жилами
с медными
жилами
езиновой изоля1
АСРГ
АСРБ
АСРБГ
СРГ
СРБ
СРБГ
в поливинилхлорид-
ной оболочке
с алюми-
ниевыми
1 жилами
с медными
жилами
дией (ГОСТ 433-58*
АВРГ
АВРБ
АВРБГ
ВРГ
ВРБ
ВРБГ
в резиновой негорю-
чей оболочке
с алюми-
ниевыми
| жилами
)
АНРГ
АНРБ
АНРБГ
с медными
жилами
1 НРГ
НРБ
НРБГ
С поливинилхлоридной изоляцией (ТУ МИ 010-67)
Небронированный с
изоляцией и оболочкой
из поливинилхлоридного
пластиката
АсВВ

606 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-10
Характеристика
Марка кабелей
в свинцовой оболочке
с алюми-
ниевыми
жилами
с медными
жилами
в поливинилхлорид-
ной оболочке
с алюми-
ниевыми
жилами
с медными
жилами
б резиновой негорю-
чей оболочке
с алюми-
ниевыми
жилами
с медными
жилами
С п о л и в и н и л х л о р и д ы о и изоляцией и оболочкой, специальные
(ТУ 16.06-357-69)
Бронированные с дву-
мя, тремя и четырьмя
медными жилами 1,5—
95 мм2 до 660 В
То же с алюминиевы-
ми жилами, 2,5—120 мм2
Таблица 4-11
Сечение и число жил силовых кабелей
Марка кабеля
АСГТ, СГТ
АСБ, СБ, АСБГ, СБГ
АСБВ, СБВ, АСБГВ, СБГВ
АСК, СК
АСКВ, СКВ
АОСК, ОСК
АОСБГ, ОСБГ, АОСБ, ОСБ
АОСБВ, ОСБВ, АОСБГВ,
ОСБГВ, АОСКВ, ОСКВ
АСБ-1к, СБ-1к, АСБ-2к, СБ-2к,
АСБГ-1к, СБГ-1к, АСБГ-2к,
СБГ-2к
ЦАСБ, ЦСБ, ЦАСБГ, ЦСБГ
ЦАСБН, ЦСБН
ЦАСК, ЦСК, ЦАСКГ, ЦСКГ,
ЦАСКН, ЦСКН
ААГ, АГ, ААБ, АБ, ААБГ, АБГ
ААГВ, АГВ, ААБВ, АБВ,
ААБГВ, АБГВ
АСРГ
Число
жил !
1
2
3
( 4
1
1 2
3
4
2 и 4
3
3
4
3
4
3
3
3
1
3
3
3
3
4
1
2 и 3
Сечение жилы,
ДО 1
2,5—800
2,5—150
2,5—240
4—185
4—800
2,5—150
2,5—240
1 4—185
4—500
4—120
4—150
25—240
25—120
25—150
25—120
—
120—800
—
6—120
6—95
6—120
6—95
4—240
4—185
3
6—625
4—240
6—625
4—240
6—500
С—150
25—240
25—150
—
—
—
6—95
6—95
4—500
4—70
ММ2, ПРИ 1
«
10—500
10—240
10—500
10—240
10—95
16—150
16—240
16—120
16—150
25—240
25—240
10—95
16—50
4—500
; аир я жен и и
10
16—500
16—240
16—500
16—240
16—95
16—240
—
25—150
—
25—240
25—240
I
—
—
кВ
35
70—300
—
—
г
—
70—120
70—120
—
—
I
—
—
ВБВ
АВБВ

§4-3]
Силовые кабели напряжением до 35 кВ
607
Марка кабели
СРГ
АСРБ, СРБ. АСРБГ, СРБГ
АВРГ, АНРГ
ВРГ, НРГ
АВРГ, АВРБГ, АНРБ,
АНРБГ, ВРБ, ВРБГ, НРБ,
НРБГ
АсВВ
Число
жил
1
2 и 3
2 и 3
1
2 и 3
1
2 и 3
2 и 3
1
Г
Сечение жилы,
до 1
1—240
1 — 185
4—185
4—240
4—185
1—240
1—185
4—185
1000,
1500,
1800,
2000
з
1.5—500
1,5—70
4—70
—
Тродолжение табл. 4-11
мм2, при напряжении, кВ
6
2,5—500
—
10 | Д5
—
—
—
—
—
—
—
—
Наружный диаметр и масса кабелей 1—10 кВ
в свинцовой оболочке с бумажной изоляцией
Таблица 4-12
Сечение
жилы, мм2
Наружный диаметр, мм
СГТ
СБГ
СБ
ск
Масса 1 км. кг
СГТ
СБГ
СБ
ск
Кабели до 1 кВ трехжильные
2.5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
10.9
11,8
12,8
14,6
16.9
17,8
19,9
22,5
25,5
28,9
32,9
36,5
40,1
45,1
15,4
16,3
17,3
19,9
22,0
22,9
25,0
27,6
30,6
34,1
37,8
41,4
45,0
49,9
18,4
19,3
20,3
22,9
25,0
25,^
28,0
30,6
33,6
37,1
40,8
44,4
48,0
52,9
33,8
35,9
38,5
41,5
44,9
48,9
52,5
56,1
61,1
629
726
841
1069
1431
1717
2 183
2 768
3 595
4611
5 792
7 042
8 463
10 643
782
888
1012
1381
1718
2 010
2501
3118
3 981
5 093
6 140
7 420
8 872
11 007
921
1084
1 165
1555
1904
2 208
2716
3 354
4 240
5 880
6455
7 765
9 246
11420
4 207
4 921
5 766
6860
8 253
9863
11456
13159
15 852
Кабели до 1 кВ четырехжильные
17,1
19,1
20,9
23,1
25,1
27,3
30,2
33,8
37,7
41,5
44,5
48,3
20,1
22,1
23,9
26,1
28,1
30,3
33,2
36,8
40,7
44,5
47,5
51,3
36
38,2
41.1
44,6
48,8
52,6
923
1202
1461
1831
2 331
2 788
3 590
4 666
5 828
7 011
8 418
9 775
1064
1357
1628
2 016
2530
3 003
3826
4 930
6 121
7 330
8 760
10 145 |
4 783
5 367
6 404
7 773
9 466
11011

608 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Сечение
жилы, мм2
Наружный диаметр, мм
СГТ
| СБГ | СБ |
СК
Продолжение табл. 4-12
Масса 1 км, кг
СГТ | СБГ | СБ | СК
Кабели 6 кВ трехжильные
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
21,5
23,8
24,3
26,2
28,9
32,0
35,3
38,5
42,1
1 45,1
! 49,9
26,6
28,9
29,4
31,3
34,1
36,9
40,2
43,4
46,7
1 49,9
54,5
Каб
29,6
31,9
32,4
34,3
37,1
39,9
43,2
46,4
49,7
52,9
57,5
ели 10
39,8
40,3
42,2
44,9
48,0
51,3
54,5
58,1
61,1
65,9
1781
2194
2 491
2 925
3 652
4 619
5 722
6 841
8 244
9513
11690
2119
2 559
2 861
3 318
4 133
4 961
6С89
7 235
8 428
9 877
11897
кВ трехжильные
2 349
2 806
3112
3 582
4 420
5 271
6 426
7 596
8816
10 290 ^
12 345
5 322
5 627
6 305
7 293
8 531
10 008
11401
13 185
14 722
17411
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
27,7
28,2
30,4
33,0
35,9
39,3
42,5
45,9
49,1
53,9
32,9
33,4
35,5
37,9
40,8
44,2
47,1
50,7
53,7
59,7
35,9
36,4
38,3
40,9
43,8
47,2
50,1
53,7
56,7
62,7
43,7
44,2
46,4
49,0
51,9
55,3
58,5
61,9
65,1
73,9
2 715
3 009
3 639
4 313
5 262
6325
7 658
8 981
10 374
12 618
3 182
3 483
3 968
4 663
5 635
6828
7 845
9 264
10 579
13 462
3 438
3 744
4 265
4 982
5 976
7 194
8 234
9 683
11022
13 954
6 231
6 537
7416
8 357
9 564
11 102
12 637
14122
15 975
21309
Таблица 4-13
Наружный диаметр и масса кабелей 35 кВ
Сечение
жилы, мм2
70
95
120
150
Диаметр жи-
лы по свинцо-
вой оболочке,
мм
37,5
39,3
36,8
38,5
ОСБ
Наружный
диаметр,
мм
92,0
\ 95,9
1 90,5
94,2
Масса 1 км,
кг 1
18 541
20 204
19180
20 876
ОСБГ |
Наружный
диаметр.
мм
89
92,9
87,5
91,2
Масса 1 км,
кг
17 828
19 460
18 477
20144
оск
Наружный
диаметр,
мм
106,8
110,6
105,3
Масса
1 км, кг
29 553
31655
29 966
Таблица 4-14
Наружный диаметр и масса кабелей 1 и 6 кВ с бумажной изоляцией
в алюминиевой оболочке
Сечение,
жилы, мм2
АГ, ААГ | АБГ, ААБГ | АБ, ААБ
Наружный диаметр, мм
АГ | АБГ | АБ | ААГ | ААБГ | ААБ
Масса 1 км, кг
Кабели 1 кВ (трехжильные)
6
10
16
25
35
12,2
14,0
15,9
17,0
19,1
18,4
21,0
22,9
24,0
26,1
21,4
24,0
25,9
27,0
29,1
350
502
721
943
1264
674
1 010
1282
1543
1 930
814
1 187
1447
1719
2 121
239
317
418
481
620
573
817
970
1064
1 262
733
999
1 168
1270
1433

§4-3]
Силовые кабели напряжением до 35 кВ
609
Продолжение табл. 4-14
Сечение,
жилы, мм2
АГ, ААГ | АБГ, ААБГ | АБ, ААБ
Наружный диаметр, мм
АГ
| АБГ
| АБ | ААГ | ААБГ | ААБ
Масса 1 км, кг
50
70
95
120
21,7
24,7
28,1
31,7
28,7
31,7
34,7
38,1
31,7
34,7
38,1
41,7
1 751
[ 2 467
3 140
3 935
2 545
3 232
4 067
4 954
2 760
3 456
4 324
5 235
794
1045
1343
1664
1508
1840
2 232
2 642
6
10
16
25
35
50
70
95
13,4
15,2
17.4
18,8
20,4
24,5
28,0
31,9
Кабели 1 к
20,3
22,1
24,3
25,7
27,3
31,4
34,7
38,6
Каб
23,8
25,6
27,8
29,2
30,8
34,9
38,2
42,1
ели 6
(четырехжильные)
408
578
825
1 144
1446
| 2 059
2 791
3 695
874
1 135
1449
1797
2 160
2 897
3 605
4714
1026
1300
1629
1986
2 361
3134
3 857
4 993
275
361
474
594
715
985
1291
1610
761 1
895
1078
1 229
1393
1772
2175
2 601
к В (трехжильные)
1750
2105
2 232
2 642
913
1060
1258
1418
1594
2009
2 427
2880
10
16
25
35
50
70
20,6
22,8
23,5
25,4
28,1
30,9
27,6
29,8
30,5
32,4
35,1
37,1
30,6
32,8
33,5
35,4
38,1
40,9
888
1 149
1408
1 749
2 263
2 897
1622
1 930
2211
2 602
3 140
3 908
1837
2 154
2 440
2 845
3 386
4 183
604
726
828
977
1210
1479
1285
1460
1590
1791
2 099
2 446
1518
1720
1847
2 061
2 392
2 763
Таблица 4-15
Наружный диаметр и масса кабелей с поливинилхлоридной оболочкой
на напряжение до 500 В
Сечение жи-
лы, мм2
ВРГ
ВРЬ
ВРБГ
Наружный диаметр, мм
ВРГ
ВРБ
ВРоГ
Масса 1 км, кг
Трехжильные кабели
1
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
10,7
11,3
12,2
13,1
14,1
18,6
21,8
26,5
29,1
34,4
37,8
42,6
46,0
52,3
56,9
17,9
18,5
21,4
22,1
23,1
27,6
30,8
35,5
38,1
43,4
46,8
51,6
55,0
62,5
67,1
15,9
16,5
18,4
19,1
20,1
25,7
27,8
32,5
31,1
40,1
43,8
48,6
52,0
59,5
64,1
153
177
224
297
361
597
818
1246
1595
2 252
2 924
3 829
4 666
5 916
7 171
544
584
852
945
1058
1505
1807
2413
2 858
3 718
4519
5 603
6 570
8 694
10173
451
488
728
777
881
1285
1568
2 136
2 563
3 380
4155
5 202
5142
8 204
9 647
39—' 478

610 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-15
Сечение
жилы, мм2
ВРГ | ВРБ | ВРБГ
Наружный диаметр, мм
ВРГ | ВРБ | ВРБГ
Масса 1 км, кг
Четырех жильные кабели
1
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35-
50
70
95
120
150
185
11,5
12,1
13,2
14,1
15,3
21,5
23,9
29,0
32,9
37,7
41,6
48,9
52,8
57,6
63,7
18,7
19,4
22,4
23,1
24,3
30,5
32,9
38,0
41,9
46,7
50,6
57,9
63,0
67,8
73,9
16,7
19,4
20,1
20,1
21,3
27,5
29,9
35,0
38,9
43,7
47,6
54,9
60,0
64,8
70,9
179
207
259
331
425
702
983
1 432
1864
2 543
3 338
4 572
5 457
6 703
8 136
592
644
922
1028
1 167
1 678
2 050
2 692
3 272
4 133
5 076
6 585
8 259
9 736
11 466
495
542
756
85!
980
1 443
1796
2 398
2 947
3 770
4 683
6133
7 766
9 205
10 887
Таблица 4-16
Строительная длина силовых кабелей в алюминиевой оболочке
Сечение основной
жилы, мм2
6
10
16
25
35
50
70
95
120
Строительная длин
до 1
трехжиль-
ные
700
600
500
450
400
350
300
250
225
четырех-
жнльные
650
550
500
400
350
300
225
200
.
ч кабелей, м, для напряжения, кВ
3
525
475
375
350
325
300
225
200
—
6 с изоляцией
нормально-
пропитанной
325
300
300
250
200
175
—
—
обедненло-
пропмтанкой
—
225
225
200
175
—
—
—
Примечания: 1. Строительные длины кабелей до 10 кВ с бумажной пропитанной изоля-
цией, в свинцовой оболочке (кроме кабелей марок АОСБВ, ОСБВ, АОСБГВ, ОСБГВ, АОСКЗ и
ОСКВ) сечением до 70 мм2 — не менее 300 м; сечением 95 и 120 мм2 — не менее 25С м: кабелей
АОСБВ, ОСБВ. АОСБГВ, ОСБГВ, АОСКВ и ОСКВ — не менее 100 м, остальных кабелей - не ме-
нее 200 м.
2. Строительные длины кабелей с резиновой изоляцией не менее 125 м.
4-4. КОНТРОЛЬНЫЕ КАБЕЛИ
Таблица 4-17
Номенклатура наиболее употребительных марок контрольных кабелей
Характеристика
Небронированный
Бронированный дву-
мя стальными лентами,
с защитным наружным
слоем
Изоляция
резиновая
Оболочка
свинцовая
КРСГ
КРСБ
поливинилхлоридная
КРВГ АКРВГ
КРВБ АКРВБ
найритовая
КРНГ АКРНГ
КРНБ АКРНБ

§4-4]
Контрольные кабели
611
Характеристика
Бронированный двумя
стальными лентами, с
противокоррозионной за-
щитой
Бронированный круг-
лыми стальными оцин-
кованными проволоками,
с защитным наружным
слоем
Продолжение табл. 4-17
Изоляция
резиновая
Оболочка
свинцовая
КРСБГ
КРСК
поливинилхлоридная
КРВБГ АКРВБГ
найритовая
КРНБГ АКРНБГ
Продолжение табл. 4-17
Характеристике.
Небронированный
Бронированный дву-
ля стальными лентами,
с защитным наружным
слоем
Бронированный двумя
стальными лентами, с
противокоррозионной за-
щитой
Бронированный круг-
лыми стальными оцин-
кованными проволоками,
с защитным наружным
слоем
Изоляция
поливинилхлоридная | полиэтиленовая
Оболочк а
поливинилхлоридная
КВВГ АКВВГ
КВВБ АКВВБ
КВВБГ АКВВБГ
.—.
КПВГ АКПВГ
КПВБ АКПВБ
КПВБГ АКПВБГ
—
ГОСТ
ГОСТ 1508.71
ГОСТ 1508-71
ГОСТ 1508-71
ГОСТ 1508-71
Таблица 4-18
Номенклатура контрольных кабелей с медными жилами, с бумажной пропитанной
изоляцией, в свинцовой оболочке (ГОСТ 4376-63)*
Характеристика
Марка кабелей
Бронированный двумя стальными лентами, с наружным по-
кровом из кабельной пряжи
Бронированный двумя стальными лентами, покрытыми би-
тумным составом
КСБ
КСБГ
* В настоящее время производством прекращены.

612 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-19
Сечение и число жил контрольных кабелей
Марка кабеля
КСБ, КСБГ
КРСГ, КРСБ, КРСБГ
КВВГ, КВВБ. КВВБГ, КПВГ, КПВБ,
КПВБГ, КРВГ, КРВБ
КРВБГ
КРНГ, КРНБ, КРНБГ
КРСК
АКВВГ. АКВВБ, АКВВБГ, АКПВГ,
АКПВБ, АКПВБГ
АКРВГ, АКРВБ, АКРВБГ, АКРНГ,
АКРНБ, АКРНБГ
Сечение жил,
1,5 и 2,5
4 и 6
1,0; 1,5; 2,5
4 и 6
0,75; 1,0; 1,5; 2,5
4 и 6
1,0; 1,5
2,5
4 и 6
2,5
4; 6; 10
Число жил
4; 5; 10; 14; 19; 27;
37
4; 7; 10
4; 5; 10; 14; 19; 27;
^7
4; 7; 10
4; 5; 7; 10; 14; 19; 27;
37
4; 7; 10
10; 14; 19; 27; 37
7; 10; 14; 19; 27; 37
7; 10
4; 5; 7; 10; 14; 19; 27;
37
4; 10
Таблица 4-20
Наружный диаметр и масса контрольных кабелей с бумажной изоляцией
Число
жил
, КСБ
<^
^
о
2
Ь-
X,
СО
О 2
со X
^~
КСБГ |
С1
*-
си
СЗ
**
<-
*
Й5
ах
^- 1
Число
жил
КСБ
КСБГ
^2
Сечение жилы 1,5 мм2
7
10
14
19
37
19,1
22,6
23,7
25,3
30,8
984
1372
1532
1753
2 614
16,1
19,6
20,7
22,3
27,8
Сечение жилы 2,5 мм2
5
7
10
19,4
20,3
24,1
1027
1 140
1594
16,4
17,3
21,1
845
1207
1 358
1566
2 382
885
992
I 416
14
19
37
4
7
10
4
7
10
25,4
27,4
33,7
1807
2 169
3 305
22,4
24,4
30,7
Сечение жилы 4 мм2*
19,6
22,5
26,1
1 070
1 471
I 902
16,6
19,5
23,1
Сечение жилы 6 мм2"
20,8
24,0
28,2
1 247
1 723
2 325
17,8
21,0
25,2
1619
1 965
3 053
934
1 306
1708
1094
1546
2115

§4-4?
Контрольные кабели
613
Таблица 4-21
Наружный диаметр и масса контрольных кабелей с резиновой изоляцией
Число
жил
КРВГ
н
СУ
2
се
ч!
X
<о .
Н 2
КРВБ
о.
2
со
•М
1_
и:
<я .
о 2
КРВБГ
н
а)
Е
а
* *
ч!
со .
га*
крсг
н
«и
со
^5
сз*
о .
^~
' КРСБ
н
СО
*§
со .
О 2
СО*
КРСБГ
Р
та
^2
сз .
и 2
га —
Сечение жилы 1 мм2
10,6
11,5
12,4
16,6
17,8
19,7
23,3
27,0
141
167
215
330
424
545
741
1026
18,8
19,7
20,6
25,6
26,8
28,7
32,3
36,0
547
597
671
1 049
1 187
1 372
1 691
2 101
15,8
16,7
17,6
22,6
23,8
25,7
29,3
33,0
428
443
541
885
1015
1 186
1482
1869
10,5
11,5
12,5
15,9
17,2
19,2
23,3
26,4
420
476
552
731
863
1 036
1336
1 736
18,1
19,0
20,0
23,9
25,2
27,0
30,6
33,5
805
887
990
1 392
1568
1804
2 228
2 727
15,1
16,0
17,0
20,9
22,2
24,0
27,6
30,5
Сечение жилы 1,5 мм2
11,2.
12,2
14,2
17,5
18,9
20,9
25,8
28,6
167
200
287
394
513
660
958
1 272
19,4
20,4
23,2
26,5
27,9
29,9
34,8
37,6
601
661
928
1 150
I 316
1531
1997
2 387
16,4
17,4
20,2
23,5
24,9
26,9
31,8
34,6
467
521
775
976
1 132
1334
1769
2 134
10,5
11,5
12,5
15,9
17,2
19,2
23,3
26,4
465
528
718
824
980
1 187
1 631
2112
18,7
19,7
20,7
24,9
26,2
28,2
32,3
35,4
867
958
1 077
1519
1 721
1996
2 581
3 168
15,7
16,7 |
17,7
21,9
23,2
25,2
29,3
32,4
Сечение жилы 2,5 мм2
12,1
14,2
15,3
19,1
20,6
22,8
28,2
32,4
217
289
373
519
680
885
1278
1 751
20,3
23,2
24,3
28,1
29,6
31,8
37,2
41,4
668
931
1054
I 328
1 543
1821
2 401
3016
17,3
20,2
21,3
25,1
26,6
28,8
34,2
38,4
536
778
894
1 143
1 348
1614
2 127
2 744
11,4
12,5
13,7
17,4
19,0
21,2
25,9
29,3
543
619
738
990
1203
1467
2119
2 746
19,6
20,7
32,7
26,4
28,0
30,2
34,9
38,3
972
1 078
1 359
1 713
1 990
2 332
3 142
3 876
16,6
17,7
19,7
23,4
25,0
27,2
31,9
35,3
14,3
1 16,8
21,0
319
500
698
23,3
25,8
30,0
Сечение
963
1230
1573
20,3
22,8
27,0
жиль
810
1061
1375
[ 4 мм
12,6
15,1
19,3
2
652
906
1224
20,8
24,1
28,3
1 102
1559
2 022
17,8
21,1
25,3
Сечение жилы 6 мм2
4
7
10
15,5
18,2
23,0
409
656
916
24,5
27,2
32,0
1 095
1437
1860
21,5
24,2
29,0
785
995
1 274
13,8
16,6
21,3
777
1 102
1499
22,8
25,6
30,3
1387
1807
2 365
19,8
22,5
27,3
1247
1 649
2 177

614 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Сечение и масса жил и оболочек кабелей напряжением до 1 кВ
Таблица 4-22
Сечение, мм2
3X2,5
3X4
3X6
3X10
3X16
3X25
3X35
3X50
3X70
3X95
3X120
3X150
3X185
3X240
ЗХЮ+1Х6
ЗХ16+1ХЮ
3X25+1X16
3X35+1X16
3X50+1X25
3X70+1X35
3X95+1X50
ЗХ120+1х50
Жила алю-
миниевая
Жила
медная
1
Масса 1 км
всех жил, кг
19,8
31,6
47,4
79
127
200
280
400
561
761
961
1201
1481
1921
95
153
242
322
467
654
893
1 097
65,1
104
156
260
477
659
923
1319
1846
2 505
3 162
3 953
4 875
6 325 1
312
504
798
1062
1539
2 154
2 923
3 602
Оболочка
алюминиевая
(ААГ, АГ, ААБГ,
1 АБГ)
Сечение,
мм2
—
52
60
65
80
98,5
112
126
142
56
64,5
79
88
108
123
141
170
Масса
1 км, кг
—
137
158
172
210
260
295
333
376
148
170
207
232
285
325
372
449
свинцовая
(АСГТ, СГТ)
Сечение,
мм2
47,5
51,7
57
65,5
81,5
88,5
101
119
145
177
211
246
290
325
—
—
Масса
1 км, кг
497
544
596
691
863
914
1 094
1250
1512
1829
2 25С
2 640
3 050
3 679
•~~~
—
Б. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ ПО НАГРЕВУ
И ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ ТОКА
4-5. РАСЧЕТ ДОПУСТИМЫХ
ПО НАГРЕВУ ТОКОВЫХ НАГРУЗОК
НА ПРОВОДНИКИ
Условные обозначения. В дальнейшем
приняты следующие условные обозначения:
# — температура голого проводни-
ка, °С;
Фж — температура жилы изолирован-
ного проводника, °С;
Фп — температура жилы изолирован-
ного проводника при перегруз-
ках, °С;
Фср — температура среды (воздуха,
воды, земли), в которой проло-
жены проводники вместе с их
оболочками, °С; для проводов,
прокладываемых в трубах или
коробах, — температура среды
вне труб и коробов;
т, тд, —превышение нагрева, допусти-
мое превышение нагрева, и пре-
вышение нагрева при перегруз-
ках проводника над температу-
рой среды, °С;
тс — превышение нагрева проводни-
ка в момент изменения ранее
имевшейся нагрузки, °С;
т/ — превышение нагрева проводни-
ка в произвольный момент вре-
мени после изменения нагруз-
ки, °С;
Ту — установившееся превышение на-
грева, которого достигнет про-
водник, если данная нагрузка
будет продолжаться длитель-
но, °С;
ж.ы — максимально допустимое пре-
вышение нагрева жилы при то-
ке к. з., °С;
Т —постоянная времени нагревания
проводника, мин или с;
I — время, прошедшее от момента
возникновения или изменения
нагрузки, мин или с;
е — основание натуральных лога-
рифмов, равное 2,718;
к—коэффициент, учитывающий все
виды теплопередачи: теплопро-
водность, лучеиспускание и кон-
векцию, Вт/см2-°С;

§ 4-5] Расчет допустимых по нагреву токовых нагрузок на проводники 815
Р — охлаждающая поверхность про-
водника, см2;
Я — соответственно омическое или
активное сопротивление провод-
ника, Ом;
Фл , С?к — тепло, отдаваемое поверхностью
проводника путем лучеиспуска-
ния и конвекции, Вт/см2;
е — постоянная лучеиспускания;
Р —давление воздуха, кгс/см2;
V—скорость движения воздуха,
м/с; для открытого воздуха при-
нимается у = 0,6 м/с;
/—ток нагрузки, А;
Уд—допустимая или длительно до-
пустимая нагрузка, А;
Таблица 4-23
Допустимые температуры проводников
Вид и материал проводника
Шины и голые провода:
медные
алюминиевые
стальные, непосредственно
не соединенные с аппарата-
ми
то же, непосредственно
соединенные с аппаратами
Кабели с бумажной пропитан
ной изоляцией для напряже-
ния, кВ:
до 3
6
10
20
35
Кабели и провода с резиновой
изоляцией:
обычной
теплостойкой
Провода с поливинилхлоридной
изоляцией
Длительно допу-
стимая темпера-
тура жил по нор-
мам #ж.н, °с
70
70
70
70
80
65
60
50
50
55
65*
70*
Кратковременно
допустимая тем-
пература жилы
при перегрузках
Ус
125
125
125
125
125**
100**
90**
—
—
100****
|10****
Максимально допу-
стимое превышение
нагрева жилы по нор-
мам при токах к. з.
ТЖ.М' °С
250
150
350
250
С медны-
ми жи-
лами
200
200
200
125
125
150
150***
150***
С алюми-
ниевыми
жилами
150
150
150
—
—
150
150
150
* По данным кабельной промышленности: в табл. § 4-7 нагрузки вычислены для 65 "С.
** Соответствуют данным §1-3-5 ПУЭ, 1966 г.
*** По данным кабельной промышленности для проводов с медными жилами можно принн.
мать 200 СС.
**** По данным кабельной промышленности.
II—относительный износ изоляции:
отношение скорости старения
изоляции при фактической на-
грузке к принимаемой за едини-
цу скорости старения при дли-
тельно допустимой нагрузке.
Примечание Величины, допу-
стимые или принятые для расчетов
в ПУЭ или других нормах, обозначены
дополнительным индексом «н», напри-
мер, Т>ж.н, Фср:н, Тн.
Допустимые температуры проводников
и расчетные температуры среды. Длительно
допустимое превышение нагрева проводни-
ков, °С,
Тн = т>ж.н — т>Ср.н, (4-1)
см. табл. 4-23 и 4-24.

616 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-24
Расчетные температуры среды
Продолжение табл. 4-25
Место прокладки
проводника
Открытая и защищен-
ная прокладка проводов,
кабелей и шин в воздухе
(внутри помещений)
Один кабель с бумаж-
ной изоляцией при про-
кладке непосредственно
в земле с удельным со-
противлением 120 Ом
(тепловых)
То же в земле в тру-
оах
Кабели с бумажной
изоляцией независимо от
Температура
среды по нормам
^ср.Н'°С
25
15
25
15
их числа при прокладке
непосредственно в воде
Длительно допустимый ток неизолиро-
ванного проводника может быть определен
по формуле, А,
,,= уШК=-^ШШЕ. „2)
Отдача тепла лучеиспусканием опреде-
ляется выражением, Вт/см2,
(4-3)
[д юоо / \ юоо ; .|
Значения к и е даны в табл. 4-25 и
4-26.
Отдача тепла свободной конвекцией
(?к для горизонтальных круглых проводни-
ков диаметром а,= \~8 см при т = 20-т-
100 °С определяются выражением, Вт/см2,
С),=3,5-10-4( — \ (О-вср)1'^ (4-4)
тс же, но для установленных на ребро по-
лос, Вт/см2
<3к = 1,5- 10-4(Ф - ОсР)!'35. (4-5)
Таблица 4-25
Коэффициент теплоотдачи к, Вт/см2-°С-Ю-3
Горизонтальные стерж-
диаметром 1—6 см,
поверхность окислена (из
меди)
В воздухе
0,85—1,3
В мас-
ле
Плоские шины разме-
ром 100X6 и 76X3 мм,
поставленные на ребро,
поверхность окислена (из
меди)
Поверхность обмотки с
бумажной изоляцией
В воздухе
0,6—0,9
1,0—1,25
В мас-
ле
2,5—
3,6
Таблица 4-26
Постоянная лучеиспускания 8
Род поверхн
Алюминий полированный
Медь полированная
Медь окисленная
Сталь полированная
Сталь матовая окисленная
Асбестовая бумага, зеленая и
серая краска, сажа
Черная глянцевитая краска
Абсолютно черное тело
0,08
0,15
0,5—0,6
0,26
0,88
0,95
0,9
1,0
Отдача тепла при вынужденной кон-
векции (искусственная вентиляция или на
открытом воздухе) составляет, Вт/см2:
/
Ш
•ю-ча-вср). (4-6)
Для изолированных проводников допу-
стимая нагрузка может быть определена
расчетом по тем же формулам, но с допол-
нительным учетом тепловых сопротивлений
слоев изоляции и передачи тепла от одной
поверхности к другой. Практически поль-
зуются формулами, полученными в резуль-
тате обработки лабораторных исследо-
ваний.
Превышение нагрева проводника в пе-
реходном режиме в произвольный момент
времени после возникновения, увеличения,
уменьшения или отключения нагрузки пред-
ставлено кривыми рис. 4-1 и может быть
определено выражением, °С,
;=ту \! —
+ т0е
(4-7)
Это выражение упрощается в частных
случаях; при отсутствии первоначального
превышения нагрева т0 = 0 и (4-7) имеет
вид:
Т/=тД1 — е т)%
(4-8)

§ 4-5] Расчет допустимых по нагреву токовых нагрузок на проводники 617
•С
[Г
3?
/
/ /
1 ¦¦ г
л.
/ ч
1
*^~
А
'
ч-г
** ^ щ
Г^=
явгш1
*
где То—превышение нагрева проводника
при ^ = 0, как это представлено на рис. 4-3.
т гт зт чт 5Т
а)
го
[г
1
к
\
\
>
/
/
1
<г"
>>
ГГ
» ^
*
О Т 2Т ЗТ ЧТ 5Т
б)
Рис. 4-1. Изменение превышения нагрева
проводника от величины т0, соответствую-
щей ранее имевшейся нагрузке /0, до вели-
чины ту, соответствующей новой нагрузке /.
а — увеличение превышения нагрева при />/оТ
б — снижение превышения нагрева при /</и;
1 — кривая по рис. 4-2, т. е. при т0=^0; 2 — кривая
по рис. 4-3, т. е. при ту-*-0; 3 — суммарная кривая
по уравнению (4-7); ее ординаты равны сум?:е
ординат кривых / и 2.
что соответствует рис. 4-2; для охлажде-
ния проводника с момента выключения то-
ка и прекращения выделения нового тепла
ту = 0 и (4-7) принимает вид:
Т/ --- т0 с
(4-9)
/а
1 / *У
1 7*1
V «^1
»
'
^**/
со
СгГ
^
^^"^"1
сг>
сэ4
¦
р—
«О
1 _
А
.
О*
<5Г
1
.
*
!-*»•
о
2Т
ЗТ ЧТ 5Т
Рис. 4-2. Изменение превышения нагрева
проводника от нуля до установившейся ве-
личины при неизменной нагрузке.
*С<1 т Момент отключения нагрузки.
ч
0
( Т
< 5 .
53!
^о о,
к ,«»г
\ V*
^ \
1 с?» \Г
0 к
V Г ;
со
СО
ОТ
ч^чЛ^
10 О)
СЭ
1 |
<^>
2Т \ЗТ '
т
>Дт
5Г
Рис. 4-3. Изменение превышения нагрева
проводника после отключения нагрузки.
На основании (4-2) при известных /н
и тп превышение нагрева т при другом то-
ке / для данного проводника определяется
выражением
т = тн (
При длительности
можно принимать:
Значения
в табл. 4-27,
Величинь
г
~~т~
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
1
Т
0,905
0,820
0,742
0,671
0,607
0,550
0,497
0,450
0,407
0,368
Примеч
значений "7Г
быть найдены
Х!>ЛТ =
е~Т
X)
(4-10)
нагрева г^ (3— 1) Г
= ТУ
1 —
а величины Т
/
т
1 С И
1— е
1
значениях —
1
1-е"~~
0,095
0,180
0,258
0,329
0,393
0,450
0,503
0,550
0,593
0,632
а н и е. Л
:оответствз
ннтерполяг
1
т
1.1
1,2
1,3
1,4
1,5
2,0
2,5
3,0
4,0
5,0
[ля пр
гющие
1ией.
(4-11)
~" т
? даны в
— в табл. 4-28
Таблица 4-27
1
при разнм.
1
е~~
0,333
0,300
0,273
0,243
0,224
0,136
0,082
0,050
0,018
0,006
/
\-~Т
0,667
0,709
0,727
0,752
0,776
0,864
0,918
0,950
0,982
0,994
эмежуточны.
величины могут

6!8 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Когда температура среды отличается от
принятой для вычисления нагрузок в нор-
мах,
Ч^СР =7^ Фср.Н,
допустимый ток /д может быть определен
выражением
/ I / ж-н — Фср
г "ж.н иср.н
Допустимые нагрузки при повторно-
кратковременном режиме работы (ПКР)
с общей продолжительностью цикла до
10 мин и продолжительностью рабочего пе-
риода не более 4 мин при разной продол-
жительности включения (ПВ в долях еди-
ницы) могут быть определены выражением
: 'н ^ср•
(4-12)
и
УпВ1=1пУпВ%=---= /д„, (4-13)
где /н принимается
#сР — по табл. 4-29.
по табл. 4-31—4-48;
'Д1
где /д1, /д2 — нагрузки,
ПКР с ПВи ПВ2.
дн.
допустимые при
Таблица 4-28
Постоянная времени нагревания проводов и кабелей с медныии жилами 7, мин
Сечение
жил, мм2
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
Провода односильные с резиновой изоляцией при прокладке
открыто
на опорах
2,4
3,0
4,2
5,6
7,2
9,0
12,0
15,0
18,4
21,4
24,4
—
—
в одной трубе
двух проводов
2,5
4,0
6,75
9,3
13,0
15,7
19,0
22,0
26,3
29,5
33,5
—
—
тпех проводов
3,0
4,75
7 5
11,0
15,7
19,5
23,5
27,5
32,0
35,8
41,0
—
четырех про-
водов
4,0
6,25
9,5
13,7
19,5
24,0
28,3
33,0
37,5
42,0
47,0
—
—
Грехжиль?1ые бронированные
кабели с бумажной изоля-
цией 1—3 кБ при прокладка
6,0
7,2
3,4
10,8
12,0
14,4
18,0
21,6
26,4
30,0
34,7
40,0
45,0
в воздухе
18,0
19,1
20,6
21,6
26,4
28,8
32,4
37,2
43,0
48,0
53,0
60,0
90,0
Примечание. Для проводов и кабелей с алюминиевыми жилами, одинаковых по сечению
жил, конструкции изоляции, защитным покровам и способу прокладки с проводами и кабелями
с медными жилами постоянная времени нагревания может быть принята по табл. 4-23 с умножением
табличных значений на коэффициенты:
Голые
Изолир
Кабели
провода
.
ованные провода
0,7
Прибл
г13Ительно 0,85
Приблизитгльн
о 09
Таблица 4-29
Поправочные коэффициенты /гс'р на температуры земли и воздуха для таковых
Расчетная
температура
(табл. 4-23
и 4-24), °С
среды
15
25
25
15
25
15
25
15
25
15
25
жилы
80
80
70
65
65
60
60
55
55
50
50
нагрузок на кабел*
—5
1,14
1,24
1,29
1,18
1,32
1,20
1 36
1,22
1,41
1,25
1,48
I, голые и изолированные провода
6„ при фактической температуре среды. °С
*-Р
1.И
1,20
1,24
1,14
1,27
! 1.15
1,31
1.17
1,35
! 1,20
1.41
5
1,С8
1.17
1,20
1,10
1,22
1.12
1,25
1.12
1,29
1,14
1,34
10
1,04
1,13
1,15
1,05
1.17
1,06
1,20
1,07
1,23
1,07
1,26
15
1,0
1,09
1,11
1,00
1,12
1,00
1,13
1,00
1,15
1,00
1,18
20
0,96
1,04
1,05
0,95
1,06
0,94
1,07
0,93
1,08
0,93
1,09
25
0,92
1,00
1,00
0,89
1,00
0,88
1,00
0,86
1,00
0,84
1,00
30
0,88
0,95
0,94
0,84
0,94
0,82
0,93
0,79
0,91
0,76
0,89
и шины
0,83
0,90
0,88
0,77
0,87
0,75
0,85
0,73
0,82
0,66
0,78
40
0,78
0,85
0,81
0,71
0,79
0,67
0,76
0,61
0,71
0,54
0,63
45
0,73
0,80
0,74
0,63
0,71
0,57
0,66
0,50
0,58
0,37
0,45
50
0,68
0,74
0,67
0,55
0,61
0,47
0.54
0,36
0,41
—
—

§ 4-61 Условия, принятые при расчете допустимых длительных токовых нагрузок 619
Для запаса и учета возможного влия-
ния различных значений Т проводников и
электроприемпиков ПКР ПУЭ рекомендуют
принимать для медных проводников сече-
нием 10 мм2 и более и алюминиевых сече-
нием 16 мм2 и более:
0,875
Л-2~УЩТ ял' (4-14)
Для медных проводников сечением до
6 мм2 включительно и алюминиевых до
10 мм2 включительно ввиду их относитель-
но малой тепловой инерции (Т мало)
/д1,2 = /д.н. (4-15)
.П.В аварийном режиме кратковременно
допустимая перегрузка кабелей 10 кВ и
ниже согласно ПУЭ может приниматься
равной до 130% на время максимума в те-
чение 5 суток, если в нормальном длитель-
ном режиме их нагрузка не превышает
80%.
Допустимые кратковременные пики на-
грузок в общем случае при переменном
графике нагрузки могут быть определены
расчетом из следующего условия.
Температура проводника при перегруз-
ке Оп=тп-|-Оср на любом участке ступен-
чатого графика не должна превышать зна-
чений, указанных в табл. 4-23 [тп опреде-
ляется по (4-10) или (4-7)] и, кроме того,
суммарный относительный износ изоляции
за любой отрезок времени I (цикл нагруз-
ки, смена, месяц, год)» включающий пере-
грузки и недогрузки проводника, не должен
быть больше износа за то же время при
длительно допустимой нагрузке по нормам,
принимаемого равным единице;
#1*1 +#2*2+ +#п*„ « 1, (4-16)
где И и И2, -.., Ип—относительный износ
изоляции, соответствующий нагрузке (пе-
регрузка, недогрузка):
И19И*,...,Ип = 2Р"-*™):* =
= 2(тп-тж.н):8 (4-17)
а *1, *2> —, *« — промежутки времени дейст-
вия нагрузки, выраженные в долях I.
4-6. УСЛОВИЯ. ПРИНЯТЫЕ
ПРИ РАСЧЕТА ДОПУСТИМЫХ
ДЛИТЕЛЬНЫХ ТОКОВЫХ НАГРУЗОК
В ТАБЛИЦАХ ПУЭ1, ГЛ. 1-3
Приведенные в табл. 4-31—4-47 дан-
ные допустимых длительных токовых на-
грузок определены из условий:
а) длительно допустимых температур
проводников и расчетных температур сре-
ды по данным табл. 4-23 и 4-24; для дру-
гих температур среды допустимые дли-
тельные токовые нагрузки могут опреде-
ляться из тех же таблиц путем умножения
на коэффициенты из табл. 4-29;
1 Нагрузка на кабели в блоках дана в § 4-10.
б) глубины прокладки в траншеях 0,7—
1,0 м не более одного кабеля при удель-
ном сопротивлении земли 120 Ом (тепло-
вых); при большем числе кабелей эти на-
грузки следует умножать на коэффициен-
ты из табл. 4-30;
Таблица 4-30
Поправочные коэффициенты на число
работающих кабелей, лежащих рядом
в земле (в трубах и без труб)
Расстоя-
ние в свету
между
кабелями,
мм
100
200
300
Коэффициент при числе кабелей
1
1,00
1,00
1,00
2
0,90
0,92
0,93
3
0,85
0,87
0,90
4
0,80
0,84
0,87
5
0,78
0,82
0,86
6
0,75
0,81
0,85
Примечание. Расстояние в свету менее
100 мм не рекомендуется.
в) расстояний в свету между кабелями,
проложенными в воздухе внутри и вне зда-
ний и в туннелях, не менее 35 мм, а в ка-
налах — не менее 50 мм при любом числе
кабелей;
г) прокладки в воде любого количест-
ва кабелей независимо от расстояния меж-
ду ними;
д) вертикального расположения шип
прямоугольного сечения; при горизонталь-
ном расположении указанные в таблицах
нагрузки должны быть уменьшены для
шин с шириной полос до 60 мм — на 5%;
более 60 мм — на 8%.
Рабочие нулевые и нейтральные про-
водники систем трехфазного и постоянного
тока должны иметь пропускную способ-
ность не менее наибольшей возможной
длительной нагрузки.
Для одиночных кабелей, прокладывае-
мых в трубах в земле без искусственной
вентиляции, нагрузки должны приниматься
как для тех же кабелей, прокладываемых
в воздухе. При прокладке в одной траншее
нескольких труб должны быть учтены ко-
эффициенты табл. 4-30. Сечение кабеля
должно выбираться по данным участка
с наихудшими услозиями охлаждения, ес-
ли длина его более 10 м. Для длинных ли-
ний рекомендуется применять на таких уча-
стках кгбельные вставки необходимого
большого сечения, не повышая сечение ка-
беля по всей линии.
Длительно допустимые нагрузки для
маслонаполненных кабелей — см. § 3-3
Справочника.
При определении допустимых нагрузок
на провода, проложенные в трубах, число
нх в одной трубе должно определяться без
учета резервных, нормально не включен-
ных проводников, а также нулевых и ней-
тральных проводников четырехпроводнон
системы трехфазного тока и трехпровод-
ной системы постоянного тока. При числе

520 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
проводов в одной трубе более четырех
в случаях, когда все проводники могут од-
новременно и длительно нагружаться наи-
большим длительно допустимым для них
током, следует нагрузки для пяти и шести
проводов в трубе принимать такими же,
как для четырех проводов, а для семи,
восьми и девяти проводов — примерно на
12% меньше, чем для четырех проводов.
Наибольшие длительно допустимые на-
грузки для проводов и кабелей при одина-
ковых изоляции, геометрическом сечении и
периметре следует принимать для провод-
ников с медными жилами — равными 130%
нагрузок для соответствующих алюминие-
вых проводников.
4-7. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ
ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ НА ПРОВОДА
И КАБЕЛИ С РЕЗИНОВОЙ
И ПОЛИВИНИЛХЛОРИДНОЙ
ИЗОЛЯЦИЕЙ
Таблица 4-31
Провода с алюминиевыми жилами,
с резиновой и поливинилхлоридной
изоляцией
а
3
О)
о
и
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
300
400
Нагрузка, А
с о
о.
к =
24
32
39
55
80
105
130
165
210
255
295
340
390
465
535
645
Провода, проложенные
в одной трубе
§1
а * *
М О Л
е( а =
20
28
36
50
60
85
КО
140
175
215
245
275
*2
с =
- к х
19
28
32
47
60
80
95
130
165
200
220
255
ш
19
23
30
39
55
70
85
120
140
175
200
3
- * •*
О =3 Ж
19
25
31
42
62
77
96
123
150
188
226
_ > 3
~ ^ ^
О Н *
16
21
26
38
54
66
77
104
134
165
192
Таблица 4-32
Кабели с алюминиевыми жилами
резиновой или пластмассовой изоляцией
в езинцовой, поливинилхлоридной
или негорючей резиновой оболочке,
бронированные и небронированные
Сечение
жилы,
мм2
Нагрузка, А, при прокладке кабелей
одно-
жиль-
ных
в воз-
духе
двухжиль-
ных
в воз-
духе
в зем-
ле
трехжиль-
ных
в воз-
духе
зем-
ле
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
23
31
38
60
75
105
130
165
210
250
295
340
395
465
21
29
38
55
70
90
105
135
165
200
230
270
310
—
34
42
55
80
105
135
160
205
245
295
340
390
440
—
19
27
32
42
60
75
90
110
140
170
200
235
270
—
29
^38
"> 46
70
90
115
140
175
210
255
295
335
385
—
Таблица 4-33
Кабели переносные шланговые, кабели
шахтные гибкие шланговые, прожекторные
и провода переносные с медными жилами
Сечение
жилы ,
м 2
0,5
0,75
1,0
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
Нагрузка, А, кабелей и проводов
с заземляющей жилой или без нее
одно-
жиль-
ные
40
50
65
90
120
160
190
235
290
двух-
жиль-
ные
12
16
18
23
33
43
55
75
95
125
150
185
235
трех-
жиль-
ные
14
16
20
28
36
45
60
80
105
130
160
200

§ 4-8] Допустимые длительные нагрузки на кабели с бумажной изоляцией 621
Таблица 4-34
Кабели переносные шланговые с резиновой
изоляцией и медными жилами
Сечение
жилы,
мм2
Нагрузка, А, для кабелей
заземляющей жилой или без
нее при напряжении, кВ
0,5
Кабели для торфопредприятий
6
10
16
25
^•35
50
70
44
60
80
100
125
155
190
45
60
80
105
125
155
195
47
65
85
105
130
160
Кабели для передвижных
электроприемников
16
25
35
50
70
95
120
150
г —
—
—
—
—
—
[ 85
115
140
175
215
260
305
345
1 90
120
145
180
220
265
310
350
Сечение
жилы, мм2
35
50
70
95
120
150
185
240
300
403
500
625
800
Пр
ДО
II
одолжение табл.
Нагру
при
1
3
Максим
80
155
190
235
275
320
360
405
470
555
675
785
910
1 080
лка1. А, на кабели
напряжении.
доЗ | 6
кВ
ю
трехжильные
ально допустимая
температура жил.
80
115
140
175
210
245
290
—
—
80
95
120
155
190
220
255
290
330
—
65
85
ПО
135
165
190
225
250
290
—
'С
60
80
105
130
155
185
210
235
270
4-35
1
» и
х Ъ
а» =
3 с;
Ы»
95
110
140
165
200
230
260
—
—
1 Указанные нагрузки на одножильные кабс-лч
допустимы только при постоянном токе.
4-8. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ
ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ НА КАБЕЛИ
С БУМАЖНОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
Таблица 4-35
Кабели с алюминиевыми жилами
с бумажной изоляцией, пропитанной
маслоканифольной нестекающей массой,
в свинцовой или алюминиевой оболочке,
прокладываемые в воздухе
Сечение
жилы, мм2
2,5
4
6
10
16
25
Нагрузка1, А, на кабели
при напряжении, кВ
до 1
А
о т;
й
я "
до 3 | 6 | 10
треху
Максимально допустимая
температура жил, °С
80
31
42
55
75
90
125
80 | 80
23
31
42
55
75
100
22
29
35
46
60
80
6о | 60
—
—
42
50
70
—
—
—
46
65
1
четырех-
жильные
80
27
35
45
60
75
Таблица 4-36
Кабели с алюминиевыми жилами
с бумажной изоляцией, пропитанной
маслоканифольной нестекающей массой,
в свинцовой или алюминиевой оболочке,
прокладываемые в земле
Сечение
жилы, мм2
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
Нагрузка1, А, на кабели
при напряжении, кВ
до 1
<у
Л
о ^
пСЗ
о ^
о
3
Ж
ДО 3 | 6 | 10
трехжильные
Максимально допустимая
температура жил, °С
80 | 80 | 80 | 65 | 60
45
60
80
ПО
135
180
220
275
340
35
46
60
80
ПО
140
175
210
250
31
42
55
75
90
125
145
180
220
—
—
60
80
105
125
155
190
—
—
—
75
90
115
140
165
1
• о
х з
о. 2
з ^
«и с:
э* ?;
80
38
46
65
90
115
135
165
200

622 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Сечение
жилы мм2
95
120
150
185
240
300
400
500
625
800
Пр
одолжение табл.
4-36
Нагрузка1, А, я* кабел*
при напряжении, кВ
до 1
О) 1
3
11
до 3 | 6 | 10
трехжильные
1
х Я
е-5
3 ч
ь Ь
Максимально допустимая
температура жил, °С
80
400
460
520
580
675
770
940
1 080
1 170
1310
80
290
335
385
—
—
—
—
80 | 65 | 60
260
300
335
1 380
440
—
225
260
300
340
390
—
205
240
275
310
355
—
—
80
240
270
305
345
—
—
—
1 Указанные нагрузки на одножильные кабели
допустимы только при постоянном токе.
Таблица 4-37
Кабели с алюминиевыми жилами
с бумажной изоляцией, пропитанной
маслоканифольной нестекающей массой,
в свинцовой оболочке,
прокладываемые в воде
Сечение
жилы,
мм2
16
25
35
Нагрузка, А, на кабели
при напряжении, кВ
до 3 | 6 | 10
трехжидьны
[ ДО 1
четырех-
жильные
Максимально допустимая
температура жил, °С
80 | *65
160
190
105
130
160
60
90
115
140
80
150
175
Сечение
жилы
мм-
Продолжение т г
б л. 4-37
Нагрузка, А, на кабели
при напряжении, кВ
до 3 | 6 | 10 | до 1
трехжильные
четырех -
жильные
Максимально допустимая
температура жил, °С
50
70
95
120
150
185
240
80
235
290
340
390
435
475
550
65
195
240
290
330
385
420
480
60
170
210
260
305
345
390
450
80
220
270
315
360
—
—
—
Таблица 4-38
Кабели 6 кВ трехжильные с алюминиевыми
жилами с обедненно-пропитанной изоляцией
в общей свинцовой оболочке1
Сечение
жилы,
мм2
16
25
38
50
70
95
120
150
Нагрузха, А, на кабели,
проложенные
в земле | в воздухе ] в воде
70
90
ПО
140
170
205
240
275
50
70
85
ПО
130
160
190
225
75
ПО
135
170
210
260
295
345
1 Максимально допустимая температура жил
кабелей +65 °С. Для кабелей 1 и 3 кВ с обеднен-
но-пропитанной изоляцией, а также для кабелей
1 кВ с битуминированной изоляцией допустимы
такие же нагрузки, как для кабелей с нормально-
пропитанной изоляцией.

§ 4-8] Допустимые длительные нагрузки на кабели с бумажной изоляцией 623
Таблица 4-39
Кабели с отдельно освинцованными алюминиевыми жилами с обедненно-пропитанной
изоляцией1
Сечение
жилы,
мм2
16
25
35
50
70
95
120
150
Нагрузка, А. на кабели трехжильные при напряжении,
6
1
кВ
35
Прокладка кабелей
в земле
70
95
120
НО
175
210
240
275 |
в воздухе в воде
60
80
95
115
145
175
205
240
90
120
150
175
215
260
295
345
в земле
85
100
125
155
190
225
260
в воздухе
75
90
110
140
170
195
225
в воде
ПО
130
160
195
230
275
310
в земле
—
—
—
150
180
210
240
в воздухе
—
—
—
160
195
225
—
в воде
—
—
—
ПО
140
160
175
1 Максимально допустимая температура жил для 6 кЗ 65 °С, для 10 кВ 60 "С и для 35 кВ 50 ЭС.
Таблица 4-40
Кабели одножильные с алюминиевой жилой с бумажной пропитанной изоляцией
небронированные, прокладываемые в воздухе
Сечение
жилы,
мм2
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
Нагрузка1, А, на кабели
напряжением, кВ
до 3 | 6 | 10 | 20
Максимально допустимая
температура жил, °С
80 | 65 | 60
27
38
46
65
90
110
130
165
200
235
—
—
60
85
105
120
155
185
215
—
—
—
70
95
ПО
145
175
205
50 |
__
—
—
—
—-
80
95
120
140
170
35
50
—
—
—
—
—
—
—
140
165
Сечение
жилы,
мм2
120
150
185
! 240
300
400
500
625
800
Нагрузка1, А, на кабели
напряжением, кВ
до 3
6 | 10 | 20
Максимально допустимая
температура жил, °С
80
255
275
295
335
355
375
390
405
425
65 | 60
230
250
27С
305
325
340
355
—
—
220
240
260
290
310
325
340
—
—
50
190
210
225
245
270
285
—
—
—
35
50
185
205
220
245
260
—
—
—
—
1 Указанные нагрузки допустимы при пере- рядом лежащих кабелей равно трем и расстояние
менном токе, если свинцовые оболочки соединены между кабелями в свету равно не более 125 и не
между собой и заземлены на обоих концах, число менее 35 мм.

4-9. ДОПУСТИМЫЕ ДЛИТЕЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ НАГРУЗКИ НА ГОЛЫЕ ШИНЫ
Таблица 4-41
Шины круглого и трубчатого сечений
Шивь* круглые
Диаметр, мм '
6
7
8
10
12
14
15
16
18
19
20
21
22
25
27
28
30
35
Нагрузка при переменном и постоянном
токе1, А
Медные
155
195
235
320
415
505
565
610/615
720/725
780/785
835/840
900/905
955/965
1 140/1 165
1270/1290
1 325/1 360
1 450/1 490
1 770/1 865
Ал юм
120
150
180
245
320
390
435
475
560
605/610
650/655
695/700
740/745
885/900
980/1 000
1 025/1 050
1 120/1 155
1 370/1 450
Трубы стальные
Диаметр
нутренний дюйм
хи
8/8
V,
8/4
1
IV,
IV,
2
2У,
3
4
5
6
трубы
наружный, мм
13,5
17,0
21,35
26,75
33,50
42,45
48,00
60,00
75,50
88,50
114
137
164
Нагрузк. при перемен А
без продольного
разреза трубы
75
90
113
145
180
22)
255
320
390
455
670
800
900
с продольным
разрезом трубы
—
—
—
—
—
—
—
—
—
770
890
1000
1 В числителе указана токовая нагрузка при переменном токе, в знаменателе — при постоянном токе.
Примечание. Нагрузки на алюминиевые трубы, а также голые провода приведены в гл. Г разд. 3 настоящего тома Справочника.

Таблица 1-42
Шины прямоугольного сечения
Раз-
меры,
мм
15X3
20X3
25X3
30X4
40X4 1
40X5
50X5
50X6
60X6
80X6
100X6
60X8
80X8
100X8
120X8
60X10
80X10
100X10
120X10
Медные 1 Алюминиевые 1
Нагрузка при числе полос на полюс или фазу, А1 1
1 | 2 |
210
275
340
475
625
700/705
860/870
955/960
1 125/1 145
1 480/1 510
1810/1875
1 320/1 345
1 690/1 755
2 080/2180
2 400/2 600
1 475/1 525
1 900/1 990
2 310/2 470
2 650/2 950
—
—/1 090
—/1 250
-/1525
—/1 700
1 740/1 990
2 110/2 630
2 470/3 245
2160/2 485
2 620/3 095
3 060/3 810
! 3 400/4 400
2 560/2 725
3 100/3 510
3 610/4 325
4 100/5 000
3 | 4 | 1 | 2 | 3 | А |
—
-/1 895
-/2 145
2 240/2 495
2 720/3 220
3170/3 940
2 790/3 020
3 370/3 850
3 930/4 690
1 4 340/5 600
3 300/3 530
3 990/4 450
4 650/5 385
| 5 200/6 250
—
—
—
—
5 300/7 250
5 900/8 350
165
215
265
365/370
480
540/545
665/670
740/745
870/880
1 150/1 170
1 425/1 455
1 025/1 040
1 320/1 355
1 625/1 690
1 900/2 040
1 155/1 180
1 480/1 540
1 820/1 910
1 2 070/2 300
—
-/855
-/965
-/1 180
-/1 315
1 350/1 555
1 630/2 055
1 935/2 515
1 680/1840
2 040/2 400
2 390/2 945
2 650/3 350
2010/2 110
2 410/2 735
2 860/3 350
3 200/3 900
—
-/1 470
—/1 655
1 720/1 940
2 100/2 460
2 500/3 040
2 180/2 330
2 620/2 975
3 050/3 620
3 380/4 250
2 650/2 720
3100/3 440
3 650/4 160
4 100/4 860
—
—
—
—
4 150/5 650
4 650/6 500
Стальные
Раз-
меры,
мм
16X2,5
20X2,5
25X2,5
20X3
25X3
30X3
40X3
50X3
60X3
70X3
75X3
1 80X3
90X3
100X3
20X4
22X4
25X4
30X4
40X4
Нагруз-
ка, 'А1
55/70
60/90
75/110
65/100
80/120
95/140
125/190
155/230
185/280
215/320
230/345
245/365
275/410
305/460
70/115
75/125
85/140
100/165!
130/220
Раз-
меры,
мм
50X4
60X4
70X4
80X4
90X4
100X4
—
—
—
Нагруз-
ка, А1
165/270
195/325
225/375
260/430
290/480
325/535
| —
—
1 В числителе указана токовая нагрузка при переменном токе, в знаменателе — при постоянном токе.

626 Общие вопросы проектирования электрических сетей Г Разд. 4
Таблица 4-43
Четырехполосные шины с расположением полос по сторонам
квадрата («полый пакет»)
н
80
80
100
100
120
ь
8
10
8
10
10
Нг
140
144
160
164
184
И
157
160
185
188
216
Сечение шнны
(четырех -
полосной),
мм2
2 560
3 200
3 200
4 000
4 800
Нагрузка, А
Шины
медные
5 750
6 400
7 000
7 700
9 050
алюми-
ниевые
4 550
5100
5 550
5 200
7 300
Шины коробчатого сечения из алюминия
Таблица 4-44
П
Сечение одной
шины (см. табл. 4-4),
мм2
695
775
1010
1370
1785
Нагрузка, А
|
2 670
2 820
3 500
4 640
! 5 650
Сечение одной
шины (см. табл. 4-4),
мм2
2 440
3 485
4 040
4 880
5 450
Нагрузка. А
6430
7 550
8 830
10 300
10 800
4-10. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ДОПУСТИМЫХ ДЛИТЕЛЬНЫХ
ТОКОВЫХ НАГРУЗОК НА КАБЕЛИ,
ПРОКЛАДЫВАЕМЫЕ В БЛОКАХ
В табл. 4-45 приведены допустимые
длительные нагрузки для трехжильного ка-
беля 10 кВ с медными жилами 3X95 мм2
в зависимости от номера канала блока,
в котором он проложен, и при условии, что
все остальные каналы блока, которые
в таблице обозначены цифрами, также за-
полнены кабелями, одновременно несущи-
ми полную нагрузку.
Для других значений сечения кабеля,
напряжения и загрузки блока допустимую
длительную нагрузку следует определять
по выражению
1д = аЬса'10, (4-18)
где /0 — ток, определяемый по табл. 4-45;
а — коэффициент из табл. 4-46; Ь — коэф-
фициент, учитывающий напряжение кабеля
и равный:
10 кВ 1
6 кВ * 1,05
3 кВ и метсе 1,09
с — коэффициент, учитывающий среднесу-
точную загрузку 'блока 5Ср-сут/5пом, где
5Ср-.сут — сумма среднесуточных мощно-
стей, передаваемых кабелями блока;
5Ном — сумма мощностей, передаваемых
теми же кабелями при их длительной допу-
стимой нагрузке, и равный:
^\*р'сут' ^ном
0,85
0,7
1,07
1,16
й — поправочный коэффициент, учитываю-
щий расстояние А между двумя параллель-
ными блоками одинаковой конфигурации:
А м
Л..М
д
0,5
0,85
2,5
0,95
1
0,89
3
0,96
1,5
0,91
2
0,93
Продолжение
Более 3
1,0
Для кабелей с алюминиевыми жилами
допустимые длительные нагрузки прини-
маются равными 0,77/д по (4-18).

§ 4-10] Особенности расчета допустимых токовых нагрузок на кабели в блоках 627
Таблица 4-45
Допустимые длительные токовые нагрузки /0 для трехжильного кабеля
с медными жилами 3X95 мм2, 10 кВ в зависимости от номера канала блока,
в котором он проложен, если другие кабели того же блока нагружены на 100%
^
Конфигурация блокад
Ш
Д
Ш
2
ЛГ
\2
3
3
3\
з\
3\3
зЬ
Ь*1 I I I 1а
2 2
2 2
2 2
2 2
2ТТ2
2112
<М
1=150
Ш
2\2
1X5
з\з
2\г
\з\з\
12121
г\з\2
з\ \з
з\\з
г\\2
г
1
з_
1
3
2
2
3
т
У
г
2\2
3\3
У|У
3\3
2\2
2\з\г
зГТз
2\3\2
\г
г
к
2
2
2
2
2
г
?
2
?!
ЕГ
2\з\г
1Щз
г\з\2
\Ш
212
Щ
з]з
Ш.
Щ
з\з
212
\Ш
2\3\3\3\2
3 \3
3\\ \3
3 \ \ \ \з
2\з\з\з\г
2\3\3 2
з\ л
21Ш12
2
Л
Л
3
3
ы
3
3
ы
3
ы
2
3
3
3
3
з\ \з
з\ з
з\ 3
2\3\3\2
2
3
3
3
3
2
3
3
2
3
3\
з\
з\
?А
2 5 2
зГТз
3\ \3
зТТз
2\3\2
2 3 3 2
3\ \3
3\ \3
г\з\з\2
2Щ2
Ш\з
зЩз
Ш
2
¦к
3
з
3
г
3
и
ч
3
з\г\
ч\з
\з
\з
Ч\3
з[г
2\3\2
2 3 5 2
3 У\У\3
3\ \3
з\утз
г\з\з\2
2\3\2
зЩз
зТуТз
зЫз
21312
\2\3
№
'3\*
2\3
2
3!
*|
2}
г\з\з\г
зЫч\з
з\чЩз
2\3\2
з\ч\з
ТПз
зГТз
ЩЦз
з\ \з
^|V^з
2\Ш
2\3\2
зЫз
з\ч\з
зТуТз
з\у\з
2\3\2
^
ш
2\3\3\2
3 У V 3
3 У у \з
з\уЫз
2\з\з\2
3\3\3\3\3
з\чМцз
з\у\ ур
з уМуЬ
зЫзшз
2
I»'
|3
и
\2_
з\з
Ч\
Ч
Ч\
з\з_
3
V
н
V
3
2
3
3
3\
2)
2\3\3\2
з\ч\ч\з
зу »(3
з ууз
2\з\3\2
\2
\з
\з
Г
\3
|з
\з
\2
3
V
У
V
У
ч
ч
3
2\
з\
з\
з\
3\
з\
3%
7 |
3_
{ 9

528 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-46
Поправочный коэффициент а, учитывающий
сечение кабеля и месторасположение его
в блоке
Сечение
жилы,
мм2
25
35
50
70
95
120
150
185
240
Значения коэффициента
при номере канала блока
1 1
0,44
0,54
0,67
0,81
1,00
1,14
1,33
1,50
1,78
2 1
0,46
0,57
0,69
0,84
1,00
1,13
1,30
1,46
1,70
з 1
0,47
0,57
0,69
0,84
1,00
1,13
1,29
1,45
1,68
4
0,51
0,60
0,71
0,85
1,00
1,12
2,26
1,38
1,55
4-11. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ
ПО ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ПЛОТНОСТИ
ТОКА
Рекомендуемые значения экономиче-
ской плотности тока указаны в табл. 4-47.
Проверке по этим данным подлежат все
загруженные сети, для которых расчетный
ток, ожидаемый в ближайшие годы экс-
плуатации, достоверно определен без зна-
чительных запасов. При этом не следует
учитывать ожидаемое повышение нагрузки
при авариях или ремонтах.
За расчетный ток для выбора экономи-
ческого сечения проводов воздушных ли-
ний (ВЛ) 6 кВ и выше рекомендуется при-
нимать ожидаемый расчетный ток нормаль-
ного режима работы линий на пятом году
эксплуатации с поправочным коэффициен-
том, учитывающим изменение тока в пер-
спективе:
а -1^0,15+0,25(^+0,3)2+0,35(^6+0,1)^,
(4-19)
где 1*1 = /1//5— расчетный ток первого года
эксплуатации, отнесенный к току пятого
года; гНб = ^нб//5 — наибольший расчетный
ток за пределами пятого года эксплуата-
ции линии, отнесенный к току пятого года.
Величина г'нб принимается не более I
при длине, превышающей 15 км при напря-
жении 35 кВ, и 50 км при напряжении
НО кВ. При меньших длинах линий гНб мо-
жет при наличии обоснований приниматься
более 1, но не более 2.
Для начального участка линии с рав-
номерно распределенной нагрузкой данные
табл. 4-47 умножаются на
-Уж
Нь
+ '2*2 + -+'п'Я
(4-20)
где /ь /2, ..., /п—нагрузки отдельных уча-
стков линии; /ь /2, ..., 1п — длины отдель-
ных участков линии; Ь — полная длина ли-
нии.
Для линий с однородными, взаимно ре-
зервирующими друг друга электронриемни-
ками общим числом п при числе рабочих
электроприемников пг данные табл. 4-47
умножаются игу п/пг.
Выбор экономических сечений прово-
дов воздушных и кабельных линий, от ко-
торых осуществляются промежуточные от-
боры мощности, производится для каждо-
го участка исходя из расчетных твков этих
участков.
Экономическая плотность тока
Таблица 4-47
Проводники
Голые провода и шины:
медные
алюминиевые
Кабели с бумажной и провода с рези-
новой и полихлорвиниловой изоляцией с
жилами:
медными
алюминиевыми
Кабели с резиновой и пластмассовой изо-
ляцией с жилами:
медными
алюминиевыми
Экономическая плотность тока, А/мм2,
при продолжительности использования максимума
нагрузки, ч,
1 000—3 000 | 3 001—5 000
2,5
1,3(1,5)
3,0
1,6(1,8)
3,5 |
1,9(2,2)
2,1
1,1(1,4)
2,5
1,4(1,6) :
3,1
1,7(2,0)
5 001—8 700
1,8
1,0(1,3)
2,0
1,2(1,5)
2,7
1,6(1,9)
Примечание. Для алюминиевых проводов экономическая плотность тока указана без ско-
бок для европейской части СССР, Забайкалья и Дальнего Востока, в скобках — для Центральной
Сибири, Казахстана, Средней Азии.

§ 4-12]
Электропроводки
629
Проверке по экономической плотности
тока не подлежат:
воздушные и кабельные линии, пред-
назначенные для резервирования (напри-
мер, в сетях 35 кВ сельской местности);
сети промпредприятий и сооружений
напряжением до 1 кВ при числе часов ис-
пользования максимума нагрузки предприя-
тия до 4 000—5 000;
все ответвления к отдельным электро-
приемникам напряжением до 1 кВ, а также
осветительные сети на промпредприятиях,
в жилых и общественных зданиях, прове-
ренные по потере напряжения;
сети временных сооружений, а также
устройств с малым сроком службы (3—
5 лет);
сборные шины;
проводники, идущие к сопротивлениям,
пусковым реостатам и т. п.
Данные табл. 4-47 должны быть увели-
чены на 40% при максимуме расчетной на-
грузки преимущественно в ночное время
для изолированных проводов сечением
16 мм2 и менее.
В. ВЫБОР ВИДА ЭЛЕКТРОПРОВОДОК И КАБЕЛЬНОЙ
КАНАЛИЗАЦИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВИЙ ПРОКЛАДКИ
И СРЕДЫ
4-12. ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ
Изложенное ниже относится к силовым
и осветительным электропроводкам посто-
янного тока напряжением до 1 500 В и пе-
ременного тока напряжением до 1 000 В,
выполненным изолированными проводами,
а также небронированными кабелями ма-
лых сечений (до 16 мм2) с резиновой и
пластмассовой изоляцией.
По способу выполнения электропро-
водки делятся на внутренние и наружные.
Внутренние электропроводки могут
быть выполнены открытыми (проложенные
внутри зданий по поверхностям стен, по-
толков, по фермам и другим строительным
элементам зданий и сооружений: непосред-
ственно на изоляторах, в трубах, коробах,
на лотках, на тросах и т. д.) и скрытыми
(проложенные в конструктивных элемен-
тах зданий и сооружений: в стенах, полах,
фундаментах, перекрытиях и др. — в тру-
бах, замкнутых каналах, замоноличенно, а
также под штукатуркой).
Наружные электропроводки проклады-
ваются по наружным стенам зданий и со-
оружений, между ними, а также на опо-
рах с тремя — четырьмя пролетами до 25 м
каждый вне улиц, дорог и т. п.
Ответвления от ВЛ напряжением до
1 000 В к вводам в здания относятся не
к электропроводкам, а к самим ВЛ.
Вводом от ВЛ называется электропро-
водка, соединяющая ответвление от ВЛ
с внутренней электропроводкой, считая от
изоляторов на наружной стене до зажимоз
вводного устройства. При выполнении от-
ветвления от ВЛ проводами или кабелями
на несущем тросе весь участок от В Л до
зажимов вводного устройства относится
к ответвлению от ВЛ.
Выбор вида проводки, способа ее вы-
полнения, а также выбор марки провода
обусловливаются характером окружающей
среды. Такой выбор следует производить,
пользуясь табл. 4-48.
Независимо от способа прокладки сле-
дует применять, как правило, провода и
кабели с алюминиевыми жилами.
Применение меди для голых троллей-
ных проводников крановых установок за-
прещается, так как надежно используются
для этой цели стальные проводники.
При устройстве скрытых электропрово-
док следует экономить металлические тру-
бы, применяя вместо них всюду, где это
допустимо, пластмассовые трубы.
Таблица 4-48
Выбор наиболее употребительных изолированных проводов и шнуров для различных
видов проводки в зависимости от характеристики помещения или среды
Характери-
стика помеще-
ния или среды
Сухое
Вид элек-
тропро-
водки
Откры-
тая
Способы прокладки
По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
на роликах и изоляторах
в винипластовых трубах
в стальных трубах
Рекомендуемые марки проводоз
АППВ, АППП, АПРВ, АППР,
АПРН, АПРФ, АПН
АПР, АППВ, АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН

630 Общие вопросы проектирования эжктричсских сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-48
Характери-
стика помеще-
ния или среды
Вид элек-
тропро-
водки
Способы прокладки
Рекомендуемые марки проводов
Сухое
Влажное
Открытая
Скрытая
Откры-
тая
в коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах
По сгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
с подкладкой несгораемых
материалов
на роликах и изоляторах
в стальных трубах
в коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах
По несгораемым и сгораемым
конструкциям и поверхно-
стям:
в винипластовых *, поли-
этиленовых и полипропи-
леновых трубах **
в стальных трубах
в коробах
под штукатуркой
в замкнутых каналах стро-
ительных конструкций
путем закладки (замоно-
личивания) в строитель-
ные конструкции при их
изготовлении
По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
на роликах и изоляторах
в винипластовых трубах
в стальных трубах
в коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких ру-
кавах
По сгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
с подкладкой несгораемых
материалов
на роликах и изоляторах
в стальных трубах
з коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах
АПРВ, АПРН, АПН
АПРВ, АПР, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПРТО, АПРВ, АПРН,
АПН
АПР,
АППР, АПРФ, ПРФл
АПВ, АПП, АПРВ, АПРН,
АППВ, АПН
АПР, АППВ, АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРВ, АПРН, АПН
АПРВ, АПРН, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРВ, АПРН, АПН
АППВС, АПППС, АПВ, АПП
АППВС, АПППС, АППВ,
АППП, АПВ, АПП, АПН
АППВС, АПППС, АППВ,
АППП
АППВ, АППП, АПРВ, АПРН,
АПРФ, АППР, АПВ, АПН
АПВ, АПП, АППВ, АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПН
АПВ, АПП, АПРТО, АПРВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПРН,
АПН
АПВ, АПРВ, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПН, АПВ, АПРТО, АПРВ
АППР, АПРФ, ПРФл
АПВ, АПП, АПРВ, АППВ,
АПН
АПВ, АПП, АППВ, АПН
АПВ, АПРТО, АПРВ, АПРН,
АПН
АПВ, АПП. АПРВ, АПН
АПВ, АПРВ, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПН, АПВ, АПРТО, АПРВ

§ 4-12]
Электропроводки
631
Продолжение табл. 4-48
Характери-
стика помеще-
ния или среды
Влажное
Сырое и осо-
бо сырое***
Вид элек-
тропро-
водки
Скрытая
Откры-
тая
.крытая
Способы прокладки
По несгораемым и сгораемым
конструкциям и поверхно-
стям:
в винипластовых *, поли-
этиленовых и полипропи-
леновых трубах **
в стальных трубах
в коробах
под штукатуркой
в замкнутых каналах стро-
ительных конструкций
путем закладки (замоно-
личивания) в строительные
конструкции при их изго-
товлении
По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
на роликах для сырых
мест и изоляторах
в винипластовых трубах
в стальных трубах
в коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах |
По сгораемым конструкциям
и поверхностям:
с подкладкой несгораемых
материалов
на роликах для сырых
мест и изоляторах
в стальных трубах
в коробах и на лотках
тросовыми проводами
в металлических гибких |
рукавах
По несгораемым и сгораемым
конструкциям и поверхно- !
стям:
в винипластовых *, поли-
этиленовых и полипропи-
леновых трубах **
в стальных трубах
в коробах
под штукатуркой
в замкнутых каналах стро-
ительных конструкций
путем закладки (замоно- |
личивания) в строительные
конструкции при их изго-
товлении
Рекомендуемые марки проводов
АПВ, АПП, АПРТО, АПРВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРТО, АПРВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПН
АППВС, АПППС, АПВ, АПП
АППВС, АПППС, АППВ,
АППП, АПВ, АПП, АПН
АППВС, АПППС, АППВ,
АППП
АПВ, АПП, АППВ, АППП,
АПРВ, АППР, АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АППВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРТО, АПРВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПН
АПВ, АПРВ, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПВ, АПП, АПРВ, АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АППВ
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АППВ,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО
АПН
АПВ,АПП, АПРВ, АПН
АПВ,АПП, АПРВ, АПН
АПВ,АПП, АПРВ, АПН
АППВС, АПППС, АПВ, АПП
АППВС, АПППС, АППВ,
АППП, АПВ, АПП, АПН
АППВС, АППС, АППВ, АППП

632 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-48
Характери-
стика помеще-
ния или среды
Жаркое
Пыльное
Химически
активная
среда
Вид элек-
тропро-
водки
Откры-
тая
Скрытая
Откры-
тая
Откры-
тая
Скрытая
Способы прокладки
* По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
на роликах и изоляторах
в стальных трубах
в коробах и на лотках
на клицах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах
По сгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
в стальных трубах
тросовыми проводами
в коробах и на лотках
в металлических гибких
рукавах
По несгораемым и сгораемым
конструкциям и поверхно-
стям:
в винипластовых *, поли-
этиленовых и полипропи-
леновых трубах **
в стальных трубах
в коробах
По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
непосредственно
на изоляторах
в винипластовых трубах
в стальных трубах
тросовыми проводами
в металлических гибких
рукавах
По сгораемым конструкциям
и поверхностям:
с подкладкой несгораемых
материалов
в стальных трубах
По несгораемым конструкциям
и поверхностям:
на изоляторах
в винипластовых трубах
в стальных трубах ****
По несгораемым и сгораемым
конструкциям и поверхно-
стям:
в винипластовых *, поли-
этиленовых и полипропи-
леновых трубах **
в стальных трубах ****
Рекомендуемые марки проводов
АПРФ, ПРФл
АПР, АППВ
АПРТО, АПРВ, АПР, АПН
АПРВ, АПРН, АПР
АПРВ, АПР, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПРТО, АПРВ, АПР, АПН
АПРФ, ПРФл
АПРТО, АПРВ, АПР, АПН
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПРВ, АПРН, АПР
АПРТО, АПРВ, АПР, АПН
АПРВ, АПРН, АПР, АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРВ, АПРН
АППВ, АПРВ, АППР, АПРФ,
АПРН, АПВ, АПП, АПН
АПР, АППВ, АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПН,
АПР
АРТ, АВТС-1, АВТС-2
АПРТО, АПРВ, АПРН, АПР,
АПН
АПВ, АПП, АПРВ, АПРН,
АППВ
АПВ, АПП, АПРТО, АПРВ,
АПР, АПН
АПВ, АПП, АПРВ
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО
АПВ, АПП, АПРВ, АПРТО

§ 4-13]
Силовые и контрольные кабели
633
Характеристи-
ка помещения
или среды
Наружная
электропро-
водка
Прочие ви-
ды
Вид
электро-
проводки
Откры-
тая
Скрытая
Способы прокладки
На изоляторах и роликах (для
сырых мест)
в стальных трубах
тросовыми проводами
в стальных трубах
Непосредственно по станкам
и механизмам
То же в металлических гибких
рукавах
Для зарядки арматур и све-
тильников
Продолжение табл. 4-48
Рекомендуемые марки проводов
АПР, АПВ, АПП
АПВ, АПП, АПРТО
АВТ-1, АВТ-2
АПВ, АПП, АПРТО
ПРП, ПРРП
АПВ, АПП, АППВ, АППП,
АПН
ПРКС, ПРБС, ПРГ
* При скрытой прокладке по сгораемым конструкциям и поверхностям при условии прокладки
труб по слрю листового асбеста толщиной не менее 3 мм или по намету штукатурки толщиной не
менее 5 мм, выступающим с каждой стороны трубы не менее чем на 5 мм, с последующим покрыти-
ем трубы слоем штукатурки толщиной не менее 10 мм.
** Прокладка полиэтиленовых и полипропиленовых труб по сгораемым конструкциям и по-
верхностям запрещается.
*** В особо сырых помещениях применение плоских проводов запрещается.
**** Защиту стальных труб от коррозии следует выполнять в соответствии с «Инструкцией по
МСН-1 17-66
монтажу электропроводок в трубах> , приложение 6.
ММСС СССР
4-13. СИЛОВЫЕ
И КОНТРОЛЬНЫЕ КАБЕЛИ
Выбор марки кабеля и вида кабельной
канализации должен учитывать категорию
надежности, характер трассы и перспекти-
вы развития сети. Следует отдавать пред-
почтение кабелям с пластмассовой оболоч-
кой из-за высоких качественных характери-
стик и непрерывно расширяющегося произ-
водства таких кабелей.
Кабели в свинцовой оболочке необхо-
димо применять в исключительных случа-
ях, когда в связи с агрессивностью среды
невозможно применение кабелей в другой
оболочке.
При прокладке кабелей в почвах, со-
держащих вещества, разрушительно дейст-
вующие на металлические оболочки кабе-
лей (солончаки, болота, насыпной грунт со
шлаком и строительным мусором и т. п.),
следует применять кабели с защитным по-
крытием из поливинилхлорида поверх свин-
цовой или алюминиевой оболочки.
В местах пересечения болот кабели
должны выбираться также с учетом геоло-
гических, химических и механических ус-
ловий.
Кабельные линии, прокладываемые
в почвах, подверженных смещению, следует
выполнять кабелями с проволочной бро-
ней, или необходимо принимать меры по
разгрузке кабеля от усилий, возникающих
при смещении почвы (укладка кабеля «змей-
кой», укрепление грунта шпунтовыми или
свайными рядами и т. п.).
Для подводных кабельных линий дол-
жен применяться кабель с броней из круг-
лой проволоки по возможности одной стро-
ительной длины. Для этого разрешается
применение одножильных кабелей.
При пересечении небольших несудоход-
ных и несплавных рек допускается приме-
нение кабелей с ленточной броней.
При пересечении кабельными линиями
ручьев, их пойм и канав следует применять
такие же кабели, как и для прокладки
в траншее (в земле).
Кабели с резиновой изоляцией в поли-
винилхлоридной оболочке для прокладки
в воде не допускаются.
При прокладке кабельных линий на-
пряжением до 35 кВ на вертикальных и на-
клонных участках трассы с разностью уров-
ней, превышающей допустимые по ГОСТ,
должны применяться кабели с нестекающей
пропиточной массой или с обедненной изо-
ляцией (табл. 4-49).
В четырехпроводных сетях должны
применяться четырехжильные кабели. Про-
кладка нулевых жил отдельно от фазных
не допускается.
Допускается применение трехжильных
силовых кабелей в алюминиевой оболочке
на номинальное напряжение 1 кВ с исполь-
зованием их оболочки в качестве нулевого
провода (четвертой жилы) в четырехпро-
водных сетях переменного тока (освети-
тельных, силовых и смешанных) с глухоза-
земленной нейтралью, за исключением:
установок со взрывоопасной средой, распо-
ложенных внутри и вне помещений, и уста-
новок, в которых при нормальных услови-
ях эксплуатации ток в нулевом проводе
составляет более 75% тока в фазном про-
воде.
В кабельных трехфазных сетях напря-
жением до 35 кВ допускается в исключи-
тельных случаях применять одножильные
кабели, если это приводит к значительной

634 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
экономии меди в сравнении с трехжильны-
ми кабелями или при невозможности при-
менения трехжильного кабеля необходимой
строительной длины. Сечение одножильных
кабелей должно выбираться с учетом их
дополнительного нагрева. Должны быть
также выполнены мероприятия по обеспе-
чению равномерного распределения тока
между параллельно включенными кабеля-
ми, безопасного прикосновения к их обо-
лочкам, исключения нагрева находящихся
в непосредственной близости металличе-
ских частей и надежного закрепления ка-
белей.
При выборе кабелей в зависимости от
вида кабельной канализации рекомендует-
ся пользоваться табл. 4-50.
Таблица 4-49
Наибольшая допустимая разность уровней
между высшей и низшей точками
расположения кабелей с бумажной
изоляцией на вертикальной
или крутонаклонной трассах, м
Тип кабеля
Кабели с нормально-
пропитанной бу-
мажной изоляцией:
бронированные 1
и 3 кВ
небронированные
1 иЗ кВ
бронированные и
небронированные
6кВ
то же 10 кВ
то же 35 кВ
Для кабелей
в оболочке
свинцовой
(ГОСТ
340-59*)
25
20
15
15
5
алюми-
ниевой
(ГОСТ
6515-55*)
25
25
20
—
—
Продолжение табл. 4-49
Тип кабеля
Кабели с обедненной
пропиткой:
бронированные
лентой в общей
свинцовой обо-
лочке, при нали-
чии промежуточ-
ных креплений 1 и
ЗкВ
то же 6 кВ
то же 6 и 10 кВ
с отдельно освин-
цованными жила-
ми
бронированные
стальной прово-
локой в общей
свинцовой обо-
лочке 1 и 3 кВ
(без промежу-
точных крепле-
ний)
то же 6 кВ
то же 1—6 кВ,
но с промежу-
точным крепле-
нием
то же 6 и 10 кВ,
но с отдельно
освинцованными
жилами
Кабели с нестека го-
щей массой
Для кабелей
в оболочке
свинцовой
(ГОСТ
340-59*)
50
40
50
100
70
—
100
Без огра-
ничений
алюми-
ниевой
(ГОСТ
6515-55*)
Без огра-
ничений
То же
—
100
100
Без огра-
ничений
—
—
Таблица 4-50
Выбор кабелей в зависимости от вида кабельной канализации
Вид кабельной канализации
По строительным конструкци-
ям с креплением скобками,
прижимами и т. п.:
по несгораемым и трудно-
сгораемым
по сгораемым
Кабель с оболочкой
алюминиевой
те О
+
а.
о
с
о
+
4-
поливинил-
хлоридной
сп О
о а.
_1_
1
в
о
X
с
\с
+
+
найритовой
а;
п 9
а о.
1 хсхо
-1-
1
+
о
с
о
о
+
+
инцовой
5=
ас
« о
о е.
+
+
<Б
о
и
+
+

§ 4-14]
Электропроводки напряжением до 1 кВ
635
Продолжение табл. 4-50
Вид кабельной ка ализации
На тросах:
внутри помещений и под
навесами
снаружи, открыто
По станкам и механизмам
В стальных лотках
В стальных коробах:
открыто
скрыто
В стальных трубах:
открыто
скрыто — в полах, стенах
в земле
В глухих каналах стен, полов,
перекрытий
Между двойными полами от-
крываемыми
В кабельных полуэтажах и
подвалах, технических эта-
жах зданий и сооружений
В открываемых каналах:
внутри помещений и сна-
ружи на подстанциях
снаружи по территориям
предприятий
В земле, в траншеях
В блоках:
в помещениях |
снаружи в земле
В туннелях
В подземных коллекторах
Кабель с оболочкой
алюминиевой
к
СП О
О) с
\охо
+
1
1
зм
Г
—
+
+
1
"Г
+
"Г*
+
+
+
—
—
1
зк
+
«
53
с
\э
а
+
+
+
Д
—
20
—
20
20
20
+
+
-1-
1
+
+
50
50
+
+
поливинил-
хлоркднон
к
X
СО о
о о.
\О\0
+
—
зм
"Г
~т~ 1
+
+
+
+
+
+
+
+
—
—
+
+
+
~ 1
О
с.
ю
о
+
+ 1
+
д
—
20
—
20
20
20
+
+
+
+
+
50
50
+
+
найрнтовой
к
М О
о> с
ю\о
+
+
зм
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
—
—
+
+
+
~^
:«
О
о
о.
1 ^о
°
+
+
+
д
—
20
—
20
20
20
+ 1
+
+
+
+
50
50
+
+
;п
к
1 СО о
| о о.
ХОЧЭ
+
+
зм
+
+
+
+
4-
+
+ |
+
+
—
т
т
+
"~"~
цовой
1 8~
! -
1 с
1 О-
1 ^
1 °
+
+
+
д
—
20
—
20
20
20
+
+
+
+
+
50
50
+
+
Обозначения, принятые в таблице:
зм — необходима защита от механических повреждений;
д — может быть допущен для прокладки;
20 — прокладка по длине до 20 м;
50 — прокладка на длине не более 50 м;
Т— кабель с утолщенной свинцовой оболочкой;
зк — необходима защита от коррозии;
4- — следует применять;
— —не разрешается применять.
Г. УСТРОЙСТВО СЕТЕЙ
4-14. ЭЛЕКТРОПРОВОДКИ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Токопроводящие жилы проводов и ка-
белей должны иметь сечения, не менее ука-
занных в табл. 4-51.
Совместная прокладка проводов и ка-
белей в одной трубе, одном рукаве, коробе,
пучке, лотке и замкнутом канале строи-
тельных конструкций зданий допускается,
если они относятся: ко всем цепям одного
агрегата; силовым и контрольным цепям
нескольким машин, панелей, щитов, пуль-
тов и т. п., связанных единым технологи-
ческим процессом; к цепям, питающим
сложный светильник; к цепям нескольких
групп (от групповых щитов до светильни-
ков) одного вида освещения (аварийного
или рабочего) с общим числом проводов
в одной трубе и т. п. не более восьми;
к осветительным цепям напряжением до
42 В и цепям напряжением до 660 В при
условии, что провода цепей до 42 В заклю-
чены в отдельную изоляционную трубу;
к питающим линиям квартир (стояки) и
проводам рабочего освещения лестничных
клеток.

636 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд, 4
Таблица 4-51
Наименьшие сечения токопроводящих жил
Проводник
Сечение жил,
мм2
медных
алю-
миние-
вых
Кабели для присоедине-
ния переносных и пере-
движных электроприемни-
ков в промышленных уста-
новках
Скрученные двухжильные
провода с многопроволоч-
ными жилами для стацио-
нарной прокладки на роли-
ках
Незащищенные изолиро-
ванные провода для ста-
ционарной прокладки внут-
ри помещений:
непосредственно по ос-
нованиям, на тросах,
роликах и клицах, на
лотках, в коробах
для жил, присоединяе-
мых к винтовым зажи-
мам
для жил, присоединяе-
мых пайкой:
однопроволочных
многопроволочных
(гибких)
на изоляторах
Незащищенные изолиро-
ванные провода в наруж-
ных электропроводках:
по стенам, конструкци-
ям или опорам на изо-
ляторах
под навесами на роли-
ках
Незащищенные и защи-
щенные изолированные про-
вода и кабели в трубах, ме-
таллических рукавах и глу-
хих коробах
Кабели и защищенные
изолированные провода для
стационарной прокладки
(без труб, рукавов и глу-
хих коробов):
для жил, присоединяе-
мых к винтовым зажи-
мам
для жил, присоединяе-
мых пайкой:
однопроволочных
многопроволочных
(гибких)
0,75
1,0
1,0
1,0
0,5
0,35
1,5
' 2,5
1,5
1,0
1,0
0,5
0,35
—
—
2,5
2,5
—
—
4
4
2,5
2,5
2,5
—
Продолжение табл. 4-51
Проводник
Специальные и другие за-
щищенные и незащищенные
провода и кабели в замк-
нутых каналах или замоно-
личенные в строительных
конструкциях или под шту-
катуркой
Сечение жил,
мм2
медных
1,0
алю-
миние-
вых
2,5
Запрещается совместная прокладка
в одной трубе, одном рукаве, лотке, коро-
бе, пучке или замкнутом канале строитель-
ных конструкций; взаиморезервируемых це-
пей, цепей рабочего и аварийного освеще-
ния, цепей освещения и силовых цепей, а
также осветительных цепей напряжением
42 В с цепями напряжением до 660 В. Сов-
местная прокладка этих цепей допускается
лишь в коробах при разделении указанных
цепей сплошными перегородками из труд-
носгораемых материалов.
В электротехнических помещениях ре-
комендуется, а в кабельных сооружениях
следует прокладывать провода и кабели
с оболочками и изоляцией из материалов,
не поддерживающих горение.
Провода и кабели, прокладываемые
в коробах и лотках (как в пучках, так и
отдельно), должны иметь маркировку в ме-
стах разделки или подключения к электро-
оборудованию.
При переменном или выпрямленном то-
ке прокладка фазных и нулевого (или пря-
мого и обратного) проводов в стальных
трубах или в изоляционных трубах со
стальной оболочкой рекомендуется в одной
общей трубе во избежание ее чрезмерного
нагревания вихревыми токами. Допускает-
ся прокладывать фазный и нулевой (или
прямой и обратный) проводники в отдель-
ных трубах, если ток в них не превысит
25 А.
При прокладке проводов и кабелей
в трубах, гибких металлических рукавах и
замкнутых каналах должна быть обеспе-
чена возможность замены проводов и ка-
белей. Конструктивные элементы зданий и
сооружений, замкнутые каналы которых ис-
пользуются для прокладки проводов и ка-
белей, должны быть несгораемыми.
Соединения и ответвления проводов и
кабелей (кроме проложенных на изолирую-
щих опорах) выполняются в соединитель-
ных и ответвительных коробках (в том чи-
сле и в изоляционных корпусах ответви-
тельных сжимов), в специальных нишах
строительных конструкций, внутри корпу-
сов электроустановочпых изделий.
В месте выхода из металлических ко-
робов, жестких труб и гибких металличе-

§ 4-14]
Электропроводки напряжением до 1 кВ
637
ских рукавов следует предусмотреть меры
защиты проводов от повреждений (втулки,
оконцеватели, скругления краев и т. п.).
Провода и кабели должны присоединяться
к электрооборудованию и установочной ар-
матуре наконечниками или специальными
зажимами. Однопроволочные медные и
алюминиевые жилы сечением до 10 мм2 и
многопроволочные медные до 2,5 мм2 мож-
но присоединять без наконечников непос-
редственно к специальным зажимам. При
этом концы мпогопроволочных медных
жил следует пропаять.
Металлические элементы электропро-
водки (конструкции, короба, лотки, трубы,
рукава, коробки, скобы и т. п.) следует за-
щитить от коррозии в соответствии с усло-
виями окружающей среды.
В местах пересечении электропроводки
с температурными и осадочными швами
следует предусмотреть компенсирующие
устройства. Электропроводка должна соот-
ветствовать условиям окружающей среды,
назначению и ценности сооружений и их
конструктивным и архитектурным особен-
ностям. При выборе вида электропроводки,
кроме того, должны учитываться условия
техники безопасности и пожарной безопас-
ности.
Изоляция проводов и кабелей, приме-
няемых в электропроводках, должна соот-
ветствовать номинальному напряжению се-
ти, а защитные оболочки — способу про-
кладки и условиям окружающей среды.
Нулевые рабочие провода должны иметь
изоляцию, равноценную изоляции фазных
проводов.
По условиям пожарной безопасности
разрешается прокладывать открыто и
скрыто:
по конструкциям из материалов, не
поддерживающих горения — все виды про-
водов и кабелей — непосредственно по кон-
струкциям;
по сгораемым основаниям и конструк-
циям:
защищенные провода и кабели с обо-
лочками из материалов, не поддерживаю-
щих горения — непосредственно по конст-
рукциям;
защищенные провода и кабели с обо-
лочками из сгораемых материалов и неза-
щищенные провода — в трубах и коробах
со сплошными стенками и крышками из не-
сгораемых материалов, на роликах и изо-
ляторах или с подкладкой несгораемых ма-
териалов (например, по слою листового ас-
беста толщиной не менее 3 мм, или по на-
мету штукатурки толщиной не менее 5 мм,
выступающим с каждой стороны провода,
кабеля не менее чем на 5 мм).
Трубы и короба из трудносгораемых
материалов с проложенными в них прово-
дами и кабелями разрешается проклады-
вать открыто и скрыто по несгораемым и
трудносгораемым основаниям и конструк-
циям — непосредственно, а по сгораемым
основаниям и конструкциям — только скры-
то с подкладкой несгораемых материалов.
Трубы из сгораемых материалов разреша-
ется прокладывать только скрыто по не-
сгораемым основаниям и конструкциям.
Трубы изоляционные с металлической
оболочкой разрешается прокладывать от-
крыто по несгораемым и трудносгораемым
основаниям и конструкциям — непосредст-
венно, а по сгораемым основаниям и кон-
струкциям — с подкладкой несгораемых ма-
териалов. Скрытая прокладка этих труб
разрешается только по несгораемым осно-
ваниям и конструкциям.
Для защиты электропроводок от воз-
действия внешней среды и от механиче-
ских повреждений:
в жарких помещениях и местах с тем-
пературой выше 40 °С провода и кабели
должны иметь теплостойкую изоляцию, или
токовые нагрузки на них следует снизить
настолько, чтобы температура токоведущей
жилы не превышала значений, приведен-
ных в табл. 4-23;
в сырых и особо сырых помещениях
изоляция проводов и изолирующие опоры
должны сохранять в должной мере свои
изолирующие свойства при действии влаги;
опорные и несущие конструкции, трубы,
короба и лотки должны быть влагостой-
кими;
в пыльных помещениях не рекоменду-
ется применять способы прокладки, при
которых на проводах и кабелях может лег-
ко скапливаться пыль, а очистка электро-
проводки затруднительна;
в помещениях и наружных установках
с химически активной средой все элемен-
ты электропроводки должны быть стойки-
ми по отношению к среде, или защищены
от ее воздействия.
Следует считать, что при всех способах
прокладки и отсутствии специальных уп-
лотнений влага, пары и газы из внешней
среды проникают в трубы и короба с про-
водами и кабелями, а также через строи-
тельные элементы зданий в каналы, к замо-
ноличенным в строительных конструкциях
или находящихся под штукатуркой прово-
дам и кабелям. Несветостойкие провода и
кабели должны быть защищены от света;
в местах, где возможны механические по-
вреждения электропроводки, открыто про-
ложенные провода и кабели должны быть
защищены от них своими защитными обо-
лочками, или, если они отсутствуют или не-
достаточны, трубами, коробами или ограж-
дениями.
Скрытая электропроводка считается за-
щищенной от механических повреждений.
Электропроводка внутри помещений.
Расстояния элементов электропроводок до
строительных конструкций зданий должны
соответствовать указанным в табл. 4-52.
Расстояния между точками крепления
незащищенных изолированных проводов на
изолирующих опорах должны быть не бо»
лее указанных в табл. 4-53.

638 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-52
Расстояния элементов электропроводок
до строительных конструкций зданий
Незащищенные изолиро-
ванные провода, открыто
проложенные на изолирую-
щих основаниях
То же при напряжении
сети 120 В и выше в поме-
щениях без повышенной
опасности, а при напряже-
нии до 42 В в любых по-
мещениях
То же в остальных слу-
чаях
Элемент защиты (труба,
короб и т. п.) от механи-
ческого воздействия спус-
ков к выключателям, штеп-
сельным розеткам и пуско-
вым аппаратам
Нормируе-
мый размер
Продолжение табл. 4-52
Нормируе-
мый размер
Обоз-
начение
Вели-
чина
Защищенные изолирован-
ные провода в изоляцион-
ных трубах с металлической
оболочкой, провода и кабе-
ли в стальных трубах и
металлических рукавах; ко-
роба для проводов
Лотки для проводов во
всех помещениях
Не
нор-
миру-
ется
2,0
Обозначения: а — наименьшее расстояние
проводов до поверхности стен, перекрытий, мм;
Н — наименьшая высота прокладки от уровня по-
ла или площадки обслуживания, м; / — длина по
вертикали, м.
Примечания: 1. Защита спусков не
требуется в нормальных бытовых помещениях
промпредприятий, в жилых и общественных зда-
ниях.
2. Высота прокладки лотков не нормирует-
ся для помещений, обслуживаемых специально
обученным персоналом.
Таблица 4-53
Наибольшие расстояния между точками крепления незащищенных изолированных
проводов на изолирующих опорах
Способ крепления провода
На роликах
На изоляторах по стенам и
потолкам внутри помещений
На изоляторах по стенам
при наружной электропроводке
На изоляторах по фермам,
между стенами или опорами:
при алюминиевых жилах
при медных жилах
н
до 2,5
0,8
1
2
6
аибольшие расстояния, м, при сечении проводов, мм2
« 1
0,8
2
2
6
12
«
0,8
2
2
6
25
10
0,8
2
2
12
25
16—25
1
2,5
2
25
25
35—70
1,2
3
2
25
25
95 и более
1,2
6
2
25
25
Примечание. При других способах прокладки расстояния между точками крепления
к опорным поверхностям должны" быть:
для изоляционных труб с металлической оболочкой 0,8—1 м
для защищенных проводов и их пучков, кабелей и гибких металлических ру-
кавос при открытой прокладке на опорных поверхностях, на полосах, тросах,
лотках, в вертикальной плоскости 0,5—9,7 м
для труб, проложенных открыто (на горизонтальных и вертикальных участках),
в зависимости от диаметров труб (условный проход от 15 до 80 мм) . . 2,5—4 м
Провода, кабели и их пучки, проложен-
ные на лотках в горизонтальной плоскости,
рекомендуется крепить к лоткам не реже
чем через 3 м. Провода, кабели, рукава и
трубы должны быть дополнительно закреп-
лены при открытой прокладке на поворо-
тах, в местах ответвлений и вводов.
Выбор расстояний между креплениями
жестких полимерных труб должен выпол-
няться с учетом их теплового удлинения и
конструкций креплений. При подвеске про-
водов и кабелей на тросах расстояние меж-
ду точками их крепления к тросу должно
быть не более 0,4 м.
Расстояния между осями незащищен-
ных изолированных проводов одной и той
же или различных цепей, проложенных на
изолирующих опорах, должны быть не ме-
нее приведенных в табл. 4-54. Расстояние
от незащищенных и защищенных проводов
и кабелей до пересекаемых трубопроводов
должно быть не менее 50 мм, а до трубо-
проводов с горючими жидкостями и газа-
ми— не менее 100 мм. Если эти расстоя-
ния меньше 250 мм, провода и кабели
должны быть защищены на длине не ме-
нее 250 мм в каждую сторону от трубо-
провода.

§ 4-14]
Электропроводки напряжением до 1 кВ
639
При параллельной прокладке расстоя-
ние от проводов (и кабелей) до трубопро-
водов должно быть не менее 100 мм, а до
трубопроводов с горючими жидкостями и
газами — не менее 250 мм. Если эти рас-
стояния меньше 500 мм, провода и кабели
дополнительно должны быть защищены от
механических повреждений на всем участ-
ке сближения плюс 250 мм в каждую сто-
рону от него.
Таблица 4-54
Наименьшие расстояния между осяма
незащищенных изолированных проводов,
проложенных на изолирующих опорах
Способ крепление
проводов
На роликах или
клипах
На изоляторах
Допустимые расстояния.
мм, при сечении
проводов, мм2
о
о
35
70
ю
со
50
70
о
1
8
' 50
100
О)
70
150
о
ч
о
100
150
Примечания: 1. При пересечении меж-
ду собой незащищенных изолированных прово-
дов, проложенных на расстоянии один от друго-
го менее приведенного в таблице для наиболь-
шего сечения пересекающихся линий, на каж-
дый провод пересекающей линии должна быть
надета и закреплена во избежание перемещения
неразрезанная изоляционная труба или провода
линии должны быть заложены в борозду в изо-
ляционных трубах.
2. При пересечении между с^ой защищен-
ных изолированных проводов с незащищенными
указанные меры защиты должны применяться
при расстоянии между проводами менее 10 мм.
При горячих трубопроводах, пересека-
ющих или проложенных параллельно с ни-
ми, провода и кабели должны быть защи-
щены от воздействия высокой температу-
ры или иметь соответствующее исполне-
ние.
Проход проводов и кабелей через сте-
ны и междуэтажные перекрытия и выход
их наружу должен быть выполнен в тру-
бе, коробе, проеме и т. п., чтобы обеспе-
чить возможность смены электропроводки.
При этом должны быть предусмотрены ме-
ры, исключающие возможность скопления
конденсата и распространения пламени в
месте прохода (заделка зазоров между
трубами и кабелями или проводами). В ме-
стах проходов через стены незащищенные
провода должны быть дополнительно изо-
лированы (изоляционной трубой). При
этом все провода одной линии можно про-
ложить в одной трубе, если предусматри-
вается переход из сухого помещения в дру-
гое сухое помещение. Если одно или оба
смежных помещения сырые, каждый провод
при проходе через стены (или перекрытие)
должен прокладываться в отдельной трубе.
Так же прокладываются провода при вы-
воде из помещения наружу. При выводе
проводов из одного помещения в другое
или наружу соединения их должны вы-
полняться в сухом помещении.
На лотках провода и кабели прокла-
дываются в один ряд с расстоянием меж-
ду ними в свету 5 мм или пучками из
12 проводников. Расстояние между пучка-
ми — не менее 20 мм. Проводники в пучке
скрепляются бандажами. В коробах про-
вода и кабели можно прокладывать рос-
сыпью. Проводники, проложенные в коро-
бе, должны быть закреплены, если короб
расположен не горизонтально и не крыш-
кой вверх. Заполнение коробов проводни-
ками считается допустимым, если сумма
сечений проводников, подсчитанная по их
наружным диаметрам, не превышает 45%
сечения глухого короба в свету или 60%
сечения короба с крышкой. Соединяемые
части коробов и лотков должны представ-
лять собой электрическую непрерывную
цепь по всей их длине.
В трубах, коробах и металлических ру-
кавах при прокладке в них проводов и ка-
белей не должна скапливаться влага; сое-
динение труб, коробов и рукавов допуска-
ется без уплотнений, если они проклады-
ваются в помещениях сухих, непыльных и
не содержащих газов, вредно действующих
на изоляцию проводников; в помещениях
же, содержащих пары или газы, разрушаю-
щие изоляцию или оболочку проводников,
а также в наружных установках и в ме-
стах, где возможно попадание в трубы и
т п. масла, воды или эмульсии, соединение
труб, коробов и рукавов между собой, а
также с коробками, корпусами электрообо-
рудования должно быть выполнено с уп-
лотнением, короба в этих случаях должны
быть глухими или со сплошными стенками
и уплотненными сплошными крышками,
а рукава — герметичными.
В пыльных помещениях соединения
труб и коробов должны быть уплотнены
от пыли.
Вентиляционные шахты и каналы, не
содержащие взрывоопасных и горючих га-
зов и корродирующей среды, допускается
пересекать электропроводками, выполнен-
ными в трубах или глухих коробах, если
возможен свободный доступ к ним обслу-
живающего персонала. Трубы и короба в
пределах каналов и шахт не должны иметь
соединений.
При прокладке проводов и кабелей
в стальных трубах выбор труб произво-
дится по рис. 4-4 и табл. 4-55—4-58.
Ниже приводится пример расчета диа-
метра стальной трубы для прокладки про-
водов марки АПРТО.
Пример. Требуется определить диа-
метр трубы для девяти одножильных про-
водов марки АПРТО сечением 6 мм2 при
длине трассы 30 м и числе изгибов четыре.
По рис 4-4 (схема 16) находим оценку
сложности прокладки, обозначенную бук-
вой Б. В табл. 4-55 при сечении проводов
6 мм2 и сложности Б находим ближайшее
большее число проводов 14 и соответству-
ющий диаметр трубы.

640 Общие вопроси проектирования электрических сетей [Разд. 4
Ц]
/
^1
75
100
50
991.90°
то
тт
190'
"Ш
I
Электропроводка в чердачных помеще-
ниях. В чердачных помещениях могут при-
меняться следующие виды электропрово-
док:
открытая — в стальных трубах; с ка-
белями и защищенными проводами; с не-
защищенными одножильными проводами
на роликах или изоляторах (в чердачных
помещениях производственных зданий —
только на изоляторах) на высоте 2,5 м от
пола;
скрытая — в стенах и перекрытиях из
несгораемых материалов.
та
(щзочго1
50
75
ж
с/,
биоРзо*
7П?"
1105-30*9
Ь*оЗО°
Ш
130°
±705*-90*
190
1_М
Ж
50
лщ
20
иде^-яго
су 130°
>-о
Я в
ш
И^'-^' \15\
О ч ~<>
190°
^50в
ит°-зо
ги50'120\
дио5°-90'
±1750420
и05°-50°
\7д
\Ш50-№*
.25.
ьо
15
175040° \Ж
">—>^—О
ш
Примеры проплодки пгруВ
Л
А
Смотри \
схему д Ц
п
Л
Смотра схему 74
-Г ЩЩ22222
Смотра /
'Хсхемуб /
/ * Смотри
/
г4—
/ р иютри
А^~ехему 77
„Б'
Рис. 4-4. Ориентировочная оценка сложности затяжки проводов и кабелей в трубо-
проводы (схемы 1—20)

§ 4-14]
Электропроводки напряжением до 1 кВ
641
Таблица 4-55
Внутренний диаметр труб в зависимости от числа одножильных проводов
марок ПРТО, АПРТОт ПР, АПР и ПВ
Диаметр
трубы
72" 1Н мм
э/4" 24 мм
1" 33 мм
1ч<"
\Ъ"
44,5 мм
2" 60 мм
272"
3"
4"
*
5
10
17
30
40
—
1,5
ч
4
8
13
24
31
—
Ч
6
12
19
34
40
—
1
-1
4
8
14
25
33
ЬЬ
2,5
Ч
3
7
11
20
26
44
Ч
5
10
16
28
37
62
Сечение жилы провода, мм
| 4 | 6 |
Обозначения на рис. 4-4
а\ б\ в\ а\ б\ в\ а\
4
7
12
21
28
46
3
6
9
17
22
ЗУ
4
8
13
23
31
Ь*>
3
6
10
17
23
38
2
4
7
14
18
30
3
6
11
19
25
43
1
з
4
8
11
18
2
10
Ч
1
2
3
6
9
15
-1
1
3
5
9
12
21
Ч
1
1
3
6
8
14
20
16
ч
1
1
2
5
6
11
18
Ч
1
1
4
7
9
15
26
А |
1
1
1
4
о
9
14
25
Б 1 В
1
1
3
4
У
12
!
1
2
5
6
Ш
18
Продолжение
Диаметр
трубы
7г" 18 мм
8/ч" 24 мм
1" 33 мм
17ч"
VI*"
44,5 мм
2" 60 мм
272"
3"
4"
/4
1
1
3
4
У
12
—
—
35
1 *
1
1
2
3
6
10
—
*
,
1
1
4
о
8
14
—
—
*
1
1
1
3
5
9
13
—
50
*
—
1
1
2
4
7
10
-
1
]
3
3
6
10
15
—
Сечение жилы
70 |
Обозначение
а\ б\
1
1
1
3
6
9
—
—
1
1
3
5
7
—
в\Л\
1
1
1
1
4
7
10
1
1
1
4
6
10
провода
95
на рис.
5|В|
1
1
1
3
4
8
1
1
1
3
4
6
12
мм
4-4
*
1
1
1
3
5
9
2
120
*
1
1
1
3
4
7
*1
1
1
1
4
6
10
*1
1
1
1
3
4
7
150
«1
—
—
1
±
3
6
1
ч
1
1
1
3
5
8
ч
—
1
1
1
3
6
185
ч
—
—
1
1
2
5
В
—
1
1
2
4
У
Таблица 4-56
Внутренний диаметр труб в зависимости от числа одножильных кабелей марок НРГ и ВРГ
Диаметр
трубы
7г" 18 мм
3Л" 24 мм
1" 33 мм
17ч"
172"
44,5 мм
2" йО мм
2'//'
3"
4"
*
!
3
ь
9
12
20
33
47
1,5
*
1
2
4
7
9
16
26
37
*
!
3
ь
10
13
23
37
53
1
*
1
2
4
8
11
18
ЗЭ
42
2,5
*
1
2
3
6
8
14
24
34
В
1
3
о
9
12
20
34
43
Сечен
1
А
1
1
4
7
10
16
27
38
ие жиль
« 1
Обозначение
Б 1 В
1
1
3
6
8
13
22
30
1
3
4
8
11
18
31
43
А
1
1
3
6
8
14
24
кабеля,
6
на рис.
в\в
1
1
3
5
7
11
19
1
1
4
7
9
16
27
мм
1
4-4
-
1
1
1
4
5
9
15
2
10
*
1
1
3
4
7
12
ч
1
1
1
4
6
10
17
ч
1
1
3
4
7
12
16
ч
1
1
2
3
6
10
1
*
!
1
1
3
5
8
14
-
1
1
1
3
ь
9
13
25
*
—
1
1
2
4
7
11
В
1
1
3
4
6
11
15
Продолжение
Диаметр
трубы
7г" 18 мм
3/ч" 24 мм
1" 33 мм
17ч"
172"
44,5 мм
2" 60 мм
272"
3"
4"
А
1
1
1
3
5
8
12
35
Б
1
4
6
9
1 в
1
1
1
3
5
9
13
1
1 А
1
1
3
6
9
50
1 в
1
1
3
5
7
1 в
1
1
1
4
7
10
Сечение жиль
1 70 |
Обозначения
1 А | Б \ В \ А
1
1
3
5
7
1
1
2
4
6
1
1
1
3
6
8
1
1
1
4
6
кабеля.
95
на рис.
1б
1
1
1
3
4
В
1
1
2
4
6
мм
1
4-4
А
1
1.
3
5
2
120
б\
1
1
2
4
в\
1
4
5
л\
1
1
1
2
4
7
150
в\
-
2
3
5
1
в\
1
1
1
3
4
7
а\
"7
1
1
3
5
185
.1
-
1
1
2
4
В
1
1
1
1
3
6
41— *78

642 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-57
Внутренний диаметр труб в зависимости от сечений жил двух- четырехжильных
проводов и кабелей
Диаметр
трубы
А
2
*
* 1
Число жил
1 3
Обозначения на рис.
А
Б | В
1
4-4
1
* 1
4
* 1
В
Провода марок ПРТО и АПРТО
У2" 18 мм
V 24 мм
1" 33 мм
174"
Р/г" 44,5 мм
2" 60 мм
2'/2"
3"
4"
1,5—6
—
10—16
25-35
50
70
95—120
—
—
1,5—2.5
4—6
10
16—25
35
50
70—95
120
—
1,5-6
10
16—25
35—50
—
70-95
120
—
—
1,5—4
6
10—16
25—35
—
50—70
95—120
—
—
1,5—2,5
4—6
10
16
25
35—50
70
95—120
—
1,5—6
10
16
25—35
50
70
95—120
—
—
1,5
2,5—6
10
16—25
35
50
70—95
120
—
1,5
4—6
10—16
—
25—35
50—70
95
120
1,5—4
6
10—16
25—35
—
50—70
95—120
—
—
Кабели марок НРГ и ВРГ
г/2" 18 мм
8Л" 24 мм
\" 33 мм
VI,"
1'/2 44,5 мм
2" 60 мм
2'/2"
3"
4"
1,5
2,5—6
10
16—25
35
50— 70
95—12С
150—185
—
_
1,5—4
Ъ
10—16
25
35
50—95
120
150—185 |
1,5—4
6
10—16
25—35
50
70—95
120—185
—
—
1,5
2,5—6
—
10—16
25—35
50
70—120
150
185
1,5—2,5
4—6
10—16
25—35
50—70
95—120
150—185
1,5—2,5
4—6
10
16—25
35
50—70
95—150
185
—
1,5—6
10—16
25
35
50—70
95—120
150—185
1.5
2,5—6
10
16—25
35
50
70
95—185
1,5
2,5—6
10
16
25—35
50
70—120
150—185
—
Таблица 4-56
Внутренний диаметр труб в зависимости от сечений жил двух- четырехжильных кабелей
Диаметр
трубы
Число жил
Обозначение на рис. 4-4
I * I
С Р Г 500 В
|/г,/ 18 мм
*/4" 24 мм
I" 33 мм
IV/'
1 7?" 44,5 мм
2" 60 мм
3"
Л"
1,5—6
10—16
25—35
50
70
1,5—2,5
4—6
10
16-25
35
50—70
150—1 85
1,5—6
10
16—25
35—50
70
95—12Э
1,5—2,5
4—6
10
16—25
35
50—70
185
1,5—6
10—16
25
35—50
120—150
185
1,5—6
10—16
25—35
50
70—120
1,5
2,5—6
10
16
25—35
50
150—185
1,5—4
6
10-16
25—35
95—120
150—185
1,5—4
6
10—16
25
35
50—70
185
С Г 1000 В
Чг" 18 мм
3//' 24 мм
1" 33 мм
17/'
17г" 44,5 мм
2" 60 мм
3"
2,5—4
6—16
25—50
70—95
120-150
2,5
4-6
10—35
50—70
95
120—150
2,5-6
10—35
50—70
95—120
150
2.5-4
6—10
16—35
50—70
95
Г20—150
2,5—6
10—16
25-50
70
95—120
2,5—5
10—16
25—50
70—95
120
150—185
4—10
16—25
35—50
70
95—120
4
6—10
16—35
50
70—95
185
4
6—16
25-35
50—70
95
120—185
1" 33 мм
\х\г" 44,5 мм
2" 60 мм
3"
С Г 6000 в
ю
10—25
35—50
70—95
10
16—25
35—70
16—50
10
95—120
185

§ 4-15]
Шинопроводы напряжением до 1 кВ
643
Расстояние между точками крепления*
проводов на роликах — не более 600 мм,
па изоляторах — не более 1 000 мм, рас-
стояние между осями проводов — по табл.
4-54, но не менее 50 мм.
Незащищенные провода при прокладке
на высоте менее 2,5 м должны быть защи-
щены от прикосновений и механических по-
вреждений. Защищенные провода, кабели
и стальные трубы при высоте прокладки
менее 2,5 м дополнительной защиты не
требуют.
Проводники с алюминиевыми жилами
допустимы только для прокладок в здани-
ях с несгораемыми перекрытиями скрыто
в стенах и перекрытиях или открыто —
в стальных трубах.
Ответвления от линий, проложенных на
чердаках, к электроприемникам, установ-
ленным вне чердаков, допустимы при усло-
вии прокладки линий и ответвлений
в стальных трубах или скрыто в несгорае-
мых стенах или перекрытиях. При этом
соединительные и ответвительные коробки
должны быть металлическими. Отключаю-
щие аппараты в цепях, питающих светиль-
ники, установленные непосредственно на
чердаках, должны устанавливаться вне чер-
даков.
Наружная электропроводка. Незащи-
щенные изолированные провода наружной
электропроводки, проложенной открыто по
стенам, должны быть недоступны для при-
косновения с мест частого пребывания лю-
дей, для чего они должны располагаться
не ближе:
при горизонтальной прокладке 2,5 м —
над балконом, крыльцом, крышей промыш-
ленного здания, 0,5 м — над окном, 1 м —
под балконом, под подоконником;
при вертикальной прокладке 0,75 м —
до окна, 1,0 м — до балкона, 2,75 м—до
земли;
при прокладке на опорах возле зданий
(при максимальном отклонении проводов)
1,5 м —до балконов и окон.
По крышам зданий разрешается про-
кладывать открыто провода и кабели толь-
ко в стальных трубах или стальных коро-
бах. Незащищенные изолированные прово-
да наружных электропроводок в отношении
прикосновения рассматриваются как голые.
Расстояния от проводов, пересекаю-
щих пожарные проезды и пути для пере-
возки грузов, до поверхности земли долж-
ны быть не менее б м, ь непроезжей ча-
сти — не менее 3,5 м.
Расстояния от проводов до стен или
опорных конструкций должны быть не ме-
нее 50 мм, а между проводами (по гори-
зонтали и по вертикали)—не менее 100 мм
при пролете до б м и не менее 150 мм при
пролете более б м. Расстояния между точ-
ками крепления проводов следует прини-
мать по табл. 4-53.
Прокладка проводов и кабелей в сталь-
ных трубах, коробах и гибких металличе-
ских рукавах должна отвечать требовани-
ям, предъявляемым к аналогичным про-
41*
кладкам внутри помещений; прокладка
проводов и кабелей в стальных трубах и
глухих коробах в земле вне зданий не до-
пускается.
Вводы в здания рекомендуется выпол-
нять через стены в трубах, но так, чтобы
в проходе не скапливалась вода и не по-
падала внутрь здания. Место ввода долж-
но находиться на высоте не менее 2,75 м
от поверхности земли.
Расстояние между проводами ответ-
вления от ВЛ у изоляторов ввода и от
проводов до выступающих частей здания
(свесы крыши и т. п.) должны быть не ме-
нее 200 мм. Вводы в здания допускается
выполнять также через крыши в стальных
трубах. При этом расстояние от проводов
ввода до крыши должно быть не менее
2,5 м.
4-15. ШИНОПРОВОДЫ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Ниже рассматриваются только шино-
проводы напряжением до 1 кВ общего на-
значения. Специальные виды шинопрово-
дов для электролизных установок, корот-
кой сети термических установок и другие
здесь не рассматриваются.
По своему назначению шинопроводы
подразделяются на:
магистральные — для присоединения
распределительных шинопроводов и сило-
вых распределительных пунктов;
распределительные — для присоедине-
ния к ним электроприемников;
троллейные — для питания передвиж-
ных электроприемников;
осветительные для питания светильни-
ков и электроприемников небольшой мощ-
ности.
Шинопроводы, прокладываемые в сре-
де, содержащей химически активные эле-
менты, разрушающе действующие на токо-
ведущие части, поддерживающие конструк-
ции и изоляторы, а также шинопроводы,
прокладываемые под трубопроводами во-
ды и пара, должны иметь соответствующее
исполнение (по ГОСТ 14254-69) или другие
меры защиты.
Применение шинопроводов во взрыво-
опасных и пожароопасных установках см.
§ 4-16.
В шинопроводах переменного тока
с симметричной нагрузкой при токе 1 000 А
п более рекомендуются, а при 1 600 А и бо-
лее обязательно должны быть приняты ме-
ры по снижению потерь в шинодержателях,
арматуре и конструкциях от воздействия
магнитного поля, создаваемого проводни-
ками шинопровода. При токах более
2 500 А, кроме того, должны быть приняты
меры по снижению и выравниванию индук-
тивного сопротивления (расположение по-
лос в пакетах по сторонам квадрата, при-
менение спаренных фаз профильных шин,
круглых и квадоатных полых труб и транс-
позиции).
При несимметричной нагрузке величи-
на тока, при которой необходимо приме-

644 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
нять меры по снижению потерь от воздей-
ствия магнитного поля, должна в каждом
отдельном случае определяться специаль-
ным расчетом.
Когда деформация жестких проводни-
ков, вызываемая изменениями температу-
ры, вибрацией трансформаторов, неравно-
мерной осадкой здания и т. п., может по-
влечь за собой опасные механические по-
вреждения в проводниках или изоляторах,
следует предусматривать компенсаторы и
подобные им устройства.
Неразъемные соединения шинопроводов
рекомендуется выполнять при помощи
сварки.
Несимметрия напряжения в конце ши-
нопровода должна удовлетворять требова-
ниям ГОСТ 13109-67.
Токоведущие части шинопроводов всех
исполнений должны иметь в местах при-
соединений отличительную окраску (при пе-
ременном токе фазы А, В и С соответст-
венно желтый, зеленый и красный цвет,
а при постоянном токе — положительная
в красный и отрицательная — в синий
цвет) в виде пометок, нанесенных непос-
редственно на шинах или их изоляции.
Места ответвлений от шинопроводов
должны быть доступны для обслуживания.
В производственных помещениях шинопро-
воды должны устанавливаться на высоте
от уровня пола или площадки обслужива-
ния не менее 3,5 м — для исполнения ЛРОО
и 2,5 м—для исполнений ЛР21 и ЛР31. Вы-
сота установки для шинопроводов исполне-
ний ЛР51, ЛР54 и ЛР65 не нормируется.
В местах, где шинопроводы могут под-
вергаться механическим воздействиям, сле-
дует предусматривать соответствующую за-
щиту от них.
Конструкции, на которых устанавлива-
ются шинопроводы, должны быть несгора-
емыми с пределом огнестойкости не менее
1,5 ч. Проходы шинопроводов через стены,
перекрытия, перегородки должны быть вы-
полнены так, чтобы была исключена воз-
можность проникновения дыма и пламени
из одного помещения в другое через щели
в местах прохода или отверстия в оболоч-
ках шинопроводов, а также — возникнове-
ния тяги через трубы оболочки шинопрово-
дов при вертикальной прокладке их.
Расстояние от токоведущих частей ши-
нопроводов без оболочек (исполнение
ЛРОО) до трубопроводов должно быть не
менее 1 000 мм, а до технологического обо-
рудования не менее 1 500 мм. Для шино-
проводов с оболочками (исполнения ЛР21,
ЛР31, ЛР51, ЛР65 эти расстояния не нор-
мируются. Наименьшее расстояние в свету
между проводниками разных фаз шинопро-
водов без оболочек (исполнение ЛРОО) и
от них до стен зданий и заземленных кон-
струкций должно быть не менее 50 мм, а
до сгораемых элементов здания — не менее
200 мм.
Коммутационные* и защитные аппара-
ты для ответвлений от шинопроводов ис-
полнением ЛР21 и выше должны устанав-
ливаться непосредственно на шинопрово-
дах или вблиз-и пунктов ответвления. Их
следует расположить и оградить так, что-
бы была исключена возможность случайно-
го прикосновения к токоведущим частям,
находящимся под напряжением. Аппара-
ты, установленные на недоступной высоте,
должны иметь различимые с пола или пло-
щадки обслуживания признаки, указываю-
щие включен или отключен аппарат. Для
оперативного управления аппаратами с по-
ла используются тяги и тросы.
По всей трассе шинопроводов без обо-
лочек (исполнение ЛРОО) через каждые
10—15 м, а также в местах, посещаемых
людьми (например, посадочные площадки
для крановщиков), должны быть вывеше-
ны плакаты по технике безопасности.
Для предупреждения сближения про-
водников соседних фаз и недопустимого
приближения их к оболочке шинопровода
при прохождении по ним токов к. з. в не-
обходимых случаях устанавливаются изо-
ляционные распорки.
При прокладке шинопроводов без обо-
лочек (исполнение ЛРОО) в крановых про-
летах необходимо:
неогражденные шинопроводы по фер-
мам прокладывать на высоте не менее
2,5 м от уровня настила моста и тележки
крана; при прокладке его на меньшей вы-
соте, но не ниже уровня нижнего пояса
фермы перекрытия, — предусмотреть огра-
ждения от случайного прикосновения к ним
с моста и тележки крана путем устройства
ограждения в виде навеса на самом кране
под шинопроводом;
участки шинопроводов над, ремонтны-
ми загонами для кранов снабдить огражде-
ниями, предохраняющими от прикоснове-
ния к токоведущим частям с настила те-
лежки крана.
Если шинопровод расположен над этим
настилом на уровне не менее 2,5 м или
в этих местах применены изолированные
проводки, ограждения не требуется. Наи-
меньшее расстояние до изолированных про-
водников определяется из ремонтных усло-
вий; шинопроводы без оболочек, устанав-
ливаемые под краном, необходимо прокла-
дывать в мертвой зоне крана, если он не
имеет мер защиты от механических повре-
ждений.
Для шинопроводов в оболочке любого
исполнения на ток до 630 А, расположен-
ных вблизи технологического оборудова-
ния вне мертвой зоны крана, таких мер за-
щиты не требуется.
4-16. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ
И ПОЖАРООПАСНЫХ ЗОНАХ
1. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
ВО ВЗРЫВООПАСНЫХ ЗОНАХ
Провода и кабели, прокладываемые во
взрывоопасных зонах классов В-1 и В-1а,
должны иметь медные жилы; в зонах ос-
тальных классов допускается применять

§ 4-16] Электрические сети во взрывоопасных и пожароопасных зонах 645
провода и кабели с алюминиевыми жилами.
В последнем случае зажимы машин и ап-
паратов, в которые они вводятся, должны
Сыть предназначены для присоединения
алюминиевых жил.
Во взрывоопасных зонах всех классов
для электропроводок в стальных трубах
разрешается применять только водогазо-
проводные трубы по ГОСТ 3262-62. При-
менение электросварных тонкостенных труб
во взрывоопасных зонах запрещается.
Групповые осветительные линии реко-
мендуется прокладывать вне взрывоопас-
ных помещений. При вынужденной про-
кладке внутри взрывоопасного помещения
число соединительных и ответвительных ко-
робок (фитингов) должно быть по возмож-
ности наименьшим.
Во взрывоопасных зонах всех классов
для сетей напряжением выше 1 кВ кабели
могут применяться только бронированные,
при этом их длина внутри взрывоопасного
помещения должна быть по возможности
ограничена. Кабели для рабочего напряже-
ния выше 1 кВ должны быть проверены
на нагрев током к. з.
Прокладка кабелей напряжением до
1 кВ и выше транзитом через взрывоопас-
ные помещения и установка кабельных
муфт внутри взрывоопасных помещений за-
прещается.
При переходах труб электропроводки
и кабелей из одного взрывоопасного поме-
щения в другое взрывоопасное или невзры-
воопасное, а также наружу — отверстия
в стенах и перекрытиях должны быть тща-
тельно заделаны несгораемыми матери-
алами.
Во взрывоопасных зонах всех классов
сечения проводов и кабелей в сетях напря-
жением до 1 кВ, за исключением ответвле-
ний к короткозамкнутым трехфазным элек-
тродвигателям, выбираются по длительно
допускаемым токам нагрузки, значения ко-
торых определяются в зависимости от ви-
да защитного аппарата (табл. 4-59), но не
менее, чем это требуется по расчетному
току.
Сечения проводников ответвлений к ко-
роткозамкнутым трехфазным электродвига-
телям напряжением до 1 кВ выбирают-
ся на 1,25 /ном тока электродвигателя. Но-
минальный ток плавких вставок предохра-
нителей и ток трогания автоматических вы-
ключателей следует выбирать по возмож-
ности наименьшими по расчетному току
участков сети или номинальному току элек-
тродвигателя, но так, чтобы аппараты за-
щиты не отключали электроустановку при
кратковременных толчках тока (пускозые
токи, пики технологических нагрузок, токи
при самозапуске и т. п.). При этом номи-
нальный ток плавкой вставки предохрани-
телей и ток трогания расщепителя автома-
тических выключателей не должен быть
меньше расчетного тока участка сети или
номинального тока электроприемника.
Во взрывоопасных зонах класса В-1 в
двухпроводных цепях с рабочим нулевым
проводом должны быть защищены от токов
к. з. фазный и рабочий нулевой проводник.
При этом для заземления должен быть
проложен третий нулевой защитный провод-
ник. Для одновременного отключения фаз-
ного и рабочего нулевого проводников дол-
жны применяться двухполюсные выключа-
тели.
Нулевые проводники рабочие, и защит-
ные должны иметь изоляцию, равноценную
с фазными и быть проложенными вместе
с ними в общих оболочках, пучке или трубе.
Допустимые способы и условия выпол-
нения электрических сетей во взрывоопас-
ных зонах различных классов приведены в
табл. 4-60.
Специальные требования по выполне-
нию сетей заземления и зануления во взры-
воопасных зонах приведены в табл. 4-61.
Таблица 4-59
Длительно допустимый ток нагрузки проводов и кабелей
в зависимости от вида защитного аппарата
Защитный аппарат
Предохранители с плавкими
вставками
Автоматический выключатель
с максимальным мгновенным
расцепителем
Автоматический выключатель
с нерегулируемой обратно за-
висимой от тока характери-
стикой
Автоматический выключатель
с регулируемой обратно зави-
симой от тока характеристи-
кой
Длительно допустимый ток
проводов и кабелей с резиновой
или пластмассовой изоляцией
125% номинального тока
плавкой вставки
125% тока трогания рас-
цепителя
100% тока трогания рас-
цепителя
То же
кабелей с
5умажной
изоляцией
100% номинального
тока плавкой
100% тока
расцепителя
То же
80% тока
расцепителя
вставки
трогания
трогания
41а—478

646 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-60
Способы и условия выполнения электрических сетей во взрывоопасных зонах
Класс взрыво-
опасной зоны
Допускаемый
способ выполнения
Условия выполнения
В-1, В-1а, В-16,
В-П, В-Па
В-1г
В-16 в освети-
тельных сетях
И з о л и р о
В стальных во-
догазопроводных
трубах
В стальных во-
догазопроводных
трубах
В стальных ко-
робах
ванные провода
Трубы прокладываются по стенам, п@толкам,
металлоконструкциям зданий, фермам, в полах;
для соединения и ответвления проводов должны
применяться коробки (фитинги): в зонах классов
В-1 и В-Н — взрыво-непроницаемые; в зонах клас-
сов В-1а и В-16 — любого уровня и вида взры-
возащиты; в зонах класса В-На в оболочке со
степенью защиты ЛР54 — пыленепроницаемые;
вводы проводов в электродвигатели, аппараты
и приборы, а также вывод проводов за пределы
взрывоопасного помещения или из одного взрыво-
опасного помещения в другое или наружу выпол-
няется совместно с трубами. При этом на всех пе-
речисленных вводах, выводах и переходах уста-
навливаются разделительные уплотнения
Трубы прокладываются по наружной стороне
стен взрывоопасных помещений, металлоконст-
рукциям технологических установок, по сливо-
наливным эстакадам, по кабельным эстакадам,
по технологическим эстакадам; по технологиче-
ским эстакадам трубы электропроводки прокла-
дываются предпочтительно со стороны трубопро-
водов с негорючими веществами; соединение и
ответвление проводов выполняется в коробках
(фитингах) любого уровня и вида взрывозащиты.
Короба должны быть закрытыми, без перфора-
ции и защищены от попадания внутрь их жид*
костей (воды и др.)
Кабели бронированные напряжением до 1 кВ и выше
Все классы
Все классы
В-1, В-1а, В-16
В-П, В-На
В-1г
Открыто
В каналах
То же
Кабели прокладываются без горючего защит-
ного покрова, по стенам и перекрытиям зданий
и сооружений, по металлоконструкциям техноло-
гических установок — на скобах и кабельных кон-
струкциях
Кабели прокладываются без горючего защит-
ного покрова
В зонах с тяжелыми газами и парами ЛВЖ
не рекомендуется. При вынужденном решении
каналы засыпать песком запрещается; в зонах
с легкими газами и парами ЛВЖ допускается
каналы засыпать песком
Каналы покрываются асфальтом или засыпа-
ются песком
Каналы могут быть полузаглубленными (пли-
ты перекрытия находятся выше уровня окружа-
ющей земли и заглубленными (плиты перекры-
тия ниже уровня окружающей земли и засыпаны
землей); каналы в местах выхода и входа во
взрывоопасные и невзрывоопасные производст-
венные помещения (в том числе в РП и РУ),
должны засыпаться песком на длине 1,5 м; по
всей длине трассы канала через каждые 100 м
делаются перемычки из песка длиной не менее
1,5 м

§ 4-16] Электрические сети во взрывоопасных и пожароопасных зонах 647
Продолжение табл. 4-60
Класс взрыво-
опасной зоны
Допускаемый
способ выполнения
Условия выполнения
Все классы
В туннелях
В-1г
В-1г
В-1г
В-1г
В земле (тран-
шеях)
В блоках
По кабельным
эстакадам
По технологиче-
ским эстакадам
Кабели прокладываются без горючего защит-
ного покрова; туннели должны быть изолирова-
ны от производственных помещений несгораемы-
ми перегородками; отверстия для ка-белей в пе-
регородках отделяющих туннель от производст-
венного помещения, должны быть плотно заде-
ланы несгораемыми материалами; кабельные тун-
нели должны быть обеспечены противопожарны-
ми мероприятиями
Кабели прокладываются с защитным антикор-
эрозионным покровом: в одной траншее должно
быть не более шести ниток кабелей; расстояние
в свету между рядом находящимися траншеями
должно быть не менее 1,2 м
Блоки прокладываются в местах пересечения
трассы кабелей с железнодорожными и автомо-
бильными дорогами; блоки должны быть изоли-
рованы от производственных помещений несго-
раемыми перегородками. Отверстия в перегород-
ках для кабелей должны быть заделаны несго-
раемыми материалами
Кабели прокладываются при больших потоках
их, идущих в одном направлении; кабели долж-
ны быть без горючего защитного покрова; ка-
бельные эстакады должны сооружаться из несго-
раемых строительных материалов; расстояние от
кабельных эстакад до ближайших технологиче-
ских сооружений должно быть не менее:
от резервуарных парков и сливо-наливных
эстакад:
с сжиженными и тяжелыми газами — 25 м?
с ЛВЖ и легкими газами — 20 м;
от наружных технологических установок:
с сжиженными и тяжелыми газами — 15 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 10 м;
от взрывоопасных помещений:
с сжиженными и тяжелыми газами—10 м;
х: ЛВЖ и легкими газами— 10 м;
ответвления (торцы) эстакад для подвода кабе-
лей могут примыкать непосредственно к стенам
взрывоопасных помещений и к наружным техно-
логическим установкам за исключением резер-
вуарных парков; в местах пересечения кабель-
ных эстакад с технологическими кабели должны
быть защищены стальным коробом. Длина за-
щитного короба должна быть равна ширине тех-
нологической эстакады плюс по 0,5 м в обе сто-
роны; расстояние между технологическими тру-
бами и кабелями в свету должно быть не ме-
нее 0,5 м.
Кабели прокладываются при совпадении их
трассы с трассой эстакады; кабели должны быть
без горючего защитного покрова; кабели прокла-
дываются предпочтительно со стороны трубопро-
водов с негорючими веществами

648
Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-60
Класс взрыво-
опасной зэыы
Допускаемый
способ выполнения
Условия выполнения
Кабели небронированные напряжением до 1 кВ
Все классы
В-1, В-И, В-Иа
В-1а, В-16, В-1г
В-1, В-1а, В-16,
В-1г
В-Н, В-Па
В-1, В-Н, В-1г
В-16 и В-Па в си-
ловых сетях
В-1а, В-16 и
В-Па в освети-
тельных сетях
В-1, В-1г и В-И
В-16 и В-Иа в
силовых сетях
В-1а, В-16, В-Па
в осветительных
сетях
В-1, В-1г, В-И
и В-Па
В-1а и В-16
В стальных во-
догазопроводных
трубах — открыто
и скрыто
В стальных ко-
робах
То же
В каналах
То же
Открыто
То же
На тросах
лотках
То же
Допускается прокладывать кабели с металли-
ческой, резиновой или негорючей пластмассовой
оболочкой
Не разрешается
Допускается прокладывать кабели с металли-
ческой, резиновой или негорючей пластмассовой
оболочкой; короба должны быть закрытыми, без
перфорации и защищены от попадания внутрь
их жидкостей (воды и др.)
Не разрешается
Допускается прокладывать кабели с металли-
ческой, резиновой или негорючей пластмассовой
оболочкой; каналы должны быть уплотнены от
попадания пыли и волокон (например, покрыты
асфальтом)
Не разрешается
Допускается прокладывать кабели с металли-
ческой, резиновой или негорючей пластмассовой
оболочкой при отсутствии возможности механи-
ческих и химических повреждений
То же
Не разрешается
Допускается прокладывать кабели с резиновой
или пластмассовой негорючей оболочкой при от-
сутствии возможности механических и химиче-
ских повреждений
То же
Шинопроводы и токопроводы
¦1ПППППП ПРЛ I Нр ПЯЧПРШЯРТГО
Шинопроводы
напряжением до
1 кВ
То же
Не разрешается
Допускается прокладывать шинопроводы с изо-
лированными шинами в защищенных металличе-
ских кожухах (ТР31) с отверстиями диаметром
не более 6 мм. Кожухи должны открываться
только с помощью специального ключа (напри-
мер, торцового); температура шин и выводных
концов не должна превышать установленной
ГОСТ и допустимой для данной группы взрыво-
опасной смеси; неразъемные соединения должны
быть выполнены опрессованием или сваркой,
а болтовые иметь приспособления, не допускаю-
щие самоотвинчивания; шинопроводы в зонах
класса В-1а должны иметь медные шины; в зо-
нах класса В-16 допускаются алюминиевые шины-

§4-16] Электрические сети во взрывоопасных и пожароопасных зонах 649
Продолжение табл. 4-60
Класс взрыво-
опасной зоны
Допускаемый
способ выполнения
Условия выполнения
В-1г
В-1г
Токопроводы от-
крытые напряже-
нием 6—10 кВ
Токопроводы за-
крытые напряже-
нием 6—10 кВ
Конструкция может быть гибкой и жесткой;
прокладываются на специальных эстакадах. Про-
кладывать совместно с технологическими эстака-
дами не разрешается, сооружаются на расстоя-
нии не ближе:
от резервуарных парков и сливо-наливных
эстакад:
с сжиженными и тяжелыми газами — 50 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 25 м;
от наружных технологических установок:
с сжиженными и тяжелыми газами — 30 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 25 м;
от взрывоопасных помещений:
с сжиженными и тяжелыми газами — 20 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 15 м
Исполнение закрытое (ЛР54): прокладываются
на специальных эстакадах. Разрешается прокла-
дывать совместно с технологическими эстакада-
ми и эстакадами КИПиА; сооружаются на рас-
стоянии не ближе:
от резервуарных парков и сливо-наливных
эстакад:
с сжиженными и тяжелыми газами — 50 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 25 м;
от наружных технологических установок:
с сжиженными и тяжелыми газами — 30 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 25 м;
от взрывоопасных помещений:
с сжиженными и тяжелыми газами — 20 м;
с ЛВЖ и легкими газами — 15 м
Сети заземления и зануления электроустановок
во взрывоопасных зонах
Таблица 4-61
Характеристика
электросетей
Выподне! не сетей заземления и зануления
Электросети всех на-
пряжений переменного и
постоянного тока
Электросети напряже-
нием до 1 кВ
Сети с глухозаземлен-
ной нейтралью — зану-
ляющие проводники
Заземляются все элементы электроустановок, включая и те,
которые не требуется заземлять в невзрывоопасных зонах. Это
требование не относится к элементам электрооборудования, ус-
тановленного внутри заземленных оболочек
Допускается применение глухозаземленной и изолированной
нейтрали
В качестве зануляющих проводников используются:
а) нулевые провода — в однофазных осветительных цепях,
за исключением класса В-1;
б) специальный третий провод — в двухпроводных цепя-
с нулевым проводом в помещениях класса В-1;
в) специальный третий или четвертый провод — в одно-,
двух- и трехфазных силовых цепях. Заземляющие про-
водники, перечисленные в пп. «а», «б» и «в», должны
находиться вместе с фазным — в одной трубе или в од-
ной оболочке кабеля;
г) как дополнительные цепи могут использоваться метал-
локонструкции зданий и колонн, трубы электропровод-
ки, металлические оболочки кабелей и т. п.

650 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-61
Характеристика
электросетей
Выполнение сетей заземления и зануления
Сети с глухозаземлен-
ной нейтралью — защит-
ное отключение
Сети с изолированной
нейтралью — заземляю-
щие проводники
Сети с изолированной
нейтралью — контроль
изоляции
Для обеспечения автоматического отключения при замыкании
фазного провода на корпус электрооборудования или на нуле-
вой провод заземляющий проводник должен удовлетворять
следующим условиям:
а) проводимость его должна быть не менее 50% проводи-
мости фазного провода;
б) сечение должно быть таким, чтобы при замыкании на
корпус или на нулевой провод возникал ток к. з., пре-
вышающий не менее чем:
в 4 раза номинальный ток плавкой вставки предохра-
нителя;
в 6 раз номинальный ток расцепителя автоматическо-
го выключателя, имеющего обратно зависимую от тока
характеристику;
в 1,4 раза ток уставки автоматического выключателя с
электромагнитным расцепителем (отсечкой).
а) В качестве заземляющих проводников используются
проводники, специально проложенные для этой цели.
Заземляющие проводники могут прокладываться в об-
щей оболочке с фазными и отдельно от них. Дополни-
тельными цепями заземления могут использоваться ме-
таллоконструкции зданий и колонн, трубы электропро-
водки, металлическая оболочка кабелей и т. п.;
б) заземляющие линии присоединяются к заземлителям по
меньшей мере в двух разных местах и по возможности
с противоположных концов помещения;
в) сечения заземляющих проводников должны составлять
не менее Уз сечения фазных проводов, а при проводни-
ках из разных металлов — не менее Уз проводимости
фазных проводов. Не требуется применения проводов
сечением более чем 25 мм2 для меди; 35 мм2 для алю-
миния и 120 мм2 для стали;
г) магистрали заземления из стальной полосы в производ-
стге ых помещениях с электроустановками напряжени-
ем до 1 кВ должны иметь сечение не менее 100 мм2, а
при напряжении выше 1 кВ — 120 мм2
Должен быть обеспечен автоматический контроль изоляции
с действием на сигнал
2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
В ПОЖАРООПАСНЫХ ЗОНАХ
В электросетях пожароопасных зон всех
классов могут применяться провода и кабе-
ли с алюминиевыми жилами и все способы
открытой и скрытой их прокладки. При
этом, как правило должны применяться за-
щищенные виды проводок (в трубах, коро-
бах, металлорукавах и др.), а также защи-
щенные виды проводов (в тонкой металли-
ческой оболочке и др.).
Все соединения и ответвления неброни-
рованных кабелей сечением до 16 мм2 и про-
водов всех сечений должны выполняться в
коробках, непроницаемых для пыли (ЛР54
или ЛР65).
Общие требования к выполнению элек-
тросетей в пожароопасных зонах те же, что
и в непожароопасных. Специальные требо-
вания по выполнению отдельных видов про-
водок приведены в табл. 4-62.

§ 4-17]
Общие требования
651
Таблица 4-62
Специальные требования к выполнению сетей
в пожароопасных зонах
Класс пожаро-
опасной зоны
Вид или способ
выполнения сетей
Условия выполнения
Все классы
Все классы
Все классы
Все классы
Все классы
П-Ш
Все классы
Все классы
Открыто, защи-
щенными провода-
ми
В трубах — изо-
лированными про-
водами
На изоляторах и
тросах — изолиро-
ванными провода-
ми
Все способы —
кабели брониро-
ванные
Открыто и скры-
то — кабели небро-
нированные
По технологиче-
ским эстакадам
Кабели для пе-
реносных электро-
приемников
Шинопроводы
напряжением до
1 кВ
Защищенные провода с тонкой металлической
оболочкой прокладываются в сухих непыльных по-
мещениях. Допускается прокладывать и в пыль-
ных помещениях, если пыль в присутствии влаги
не образует соединений, разрушающе действую-
щих на металлическую оболочку проводов; в ме-
стах, где могут иметь место механические воздей-
ствия на оболочку проводов, последние должны,
быть защищены трубой, коробом и т. п.
Разрешается применение электросварных тонко-
стенных труб и труб из поливинилхлорида (пласт-
массовые)
Провода должны быть удалены от мест скопле-
ния горючих материалов; прокладываются в ме-
стах, где отсутствует возможность механических,
воздействий (на недоступной высоте, по фермам
и т. п.)
Кабели бронированные допускаются для приме-
нения при всех видах и способах прокладки —
специальных требований к ним не предъявляется;
при открытой прокладке должен быть снят на-
ружный горючий покров
Разрешается применять кабели с резиновой или
поливинилхлоридной изоляцией в свинцовой или
поливинилхлоридной оболочке; при открытой про-
кладке в местах, где могут иметь место механиче-
ские воздействия на кабели, последние должны
быть защищены трубой, коробом и т. п.
Допускается прокладка изолированных прово-
дов в стальных трубах и бронированных кабелей
без наружного горючего покрова; трубы электро-
проводки и кабели прокладываются предпочти-
тельно со стороны трубопроводов с негорючими
веществами
Для переносных электроприемников должны
применяться шланговые кабели
Шинопроводы должны быть в металлических
защищенных кожухах (ЛР31) с отверстиями диа-
метром не более 6 мм; шины могут быть медными
и алюминиевыми; в помещениях класса П-1 и П-П
на всем протяжении шины должны быть изолиро-
ванными; неразъемные соединения шин должны
быть выполнены опрессованием или сваркой, а
болтовые иметь приспособления, не допускающие
самоотвинчивания
Д. ЗАЩИТА СЕТЕЙ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 000 В
4-17. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
Аппараты защиты. Отключающая спо-
собность аппаратов защиты от токов к. з.
должна соответствовать реально возмож-
ным их значениям в защищаемом участке
сети.
При расчете тока к. з. необходимо воз-
можно полнее учитывать индуктивные и ак-
тивные сопротивления всех элементов ко-
роткозамкнутой цепи и активные сопро-
тивления всех переходных контактов
этой цепи (болтовые на шик ах, ввод-
ные зажимы и разъемные контакты аипара-

652 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
тов и контакт в месте к. з.). При отсутствии
Достоверных данных о числе и сопротивле-
нии контактов в короткозамкнутой цепи
рекомендуется их сопротивление учесть со-
вокупно путем введения в расчет активного
сопротивления:
при к. з. на щите подстанции 0,015 Ом;
на цеховых РП и на зажимах аппара-
тов, питаемых радиальными или магист-
ральными линиями от щитов подстанций,
0,02 Ом ;
на вторичных цеховых РП, как и на
зажимах аппаратов, питаемых от первич-
ных РП, 0,025 Ом;
на зажимах аппаратов, получающих
питание от вторичных РП, 0,03 Ом.
Расчетные значения коэффициентов для
определения ударного тока ку и наиболь-
шего действующего значения полного тока
к, при к. з. вблизи зажимов трансформато-
ров на стороне до 1 000 В могут быть при-
няты в среднем равными 6У=1,3; Лг = 1,15,
а при к. з. в более удаленных точках к7 =
= к=\.
Допускается выбор аппарата защиты
по величине его «одноразовой предельной
коммутационной способности» (ОПКС), т.е.
наибольшей величине тока к. з., при которой
выключатель способен коммутировать цепь
безопасно для обслуживающего персонала,
но после отключения которой пригодность
выключателя к дальнейшей эксплуатации не
гарантируется (ГОСТ 9098-70). При отсут-
ствии иных заводских данных ОПКС для
всех величин расцепителей, встраиваемых в
данный выключатель, может быть принята
равной предельной коммутационной спо-
собности выключателя с наибольшим из
его расцепителей. При защите сетей плавки-
ми предохранителями они должны устанав-
ливаться на всех нормально незаземленных
полюсах или фазах и в нулевых и ней-
тральных проводниках двухпроводных це-
пей в обслуживаемых неквалифицирован-
ным персоналом нормальных помещениях с
сухими плохо проводящими полами (жи-
лых, конторских, торговых и складских).
В нулевых и нейтральных проводниках
двухпроводных ответвлений от этажных
щитков на лестничных клетках жилых зда-
ний установка предохранителей не требует-
ся. Установка плавких предохранителей в
нулевых и нейтральных проводниках трех-
и четырехпроводных цепей, а также в нуле-
вых проводниках двухпроводных цепей в
местах, где требуется заземление, запре-
щается.
При защите сетей автоматическими вы-
ключателями максимальные расцепители
должны устанавливаться на всех нормаль-
но незаземленных полюсах или фазах.
При защите сетей с изолированной ней-
тралью в трехпроводных сетях трехфазного
тока и двухпроводных сетях однофазного
или постоянного тока допускается устанав-
ливать максимальные расцепители автома-
тических выключателей в двух фазах при
трехпроводных сетях и в одной фазе (по-
люсе) при двухпроводных. При этом в пре-
делах одной и той же установки защиту
следует осуществлять в одних и тех же по-
люсах или фазах.
Максимальные расцепители в нулевых
и нейтральных проводниках допускается ус-
танавливать при условии, что при их сра-
батывании отключаются от сети одновре-
менно все проводники, находящиеся под
напряжением.
Аппараты защиты допускается не уста-
навливать в местах:
снижения сечения питающей линии по
ее длине и на ответвлениях от нее, если за-
щита предыдущего участка линии удовлет-
воряет требованиям защиты участка со сни-
женным сечением (как линии, так и ответ-
вления) или если незащищенные участки
линии выполнены с 1фопускной способно-
стью «е менее половины пропускной спо-
собности защищенного участка линии;
ответвлений от питающей линии к элек-
троприемникам малой мощности (лампам,
бытовым приборам и т.д.), если питающая
их линия защищена аппаратом с уставкой
не более 20 А;
присоединений к питающей линии про-
водников цепей управления, измерения и
сигнализации, отключение которых может
повлечь за собой опасные последствия (от-
ключение пожарных насосов, вентиляторов,
предотвращающих образование взрывоопас-
ных смесей газов или пыли, некоторых ме-
ханизмов собственных нужд электростан-
ций и т.п.), если цепи, выходящие за пре-
делы соответствующей машины, агрегата
или РУ выполнены проводниками в трубах
или в металлической или другой негорючей
оболочке;
присоединений к питающей линии про-
водников цепей измерения, управления и
сигнализации независимо от способа их
прокладки, если эти проводники не выхо-
дят за пределы соответствующих машины
или щита.
Защита от токов короткого замыкания.
Защита от токов к. з. (см. табл. 4-64) дол-
жна действовать с минимальным временем
отключения и по возможности селективно.
Она должна надежно отключать любые
виды к. з. в самых удаленных точках за-
щищаемой линии, в том числе и замыка-
ния на землю только одной фазы или од-
ного полюса, если нейтраль установки за-
землена. При этом каждая вышележащая
ступень защиты обязательно должна слу-
жить резервом на случай неисправности
ближайшей нижележащей ступени, т. е. она
тоже должна отключать наибольшие воз-
можные одно- и многофазные токи к. з. в
конце линии, защищаемой нижележащей
ступенью защиты, но с несколько большей
выдержкой времени, достаточной для обес-
печения селективности. Последнее достига-
ется рациональной конструкцией схемы се-
ти, подбором сечений, длин отдельных уча-
стков, соответствующим выбором числа сту-
пеней защиты и недопущением чрезмерно
большой разницы в уставках тока трогания
защиты соседних ступеней.
Для снижения времени, обеспечения на-
дежности и правильности действия защиты

§ 4-17]
Общие требования
653
от токов к. з. необходимо во всех случаях
выбирать номинальные токи плавких вста-
вок предохранителей и уставки автомати-
ческих выключателей по возможности ми-
нимальными, однако такими, которые не
отключали бы установку при нормальных
для нее кратковременных перегрузках (пус-
ковых токах, пиках технологических нагру-
зок, токах при самозапуске и т. п.).
При этом сечение проводников следует
выбирать таким образом, чтобы по отноше-
нию к их длительно допустимым токовым
нагрузкам /д уставки защитных аппаратов
имели кратность, не превышающую норм
табл. 4-64.
Защита от перегрузки. В сетях, защи-
щаемых от перегрузки (см. табл. 4-63), сле-
дует выбирать:
плавкие вставки предохранителей или
расцепители автоматических выключате-
лей — по расчетному току и с учетом воз-
можных пиков тока, чтобы они не отключа-
ли электроустановку при нормальных для
нее кратковременных перегрузках (пуско-
вых токах, пиках технологических нагру-
зок, токах при самозапуске и т.п.);
Таблица 4-63
Характер требуемой защиты в зависимости от назначения сети
и вида проводки
Назначение сети
Вид проводки
Характер требуемой
защиты
Сети всех назначений
То же, но внутри помещений
Осветительные сети, включая сети для бы-
товых и переносных электроприемников в
жилых и общественных зданиях, торговых
помещениях, служебно-бытовых помещени-
ях промпредприятий, а также в пожаро-
опасных производственных помещениях
Силовые сети промпредприятий, в жилых
и общественных зданиях и торговых поме-
щениях только, когда по условиям техно-
логического процесса илн режима работы
сети может возникать длительная перегруз-
ка
То же, но когда в нормальных условиях
технологического процесса или режима ра-
боты сети длительная перегрузка не может
возникать
Сети всех назначений в пожаро- и взры-
воопасных помещениях
Все
Открытая проводка
незащищенными прово-
дами с горючей оболоч-
кой
Защищенные провод-
ники и проводники, про-
ложенные в несгораемых
строительных конструк-
циях
Все проводки, выпол-
ненные проводами и ка-
белями
То же
Все виды проводок
Защита от токов
к. з.
Защита от токов
к. з. и перегрузки
То же
Защита от токов
к. з.
См. § 4-16
Таблица 4-64
Предельно допустимое соотношение между уставкой /3 аппарата защиты
и допустимой длительной токовой нагрузкой /д проводника,
защищаемого от токов к. з.
Тип защитного аппарата
Плавкий предохранитель
Автоматический выключатель, имеющий
только максимальный мгновенно действую-
щий расцепитель (отсечку)
Автоматический выключатель с нерегули-
руемой обратно зависимой от тока характе-
ристикой (независимо от наличия или от-
сутствия отсечки)
'з
Номинальный
плавкой вставки
Так уставки
Номинальный
расцепителя
|
ток
ток
V100
'д %
300
450
100

654 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Тип защитного аппарата
Автоматический выключатель с регули-
руемой обратно зависимой от тока харак-
теристикой
Такой же выключатель с дополнительным
элементом, осуществляющим мгновенное от-
ключение (отсечку)
Продолжение табл. 4-64
'з
Ток трогания зависи-
мого расцепителя
Ток уставки для отсеч-
ки
Ток трогания зависи-
| мого расцепителя
/3.1<Х>
150
Не ограничивается
150
Примечание. Повышение табличных норм кратности допускается только в тех случаях,
когда шкала уставок аппарата защиты не совпадает со шкалой допустимых токовых нагрузок про-
водников; в этих случаях допускается выбор шюводннка ближайшего меньшего сечения, но не мегчее
чем это требуется по расчетному току.
проводники — по расчетному току та-
ким образом, чтобы допустимые длительные
токовые нагрузки /д были в определенном
соотношении с уставками тока защитных
аппаратов согласно данным табл. 4-65. Ис-
ключение составляют ответвления к дви-
гателям с короткозамкнутым ротором во
взрывоопасных помещениях, для которых
можно выбирать проводники с пропускной
способностью не менее 125% номинального
тока двигателя независимо от величины вы-
бранной уставки защиты.
Места расположения аппаратов защиты.
Аппараты защиты следует устанавливать в
доступных для обслуживания местах так,
чтобы была исключена возможность их ме-
ханических повреждений; во всех местах
сети, где сечение проводника уменьшается
(по направлению к местам потребления
электроэнергии), или в местах, где это не-
обходимо для соблюдения селективности и
взаиморезервирования защиты разных сту-
пеней сети. Их по возможности должны ус-
танавливать непосредственно в местах при-
соединения защищаемых проводников к пи-
тающей линии; длина незащищенного уча-
стка ответвления (от питающей линии до
места установки защитного аппарата) не
должна быть более 3 м при прокладке про-
водов в стальных трубах или проводников
в металлических оболочках и при открытой
прокладке проводов по несгораемым по-
верхностям в непожаро- и невзрывоопасных
помещениях. Пропускная способность про-
водников этого участка и проводников, от-
ветвляющихся от шин распределительного
щита к аппарату защиты, установленному
в пределах того же щита, должна быть не
менее расчетного тока ответвления. Для от-
ветвлений, выполняемых в труднодоступных
местах (например, на большой высоте), ап-
параты защиты допускается устанавливать
на расстоянии до 30 м от точки ответвле-
ния в удобном для обслуживания месте
(например на вводе в РП, в пускателе элек-
троприемника и др.). при этом пропускная
способность проводников ответвления дол-
жна быть не менее расчетного тока, но не
менее 10% пропускной способности защи-
щенного участка магистрали.
Таблица 4-65
Минимальное соотношение между допустимой длительной токовой нагрузкой /д
проводника, защищаемого от перегрузки, и током уставки аппарата защиты /3
Вид и условия проводки,
тип проводника
Проводники с резиновой и
аналогичной по тепловой ха-
рактеристике изоляцией внутри
жилых и общественных зданий
То же, но в невзрыво-и непо-
жароопасных производствен-
ных помещениях промпред-
приятий (по пожаро- и взрыво-
опасным помещениям см.
§ 4-16)
Аппараты защиты
Плавкий предохрани-
тель
Автоматический вы-
ключатель, имеющий
только максимальный,
мгновенно действующий
расцепитель
Го же
/з
Номинальный ток
плавкой вставки
Ток уставки
То же
125
125
100

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
655
Продолжение табл. 4-65
Вид и условия проводки,
тип проводника
Кабели с бумажной изоляци-
ей (для всех помещений)
Проводники всех марок (для
всех помещений)
Провода и кабели с резино-
вой и аналогичной по тепловой
характеристике изоляцией (для
всех помещений)
Кабели с бумажной изоляци-
ей (для всех помещений)
Аппараты защиты
Автоматический вы-
ключатель, имеющий
только максимальный,
мгновенно действующий
расцепитель
Автоматический вы-
ключатель с нерегулируе-
мой обратно зависимой
от тока характеристикой
(независимо от наличия
или отсутствия отсечки)
Автоматический вы-
ключатель с регулируе-
мой обратно зависимой
от тока характеристикой
То же
/з
Ток уставки
Номинальный
ток расцепителя
/ .100
'а к
100
100
Ток трогания за- 100
висимого расцепи-
теля
4
То же
80
Примечание. Если требуемая допустимая длительная токовая нагрузка / д проводника,
определенная по норме этой таблицы, не совладает с данными таблиц допустимых длительных на-
грузок, допускается применение проводника ближайшего меньшего сечения, но не менее чем это тре-
буется по расчетному току.
Установка аппаратов защиты во всех
случаях должна быть выполнена так, чтобы
при оперировании с ними или при их авто-
матическом действии была исключена опас-
ность для обслуживающего персонала и по-
вреждения окружающих предметов.
Аппараты защиты с открытыми токове-
дущими частями должны быть доступны
для обслуживания только квалифицирован-
ному персоналу.
Автоматы и предохранители пробочно-
го типа должны включаться в сеть так,
чтобы при вывинченной пробке винтовая
гильза оставалась без напряжения. Для
этого защищаемый (отходящий) проводник
должен быть присоединен к винтовой гиль-
зе предохранителя (автомата).
4-18. ВЫБОР УСТАВОК ЗАЩИТЫ
1. ПЛАВКИЕ ПРЕДОХРАНИТЕЛИ
Номинальный ток требуемой плавкой
вставки предохранителей определяется:
по условиям нагрева
/ном ^ /Р; (4-21)
по условиям перегрузок пусковыми то-
ками
/п<0,5/пл; (4-22)
по условиям селективности (0,75—0,5) X
Х/б>(1,25— 1,5)/м, откуда
*б > (1,7 —3)*м; (4-23)
где /р — расчетный ток линии; /п — пик
тока, пусковой ток или ток к. з. в линии;
/пл—ток, способный расплавить вставку
за время, равное продолжительности /п;
*б и ^м — время плавления (определенное
по защитным характеристикам) большей
и меньшей плавких вставок при /п.
Ток /нл определяется по защитным ха-
рактеристикам (рис. 4-5).
В табл. 4-66 приведены данные расче-
тов (по 4-23) при соотношении /б>3/м, со-
ответствующем условию наихудшего соче-
тания наибольших возможных отклонений
действительных характеристик стандартных
плавких вставок от их типовых характери-
стик, а в табл. 4-67 — при соотношении
/б>1,7/м, соответствующем условию наи-
худшего сочетания средних отклонений.
Вместо (4-22) в практике обычно вы-
бирают плавкую вставку по (4-24) — (4-26)
в следующих случаях:
для защиты ответвлений к одиночным
двигателям при редких и легких пусках
'ном — Г» Г »
2,0
(4-24)
при частых и длительных (тяжелых)
пусках, как, например, у двигателей кранов
и других механизмов повторно-кратковре-
менного режима работы или у механизмов
с большим маховым моментом и большим
моментом сопротивления, например у цен-
трифуг,
/ном = ^ ; (4-25)
ном (1,6 — 2,0) ' 1 '

656 Общие вопросы проектирозания электрических сетей [Разд. 4
для защиты линий, питающих более од-
ного двигателя, если известен расчетный
ток линии /Р и пусковой ток /п того дви-
гателя, у которого он наибольший,
Рис. 4-5. Семейство защитных характеристик
плавких вставок предохранителей серии
ПН2. На кривых обозначены номинальные
токи плавких вставок. Наибольшие мгновен-
ные значения тока к. з., пропускаемого пре-
дохранителями ПН2-100 и ПН2-250, равны
примерно 5 к А. Плавкие вставки 200 и 250 А
предохранителя ПН2-400 пропускают боль-
шие токи.
Таблица 4-66
Номинальные токи последовательно
включенных плавких вставок
предохранителей ПН2,
обеспечивающих особо надежную
селективность
Номиналь-
ный ток
меньшей
;авкой
вставки
'в.м- А
30
40
50
60
80
100
120
150
200
250
300
400
Номинальный ток большей плавкой
вставки /вб, А, при /к.3/'в.б.
10
50
| 60
| 80
100
120
120
150
200
250 |
| 300
400
600
20
60
80
100
120
120
120—
150
200
250
300 |
400
500
Более
1 600
50
120
120
120
150
200
250
300
300
400 |
600
Более
600
100
150
200
250
250
250
250
300
300
400
Более
600
150
и более
200
200
250
250
250
250.
300
300
400
Более
600
Продолжение табл. 4-66
Обозначения: У вб—номинальный ток.
А, большей вставки (защищающей магистраль);
'р. м—то же меньшей вставки, А (защищающей
ответвление); /к 3 — ток короткого замыкания в
ответвлении, А.
Таблица 4-67
Номинальные токи
последовательно включенных
плавких вставок
предохранителей ПН2,
обеспечивающих надежную
селективность
Номи-
нальный
гок мень-
шей плав-
кой встав-
ки 'в.м- А
30
40
50
60
80
100
120
150
200
250
300
400
Номинальный ток большей плавкой
10
40
50
60
80
100
120
150
200
250
300
400
500
вставки /в б. А, при /к.3//в.м
20
50
60
80
100
120
120
150
200
250
300
400
Более 600
50
80
100
120
120
120
150
250
250
300
400
Более 600
—
100 и более
120
120
120
120
150
150
250
250
300
Более 600
—
Примечание. Обозначения см. в табл.
4-66.
2. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
СЕРИИ АВМ
Типовые защитные характеристики вы-
ключателей АВМ с расцепителями типов
1, 2 или 3 показаны на рис. 4-6—4-8.
У выключателей с расцепителями типа
1 регулируется только уставка тока мгно-
венного отключения /МГн от / мгн до / мгн
(рис. 4-6). У выключателей с расцепителя-
ми типа 2 (рис. 4-7) регулируются уставки
тока трогания защиты от перегрузки /церегр
от минимального значения /перегр До мак-
симума / перегр и уставки защиты от
токов к. з. Величина /к.з регулируется от
/К.3Д° ^к.з- Кроме того, у них регулируется
уставка времени Перегр действия защиты от
перегрузки при наименьшем токе трогания
от /макс > 10 с до /мин = 0. Однако устой-
чивые значения уставок времени получают-
ся лишь при *мин>3 с. Регулировкой уста-
вок /перегр, /к.з И /перегр МОЖНО у ЭТИХ рас-

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
657
целителей получить любую желаемую ха-
рактеристику в зоне площади 1-4-5-6-3-8-7-1
(рис. 4-7), например, кривую 4-5-6, или 1-5-6,
или 1-2-3, или 4-2-3 и подобные им кривые,
начиная с любой точки уставки времени на
отрезках прямых 1-7 или 4-9. Устойчивая
работа возможна, когда уставки токов и
времени высшей ступени превышают устав-
ки низшей примерно в 1,3 раза.
0,5
~0,095\
~0,0бк
у? т77
Рис. 4-6. Зоны возможных защитных харак-
теристик расцепителя типа 1 выключателей
АВМ.
1 переер х первгр
Рис 4-7. .Зоны возможных защитных харак-
теристик расцепителя типа 2 выключа-
телей АВМ.
Для удобства изображения семейства
характеристик всей серии выключателей в
качестве средней характеристики для рас-
цепителя типа 2 каждой величины обычно
принимается кривая 1-5-6-10.
У выключателей с расцепителямн типа
3 регулируются уставки тока и времени по-
добно выключателям с расцепителямн ти-
па 2. Кроме того, они могут заказываться
с селективными приставками, осуществля-
ющими независимые от величины токов к. з.
выдержки времени *к.з = 0,25; 0,4 или 0,6 с
(рис. 4-8). Регулировка ^к.з на месте мон-
тажа и эксплуатации возможна, но требует
разборки селективной приставки.
Семейства средних характеристик се-
рий расцепителей типов 1, 2 и 3 приведены
на рис. 4-9—4-11.
Номинальные токи катушек максималь-
ных расцепителей /ном, уставки токов
трогания защиты /перегр, /к.з и уставки
1А
*нг=0,6
=0,25'
0,1
0,05
Рис. 4-8. Зоны возможных защитных харак-
теристик расцепителя типа 3 выключателей
АВМ.
500 1000 2000 5000 Ю00А
Рис. 4-9. Семейство средних защитных ха-
рактеристик выключателей АВМ с расцепи-
телямн типа 1. На кривых обозначены номи-
нальные токи расцепителей.
100 200 500 1000 2000 500010000А
Рис. 4-10. Семейство средних защитных ха-
рактеристик выключателей АВМ с расце-
пителямн типа 2. На кривых обозначены но-
минальные токи расцепителей.

658 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
времени /перегр и ?к.з следует выбирать:
по условиям нагрева расчетным током
для всех типов расцепителей
/ном ^ /Р; (4-27)
по условиям перегрузки пусковыми то-
ками для расцепителей типа 1
/мгн » 1,25/п, (4-28)
а для расцепителей типов 2 и 3, руководст-
вуясь заводскими данными их защитных
характеристик,
/к.з > /„; (4-29)
*перегр > 1,5 /„, (4-30)
где ^перегр — время действия защиты от пе-
регрузки при фактически ожидаемом пус-
ковом токе /п; 1п — фактически ожидаемая
длительность пускового тока.
с
ВО
ц^ <^> р^ёй Йё^^^
[V
ч"\
КЬЫ
^"г'чРг
Ш$^5
тр&^с"
тТпо^о
111Т^^
ТнШЬ
]ЛЦ Уг'УгУ
>Н | | щи
'-
^
^^гЧ>1
^З^ьШ
ч5ч7^!Кг8л
^МЧчпЯУ
^щп!
\'Ят/яжШа
11 11т
1
ОД
Ш
4,25
0,1 . , _
100 200 500 1000 2000 500010000А
Рис. 4-11. Семейство средних защитных ха-
рактеристик выключателей АВМ с расцепи-
телями типа 3. На кривых обозначены но-
минальные токи расцепителей.
При этом можно исходить из того, что
выключатель с уставками расцепителей,
равными / Перегр' ^к.зи *перегр = *макс (кри-
вая 1-5-6-10, рис. 4-7) не будет отключать
пусковые токи, равные 0,6 /кз Для расце-
пителя типа 2 или 0,75 / к 3 для расцепите-
ля типа 3, если длительность этих токов не
превышает 2 с.
При выборе катушек расцепителей по
условиям селективности следует учиты-
вать, что для расцепителей типов 1 и 2 во
всех случаях, где ожидаемый ток к. з. в ли-
нии, защищаемой меньшими выключателя-
ми, превышает /мгн или /к 3 большего вы-
ключателя, селективность не может быть
обеспечена, а для расцепителя типа 3 она
обеспечивается всегда, если /н ом и уставки
/перегр, /к.з, ^перегр И ^к.з боЛЬШеГО ВЫКЛЮ-
чателя превышают эти уставки у меньшего
выключателя. Во всех случаях у расцепи-
телей типа 3 уставки ^к.з надо выбирать по
возможности минимальными (0,25 с), допус-
кая большие уставки лишь для многосту-
пенчатых схем защиты и, учитывая, что
большие уставки /к.з во многих случа-
ях затрудняют получение селективности
действия защиты трансформатора на сторо-
не высшего напряжения.
3. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
СЕРИИ «ЭЛЕКТРОН»
С ПОЛУПРОВОДНИКОВЫМИ РЕЛЕ
МАКСИМАЛЬНО-ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ (МТЗ)*
Зоны возможных защитных характери-
стик выключателей «Электрон» с полупро-
водниковыми реле МТЗ типов 1 для пере-
менного и 3 для постоянного тока показа-
ны на рис. 4-12, а типов 2 для переменно-
го и 4 для постоянного тока — на рис. 4-13.
Реле МТЗ типов 1 и 3 имеют по пять
рукояток, с помощью которых можно плав-
но регулировать уставки тока (кратные но-
минальному току /ном реле МТЗ) и време-
ни действия защиты между их возможны-
с
500
200
150
100
50
20
15
10
5
2
V
1
0,5
0,1
0,05
0,01
0,005
0,001,
* А\
^ перегрет
1
1$^
^«срм/Лу^Ч,
Ж
• ь пуск ¦*
"" "^пуск'
_**-»
0,У5-С
-&??'
1перегр\<
>-4
20.
-*-
7
4г—
1Р
25
А
ТУ
[е
\
X,
{^
перегр
и А
^
ь
Л
N1
^ N
^ЧЛ'
N. \
^Ч|
А
\\
л
V:
и
>
1
ч-
1
1—
к.
и.
*?
Т\4
ч?>
тЧ1Л
^?п
т*м
\:<
1
~т 1!
4 *
1 1!
1 '¦ 1 "1
-им
гп
-Т + 1
-И-
1 1 1
ч|] \
ГК 1 "" "
1
у11 аП -
\|
Ьс
ч1ь-
II ¦
II 1
1
II 1
кггТ~"
лг "Г "~
4н
— (
г—\
•-Р-— -1
4
-3
г —
Г"ч
1
0,8 1 1,2 V 2
5 4 5
10 12 15 20
Рис. 4-12. Зоны возможных защитных харак-
теристик (средние значения) полупроводни-
ковых реле МТЗ типов 1 (переменного то-
ка) и 3 (постоянного тока) автоматических
выключателей «Электрон».
О — уставки тока и времени, обозначенные на
шкалах у регулировочных рукояток; фактически
регулировка может осуществляться плавно между
минимальным (индекс — штрих) и максимальным
(индекс —два штриха) значениями.
Уставка 12 /н (точка П) имеется только у вы-
ключателей 630, 1 000, 1 600 А переменного тока.
Вместо уставки 8 /н (точка Н) у выключателей
4 000 А имеется уставка 6 /н#

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
659
ми крайними значениями (см. рис. 4-12):
рукояткой /— уставку тока трогания
= 0,8 /ном
перегр'
защиты от перегрузки от /
до 'перегр ==1»5 'ном;
рукояткой 2 — уставку тока трогания
защиты от к. з. от /к.3=4 /НОм до/кз=
•= 12 /ном;
рукояткой 3—уставку времени сраба-
тывания защиты от перегрузки (при устав-
ке тока трогания этой защиты, равной
/ном) от I
перегр
=100 с до (
перегр
= 200 с;
рукояткой 4 — уставку времени сраба-
тывания защиты при токе, равном 6 /Ном,
от 'пуск=4 с до /пуск =20 с;
рукояткой 5—уставку времени сраба-
тывания защиты при токах к. з. от *к#3=
= 0,25 с до /к.з=0>7 с-
Если по соображениям селективности
выдержка времени при отключении токов
к. з. не требуется, можно на контрольной
панели, имеющейся вблизи регулировочных
рукояток, переключить перемычку из поло-
жения «замедленное» в положение «мгно-
венное». В этом случае отключение токов
к. з. будет осуществляться только с собст-
венным временем действия выключателя,
примерно равным 0,025—0,035 с для выклю-
чателей ЭОб и 0,045—0,06 с для остальных
типов этих выключателей (пунктирные
линии).
Наклон защитных характеристик зада-
ется рукоятками 3 и 4, с помощью которых
можно получить любое направление линий
ДИ, ДК, ДЛ, ЕЙ, ЕК, ЕЛ, ЖИ, ЖК или
ЖЛ. Далее в зависимости от значений ус-
тавок, выбранных остальными рукоятками,
можно получить любую характеристику
(средние значения) в зоне площади
АЖШМТСРПИХГ. Например, кривые
ГХМТ, ГЦМТ или ГШМТ и т. д. в любой
комбинации уставок по любому выбранно-
му наклону характеристики.
с
1,5
1
0,5
0,1
0,05
0,01
$ I
_т/ I
1мзи
1
0,8
||^,
Гг
1К-
Л
//;
^
С"
т//
»-
1
21,
5,
±
ь:
с=:
7 с
* <
3
*-нош
1 5
Рис. 4-13. Зоны возможных защитных харак-
теристик (средние значения) полупроводни-
ковых реле МТЗ типов 2 (переменного тока)
и 4 (постоянного тока) автоматических вы-
ключателей «Электрон».
Реле МТЗ типов 2 и 4 имеют только
по одной рукоятке, с помощью которой
можно плавно регулировать уставку тока
отключения перегрузок от 1 до 2 /ном.
Время отключения не регулируется, оно
равно собственному времени действия вы-
ключателя.
Уставки следует выбирать:
по условиям нагрева расчетным то-
ком — чтобы
/ном^/р; (4-31)
по условиям перегрузки пусковыми то-
ками (или пиками нагрузки) /п — чтобы ус-
тавки /к.з и ^пуск по выбранной защитной
характеристике (рис. 4-12) не менее чем в
1,5 раза превышали фактически ожидаемые
величину и длительность /п;
по условиям /селективности — таким об-
разом, чтобы выключатель вышележащей
ступени защиты (ближе к источнику пита-
ния) имел такую защитную характеристи-
ку, у которой время действия при любом
значении тока перегрузки и короткого за-
мыкания превышало примерно в 1,5 раза
время действия при том же токе у выклю-
чателя нижележащей ступени защиты
(ближе к нагрузке); уставки времени дей-
ствия защиты при пусковых токах (пиках
нагрузки) и при токах к. з. следует выби-
рать как всегда по возможности минималь-
ными, учитывая, что у этих расцепителей
они к тому же могут быть легко подрегу-
лированы в процессе эксплуатации.
4. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
СЕРИИ А3100
Типовые защитные характеристики вы-
ключателей с тепловыми расцепителями
приведены на рис. 4-14 (справа), а для
выключателей с комбинированными расце-
пителями— на рис. 4-14 (слева) и 4-15.
У выключателей с электромагнитными рас-
цепителями характеристики подобны ком-
бинированным расцепителям, но в них от-
сутствует зависимая часть характеристики
Номинальный ток /НОм требуемого рас-
цепителя любого типа по условиям нагрева
должен быть не менее
'ном ^ /р,
(4-32)
а по условиям перегрузок пусковыми тока-
ми для выключателей с комбинированными
расцепителями /к должен удовлетворять
соотношению
>
/п
(4-33)
где к рекомендуется определять по типо-
вым защитным характеристикам (рис. 4-14
и 4-15) с учетом возможных отклонений
от них в пределах гарантируемых заводом
допусков. При отсутствии заводских харак-
теристик можно с достаточной для прак-
тических целей точностью пользоваться
данными табл. 4-68*
Для выключателей с электромагнитны-
ми расцепителями /Ном по условиям пере-

660 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
грузок определяется как для выключателей
с комбинированными расцепителями, но в
(4-33) независимо от частоты и длитель-
ности пуска значения к принимаются по
табл. 4-68 (длительность пуска 2 с).
Селективность при защите выключате-
лями с комбинированными или электромаг-
нитными расцепителями не может быть
обеспечена во всех случаях, где ток к. з.
в линии, защищаемой меньшим выключате-
лем, может быть больше уставки на ток
мгновенного срабатывания большего вы-
ключателя.
У выключателей, имеющих только теп-
ловые расцепители, селективность может
быть обеспечена при условии
/ном.б ~ 1,5/ном.м. (4-34)
Таблица 4-63
Значения к в формуле (4-33)
Тип вы-
ключа-
теля
А3110
А3120
А3130
А3140
Номиналь-
ный ток
расцепи-
теля, А
15
20—40
50—100
15, 20
25, 30
40, 60
80, 100
120—250
250—600
Значение к
при не-
большой
частоте
и дли-
тельности
пусков
до 2 с
7
7
7
12
12
8
7
6
6
при большой
частоте или
длительно-
сти пусков до
5с | 20 с
3
4
4
4
6
8
7
6
6
2
2
3
2
2,5
3,5
6
6
6
5. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
СЕРИИ А3700
а. С расцепителями полупроводнико-
выми максимального тока серии РП*, с за-
щитой, действующей с выдержкой времени
в зонах перегрузки и токов к. з. (селек-
тивными). Такие расцепители встраивают-
ся в выключатели третьей и четвертой ве-
личины (до 400 и до 630 А). Зоны их воз-
можных защитных характеристик (сред-
ние значения) показаны на рис. 4-16, а.
Эти расцепители имеют по четыре регули-
ровочные рукоятки, с помощью которых
можно плавно регулировать уставки тока
и времени действия защиты между их воз-
можными крайними значениями:
рукояткой / — уставку номинального
тока расцепителя /ном.р. У каждого рас-
цепителя уставка регулируется от /НОм.р =
=/ном.р (минимума) до /ном.р = /н0м.р
(максимума), причем / ном.р =0>64 /н0м.р
например, у меньшего из двух возможных
расцепителей выключателя третьей величи-
ны можно выбрать любую уставку /ном-р
в пределах между /Номр=160 А и / ном.р =
= 250 А.
Для каждой выбранной уставки /ном.р
сохраняются все номинальные соотноше-
ния, показанные на рис. 4-16, начиная с
уставки тока трогания защиты от пере-
грузки, равной 1,25 /ном.р (точка А);
рукояткой 2 — уставку тока трогания
ЗащИТЫ ОТ К. 3. ОТ /кз =3 /ном.р до /к.3 —
= 10 /ном.р;
рукояткой 3 — уставку времени сраба-
тывания защиты при токе, равном 6 /ном.р,
от 'пуск =4 с Д° 'пуск =16 с5 1
рукояткой 4 — уставку времени сраба-
тывания защиты при токах к. з. от I к_з=
= 0,1 с до /^3=0,4 с.
В зависимости от величины уставок,
выбранных рукоятками 2, 3 и 4, можно
для каждого значения /ном.р получить лю-
бую характеристику в зоне площади
АРБМЛКДЕА в любой комбинации регу-
лируемых уставок (см. рис. 4-16 примеча-
ние 3).
Усгавки следует выбирать:
по условиям нагрева расчетным током
/ном.р > /Р, (4-35)
по условиям перегрузки пусковыми то-
ками (или пиками нагрузки) /п, чтобы
уставки /к.з и /пуск по выбранной защит-
ной характеристике (рис. 4-16) не менее
чем в 1,5 раза превышали фактически ожи-
даемые величину и длительность /п;
по условиям селективности — аналогич-
но изложенному выше для выключателей
серии «Электрон» с реле МТЗ.
б. С расцепителями полупроводниковы-
ми, как в п. «а», но без защиты в зоне
перегрузки. Эти расцепители встраиваются
в выключатели только третьей и четвертой
величины. Зоны их возможных защитных
характеристик (средние значения) показа-
ны на рис. 4-16, б.
Все сказанное в п. «а» относится и к
этим расцепителям. Рукоятка 3 (регули-
ровки уставки времени срабатывания за-
щиты при 6 /ном.р отсутствует.
Уставки следует выбирать:
по условиям нагрева расчетным то-
ком — по (4-35);
по условиям перегрузки пусковыми то-
ками (или пиками нагрузки), чтобы устав-
ка /к.з не менее чем в 1,5 раза превышала
ожидаемую величину /ПусК;
по условиям селективности, чтобы у вы-
ключателя вышележащей ступени защиты
(ближе к источнику питания) уставки /к.з
и /к.з не менее чем в 1,5 раза превышали
соответствующие уставки выключателя ни-
жележащей ступени защиты (ближе к элек-
троприемникам).
в. С полупроводниковыми расцепителя-
* Обозначение «Расцепители полупро-
водниковые» (РП) принято по заводской
информации.

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
661
0,01
0,005
от
<ША
1520 30 50 100 2вО 500 1000 2000 500010000А
Рис. 4-14. Типовые защитные характеристики расцепителей автоматических выключа-
телей А3163 (справа) и А3110 (слева). На каждой кривой обозначен номинальный ток
расцепителя.
А — время отключения тока к. з. (нижняя линия — от начала тока к. з. до удара бойка электромаг-
нитного элемента по рейке, после чего отключеьие происходит независимо от наличия тока; верхняя
линия — время конца отключения тока к. з. в сетях 380 В); Г — линии средних токов, при которых
действует мгновенное отключение; К — характеристика однополюсного выключателя АЗШ1 с тепло-
вым расцепителем 15 А; / — ток нагрузки (или тока к. з.), А.
0,01
0,005
20 30
500 1000 2000 5000 10000 30000А
Рис. 4-15. Типовые защитные характеристики расцепителей автоматических выключате-
лей А3120, А3130, А3140. На каждой кривой обозначен номинальный ток расцепителя.
Б — для А3120 и А3130 и В — для А3140 то же, что А на рис. 4-14; Д — для А3120; Е — для А3120;
Ж—для А3140 то же, что Г на рис. 4-14; К — там же.

562 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
0,8 Ц2 1,5 2
с
5
1,5
1
0,5
0,4
0,25
0,1
0}05
ОМ
г
—\б
+"
**3
.1
**л
ъ
ч
<.
<
>В
^
ч
ч
Т^Т/^
г'
1к
\
\>
к
1
» ""
Л11
ч
к
ч
»
к-А
~л\
м
*1пр\
3 4 5
б)
1012 1520 30
Рис. 4-16. Зоны возможных защитных характеристик полупроводниковых расцепителей
автоматических выключателей А3700, селективных.
а — с защитой в зоне перегрузки; б — без защиты в зоне перегрузки.
Примечания: 1 — у расцепителей постоянного тока: /.
(2; 4; 6) 1нф; >т.ск
(точки Е,
ж ^ к ,. ... ^ -I и п " л. х V ^а\.цснп1с<1сп иичипптли хила. ' угш^ —\л* ^» и/ Н.О' П\'С*К <.|ич1\.и ^»
Ж, И) соответствует 5/н р (вместо 6 / при переменном токе); /к>3 =0,1-=-0,25 с; 2 — обозначение О
см. на рис. 4-12; 3—время отключения при токах к. з. /к 3 равно большему из двух значений, оп-
ределенных: а) по выбранной защитной характеристике рис. 4-16; и б) по соответствующей пунктир-
ной кривой рис. 4-17.
с
500
150
100
50
15
10
5
1,5
1
0,5
0,1
>0,05
0,01
* I
"^писц — 1^
I
> Ъп9е" й
-#".
0,8
II
/I
11и
\а
\н
//^^
Г$
Г
* 1,
5г
?
п
\ ^^
Гх
г^
>Б
[
V
\
I4
*
^_.
1 <
¦к
^*
/ ^
И^1
кж
ГЧ\гч
1#Ж1 ^
П\К
1\
\в\Хг
м 1
ГТ 4*^
к г 4"
41
^ 1 к 1
\
5
м
1 1 1
\Н
1
Тп-4
ж.1 ~~ -т
Г /
к-| 1 1
1012 15
Ь I
\2 I
$*-Н
Г] 1
\хТ •
| *-нон.р
20 ЗС
ми как в п. «а», но без выдержки времени
(не селективными) в зоне токов к. з., плюс
расцепители электромагнитные. Такие рас-
цепители встраиваются в выключатели
всех четырех величин (до 160,- 250, 400
и 630 А). Зона их возможных защитных
характеристик (средние значения) показа-
на на рис. 4-17. Все сказанное в п. «а» от-
носится и к этим полупроводниковым рас-
цепителям. Рукоятка 4 (регулировки устав-
ки времени срабатывания защиты в зоне
к. з.) отсутствует. При токах, превышаю-
щих выбранную уставку /к.з, полупровод-
Рис. 4-17 Зоны возможных защитных ха-
рактеристик полупроводниковых расцепите-
лей автоматических выключателей А3700
без выдержки времени (не селективных) в
зоне токов к. з.
Примечания: 1. См. рис. 4-16 примеч. 1 и 2.
2. Если до к. з. нагрузка была менее 0,7 / н .р
время ^кз равно значению, определенному по'
пунктирным кривым: / — при протекании тока
к.з. по одному полюсу; 2 — по двум полюсам:
3—по трем полюсам. 3. При токах к.з., превыша-
ющих в 8,5—11,5 раз номинальный ток выключате-
ля, в который встроен полупроводниковый расце-
иитель, импульс на мгновенное отключение посту-
пает от дополнительного электромагнитного рас-
цеп и тел я.

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
663
пиковый расцепитель дает импульс и вы-
ключатель отключает установку за время
*к.з^0,04 с. Если до возникновения к. з.
ток в главной цепи выключателя был ни-
же 0,7 /ном.р, то фактическое время отклю-
чения будет соответствовать значениям,
отсчитанным на пунктирных кривых
(рис. 4-17).
Уставки по условиям нагрева расчет-
ным током и перегрузки пусковыми тока-
ми следует выбирать, как это указано
в п. «а» для расцепителей по рис. 4-16, а.
При всех значениях токов к. з., превы-
шающих выбранную уставку /к.3, выклю-
чатели с такими расцепителями могут от-
ключить за время не более 0,04 с
(см. рис. 4-17, примечание 2) и, следова-
тельно, в этих случаях нельзя рассчиты-
вать на селективность их действия.
г. С расцепителями максимального то-
ка электромагнитными. С такими расцепи-
телями поставляются выключатели всех
величин (1, 2, 3, 4). Расцепители имеют
нерегулируемые номинальные уставки тока
мгновенного отключения /Мгн- Защитная
характеристика расцепителя (среднее зна-
чение) показана на рис. 4-18. Выключатели
с такими расцепителями следует выбирать:
/
0,5
0,1
0,05
^ . 1.
1
N
'
л
Рис. 4-18. Защитная характеристика автома-
тического выключателя А3700 с электромаг-
нитным расцепителем.
по условиям нагрева расчетным то-
ком — таким образом, чтобы номинальный
ток выключателя был не меньше расчетно-
го тока;
по условиям перегрузки пусковыми то-
ками или пиками нагрузки /п таким обра-
зом, чтобы
/мгн^ 1,25/п.
Выключатели с такими расцепителями
при токах к. з., превышающих /МГн, отклю-
чают за время не более 0,04 с и поэтому
не могут осуществлять селективную за-
щиту.
д. С расцепителями максимального то-
ка термобиметаллическими и электромаг-
нитными. С такими расцепителями постав-
ляются выключатели всех величин (1, 2,
3, 4). Типовые защитные характеристики
выключателей с такими расцепителями в
основном подобны типовым защитным ха-
рактеристикам выключателей А3100 с ком-
бинированными расцепителями (рис. 4-15).
Отличаются они в основном уставками
тока мгновенного отключения электромаг-
нитных расцепителей. Выбор номинальных
токов требуемых расцепителей в основном
можно производить как для выключателей
АЗ 100. По условиям перегрузок пусковыми
токами рекомендуется выбор производить
по заводским типовым защитным характе-
ристикам с учетом допусков на калибров-
ки тепловых и электромагнитных расцепи-
телей. При отсутствии таких данных мож-
но с некоторым приближением ориентиро-
ваться расчетом по (4-33).
6. АВТОМАТИЧЕСКИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛИ
СЕРИИ АП50
Зона защитных характеристик выклю-
чателей АП50 с комбинированными расце-
пителями приведена на рис. 4-19. Харак-
теристики выключателей, имеющих только
тепловые расцепители, с достаточной для
практических целей точностью могут быть
получены экстраполяцией кривых 1 =
= 1 (//^ном) вплоть до допустимых преде-
лов по условиям устойчивости при токах
к. з. (пунктир на рис. 4-19). Характеристи-
ки выключателей, имеющих только элект-
ромагнитные расцепители, отличаются от
характеристик комбинированных расцепи-
телей отсутствием зависимой части харак-
теристик * = / (///ном).
Номинальный ток расцепителя /110М,
регулируемая уставка тока теплового эле-
о
*
3
^
За
«Ъ
*
^>
*
«ъ
<о
10
5
1
~50
10
5
1
0,5
0?
ом
0,01
0,05
Ш
щг
У-Ьс-
ПЙг
ь^
1^
9к
Щ{
н\\
\л\к
Я ч
N3 N
ш
а К
ИИ ^
л
Л
\Л II
г! 11 ~
/1 11
А (1
УЗ 1
А
|Идг <у<ш
!2
—1 \*\
//У\
И
1 П1
Длом
2 3 5 10 20 50 100
Рис. 4-19. Зона защитных характеристик
комбинированных расцепителей автоматиче-
ских выключателей АП25 и АП50. Время
действия расцепителей, имеющих только
тепловой элемент, можно ориентировочно
определить экстраполяцией (пунктирные
кривые). Токи мгновенного действия элект-
ромагнитных расцепителей такие же, как у
комбинированных.

664 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
мента /т, осуществляющего защиту от пе-
регрузки, и регулируемая уставка электро-
магнитного элемента /э, осуществляющего
мгновенное отключение при токах к. з.,
должны быть не менее:
по условиям нагрева
/ном > /Р; (4-36)
по условиям перегрузок пусковыми то-
ками
/э^ 1,25/п; (4-37)
к
(4-38)
где к надо принимать по типовым харак-
теристикам (рис. 4-19) в зависимости от
частоты или от длительности *н пусковых
токов, например при 1п до 2, до 5, до 20 с,
можно принимать к равным соответствен-
но 6; 3,5 или 2,5;
по условиям селективности — так же,
как у выключателей АЗ 100.
0,01
0,0051
50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 30000А
Рис. 4-20. Сопоставление средних типовых защитных характе-
ристик предохранителей ПН2 и выключателей АВМ с расщепи-
телями типа 1.
Рис. 4-21. Со-
поставление
средних типо-
вых защитных
характеристик
предохраните-
лей ПН2 и вы-
ключателей
АВМ с расще-
пителями ти-
па 2.
1000 2000 500010000 30000А

* 4-Я1
Выбор уставок защиты
665
7, КОМБИНИРОВАННАЯ ЗАЩИТА
РАЗНЫМИ АППАРАТАМИ
НА РАЗНЫХ СТУПЕНЯХ СЕТИ
При защите разных ступеней сети ап-
паратами разных типов и конструкций
(предохранителями, автоматическими вы-
ключателями) выбор аппаратов по усло-
виям нагрева и пусковым токам выполня-
ется по указаниям § 4-18, а проверка по
условиям селективности может быть осу-
ществлена путем наложения характеристик
кривых *=?(/), вычерченных в одинако-
вом масштабе (рис. 4-20—4-29). При этом
следует учитывать возможные отклонения
от характеристик в пределах допусков, га-
рантируемых заводОхМ-изготовителем.
0/Ю5Ш
50 100 200 500 1000 2000 500010000 30000А
Рис. 4-22. Сопоставление средних типовых защитных ха-
рактеристик предохранителей ПН2 и выключателей АВМ
с расцепителями типа 3.
0?01
0,005\
42-478.
10 20 30 50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 30000А
Рис. 4-23. Сопоставление средних типовых защитных характеристик
предохранителей ПН2 и выключателей АЗ 100,

666 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
а да,
I
Ь±1
Ш
Ж
^Ш^Жф^>
20 30 50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 30000.А
Рис 4-24. Сопоставление средних типовых защитных характеристик вы-
ключателей А3100 и выключателей АВМ с расценихелями типа 1.
о Ю
10 20 30 50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 30000 А
Рис 4-25. Сопоставление средних типовых защитных характеристик вы-
ключателей АЗ 100 и выключателей АВМ с расцепителями типа 2,

§ 4-18]
Выбор уставок защиты
667
10 20 30 50 100 200 500 1000 2000 5000 10000 ЗООООА
Рис. 4-26. Сопоставление средних типовых защитных характеристик вы-
ключателей АЗ 100 и выключателей АВМ с расцепителями типа 3.
с
50'
—Ч1Ч V^NЧ\ЧI^VVV V
' 50 100 200 500 1000 2000 500010000А 100 200 500 1000 2000 500010000А
Рнс. 4-27. Сопоставление средних типовых
защитных характеристик выключателей
АВМ с расцепителями типов 1 и 2.
Рис. 4-28. Сопоставление средних типовых
защитных характеристик выключателей
АВМ с расцепителями типов 2 и 3.
42*

668 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
N С-1СТЧ С-ч с^. с-» ^Р ЬР Гй???.
кЩ^
Ж35223
ЩшА
У////У7Л
50 100 200 500 ЮОО 2000 5000 Ю000 10000 А
Рис. 4-29. Сопоставление средних типовых защитных ха-
рактеристик выключателей АВМ с расцепителями ти-
пов 1 и 3.
Е. РАСЧЕТ СЕТЕЙ ПО ПОТЕРЯМ НАПРЯЖЕНИЯ
4-19. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ
Таблица 4-69
Допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников
Тип электроприемника и режим работы
1. Электродвигатели:
а) длительная работа в установившемся режи-
ме— нормальная расчетная величина
б) длительная работа в установившемся режи-
ме — для отдельных особо удаленных элек-
тродвигателей:
в нормальных условиях
в аварийных условиях
в) кратковременная работа в установившемся
режиме (например, время пуска соседнего
большого электродвигателя)
г) на зажимах пускаемого электродвигателя:
при частых пусках
при редких пусках
2. Лампы накаливания:
а) длительная работа — нормальная расчетная
величина — для ламп внутреннего рабоче-
го освещения промпредприятий и общест-
венных зданий, а также прожекторных
установок наружного освещения
б) длительная работа для наиболее отдален-
ных ламп — в жилых зданиях, аварийного
освещения промышленных зданий и наруж-
ного освещения
в) длительная работа в аварийном режиме
г) кратковременные колебания напряжения
(например, при редких пусках крупных
гателеи)
Отклонения от номиналы*
напряжения, %
снижение [ повышение
5
8—10*
10—12**
20—30**
10
1 С***
2,5
с****
12 1
—.
—
—
—
—
—
—
Ме лимитируется, см. также табл. 4-70

§4-Ю]
Общие указания
669
Продолжение табл. 4-69
3.
4.
5,
6.
7.
Тип электроприемника и режим работы
Люминесцентные лампы:
а) длительная работа — нормальная расчетная
величина в установках, перечисленных &
п. 2, а
б) длительная работа в аварийном режиме и
кратковременные колебания напряжения
(например, при редких пусках крупных дви-
гателей)
Печи сопротивления:
а) длительная работа — нормальная расчетная
величина
Индукционные печи,- получающие питание от
преобразователей частоты
Дуговые печи:
а) длительная работа — нормальная расчетная
величина
б) кратковременно, редко
Сварочные аппараты:
а) длительная работа при нормальных пикач
сварочного тока
б) кратковременно при совпадении -пиков на-
грузки двух—трех аппаратов
Отклонения от номинального напряжения,
%
1 снижение. | повышение
2;5 5
10**** 1
См. также табл. 4-70
Г^* *****-
5******
Как для двигателей (см. п. 1)
5******* 5*******
Не лимитируются
8—10 —
см. п. 4-19, ж текста
* Характеристика асинхронных двигателей немного ухудшается при уменьшении напряжения на
10% ниже номинального, и то лишь в случае, если они работают при действительно полной (100%)
нагрузке. Если же, как <*то обычно бывает, мощность двигателей выбрана хотя бы с небольшим за-
пасом, длительная работа при напряжении 10—12% ниже номинального практически не влияет на их
долговечность и на режим рабочей машины.
** Исключения составляют только те относительно редкие случаи привода механизмов с
ударной нагрузкой, для которых двигатели выбраны не по условиям нагрева, а по величине необхо-
димого момента. Допустимое снижение напряжения в этих случаях должно определяться специ-
альным расчетом*
*** При более низком напряжении минимальное значение пускового момента может оказать-
ся меньше величины, необходимой для пуска механизма; кроме того, растормаживающие магниты
могут не втянуться и пускаемый механизм останется заторможенным.
*•** Световая отдача ламп накаливания пропорциональна третьей или четвертой степени на-
пряжения, а срок службы обратно пропорционален приблизительно седьмой степени напряжения.
***** Световая отдача люминесцентных ламп снижается приблизительно пропорционально сни-
жению напряжения. При снижении напряжения более чем на 7—10% пуск и работа этих ламп стано-
вятся ненадежными (возможны погасания). Если напряжение существенно превышает номинальное,
то их характеристики ухудшаются и возникает опасность перегрева вспомогательных устройств.
****** Снижение напряжения у печей сопротивления удлиняет время нагрева и ухудшает техно-
логический процесс, а повышение напряжения может существенно сократить срок службы их нагре-
вательных элементов.
******* Дуговые печи могут длительно работать и при напряжениях, отличающихся от номи-
нального более чем на ±5%. Однако условия нормального течения технологического процесса не поз-
воляют превышать эти пределы значительно.
Допустимая частота колебания напряжения
в местах присоединения осветительных линий
Таблица 4-70
Наибольшая величина колебаний
напряжения относительно номинального, %
Допустимая частота колебаний на-
пряжения
До 1,5
Не ограничи-
вается
1,5—4
Не более
10 раз в час
Более 4
1 раз в час

670 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Расчет на потерю напряжения нужно
вести с учетом следующих обстоятельств:
а) для длительной работы исходными
являются расчетная мощность Рт или рас-
четный ток /т и соответствующий току
коэффициент мощности;
б) для кратковременных (например,
при пуске или перегрузке) колебаний на-
пряжения исходной величиной принимает-
ся максимальный ток:
/макс = 1т + &/Наиб, (4-39)
где /наиб — номинальный ток наиболее
вмощного потребителя, находящегося в со-
стоянии пуска, или потребителя с наиболь-
шими пиками нагрузок при нормальной ра-
боте (дуговые печи, сварочные аппараты);
к — кратность пускового тока или тока пе-
регрузки потребителя;
в) пусковые токи можно с достаточ-
ной для практических целей точностью
принимать:
для синхронных и асинхронных элект-
родвигателей с короткозамкнутым ротором
/п = 6/ном (4-40)
при сое ф = 0,25 ч- 0,35;
для асинхронных электродвигателей с
контактными кольцами
/п«2/ном (4-41)
при сов ф = 0,5 ч-0,6;
для электродвигателей постоянного тока
/п«2/ном, (4-42)
однако когда это может существенно по-
влиять на результаты, необходимо пользо-
ваться конкретными данными пускаемого
электродвигателя;
г) в дуговых электропечах в периоды
расплавления электроды часто замыкаются
накоротко кусками металла. При этом ток
достигает 3—3,5-кратной величины номи-
нального при созф = 0,4-^0,6. В период
рафинирования расплавленного металла
эти печи характеризуются устойчивой трех-
фазной нагрузкой при высоком коэффици-
енте мощности. Частота замыканий элект-
родов (колебаний напряжения) в период
плавки велика;
д) аппараты для электросварки сопро-
тивлением создают однофазную прерыви-
стую нагрузку с большой частотой колеба-
ний и большими амплитудами. Потребляе-
мый ток во многих случаях превосходит
номинальный в 2—8 раз при со5ф = 0,3;
шовная сварка сопротивлением обычно
имеет наиболее напряженный режим и час-
тоту колебаний нагрузки от нуля до мак-
симума;
аппараты дуговой сварки также созда-
ют однофазную прерывистую нагрузку с
большими амплитудами, но с меньшей
частотой колебаний;
е) в каждом пункте сети достаточно
проверить потерю напряжения лишь у од-
ного потребителя, для которого величина
6/ном/ наибольшая (/ — расстояние от на-
чала линии до потребителя). При этом
считаться с возможностью совпадения пус-
ка двух и более потребителей в одном или
в разных пунктах сети не следует, допу-
ская исключение только для особо ответ-
ственных случаев;
ж) при наличии нескольких и в особен-
ности больших сварочных аппаратов /макс
определяется с учетом возможности совпа-
дения пиков двух или более аппаратов.
При этом руководствуются тем, что пик
тока, превышающий величину, принятую
для подсчета потери напряжения, ведет к
браку сварки. Допустимый процент брака
подсчитывается исходя из того, что число
сварок между совпадениями моментов
включения двух аппаратов может быть:
^ПВы\п-ХУ (4"43)
а число сварок между совпадениями мо-
ментов включения трех аппаратов
23 = пВ*п(п—\)(п — 2) ' (4"44)
где п — число аппаратов; ПВ — продолжи-
тельность включения пика сварочного то-
ка, в долях единицы за время цикла (свар-
ка плюс пауза).
4-20. РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ
Условные обозначения. В дополнение
к обозначениям § 4-5 приняты следующие
условные обозначения (рис. 4-30):
V — рабочее междуфазное напряже-
ние, кВ;
Vгф — рабочее фазное напряжение, кВ;
ив — номинальное (междуфазное) на-
пряжение, кВ,
^н.ф — номинальное фазное напряже-
ние, кВ;
Д<У, АЦф — потеря напряжения (ли-
нейная и фазная), В;
Д*/%, Д{/А%, Мв%, Д<Ус% -потеря
напряжения в линии и в фазах А, В, С, %;
е% — потеря напряжения, %/(А-км);
Д^/а%—составляющая падения напря-
жения от активного тока в активном со-
противлении, %, Для трансформаторов
Ш*% = -г11- Ю0; (4-45)
Д1Ур%—составляющая падения на-
пряжения от реактивного тока в реактив-
ном сопротивлении, %, для трансформа-
торов
Д(/рО/о = |/ е1 __. д^/2 . (4.46)
/пом — номинальный ток потребителя
или трансформатора, А;
Г 1>т>Нт,Хт ~
\ 1г^2>хг ж
г ь1^1,х1
1^Г7'Х?
> ^ (
РГРГРг'-Р*?
'/-*/&*-«/¦
//Ч***~«"1
1г*гг*хг
У ^ *
ЪЪ*~Рт+~
ЯгН-Чгг?-
)12-1г\.Лт+..\
(>т> гт> хт
-«= »»
Рт=Рт"
$т~1т+
\ 1т=<>т+ \
^:
»»
г
А.0/
Рг>Яг»1г Рт,9тЛт
Рис. 4-30. Расчетная схема линии.

§ 4-Щ
Расчетные формулы
671
1т — расчетный ток в линии на участ-
ке /л, А;
1т — расчетный ток ответвления от ли-
нии в точке ту А;
/макс — максимальное значение (пик)
тока, А;
5Н — полная номинальная мощность
трансформатора или потребителя, кВ-А;
Як — потери к. з. в трансформаторе,
кВт;
ек — напряжение к. з., % номинально-
го напряжения трансформатора;
5т, Рт, С}т — полная (кВ-А), актив-
ная (кВт) и реактивная (квар) расчетные
мощности в линии на участке т\
$Ат, Рлт, (Элт — то же, но с индек-
сами Лт, Вт или Ст для провода фаз Л,
В или С;
5т, Рт, Ят — ПОЛНЭЯ (кВ-А), ЭКТИВ-
ная (кВт) и реактивная (квар) расчетные
мощности ответвления в точке т;
5аш, рлт, Ялт — то же, но с индек-
сами Ат, Вт или Ст для провода фаз Л,
В или С;
/?, X — активное и реактивное сопро-
тивления проводников линии, Ом;
#о, ^о — активное и реактивное сопро-
тивления проводников на единицу длины
линии, Ом/км;
Кт, Хт — активное и реактивное со-
противления линии от точки начала отсче-
та (источника, ввода и т. п.) до точки
т, Ом;
гт, хт — активное и реактивное сопро-
тивления линии на участке т, Ом;
5 — сечение проводников на рассмат-
риваемом участке линии, мм2;
г, д. — радиус и диаметр поперечного
сечения токоведущих жил круглых провод-
ников, см;
Н, Ъ — высота и толщина шины по ее
сечению, см;
Ф — температура проводника, °С;
а — расстояние между центрами сосед-
них проводников, см;
Яс.г — среднее геометрическое расстоя-
ние между проводниками, см;
9ф Р20 — активное удельное сопротив-
ление проводника постоянному току при
его температуре Ф, Ом-мм2/м; для меди
Р2о=0,0175, для алюминия р2о=0,0295, для
стали при постоянном токе р2о= 0,134 (сред-
нее значение);
V, у# — активная удельная проводи-
мость проводника у# = 1/р# ;
С # — температурный коэффициент, учи-
тывающий изменение активного удельного
сопротивления проводника при его темпе-
ратуре д, отличной от 20 °С; для меди и
алюминия можно принимать:
С# = 1 + 0,004 (О — 20); (4-0
а для стали при постоянном токе
С# = 1 +0,0052 (О — 20). (4-48)
Значения С# даны в табл. 4-74;
Сс — коэффициент скрутки, учитываю-
щий увеличение активного сопротивления
многопроволочных жил вследствие увели-
чения фактической длины отдельных про-
волок жилы; для шин и однопроволочных
проводов Сс = 1; для многопроволочных
жил Сс = 1,02;
Сп.9 — коэффициент поверхностного
эффекта, учитывающий увеличение р ^ и рго
при переменном токе 50 Гц; значения да-
ны в табл. 4-75 и 4-76;
Ьт — длина линии от точки начала от-
счета (источника, ввода и т. п.) до точки
т, км;
1^Ат> *-Вт> 1-Ст — то же, провода фаз
А, В и С, км;
1т — длина линии на участке т, км;
1лт, 1вт, 1ст — то же, провода фаз
А, В, С, км;
(3 — коэффициент загрузки, отношение
фактической (расчетной) нагрузки к номи-
нальной мощности;
соз фт, со5 ф2 — коэффициент мощно-
сти на участке т и на зажимах вторичной
обмотки трансформатора;
со = 2я/ — угловая частота переменно-
го тока, при /==50 Гц, со = 314;
ц — коэффициент относительной маг-
нитной проницаемости; для проводников
из цветных металлов ц=~
Таблица 4-71
Подсчет потерь напряжения в элементах электрических установок
Рассчитываемый элемент
Схема, назначение
или дополнительные данные
рассчитываемого элемента
Расчетная формула
1. Сеть постоянного то-
ка, питание односто-
роннее
а) Несколько ответвле-
ний расположены
вдоль линии; сечения
проводов на отдель-
ных участках линии
различны
б) То же, но сечения
проводов всех участ-
ков линии одинаковы
А«/ = 2Е/тг1И = 2ЬтЛт (4-49)
1 1
2-103 V1
?5
2-103
2^/7
(4-50)

672 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-71
Рассчитываемый элемент
Схема, назначение
или дополнительные данные
рассчитываемого элемента
Расчетная формула
2. Трансформатор
3. Сеть трехфазного то-
ка 50 Гц; питание од-
ностороннее; нагрузка
фаз одинаковая; от-
ветвления расположе-
ны вдоль линии; пере-
дается активная и ре-
активная мощность
в) Одна нагрузка в кон-
це линии
Для питания силовых и
осветительных сетей
трехфазного тока 50 Гц
а) Сечения проводников
отдельных участков
линии различны; соз Ф
ответвлений различны
б) Сечения проводников
всех участков линии
одинаковы; соз ф от-
ветвлений различны
в) Сечения проводников
линии одинаковы;
соз ф ответвлений
одинаковы
г) Одна нагрузка в кон-
це линии
200 200
Ш% = —— /т1т « —— Рт1т
У5(/Н узи*
(4-51)
и/% = р Ыий% соз ф2 + ДЦ>%х
\ в2
X ЯП ф2 1 + ~^р (Д<Уа% ЗШ ф2 +
+ Д^/р%со5ф2)2 (4-52)
(для трансформаторов до 1 000 кВ-А
можно вторым членом формулы пре-
небречь, см. табл. 4-72)
п п
1 1
(4-53)
п п
Ш = у- (2 Рт*т + 2 ЯтКт)
" 1 1
(4-!
П П
Ы = {Г- («о 2 Рт1-т + ХЛ &*'"•)
1 I
(4-1
п а
(4^54)
(4-55)
Д^/ =
1
/Ун соз ф
(4-56)
(#пСО5ф+Х051Пф)Х
X & Рт1„
(4-57)
Ш-.
1
(/н С08 Ф
(#0С05ф + Хо5Шф);
х5р^
(4-58)
Д(/ = -
1
ДС/
(Ун соз ф
(Я,, СОЗ ф + Х„ 81П ф)Х
(#„ СОЗ ф -{- Х„ 51П ф) X
X 1т1т = е%/т1т (4-60)

§4-25]
Расчетные формулы
673
Продолжение табл. 4-71
Рассчитываемый элемент
Схема, назначение или
дополнительные данные
рассчитываемого элемента
Расчетная формула
Сеть трехфазного то-
ка 50 Гц; питание од-
ностороннее; нагрузка
фаз одинаковая; пере-
дается только актив-
ная мощность (С05ф=
= 1)
5. Сеть электрического
освещения; питание
одностороннее; пере-
дается только актив-
ная мощность (созф=
= 1)
а) Несколько ответвле-
ний расположены
вдоль линии; сечения
проводов на отдель-
ных участках линии
различны
б) Одна нагрузка в кон-
це линии
в) Нагрузка равномерно
распределена по всей
длине линии одинако-
вого сечения
г) Нагрузка равномерно
распределена на
участке, отстоящем
на расстоянии Ь\ от
точки питания; длина
участка Ь2—Ь\
а) Несколько ответвле-
ний расположены
вдоль линии; нагруз-
ка фаз равномерная,
сечения проводов всех
участков линии оди-
наковы
б) Сеть трехфазная с ну-
левым проводом; не-
сколько ответвлений
расположены вдоль
каждого из фазных
проводов, нагрузка
фаз неравномерная;
сечения всех четырех
проводов одинаковы,
рассчитывается фаза
А (см. примечание)
1
п
вйгЦр«*» (4-61)
ш
=^озр1^ ШР1Ц
тя/„
Х&н
(4-62)
2узОы
д^ -Уо,
(4-64)
(4-65)
(значения коэффициента с см, в табл.
4-73)
4 2Р,т и„~
Ат 1 Ат
ЫА % = *
' -' РВт 1Вт ~~ ^Р,
Ст 1Ст
шА % =
4С5
42^Лт ^Ат'
1
- .ю5
(4-66)
* Рвт ^Вт — ^ РСт 1Ст
_-1 __> 10,
4с«
14-67)
.Примечание. Если сечение нулевого провода равно половине сечення фазного провода, то
необходимо в (4-66) и (4-67) заменить множители 4 в числителе на 3, а в знаменателе на 2. Вели-
чину с принимают по данным табл. 4-73 для двухпроводных сетей напряжением, равным фазному.
Расчеты фаз В или С аналогичны.

674 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-72
Потери напряжения в трансформаторах при коэффициенте загрузки Р =0,9
Номи-
нальная
мощность
6' , кВ-А
п
100- !
100*
160*
160*
250*
250*
400*
400й
630*
630*
1 000**
1 000**
1 600**
1 600**
2 500**
2 500*::
%
4,7
6,8
4,7
6,8
4,7
6,8
4,5
6,5
5,5
1 6,5
5,5
6,5
5,5
6,5
5,5
6,5
Потерн напряжения
«." 1
4,7 \
4,7
4,0
4,0
3,5
3,5
3,1
2,9
2,8
| 2,5
0,95
7,2
8,6
6,6
7,9
6,2
7,6
5,7
7,0
6,2
6,5
0,23
0,85
8,5
11,0
8,1
10,6
7,9
11,1
7,2
9,6
8,6
9,3
, В, при
0,7
9,5
12,8
9,2
12,7
9,2
12,2
8,3
П,4
10,0
11,4
вторич
ПрН СО?
0,5 |
10,0 |
13,8
9,7
13,8
9,7
13,8
9,3
12,9
11,0
12,4
ном номинальном напряжении,
Ф
1,0
8,2
8,2
7,0
7,0
6,1
6,1
5,3
5,1
4,8
4,3
4,8
5,2
4,4
4,8
4,0
4,4
0,95
12,4
15,0
11,4
13,7
10,8
13,2
9,8
12,0
10,8
11,4
10,4
12,0
1 Ю,2
П,6
10,0
| И,4
0,4
0,85
14,8
19,0
14,0
18,5
13,6
17,6
12,5
16,6
14,4
16,0
14,4
16,6
14,2
16,4
13,7
15,6
0,7 |
16,4
22,4
16,0
22,0
16,0
21,4
14,8
20,0
17.2
19,6
17,2
20,0
17,2
20,0
16,8
19,5
кВ
0,5
17,2
24,0
16,8
24,0
16,8
24,0
16,2
22,4
19,0
21,6
19,2
22,8
19,2
22,8
19,2
22,3
* По ГОСТ 12022-66.
** По ГОСТ 11920-66.
Примечание. Для трансформаторов 1 000 кВ А и более расчет выполнен по (4-48), а для
остальных — с учетом примечания к этому уравнению. ПриР?-- 0,9 надо данные таблицы умножить
Р
на —
0,9
Таблица 4-73
Значения коэффициента с в (4-65)—(4-67)
Но.мииало-
ное напряже-
ние сети. кВ
Система сети и род тока
Расчетная формула
Значения коэф-
фициента с
для проводов
с медными
жилами
с алюми-
ниевыми
жилами
3,38/0,22
0,220
0,220/0,127
0,220/0,127
Трехфазная с нулевым
проводом
Двухфазная с нулевым
проводом
Двухпроводная перемен-
ного или постоянного
тока
Трехфазная с нулевым
проводом
Двухфазная с нупевым
проводом
100-1000
10Т//-
10
2,25-100.1000 2-25
1*>1
2-100.1000
100-1000
2,25.100-1000
:5^/Н
= ЮТ*/"
10
2,25
*/«*
77
34
12,8
25,6
11,4
76
20
7,7
15,5
6,9

§ 4-21]
Сопротивление проводников
675
Продолжение табл. 4-73
Номинальное
напряжение
сети, кВ
Система сети и род тока
Расчетная формула
Значения коэффици-
ента с для проводов
с медными
жилами
с алюми-
ниевыми
жилами
0,127
0,120
0,120
0,110
0,036
0,024
0,012
Двухпроводная перемен-
ного или постоянного
тока
Трехфазная
Двухпроводная перемен-
ного или постоянного
тока
2.100-1000
100-1000
2.100-1000
ЩК
:5^н
4,3
7,6
3,8
3,2
0,34
0,153
0,038
2,6
4,6
2,3
1,9
0,21
0,092
0,023
4-21. СОПРОТИВЛЕНИЕ
ПРОВОДНИКОВ
Активное сопротивление определяется
по (4-68) с учетом данных табл. 4-74—
4-76, Ом/км,
103 1 103
Я« = ^С С о^— ==
(4-68)
Для любого расположения проводов
круглого сечения реактивное сопротивление
определяется выражением, Ом/км,
Х0 = ю[4,61б^-Г +
0,5[г|
10"
(4-69)
Для проводников круглого сечения из
цветных металлов при [1=1 и / = 50 Гц,
Ом/км,
Х0 =--0,144 1§ —— + 0,0157. (4-70)
г
Для кабелей, проводов в трубах и для
открыто проложенных проводов, располо-
женных по вершине равностороннего тре-
угольника, аС:г==С1. Для трех проводов,
проложенных в одной плоскости, с рас-
стояниями между их центрами а12у а2з, ази
среднее геометрическое расстояние ас.г
Таблица 4-71
Значения коэффициента С# в (4-68), вычисленные-по отношению к р2о
Материал
Медь и алюминий
Сталь
Коэффициент <
30
1,04
1,052
40
1,08
1,10
1' # при температуре проводника, °С
50 | 60
1,12
1,16
1,16
1,21
70
1,20
1,26
80
1,24
1,31

576 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Таблица 4-75
Значения коэффициента Сп.э в (4-68) для проводов и кабелей
с медными жилами
Проводник
Трехжильный кабель с пояс-
ной изоляцией
Три одножильных кабеля или
провода, расположенных впри-
тык по вершинам равносторон-
него треугольника
Коэффициент С иъ для жилы сечением, мм2
150
1,01
1,006
185
1,02
1,008
240
1,035
1,0105
300
1,052
1,025
400
1,094
1,05
500
1,15
1,08
625
1,125
800
1,20
1000
1,29
Таблица 4-76
Значения коэффициента Сп.э в (4-68) для шин прямоугольного сечения
Размеры шин,
мм
25X3
30X4
40X4
40X5
50X5
50X6
60X6
60X8
. сп.э
Алюминий
1,02
1,05
1,10
1,12
1,14
1,17
1,19
1,21
Медь
1,06
1,12
1,18
1,20
1,22
1,25
1,29
1,30
Размеры шин, мм
80X6
80X8
80X10
100X6
100X8
100X10
120X8
1 120X10
!
Сп.э
Алюминий |
1,21
1,24
1,28
1,25
1,27
1,29
1,23
1,30
Медь
1,30
1,35
1,38
1,32
1,37
1,39
1,39
1,40
определяется выражением
йс.г = Уа12а23а31. (4-71)
ПрИ 012 = 023 И а31=012 ас.г=Г,26.
<СЯ, Хг. определяется приближенно, Ом/км:
= 0,144 1б
0,223 (Я+ 6)
= 0,144 1^
0,25/г *
(4-72)
Для однополосных шин прямоугольно-
го сечения (рис. 4-31), когда а>Д и 6< .. -„ -, л
где Дс.г можно принимать по (4-71). В бо-
_^~ , Рис. 4-31. Расположение ^^^^^^'^^^^^
тшин и обозначения к вы-
. I ражению (4-73),
<СЯ, необходимо определять ас.г по (4-73):
1п ас.г = 1п а + 1п р, (4-73)
где 1п/? следует принимать по табл, 4-77
и 4-78 (рис, 4-31).

§ 4-21]
Сопротивление проводников
677-
л
-а
3
о.
Б
с*.
С
8 8
8 8
О О —• М N СО
8 8 8 8 8 8
О О О о о о
Ю Ь- О ^ СП СО —« Г^ СО
§0 - ,— ~.СМ « СО ^
88 888 888
СО ю
Ю со
8 8
О О
О О О
+ + +
о о о о
+ + 4- +
о о
4- +
О О
+ +
+
о о
+ +
о
+
о о
+ +
О О* СО
о о о
§о о
о о
СО СМ 00
ю ем о
Ю О N
о о о
о о о
ю -* г^
Г- 00 00
8 8 8
СМ 00
О СЛ
О о
о о
о о о
I I I
о о
I I
о о о
I I I
о о о о о
—« со
8 8 _
о о о
СО (М СЛ N
о — ~- ~~
СО N СО О N О СО Ю СО (О N
Г^ООО СМ СО Ю 1^а>~- сою
8 О— ,— — ,-« _м_сМ СМСМ
оо ооо ооо оо
ооо ооо ооо
III III
ооо
I I I
ооо ооо оо
—• «Ф О 1^-Г^0С СМ 00
§о —« — см со ю со
о о ооо о о
о о ооо о о
О 00 СМ 00 N N
О СМ Ю N О СО
—. _ _« « СМ СМ
ооо ооо
О) N N ^ СО
со О СО Г-- —«
СМ СО СО СО "чГ
ооо о о
о
I
о о ооо
11111
ооо
1
г 8
см - тс ор
_ —« см со -3*
о о ооо
о о ооо
СОСОО СО ^ СО - О) О ^ч ^^ —, т*.-н
СО СО - СО СО СЛ СО СО —• Ю О Ю ОСО
О О — —,_«^ (МСМСО СО"^^ юю
ООО ООО ООО ООО ОО
ооо
I I I
ооо ооо
ооо
I I I
111
о
I
СМ СО ^
ооо
ооо о
— 88 ооо
СО СП СО
—. — см
ооо
1^.^-Ю — —« Ю 1ЛО
N М N СО СЛ Ю Сч» О
ем со со т^тгю со ь-
ооо ооо оо
ооо
тт
о
I
о о
I
п
ооо о о
11111
О) N СО
8 8 о
ооо
см ^ со
§о о
о о
М N N СО О ~ N С7) СО ^00
со см со _ |>- СО СЛ со «? со сч
—« СМ СМ СО СО ^ ^ ю СО Г^ОО
ооо ООО ООО ОО
ооо
I I I
ооо
I I I
ооо ооо ооо ооо
III III III III
8 8 8
О 00 СЛ
СО "«^ СО
ооо
ооо
ю ю ел
ел см ю
о -г —I
ооо
00 СО СМ
ел ^ ел
—* СМ см
ооо
N 00 СО
^ О Г*-
СО <Ф ^
ооо
со
со см
— СО Г—
ооо
8
ооо ооо ооо ооо ооо ооо о -«
о
1
см
о
о
о
о
1
см
о
8
О
1
см
о
8
О
1
1Л
о
о
1
8
о
о
о
1
ел
о
о
о
о
1
ОТ)
о
о
1
о
о
1
00
8
о
1
ел
8
о
1
ел
о
о
о
1
*¦>
о
1
см
со
о
о
о
1
со
со
о
о
о
1
"^
с?
о
о
о
1
о
см
о
1
_^
ё
о
о
1
СМ
1С
8
О
1
СО
Ю
О
О
О
1
ю
см
о
1
СО
г^-
о
о
о
1
СО
г^
о
о
о
1
СО
г^
о
о
о
1
о
со
о
1
8
о
о
1
^
о
о
о
1
ю
о
о
о
1
1Л
со
о
1
СМ
СО
о
о
1
со
со
о
о
1
00
со
о
о
1
о
^
о
1
ел
со
о
о
1
^
г^-
о
о
1
СО
г*-
о
о
1
ю
«ф
о
1
о
СМ
о
о
1
г-
см
о
о
1
¦о
см
см
о
о
1
о
го
о
1
г-
ю
см
о
о
1
СО
со
см
о
о
1
о
СО
см
о
о
1
ю
ю
о
1
о
со
о
о
1
_^
см
СО
о
о
1
ю
см
СО
о
о
1
о
СО
о
1
ел
о
СО
о
о
1
СО
00
СО
о
о
1
8
СО
о
о
1
гЛ
о
о
1
ю
со
т*-
о
о
1
см
Ш
^
о
о
1
оо
ю
«ф
о
о
1
о
г*-
о
1
о
о
ю
о
о
1
ел
см
ю
о
о
1
8
го
о
о
1
ю
г^
о
1
_^
о
ю
о
о
1
со
со
о
о
1
ю
см
со
о
о
1
о
00
о
1
СО
ОО
о
о
о
1
"ф
г^-
о
о
1
ю
см
г^-
о
о
1
ю
00
о
1
о
00
ь-
о
о
1
ю
см
00
о
о
1
ел
со
оо
о
о
1
о
ел
о
1
СО
о
ел
о
о
1
^
ю
ел
о
о
1
СО
г»-
ел
о
о
1
ЬР
ел
о
1
Г*-
со
о
о
1
СО
о
—"
о
1
г^
СО
—'
о
1
8

678
Общие вопросы проектирования электрических сетей
[Разд. А
V т—
5
О.
О.
С
го
•с
с.
о.
.5
1
о
О
о*
ас
о
г-^
О*
о*
ю
о*
ТГ
о*
со
о"
о
о*
о
о о —
о о о
о о о
о о о
о о о
+ + +
см г- ю
о о —
о о о
о о о
о о о
+ + +
СО СМ {--
о ~ см
о о о
о о о
о о о
+ + +
т*" Г-- 00
О —* СО
С5 О О
о о о
о о о
+ + +
+0.0005
+0,0021
+0,0048
+ 0,0006
+0,0025
+0,0056
+0,0007
+0,0028
+0,0062
+0,0008
+0,0030
+0,0067
+0,0008
+0,0032
+0,0071
+0,0008
+0,0033
+0,0073
+0,0008
+0,0033
+0,0074
— СМ СО
О О О
СГ> \П ~
о о о
о о о
о о о
+ + +
N СО ^
см ^ со
о о о
о о о
о о о
+ + +
0050
0077
0111
о о о
+ +-+
0068
0106
0152
о о о
+ + +
+0,0084
+0,0131
+0,0185
+0,0098
+0,0152
+0,0216
+0,0109
+0,0169
+0,0240
+0,0118
+0,0182
+0,0258
+0,0124
+0,0191
+0,0271
+0,0128
+0,0197
+0,0278
+0,0129
+0,0199
+0,0281
^ ю со
о о о
С5 —• СО
— СО т*«
о о о
о о о
о о о
-г + +
О О 00
СГ) СМ 1С
о — —.
О О с~>
о о о
+ + +
Ю О "*
ю о ю
— СМ СМ
о о о
о о о
+ + +
О 00 00
О СО СО
см см со
о о о
о о о
+ + +
+0,0251
+0,0321
+0,0404
+0,0290
+0,0373
+0,0464
+0.0320
+0,0411
+0,0506
+ 0,0344
+0.0440
+0,0544
+0,0361
+0,0461
+0,0569
+0.0371
+0,0473
+0.0584
+0,0374
+0,0477
+0,0589
Г- 00 ел
о о о
ю
со
о
Я. |
о
0930
6610
о о
+ +
со см ю
— 00 00
СО СО ^
о о о
о о о
+ + +
со -« см
о о см
^ ю со
о о о
г-> О О
+ + +
+0,0492
+0.0596
+0,0745
+0,0560
+ 0,0675
+0,0829
^ 00 СО
~н СО О
СО Г- СГ)
о о о
о о о
1 __!__ !
* 1 1
+0.0655
+0,0787
+0.0959
+0.0685
+ 0,0821
+0,0999
+0,0702
+0.0841
+0,1023
+0,0708
+0,0847
+0,1031
О ОЗ 00
— о о
1
1
1
ОО
00
о
о
+
ю
см
о
о
1 1
I 1
1 I
1 1
5
- 1
О
+
+0,1037
+0,1329
+0,1754
ю
см
о
см
о
+
+0,1436
+0,1886
+0,1507
+0,1984
+0,1240
+0,1573
+0,2053
8
см
о
+
СМ
О
+
о
+0.1607
+0,2094
+0,1618
+0,2107
СО ю
о о
1
1
1
1
1
1
СО
ю
см
о
сл
со
см
о
+
СО
см
о
1 1 1
1 1 !
1 1
1 1
1 1 1
1
1 1 1
+0,3831
+0,3942
+0,6021
+0,2826
+0,4008
+0,6105
+ 1,1075
+0,2843
+0,4024
+0,6132
+ 1,0787
о
со <м —.
о о о

§ 4-21] Сопротивление проводников 679
Таблица 4-79
Сопротивление трехжильных кабелей и проводов
Сече-
ние
жилы,
мм2
1
1,5
2,5
4
6
10
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
Активное
сопротивле- |
ние при 20 °С
жилы. Ом/км 1
алю-
мини-
евой
12,5
7,81
5,21
3,12
1,95
1,25
0,894
0,625
0,447
0,329
0,261
0,208
0,169
0,130
мед-
ной
18,5
12,3
7,4
4,63
3,09
1,84
1,16
0,74
0,53
0,37
0,265
1 0,195
0,154
0,124
0,100
0,077
Реактивнее сопротивление. Ом/км
кабеля с поясной бумажной изоляцией
напряжением
1
| 0,104
0,095
0,090
0,073
0,0675
0,0662
0,0637
0,0625
0,0612
0,0602
0,0602
0,0596
0,0596
0,0587
6
0,11
0,102
0,091
0,087
0,083
0,08
0,078
0,076
0,074
1 0,073
0,071
10
0,122
0,113
0,099
0,095
0,090
0,086
0,083
0,081
0,079
0,077
0,075
20
0,135
0,129
0,119
0,116
0,110
0,107
0,104
1 0,101
35
0.137
0,126
0,120
0,116
0,113
Провода
в трубе
и кабель
с резино-
вой изо-
ляцией
0,133
0,126
0,116
0,107
0,100
0,099
0,095
0,091
0,088
0,085
0,082
0,081
0,080
0,079
0,078
0,077
Провода при от-
крытой прокладке
в одной плоскости
при расстоянии
между провода-
ми, см
15 | 20
0,374
0,358
0,343
0,330
0,307
0,293
0,278
0,268
0,256
0,245
0,236
0,229
0,222
0,215
0,213
0,354
0,339
0,330
0,317
0,307
0,297
0,293
0,283
Таблица 4-80
Сопротивление плоских шин
Размеры,
мм
25X3
30X3
30X4
40X4
40X5
50X5
50X6
60X6
60X8
80X6
80X8
80X10
.100X6
100X8
.100X10
120X8
120X10
Акливное сопротивление при 30 °С, Ом/км
алюминиевых
посто-
янный
| ток
0,410
0,256
0,192
0,154
0,123
0,102
0,0855
0,0640
0,0640
0,0481
0,0385
0,0510
0,0385
0,0308
0,0320
0,0255
перемен-
ный ток
0,418
0,269
0,211
0,173
0,140
0,119
0,102
0,0772
0,0772
0,0595
0,0495
0,0635
0,0488
0,0398
0,0410
0,0331
медных
посто-
янный
ток
0,248
0,156
0,117
0,0935
0,0749
0,0624
0,0520
0,0390
0,0390
0,0293
0,0234
0,0312
0,0234
0,0187
0,0195
0,0156
перемен-
ный ток
0,263
0,175 '
0,138
0,112
0,0913
0,0780
0,0671
0,0507
0,0507
0,0395
0,0323
0,0411
0,0321
0,0260
0,0271
0,0218
Реактивное сопротивление (медных
ч алюминиевых). Ом/км, при средне-
геометрическом расстоянии между фазами,
см
10
0,179
0,163
0,163
0,145
0,145
0,137 !
0,137
0,1195
0,1195
0,102
0,102
0,09
15
0,2 1
0,189
0,189
0,170
0,170 1
0,1565
0,1565
0,145
0,145
0,126
0,126
0,01127
20
0,205
0,206
0,206
0,189
0,189
0,18
0,18
0,163
0,163
0,145
0,145
0,133
30
! 0,244
0,235
0,235
0,214
0,214
0,200
0,200
0,189
0,189
0,170
0,170
0,157

680 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
4-22. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАБЛИЦЫ ДЛЯ РАСЧЕТА СЕТЕЙ,
ВЫПОЛНЕННЫХ ПРОВОДАМИ, КАБЕЛЯМИ И АЛЮМИНИЕВЫМИ
ШИНАМИ
Таблица 4-81
Допустимые значения Рт^п-103 на 1% потерь напряжения в осветительных сетях,
выполненных проводами (шнурами), проложенными открыто,
в трубах или в общих шлангах
Момент мощности Рт1т1-\№ кВт-м/% потерь напряжения, в сетях напряжением, В
380/220 | 220/127 | 36 | 12
при системе проводки
база—
нуль
две фа-
зы—нуль
три фа-
зы—куль
фаза-
нуль
две (Ьа^ы
—нуль
три фа-
зы—нуль
две фазы
—нуль
три фазы
—нуль
Провода с алюминиевыми жилами
21 1
1 33
50
88
133
207
290
—
—
—
—
—
—
55 I
88
132
220
350
550
770
1 100
1540
2 100
—
—
—
125 .
200
300
500
800
1250
1750
2 500
3 500
4 750
6С00
7 500
9 250
7
11
17
28
45
70
98
П р о в <
1 141
21
35
56
84
140
228
350
490
| —
1 —
—
—
—
—
37 1
55
92
148
222
370
594
925
1300
1950
2 590
3510
—
—
—
83 1
125
208
332
498
830
1 330
2 080
2 950
4 150
5 800
7 890
110 000 <
12410
15 300
18
29
44
73
116
180
255
365
510
700
1 41 1
66
99
165
264
412
580
825
1 150
1 570
1 980 |
2470 |
3 050
0,6
0,9
1,3
2,2
3,5
1,2
1,8
2,6
4,4
7,0
5
7
12
18
28
46
74
115
160
—
—
—
12
18
30
49
73
122
195
305
428
610
860
1 160
1 28 1
41
69
ПО
165
1 275
440
688
963
1 380
1930 !
2 618
3 300
4 125
5 100
0,4
0,6
0,9
1,5
2,2
3,7
3,9
0,8
1,2
1,8
3,0
4,4
7,4
П,8

о»
О) 4*Ю
ел
оою оо
СП
оел 4*.
00 О) со
¦-4 05*-*
-0 О
а
X)
о
ю
о
" *4
О? 4^3?
— к
со ел О)
ЧО) со
1-*
П>
2 * л
* § 8
Л>
о
со
—
о
4-
о
Сл
:__
ст>
о
о
00
—
о
«о
—
"-1
о
^
ч
>
я
2
э
"О
5
п
о
сл
в
а
о
3
ц
5 ЕЙ
Ж >
е з
° ^
Я р
& ы
о я
о СО
— 3!
СП К
о*
2 я
8?
мм
ело
8йЗ
П> (й л
к н ^
«Я
я С я
м1 ^
Й ~ п>
о сл<^
10 Е л
¦вн »
и-я сл
О С Я
8 2 к
я-о о
8*8
^°я
^я
Е "э
2 8
Н Л> о
>о ег сл
О ^ ,
4* оо сл ю со -^ сл сою»— •—
оелоо елоо елело> о о> 4* ю >
4* оо слюер -^слео ю»— >—
о ел о о ел ооел ело^о О) 4* ю
0,0555
0,0514
0,0478
0,0440
0,0615 |
0,0551
0,0510
0,0460
0,0874
0.0701
0,0615
0,103
0,0805
0,0692
0,199
0,142
0,110
0,250
0,173 1
0,133 |
0,68
0,464
0,293
0,891
0,603 ;
0,378 |
2,63
1,74
1,06
3,43
2,29
1,40
ОООО ООО ООО О О >— *-Ю4*
оооо оо*- ^-юсо 4^^"»— ^"оою
велело) -^со*- елоо сл^о оосло)
-^сосоо) 050--4 елсл»— оо>—
ОО^ЮФь О*-
0,0710
0,0624
0,0555
0,0490
0,0751
0,0646
0,0574
0,0495
0,0779
0,0664
0,0578
0,0490
0,0787
0,0660
0,0565
0,0467
ОООО
! 0,132
[ 0,0997
0,0824
0,146
0,107
0,0879
0,158
0,115
0,0929
0,169
0,121
0,0956
ООО
0,351
0,236
! 0,176
0,400
0,266
0,197
0,447
0,295
0,216
0,494
0.322
0,234
ООО
1,30
1 0,880
1 0,541
1,51
1,02
0,621
1,71
1,15
0,70
1,92
1,28
0,776
о*-ю
5,10
3.41
2,06
5,94
3,96
2,39
6,76
4,51
2,72
7,6
5,06
3,05
со ел оо
Я
X)
о
«
о
оо
оо
спел
>— 4*
о-^
0,080
0,070
0,0628
0,160 !
1 0,122 |
0,0965
0,469
0,307
0,211
1 1,76
0,754
о о ооо ооо ооо о^-ю
ооо *-*-"ю юсоо) "со 4* оо
-VI 00 СО >— 4*0 О) СО >— 00 -VI Ю
*— О СО СТ5СОО 05 4*0 00
О О) 4*
сл со
о о ооо ооо ооо *—*"*!$
о о о о"»— '>—">—'го оо^"-ч "ю 00 00
0)05 -^СОО ОО -^ СО Ю 00 4* ю ю со
О СО ОООО) 4*СТ>00 >-ооо
>-Ю -VI О)
оо
оо
О) -^
СО 4*
-Л 05
оо
О) со
4* Ю
оо
оо
05 00
00 СО
соо
оо
оо
0)00
00 4*
0,119
0,100
0,С855
0,130
0,109
0,0915
0,141
0,117
0,0970
ооо
о юсл
О СО —
0,276
0,202
0,152
0,313
0,227
0,169
0,349
0,251
0,185
ооо
Ю ЮСО
О "^1 00
ОС0 4*
0,887
0,567
0,375
1,03
0,642
0,428
1,17
0,735
0,480
оо >—
сл оою
СО >— СО
о --4
! 3,45
I 2,18
1,46
4,02
2,52
1,69
4,58
2,87
1,92
ю со ел
н- ю >—
СП Сл) 4*
о\
о
»•— ю со сл 004*»— со а> 4*
-.СОЮ 4* >— •— -40и
• -VI 00 Ю
оо ооо ооо р о »— ю ео СЛ
ОО о"»—*>— ЮЮ4». СЛО0-4* 00СЛО5
СЛ*^] с5~СЛ О00С> СЯдОЮ ">1 С75 СО
о
~. я* ъ 1
2 я л
! . *
а>
о
со
—
о
о
01
о
о>
о
"^
о
оо
о
со
о
<ъ
^
>
я
з
а
•о
5
8
ся
•е !
3
о
•о
я
ш я
е ц
я3
°^
г: а
х -
3 Я
I С5 »
II
53
сз\

I—* М—
ел кэ
оо
о о
И— >—>
ел о^
»-со
оо
>—* н—
СЛ ^3
Оэ о
о о
•—* >—1
ел -V)
со ел
оо
>—• н—»
05 -0
О 00
о о
Т—"н-
СЛ -VI
00 00
о о
>— >—
СЛ -VI
СО СЛ
о о
н— •—»
00 05
-^ел
о о
о —
сон-
сл со
со-4 ел
СЛ о о
ооо
н-н-КЭ
-VI СО СО
СЛ 45»Ю
ооо
— кэ кэ
00 О 45».
45» СО СТ5
ООО
>— КЭ КЭ
СО Ю 05
(О СО -V)
ООО
>— кэ кэ
СО со 00
00 4*. О
ООО
КЭ КЭ СО
О 45» О
»— кэ кэ
ООО
кэ кэ со
04=к-
— *<! 4*
ООО
-юсо
СО 4* н-
00 Ф» СО
ООО
ел о оо
О СО 45»
ел сл 05
ООО
КЭ СО 45»
05 »-ЬО
ел оокэ
ООО
со со ел
О 05СЛ
О со
ООО
СО 45» СЛ
СО »- 00
со оосл
ООО
СО 45» 05
С7> С7> С7>
45» СЛСО
ООО
ООСЛ -VI
СО О СО
»-00 СО
ООО
45». СЛ 00
>— 45» О
ел оооо
ООО
45» ел оо
Ю -VI -VI
•— ооо
ооо
45» СЛ 00
005 оо
-VI СО 00
X
к?
2 Ь
"Е
О
со
о
•^
о
СЛ
о
СЛ
—
о
-VI
о
*
со
—
**
о
2
л
(9
&
^
>
5
я
•о
5!
о
¦е
во
г:
а
о
1а
(9
00 *о
а
* о
Ев
О §
13 о =
я >я *
О р *
я я я
58*
Я Я ^
а со 5
о * со
О Я "О
» Ь Л
||*
88
г * 'й
В. 00
2 о
8
л:
4*00СП кэ СО -4 ел со кэ >—>— * -
ОСЛО ОСЛО ОСЛСП <у> т 0> 4* СЛ СЛ
ООО ООО ООО ООО О1— >—
"н-"—"»— ^—^1—1—¦ ">—">-кэ кэсосл ^^-оо
О О >— Ю N9 45» СТ>00КЭ 00 00 СТ) 00 СТ) СЛ
45» 00 СО >— СО >— >—СО КЭ О) О) СЛ
ООО ООО ООО ООО О —* кэ
»— н— >— _->—*-» и- КЭ КЭ ~СО 45» СТ> СОСЛ45»
О О >— КЭ 00 4* *^ОСЛ 00 СТ) со со О О
СО 00 СЛ 4=» 4* 00 45» СО •— СО 45» 00
ООО ООО ООО ООО >— >— КЭ
>—>—>— >— >—>— ^-^^ оосл оо ^— оо "со
О О >— КЭСОСЛ 00КЭ-4 -VI 45» оо сососл
0000СЛ СЛ -VI 4=» СП СЛ 00 СО--4 СО ^ ^ ^
0,114
0,106
0,098
0,111
0,102
0,094
0,105
0,095
0,086
0,0947
0,0883
0,074
ООО
0,159
0,139
0,125
0,161
0,138
0,124
0,160
0,135
0,118
0,153
0,126
0,108
ООО
0,303
0,242
0,194
0,327
0,256
0,202
0,346
0,266
0,205
0,359
0,270
0,202
ООО
0,970
0,617
0,423
1,04
0,690
0,464
1,21
0,757
0,501
1,33
0,819
0,533
оо —
3,49
2,15
1,39
4,04
! 2,47
! 1,59
>— КЭ4*
-^-^сл
00 СО 00
5,10
3,10
1,97
кэ оосл
ооо о О >— >— КЭ СО СЛ 00 4* >— со ст>
С045»СЛ -^ООКЭ СТ) 45» СО КЭ 4* *— >— -VI О
СЛСЛСТ) ОООО СО >—-V] оокэ
О сл кэ КЭ -VI
я
X)
о
со
о
Ю >— >-»—
4* оо ел кэ со -VI ел со кэ >—*-
ОСЛ ООСЛ ООСЛ СЛ СТ) о
оо ооо ооо ооо
^ ">— "»— "»-*">— ">—Т—"ю КЭ00О1
»— >— кэ 00 4>- о> со оо со со О
О СТ5 СЛ СЛ-^ 00 С7) 00 КЭ 45»
О О
кэ о
оо
СО со
0,158
0,143
0,130
0,367
0,149
0,135
0,275
0,221
0,184
0,309
0,243
0,198 !
0,697
| 0,477
0,344
0,830
0,560
0,394
оо ооо ооо ооо
Т— ">— Т—"н— >— ьо КЭ 00 4*. СХ СО
»— КЭ ООСЛ-^ »—СП4». 4*.4*.СГ)
0045» -ОСЛО >— 4* »— КЭОО
ОО
•—кэ
>— 4*
0,180
0,158
0,138
1 0,371
| 0,283
1 0,222
1,06
0,716
0,488
оо ооо ооо оо>—
Т—1— ">—"н-".— кэ кэ со СЛ "-4 КЭ
о кэ со ел оо со со со со со кэ
С7> О СТ> -^ 4>- О 00 СО ОО
ОО ООО ооо оо»—
о">— "и—"и—"ц_ ко со V сл оо со
СО •—' КЭ СЛ 00 00О-- СТ> СЛ 4^
елкэ сокэ»— кэ-чсо -^ст>
оо ооо ооо оо»—
О О О^-"*— КОКЭ45» СлЪо45»
СЛ-41 со >— сл оооо СТ) 00 КЭ
СОО 45» СО О СО 4* -VI СО 00
кэ со СЛ
<* ^ 5
2 к 5
*&8
а
X)
о
о

§ 4-22] Таблицы для расчета сетей, выполненных проводами, кабелямщ шинами 683
Таблица 4-85
Потери напряжения е, %/(А«км), в трехфазных сетях 380 В,
выполненных алюминиевыми шинами прямоугольного сечения,
проложенными открыто плашмя в одной плоскости при расстоянии а = 20 см
Сечение
шины,
мм2
30X3
30X4
40X3
40X4
50X4
50X5
60X4
60X6
80X6
80X8
100X8
100X10
0,3
0,15
0,137
0,13
0,127
0,111
0,105
0,101
0,0938
0,082
0,0789
0,0706
0,0688
| 0,4
0,163
0,147
0,140
0,129
0,115
0,109
0,105
0,0961
0,0831
0,0792
0,0706
0,0683
€
| 0,5
0,175
0,155
0,149
0,135
0,119
0,111
0,108
0,0966
0,0833
0,0792
0,0696
0,0689
>, %/(А-км),
0,6
0,186
0,162
0,155
0,139
0,122
0,112
0,11
0,0965
0,0824
0,0767
0,0631
0,06
ПрИ СОЗ ф
1 0.7
0,194
0,166
0,16
0,137
0,123
0,112
0,11
0,0942
0,0797
0,0733
0,0642
0,0608
0,8
0,19
0,168
0,163
0,140
0,122
0,108
0,107
0,0897
0,0751
0,0677
0,0592
0,0551
0,9
0,200
0,164
0,160
0,135
0,115
0,101
0,101
0,0811
0,0667
0,0536
0,0505
0,0464
1 Ь0
0,172
0,133
0,132
0,104
0,0851
0,0692
0,0715
0,0501
0,0382
0,0294
0,0241
0,0196
Таблица 4-86
Моменты тока, соответствующие заданным потерям напряжения для алюминиевых
токопроводов при постоянном токе напряжением 220 В /т/т=/(Д(/ %)
Потери
напря-
жения
ЛИ. %
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
10,0
25X3
1,34
2,69
4,03
5,58
6,72
8,06
9,40
10,8
12,1
13,4
14,8
16,1
17,5
18,8
20,2
21,5
22,9
24,2
25,6
26,9
30X4
2,15
4,30
6,45
8,60
10,7
12,9
15,1
17,2
19,4
21,5
23,6
25,8
28,0
30,1
32,3
34,4
36,5
38,7
40,8
43,0
Момент тока, А • км
40X4
2,87
5,74
8,58
11,5
14,4
17,2
20,1
22,9
25,8
28,7
31,6
34,4
37,3
40,2
43,0
45,8
48,6
51,6
54,5
57,4
50X5
4,48
8,95
13,4
17,9
22,4
26,8
31,3
35,7
40,2
44,8
49,2
53,6
58,1
62,6
67,0
71,5
76,0
80,5
85,0
89,5
, для алюминиевых
60x6
6,40
12,8
19,2
25,6
32,0
38,4
44,8
51,2
57,5
64,0
70,3
76,7
83,0
89,5
96,0
103
109
116
122
127
80x6
8,55
17,1
25,6
34,2
42,7
51,2
59,6
68,2
76,8
85,5
94,0
103
111
120
129
137
146
154
163
171
шин, мм
80x8
П,4
22,8
34,2
45,6
57,0
68,3
79,8
91,2
103
114
125
137
148
160
171
182
194
205
217
228
100x8
14,3
28,6
42,8
57,2
71,5
85,8
100
114
129
143
157
172
186
200
215
229
243
257
272
286
100X10
17,9
35,7
53,5
71.4
89,2
107
125
143
161
179
196
214
233
250
268
286
303
321
339
357
43*

684 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
4-23. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ ТАБЛИЦЫ ДЛЯ РАСЧЕТА СТАЛЬНЫХ
ТОКОПРОВОДОВ И КРАНОВЫХ ТРОЛЛЕЕВ
Таблица 4-87
Моменты тока, соответствующие заданным потерям напряжения для стальных
токопроводов при постоянном токе напряжением 220 В 1т1т~!(&У %)
Потери
напряже-
ния АСА
%
]^омент тока, А-км, для допустимого тока /д , А
325 | 480 | 650 |
480
| 1 275 | 1 780 | 1 310 | 1 710 | 2 170 | 2 590
при размерах стального токопровода
полоса, мм
60X4 | 80x5 | 100X6
угловая
сталь, мм
75X75X8
№ Ю
Лэ 14
квадрат, мм
50x50 | 60X60 | 70X70 | 80x80
0,5
1
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
4,5
9,0
9,5
10,0
0,935
1,87
2,81
3,74
4,68
5,61
6,55
7,48
8,42
9,35
10,3
11,2
12,2
13,1
14,0
15,0
15,9
16,8
17,8
18,7
1,56
3,12
4,68
6,24
7,80
9,36
10,9
12,5
14,0
15,6
17,2
18,7
20,3
21,8
23,4
25,0
26,5
28,1
29,6
31,2
2,35
4,69
7,04
9,38
11,7
14,1
16,4
18,8
21,1
23,5
25,8
28,1
30,5
32,8
35,2
37,5
139,9
42,2
44,6 1
46,9
4,51
9,02
13,5
18,0
22,6
27,1
31,6
36,1
40,6
45,1
49,6
54,1
58,6
63,1
67,7
27,1
76,7
81,2
85,7
90,2
5,00
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
55,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
85,0
90,0
95,0
100,0
| 7,25
14.5
21,8
1 29,0
36,3
43,5
50,8
1 58,0
65,3
72,5
79,8
87,0
94,3
102
109
116
123
131
138
145
9,00
18,0
27,0
36,0
47,0
54,0
63,0
72,0
81,0
90,0
99,0
108
117
126
135
144
153
162
171
180
12,8
25,6
38,4
51,2
64,0
76,8
89,6
102
115
128
141
154
166
179
192
205
218
230
243
, 256
17,8
35,5
53,3
71,0
88,8
107
124
142
160 1
178
195
213
231
249
267
284
302
320
337 1
355
22,9
45,8
68,7
91,6
114
137
160
183
206
229
252
275
298
321
344
366
389
412
435
458
Таблица 4ч
Значения т=Д/т) для определения Д{/%=т/т.103 в трехфазных сетях 380 В,
выполненных стальными токопроводами (крановые троллеи), проложенными
в одной плоскости, при а «25ч- 38 см и со5 ф = 0,4-^0,7
Значения
171
0,060
0,065
0,070
0,075
0,080
0,085
0,090
0,095
0,100
0,105
0,110
0,115
Расчетный ток I т , А
40X40X4
65
70
75
80
85
90
95
100
108
115
123
130
Угловая
50x50x5
80
88
95
108
ПО
118
125
133
140
149
158
168
сталь
60X60X6
95
103
111
120
130
140
150
160
171
182
193
204
75x75x8
125
135
140
156
168
180
194
208
222
236
250
264
Швеллер
№ 10
150
162
176
190
204
220
235
250
267
283
300
316
Швеллер
№ 12. двутавр
№ 10
175
190
205
220
237
254
270
285
300
320
340
360
Швеллер
№ 14, двутавр
№ 12
195
210
225
242
260
280
300
322
343
365
386
408

§ 4-23]
Вспомогательные таблицы для раыета стальных токопроводов
685
Значения
т
0,120
0,125
0,130
0,135
0,140
0,145
0,150
0,160
0,165
0,170
0,175
0,180
0,185
0,190
0,195
0,200
0,210
0,220
0,230
0,240
0,250
0,260
0,270
0,280
0.290
0,300
40X40X4
138
145
153
160
168
175
183
200
210
220
230
240
250
260
270
280
300
320
340
360
380
400
420
440
460
480
Угловая
50x50x5
177
186
195
204
214
223
232
250
264
277
291
304
315
331
345
358
385
412
439
466
493
520
547
574
601
628
р
сталь
60x60x5
215
226
237
248
259
270
280
300
317
334
351
368
395
402
419
436
470
504
538
572
606
640
674
708
742
776
Пр
асчетпый ток Iт , А
73x75x3
278
292
306
320
334
348
362
390
404
427
449
472
494
520
539
562
607
652
697
742
787
832
877
922
967
1012
Швеллер
.\9 10
333
349
366
382
399
415
432
465
490
515
540
565
580
615
640
665
715
765
815
865
915
9&5
1015
1065
1 115
1 165
одолжение
Швеллер
Л» 12, двутавр
Лз 10
380
400
420
440
460
480
500
540
568
595
623
650
678
715
733
760
815
870
925
980
1035
1090
1 145
1200
1255
1310
табл. 4-88
Швеллер
Лп9 14. двутавр
№ 12
429
451
472
494
515
537
558
600
632
663
695
726
758
789
820
852
915
978
1041
1 104
1 167
1230
1293
1356
1419
1482
Примечание. Жирным шрифтом отмечены наибольшие длительно допустимые нагрузки /д.
Таблица 4-1
Допустимые значения моментов, А-км, для крановых троллеев из угловой стали
50X50X5 с параллельно проложенной (на расстоянии 25 мм от уголка)
алюминиевой лентой в трехфазных сетях 380 В
при расстоянии между троллеями а —25 см, /т/т=/г(Д^%)
АС/,
%
Момент тока, А • км,
для алюминиевых шин,
размером, мм
20x3 | 30X3 | 40X3 | 50x3 | 60x4 | 80x5
265 | 370 | 450 | 580 | 720 | 1
000
АС/
%
Момент тока, А • км,
для алюминиевых шин,
размером, мм
20x3 | 30x3 | 40X3 | 50x3 | 60x4 | 80x5
265
| 370
30
34
37
41
44
48
51
54
57
450
35
38
42
46
50
54
58
62
66
580
37
41
45
50
54
58
62
66
70
' 720
43
48
53
58
62
67
72
11
82
1000
При коэффициенте мощности 0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
4,0
1 6
1 8
11
1 14
! 17
1 20
; 22
7
10
14
17
20
24
27
8
12
15
19
23
27
31
8
13
17
21
25
29
33
10 1
14
19
24
29 1
34 |
38
11
17
23
29
34
40
46
4,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
8,5
25
28
31
34
37
39
42
45
48
52
57
63
69'
74
80
86
92
97

686 Общие вопросы проектирования электрических сетей [Разд. 4
Продолжение табл. 4-89
%
Момент тока, А-км, для алюминиевых
шин, размером, мм
20X3 | 30X3 | 40x3 | 50x3 | 60x4 | 80x5
Допустимый ток / А
265
370
450
580
720 | 1 000
ЛС/,
%
Момент тока. А км, для алюминиевых
шин, размером, мм
20x3 | 30X3 | 40x3 | 50x3 | 60x4 | 80х ^
Допустимый ток / , А
265
370
450
580
720
ооо
9,0
9,5
10,0
50
53
56
61
64
69
69
73
77
74
79
83
86
91
96
103
109
114
При коэффициенте мощности 0,7
12
18
24
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
5
8
10
12
15
18
6
9
13
16
19
22
7
11
15
18
22
26
8
12
16
20
24
28
10
15
20
25
29
34
31
37
43
7,0
7,5
8,0
8,5
9,0
9,5
10,0
20
23
25
28
30
33
35
38
40
43
46
48
51
25
28
31
35
38
41
44
47
50
53
57
60
63
29
33
37
40
44
48
51
55
58
62
66
70
73
32
36
40
44
48
52
56
60
64
68
72
76
80
39
44
49
54
59
64
69
74
78
83
88 |
93 |
98
49
оо
61
67
73
79
85
91
98
104
ПО
116
122
Примечание. При а=38 см данные таблицы уменьшаютгя в среднем на 5—7%.
Таблица 4-90
Значения М' =?(п) и М<ь — ?(п) для выбора сечения проводов, проложенных
в газовых трубах, для безындукционной подпитки стальных троллеев
в трехфазных сетях 380 В при расстоянии между троллеями а =25 см и со$ф = 0,7
(см. указания к табл. 4-90 и 4-91)
Поофиль
троллея
Число и сече-
ние проводов
с алюминие-
выми жилами
оля подпитки
Значения М'
1
3
4
при числе шагов п
6
8
10
м*
Угловая
сталь
50X50X5
Угловая
сталь
75X75X8
Швеллер
№ 1С
Двутавр
№ 12
3(1X70)
3(1X95)
3(1X120)
3(1X150)
2X3(1X95)
2X3(1X120)
2X3(1X150)
3X3(1X120)
3X3(1X150)
2X3(1X150)
3X3(1X95)
3X3(1X150) |
1X3(1X150)
2X3(1X150)
2X3(1X150)
37
39
39
40
41
42
42
43
43
60
64
65
69
74
101
54
59
64
67
72
75
76
82
82
104
111
118
100
125
160
61
70
78
84
94
100
104
ПО
113
137
146
160
115
159
195
64
76
87
96
111
121
127
136
141
161
172
195
122
182
215
66
78
92
103
123
136
145
158
166
180
191
222
125
198
227
67
80
96
108
133
148
161
177
188
193
205
245
127
209
234
81
98
112
140
158
173
193
207
204
215
263
216
238
82
99
114
145
166
183
207
223
211
222
278
221
240
100
115
148
172
191
218
238
228
290
100
116
151
176
198
228
250
232
300
67
182
101
ПО
159
193
227
284
337
232
244
340
128
232
244
160
195
210
235
350
400
420
420
430
420
520
670
520
670
700

§ 4-23] Вспомогательные таблицы для расчета стальных токопроводов 687
Таблица 4-91
Длина шага линий безындукционной подпитки стальных троллеев
в трехфазных сетях 380 В (см. указания к табл. 4-90 и 4-91)
Профиль
троллеев
Число и сече-
ние алюми-
ниевых про-
водов под-
питки
Длина шага подпитки, % I {и
Угловая
сталь
50X50X5
Угловая
сталь
75X75X6
Швеллер
№ 10
Двутавр
№ 12
3(1X70)
3(1X95)
3(1X120)
3(1X150)
2X3(1X95)
2X3(1X120)
2X3(1X150)
3X3(1X120)
3X3(1X150)
2X3(1X150)
3X3(1X95)
3X3(1X150)
1X3(1x150)
2X3(1X150)
2X3(1X150)
56
47
39
34
26
22
19
15
13
26
26
19
54
32
41
25
25
24
22
19
17
15
13
11
19
19
15
26
22
24
И
13 |
15
15
14
13
12
11
9,7
14
14
13
11,5
15
14
4,8
7
8,8
9,8
10,5
10,4
10
9,2
8,4
10,5
10,5
10,1
5,4
10
8,3
2,1
3,7
5,4
6,4
7,8
8,1
8,2
7,8
7,4
7,8
7,8
0,2
2,5
6,9
4,9
2,0
3,3
4,3
5,8
6,3
6,6
6,7
6,4
5,8
5,7
6,6
1 Л
4,7
2,9
2,0
2,8
4,3
5,0
5,4
5,7
5,6
4,3
4,2
5,3
3,2
1,7
—
1,9
3,2
3,9
4,4
4,8
4,9
3,2
3,1
4,3
2,2
1,0
—
—
2,3
3,0
3,6
4,1
4,5
—
2,3
3,5
—
—
—
—
2,4
2,9
3,5
3,7
—
1,7
2,8
—
Указания к табл. 4-90 и 4-91. Если известны допустимые значения АС/, % и 1т1т от точ-
ки питания до конца троллея, то задаются числом шагов подпитки п, учитывая, что чем меньше и,
тем больше сечение проводов подпитки. Тогда М'==/_./_ и по ЛГ и п в табл. 4-90 находят
т т Аи%
требуемое для подпитки число и сечение проводов с алюминиевыми жилами, проложенных в газо-
вых трубах и величину М А; по последней определяют Ь ^== /и по табл. 4-91 находят длину
каждого шага подпитки в процентах /. ф (рис. 4-32).
* ЛГ
г-
;-
1*
^ 1*т
Г» 1
^т1
11
•
*• *
Р"™"™*""^
ю
к
Рис. 4-32. Схема стального троллея в трех-
фазных сетях с безындукционной подпит-
кой из алюминиевых проводов в газовых
трубах.
/ — ввод; 2 — троллей; 3
/б —пять шагов подпитки: /
подпитка; 1\,
- длина и ^ф— фи-
ктивная длина троллея, км.

688
Список литературы
[разд. 4
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
4-1. Рябков А. Я. Электрический рас-
чет линий электрических сетей. М., Гос-
эиергоиздат, 1950.
4-2. Рябков А. Я. Электрические сети.
М., Госэиергоиздат, 1960. 511 с.
4-3. Глазунов А. А. и Глазунов А. А.
Электрические сети и системы. М., Госэиер-
гоиздат, 1960. 368 с.
4-4. Цейтлин Л. А. Индуктивности про-
водов и контуров. М., Госэиергоиздат,
1950.
4-5. Калантаров П. Л. и Нейман Л. Р.
Теоретические основы электротехники. Ч. I,
II, III. М., Госэиергоиздат, 1959.
4-6. Калантаров П. Л, и Цейтлин Л. А.
Расчет индуктивности. М., Госэиергоиздат,
1955. 368 с.
4-7. Мукосеев Ю. Л. Распределение пе-
ременного тока в токопроводах. М., Гос-
эиергоиздат, 1959. 136 с.
4-8. Казак Н. А., Князевский Б. А.,
Лазарев С. С. и др. Электроснабжение
промышленных предприятий. М., «Энер-
гия», 1966. 535 с.
4-9. Крупович В. И., Ермилов А. А.,
Трунковский Л. Е. Проектирование и мон-
таж промышленных электрических сетей.
М., «Энергия», 1971.
4-10. Указания по проектированию си-
лового электрооборудования промышлен-
ных предприятий. СН 357-66, 1967. Гос-
строй СССР.
4-11. Бачелис Д. С.» Белорусов Н. И.,
Саакян А. Е. Электрические кабели, про-
вода и шнуры (Справочник). М., Госэиер-
гоиздат, 1963. 608 с.

А
Автоматика и самозапуск электродвигателей
424
— Сетевая 415
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
418
Автоматические выключатели, защита 656
Автоматическое включение резерва (АВР)
415
— повторное включение (АПВ) 423
Автотрансформаторы 92
Агрегаты преобразовательные, защита 276,
288, 294
Аккумуляторные установки, выбор и техни-
ческие данные 357, 360, 394
Амортизация, нормы 68
Амперметры 435
Аппараты электрические, воздушные вы-
ключатели быстродействующие, техниче-
ские данные, схемы, габариты 303
выбор и проверка высоковольтных вы-
ключателей 175
выбор по допустимому нагреву тока-
ми длительных режимов 173
режиму к. з. 173
выключателей нагрузки 181
высоковольтных предохранителей 181
разъединителей, отделителей, коротко-
замыкателей и заземлителей 185
токоограничивающих реакторов 187
трансформаторов напряжения 201
тока 194
шин, проводов, кабелей и изоляторов
напряжением выше 1000 В 201
допустимые температуры нагрева ча-
стей аппаратов выше 1000 В при длитель-
ной работе 26
наименьшие допустимые расстояния
для подстанций 476
основные технические данные для на-
пряжения выше 1000 В 213
схемы управления 461
формулы и указания по выбору и про-
верке 175—201
УКАЗАТЕЛЬ
Арматура линейная 506
Атмосферные перенапряжения, защита 243
Б
Батареи аккумуляторные 334, 355, 360
Блоки кабельные, нагрузки на кабели 626
— питания 341, 360
В
Ваттметры 439
Взрывоопасные зоны, классификация
16—19
электрические сети 644
Воздушные линии электропередачи до 1 кВ,
основные указания 542
Вольтметры 436
Выбор напряжения 91
по экономической плотности тока 614
— проводников по нагреву 614
— проводок в зависимости от условий про-
кладки и среды 629
Выключатели автоматические для защиты
сетей до 1 кВ 658
— высоковольтные, сводные данные 213
— схемы управления 303
— формулы для выбора и проверки 175, 181,
185, 188, 194, 201
Выпрямители 281
Выпрямительные комплектные устройства
294
— установки, расчет токов к. з. 166
Высота места установки, влияние на работу
электрооборудования 24
Г
Годовое число часов использования макси-
мума осветительной нагрузки 49
нагрузки по отраслям промыш-
ленности 49
работы предприятия 34
Д
Двигатели, защита 384, 424
— самозапуск 424

690
Алфавитный указатель
Е
Единицы измерения, международная систе-
ма единиц СИ 30
наименование десятичных и кратных
величин 31
ряды предпочтительных чисел 32
Ж
Жилы токопроводящие, минимальные сече-
ния 636
3
Зарядные устройства 341
Защита воздушных и кабельных линий 409
— выбор уставок сетей напряжением до
1000 В 651
— двигателей 384, 424
— комбинированная на разных ступенях се-
ти 665
— конденсаторных установок 412
— от атмосферных перенапряжений 242
— открытых подстанций от прямых ударов
молнии 252
— передача отключающего импульса 382
— пересечений ВЛ 532
— плавкими предохранителями 414
— преобразовательных пол> проводниковых
агрегатов 392
— релейная 366
— сетей до 1 кВ 651
— токопроводов 410
— трансформаторов 367
— устройств проводной связи железнодо-
рожной сигнализации и телемеханики от
опасного и мешающего влияния ВЛ на-
пряжением выше 6 кВ 537
— электропечных установок 407
— электроустановок 6—10 и 35 кВ от внут-
ренних перенапряжений 253
Защитные промежутки 246
И
Измерения электроэнергии 431
Изоляторы, выбор 506 и 544
Изоляция и арматура ВЛ 506
Инженерные сооружения, пересечения ВЛ
532
Источники и способы питания 102, 332
К
Кабели, нагрузки в блоках 626
— виды электропроводок и способ проклад-
ки 629
Кабели, выбор 633
— контрольные, номенклатурные 610
наружный диаметр и масса 612
общие указания по выбору 633
— прокладка в траншеях блоках, каналах,
туннелях и эстакадах 577
— силовые, арматура и аппаратура 561
выбор типа кабеля в зависимости от
способа и места прокладки 563
до 35 кВ, номенклатура 604
технические данные 604
наружные диаметры и масса 607
общие указания по выбору 633
сечение и число жил 606
НО кВ арматура и аппаратура 561
Кабельные сооружения 577
сопротивление 780
термическая устойчивость 212
Кабельные линии напряжением ПО кВ
выбор типа кабеля в зависимо-
сти от способа и места прокладки 563
прокладка в траншеях 568
туннелях 574
рекомендации по применению
маслонаполиенных кабелей среднего дав-
ления 563
технические данные кабелей
558
устройство и расчеты 563
Камеры и ячейки РУ высокого напряжения,
типовые конструкции 478
— трансформаторов, минимальные размеры
498
наименьшие проходы 476
Категории электроприемников по беспере-
бойности электроснабжения 92
Качество электроэнергии, высшие гармони-
ческие 76, 79
колебания напряжения при удар-
ной нагрузке 78, 82
линейные регуляторы 71
падение и потеря напряжения 70
показатели 69
расчеты значений-напряжения у элек-
троприемников 74
регулирующие устройства и мероприя-
тия по улучшению 71
фильтры высших гармонических 79
Классификация электроустановок и помеще-
ний 16
Компенсаторы синхронные 72
Компенсирующие устройства для повыше-
ния коэффициента мощности 444
технические данные 454
Комплектные выпрямительные устройства
311

Алфавитный указатель
691
Комплектные выпрямительные устройства
схемы 299
— распределительные устройства 478
Конденсаторные батареи, схемы включения
456, 459
установка и конструкции 460
установки, защита 412
Конденсаторы, емкость для питания цепей
отключения приводов 341
— технические данные 341
Конструкции камер и ячеек РУ высокого
напряжения 130
Контроль изоляции 443
Коридоры и проходы наименьшие в РУ, ка-
мерах трансформаторов и помещениях
щитов 476
Короткое замыкание в сетях, получающих
питание от машин постоянного тока 170
выбор аппаратов, изоляторов и про-
водников по условиям к. з. 173
значения ударного тока для изолято-
ров 208
расчет в установках переменного тока
выше 1 кВ 157
до 1 кВ 161
однофазного к. з. на стороне
400/230 В трансформаторов 162
Короткозамыкатели 226
Коррозия, стойкость металлов и их спла-
вов 16
Коэффициенты годовые энергоиспользова-
ния 34
— использования 34
— максимума 51, 54
— мощности 36—48
выбор мощности и типа компенсирую-
щих устройств 444
— поправочные на температуру воздуха для
проводов ВЛ 321
проводников 6Г8
число кабелей в земле 619
— расчетные для электроприемников 36
— спроса осветительных нагрузок 35
— теплоотдачи проводников 616
Крановые троллеи, моменты тока 685
линии безындукционной подпитки 687
Л
Линии воздушные и кабельные, защита 409
— электропередачи, защита от перенапряже-
ний 242
допустимые длительные нагрузки на
голые провода 521
защита устройств проводной связи же-
лезнодорожной сигнализации и телемеха-
ники от опасного и мешающего влияния
ВЛ напряжением выше 6 кВ 537
изоляторы и линейная арматура 506,
544
конструктивные данные проводов 504
механический расчет проводов и тро-
сов 525, 552
минимально допустимые сечения про-
водов 543
напряжением выше 1000 В 502
напряжением до 1000 В, основные ука-
зания 542
нормируемые расстояния от проводов
ВЛ до земли и сооружений 532
опорные конструкции деревянные 509,
513, 545
железобетонные 510, 614
металлические 511
предельно допустимые пролеты ВЛ 503
провода и тросы 502. 543
ремонт и обслуживание 519
экономическая плотность тока 520
электрические расчеты 518—525; 547
отчисления на амортизацию, 68
Лучеиспускание 616
М
Магистрали, сортамент и сечения токоведу-
щих шин 597
Маслоприемники 468
Маслосборные устройства 468
Материалы, классификация по степени воз-
гораемости 16
— проводниковые 11
— физические и химические свойства 12, 13
— электроизоляционные 14
Механический расчет проводов и тросов ВЛ
525, 552
Молниеотводы 261
Молнии, защита открытых помещений от
прямых ударов 252
Моменты мощности осветительных сетей 681
— тока крановых троллеев 685
токопроводов 685
Мощность максимальная 50
— на разных ступенях электроснабжения 58
— ряды номинальных мощностей трансфор-
маторов и автотрансформаторов 267
— средняя 34
Н
Нагревательные устройства к высоковольт-
ным выключателям 220
Нагрузки длительные на провода, шнуры и
кабели 620

692
Алфавитный указатель
Нагрузки максимальные 50
— на кабели в блоках 626
провода и тросы ВЛ 528
— однофазных электроприемников 54
—г осветительные, годовое число часов ис-
пользования максимума 49
— пиковые и однофазные 54
— проводов В Л 551
— расчет на. разных ступенях системы элек-
троснабжения 58
— токовые, принятые .условия при расчете
619
— трехфазной сети с однофазными электро-
приемниками 56
— электрические, основные величины 33
Надежность электроснабжения 86
данные о повреждаемости и времени
восстановления элементов системы элек-
троснабжения 88
Напряжение, выбор 91
— номинальные стандартные 26
— расчетные и стрелы провеса В Л 529
— колебание при толчках нагрузки 82
— регулирование 71
О
Обозначения условные электрических вели-
чин при расчете токов к. з. 142
Оперативный ток, системы 332т 363
Опорные конструкции ВЛ напряжением 6—
110кВ508
Опоры В Л напряжением выше 1 кВ 515
до 1 кВ 545
размещение по профилю трассы 535
Осветительные сети, допустимая частота ко-
лебания напряжения 669
моменты мощности 681
Основания опор ВЛ 514
Отделители 226
П
Перегрев проводников 615
Перенапряжения атмосферные, защита 243
Пересечения ВЛ до 1 кВ с инженерными
сооружениями 533
Питание предприятий электроэнергией, спо-
собы 102
Повторно-кратковременные режимы для
проводникоз 618
Подстанции, схемы 101, 118
— внутрицеховые 495
— выбор и размещение 95
— глубокого ввода (ПГВ) 96
— защита 253
от перенапряжений 242
Подстанции, защита подходов 249
— конструкции 467
— наименьшее допустимое приближение к
зданиям 474
— наименьшие расстояния до токоведущих
частей 476
— преобразовательные схемы 289, 299
— размеры приближения к зданиям по усло-
виям пожарной безопасности 474
— размещение РУ и подстанций 467
— схемы и компоновки цеховых подстанций
6—10 кВ 129, 130
— трансформаторные 130, 139
— требования к зданиям, помещениям и
конструкциям 469
— тяговые промышленного электрифициро-
ванного транспорта 310
Пожарная безопасность, размеры прибли-
жения подстанций к зданиям 474
Пожароопасные зоны и установки, класси-
фикация 17
Помещения трансформаторные 498
— щитов, наименьшие коридоры и проходы
478
Постоянная времени нагревания проводов
и кабелей 618
— лучеиспускания 616
Потери мощности в трансформаторах 262
допустимые значения Рт/т-103 на 1%
потери напряжения в осветительных сетях
681
подсчет в элементах электрических ус-
тановок 671
расчет сетей 668, 681
таблицы для расчета сетей 682
Предохранители высокого напряжения 227
— плавкие для защиты сетей до 1 кВ 655
Преобразовательные агрегаты и подстанции
276, 288
Приборы измерительные 431
расстановка на различных присоедине-
ниях 435
схемы включения 431
Приведенные затраты в электроснабжении
63
Приводы выключателей, общие технические
данные 220
разъединителей, короткозамыкателей,
отделителей и заземлителей 220, 221, 222
Провода, еиды электропроводок и способ
прокладки
— ВЛ до 1 кВ 543
— воздушные и тросы 502
— изолированные основные технические дан-
ные 599

Алфавитный указатель
693
Провода, наибольшие расстояния между
точками крепления на изолирующих опо-
рах 639
— неизолированные ЛЭП, экономическая
плотность тока 520
нагрузки 620
поправочные коэффициенты 321
проверка на потерю напряжения 674
— стандартные диаметры и сечения 14
Проводки внутренние до 1 кВ 629
Проводники, выбор по экономической плот-
ности тока 628
— допустимая температура нагрева и нор-
мированные значения температуры среды
27 и 615
—г основные технические данные шин, изо-
лированных проводов и кабелей 597
— расчетная температура среды 616
— сопротивление 675
— экономическая плотность тока 628
Прокладка кабелей вертикальная, разность
уровней 634
Пролеты ВЛ, расчетные 529
Промежутки защитные 246
Проходы и коридоры наименьшие в РУ, ка-
мерах трансформаторов и помещениях щи-
тов 478, 479
Пульты управления, характеристика, реко-
мендуемый размер и расположение рабо-
чих зон 28
Р
Размеры приближения подстанций к здани-
ям 474
Разность уровней при вертикальной про-
кладке кабелей 634
Разрядники вентильные 254
— технические данные 257
— трубчатые 259
Разъединители 184
—указания по выбору 185
Распределение энергии, схемы 104
Распределительные устройства внутрицехо-
вые 495
схемы 130
указания по конструктивному выпол-
нению 467
Расстояние между проводами пересекаю-
щихся ВЛ 532
— наименьшие до токоведущнх частей в РУ
и столбовых подстанциях 476, 477
— от проводов ВЛ до 1 кВ до земли и со-
оружений 556
Расчет механических проводов и тросов ВЛ
525
— переходов ВЛ выше 1 кВ 532
Расчет переходов В Л до 1 кВ 556
— сетей по потерям напряжения 668
— электрический ЛЭП выше 1 кВ 516
до 1 кВ 547
Расчетные климатические условия для ВЛ
выше 1 кВ 526
Реакторы 229
Релейная защита 366
Ремонт текущий, затраты основных средств
69
Род установки, выбор аппаратов, изоляторов
и проводников напряжением 1—НО кВ
172
С
С а хМ оз а пуск электродвигателей 424
Сети до 1 кВ 635
— во взрывоопасных зонах 644
— в пожароопасных зонах 650
— защита 651
комбинированная на разных ступенях
665
— осветительные, моменты мощности 681
Сечения проводов ВЛ до 1 кВ, минималь-
ные 543
Сигнализация предупреждающая и аварий-
ная 463
схемы 466
Система единиц 30
Сопротивление воздушных и кабельных ли-
ний, шинопроводов 6—10 кВ 145
— проводников (кабелей, проводов и шин)
675
— синхронных машин 147 и 178
— трансформаторов 143
и элементов аппаратов до 1 кВ 518
Стеллажи аккумуляторных батарей 358
Схемы включения конденсаторных батарей
456, 459
— коммутации подстанций и коммутацион-
ной аппаратуры, указания 118
— комплектных устройств 131
— подстанций 35—110 кВ 122
— предупреждающей и аварийной сигнали-
зации 466
— управления высоковольтными выключате-
лями 461
Счетчики электрические 431
Т
Текущий ремонт основных средств, затраты
69
Температура, влияние температуры окружа-
ющего воздуха на работу электрооборудо-
вания 24

694
Алфавитный указатель
Температура допустимая проводников (шин,
проводов, кабелей) 615
частей электрических аппаратов 26
—расчетной среды 616
Технико-экономические сравнения вариантов
повышения коэффициентов мощности 452
электроснабжения 63
Токи короткого замыкания 142
в установках, получающих питание
от машин постоянного тока 170
вычисление ударного тока к. з. и
наибольшего действующего тока к. з. 156
определение приведенного (фиктив-
ного) времени 156
примеры расчетов токов к. з. в уста-
новках выше 1 кВ 157
расчет без учета затухания 155
в установках до 1 кВ переменно-
го тока 161
на модели-анализаторе электри-
ческих систем 171
стороне выпрямленного тока
вентильных преобразователей 166
при глубоком регулировании на-
пряжения трансформатора-выпрямителя
169
с учетом индивидуального зату-
хания 153
учет влияния синхронных и асин-
хронных электродвигателей 155
Токопроводы 580
— конструктивное выполнение и основные
характеристики 587
— моменты тока 685
— напряжением 6—35 кВ, определения, об-
ласть и условия рационального примене-
ния 580
— проектирование 590
Трансформаторные подстанции 495
— помещения 498
Трансформаторы автотрансформаторы,
выбор 92
— для преобразователен 285
— допустимые перегрузки 269
— защита 367
— напряжения, выбор 91, 92
— основные характеристики и сводные дан-
ные 264
— охлаждение 267
— потери мощности 266
— размеры 273
— регулирование напряжения 270
— схемы соединения 267
— тока, вторичные нагрузки 193
— — выбор и проверка 194
Трансформаторы тока, динамическая и тер-
мическая устойчивость 196
классы точности и область применения
197
кривые кратности 198
сводные данные 232
Траншеи, прокладка кабелей 577
Троллеи крановые, моменты тока 685
Тросы и провода ВЛ, механический расчет
525, 552
Трубы, выбор диаметра в зависимости от
числа проводов 641
У
Уставки аппаратов защиты сетей до 1 кВ
655
— защиты, выбор 651
Установки аккумуляторные 355
— конденсаторные, защита 412
— электропечные, защита 407
Устройства зарядные 341
— компенсирующие 444
— маслосборные 468
Учет электроэнергии 431
Ф
Фазометры 440
Ч
Частота колебаний напряжения в местах
присоединения осветительных линий 669
Частотомеры 440
Ш
Шинопроводы до 1 кВ 643
— конструктивное выполнение и основные
характеристики 582
— проектирование 590
— магистральные напряжением 6—35 кВ,
определения, область и условия рацио-
нального применения 580
Шины, выбор по экономической плотности
тока 628
— динамическая и термическая устойчивость
210
— допустимые длительные токовые нагруз-
ки 620
— нагрузки 624
— номенклатура 597
— нормированная температура среды 27
— основные технические данные 597
— сопротивление 680
— условия, принятые в расчете допустимых
токовых нагрузок 619

Алфавитный указатель
695
Щ
Щитовые помещения, расстояние 478
Щиты распределительные и пульты управ-
ления, характеристика, рекомендуемый
размер и расположение рабочих зон 28
Э
Экономическая плотность тока проводников
628
проводов ЛЭП 520
Электрооборудование, взрывозащита 20
— влияние температуры охлаждающей газо-
образной среды и высоты места установки
над уровнем моря 24
— выбор 172
— классификация по защите от внешней
среды 22
— климатические условия 21
— номинальные напряжения 26
— обозначение степени защиты от прикосно-
вения, попадания посторонних предметов
и влаги 23, 24
Электропечные установки, защита 407
Электроприемники, категории по бесперебой-
ности электроснабжения 92
— допустимые отклонения напряжения от
режимных 668
— эффективное число 51
Электропроводки, выбор вида в зависимо-
сти от условий прокладки и среды 629
наиболее употребительных изолирован-
ных проводов и шнуров для различных
видов проводки в зависимости от харак-
теристики помещений или среды 629
— изолированные провода, основные техни-
ческие данные 599
— наружные диаметры и масса 601
— напряжением до 1 кВ 635
— расчет сетей по потерям напряжения 668
— устройство сетей до 1 кВ 635
Электроснабжение, технико-экономические
расчеты 63
— надежность 86
— схемы 101
Я
Ячейки высоковольтные и камеры РУ высо-
кого напряжения, типовые конструкции
478

СПРАВОЧНИК
ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И СЕТЕЙ
Редактор А. Я. Глазков
Редактор издательства Л. В. Копейкина
Переплет художника Н. Т. Ярешко
Художественный редактор Д. И. Чернышев
Технические редакторы Г. Г. Самсонова,
Л. В. Иванова
Сдано ь набор 2/1 1974 г. Подписано к печати 18/11 1974 г.
Т-08434. Формат 70Х1081/1в. Бумага типографская № 1.
Усл. псч. л. 60,9. Уч.-изд. л. 68,06. Тираж 25 000 экз. доп.
Зак. 478* Цена 3 р. 96 к.
Издательство «Энергия», Москва, М-114,
Шлюзовая наб., 10
Владимирская типография Союзполиграфпрома
при Государственном комитете
Совета Министров СССР по делам издательств,
полиграфии и книжной торговли
Гор» Владимир, ул. Победы, д, 18-6,